Plano Preventivo de Ação
Para o Sistema Nacional de Gás Natural
Período 2015-2018
Agosto, 2015
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
SUMÁRIO EXECUTIVO
Enquadramento
O Regulamento nº 994/2010, de 20 de outubro, do Parlamento Europeu e do Conselho (Regulamento), estabelece as
disposições destinadas a garantir a segurança de abastecimento e o correto funcionamento do mercado interno de
gás natural (GN).
No documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal - Período 20152018” foi efetuada a avaliação de riscos de acordo com o artigo 9.º do Regulamento e identificados os riscos que
afetam a segurança do aprovisionamento de gás.
No seguimento dessa avaliação, deverá ser elaborado e publicitado pela Direção-Geral de Energia e Geologia (DGEG)
um Plano Preventivo de Ação (PPA) que inclua as medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados.
A DGEG é igualmente responsável pela elaboração de um Plano de Emergência (PE) que, em função dos níveis de crise
identificados, estabeleça os procedimentos e as medidas detalhadas a tomar para eliminar ou atenuar os efeitos de
uma perturbação no aprovisionamento de gás natural.
Antes da aprovação dos Planos referidos anteriormente, a DGEG deverá proceder, ao intercâmbio dos respectivos
projetos de planos preventivos de ação e de planos de emergência e consultar as suas congéneres ao nível regional
adequado, bem como a Comissão, para se certificar de que os seus projetos de planos e medidas não são
incompatíveis com os planos preventivos de ação e com os planos de emergência dos demais Estados-Membros e de
que respeitam o Regulamento e as demais disposições do direito da União.
Este PPA assenta no estabelecido nos artigos 4º e 5º do Regulamento, onde se estipula a obrigatoriedade da
apresentação dos resultados da Avaliação de Riscos, bem como as medidas corretivas e preventivas, o risco residual e
os mecanismos de cooperação com outros estados membros. Com base nos pressupostos enunciados no
Regulamento, o PPA deve basear-se em medidas de mercado tendo em consideração o impacto económico, a eficácia
e a eficiência das medidas, os efeitos no funcionamento do mercado interno de energia e o impacto no ambiente e
nos consumidores, e não deve sobrecarregar indevidamente as empresas de GN nem prejudicar o funcionamento do
mercado interno de GN.
De acordo com o enquadramento legislativo nacional, nomeadamente o estabelecido no artigo 47º-B do Decreto-Lei
nº 231/2012, de 26 de outubro, a DGEG é responsável por elaborar o PPA, nos termos e de acordo com os
procedimentos previstos no Regulamento, mediante proposta do operador da Rede Nacional de Transporte de Gás
Natural (RNTGN).
Assim, a DGEG elaborou o PPA que se apresenta de seguida, com a colaboração da REN Gasodutos enquanto gestor
técnico global do SNGN.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Plano Preventivo de Ação (PPA)
Na avaliação de riscos associados ao Sistema Nacional de Gás Natural (SNGN) analisaram-se os cenários com impacto
direto ou potencial para o aprovisionamento de GN em Portugal e para o funcionamento adequado do SNGN,
resultado de acidentes ou atos intencionais, que ocorram em Portugal ou em países terceiros fornecedores ou
transportadores de GN. Os cenários de risco regional que afetam o aprovisionamento de gás em Portugal e em
Espanha foram também analisados.
Na tabela seguinte apresentam-se os 16 cenários de risco identificados na avaliação de riscos, bem como a estimativa
de probabilidade e severidade associada a cada um deles. Esta tabela traduz-se depois no diagrama matriz dos riscos
identificados para o SNGN.
CENÁRIOS DE RISCO
Cenário
1
Descrição do Cenário de Risco
Probabilidade
Severidade
Falha na infraestrutura do TGNL de Sines
1 a)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, com existências de GNL nos tanques
Elevada
Muito Baixa
1 b)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques
Média
Média
1 c)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração máxima de 24 horas
Média
Baixa
1 d)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração superior a dia
Baixa
Elevada
1 e)
Indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna
Média
Baixa
2
Falha na interligação de Campo Maior
Baixa
Média
3
Falha na interligação de Valença do Minho
Baixa
Baixa
4
Falha na infra-estrutura do AS do Carriço
4 a)
Indisponibilidade de movimentação de gás ‘comercial’ por parte dos
comercializadores do SNGN
Baixa
Média
4 b)
Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a
partir do AS do Carriço
Baixa
Muito Elevada
5
Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países
terceiros
Média
Elevada
6
Ruptura no gasoduto principal de transporte da RNTGN
6 a)
Cenário de ruptura em local que pela configuração de fluxos de
transporte de gás na RNTGN não comprometem de modo relevante o
abastecimento do SNGN
Baixa
Média
6 b)
Cenário de ruptura em locais críticos ou de potencial
congestionamento da RNTGN
Baixa
Elevada
7
Cenários de riscos regionais (Península Ibérica)
7 a)
Falha no aprovisionamento de países terceiros que afectem a Península
Ibérica
Baixa
Média
7 b)
Cenário de falha na interligação de Tarifa
Baixa
Média
7 c)
Rutura nos gasodutos Al Andalus ou Extremadura
Baixa
Média
7 d)
Cenário de avaria na EC de Almendralejo
Baixa
Média
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O PPA estabelece linhas de ação que visam a redução dos riscos associados ao (SNGN), sendo esse objetivo traduzido
na avaliação e tratamento dos cenários mais relevantes da matriz de risco resultante da Avaliação de Riscos, como
mostra a figura seguinte, de modo a reduzir a sua probabilidade e/ou severidade, minimizando o impacto no SNGN
através de medidas de prevenção e/ou proteção.
DIAGRAMA MATRIZ DA AVALIAÇÃO DOS RISCOS IDENTIFICADOS PARA O SNGN
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
PROBABILIDADE
Muito
Elevada
Elevada
1 a)
Média
Baixa
5
4 b)
1 d)
1 b)
6 b)
2
4 a)
7 a) 7 b)
7 d)
1 c)
6 a)
7 c)
1 e)
3
Muito
Baixa
A abordagem efetuada neste Plano seguiu a seguinte metodologia:
· Aplicação do resultado da matriz de risco da Avaliação de Riscos, quantificando-se a probabilidade de
ocorrência por ano, a sua severidade através do GN não fornecido ou do recurso ao mercado SPOT para o
cenário em estudo, e o impacto do cenário no SNGN de acordo com a determinação do GN não servido por
ano ou do recurso ao mercado SPOT por ano, obtidos pelo produto dos valores de probabilidade e de
severidade anteriores;
· Ordenação dos cenários mais impactantes do SNGN, através da quantificação decrescente do GN não
servido por ano em cada um dos cenários;
· Construção do diagrama de redução de risco para cada um dos cenários.
Quantificação e priorização dos Cenários de Risco
Quantificou-se a probabilidade, a severidade (recurso ao mercado SPOT ou GN não fornecido), e a severidade anual
(previsão de recurso ao mercado SPOT por ano ou GN não fornecido por ano), relativamente aos cenários 1b), 1d),
4b), 5 e 6b).
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Probabilidade
Cenário
Cenário 5
Unid. ocorrência/ano
Perturbação no aprovisionamento pelos
fornecedores de países terceiros (90
dias)
Previsão de recurso
ao mercado SPOT
Unid. GWh
Unid. GWh/ano
i) Com recurso às
Reservas de Segurança
1 104
184
4 571
762
1/6'
ii) Sem recurso às
Reservas de Segurança
Probabilidade
Cenário
Unid. ocorrência/ano
Acidentes na infraestrutura de
Cenário 1 d) regaseificação do TGNL de Sines com
duração superior a 1 dia
Recurso ao
mercado SPOT
GN não fornecido
para o Cenário
Previsão de GN não
fornecido
Unid. GWh
Unid. GWh/ano
i) Indisponibilidade de
curta duração - 7 dias
1/40'
239
6,0
ii) Indisponibilidade de
longa duração - 90 dias
1/621'
2 144
3,5
3 467
0,7
19
0,4
-
-
Cenário 4 b)
Indisponibilidade de movimentação das
Reservas de Segurança a partir do AS do
Carriço
1/4902'
Cenário 6 b)
Cenário de rutura em locais críticos ou
de potencial congestionamento da
RNTGN
1/50'
Cenário 1 b)
Indisponibilidade do cais de acostagem
devido a condições meteorológicas
adversas, sem existências de GNL nos
tanques do TGNL
1/5'
Nota: No cenário 1d) Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a 1 dia, na simulação de uma
indisponibilidade de curta duração – 7 dias, pretende-se retratar um incidente que ocorra durante o tempo de vida útil da infraestrutura do TGNL
de Sines. A probabilidade associada a esta simulação assume um carácter “administrativo” já que a redundância dos sistemas e a fiabilidade dos
equipamentos no terminal de GNL de Sines determinam uma probabilidade associada muito inferior. Para mais detalhes, ver secção 4.1.2.
De acordo com a análise das tabelas anteriores conclui-se o seguinte:
· O cenário 51 apresenta um impacto potencial significativo para o SNGN, na medida em que pode obrigar à
aquisição de GN liquefeito no mercado SPOT, numa quantidade de pode oscilar, sensivelmente, entre 1 e 5
navios metaneiros de GNL, com o respetivo impacto no preço de aquisição de gás;
· O cenário 1d) apresenta uma previsão de GN não fornecido que varia entre 6,0 GWh/ano para a situação de
indisponibilidade de curta duração (7 dias) e 3,5 GWh/ano no caso da indisponibilidade de longa duração
(90 dias);
· O cenário 4b) apresenta uma previsão de GN não fornecido de 0,7 GWh/ano;
· O cenário 6b) apresenta um impacto no SNGN correspondente a 0,4 GWh/ano;
1
A volatilidade dos preços internacionais de gás, petróleo e carvão dificulta a elaboração das estimativas de oferta nas interligações portuguesas e
na regaseificação do TGNL de Sines. Deste modo, sugeriu-se que este cenário de risco utiliza-se a capacidade instalada nos pontos de oferta
associada aos contratos de longo prazo, ao invés de se utilizar o histórico recente de aprovisionamento nacional a partir dos países de origem.
Este racional é similar ao utilizado no critério N-1 do Regulamento, onde se considera a capacidade total disponível nos pontos de oferta,
independentemente da capacidade contratada e utilizada no histórico recente.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
· Considerou-se que o cenário de risco 1b) apresenta uma previsão de GN não fornecido nula.
Desenho das estratégias de redução de Risco
As estratégias para reduzir o risco associado aos cenários identificados devem centrar-se preferencialmente em
medidas de mercado e na implementação e aperfeiçoamento dos acordos existentes, mas também na melhoria das
infraestruturas existentes ou eventualmente no desenvolvimento de novas infraestruturas.
As medidas de mercado incluem o acesso a novos contratos, a novos exportadores de GNL e/ou o acesso a novas
rotas de GN, que por sua vez podem implicar o desenvolvimento de novos contratos comerciais.
As ações podem classificar-se como medidas de prevenção ou medidas de proteção. As medidas de prevenção têm
por objetivo diminuir a probabilidade de ocorrência do cenário de risco, e podem significar a substituição de
equipamentos por outros mais fiáveis, ou para criar sistemas redundantes. As medidas de proteção têm por objetivo a
diminuição da severidade do cenário de risco e podem incluir a diversificação das fontes de GNL e das rotas de GN,
bem como o desenvolvimento de instalações de armazenamento de GN.
As estratégias desenvolvidas contemplaram a combinação dos diversos tipos de ações anteriormente descritas, de
forma a contribuir para a redução de risco de mais de um cenário.
De forma a reduzir o impacto do cenário de risco 5 propõe-se a aplicação das seguintes medidas de proteção:
· Incentivar os comercializadores a diversificar as suas fontes de aprovisionamento;
· Recurso ao mercado SPOT;
· Concretização efetiva do MIBGAS, potenciando o aumento da liquidez do mercado de gás natural;
· Proceder à construção de uma 3ª interligação com Espanha, associada ao desenvolvimento do MIDCAT.
De forma a reduzir o impacto do cenário de risco 1d) propõe-se a aplicação das seguintes medidas de proteção:
· Desenvolver acordos operacionais que facilitem a descarga de GNL em terminais em Espanha e o transporte
desse gás até Portugal, em caso de emergência;
· Concretização efetiva do MIBGAS, potenciando o aumento da liquidez do mercado de gás natural;
· Proceder à construção de uma 3ª interligação com Espanha, associada ao desenvolvimento do MIDCAT.
Para reduzir a probabilidade do risco associado ao cenário 1b) propõe-se a adoção da medida de prevenção que
consiste no desenvolvimento de uma ferramenta informática que permita o acompanhamento dos riscos decorrentes
de condições meteorológicas adversas com a previsão de simultaneidade de existências reduzidas nos tanques de
GNL.
No caso do cenário de risco 4b), dadas as caraterísticas desta infraestrutura e ao resultado do risco, não são propostas
medidas adicionais de proteção ou prevenção para aplicação a este cenário, devendo a REN, continuar a determinar o
risco potencial de gás não servido associado à indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a partir
do AS do Carriço, com o objetivo de melhorar a segurança do abastecimento.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Quanto ao cenário 6b) também não se propõem quaisquer medidas de proteção ou prevenção, devendo a REN,
continuar a determinar o risco potencial de gás não servido associado às ruturas em zonas críticas da RNTGN, com o
objetivo de melhorar a segurança de abastecimento.
Cenários de Risco Regional (Península ibérica)
O impacto dos quatro cenários regionais identificados na Avaliação de Riscos materializar-se-ia nas entradas de GN a
partir interligações de Campo Maior/Badajoz e de Valença do Minho/Tuy, em particular na interligação de Campo
Maior/Badajoz, na medida em que este ponto de entrada se encontra a jusante da EC de Almendralejo (cenário
regional 7d), da interligação de Tarifa (cenário regional 7b) e dos gasodutos Al-Andaluz e Extremadura (cenário
regional 7c). Deste modo, os cenários regionais transformar-se-iam no cenário nacional “2 - Falha da Interligação de
Campo Maior” – que, de acordo com a Avaliação dos Riscos, apresenta um risco reduzido, sem impacto no
abastecimento do mercado e com saldo de capacidade positivo.
A Avaliação dos Riscos determinou que estes quatro cenários se encontram fora da zona de risco elevado/médio, isto
é, na zona aceitável da matriz de riscos. Por este motivo não foram objeto de análise exaustiva neste Plano Preventivo
de Ação.
Risco Residual
De acordo com a aplicação das medidas propostas aos cenários, apresenta-se na figura seguinte o diagrama matriz de
risco residual do SNGN.
DIAGRAMA MATRIZ DE RISCO RESIDUAL DO SNGN
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
PROBABILIDADE
Muito
Elevada
Elevada
1 a)
Média
Baixa
5
4 b)
6 b)
1 b)
2 4 a)
6 a)
7 a) 7 b) 7 c)
7 d) 1 d)
1 c) 1 e)
3
Muito
Baixa
Conclusões
As medidas propostas neste plano preventivo de ação permitem a redução do risco associado aos cenários “5Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros”, “1b) Incidentes na infraestrutura de
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
regaseificação do Terminal de GNL de Sines (TGNL) com duração superior a 24 horas” e “1d) Indisponibilidade do cais
de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques do TGNL”,
deslocando-os para uma área de risco mais reduzido da matriz, resultando na matriz de risco residual da figura
anterior.
Verifica-se que os cenários da matriz de risco residual encontram-se todos na zona aceitável da matriz de risco, não se
identificando qualquer cenário na zona de risco elevado/não aceitável. Os cenários 1a), 1c), 1d), 1e), 2, 3, 4a), 6a), 7a),
7b), 7c) e 7d) apresentam um risco reduzido (zona a cor verde) e os cenários 1b), 4b), 5 e 6b) apresentam um risco
médio (zona a cor amarela). No caso do cenário 1d), devido às medidas adotadas no presente plano, verificou-se uma
alteração do grau de risco, passando de risco moderado para risco baixo, devido à redução da severidade associada a
este cenário.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
ÍNDICE
SUMÁRIO EXECUTIVO
CAPÍTULO I
Contexto do Plano Preventivo de Ação .................................................................................................1
1.
Enquadramento ................................................................................................................................................1
2.
Objetivos do Plano Preventivo de Ação ............................................................................................................2
3.
Características do SNGN....................................................................................................................................3
3.1 Mercado - Procura ........................................................................................................................................................ 3
3.2 Mercado – Oferta ......................................................................................................................................................... 6
3.3 Capacidades de Oferta das Infraestruturas .................................................................................................................... 8
3.4 Acordos Regionais entre Portugal e Espanha ................................................................................................................. 8
4.
Resultados da Avaliação dos Riscos do SNGN ................................................................................................. 10
CAPÍTULO II
5.
Plano Preventivo de Ação................................................................................................................... 17
Plano Preventivo de Ação ................................................................................................................................................ 17
5.1 Quantificação e priorização dos cenários de risco mais relevantes para o SNGN ........................................................... 18
5.1.1 Cenário 1b) Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, sem
existências de GNL nos tanques do TGNL..................................................................................................................... 19
5.1.2. Cenário 1d) Incidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a 1 dia ........ 19
5.1.3 Cenário 4b) Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a partir do AS do Carriço ................. 24
5.1.4 Cenário 5) Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros.......................................... 24
5.1.5 Cenário 6b) Cenário de rutura em locais críticos ou de potencial congestionamento da RNTGN ........................... 26
5.2 Desenho das Estratégias de Redução de Risco ............................................................................................................. 28
5.3 Redução de Risco associada aos cenários..................................................................................................................... 28
5.3.1 Cenário 5) Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros.......................................... 29
5.3.2 Cenário 1d) Incidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a 24
horas .......................................................................................................................................................................... 30
5.3.3 Cenário 4b) Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a partir do AS do Carriço ................. 32
5.3.4 Cenário 6b) Cenário de rutura em locais críticos ou de potencial congestionamento da RNTGN ........................... 32
5.3.5 Cenário 1b) Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, sem
existências de GNL nos tanques do TGNL..................................................................................................................... 33
5.4 Risco Residual ............................................................................................................................................................. 33
6.
Impacto Regional - Plano Preventivo de Ação ................................................................................................. 35
7.
Conclusões ...................................................................................................................................................... 36
GLOSSÁRIO
ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS
ANEXO I – Mapa da RNTIAT
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
CAPÍTULO I
1.
Contexto do Plano Preventivo de Ação
ENQUADRAMENTO
O Regulamento nº 994/2010, de 20 de outubro, do Parlamento Europeu e do Conselho (Regulamento), estabelece
as disposições destinadas a garantir a segurança de abastecimento e o correto funcionamento do mercado interno
de GN. De acordo com o Regulamento, a autoridade competente - no caso português, a DGEG - procedeu a uma
avaliação dos riscos que afetam a segurança do aprovisionamento de gás no seu Estado-Membro (EM), tendo
facultado a avaliação de riscos à Comissão Europeia (CE).
No documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal - Período 20152018” foi efectuada a avaliação de riscos de acordo com o artigo 9º do citado Regulamento. Neste documento
foram identificados os riscos que afectam a segurança do aprovisionamento de gás.
No seguimento dessa avaliação, deverá ser elaborado e publicitado pela DGEG um Plano Preventivo de Ação (PPA)
que inclua as medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados. Para o efeito, deverão ser
consultadas as empresas de gás natural, as organizações representativas dos interesses dos clientes domésticos e
dos clientes industriais de gás relevantes e a entidade reguladora nacional (ERSE).
A DGEG é igualmente responsável pela elaboração de um Plano de Emergência (PE) que, em função dos níveis de
crise identificados, estabeleça os procedimentos e as medidas detalhadas a tomar para eliminar ou atenuar os
efeitos de uma perturbação no aprovisionamento de gás. Este plano deverá identificar, entre outras, as ações a
empreender para atenuar os impactes ao nível do abastecimento de eletricidade produzida a partir de GN e a
eventual necessidade de contribuição de medidas não baseadas no mercado.
De acordo com o artigo 4º do Regulamento, antes da aprovação dos planos referidos anteriormente, a DGEG
deverá proceder, ao intercâmbio dos respectivos projetos de planos preventivos de ação e de planos de
emergência e consultar as suas congéneres ao nível regional adequado, bem como a CE, para se certificar de que
os seus projetos de planos e medidas não são incompatíveis com os planos preventivos de ação e com os planos de
emergência dos demais EM e de que respeitam o Regulamento e as demais disposições do direito da União.
De acordo com o enquadramento legislativo nacional, nomeadamente o estabelecido no artigo 47º-B do DecretoLei nº 231/2012, de 26 de outubro, a DGEG é responsável por elaborar o PPA, nos termos e de acordo com os
procedimentos previstos no Regulamento, mediante proposta do operador da Rede Nacional de Transporte de Gás
Natural (RNTGN).
Assim, a DGEG elaborou o PPA que se apresenta de seguida, com a colaboração da REN Gasodutos enquanto
gestor técnico global do SNGN.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
1
2.
OBJETIVOS DO PLANO PREVENTIVO DE AÇÃO
O presente documento pretende dar cumprimento ao estabelecido nos artigos 4º e 5º do Regulamento, onde se
estipula a obrigatoriedade de existência de procedimentos que visem harmonizar a intervenção, bem como a
apresentação dos resultados da avaliação de riscos, as medidas corretivas e preventivas, o risco residual e os
mecanismos de cooperação com outros estados membros. Pretende igualmente detalhar as medidas adequadas
para a eliminação ou atenuação dos riscos identificados nos cenários de risco da Avaliação de Riscos do SNGN.
Com base nos pressupostos enunciados no Regulamento, o PPA deve basear-se preferencialmente em medidas de
mercado tendo em consideração o impacto económico, a eficácia e a eficiência das medidas, os efeitos no
funcionamento do mercado interno de energia e o impacto no ambiente e nos consumidores, e não deve
sobrecarregar indevidamente as empresas de gás natural nem prejudicar o funcionamento do mercado interno de
GN.
Do ponto de vista de enquadramento legislativo nacional, o PPA teve em consideração o que está estabelecido no
artigo 47º-B do Decreto-Lei nº 231/2012, de 26 de outubro, que refere que a DGEG é responsável por elaborar,
nos termos e de acordo com os procedimentos previstos no Regulamento, mediante proposta do operador da
RNTGN, um Plano Preventivo de Ação, definindo as medidas necessárias tendo em vista a eliminação ou atenuação
dos riscos identificados na avaliação de riscos do aprovisionamento do SNGN.
Prevê-se ainda que o relatório seja atualizado de dois em dois anos, a menos que as circunstâncias imponham
atualizações mais frequentes, e deve incluir a Avaliação dos Riscos mais recente.
2
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
3.
CARACTERÍSTICAS DO SNGN
Neste capítulo identificam-se as principais caraterísticas do mercado e os parâmetros do Sistema Nacional de Gás
Natural Português (SNGN) que têm impacto direto no presente Plano Preventivo de Ação.
3.1 MERCADO - PROCURA
Estimativa da Procura 2015-2018 (Cenário Base e Cenário Segurança de Abastecimento)
Na tabela 1 apresenta-se a estimativa de consumo anual dos cenários base e segurança de abastecimento dos
mercados convencional, elétrico e total, para o período compreendido entre os anos 2015 e 2018.
TABELA 1 - PREVISÃO DE CONSUMO ANUAL DOS CENÁRIOS BASE E SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO PARA O PERÍODO 2015-20182
2015
2016
2017
2018
44,7
45,4
45,9
46,5
Residencial
3,4
3,4
3,5
3,5
Terciário
3,0
3,0
3,1
3,1
Indústria
19,2
19,4
19,7
19,9
Cogeração
19,2
19,5
19,7
19,9
8,8
7,6
7,8
20,1
Mercado Elétrico - Regime Seco
16,9
15,5
15,6
31,4
Mercado Total - Média Regimes
53,6
53,0
53,7
66,6
Mercado Total - Regime Seco
61,6
60,9
61,5
77,9
46,1
46,9
47,6
48,3
Residencial
3,4
3,5
3,6
3,7
Terciário
3,0
3,1
3,2
3,3
Indústria
19,4
19,7
20,1
20,4
Cogeração
20,9
Cenário Base
Mercado Convencional
Mercado Elétrico - Média Regimes
Cenário Segurança de Abastecimento
Mercado Convencional
20,2
20,5
20,7
Mercado Elétrico - s/ desclassificação central Sines a carvão
8,8
7,6
7,8
8,2
Mercado Elétrico - Média Regimes
9,1
8,0
8,3
21,1
Mercado Elétrico - Regime Seco
17,4
16,2
16,5
32,4
Mercado Total - s/ desclassificação central Sines a carvão
54,9
54,5
55,4
56,4
Mercado Total - Média Regimes
55,2
54,9
55,9
69,4
Mercado Total - Regime Seco
63,5
63,0
64,1
80,6
Unid. TWh
Estimativa das Pontas de consumo 2015-2018
Na tabela 2 observa-se a estimativa para as pontas de consumo diário dos cenários Base e Segurança de
Abastecimento do mercado convencional, elétrico e total, relativo ao período 2015-2018.
2
Fonte: Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Nacional de Gás Natural 2015-2030
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
3
TABELA 2 - PONTAS DE CONSUMO PARA O PERÍODO 2015-20183
2015
2016
2017
2018
Mercado Convencional
Cenário Base
Ponta provável
146
148
150
151
Ponta extrema
159
161
163
165
Cenário Segurança de Abastecimento
Ponta provável
150
152
154
156
Ponta extrema
164
166
169
172
Ponta provável
109
101
107
152
Ponta extrema
118
115
116
174
Mercado Elétrico
Cenário Base
Cenário Segurança de Abastecimento
Ponta provável
109
104
108
154
Ponta extrema
119
116
119
174
119
116
119
118
Ponta provável
255
249
257
303
Ponta extrema
277
277
280
339
Ponta extrema
(1)
Mercado Total
Cenário Base
Cenário Segurança de Abastecimento
Ponta provável
260
256
262
310
Ponta extrema
283
282
288
346
283
282
288
289
Ponta extrema
(1)
Unid. GWh/d
Nota:
(1)
Cenário sem desclassificação da central térmica de Sines a carvão
Estimativa de Consumo dos Clientes Protegidos (Mercado Convencional)
Tomando o ano de 2013 como referência, a partir da informação disponibilizada pelos Operadores de Redes de
Distribuição e pelos Comercializadores foi realizada uma análise de carácter quantitativo que permitiu confirmar,
com alguma segurança, que os consumos das pequenas e médias empresas e dos serviços essenciais de carácter
social não representaram, no seu conjunto, mais de 20% da utilização final do gás, de acordo com o artigo 2.1 do
Regulamento 994/2010.
Com efeito, considerando o consumo dos clientes protegidos relativamente à procura nacional total, o setor
doméstico representou 8% e as pequenas e médias empresas e os serviços essenciais de carácter social
representaram aproximadamente 14% desse consumo. Deste modo, considera-se que o total de clientes
protegidos totaliza 22% do consumo anual no SNGN.
3
4
Fonte: Relatório de Monitorização da Segurança de Abastecimento do Sistema Nacional de Gás Natural 2015-2030
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Na tabela 3 apresenta-se a estimativa de consumo dos clientes protegidos do mercado convencional, tendo em
conta as condições referidas no artigo 8º do Regulamento (norma relativa ao aprovisionamento) e no Decreto-Lei
nº 231/2012, de 26 de outubro.
TABELA 3 - CONSUMO DOS CLIENTES PROTEGIDOS DO MERCADO CONVENCIONAL (ART. 8º DO REGULAMENTO)
4
2015
2016
2017
2018
14256
14452
14634
14814
Cenário Base
Consumos protegidos
Consumo 7 dias
396
402
407
412
Consumo 30 dias máximo
1596
1618
1639
1659
Consumo 30 dias médio
1402
1421
1439
1457
14693
14934
15161
15387
Consumo 7 dias
409
415
422
428
Consumo 30 dias máximo
1645
1672
1698
1723
Consumo 30 dias médio
1445
1469
1491
Cenário Segurança de Abastecimento
Consumos protegidos
1513
Unid. GWh
Estimativa de Consumo do Mercado Elétrico não interruptível (30 dias de consumo extremo)
A análise de procura de gás realizada em exercícios de planeamento mais recentes revela que a evolução crescente
perspetivada para a capacidade instalada no Sistema Electroprodutor Nacional baseada em fontes de energia
renováveis implica que, no longo prazo, a componente termoelétrica não deverá exceder 24% do total no cenário
base (17% no cenário de segurança do abastecimento). No entanto, em termos do dia de maior consumo de cada
mês e tomando o ano de 2020 como referência, a proporção da energia elétrica diária consumida com origem em
fontes termoelétricas poderá variar entre 73% e 30% (com uma probabilidade de excedência de 5%), dependendo
das condições vigentes.
Esta situação evidencia a necessidade de se garantir o aprovisionamento dos combustíveis para dotar o sistema
electroprodutor da capacidade de backup térmico capaz de colmatar a variabilidade característica das fontes de
energia renováveis. Por outro lado, tendo por base as orientações políticas relativas à minimização de emissões e
seu impacte ambiental, considera-se que o gás natural pode desempenhar um papel vital não só na resposta mais
rápida às situações de curto prazo mas também à situações que podem afetar a segurança do sistema elétrico
nacional.
Para o cálculo da parcela de reservas de segurança respeitante ao mercado elétrico, com base nos resultados dos
estudos prospetivos sobre a evolução do sistema Elétrico Nacional é efetuada uma análise estatística dos
consumos de gás natural nas centrais produtoras em regime ordinário que decorrem das simulações do sistema
electroprodutor.
4
Fonte: REN
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
5
Para cada estádio simulado, na ocorrência de diferentes condições hidrológicas, é calculado o volume de gás
correspondente a 30 dias de consumo no mês de Inverno com maior utilização das centrais de ciclo combinado
não interruptíveis (Central Termoelétrica do Ribatejo e Central Tejo Energia), com uma probabilidade de
excedência de 5% (ou seja, cobrindo a ocorrência de uma vez em 20 anos).
Das análises realizadas em exercícios de planeamento mais recentes para as Trajetórias “Base” e “Segurança de
Abastecimento”, a aplicação desta metodologia conduz a necessidades agregadas de gás natural que se situam
entre os 839 e os 1863 GWh para cada estádio do período de 2015 a 2018. Estes consumos não interruptíveis dos
centros electroprodutores em regime ordinário não deverão sofrer alterações significativas enquanto se mantiver
a atual conjuntura no setor elétrico assim como os respetivos pressupostos, designadamente até que se verifique a
desclassificação de uma das centrais a carvão atualmente em funcionamento no país.
Na tabela 4 apresenta-se a estimativa para o consumo do mercado elétrico não interruptível na ocorrência de 30
dias de procura excecionalmente elevada.
TABELA 4 - CONSUMO EXTREMO DE 30 DIAS DO MERCADO ELECTRICO NÃO INTERRUPTIVEL3
2015
2016
2017
2018
Consumo ME c/ desclassificação central Sines a carvão
839
817
910
1863
Consumo ME s/ desclassificação central Sines a carvão
839
817
910
939
Unid. GWh
3.2 MERCADO – OFERTA
Produção
Não existe produção de gás natural em Portugal.
Cota de importação do maior importador do SNGN
O maior importador de gás natural a atuar em Portugal detém cerca de 88% da quantidade de entrada no SNGN
(segundo dados de 2013)5.
Repartição da oferta na RNTGN
Analisando o período compreendido entre os anos 2008 e 2012, verificou-se um padrão de estabilização da
repartição de entradas de gás por Sines e por Campo Maior, com valores de aproximadamente 55% de GNL por
Sines e 45% de GN por Campo Maior.
Em 2013, a repartição de entradas de gás na RNTGN foi de 40,0% por Sines (maioritariamente GNL Nigeriano),
55,8% por Campo Maior (maioritariamente GN Argelino), 0,7% por Valença do Minho e 3,5% pelo AS do Carriço. O
ponto de entrada de Valença do Minho, apesar de ser gás natural, é maioritariamente gás com proveniência do
Terminal de GNL de Mugardos em Espanha.
5
6
Fonte: DGEG
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Fontes de Importação de GN/GNL
Na tabela seguinte são apresentados os valores de energia aprovisionados para abastecimento do SNGN no ano de
2013, desagregados por GN e GNL, e por origem de aprovisionamento.
A análise desta tabela permite concluir que, apesar da diversificação de origens de aprovisionamento potenciada
pelo terminal de GNL de Sines, o SNGN continua a depender de dois grandes países fornecedores de gás, a Argélia
e a Nigéria, com um total de 73,7% do total de gás aprovisionado.
TABELA 5 - APROVISIONAMENTO DO SNGN EM 20136
Quantidade
[GWh]
GN
27 227
Outros
0
2 288
0
55,5%
0,0%
27 227
2 288
55,5%
Argélia
1 009
85
2,1%
Nigéria
12 878
1 082
26,2%
Noruega
Qatar
Trinidad e Tobago
Egipto
Outros
Total
1 783
2 693
866
0
2 636
21 865
150
226
73
0
222
1 837
3,6%
5,5%
1,8%
0,0%
5,4%
44,5%
49 092
4 125
100,0%
Total Global
Nota:
(1)
Fração do total
[%]
Argélia
Total
GNL
Quantidade
[Mm3(n)]
Valores determinados após dedução de recargas de GNL realizadas no TGNL de Sines.
Contratos de Longo Prazo
Os contratos de longo prazo em regime de take or pay celebrados em data anterior à entrada em vigor da Diretiva
n.º 2003/55/CE, do Parlamento e do Conselho, de 26 de junho, cuja titularidade é do comercializador do SNGN,
são os seguintes contratos:
a) Contrato de fornecimento de gás natural com origem na Argélia, celebrado em 16 de abril de 1994;
b) Contrato de fornecimento de gás natural liquefeito com origem na Nigéria, celebrado em 1998;
c) Contrato de fornecimento de gás natural liquefeito com origem na Nigéria, celebrado em 17 de junho de
1999;
d) Contrato de fornecimento de gás natural liquefeito com origem na Nigéria, celebrado em fevereiro de
2002.
6
Fonte: REN
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
7
3.3 CAPACIDADES DE OFERTA DAS INFRAESTRUTURAS
Capacidades atuais dos pontos relevantes da RNTGN (incluindo bidireccionalidade de fluxo)
A tabela 6 descreve as capacidades atuais dos pontos relevantes da RNTGN, na sua fronteira, com os pontos de
oferta e de procura.
TABELA 6 - CAPACIDADES ATUAIS DOS PONTOS RELEVANTES DA RNTGN, INCLUINDO REVERSIBILIDADE DE FLUXO
Pontos relevantes
Capacidade diária
TGNL de Sines
Capacidade de regaseificação: 222,8 GWh/dia, equivalente a 780 010
m3(n)/h
Capacidade saída (injeção no AS): 23,8 GWh/dia, equivalentes a 83
AS do Carriço
3
350 m (n)/h
Capacidade entrada (extração do AS para a RNTGN): 85,7 GWh/dia,
equivalentes a 300 000 m3(n)/h
Interligação de Campo Maior (incluindo a
reversibilidade de fluxo)
Capacidade entrada: 134,2 GWh/dia, equivalente a 470 000 m3(n)/h
Capacidade saída: 35,0 GWh/dia, equivalente a 122 500 m3(n)/h nos
meses de Inverno (Novembro a Abril do ano seguinte)
Capacidade saída: 70,0 GWh/dia, equivalente a 245 000 m3(n)/h nos
meses de Verão (Maio a Outubro)
Interligação
de
Valença
do
Minho
(incluindo a reversibilidade de fluxo)
Capacidade entrada: 30,0 GWh/dia, equivalente a 105 000 m3(n)/h
nos meses de Inverno (Novembro a Abril do ano seguinte)
Capacidade entrada: 40,0 GWh/dia, equivalente a 140 000 m3(n)/h
nos meses de Verão (Maio a Outubro)
Capacidade saída: 25,0 GWh/dia, equivalente a 87 500 m3(n)/h
Total dos pontos de entrega (GRMS)
Capacidade saída: 708,6 GWh/dia, equivalente a 2 481 000 m3(n)/h
No ANEXO I encontra-se o mapa que mostra a localização física das infraestruturas da RNTIAT (RNTGN, TGNL e AS)
em Portugal Continental.
3.4 ACORDOS REGIONAIS ENTRE PORTUGAL E ESPANHA
Acordo de Assistência Mútua
Em conformidade com o artigo 194º do tratado sobre o funcionamento da UE e de acordo com o artigo 6º da
Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelecem regras
comuns para o mercado interno de gás natural, e de acordo com o artigo 12º do Regulamento nº 715/2009, a
cooperação regional dos Operadores da Rede de Transporte (ORTs) reflete o espírito de solidariedade e
8
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
cooperação entre países, constituindo um dos pilares em que se baseia o Regulamento, que tem por objetivo o
reforço da segurança do aprovisionamento de gás e a integridade do mercado europeu de energia.
Com base nestes pressupostos, os operadores REN e Enagas, anteciparam-se à regulação europeia, e alcançaram
um primeiro Acordo de Assistência Mútua em setembro de 2006, tendo-o mantido atualizado até 2010.
Acordo de Operação Conjunta
Em 2011 a REN e a Enagas alcançaram um Acordo de Operação Conjunta, para as duas interligações entre Portugal
e Espanha, que terá vigência indefinida, assentando na legislação de ambos os países. Este Acordo contempla,
entre outros objetivos, um protocolo para aplicação em caso de ocorrências excecionais de emergência,
nomeadamente: diminuição de capacidade técnica disponível; falha no aprovisionamento de GN com risco de
incumprimento da satisfação da procura; redução de pressão devido a um aumento de procura na sequência de
condições meteorológicas severas; e a outras situações que possam ter impacte na segurança do
aprovisionamento.
O Acordo de Operação Conjunta prevê ainda a cedência mútua entre os ORTs de um OBA (operational balancing
agreement) até 280 GWh. Caso venham a ser necessárias quantidades de GN superiores a 280 GWh, prevê-se a
elaboração de um plano conjunto com os agentes de mercado afetados, para que sejam realizadas as nomeações
necessárias para a resolução da incidência.
Norma das infraestruturas regional (N-1 regional)
Considerando o contexto ibérico de avaliação de riscos e a especificidade das redes de transporte de cada país, as
autoridades competentes de Portugal e de Espanha decidiram não implementar a norma das infraestruturas (N-1)
a nível regional, pois considerou-se que, sendo duas regiões distintas, deveriam ser cumpridos os critérios do
Regulamento para cada um dos países.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
9
4.
RESULTADOS DA AVALIAÇÃO DOS RISCOS DO SNGN
A Avaliação dos Riscos do SNGN considerou as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes, como sejam a
dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos de entrada e saída do Estado-Membro (EM), a presença
de armazenamento e o papel do GN no cabaz energético, em particular no que se refere à produção de
eletricidade e ao funcionamento da indústria.
Para esta avaliação, foram elaborados cenários com procura excecionalmente elevada e contextos de perturbação
do aprovisionamento de GN decorrentes da falha das principais infraestruturas de oferta.
A norma relativa às infraestruturas determina que deverão ser tomadas todas as medidas necessárias para que,
caso se verifique uma interrupção da maior infraestrutura de GN (critério N-1), as restantes infraestruturas possam
garantir o abastecimento da procura total de GN durante um dia de procura excecionalmente elevada cuja
probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos (1/20).
A norma relativa ao aprovisionamento descreve um conjunto de casos extremos de referência em que deverá ser
salvaguardado o aprovisionamento de gás natural a um conjunto de clientes considerados particularmente
vulneráveis, denominados de clientes protegidos.
De acordo com o regulamento, os clientes protegidos abrangem os clientes domésticos ligados a uma rede de
distribuição de GN, podendo ser acrescidos das pequenas e médias empresas e serviços essenciais de carácter
social, desde que estes não representem mais do que 20% da utilização final do GN, opção esta que foi tomada
pela Autoridade Competente.
Não obstante os casos genéricos indicados no regulamento, os EM podem adotar normas adicionais de reforço do
aprovisionamento, bem como outras obrigações adicionais baseadas na avaliação de risco. Tendo em vista a
utilização das reservas de segurança previstas no artigo 52º do Decreto-Lei nº 231/2012, de 26 de outubro,
considerou-se ainda que para proteção do sistema electroprodutor nacional face às necessidades efetivas de
consumo devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais
electroprodutoras do regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis
assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Para o estabelecimento dos critérios de risco, identificaram-se os cenários de perturbação do aprovisionamento de
GN decorrentes da falha da principal infraestrutura de oferta em Portugal e os cenários de procura
excecionalmente elevada dos clientes protegidos.
Norma relativa às infraestruturas (artigo 6º do Regulamento)
De modo a avaliar a suficiência da Rede Nacional de Transporte de gás, Infraestruturas de Armazenamento de gás
e Terminais de GNL (RNTIAT) para assegurar o abastecimento da procura na ocorrência de uma falha do Terminal
GNL de Sines, que constitui a maior componente de oferta, foi calculado o balanço de capacidade para a ponta
extrema de consumos do cenário de segurança do abastecimento. No lado da oferta foram consideradas as
capacidades máximas diárias de cada uma das componentes, com exceção da capacidade da maior infraestrutura
individual de gás (TGNL de Sines) no cenário N-1.
10
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Apresentam-se na tabela seguinte os balanços de capacidade relativos ao cenário N-1, com/sem desclassificação
da central térmica de Sines a carvão.
TABELA 7 - EVOLUÇÃO DO CRITÉRIO N-1 PARA A PONTA 1/20 DO CENÁRIO SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO
Avaliação do Artº 6º - Normas relativas às IE
2015
2016
2017
2018
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) c/ desclassificação central Sines a carvão
Mercado convencional
Sector eléctrico - Com desclassificação central Sines a carvão
282,9
163,8
119,1
282,4
166,5
116,0
287,7
169,0
118,7
345,7
171,5
174,2
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada (1/20) s/ desclassificação central Sines a carvão
Mercado convencional
Sector eléctrico - Sem desclassificação central Sines a carvão
282,9
163,8
119,1
282,4
166,5
116,0
287,7
169,0
118,7
289,4 *
171,5
117,9
Capacidade de oferta
Terminal GNL de Sines
Interligação de Campo Maior/Badajoz
Interligação de Valença do Minho/Tui
Armazenamento Subterrâneo (Carriço)
472,7
515,6
521,3
521,3
222,8
134,2
30,0
222,8
134,2
30,0
228,5
134,2
30,0
228,5
134,2
30,0
85,7
128,6
128,6
128,6
222,8
-33,0
222,8
10,4
228,5
5,1
228,5
-52,9
88%
104%
102%
85%
222,8
-33,0
222,8
10,4
228,5
5,1
228,5
3,4
88%
104%
102%
Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines com desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura
Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines sem desclassificação central Sines a carvão
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines
Saldo de capacidade
N-1 com falha do TGNL de Sines - Índice de Cobertura
101%
Unid. GWh/d
Da análise da tabela 7 verifica-se que em ambos os cenários (de desclassificação e de não desclassificação da
Central de Sines a carvão), a capacidade atual existente na RNTIAT é insuficiente para garantir o cumprimento
do critério N-1 no ano 2015, decorrente da eventual falha do Terminal GNL em simultâneo com uma ponta de
consumos excecionalmente elevada (Ponta Extrema 1/20 do Cenário Segurança do Abastecimento), verificandose um saldo de capacidade deficitário de 33 GWh/d, equivalente a uma margem de cobertura de 88%.
A otimização da estação de gás do AS do Carriço em 2016 irá oferecer uma capacidade adicional de 42,9 GWh/d
(diferença de 128,6 GWh/d para 85,7 GWh/d), permitindo deste modo o cumprimento do critério N-1 nos anos
2016 e 2017 em ambos os cenários (de desclassificação e não desclassificação da Central de Sines a carvão). No
entanto, deve referir-se que os saldos de capacidade e as margens de cobertura obtidos em 2016 e 2017 são
reduzidos, cifrando-se em 10,4 e 5,1 GWh/d, e 104% e 102%, respetivamente.
No ano de 2018, no cenário de desclassificação da Central de Sines a carvão, irá verificar-se um aumento da ponta
do sector elétrico, e deste modo a capacidade de oferta será insuficiente para o cumprimento do critério N-1. O
saldo negativo de capacidade será de 52,9 GWh/d, correspondente a uma margem de cobertura de 85%.
No cenário de não desclassificação da Central de Sines a carvão, verifica-se que a capacidade existente na RNTIAT é
suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 no ano de 2018, registando-se um índice de cobertura de
101% e um saldo de capacidade de 3,4 GWh/d.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
11
Norma relativa ao aprovisionamento (artigo 8º do Regulamento)
No caso da norma relativa ao aprovisionamento avaliou-se unicamente a situação mais exigente, que corresponde
ao período de 30 dias de procura de GN excecionalmente elevada do cenário superior cuja probabilidade
estatística de ocorrência seja de uma vez em 20 anos.
Apresenta-se na tabela 8 a avaliação do cenário de 30 dias de procura excecionalmente elevada (1/20 anos).
TABELA 8 - AVALIAÇÃO DO CENÁRIO DE 30 DIAS DE PROCURA EXCECIONALMENTE ELEVADA NO CENÁRIO SEGURANÇA DE ABASTECIMENTO
(1/20 ANOS)
Avaliação do Artº 8º - Norma relativa ao aprovisionamento
2015
2016
2017
2018
Necessidades de Reservas de Segurança
30 dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
2485
2489
2607
3586
Cli entes protegidos do mercado convencional
1645
1672
1698
1723
Mercado el etri ci dade (s/ Turbogás e s/ Lares) c/ desclassi ficação da central de Sines a carvão
839
817
910
1863
30 dias de procura excecionalmente elevada - 1/20 anos - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
2485
2489
2607
2662
Cli entes protegidos do mercado convencional
1645
1672
1698
1723
Mercado el etri ci dade (s/ Turbogás e s/ Lares) s/ desclassi ficação da central de Sines a carvão
839
817
910
939
Capacidade de armazenamento
6408
6408
6408
6408
Terminal GNL de Sines
2569
2569
2569
2569
Armazenamento Subterrâneo do Carriço
3839
3839
3839
3839
Saldo de armazenamento do AS do Carriço - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
1355
1350
1232
253
Saldo de armazenamento da RNTIAT - c/ desclassificação da central de Sines a carvão
3924
3919
3801
2822
Saldo de armazenamento do AS do Carriço - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
1355
1350
1232
1177
Saldo de armazenamento da RNTIAT - s/ desclassificação da central de Sines a carvão
3924
3919
3801
3746
0
0
0
Necessidades de Armazenamento no TGNL de Sines (c/ ou s/ desclassificação da central de Sines a carvão
0
Unid. GWh
Da análise da tabela apresentada, constata-se que durante todo o período em análise (de 2015 a 2018) a RNTIAT
estará dotada da capacidade de armazenamento suficiente para a constituição da totalidade das necessidades de
reservas de segurança, em ambos os cenários.
No período compreendido entre os anos 2015 e 2018 o AS do Carriço terá uma capacidade de armazenamento
suficiente para a constituição da totalidade das reservas de segurança em ambos os cenários, o que significa que
não existe necessidade de se recorrer à capacidade disponível no TGNL de Sines para constituição destas reservas.
Para além da capacidade necessária para o armazenamento da totalidade das reservas de segurança de gás natural
o AS do Carriço disponibilizará ainda uma capacidade de armazenamento adicional para uso comercial de 1 355
GWh em 2015 a 253 GWh ou 1 177 GWh em 2018, consoante ocorra ou não a desclassificação da central a carvão
de Sines, respetivamente.
Deste modo, a capacidade de armazenamento disponível no AS do Carriço é suficiente para garantir o
armazenamento das Reservas de Segurança, de acordo com a norma relativa ao aprovisionamento (artigo 8º do
Regulamento) e Decreto-Lei nº 231/2012, de 26 de outubro.
12
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Identificação dos riscos
Identificaram-se e sistematizaram-se os riscos com impacto potencial para o aprovisionamento do SNGN, sem a
preocupação de estudar os cenários concretos ou a sua severidade e probabilidade de ocorrência.
Os riscos podem classificar-se em riscos técnicos, riscos políticos, riscos económicos e riscos ambientais, podendo
resultar de situações acidentais ou de atos intencionais.
Escala de Probabilidade
· Probabilidade muito baixa - É extremamente improvável que este cenário ocorra; nunca foi
experienciado no sector do GN;
· Probabilidade baixa - É improvável que este cenário ocorra; cenário pouco experienciado no sector do
GN;
· Probabilidade média - É um cenário provável; cenários similares foram reportados no sector do GN;
· Probabilidade elevada - É muito provável que aconteça; cenário experienciado em muitos sistemas do
sector do GN;
· Probabilidade muito elevada – Cenário quase certo; irá acontecer num futuro próximo.
Escala de Severidade
· Severidade muito baixa - Cenário com impacto insignificante no sistema; O impacto na operação da
RNTGN não é relevante;
· Severidade baixa - Cenário com impacto reduzido na operação da RNTGN; No entanto, existe uma
intensificação das atividades de Gestão Técnica Global e dos serviços de sistema, com a possibilidade de
utilização do acordo de assistência mútua entre os operadores REN e Enagas;
· Severidade média - Cenário com impacto significativo na operação da RNTGN. Não são necessárias
medidas de atuação do lado da procura, havendo no entanto a necessidade de reconfiguração dos
fluxos na RNTGN com intervenção dos agentes de mercado e comercializadores do SNGN;
· Severidade elevada - Cenário com impacto severo na operação da RNTGN. Apesar do abastecimento aos
clientes protegidos não ser afetado, poderá haver necessidade de utilização de medidas de atuação do
lado da procura, designadamente procedendo à interrupção de parte do mercado Elétrico e/ou
Industrial;
· Severidade muito elevada - Cenário com impacto muito grave ou catastrófico; O abastecimento dos
clientes protegidos poderá ser afetado.
Análise dos cenários de risco
Analisaram-se os cenários com impacto direto ou potencial para o aprovisionamento de GN em Portugal e para o
funcionamento adequado do SNGN, quer sejam resultado de acidentes ou atos intencionais, que ocorram em
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
13
Portugal ou em países terceiros fornecedores ou transportadores de GN. Os cenários de risco regional que afetam
o aprovisionamento de GN em Portugal e em Espanha também foram analisados.
Na tabela 9 apresentam-se os 16 cenários de risco identificados, bem como a estimativa de probabilidade e
severidade associada a cada um deles.
TABELA 9 - CLASSIFICAÇÃO DA PROBABILIDADE E DA SEVERIDADE DOS CENÁRIOS DE RISCO
Cenário
1
Descrição do Cenário de Risco
Probabilidade
Severidade
Falha na infraestrutura do TGNL de Sines
1 a)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, com existências de GNL nos tanques
Elevada
Muito Baixa
1 b)
Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques
Média
Média
1 c)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração máxima de 24 horas
Média
Baixa
1 d)
Acidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração superior a dia
Baixa
Elevada
1 e)
Indisponibilidade das baías de enchimento de camiões cisterna
Média
Baixa
2
Falha na interligação de Campo Maior
Baixa
Média
3
Falha na interligação de Valença do Minho
Baixa
Baixa
4
Falha na infra-estrutura do AS do Carriço
4 a)
Indisponibilidade de movimentação de gás ‘comercial’ por parte dos
comercializadores do SNGN
Baixa
Média
4 b)
Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a
partir do AS do Carriço
Baixa
Muito Elevada
5
Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países
terceiros
Média
Elevada
6
Ruptura no gasoduto principal de transporte da RNTGN
6 a)
Cenário de ruptura em local que pela configuração de fluxos de
transporte de gás na RNTGN não comprometem de modo relevante o
abastecimento do SNGN
Baixa
Média
6 b)
Cenário de ruptura em locais críticos ou de potencial
congestionamento da RNTGN
Baixa
Elevada
7
Cenários de riscos regionais (Península Ibérica)
7 a)
Falha no aprovisionamento de países terceiros que afectem a Península
Ibérica
Baixa
Média
7 b)
Cenário de falha na interligação de Tarifa
Baixa
Média
7 c)
Rutura nos gasodutos Al Andalus ou Extremadura
Baixa
Média
7 d)
Cenário de avaria na EC de Almendralejo
Baixa
Média
Avaliação dos cenários de risco
Os cenários de risco são considerados aceitáveis quando se encontrarem inseridos na zona colorida a amarelo e a
verde na matriz de análise de risco, correspondendo respetivamente a Riscos Médios e a Riscos Reduzidos. São
riscos que, pela sua correlação de probabilidade e severidade não comprometem o fornecimento de GN ao SNGN.
14
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Por outro lado, os riscos identificados são considerados inaceitáveis quando se encontrarem classificados na zona
colorida a vermelho na matriz de análise de risco. São riscos que, pela sua correlação de probabilidade e
severidade comprometem o fornecimento de GN ao SNGN, obrigando a medidas de atuação do lado da procura,
designadamente recorrendo à interrupção de parte dos consumos do SNGN.
Na figura 1 apresenta-se o diagrama matriz na qual são enquadradas as zonas de Risco Elevado, Risco Médio e
Risco Reduzido, bem como a zona de fronteira de aceitabilidade dos cenários de risco para o SNGN.
FIGURA 1 - DIAGRAMA MATRIZ DA AVALIAÇÃO DOS RISCOS IDENTIFICADOS PARA O SNGN
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
PROBABILIDADE
Muito
Elevada
Elevada
1 a)
Média
Baixa
5
4 b)
1 d)
1 b)
6 b)
2
4 a)
7 a) 7 b)
7 d)
1 c)
6 a)
7 c)
1 e)
3
Muito
Baixa
Verifica-se que os cenários de risco analisados encontram-se todos na zona aceitável da matriz de risco, não tendo
sido identificado qualquer cenário na zona de risco elevado/não aceitável. Os cenários 1a), 1c), 1e), 2, 3, 4a), 6a),
7a), 7b), 7c) e 7d) apresentam um risco reduzido (zona a cor verde) e os cenários 1b), 1d), 4b), 5 e 6b) apresentam
um risco médio (zona a cor amarela).
Conclusões da Avaliação de Riscos
No cenário de desclassificação da Central de Sines a carvão o critério N-1 do artigo 6º do Regulamento não será
cumprido nos anos 2015 e 2018. A concretização da otimização da instalação de superfície do AS do Carriço no
final de 2015 permitirá garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos de 2016 e 2017. No cenário de não
desclassificação da Central de Sines a carvão, verifica-se que a capacidade existente na RNTIAT é suficiente para
garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016, 2017 e 2018.
A Autoridade Competente (DGEG) entendeu que a definição de clientes protegidos para o caso português,
conforme descrição do Regulamento deve contemplar não só os clientes domésticos, mas também um conjunto
alargado de clientes não-domésticos, como sejam as PMEs e os serviços e indústrias de carácter essencial, até ao
limite de 20% do consumo total. Adicionalmente, esta entidade considerou que, para o sistema electroprodutor
nacional fazer face às necessidades efetivas de consumo, devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
15
em condições extremas das centrais electroprodutores em regime ordinário alimentadas a GN já descontados dos
consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
A capacidade de armazenamento das cavidades subterrâneas de GN no complexo do Carriço é suficiente para que,
no prazo em análise deste relatório (2015-2018), o SNGN seja capaz de superar eventuais situações críticas
prolongadas no tempo, garantindo o aprovisionamento de GN aos clientes protegidos e ao Sistema Elétrico
Nacional (SEN).
A avaliação de risco realizada, com base nos impactos potenciais dos cenários identificados e no histórico dos
principais incidentes verificados no SNGN desde a introdução do GN em Portugal, permitiu concluir que os 16
cenários identificados assumem níveis de severidade e de probabilidade de ocorrência que se traduzem em riscos
de nível médio e reduzido, isto é, dentro da zona aceitável do diagrama matriz de risco.
16
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
CAPÍTULO II
5.
Plano Preventivo de Ação
PLANO PREVENTIVO DE AÇÃO
O Plano Preventivo de Ação estabelece linhas de ação que visam reduzir a probabilidade e/ou severidade dos
cenários de risco mais relevantes, minimizando o seu impacto no SNGN. Estas linhas de ação são constituídas por
medidas de prevenção e/ou de proteção, e devem incidir prioritariamente sobre os cenários de risco mais
impactantes e que foram objeto de avaliação no relatório de Avaliação dos Riscos.
O artigo 5º do Regulamento estipula que o Plano Preventivo de Ação deve detalhar os seguintes conteúdos:
· Os resultados da Avaliação de Riscos, que foi desenvolvido no capítulo I;
· As medidas, os volumes, as capacidades e os prazos necessários para satisfazer as normas relativas às
infraestruturas e ao aprovisionamento, nos termos dos artigos 6º e 8º;
· As obrigações impostas às empresas de gás natural e a outros organismos pertinentes;
· Outras medidas preventivas, como o reforço das interligações entre estados membros vizinhos e a
possibilidade de diversificar as vias e fontes de aprovisionamento de GN;
· Os mecanismos a utilizar na cooperação com outros estados membros;
·
A informação sobre interligações atuais e futuras, incluindo as que permitam o acesso à rede de gás da
União Europeia (UE), sobre os fluxos transfronteiriços, sobre o acesso transfronteiriço a instalações de
armazenamento e sobre a capacidade física bidirecional;
· Informação sobre as obrigações do serviço público relacionadas com a segurança do aprovisionamento
de gás;
· Deve ter em consideração o plano decenal de desenvolvimento da rede à escala da UE (TYNDP).
A abordagem efetuada no Plano seguiu os passos descritos em baixo e que se encontram esquematizados na
Figura 2:
· Caracterização do resultado da matriz de risco da Avaliação dos Riscos através da quantificação da
probabilidade de ocorrência por ano e da sua severidade, através do gás não fornecido para o cenário
em estudo. O impacto do cenário no SNGN resulta da determinação do gás não servido por ano
(resultado do produto das duas variáveis anteriores);
· Ordenação dos cenários mais impactantes do SNGN, através da quantificação decrescente do gás não
servido por ano de cada um dos cenários;
· Construção do diagrama de redução de risco para cada um dos cenários.
O diagrama da melhoria de cenários da Figura 2 evidencia a metodologia de redução dos riscos associados aos
cenários com maior impacto potencial para o SNGN. Trata-se de uma sistematização gráfica, que representa a
priorização dos cenários, o desenho da estratégia, incluindo as medidas de prevenção e de proteção,
identificando-se ainda o risco residual resultante da análise efetuada no diagrama.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
17
FIGURA 2 - DIAGRAMA DE REDUÇÃO DE RISCO DOS CENÁRIOS AVALIADOS
5.1 QUANTIFICAÇÃO E PRIORIZAÇÃO DOS CENÁRIOS DE RISCO MAIS RELEVANTES PARA O SNGN
De acordo com a matriz de avaliação de riscos, os cenários encontram-se todos na zona aceitável da matriz de
risco, não tendo sido identificado qualquer cenário na zona de risco elevado/não aceitável.
Considerou-se que os cinco cenários que se encontram na zona de risco médio, assinalada a cor amarelo, são
aqueles com impacto potencial significativo para o SNGN, devendo-se por isso quantificar, para cada um, a
probabilidade de ocorrência, o gás não servido associado à severidade do risco e o gás não servido por ano
(resultado do produto das duas variáveis anteriores).
A análise dos resultados obtidos, assim como as conclusões a retirar para cada um dos cenários de risco
analisados, devem ser efetuadas com precaução e prudência, não devendo ter por base apenas o resultado do gás
não servido por ano. Note-se que este indicador tem por principal objetivo a seriação dos cenários de risco para os
quais deverão ser propostas medidas de prevenção, pelo que não deve ser objeto de análise por si só.
Assim, a interpretação dos resultados apresentados deve ter por base o binómio probabilidade de ocorrência e
severidade (gás não servido) apurados para cada cenário de risco. A título de exemplo, um determinado cenário de
risco com elevada severidade (gás não servido do cenário) pode ter um valor de gás não servido por ano reduzido
devido a uma probabilidade de ocorrência baixa. Neste caso, é extremamente importante e prudente que a
severidade, determinada pelo gás não servido do cenário de risco, seja tida em consideração na interpretação dos
18
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
resultados e na tomada de decisão, sob pena de não serem tomadas as medidas apropriadas para um cenário com
grande impacto e gravidade para o SNGN.
Nos parágrafos seguintes é apresentado o impacto potencial dos riscos dos cenários selecionados da Avaliação dos
Riscos do SNGN, assim como a respetiva metodologia:
5.1.1 CENÁRIO 1B) INDISPONIBILIDADE DO CAIS DE ACOSTAGEM DEVIDO A CONDIÇÕES METEOROLÓGICAS ADVERSAS, SEM EXISTÊNCIAS
DE GNL NOS TANQUES DO TGNL
·
Probabilidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a probabilidade atribuída a este cenário foi média. Esta
probabilidade resulta da simultaneidade da indisponibilidade do cais devido a mau tempo com a
inexistência de GNL nos tanques do TGNL de Sines.
Apesar de todos os anos haver, em média, cerca de 2 a 3 dias de indisponibilidade do cais de acostagem
devido a condições meteorológicas adversas, o histórico dos últimos 5 anos apresenta uma ocorrência de
simultaneidade de indisponibilidade do cais de acostagem e quase inexistência de GNL nos tanques do
terminal de Sines. Esta ocorrência prolongou-se por um período de aproximadamente 24 horas e ocorreu
no ano de 2011.
Resultado: 1/5 ocorrências por ano
·
Severidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a severidade atribuída a este cenário foi média.
Considerou-se que a severidade média associada a este cenário não afeta o abastecimento de gás aos
clientes, na medida em que se trata de um cenário de curto prazo, durante o qual a capacidade nos
restantes pontos de entrada da rede compensará a indisponibilidade de regaseificação para a rede,
designadamente recorrendo à capacidade de extração do AS do Carriço, para além de ser possível a sua
compensação no dia seguinte.
Cabe ao despacho da REN o acompanhamento da previsão meteorológica para o estado do mar, por
forma a antecipar e evitar a simultaneidade dos dois fenómenos descritos.
Resultado: 0 GWh
·
Previsão de GN não fornecido por ano - 0 GWh/ano
5.1.2. CENÁRIO 1D) INCIDENTES NA INFRAESTRUTURA DE REGASEIFICAÇÃO DO TGNL DE SINES COM DURAÇÃO SUPERIOR A 1 DIA
As instalações de GNL apresentam um excelente registo histórico de segurança, através da adoção de
medidas de controlo e mitigação de riscos estabelecidas pelos padrões internacionais da indústria, quer
em instalações de liquefacção e armazenamento de GN, quer em instalações de armazenamento e
regaseificação de GNL.
Para a determinação das quantidades de gás não fornecido associadas a este cenário de risco, foram
consideradas duas situações distintas, que pretendem retratar dois tipos de incidentes na infraestrutura
com duração e impacto muito diferentes. A primeira situação corresponde a um incidente de grande
dimensão que, pelos danos provocados, dita uma indisponibilidade prolongada do terminal – 90 dias. A
segunda situação corresponde a um incidente de menor dimensão que dita a indisponibilidade da
infraestrutura por um período de 7 dias. Esta segunda situação pretende retratar um incidente que esteja
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
19
associado ao tempo de vida útil do terminal de Sines de modo a auxiliar a DGEG - Autoridade Competente
nacional e o Grupo de Coordenação do Gás (GCG) - Autoridade Competente ao nível da UE de acordo com
o artigo 12º do Regulamento, no apoio à Comissão relativamente à avaliação dos planos preventivos de
ação e à execução das medidas propostas (alínea 2.f do mesmo artigo).
7
Para ambas as situações simuladas foram utilizados os valores do cenário Base de evolução da procura
para o ano de 2018, por ser o último ano do período em análise, e portanto, o mais exigente para o
sistema. Foram também utilizados os valores de capacidade de entrada nas interligações de Campo
Maior, de Valença do Minho, do Virtual Interconnection Point (VIP) e de extração do AS do Carriço. Os
dados utilizados nas simulações encontram-se apresentados nas tabelas seguintes.
TABELA 10 - DADOS DE PROCURA NO SNGN – CENÁRIO BASE NO ANO DE 2018
Procura do cenário
Base
Procura Anual
TWh
Procura total
M. Convencional
M. Elétrico
66,6
46,5
20,1
Procura média diária Ponta extrema (PE)
no Inverno
do cenário N-1
GWh/d
GWh/d
187,8
339,4
132,6
165,1
55,2
174,2
Ponta de 6 dias
adjacentes à PE
GWh/d
310,30
-
TABELA 11 - DADOS DE CAPACIDADE DE ENTRADA NA RNTGN – ANO DE 2018
Capacidades
Campo Maior
Valença do Minho
VIP PT-ES
AS do Carriço (ext.)
GWh/d
134,2
30,0
144,2
128,6
1ª Situação
·
Probabilidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a probabilidade atribuída a este cenário foi baixa.
Nos últimos 70 anos registaram-se no mundo cinco grandes acidentes em infraestruturas de GNL, dois em
terminais de armazenamento e regaseificação, e três em instalações de armazenamento e liquefacção de
gás natural. Estes acidentes levaram ao shutdown temporário de produção de GN/GNL e a pelo menos
uma vítima mortal. Os três acidentes verificados em instalações de liquefacção de gás ocorreram na
Argélia em 1977, na Indonésia em 1983 e na Argélia em 2004. Considerando que as instalações de
liquefacção de gás são significativamente diferentes das instalações de regaseificação, teve-se em conta
para esta análise, apenas os eventos históricos associados às instalações de regaseificação e
armazenagem.
Os dois acidentes registados em instalações de armazenamento e regaseificação de GN ocorreram nos
Estados Unidos da América. O primeiro verificou-se no ano de 1944, em Cleveland, Ohio e deveu-se a um
defeito na parede de aço de um dos tanques de GNL, sendo que o tanque não dispunha de parede dupla,
e de aço com uma percentagem de níquel adequada à utilização de líquido criogénico. Este acidente foi o
7
Cenário Base de evolução da procura no SNGN do RMSA-GN 2014.
20
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
2
mais grave, tendo provocado 130 vítimas mortais e a destruição de uma área equivalente a 3 Km . O
segundo acidente ocorreu em 1979, em Cove Point, Maryland, e deveu-se a uma falha de isolamento de
uma bomba de vapor de GN, seguida de uma serie de eventos que culminaram numa forte explosão de
gás.
Actualmente existem 104 terminais de armazenamento e regaseificação de GNL no mundo, dos quais 15
são terminais flutuantes.
Para determinar a probabilidade de ocorrência do cenário de indisponibilidade com duração superior a 1
dia utilizou-se o histórico de acidentes dos últimos 70 anos, incluindo-se os acidentes de 1979 e de 1944
nos EUA.
Tendo em consideração as duas ocorrências verificadas num histórico de 70 anos e considerando-se por
hipótese um número médio de 52 terminais (50% do número atual) durante os últimos 35 anos (período
1979-2013) e 20 terminais nos 35 anos anteriores (período 1944-1978), foi determinada a probabilidade
associada a este tipo de incidentes.
Resultado: 1/621 ocorrências/ano.
·
Severidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a severidade atribuída a este cenário foi média. A
severidade associada a este cenário foi determinada de acordo com a indisponibilidade do TGNL de Sines
durante um período de 90 dias, com procura invernal média no SNGN.
Do lado da oferta, foi considerado 95% da capacidade disponível no VIP entre Portugal e Espanha
(correspondente às atuais interligações de Campo Maior e Valença do Minho). Efetivamente,
considerando uma indisponibilidade prolongada no tempo, considera-se prudente considerar a
capacidade VIP correspondente a 134,2 GWh/d em Campo Maior e 10,0 GWh/d em Valença do Minho.
Esta capacidade, no valor de 144,2 GWh/d, embora objeto de revisão anual, encontra-se anunciada até
setembro de 2017, e encontra-se justificada pelo operador Enagas como decorrente do aumento dos
consumos na Galiza. Foi considerada também a extração do AS do Carriço até ao valor de 70% do volume
de reservas de segurança disponíveis no AS do Carriço para o ano de 2018 (note-se que parte das reservas
de segurança poderão estar no TGNL de Sines, pelo não seria prudente considerar como disponível a
totalidade destas reservas)8.
8
O rácio obtido corresponde à capacidade de armazenamento no AS do Carriço a dividir pela capacidade de armazenamento na RNTIAT
(TGNL+AS) descontada da capacidade equivalente a uma slot de navio (900 GWh). O valor de reservas de segurança para o cenário Base de
evolução da procura no SNGN é de 3467 GWh, no ano de 2018 (fonte: RMSA-GN 2014).
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
21
TABELA 12 - GN NÃO SERVIDO PARA O CENÁRIO DE INCIDENTE
CENÁRIO 1D, 1ª SITUAÇÃO
Procura do cenário Base
em 2018
Procura total
M. Convencional
M. Elétrico
Oferta de capacidades
Campo Maior
Valença do Minho
VIP PT-ES
AS do Carriço (70% das RS)
Gás não servido
NA INFRAESTRUTURA DO TGNL DE SINES POR 90 DIAS -
Procura média diária
no Inverno
GWh/d
187,8
132,6
55,2
Procura em 90 dias
Capacidade diária
Capacidade em 90 dias
TWh
16,900
11,932
4,968
GWh/d
134,2
30,0
144,2
128,6
TWh
12,329
2,427
2,144
De acordo com os resultados da Tabela 12, a quantidade de GN não fornecido para este cenário num
período de 90 dias corresponde a uma quantidade de 2 144 GWh.
Resultado: 2 144 GWh
·
Previsão de GN não fornecido por ano - A estimativa de GN não fornecido por ano corresponde a 3,5
GWh/ano.
2ª Situação
· Probabilidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a probabilidade atribuída a este cenário foi baixa. Em
linha com a aplicação das normas da indústria, o TGNL de Sines dispõe de equipamentos redundantes e
seguros capazes de oferecer uma elevada fiabilidade, garantido uma probabilidade reduzida de ocorrência
de incidentes com duração superior a 1 dia.
Esta segunda situação pretende retratar um incidente que ocorra durante o tempo de vida útil da
infraestrutura do TGNL de Sines. Para a determinação da probabilidade associada a um incidente deste
tipo foi tido em consideração o seguinte:
ü No artigo 6º da Norma relativa às infraestruturas do Regulamento, os sistemas devem estar
preparados para garantir o fornecimento de gás no caso de interrupção da maior infraestrutura
individual de gás (critério N-1) durante um dia de procura de gás excecionalmente elevada cuja
probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos;
ü Os contratos de concessão das infraestruturas da RNTIAT são de 40 anos.
Assim, ponderando as considerações efetuadas anteriormente, tendo por objetivo associar uma
probabilidade a um incidente de menor dimensão, que dite a indisponibilidade da infraestrutura por um
período não superior a uma semana, mas que ocorra durante o seu período de vida útil, foi considerada a
ocorrência de um incidente deste tipo de uma (1) vez em quarenta (40) anos, correspondente ao período
de vigência dos contratos de concessão das infraestruturas da RNTIAT Note-se que esta probabilidade
22
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
assume um carácter “administrativo” já que a redundância dos sistemas e a fiabilidade dos equipamentos
no terminal de GNL de Sines determinariam uma probabilidade associada muito inferior.
Resultado: 1/40 ocorrências/ano.
·
Severidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a severidade atribuída a este cenário foi média. A
severidade associada a este cenário foi determinada assumindo uma indisponibilidade do TGNL de Sines
(critério N-1) durante um período de 7 dias consecutivos com procura extrema no SNGN. Foi considerado
apenas um dia de procura extrema (cenário 1 em 20 do Regulamento) e seis dias de procura agravada.
Procurou-se assim retratar um cenário o mais realista possível, evitando a majoração do défice de gás
caso tivesse sido utilizada a procura do cenário 1/20 durante a totalidade dos 7 dias de indisponibilidade.
Do lado da oferta, foi considerado 95% da capacidade técnica máxima das atuais interligações de Campo
Maior, Valença do Minho e extração do AS do Carriço. Efetivamente, considerando uma indisponibilidade
reduzida no tempo, considera-se possível considerar a capacidade técnica máxima correspondente a
134,2 GWh/d em Campo Maior, 30,0 GWh/d em Valença do Minho e 128,6 GWh/d de extração no AS do
Carriço para o cumprimento do critério N-1, isto é, durante um dia de procura extrema. No entanto,
atendendo às características das infraestruturas que compõem a RNTIAT, designadamente a limitada
capacidade de armazenamento da rede (volume operacional) e as limitações de extração do AS do Carriço
no seu regime máximo, considera-se prudente que nos restantes seis dias e em média, as capacidades de
entrada na RNTGN sejam afetadas de um fator de 95%.
TABELA 13 - GN NÃO SERVIDO PARA O CENÁRIO DE INCIDENTE
CENÁRIO 1D, 2ª SITUAÇÃO
NA INFRAESTRUTURA DO TGNL DE SINES POR 7 DIAS –
Procura do cenário
Base em 2018
Ponta extrema (PE)
Ponta de 6 dias
Procura em 7 dias
do cenário N-1
adjacentes à PE
GWh/d
GWh/d
TWh
Procura total
339,4
310,30
2,201
M. Convencional
165,1
M. Elétrico
174,2
Oferta de capacidades Capacidade diária Capacidade diária x 95% Capacidade em 7 dias
GWh/d
GWh/d
TWh
Campo Maior
134,2
127,5
0,899
Valença do Minho
30,0
28,5
0,201
VIP PT-ES
144,2
137,0
AS do Carriço (ext.)
128,6
122,2
0,862
Gás não servido
0,239
De acordo com os resultados da Tabela 13, a quantidade de GN não fornecido para este cenário num
período de 7 dias corresponde a uma quantidade de 239 GWh.
Resultado: 239 GWh
·
Previsão de GN não fornecido por ano - A estimativa de GN não fornecido por ano corresponde a 6,0
GWh/ano.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
23
5.1.3 CENÁRIO 4B) INDISPONIBILIDADE DE MOVIMENTAÇÃO DAS RESERVAS DE SEGURANÇA A PARTIR DO AS DO CARRIÇO
·
Probabilidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a probabilidade atribuída a este cenário foi baixa. O AS
do Carriço dispõe de equipamentos seguros de elevada fiabilidade, que garantem uma probabilidade
muito reduzida de ocorrência de incidentes com impacto significativo, ou seja, superior a um dia.
De acordo com a literatura disponibilizada pelo British Geological Survey, a frequência de incidentes com
fuga de GN, a partir de cavernas construídas em maciços salinos, a nível mundial, é de 1/29412
ocorrências por ano. Esta organização britânica refere ainda que a frequência de incidentes com fuga de
gás nas instalações de superfície e restantes equipamentos de apoio às cavernas, a nível mundial,
apresenta uma frequência de 1/5882 ocorrências por ano.
Assumiu-se que a frequência de ocorrência de indisponibilidade das reservas de segurança armazenadas
nas cavernas do AS Carriço corresponde ao somatório da probabilidade de incidentes no interior da
caverna e da probabilidade de incidentes na instalação de superfície e restantes equipamentos de apoio
às cavidades
Resultado: 1/4902 ocorrências/ano
·
Severidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a severidade atribuída a este cenário foi muito elevada.
Para a determinação da severidade considerou-se a aplicação do artigo 8º do Regulamento,
quantificando-se o impacto da indisponibilidade total de reservas de segurança no sistema. O quantitativo
referido foi determinado de acordo com a necessidade de reservas de segurança dos mercados
convencional e elétrico para o ano de 20189.
Resultado: 3 467 GWh
·
Previsão de GN não fornecido por ano - A estimativa de GN não fornecido por ano corresponde a 0,7
GWh/ano.
5.1.4 CENÁRIO 5) PERTURBAÇÃO NO APROVISIONAMENTO PELOS FORNECEDORES DE PAÍSES TERCEIROS
Para a simulação deste cenário foi escolhida a perturbação no aprovisionamento com origem na Nigéria.
Como referido no relatório de Avaliação dos Riscos do SNGN, apesar da inversão na proporção de GN/GNL
verificada em 2013, o GNL tem assumido um peso maioritário no aprovisionamento de Portugal nos
últimos anos. Acresce ainda o facto de, do ponto de vista contratual, os contratos de fornecimento de
GNL com a Nigeria LNG (Nigéria) apresentarem um valor total de quantidades de gás superior ao contrato
de fornecimento com a Sonatrach (Argélia), 3,4 Mm3(n) e 2,3 Mm3(n) respetivamente.
·
Probabilidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a probabilidade atribuída a este cenário foi média. De
acordo com o histórico nacional de perturbações nos países fornecedores (Argélia e Nigéria),
contabilizaram-se as falhas que provocaram a interrupção total de fornecimento, ou seja, consideraramse 3 situações de indisponibilidade total na Nigéria.
9
Valor de reservas de segurança para o cenário Base de evolução da procura no SNGN, fonte: RMSA-GN 2014.
24
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
Resultado: 1/6 ocorrências/ano
·
Severidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a severidade atribuída a este cenário foi elevada. Para a
determinação da severidade associada a este cenário considerou-se a indisponibilidade total do GNL
Nigeriano durante um período de 90 dias, com procura invernal média no SNGN.
Do lado da oferta, foi considerado 95% da capacidade disponível no VIP entre Portugal e Espanha
(correspondente às atuais interligações de Campo Maior e Valença do Minho). Efetivamente,
considerando uma indisponibilidade prolongada no tempo, considera-se prudente considerar a
capacidade VIP correspondente a 134,2 GWh/d em Campo Maior e 10,0 GWh/d em Valença do Minho.
Esta capacidade, no valor de 144,2 GWh/d, embora objeto de revisão anual, encontra-se anunciada até
setembro de 2017, e encontra-se justificada pelo operador Enagas como decorrente do aumento dos
consumos na Galiza.
Atendendo a que neste cenário a totalidade das infraestruturas da RNTIAT se encontra disponível,
designadamente as capacidades de todos os pontos de entrada da RNTGN e as capacidades de
armazenamento das infraestruturas do TGNL e do AS do Carriço, foram simuladas duas situações: com e
sem o recurso à totalidade das reservas de segurança disponíveis no sistema. Efetivamente, os défices de
gás apurados neste cenário poderão ser aprovisionados com o recurso ao mercado SPOT de gás e não
pela utilização das reservas de segurança armazenadas no sistema.
TABELA 14 - CENÁRIO 5 - RECURSO AO MERCADO SPOT PARA AS SITUAÇÕES DE PERTURBAÇÃO NA NIGÉRIA DURANTE UM
PERÍODO DE 90 DIAS
Procura do cenário Base
em 2018
Procura média
Procura em 90 dias
diária no Inverno
GWh/d
TWh
Procura total
187,8
16,900
M. Convencional
132,6
11,932
M. Elétrico
55,2
4,968
Oferta de capacidades Capacidade diária Capacidade em 90 dias
GWh/d
TWh
Campo Maior
134,2
Valença do Minho
30,0
VIP PT-ES
144,2
12,329
AS do Carriço (100% das RS)
128,6
3,467
Gás SPOT com RS
1,104
Gás SPOT sem RS
4,571
De acordo com os resultados da tabela 14, as necessidades de recurso ao mercado SPOT para o cenário
de interrupção de fornecimento do GNL Nigeriano durante de 90 dias, variam entre 1 104 GWh com
utilização das reservas de segurança do AS Carriço, e 4 571 GWh sem utilização das reservas de segurança
do AS Carriço.
Apesar de o mercado SPOT ser suficientemente grande para fornecer volumes adicionais a Portugal, o
preço do GNL tenderá a subir, e desse modo poderá ser vantajoso para as comercializadoras interromper
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
25
parte do mercado, em particular o fornecimento de gás ao mercado elétrico, com a consequente
produção de energia elétrica com recurso a combustíveis alternativos.
Recurso ao mercado SPOT: A estimativa de recurso ao mercado SPOT oscila entre 1 104 GWh (mais de 1
navio) e 4 571 GWh (cerca de 5 navios).
Previsão de necessidade de recurso ao mercado SPOT: A previsão anual de recurso ao mercado SPOT
oscila entre 184 e 762 GWh/ano.
5.1.5 CENÁRIO 6B) CENÁRIO DE RUTURA EM LOCAIS CRÍTICOS OU DE POTENCIAL CONGESTIONAMENTO DA RNTGN
·
Probabilidade – Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a probabilidade atribuída a este cenário foi baixa. Para
a determinação da probabilidade considerou-se o histórico das rupturas de gasoduto superiores a 2 cm de
diâmetro, disponível na base de dados do European Gas pipeline Incident data Group (EGIG),
correspondente a 0,055 ocorrências por ano e por 1 000 km de gasoduto. Aplicou-se esta probabilidade
aos troços de ramais da RNTGN, num total de 35 troços com um comprimento agregado de 256 km e ao
troço JCT3150 Cantanhede - JCT5000 Famalicão com 139 km, por se tratar do único troço de transporte
do gasoduto principal sem redundância de abastecimento.
Resultado: 1/50 ocorrências/ano
·
Severidade - Na Avaliação dos Riscos do SNGN, a severidade atribuída a este cenário foi elevada. Para a
determinação do GN não fornecido associado a este cenário, consideraram-se cinco dias de interrupção
de fluxo de gás (tempo expectável de reparação de um gasoduto) tendo em conta o histórico da média do
caudal anual entregue nos 35 ramais e do caudal médio que circula no troço JCT3150 Cantanhede JCT5000 Famalicão, sendo que a procura a norte desta última estação é abastecida pela interligação de
Valença do Minho.
Resultado: 19 GWh
·
Previsão de GN não fornecido por ano - A estimativa de GN não fornecido por ano corresponde a 0,4
GWh/ano.
A tabela 15 apresenta o resumo da quantificação de probabilidade, as necessidades ao mercado SPOT do cenário
5, bem como o respectivo cálculo de previsão de recurso ao mercado SPOT por ano, resultante do produto dos
dois valores determinados anteriormente.
26
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
TABELA 15 - CENÁRIO 5 - RECURSO AO MERCADO SPOT
Probabilidade
Cenário
Unid. ocorrência/ano
Perturbação no aprovisionamento pelos
fornecedores de países terceiros (90
di as)
Cenário 5
Recurso ao
mercado SPOT
Previsão de recurso
ao mercado SPOT
Unid. GWh
Unid. GWh/ano
i) Com recurso às
Reservas de Segurança
1 104
184
4 571
762
1/6'
ii) Sem recurso às
Reservas de Segurança
A tabela 16 apresenta o resumo da quantificação da probabilidade e da severidade, assim como o respectivo
cálculo da previsão de GN não fornecido por ano, resultante do produto dos dois valores determinados
anteriormente, relativamente aos cenários 1b), 1d), 4b) e 6b).
TABELA 16 - PRIORIZAÇÃO DOS CENÁRIOS - RESULTADOS DA QUANTIFICAÇÃO DA PRIORIDADE, DA SEVERIDADE E DA PREVISÃO DE GN
NÃO FORNECIDO POR ANO
Probabilidade
Cenário
Unid. ocorrência/ano
Cenário 1 d)
Acidentes na infraestrutura de
regaseifi cação do TGNL de Sines com
duração superior a 1 dia
i) Indisponibilidade de
curta duração - 7 dias
1/40'
ii) Indisponibilidade de
longa duração - 90 dias
GN não fornecido
para o Cenário
Previsão de GN não
fornecido
Unid. GWh
Unid. GWh/ano
239
6,0
1/621'
2 144
3,5
3 467
0,7
19
0,4
Cenári o 4 b)
Indi sponibilidade de movimentação das
Reservas de Segurança a partir do AS do
Carriço
1/4902'
Cenári o 6 b)
Cenário de rutura em locais críticos ou
de potencial congestionamento da
RNTGN
1/50'
Cenári o 1 b)
Indi sponibilidade do cais de acostagem
devido a condições meteorológicas
adversas, sem existências de GNL nos
tanques do TGNL
1/5'
-
-
De acordo com a análise das tabelas 15 e 16 conclui-se o seguinte:
· Apesar de não se ter conseguido determinar objetivamente a previsão de GN não fornecido para o
cenário 5 - Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros, este cenário
apresenta um impacto potencial significativo para o SNGN, na medida em que pode obrigar à aquisição
de GNL no mercado SPOT, numa quantidade de pode oscilar entre 1 e 5 navios metaneiros de GNL, com
o respetivo impacto no preço de aquisição de gás;
· O cenário 1d) apresenta uma previsão de GN não fornecido que varia entre 6,0 GWh/ano para a
situação de indisponibilidade de curta duração e 3,5 GWh/ano no caso da indisponibilidade de longa
duração;
· O cenário 4b) apresenta uma previsão de GN não fornecido de 0,7 GWh/ano.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
27
· O cenário 6b) apresenta um impacto no SNGN correspondente a 0,4 GWh/ano;
· Considerou-se que o cenário de risco 1b) - Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições
meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques - apresenta uma previsão de GN não
fornecido nula.
5.2 DESENHO DAS ESTRATÉGIAS DE REDUÇÃO DE RISCO
As estratégias para reduzir o risco associado aos cenários identificados devem centrar-se preferencialmente em
medidas de mercado e na implementação e aperfeiçoamento dos acordos existentes, mas também no
desenvolvimento de novas infraestruturas e na melhoria das infraestruturas existentes.
As medidas de mercado incluem o acesso a novos contratos, a novos exportadores de GNL e/ou o acesso a novas
rotas de GN, que por sua vez podem implicar a construção de novas infraestruturas, e/ou o desenvolvimento de
novos contratos comerciais.
A implementação de novas infraestruturas implica a construção de novos gasodutos, novas instalações de
armazenamento subterrâneo de gás, e/ou de novos terminais de GNL.
A melhoria das infraestruturas existentes compreende o aumento da capacidade ou a introdução da capacidade
bidirecional, o aumento da fiabilidade dos equipamentos através da instalação de redundâncias, e a substituição
por equipamentos com tecnologias mais recentes.
Classificam-se estas ações como medidas de prevenção ou medidas de proteção. As medidas de prevenção têm
por objetivo diminuir a probabilidade de ocorrência do cenário de risco, e podem significar a substituição de
equipamentos por outros mais fiáveis, ou para criar sistemas redundantes. As medidas de proteção têm por
objetivo a diminuição da severidade do cenário de risco e podem incluir a diversificação das fontes das rotas de
gás, bem como o desenvolvimento de instalações de armazenamento.
As estratégias a desenvolver devem contemplar a combinação dos diversos tipos de ações anteriormente descritas
e contribuir para a redução de risco de mais de um cenário.
Deste modo, identificaram-se as estratégias, definiram-se as medidas de proteção/prevenção adequadas e
procedeu-se ao cálculo do risco residual dos cenários de risco mais impactantes para o SNGN.
5.3 REDUÇÃO DE RISCO ASSOCIADA AOS CENÁRIOS
Dada a priorização dos 5 cenários apresentada no ponto 4.1., considera-se que o cenário 5. - Perturbação no
aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros - pode ter um impacto significativo no SNGN, com uma
previsão de recurso ao mercado SPOT até 762 GWh/ano, devendo por isso a estratégia de redução de risco incidir
essencialmente neste cenário.
Os restantes 4 cenários são avaliados de acordo com a ordem definida na priorização do ponto 4.1 (impacto
decrescente no SNGN), sendo que os cenários 1d), 4b) e 6b) apresentam valores de gás natural não fornecido. O
cenário 1.b) não apresenta previsão de gás natural não fornecido.
28
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
5.3.1 CENÁRIO 5) PERTURBAÇÃO NO APROVISIONAMENTO PELOS FORNECEDORES DE PAÍSES TERCEIROS
A Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros é um cenário de risco com grande
impacto potencial para o SNGN, apresentando uma previsão de recurso ao mercado SPOT de GNL até 762
GWh/ano.
Desenho da estratégia de redução de risco
A estratégia de redução de risco do cenário de perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países
terceiros deve assentar na diversificação de fontes e de rotas alternativas de GN e GNL, que poderá determinar o
desenvolvimento de infraestruturas que potenciem essa diversificação, e na concretização do MIBGAS,
aumentando a liquidez do mercado de GN.
Definição das medidas de prevenção e/ou proteção
Medidas existentes aplicadas no passado
Ao longo dos últimos anos foram implementadas medidas para aumentar a flexibilidade na importação de GN para
o SNGN. No início do abastecimento do SNGN em 1997, o sistema contava apenas com um único ponto de
importação de gás natural, a saber, Campo Maior, sendo o SNGN abastecido a 100% pelo GN proveniente da
Argélia. Em 2004, com a entrada em operação do TGNL de Sines, o SNGN passou a dispor de um segundo ponto de
entrada, permitindo o abastecimento de gás proveniente da Nigéria. Mais recentemente, em 31 de dezembro de
2010, por via da cessação dos contratos das Sociedades de Transporte Campo Maior – Leiria – Braga e Braga – Tuy,
foi possível que o ponto de Valença do Minho / Tuy se assumisse como um 3º ponto de entrada no SNGN para
importação de GN. A conclusão do projeto de expansão do TGNL de Sines (PETS) dotou esta infraestrutura de um
3º tanque de armazenamento de GNL, que constitui uma peça fundamental para o aumento da flexibilidade das
fontes de importação de GNL, para além de uma melhoria da fiabilidade e de um aumento das redundâncias da
infraestrutura.
Medidas de prevenção e de proteção a aplicar
Para reduzir o risco associado a este cenário, propõe-se a aplicação das seguintes medidas de proteção:
· Incentivar os comercializadores a diversificar as suas fontes de aprovisionamento, por forma a garantir
uma diminuição do peso individual de cada fornecedor (de origem de GN ou GNL);
· Face à evolução registada nos anos mais recentes do mercado de GNL, à diversificação de fontes que
este possibilita e à medida que se aproxima o termo dos contratos de take-or-pay, considera-se que
deve ser avaliada a eventual oportunidade de uma possível medida legislativa que consolide a
diversificação das origens de aprovisionamento de gás que abastece o mercado nacional, sem deixar de
analisar as práticas seguidas noutros Estados Membros;
· O mercado SPOT e o mercado de curto prazo com contratos com duração inferior a 4 anos
apresentaram um crescimento significativo nos últimos anos, tendo registado no ano de 2013 uma cota
de 27% relativamente ao total de GNL comercializado no mundo. Segundo a Agência Internacional de
Energia (AIE), o mercado SPOT é suficientemente grande e líquido para fornecer volumes adicionais a
Portugal. No entanto, num cenário de problemas em grandes produtores de GNL, a escassez de GNL
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
29
ditaria o aumento do seu preço, tornando a aquisição de cargas pontuais mais dispendiosa. Ainda de
acordo com a mesma fonte, os navios poderiam demorar cerca de 1 semana a chegar a um terminal na
Europa. Assim, considera-se que o recurso ao mercado SPOT poderá ser uma medida de recurso numa
situação de emergência, desde que os custos adicionais do preço de GNL tornem viável essa aquisição;
· Concretização efetiva do MIBGAS, potenciando o aumento da liquidez do mercado de GN;
· A construção de uma 3ª interligação com Espanha, associado à construção do MIDCAT e fundamental
para a concretização do MIBGAS, assumirá um contributo significativo na diversificação das vias de
aprovisionamento de gás, já que possibilita que o SNGN venha a ser abastecido pelos terminais de GNL
existentes no norte da Península Ibérica, e pelas fontes de GN que podem vir a abastecer o sistema
espanhol, a partir de França e de outros países europeus.
Risco Residual
A diversificação de fontes e de rotas permitirá reduzir significativamente ou mesmo anular o impacto deste
cenário. Considerou-se que as cinco medidas propostas permitem reduzir o risco associado a este cenário,
estimando-se que a sua aplicação de forma agregada irá diminuir a severidade para este cenário, ou seja, a
quantidade de recurso ao mercado SPOT de GNL será reduzida substancialmente, deslocando-se este risco para a
zona da matriz de severidade média.
Análise da probabilidade de ocorrência do cenário: Considerou-se que a probabilidade de ocorrência deste
cenário se mantem igual à probabilidade determinada antes de aplicadas as medidas, porque a diversificação de
fontes e rotas não reduz a probabilidade de ocorrência do cenário em análise.
Nova estimativa de recurso ao mercado SPOT para o cenário em análise (depois de implementadas as medidas
de prevenção e proteção): A nova estimativa de recurso ao mercado SPOT para este cenário reduz-se
substancialmente, deslocando este cenário para a zona de severidade média da matriz.
Nova previsão de recurso ao mercado SPOT (depois de implementadas as medidas de prevenção e proteção): A
nova previsão anual de recurso ao mercado SPOT reduz-se substancialmente.
5.3.2 CENÁRIO 1D) INCIDENTES NA INFRAESTRUTURA DE REGASEIFICAÇÃO DO TGNL DE SINES COM DURAÇÃO SUPERIOR A 24 HORAS
O Cenário 1d) Incidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a 24 horas
apresenta uma previsão de GN não fornecido de 3,5 a 6,0 GWh /ano.
Desenho da estratégia de redução de risco
A estratégia de redução de risco do cenário Incidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração superior a 24 horas assenta na utilização de fontes e de rotas alternativas de GN através da 3ª interligação
PT-ES, na possibilidade de utilização dos terminais em Espanha para a descarga de GNL e no aumento da
capacidade de extração do AS do Carriço.
Medidas existentes aplicadas no passado
A REN atua em cumprimento com os procedimentos e normas internacionais de segurança na operação das
infraestruturas de GNL e respeita as melhores práticas da indústria.
30
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
A conclusão do projeto de expansão do TGNL de Sines (PETS) dotou esta infraestrutura de uma série de
redundâncias, consideradas como medidas de prevenção, que contribuíram para o aumento da segurança e
fiabilidade infraestrutura, reduzindo a probabilidade de ocorrência deste cenário.
Com o fim das Sociedades de Transporte em território nacional, o ponto de Valença do Minho / Tuy assumiu-se
como um ponto de entrada no SNGN e oferece uma capacidade adicional de importação, melhorando o grau de
cumprimento da norma relativa às infraestruturas (critério N-1), contribuindo assim para a redução da severidade
do cenário.
Está a decorrer o projeto de otimização da estação de gás do AS do Carriço, que comtempla o aumento de
capacidade dos processos de injeção e extração, o upgrade dos sistemas de compressão e controlo e a colocação
de filtros e válvulas novas e mais eficientes que vão oferecer uma maior fiabilidade à instalação. Este projeto
estará concluído no final de 2015.
Medidas de prevenção e de proteção a aplicar
Para reduzir o risco deste cenário propõe-se a aplicação das seguintes medidas de proteção:
· Desenvolver acordos operacionais que facilitem a descarga de GNL em terminais em Espanha e o
transporte desse gás até Portugal, em caso de emergência;
· Concretização do MIBGAS, potenciando a aumento da liquidez do mercado de GN;
· A construção de uma 3ª interligação com Espanha, associado à construção do MIDCAT e fundamental
para a concretização do MIBGAS, assumirá um contributo significativo na diversificação das vias de
aprovisionamento de gás, já que possibilita que o SNGN venha a ser abastecido pelos terminais de GNL
existentes no norte da Península Ibérica, e pelas fontes de GN que podem vir a abastecer o sistema
espanhol, a partir de França e de outros países europeus.
Risco Residual
Duas das medidas propostas são medidas que não apresentam custos significativos para o SNGN, podendo até
aumentar a competitividade do mercado de gás em Portugal.
A construção da 3ª interligação com Espanha irá garantir o cumprimento do critério N-1, cujo défice associado foi
identificado no relatório de Avaliação dos Riscos do SNGN.
Considerou-se que as três medidas propostas permitem reduzir o risco associado a este cenário, estimando-se que
a sua aplicação de forma agregada deva anular a severidade associada a este cenário, ou seja, a quantidade de gás
não servido passará a ser nula, deslocando-se este risco para a zona da matriz de severidade média.
Análise da probabilidade de ocorrência do cenário: Considerou-se que a probabilidade de ocorrência deste
cenário se mantem igual à probabilidade determinada antes de aplicadas as medidas, na medida em que as
medidas propostas não reduzem a probabilidade de ocorrência do cenário em análise.
Nova estimativa de gás não servido para o cenário em análise (depois de implementadas as medidas de
prevenção e proteção): A nova estimativa de gás não servido para este cenário passa a ser nula, deslocando este
cenário para a zona de severidade média da matriz.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
31
Nova previsão anual de gás não servido para o cenário em análise (depois de implementadas as medidas de
prevenção e proteção): A nova a previsão anual de gás não servido passa a ser nula.
5.3.3 CENÁRIO 4B) INDISPONIBILIDADE DE MOVIMENTAÇÃO DAS RESERVAS DE SEGURANÇA A PARTIR DO AS DO CARRIÇO
O cenário 4b) Indisponibilidade de movimentação das Reservas de Segurança a partir do AS do Carriço apresenta
uma previsão de GN não fornecido de 0,7 GWh /ano.
Desenho da estratégia de redução de risco
Está a decorrer o projeto de otimização da estação de gás do AS do Carriço, que comtempla o aumento de
capacidade dos processos de injeção e extração, o upgrade dos sistemas de compressão e controlo, e a colocação
de filtros e válvulas novas e mais eficientes que vão oferecer uma maior fiabilidade à instalação. Este projeto
estará concluído no final de 2015.
Estima-se que o AS do Carriço tenha uma probabilidade muito reduzida de ocorrência de incidentes, sendo por isso
a infraestrutura de eleição para o armazenamento das Reservas de Segurança, em particular para os
comercializadores que não atuam no TGNL de Sines.
Atendendo às caraterísticas desta infraestrutura e ao resultado do risco, não se propõe a tomada de quaisquer
medidas adicionais de proteção ou prevenção para aplicação a este cenário, devendo a REN, ainda assim,
continuar a determinar o risco potencial de gás não servido associado à indisponibilidade de movimentação das
Reservas de Segurança a partir do AS do Carriço, com o objetivo de melhorar a segurança do abastecimento.
5.3.4 CENÁRIO 6B) CENÁRIO DE RUTURA EM LOCAIS CRÍTICOS OU DE POTENCIAL CONGESTIONAMENTO DA RNTGN
O Cenário de rutura em locais críticos ou de potencial congestionamento da RNTGN apresenta uma previsão de GN
não fornecido de 0,4 GWh /ano.
Desenho da estratégia de redução de risco
Neste cenário considerou-se unicamente os troços de gasoduto localizados em ramais de entrega em alta pressão
da RNTGN, e um troço do Lote 2, onde o gasoduto não apresenta qualquer redundância.
A metodologia usada na determinação da probabilidade de rutura assentou no histórico do EGIG, grupo que inclui
os 15 maiores ORTs da Europa, e que conta com uma base de dados atualizada desde 1970. Foi determinada a
severidade, numa situação da interrupção do abastecimento da procura durante 5 dias, tendo em conta um caudal
médio circulante no agregado das zonas afetadas.
A REN atua em conformidade com os procedimentos e normas de segurança na operação das infraestruturas,
respeitando as melhores práticas da indústria, a legislação e o normativo em vigor.
Desse modo, não se propõem quaisquer medidas de proteção ou prevenção para aplicação a este cenário,
devendo a REN, ainda assim, continuar a determinar o risco potencial de gás não servido associado às ruturas em
zonas críticas da RNTGN, com o objetivo de melhorar a segurança de abastecimento.
32
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
5.3.5 CENÁRIO 1B) INDISPONIBILIDADE DO CAIS DE ACOSTAGEM DEVIDO A CONDIÇÕES METEOROLÓGICAS ADVERSAS, SEM EXISTÊNCIAS
DE GNL NOS TANQUES DO TGNL
Desenho da estratégia de redução de risco
A programação das descargas de GNL nos tanques é efetuada pelos comercializadores de gás do SNGN. No entanto
e atendendo ao impacto potencial deste cenário, o gestor técnico do sistema deve acompanhar de forma tão
automatizada quanto possível a simultaneidade de ocorrência de meteorologia adversa e um nível baixo nos
tanques de GNL.
Definição das medidas de proteção e de prevenção
Assim, propõe-se a adoção da medida de prevenção que consiste no desenvolvimento de uma ferramenta
informática que permita o acompanhamento dos riscos decorrentes de condições meteorológicas adversas com a
previsão de simultaneidade de existências reduzidas nos tanques de GNL.
Risco Residual
Na Avaliação de Riscos considerou-se que a severidade média associada a este cenário não afeta o abastecimento
de gás aos clientes, na medida em que se trata de um cenário de curto prazo, durante o qual a capacidade nos
restantes pontos de entrada da rede compensará a indisponibilidade de regaseificação para a rede,
designadamente recorrendo à capacidade de extração do AS do Carriço, para além de ser possível a sua
compensação no dia seguinte.
Probabilidade de ocorrência do cenário: A aplicação da medida proposta permite antecipar e acompanhar as
situações de risco associadas a meteorologia adversa e ao stock reduzido nos tanques de GNL, considerando-se no
entanto que a probabilidade se mantem no nível Média.
Estimativa de gás não servido para o cenário em análise (depois de implementada a medida de prevenção): A
estimativa de gás não servido não é alterada com a aplicação da medida de prevenção proposta.
Previsão anual de gás não servido para o cenário em análise (depois de implementada as medidas de
prevenção): A previsão anual de gás não servido continua a ser nula depois de implementada a medida de
prevenção proposta. No entanto, este cenário passa a apresentar um risco final mais reduzido, na medida em que
a implementação da ferramenta informática proposta contribuirá para a redução da probabilidade de ocorrência.
De qualquer forma, a nova estimativa de risco associado a este cenário será mais reduzida, na medida em que o
cenário se afasta da zona de risco elevado da matriz.
5.4 RISCO RESIDUAL
De acordo com a aplicação das medidas propostas aos cenários “5 - Perturbação no aprovisionamento pelos
fornecedores de países terceiros”, “1d) - Incidentes na infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com
duração superior a 24 horas” e “1b) - Indisponibilidade do cais de acostagem devido a condições meteorológicas
adversas, sem existências de GNL nos tanques do TGNL”, apresenta-se na Figura 3 o respectivo diagrama matriz de
risco residual do SNGN.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
33
FIGURA 3 - DIAGRAMA MATRIZ DE AVALIAÇÃO DO RISCO RESIDUAL
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
PROBABILIDADE
Muito
Elevada
Elevada
1 a)
5
Média
1 b)
5
1 c)
1 e)
1 b)
Baixa
4 b)
6 b)
1 d)
2
4 a)
6 a)
7 a) 7 b) 7 c)
1 d) 7 d)
3
Muito
Baixa
Da análise da Figura 3 verifica-se o seguinte:
·
O cenário 5 desloca-se para uma área de risco mais reduzido da matriz (com Probabilidade Média e
Severidade Média), mantendo-se na zona de risco médio da matriz assinalada a cor amarelo;
·
O cenário 1b) mantem-se na posição de probabilidade e severidade média;
·
O cenário 1d) desloca-se para uma área de risco mais reduzido da matriz (com Severidade Média e
Probabilidade Baixa), passando para a zona de risco reduzido da matriz assinalada a cor verde.
34
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
6.
IMPACTO REGIONAL - PLANO PREVENTIVO DE AÇÃO
Tendo em consideração o contexto de cooperação regional entre Portugal e Espanha, os operadores REN e Enagas
procederam, em conjunto, à definição dos cenários de risco regionais que estão identificados na Avaliação dos
Riscos, e que afetam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal e em Espanha – cenários estes referidos no
ponto 3 do capítulo I deste plano. Foram ainda adicionados quatro cenários de risco regional que poderão afetar
ambos os países da Península Ibérica, a saber:
·
7a) - Falha no aprovisionamento de países terceiros que afetem a Península Ibérica;
·
7b) - Cenário de falha na interligação de Tarifa;
·
7c) - Rutura nos gasodutos de transporte Al-Andaluz ou Extremadura;
·
7d) - Cenário de falha da EC de Almendralejo.
O impacto potencial dos quatro cenários regionais materializar-se-ia nas entradas de GN a partir interligações de
Campo Maior/Badajoz e Valença do Minho/Tuy, em particular na interligação de Campo Maior/Badajoz, na medida
em que este ponto de entrada se encontra a jusante da EC de Almendralejo (cenário regional 7d), da interligação
de Tarifa (cenário regional 7b) e dos gasodutos de Al-Andaluz e Extremadura (cenário regional 7c).
Deste modo, os cenários regionais transformam-se no cenário nacional 2 - Falha da Interligação de Campo Maior,
que de acordo com a Avaliação dos Riscos do SNGN, apresenta uma avaliação de risco reduzida, já que apresenta
um saldo de capacidade positivo e portanto sem impacto no abastecimento do mercado. A Avaliação dos Riscos
determinou que estes quatro cenários se encontram fora da zona de risco elevado/médio da matriz, apresentando
uma avaliação de risco reduzida. Por este motivo não foram objeto de análise exaustiva neste Plano Preventivo de
Ação.
Deve referir-se que o cenário “Falha no aprovisionamento de países terceiros que afetem a Península Ibérica” irá
beneficiar com as medidas propostas neste plano relativamente à análise do cenário nacional 5 - Perturbação no
aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros, analisado no ponto 4.3, nomeadamente o
desenvolvimento da 3ª Interligação PT-ES e a concretização do MIBGAS, aumentando a liquidez do mercado de
GN.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
35
7.
CONCLUSÕES
Na avaliação dos riscos que podem afetar o abastecimento de GN em Portugal concluiu-se que no cenário de
desclassificação da Central de Sines a carvão o critério N-1 do artigo 6º do Regulamento nº 994/2010 não será
cumprido nos anos 2015 e 2018. A concretização da otimização da instalação de superfície do AS do Carriço no
final de 2015 permitirá garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos de 2016 e 2017. No cenário de não
desclassificação da Central de Sines a carvão, verifica-se que a capacidade existente na RNTIAT é suficiente para
garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016, 2017 e 2018.
Na observância da suficiência da RNTIAT para fazer face aos requisitos propostos para o aprovisionamento de GN
aos clientes protegidos e ao SEN, constatou-se que a capacidade de armazenamento das cavidades subterrâneas
de gás no complexo do Carriço era suficiente para que, no prazo em análise da avaliação de riscos (2015-2018), o
SNGN era capaz de superar eventuais situações críticas prolongadas no tempo.
A avaliação de risco realizada com base nos impactos potenciais dos cenários identificados e no histórico dos
principais incidentes verificados no SNGN desde a introdução do GN em Portugal permitiu concluir que os 16
cenários avaliados assumiam níveis de severidade e de probabilidade de ocorrência que se traduziam em riscos de
nível médio e reduzido, isto é, dentro da zona aceitável do diagrama matriz de risco.
O Plano Preventivo de Ação estabeleceu as linhas de ação que visam a redução dos riscos associados ao sistema
nacional de gás, sendo que esse objetivo se traduziu na avaliação e tratamento dos cinco cenários mais relevantes
da zona de risco médio da matriz de Avaliação de Riscos, de modo a reduzir a sua probabilidade e/ou severidade,
minimizando o impato no SNGN através de medidas de prevenção e/ou proteção.
Deste modo, as medidas propostas neste plano preventivo de ação permitem a redução do risco associado aos
cenários 5 - Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros, 1b) - Incidentes na
infraestrutura de regaseificação do TGNL de Sines com duração superior a 24 horas e 1d) - Indisponibilidade do cais
de acostagem devido a condições meteorológicas adversas, sem existências de GNL nos tanques do TGNL,
deslocando-os para uma área de risco mais reduzido da matriz, cujo resultado final se evidencia na matriz da figura
4.
Verifica-se que os cenários da matriz de risco residual encontram-se todos na zona aceitável da matriz de risco,
não se identificando qualquer cenário na zona de risco elevado/não aceitável. Os cenários 1 a), 1 c),1 d), 1 e), 2, 3,
4 a), 6 a), 7 a), 7 b), 7 c) e 7 d) apresentam um risco reduzido (zona a cor verde) e os cenários 1 b), 4 b), 5 e 6 b)
apresentam um risco médio (zona a cor amarela). No caso do cenário 1d), devido às medidas adotadas no
presente plano, verificou-se uma alteração do grau de risco, passando de risco moderado para risco baixo, devido
à redução da severidade associada a este cenário.
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Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
FIGURA 4 - DIAGRAMA MATRIZ DE AVALIAÇÃO DE RISCO RESULTANTE DO PLANO PREVENTIVO DE AÇÃO
SEVERIDADE
Muito Elevada
Elevada
Média
Baixa
Muito Baixa
PROBABILIDADE
Muito
Elevada
Elevada
1 a)
Média
Baixa
5
4 b)
6 b)
1 b)
2 4 a)
6 a)
7 a) 7 b) 7 c)
7 d) 1 d)
1 c) 1 e)
3
Muito
Baixa
A avaliação dos quatro cenários regionais indicou que o seu impacto materializar-se-ia nas entradas de GN a partir
interligações de Campo Maior/Badajoz e Valença do Minho/Tuy, em particular na interligação de Campo
Maior/Badajoz, na medida em que este ponto de entrada se encontra a jusante da EC de Almendralejo (cenário
regional 7d), da interligação de Tarifa (cenário regional 7b) e dos gasodutos de Al-Andaluz ou Extremadura (cenário
regional 7c). Deste modo, os cenários regionais são equivalentes ao cenário nacional 2 - Falha da Interligação de
Campo Maior - que, de acordo, com a Avaliação de Riscos, apresenta um risco reduzido.
Plano Preventivo de Ação | Período 2015-2018
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GLOSSÁRIO
SIGLAS E ABREVIATURAS
AR
Avaliação de Riscos
CE
Comissão Europeia
DGEG
Direção-Geral de Energia e Geologia
Dmax
Procura diária excecionalmente elevada - Procura diária total de gás durante um dia de procura de gás
excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em 20 anos, de
acordo com o Regulamento nº 994/2010, de 20 de outubro de 2010, do Parlamento Europeu e do
Conselho
EGIG
European Gas pipeline incidente Data Group
ERSE
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
GN
Gás Natural
GNL
Gás Natural Liquefeito
MIBGAS
Mercado Ibérico de Gás Natural
ORT
Operador da Rede de Transporte
PE
Plano de Emergência
PETS
Projeto de expansão do TGNL de Sines
REN
Redes Energéticas Nacionais
Regulamento Regulamento nº 994/2010, de 20 de outubro de 2010, do Parlamento Europeu e do Conselho
RNTGN
Rede Nacional de Transporte de Gás Natural
RNTIAT
Rede nacional de transporte de gás, infraestruturas de armazenamento de gás e terminais de GNL
SEN
Sistema Elétrico Nacional
SNGN
Sistema Nacional de Gás Natural
UE
União Europeia
VIP
Virtual Interconnection Point
ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 - Previsão de consumo anual dos cenários Base e Segurança de Abastecimento para o período 2015-2018..... 3
Tabela 2 - Pontas de consumo para o período 2015-2018 ............................................................................................. 4
Tabela 3 - Consumo dos clientes protegidos do mercado convencional (Art. 8º do Regulamento) ................................. 5
Tabela 4 - Consumo extremo de 30 dias do mercado electrico não interruptivel3 ......................................................... 6
Tabela 5 - Aprovisionamento do SNGN em 2013 ........................................................................................................... 7
Tabela 6 - Capacidades atuais dos pontos relevantes da RNTGN, incluindo reversibilidade de fluxo .............................. 8
Tabela 7 - Evolução do critério N-1 para a ponta 1/20 do cenário segurança de abastecimento................................... 11
Tabela 8 - Avaliação do cenário de 30 dias de procura excecionalmente elevada no cenário segurança de
abastecimento (1/20 anos) ......................................................................................................................................... 12
Tabela 9 - Classificação da probabilidade e da severidade dos cenários de risco .......................................................... 14
Tabela 10 - Dados de procura no SNGN – cenário Base no ano de 2018 ...................................................................... 20
Tabela 11 - Dados de capacidade de entrada na RNTGN – ano de 2018 ....................................................................... 20
Tabela 12 - GN não servido para o cenário de incidente na infraestrutura do TGNL de Sines por 90 dias cenário 1d, 1ª situação ............................................................................................................................................... 22
Tabela 13 - GN não servido para o cenário de incidente na infraestrutura do TGNL de Sines por 7 dias – cenário
1d, 2ª situação ........................................................................................................................................................... 23
Tabela 14 - Cenário 5 - Recurso ao mercado SPOT para as situações de perturbação na Nigéria durante um
período de 90 dias...................................................................................................................................................... 25
Tabela 15 - Cenário 5 - Recurso ao mercado SPOT ...................................................................................................... 27
Tabela 16 - Priorização dos cenários - Resultados da quantificação da prioridade, da severidade e da previsão de GN
não fornecido por ano ................................................................................................................................................ 27
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 - Diagrama matriz da avaliação dos riscos identificados para o SNGN............................................................. 15
Figura 2 - Diagrama de redução de risco dos Cenários avaliados ................................................................................. 18
Figura 3 - Diagrama Matriz de Avaliação do Risco Residual.......................................................................................... 34
Figura 4 - Diagrama Matriz de Avaliação de Risco resultante do Plano Preventivo de Ação .......................................... 37
ANEXO I – Mapa da RNTIAT
Fonte: REN