ANO DE INVESTIMENTOS DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE 2004-2009
PLANO DE DESENVOLVIMENTO E
INVESTIMENTO DA REDE DE TRANSPORTE
2009–2014 (2019)
Julho de 2008
REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A.
Julho de 2008
Índice
Índice
SUMÁRIO EXECUTIVO
1
ENQUADRAMENTO, ÂMBITO E CONTEÚDO
1.1 Enquadramento Legislativo
1.2 Âmbito e Conteúdo
1.2.1 Âmbito
1.2.2 Consultas de entidades e pública
1.2.3 Conteúdo
1
26
26
27
27
28
31
2
AVALIAÇÃO AMBIENTAL
2.1 Visão do Desenvolvimento Sustentável
2.2 Processo de Avaliação Ambiental
2.3 Âmbito e Factores Críticos de Decisão
2.4 Elementos Estratégicos do Plano e da AAE
2.5 Alternativas de Evolução da RNT
2.6 Alternativa Retida
2.7 Relatório Ambiental
34
34
37
37
38
38
40
41
3
EVOLUÇÃO DAS CARGAS E DOS MEIOS DE PRODUÇÃO
3.1 Cenário de Evolução dos Consumos
3.2 Previsão de Cargas Activas e Reactivas
3.3 Evolução do Sistema Produtor
42
42
43
52
4
METAS RELATIVAS À CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO
63
5
PRINCÍPIOS E CRITÉRIOS DE PLANEAMENTO
5.1 Padrões de Segurança de Planeamento da RNT
5.2 Outros Princípios de Planeamento
5.3 Critérios para Outros Tipos de Investimentos
67
67
69
71
6
CARACTERIZAÇÃO E JUSTIFICAÇÃO DOS INVESTIMENTOS E DA EVOLUÇÃO DA RNT
6.1 Descrição e Justificação dos Investimentos
73
73
6.2
6.1.1
6.1.2
6.1.3
6.1.4
6.1.5
6.1.6
6.1.7
6.1.8
Área 1 - Faixa litoral a norte do Grande Porto
Área 2 - Trás-os-Montes e eixo do Douro
Área 3 - Grande Porto
Área 4 - Faixa litoral entre o Grande Porto e a Grande Lisboa
Área 5 - Beiras interiores
Área 6 - Grande Lisboa e península de Setúbal
Área 7 - Alentejo
Área 8 - Algarve
Quadros Resumo de Entradas e Saídas de Equipamento
76
83
91
95
101
105
113
120
123
7
REMODELAÇÃO DE INSTALAÇÕES
7.1 Subestações
7.2 Linhas
128
128
130
8
INDICADORES DE EVOLUÇÃO
8.1 Linhas
8.2 Transformadores
8.3 Instalações da RNT
8.4 Painéis de MAT e AT
132
132
134
137
137
9
ESTABILIDADE DO SISTEMA
140
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
Índice
9.1
9.2
9.3
Princípios gerais
Análises realizadas e em curso
Conclusões
140
141
144
10 EVOLUÇÃO DAS CORRENTES DE DEFEITO
10.1 Critérios de correntes de defeito para efeitos de dimensionamento
10.2 Medidas de controlo das correntes de defeito
10.3 Correntes de defeito na rede MAT
10.4 Correntes de defeito em barramentos AT
146
146
148
148
150
11 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO
11.1 Evolução Recente
11.2 Previsão a Curto Prazo
11.3 Previsão a Médio Prazo
11.4 Utilização dos Valores Máximos de Capacidade
152
152
153
153
155
12 EVOLUÇÃO DA CAPACIDADE DE RECEPÇÃO
12.1 Princípios Relativos à Capacidade de Recepção de Geração
12.2 Capacidades de Recepção de Potência de Geração, por Grandes Zonas
12.3 Condicionantes Globais Decorrentes da RNT à Localização de Centros Produtores
158
158
159
163
13 EVOLUÇÃO DAS PERDAS
165
14 INVESTIMENTOS PREVISTOS
14.1 Panorâmica Geral do Investimento
14.2 Desagregação dos Investimentos
14.3 Comparação com o Plano Anterior
171
171
173
176
14.3.1 Transporte de Energia eléctrica
14.3.2 Gestão Global do Sistema
14.4 Investimentos comparticipados
ANEXOS
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
15.
“Padrões de Segurança de Planeamento da RNT”
Quadros e mapas de entradas em serviço de 2009 a 2014
Mapas da RNT de 2008, 2009, 2011 e 2014
Quadros de entradas em serviço entre 2015 e 2019 e mapa da RNT em 2019
Discriminação dos projectos de evolução da rede
Lista global dos investimentos
Repartição dos investimentos por finalidades
Equipamento previsto para finais de 2008, 2009, 2011 e 2014
Potências activas e reactivas em ponta e em vazio
Potências instaladas de PRE
Planos de produção
Mapas de trânsitos de potências
Indicadores evolutivos de equipamento
Evolução das correntes de defeito
Rede de segurança de comunicação e transmissão de dados
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
176
179
180
Siglas, abreviaturas e definições
Siglas, abreviaturas e definições
AIA
AVE
AT
CAPEX
CDE
DGEG
DL
EDIA
EDPD, S.A.
EDPP, S.A.
EIA
ENF
ERSE
FCD
FER
GGS
MAT
M€
MEI
MT
NAL
PDIRT - CP
PDIRT
PESEP
PIR
PNBEPH
PRE
PRO
RA
RARI
RAVE, S.A.
REE, S.A.
REN, S.A.
RESP
RND
RNT
RQS
RTE
SANPE
SEN
TEE
TGCC
TSO
ZPE
Avaliação de Impacto Ambiental
Alta Velocidade Ferroviária
Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 45kV e igual ou inferior a 110kV)
Capital Expenditure
Custos Directos Externos
Direcção Geral de Energia e Geologia
Decreto Lei
Empresa de Desenvolvimento e Infra-Estruturas do Alqueva, S.A.
EDP Distribuição Energia, S.A.
EDP Gestão da Produção de Energia, S.A.
Estudo de Impacto Ambiental
Energia Não Fornecida
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
Factores Críticos de Decisão
Fontes de Energias Renovável
Gestão Global do Sistema
Muito Alta Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110kV)
Milhões de Euros
Ministério da Economia e da Inovação
Média Tensão (tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 1kV e igual ou inferior a 45kV)
Novo Aeroporto de Lisboa
Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte - Consulta Pública
Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte
Perspectivas de Evolução do Sistema Electroprodutor
Plano de Investimentos de Rede (documento antecessor do PDIRT)
Plano Nacional de Barragens de Elevado Potencial Hidroeléctrico
Produção em Regime Especial
Produção em Regime Ordinário
Relatório Ambiental
Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações
Rede Ferroviária de Alta Velocidade, S.A.
Red Eléctrica de España, S.A. (TSO Espanhol)
Rede Eléctrica Nacional, S.A.
Rede Eléctrica de Serviço Público
Rede Nacional de Distribuição
Rede Nacional de Transporte
Regulamento da Qualidade de Serviço
Géstionnaire du Réseau de Transport d’Electricité (TSO Francês)
Segurança de Abastecimento ao Nível da Produção de Electricidade
Sistema Eléctrico Nacional
Transporte de Energia Eléctrica
Turbina a Gás de Ciclo Combinado
Transmission System Operator
Zona de Protecção Especial
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
Sumário Executivo
PLANO DE DESENVOLVIMENTO E INVESTIMENTO DA
REDE DE TRANSPORTE 2009-2014 (2019)
JULHO DE 2008
SUMÁRIO EXECUTIVO
ENQUADRAMENTO
O Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte 2009-2014 (2019) – (adiante
designado apenas por Plano ou PDIRT 2009-2014 (2019)) apresenta, de acordo com a legislação em
vigor (Decreto Lei 172/06) os investimentos a realizar pela REN, Rede Eléctrica Nacional, S.A.,
concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT) para o período até ao ano 2014 (inclusive).
Engloba também uma visão de evolução daquela rede até final de 2019.
Paralelamente a este PDIRT 2009-2014 (2019) é apresentada uma nova versão do
correspondente Relatório Ambiental (RA), decorrente das alterações subsequentes às consultas a
que, pela primeira vez, nos termos quer do DL 172/06 quer do DL 232/07, o plano de investimentos
da RNT e o RA foram, entretanto sujeitos.
O RA apresenta o exercício de Avaliação Ambiental (AA), consignado na Directiva 2001/42/CE e no
DL 232/07, no âmbito do qual foram comparadas 4 alternativas estratégicas de evolução da RNT
para o horizonte 2019 sob o ponto de vista do conjunto relevante de Factores Críticos de Decisão
(FCD) – energia, fauna e ordenamento do território – tendo presente as consequências ambientais da
expansão da RNT.
Deste exercício resultou a opção por uma estratégia de evolução da RNT que corporiza as
conclusões da AA e que é a que se apresenta e desenvolve neste PDIRT 2009-2014 (2019).
Os objectivos mais relevantes que estão na base das decisões de investimento deste PDIRT
2009-2014 (2019) são os seguintes:
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
1
Sumário Executivo
1. Garantia de abastecimento dos consumos previstos.
2. Viabilização/disponibilidade para ligação de centrais de grande dimensão, hídricas e
térmicas.
3. Existência de condições para a concretização dos objectivos nacionais no âmbito da
promoção das energias renováveis no que respeita à recolha e transporte da energia
produzida, em particular da produção em regime especial (PRE).
4. Existência de condições técnicas de funcionamento da RNT tendo em vista os objectivos no
âmbito do Mercado Ibérico da Electricidade (MIBEL), em particular níveis desejáveis de
capacidade de interligação.
5. Necessidades de grande conservação ou remodelação de equipamentos em fim de vida útil
e/ou obsoletos.
6. Existência de soluções para alimentação dos projectos de linhas ferroviárias de alta
velocidade (linhas ferroviárias AVE).
O cenário de evolução dos consumos aqui assumido é o cenário alto da perspectiva de evolução do
sistema electroprodutor de “Política Energética” considerado no documento “Segurança de
Abastecimento ao Nível da Produção de Electricidade – Período 2008-2030” (SANPE 2008-2030) de
Abril de 2007 (o presente plano começou a ser elaborado na segunda metade de 2007).
No âmbito deste cenário, o consumo final, líquido do auto-consumo, evoluirá desde os 55,4 TWh
estimados em 2009 até 68,7 e 83,9 TWh, respectivamente nos anos de 2014 e 2019, a uma taxa
média anual de 4,3% neste período de 10 anos.
As alterações de quadro estratégico do sector energético mundial ocorridas mais recentemente
deverão levar a uma revisão em baixa dos cenários de evolução da procura de energia. A REN, S.A.,
nas suas revisões anuais das perspectivas de concretização do seu plano de investimentos, e
portanto mesmo antes da elaboração do próximo PDIRT, terá isso em conta, adiando ou alterando os
investimentos que se justificarem.
A evolução do parque produtor de grandes centrais hídricas considerada neste plano é a assumida
no citado SANPE 2008-2030, o qual engloba, até 2019, as centrais de Picote 2 (2011), de Bemposta 2
(2011), o reforço do Alqueva (2011) e o Baixo Sabor (2013). São considerados ainda o
aproveitamento de Ribeiradio (2012) e os reforços de Venda Nova 3 (2014) e Salamonde 2 (2014).
Está ainda assumido o seguinte conjunto das centrais hídricas que constam do Programa Nacional de
Barragens com Elevado Potencial Hidroeléctrico (PNBEPH); Fridão, Foz Tua, Daivões, Padroselos,
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
2
Sumário Executivo
Gouvães, Vidago, Almourol, Pinhosão, Girabolhos e Alvito. À excepção de Foz-Tua, que aqui se
assume em serviço em 2014, todas as outras foram consideradas, para efeitos de ligação à RNT,
entrar em serviço entre 2015 e 2019.
O quadro de evolução das centrais térmicas de base é o previsto no cenário de “Política
energética” do SANPE 2008-2030 com algumas adaptações resultantes de actualizações, entretanto
ocorridas, das datas de entrada em serviço previstas para as próximas 4 centrais térmicas de ciclo
combinado a gás natural já licenciadas, com dois grupos cada uma, e localizadas em Sines, no Pego,
em Lares e na Figueira da Foz. Estão considerados, ao todo, até 2019, 6 novos grupos a carvão e 9
de ciclo combinado com um total de 5928 MW o que, tendo em conta as desclassificações que irão
ocorrer, corresponde a um aumento líquido de 2859 MW.
Cinco dos novos grupos a carvão, de 400 MW cada um, foram supostos ficar localizados em Sines (3
dos quais substituindo os da actual central a carvão de Sines) e o 6º na zona de Lavos. O 9º grupo de
ciclo combinado foi assumido, como hipótese de trabalho, vir a estar localizado na área do
Carregado, substituindo parte da potência da actual central do Carregado a fuel.
As desclassificações previstas de centrais são as dos grupos 3 e 4 da central de Tunes em 2010 (165
MW), da central do Barreiro em 2009 (56 MW), dos 6 grupos da central de fuel do Carregado,
progressivamente entre a segunda metade de 2009 e 2011 (710 MW), dos 4 grupos da central de fuel
de Setúbal em 2012 (948 MW) e dos 4 grupos da central de carvão de Sines em 2017 (1192 MW).
A potência térmica de base prevista para desclassificação até 2019 é pois muito elevada (3069 MW)
o que justifica uma parte significativa do total de nova potência térmica de base que se prevê
venha a entrar em serviço até 2019 (5928 MW).
Quanto a produção em regime especial (PRE), o Plano engloba um conjunto de reforços da RNT
que irão permitir também, no cumprimento dos “Padrões de Segurança de Planeamento da RNT” em
vigor, como para todos os centros geradores, receber e transportar sem restrições significativas
decorrentes da RNT a potência proveniente da PRE num cenário de evolução idêntico ao
considerado no SANPE 2008-2030 até 2019 de acordo com as metas nacionais fixadas.
Quanto à componente eólica assumiu-se, contudo, valores de potência um pouco mais elevados a
partir de 2011, com um total de 7500 MW “onshore” considerados em 2019, dos quais 5500 MW em
2011 e 6100 MW em 2014. Para além disso considerou-se como hipótese a existência, em 2019, de
550 MW de eólica “offshore”, parte da qual na região indicada no DL 5/2008. Nesta mesma zona
poderá também coexistir uma parcela de geração a partir das ondas do mar, decorrente do
estipulado naquele DL.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
3
Sumário Executivo
Continua pois a assumir-se um crescimento significativo da necessidade de ligação de nova geração
renovável não apenas PRE mas também ao nível de grande hídrica e outras, com destaque para a
produção resultante do PNBEPH.
Este Plano não contém investimentos relativos à construção do novo aeroporto de Lisboa (NAL).
No início do corrente ano foi conhecida a decisão de o novo aeroporto ser construído na margem sul
do Tejo, numa área do campo de tiro de Alcochete. Ao contrário da localização debatida
anteriormente na Ota, a nova localização não implica, em princípio, alterações na RNT existente
por interferência com as cotas mínimas da servidão da área do NAL. Em tempo oportuno será
analisada com a entidade responsável pelo aeroporto a solução de alimentação específica mais
adequada, a qual, em linhas gerais, poderá envolver a construção de uma ou duas novas
subestações e linha(s) de curta dimensão para o abastecimento directo das instalações
aeroportuárias.
Por outro lado, e tal como no Plano anterior, inclui-se um conjunto de investimentos ligados
com a alimentação das 3 linhas ferroviárias de alta velocidade (AVE) previstas, Porto - Vigo,
Lisboa - Madrid e Lisboa - Porto, para as datas neste momento indicadas pela Rede Ferroviária de
Alta Velocidade - RAVE, S.A.
A evolução destas soluções de ligação encontra-se praticamente definida, resultado do trabalho
conjunto da REN, S.A. e da empresa RAVE, S.A. que tem vindo a ser realizado há alguns anos.
CRITÉRIOS TÉCNICOS E ORIENTAÇÃO
Os critérios técnicos de Planeamento adoptados para a definição da necessidade de reforços na
rede são os que constam dos “Padrões de Segurança de Planeamento da RNT” propostos pela
REN, S.A., os quais foram objecto de aprovação por parte da Entidade Reguladora dos Serviços
Energéticos (ERSE) e que se apresentam no anexo 1 deste Plano. A avaliação de projectos
alternativos para escolha da opção mais adequada para concretizar esses reforços é feita com
recurso à respectiva comparação técnico-económica-ambiental ‘macro’.
Procura-se igualmente uma optimização económica conjunta com investimentos das empresas
de distribuição e de produção no quadro de referência de um trabalho conjunto entre a REN, S.A.,
a EDP Distribuição Energia S.A. (EDPD, S.A.) e, quando oportuno, com as empresas promotoras dos
novos centros produtores.
A redução de impactos ambientais, privilegiando, sempre que possível, a remodelação, a
reconstrução ou o reforço de instalações antigas, em particular a reutilização de corredores de
linhas em fim de vida útil, com as adaptações locais consideradas necessárias do ponto de vista
ambiental, continua a constituir uma orientação de referência nas soluções adoptadas.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
4
Sumário Executivo
PROJECTOS MAIS IMPORTANTES
Os grandes projectos de investimento contemplados neste Plano com início, desenvolvimento
ou conclusão até ao final de 2014 são os seguintes, sugerindo-se o acompanhamento da leitura da
sua descrição com os mapas seguintes, os quais indicam os investimentos mais relevantes a entrar
em serviço ano a ano, de 2009 a 2014:
Reforço de ligação à distribuição (consumo)
•
Abertura de 6 novas subestações com função predominante de entrega de energia às redes
de distribuição (Valpaços, Vizela/Felgueiras, Feira, Zambujal, Montijo e Estremoz) e ainda
introdução de transformação no actual posto de corte de Ourique o que, conjugado com os
reforços de transformação em subestações existentes, se traduzirá pelo aumento líquido de
4844 MVA (em relação à potência instalada em finais de 2008) de capacidade de
transformação instalada, destinada na totalidade ou maioritariamente a esta função.
•
Concretização em 2009, com a entrada em serviço da ligação Macedo de Cavaleiros Valpaços - Vila Pouca de Aguiar, de mais uma malha da RNT a 220 kV com função repartida
entre o apoio ao abastecimento de consumos e a recolha de produção PRE.
•
Construção de uma nova estrutura de alimentação ao interior do Alto Alentejo com um
fecho de malha por meio de linha entre as subestações da Falagueira e uma nova
subestação a 400 kV de Évora (que, a prazo, substituirá a actual a 150 kV), com abertura de
uma subestação de apoio à rede de distribuição na zona de Estremoz. Esta malha será
também a estrutura base de futura alimentação do troço Português da linha ferroviária AVE
Lisboa - Madrid.
Ligação de centros electroprodutores
•
Construção das ampliações da RNT que possibilitem a integração na rede até 2009/2010 das
4 novas centrais de ciclo combinado a gás natural com 2 grupos de cerca de 400 MW cada
uma, já licenciadas pela DGEG, a ligar à subestação de Lavos (2 centrais), ao posto de corte
do Pego e à subestação de Sines.
•
As extensões e os reforços necessários na RNT para a ligação das novas centrais hídricas de
Picote 2, Bemposta 2, reforço de Alqueva (todas com data prevista de 2011), Ribeiradio
(2012) e Baixo Sabor, esta última a entrar em serviço em 2013.
•
As alterações na RNT, retomadas do Plano de Investimentos da Rede 2004-2009, para a
ligação dos reforços das centrais hídricas de Salamonde 2 e V. Nova 3 em 2014.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
5
Sumário Executivo
Ligação de PRE
•
Construção de uma subestação 150/60 kV na área logística e industrial de Sines (ZILS) com a
finalidade de criar uma infra-estrutura eléctrica que permita ligar os produtores/clientes da
ZILS.
•
A construção de mais 3 novas subestações (Armamar, Tábua e Ferro B) e a passagem a
400 kV da subestação de Bodiosa, as quais têm como função predominante a recolha de
produção PRE (algumas outras, referidas neste documento para outras finalidades, também
têm função de recolha de PRE).
•
A criação, em 2013, de uma linha 400 + 220 kV (inicialmente explorada apenas a 220 kV)
entre Vila Pouca de Aguiar e Carrapatelo, através de um novo corredor rodeando a norte e a
poente o parque natural do Alvão.
•
A passagem a 400 kV do eixo Armamar - Bodiosa - Paraimo e a construção da linha de 220 kV
Tábua - Penela em 2009.
•
O estabelecimento de novo ponto de articulação entre a rede de 400 kV e a de 220 kV,
mediante instalação de autotransformação em Armamar (2009).
•
Reforço do eixo Ferro - Castelo Branco - Falagueira com as novas linhas Castelo Branco –
Ferro, a 220 kV, e Falagueira - Castelo Branco, a 150 kV, e segundo autotransformador
220/150 kV em Castelo Branco.
•
Introdução, em 2014, de linha a 400 kV no eixo da Beira Interior desde a subestação de
Falagueira até à zona da Covilhã, com a subestação de Ferro B para recolha de nova
produção PRE.
•
A instalação de um total de transformação MAT/AT de 1058 MVA, predominantemente para
recepção PRE.
•
Construção de um significativo número de painéis em diversas subestações para ligação de
produção PRE.
Reforço interno de rede
•
O prosseguimento da extensão da RNT a novas regiões do País visando, simultaneamente,
criar melhores condições de alimentação dos consumos e facilitar o transporte da potência
proveniente de instalações de PRE.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
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Sumário Executivo
•
A extensão dos 400 kV ao Algarve, com a passagem a 400 kV da linha Sines - Portimão 3, (já
em serviço a 150 kV) e a concretização da nova ligação Portimão - Tavira (2009/2010).
•
A concretização do novo ponto de articulação entre a rede de 400 kV e a de 220 kV em
Vermoim (2011) e entre as redes de 400 e de 150 kV nas subestações de Portimão (2009),
Tavira (2010) e Fernão Ferro (2011).
•
Aumento da capacidade de transporte à Grande Lisboa norte com a reconstrução, como
dupla de 400 kV, da linha Carregado - Rio Maior 1.
•
Reconstrução, para 400 kV, de parte da actual linha simples a 150 kV Zêzere - Falagueira,
tendo em vista criar uma segunda ligação a 400 kV Pego - Falagueira.
•
Continuação da concretização de um acréscimo significativo do nível de compensação do
factor potência, tendo em vista não apenas a redução de perdas e a possibilidade de
concretização mais tardia de alguns novos reforços da RNT, mas também permitir níveis
mais elevados de importação de energia em certas situações e melhor escoamento de norte
para sul da produção PRE.
Reforço da capacidade de interligação
•
O prosseguimento do reforço da capacidade de interligação com a rede de transporte de
Espanha, visando uma meta de cerca de 3000 MW de capacidade comercial a médio prazo,
engloba os seguintes passos:
1. Reforço e reconfiguração das redes na região do Douro Internacional mediante o
aumento da capacidade existente a nível dos 220 kV, o estabelecimento de
interligação a 400 kV e a abertura de subestação com autotransformação
400/220 kV em Lagoaça (Douro Internacional – 2009).
2. O estabelecimento de duas novas interligações: Algarve - Andaluzia (2010/11) e
a segunda interligação entre o Minho e a Galiza (2013/14), ambas a 400 kV.
3. Concretização de um conjunto de reforços internos nas redes de transporte de
Portugal e Espanha relevantes para este objectivo, em particular a subestação
400/150 kV em Tavira.
4. Conclusão do programa iniciado há vários anos de reforços de capacidade de
linhas a 220 kV, o qual se encontra muito adiantado.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
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Sumário Executivo
Ligação a consumidores em muito alta tensão
•
Os projectos definidos para a alimentação de três linhas ferroviárias AVE, as primeiras das
quais, de acordo com estimativas da RAVE, S.A. na altura em que foi fixada a programação
deste Plano, são a ligação Lisboa - Madrid e a ligação Porto - Vigo, ambas para 2013,
necessitando de primeiras ligações eléctricas em 2012. A ligação Lisboa - Porto é aqui
assumida como necessitando de primeira ligação eléctrica em 2014.
•
Para tal será necessário em 2012 a entrada em serviço de uma linha a 400 kV entre a zona
norte do Grande Porto e a subestação de tracção mais a norte da linha ferroviária Porto Vigo. Esta linha para além de ter também a função de potencial futuro apoio à distribuição,
permitirá proporcionar também mais uma interligação a 400 kV.
•
A estratégia de alimentação da futura linha ferroviária AVE Lisboa - Madrid ditou também
que o anel que havia sido definido a 150 kV no Plano anterior (PIR 2004-09) Falagueira Estremoz - Évora esteja já a ser concretizado com linhas isoladas para 400 kV, embora
temporariamente a funcionar a 150 kV. Por outro lado, este eixo Falagueira – Évora será
completado, também a 400 kV até à área de Pegões/Palmela. Em Pegões existirá outro
posto de corte de alimentação daquela linha ferroviária.
Remodelações de instalações
•
As remodelações integrais das subestações em fim de vida útil e com equipamentos
obsoletos de Setúbal, Ermesinde e Carregado.
•
As remodelações parciais dos 60 kV das subestações da Batalha e Fernão Ferro.
•
A remodelação de sistemas de protecção, de comando e controlo e de supervisão e registo,
substituindo equipamentos obsoletos ou em fim de vida útil por equipamentos de tecnologia
actual, nas subestações de Pereiros, Pocinho, Porto Alto, Valdigem, Recarei, Mogadouro,
Ourique e Vermoim.
•
A continuação da concretização do programa de reforço de capacidade de um significativo
número de linhas antigas, tendo em vista o abastecimento dos consumos e a recepção de
PRE conjugados, sempre que possível, com a reabilitação parcial de algum equipamento
dessas linhas.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
15
Sumário Executivo
Os mapas das páginas 17 a 19 sintetizam os projectos mais relevantes de evolução da RNT em
linhas e subestações previstos para o período 2009 a 2014.
Quanto ao período após 2014 e até final de 2019 (ver mapa da rede prevista para 2019 na
página 19), a evolução que se prevê é centrada no reforço da RNT em novas linhas e instalações
tendo em mente não apenas o abastecimento dos consumos mas, sobretudo neste período, a
recepção de novas potências de geração ordinária e em regime especial. Referem-se os seguintes
projectos mais relevantes:
•
O reforço da rede de 400 kV, por um lado com uma nova linha a 400 kV entre Vila Fria e
Pedralva e, por outro, entre Pedralva e a zona norte do Porto, passando pela área de Riba
d’ Ave (sem ligar a esta subestação).
•
A criação de uma ligação a 400 kV entre Vila Pouca de Aguiar B e o litoral na subestação da
Feira (parte linha nova e parte por reconstrução de linha existente). Várias centrais do
PNBEPH irão ligar a esta linha nas subestações de Vila Pouca de Aguiar B e Fridão.
•
O prolongamento até à zona da Guarda, em 2015, da ligação a 400 kV Ferro B – Falagueira,
para recolha de nova produção PRE.
•
Criação de uma linha 400 + 220 kV (com apenas o circuito de 400 kV instalado) entre a zona
de Arganil/Góis (onde se abre nova instalação) e Penela, por um traçado próximo da linha a
220 kV Tábua - Penela, com introdução dos 400 kV nesta última subestação a partir da
abertura da actual linha Batalha - Paraimo.
Este conjunto de reforços criará uma capacidade de recepção suplementar de produção no Minho,
em Trás-os-Montes e em grande parte das Beiras.
FIABILIDADE DO FUNCIONAMENTO DA RNT
Os projectos de investimento contemplados neste Plano são um dos elementos necessários à
manutenção dos elevados índices globais de fiabilidade actuais. Estes apresentam, em termos
médios, um claro progresso em relação à situação existente há alguns anos.
Em termos regionais, a norte é de destacar o fecho de malha Lagoaça (Douro Internacional) Macedo de Cavaleiros - Valpaços - Vila Pouca de Aguiar - Valdigem, o qual vai criar condições para
uma melhoria de qualidade de serviço numa extensa área de Trás-os-Montes e, em particular, a
desclassificação da actual subestação de Chaves a 150 kV, dotada de uma só ligação a partir da rede
e, por conseguinte, de menor fiabilidade.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
16
Sumário Executivo
Também no norte do País, o novo eixo a 400 kV norte do Porto - Galiza vai potenciar a
aproximação da RNT a centros de consumo importantes como a área de Vila do Conde - Vila Nova
de Famalicão e a zona ao longo do rio Minho.
A área a sul do Porto, que também neste momento se encontra dependente de uma única
instalação da RNT, a subestação de Canelas, com pontas de consumo que atingem já elevados
valores, verá a respectiva fiabilidade de abastecimento melhorada através da criação de uma
nova subestação de apoio à distribuição na zona de Santa Maria da Feira, prevista para 2011.
De realçar que também o nó de 400 kV de Palmela passará a ser futuramente circundado por
uma ligação proporcionada pela construção do circuito duplo que introduzirá aquele nível de tensão
na área de Fernão Ferro onde será instalada autotransformação 400/150 kV e, ainda, pela criação
de um circuito a 400 kV directo entre Sines e a região da Grande Lisboa (utilizando uma das
existentes linhas Palmela - Sines a 400 kV). Deste modo será diversificado o apoio de alimentação a
toda a zona da margem sul de Lisboa e península de Setúbal, neste momento ainda muito
dependente apenas da subestação de Palmela.
Relativamente ao Algarve, e embora tratando-se de projecto já em serviço, realça-se a
importância da entrada em serviço em meados de 2006 da linha a 150 kV Tunes - Estoi, a qual
veio, ao fim de bastantes anos, dar a necessária fiabilidade, no que respeita à RNT, aos consumos
da zona de Faro e de todo o sotavento Algarvio.
A nível geral de fiabilidade, isto é, tomando como referência um indicador global como, por
exemplo, o tempo de interrupção equivalente (TIE), têm ocorrido valores inferiores a 1 minuto
em 2005, 2006 e 2007, se forem excluídas causas de “força maior”. Estes resultados devem-se
não só à extensão e maior emalhamento da RNT, a qual estará próxima, dentro de poucos anos, de
quase todas as capitais de Distrito, como à desclassificação de linhas e subestações em fim de vida
útil e, portanto, menos fiáveis, às melhorias introduzidas a nível de exploração da rede, em
particular nos sistemas de protecção, comando e controlo (de que se destaca a ampla
implementação das protecções diferenciais de linhas), à remodelação e melhoria de linhas e
subestações mais antigas, à substituição de isoladores de vidro ou cerâmicos por isoladores
compósitos em várias linhas, e ainda ao fecho de várias malhas a 60 kV via redes de distribuição
acordadas e concretizadas pelas concessionárias das RNT e RND.
A fiabilidade global da RNT depende pois de um amplo conjunto de factores, dos quais a
extensão e topologia da RNT e o respeito pelos “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT”
são apenas dois deles. A REN, S.A. tem vindo a concretizar melhorias relevantes a nível de todos
esses factores, cujos frutos são a “performance” dos últimos anos em TIE, ao nível das melhores
das suas congéneres concessionárias de redes de transporte de energia eléctrica.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
20
Sumário Executivo
Quanto à capacidade de escoamento da produção, ela tem-se verificado sem falhas no passado e
continuará a verificar-se no futuro, caso seja possível à REN, S.A. concretizar os reforços da RNT
nas datas previstas e no pressuposto de continuar a serem geridas as potências a ligar à rede,
função das suas capacidades, tal como se encontra definido na legislação.
RISCOS MAIS RELEVANTES
O desenvolvimento da RNT que se propõe no presente Plano visa conseguir o conjunto de
objectivos atrás indicados, tanto ao nível de abastecimento de consumos, dando resposta ao seu
crescimento, como no da recepção de produção ordinária e em regime especial como ainda de
capacidade de interligação.
Esse desenvolvimento da RNT engloba, em particular, novas linhas e novas subestações cujo
projecto, estudos ambientais, licenciamento e construção a REN, S.A. já está ou irá promover,
no estrito cumprimento de todas as regras de carácter ambiental e técnico que constam da
legislação e da regulamentação, e em diálogo alargado com as diferentes entidades envolvidas.
É fundamental a colaboração de todas as entidades nestes processos, tendo em vista que a
evolução da RNT se venha a realizar em tempo e deles decorram assim soluções viáveis e
equilibradas dos pontos de vista ambiental, económico e técnico.
Do conjunto de projectos que constam deste PDIRT 2009-2014 (2019) previstos até 2014
mencionam-se neste ponto, como riscos mais relevantes, aqueles cujo eventual atraso poderia
induzir consequências negativas mais gravosas no funcionamento da SEN.
1. Eixo a 400 kV Portimão - Tavira - Andaluzia: Essencial para se poder atingir uma
capacidade de exportação próxima dos 3000 MW, objectivo crucial quando, com a entrada
em serviço das novas centrais de ciclo combinado já licenciadas e com o crescimento
continuado da PRE, Portugal poder passar, dentro de poucos anos, de importador a
exportador líquido de energia eléctrica em bastantes períodos de tempo.
2. Linhas a 400 kV Lavos - Paraimo e Batalha - Lavos: Necessárias para o escoamento da
produção das duas centrais de ciclo combinado já licenciadas de Lares e Figueira da Foz,
num total de cerca de 1600 MW, criando ainda capacidade excedentária de recepção.
3. Eixo a 400 kV Falagueira - Estremoz - Évora - Palmela: Imprescindível para a alimentação
em 2012 da linha ferroviária AVE Lisboa - Madrid. Antes dessa data a linha Falagueira Estremoz (a concluir no mais curto espaço de tempo tendo em vista garantir a segurança de
abastecimento de Elvas) é crucial para melhorar a segurança ao abastecimento de Estremoz
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
21
Sumário Executivo
e Elvas e para fazer face, em segurança, ao aumento da carga de Évora e de algumas zonas
a partir daí alimentadas via RND.
4. Reforços a 400 e a 150 kV na Península de Setúbal: Envolve dois projectos estruturais da
maior relevância para a segurança de abastecimento que terão que ser concluídos em
tempo útil: a construção de uma ligação a 400 kV vinda da zona de Palmela até à área de
Fernão Ferro e ainda a conclusão da construção, já em curso, da segunda ligação a 150 kV
entre Fernão Ferro e a subestação da Trafaria, esta última já em serviço.
A REN, S.A. tem vindo também a preparar estes projectos com o maior rigor, em especial
nas vertentes técnica e ambiental, tendo já sido possível optar pelo recurso a uma
instalação de tecnologia blindada de 400 kV e de 150 kV na ampliação de Fernão Ferro. Os
400 kV recorrerão a tecnologia híbrida e os 150 kV serão inteiramente blindados.
Quanto à segunda ligação a 150 kV referida, ela encontra-se neste momento em construção
e é crucial a sua conclusão a curto prazo, visto estar-se no limite a capacidade de
alimentação a esta zona através da RNT.
5. Eixo a 400 kV norte do Porto - V. do Conde/V.N. de Famalicão - Vila Fria - Galiza:
Essencial para a alimentação da linha ferroviária AVE Porto - Vigo (com data actual de
primeira ligação eléctrica 2012) e para se atingir, no sentido de importação, a meta de 3000
MW de capacidade de interligação.
Atrasos na concretização destes reforços da RNT terão consequências de vulto quer no
abastecimento de alguns consumos, em particular os da linha ferroviária AVE em causa,
quer em perdas significativas de capacidade de escoamento de algumas novas centrais
renováveis, quer ainda em quebra na capacidade de importação no âmbito do MIBEL.
VALORES DOS INVESTIMENTOS
O total de investimento a custos totais CAPEX (custos directos externos + encargos de gestão +
encargos financeiros), a preços correntes para o período de 6 anos entre 2009 e 2014 ronda os
1440 milhões de euros a que corresponde um valor de investimento médio anual de cerca de 240
milhões de euros.
O valor do investimento distribui-se de modo razoavelmente uniforme ao longo dos 6 anos em
análise, embora o ano de 2009 apresente um valor mais elevado, de 271 milhões de euros,
ocorrendo um valor mais baixo em 2014 (213 milhões de euros). O quadro seguinte especifica os
valores anuais correspondentes a custos directos externos até 2014.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
22
Sumário Executivo
SÍNTESE DE INVESTIMENTOS PREVISTOS 2009-2014
Unidade: M€ - Preços correntes
Natureza
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Total
Actividade TEE
Investimento específico
Outros
231
215
212
207
194
185
1 245
6
4
3
4
5
2
24
10
8
7
6
6
6
43
1
1
1
1
1
0.5
5
249
228
223
219
205
194
1 317
16
14
14
15
16
13
89
6
6
6
6
5
5
34
271
247
243
239
227
213
1 440
2
2
2
2
2
1
12
273
249
245
241
229
214
1 452
Actividade GGS
Investimento específico
Outros
Investimento total (CDE)
Encargos de gestão
Encargos financeiros
Total (CAPEX)
Encargos de Estrutura
Total (CAPEX) + Encargos
de Estrutura
Este Plano apresenta, por comparação com o PIR 2006-2011 e considerando apenas a
componente TEE específico, um acréscimo de investimento aproximado de 11 % (de 1037 M€
para 1245 M€ a custos directos externos e a preços correntes para um mesmo período de duração de
6 anos, mas corrigido de inflação) cujos motivos se podem atribuir, em grandes linhas, ao
alargamento das metas de PRE eólica, à necessidade de ligação de novas grandes hídricas e do
PNBEPH, à necessidade de garantir valores mais elevados de capacidade de interligação no âmbito
do MIBEL, cuja meta subiu de 1600 para 3000 MW, à concretização das soluções de ligação de um
maior número de grandes centrais térmicas e também à inclusão de um grande volume de verbas
associadas ao projecto de linhas ferroviárias de alta velocidade.
Acresce ainda a adopção de algumas soluções mais dispendiosas para melhorias de carácter
ambiental como sejam subestações com tecnologia total ou parcialmente blindada, à adopção de
medidas mitigadoras de ruído nas subestações que, entre outras acções, passa pela substituição de
transformadores mais antigos por outros de baixo ruído.
A repartição do investimento a CDE por natureza e a desagregação do valor TEE específico pelas
diferentes finalidades de utilização da RNT consta das figuras seguintes:
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
23
Sumário Executivo
REPARTIÇÃO DO INVESTIMENTO TOTAL A CDE
Transporte de energia
eléctrica (TEE
específico)
95%
Gestão global do
sistema (GGS
específico)
3%
Investimento não
específico
2%
A segmentação do esforço de investimento específico da actividade TEE encontra-se ilustrada na
figura seguinte. Pode constatar-se que as rubricas com maior peso relativo são a de “Ligação à
distribuição” (29%), ”Ligação a grandes centros produtores” (13%), “Ligação a PRE” (12%), “Ligação
a consumidores MAT” (12%) e “Remodelação de instalações” (11%).
DESAGREGAÇÃO DO INVESTIMENTO TEE ESPECÍFICO POR FINALIDADE 2009-2014
* Sist. e equip.
* Remodelação de
instalações
11%
* Desenvolvimento de
rede
7%
secundáros
0,7%
Ligação a grandes
centros produtores
13%
Ligação de PRE
12%
Reforço da capacidade
de interligação
12%
Promoção ambiental
2,3%
Ligação a
consumidores em MAT
12%
Ligação à distribuição
29%
Meios de gestão de
reactiva
0,8%
(*) Sub-rubricas referentes à finalidade “Reforço interno de rede”
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
24
Sumário Executivo
Por comparação com o Plano anterior, PIR 2006-2011, nota-se que a divisão do investimento
TEE específico por finalidades não é muito diferente daquele Plano. No entanto, assinalam-se as
seguintes alterações mais relevantes:
•
Aumento nas percentagens relativas a
Ligação a consumidores MAT (de 2,5 para 12,0 %)
Ligação a grandes centros produtores (não PRE) (de 7,8 para 13,4 %)
Promoção ambiental (de 0,2 para 2,3 %)
•
Redução nas percentagens relativas a
Ligação de PRE (de 15,7 para 11,6%)
Desenvolvimento da rede (de 21,2 para 6,9%)
A redução da percentagem de investimento na recepção de PRE decorre do facto de, em 2009,
estar já feita a maior parte do elevado volume de investimento que havia sido decidido há alguns
anos para se atingir as primeiras metas nacionais nesta matéria (“Plano de Reforço da RNT para a
PRE” e suas actualizações no âmbito dos sucessivos Planos de investimento da RNT).
Por outro lado, aumenta a fatia relativa a grandes centrais térmicas e hídricas, acompanhando
também o maior número de centrais e potência instalada previstas neste Plano relativamente ao PIR
2006-2011.
Os investimentos associados à rubrica desenvolvimento da rede decrescem em consequência de
também estar concluído uma parte do significativo investimento feito nos últimos anos neste
domínio, mas também porque, recentemente, foi feita uma revisão de afectação de finalidades de
projectos e de alguns critérios subjacentes que levou a alguma reafectação de verbas entre
diferentes rúbricas.
Por último, a fatia de ligação a consumidores MAT sobe, devido ao período 2009-2014 abranger já
o peso dos investimentos associados à alimentação das linhas ferroviárias de alta velocidade, o que
não acontecia no Plano anterior. A definição de partilha de custos entre o SEN e este projecto
rodoviário encontra-se em fase final de conclusão.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
25
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
1 Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
1.1 Enquadramento Legislativo
O planeamento da RNT encontra-se consignado a diversos níveis na legislação do sector eléctrico, de
que se destaca:
•
DL 29/2006 – Princípios gerais relativos à organização e funcionamento do SEN – No seu
artigo 24º, alínea e) refere-se ser dever da entidade concessionária da RNT “assegurar o
planeamento, construção e gestão técnica da RNT …”
Por outro lado, o artigo 30º estipula que “o planeamento da RNT tem por objectivo
assegurar a existência de capacidade na rede para a recepção e entrega de electricidade,
com níveis adequados de segurança e de qualidade de serviço, no âmbito no mercado
interno da electricidade …”
•
DL 172/2006 – Consigna os procedimentos para atribuição de licenças de produção e
comercialização e a atribuição da concessão da RNT e da distribuição de electricidade – Este
DL refere, no seu artigo 36º, que o planeamento da RNT tem como instrumentos a
Caracterização da RNT e o Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte
(PDIRT) e que, “ … no processo de elaboração do PDIRT, o operador da RNT deve observar as
orientações de política energética contidas nos relatórios de monitorização, os padrões de
segurança para planeamento da RNT e demais exigências técnicas e regulamentares … e
considerar as solicitações de reforço de capacidade de entrega e de painéis de ligação …as
licenças de produção atribuídas e ponderar outros pedidos de ligação à rede de centros
electroprodutores, promovendo a consulta pública aos agentes de mercado e outras
entidades interessadas …”
A Lei de Bases anexa a este DL assume também, na sua Base XIX, a existência de planos de
desenvolvimento da RNT.
•
DL 232/2007 – Este DL transpõe para o ordenamento jurídico nacional as Directivas
2001/42/CE e 2003/35/CE, daqui decorrendo a necessidade de submeter a um processo de
avaliação ambiental (AA), planos ou programas de projectos com implicação ambiental,
avaliação essa que deve envolver a participação pública na tomada de decisão.
O PDIRT, pela sua natureza, fica claramente abrangido pelo âmbito deste DL, definido no
seu artigo 3º. Neste DL encontra-se estipulada toda a metodologia e os passos a seguir no
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
26
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
processo de Avaliação Ambiental (entre os quais se conclui a necessidade de consultas de
entidades e pública), o qual, nesta vertente ambiental, é suportado pelo respectivo
Relatório Ambiental.
De forma consequente, o “Contrato de Concessão da Actividade de Transporte de Electricidade
Através da RNT” entre o Estado Português e a REN - Rede Eléctrica Nacional, S.A. consigna, no
objecto de concessão, entre outras obrigações, as de a REN, S.A. proceder ao planeamento da RNT
e à elaboração do PDIRT.
Neste enquadramento, e tendo presente as exigências legais acima referidas, as quais estipulam a
concretização de consulta, quer do ponto de vista ambiental no âmbito do DL 232/2007, quer do
ponto de vista de funcionalidade da RNT, conforme estabelecido no artigo 36º do DL 172/2006, uma
versão anterior do presente documento o PDIRT 2009-2014 (2019) - CP, juntamente com o
respectivo Relatório Ambiental (1ª versão), constituiu a base de proposta da REN, S.A. que foi
colocada à consulta de entidades e do público nos termos legais referidos, em Março de 2008.
A presente versão do PDIRT 2009-2014 (2019), posterior às referidas consultas e incorporando as
alterações dela decorrentes que a REN, S.A. considerou oportuno nele incluir, é apresentada neste
documento, nos termos também do artigo 78º do DL 172/2006, à Direcção Geral de Energia e
Geologia (DGEG). A REN, S.A. aguardará, entretanto, pelo parecer daquela DG para, posteriormente
e se necessário, se efectuarem ajustes finais no Plano e proceder então à sua aprovação, o que terá
de ser feito antes do final de 2008, já que o Plano, ainda nos termos do referido artigo 78º daquele
DL, vigorará a partir de 2009.
1.2 Âmbito e Conteúdo
1.2.1
Âmbito
O presente documento apresenta a evolução da RNT para o período de 2009 a 2019, com descrição
em mais pormenor para os primeiros 6 anos (2009 a 2014).
O Relatório Ambiental (RA), por sua vez, apresenta e avalia os efeitos ambientais significativos
resultantes da concretização de diferentes alternativas de evolução da RNT para o horizonte 2019,
as quais permitem, cada uma delas, atingir os objectivos consignados para a função Planeamento da
RNT, em particular as ligadas à recepção de produção renovável e ordinária. O RA encontra-se
previsto no artigo 6º do DL 232/2007.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
27
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
A proposta concreta de evolução da RNT apresentada no PDIRT 2009-2014 (2019) resulta das
conclusões da análise efectuada dessas alternativas tendo em conta as perspectivas de
possibilidades de evolução de consumos e geração.
O conteúdo do PDIRT 2009-2014 (2019) é idêntico ao de anteriores Planos da RNT, e portanto mais
alargado, quanto ao texto (inclui capítulos de carácter técnico referentes a correntes de defeito e
estabilidade do sistema) e a alguns dos seus anexos, que a versão que foi objecto de consulta.
O período formal de análise do Plano vai até ao final de 2014. No entanto, alarga-se a análise até ao
final de 2019. O interesse de incluir este segundo período decorre da necessidade de fundamentar
parte dos investimentos dos anos finais do período 2009-2014, os quais englobam uma componente
de execução de projectos que já entrarão em serviço nos anos seguintes a 2014 e, sobretudo no
actual contexto de Avaliação Ambiental, explicitar uma visão mais alargada no tempo dos aspectos
mais relevantes da evolução necessária para a RNT. Decorre também do próprio exercício da AA, o
qual só tem sentido para um horizonte de médio longo prazo como é o de 2019, já que, para o curto
prazo – próximos 4 a 5 anos – é inviável pôr em causa a evolução já planeada da RNT sem
consequências inaceitáveis para datas de conclusão de projectos que não podem ser adiadas.
Assinala-se, no entanto, que os anos 2015 a 2019 são abordados de maneira menos completa,
especificamente no que respeita a aspectos de mais pormenor como, por exemplo, números de
painéis ou compensação de reactiva necessária. Neste horizonte, em particular para o de 2019, as
preocupações de definição de evolução da RNT são mais de grandes traços de evolução relevantes
para a AA e para uma visão global da evolução da RNT e seus grandes objectivos assumidos.
Assim sendo, não se exclui a necessidade de vir a proceder a reajustes futuros sobre a composição e
a programação dos projectos agora propostos. Por outro lado, outros projectos aqui não indicados
ou alterações dos que aqui figuram podem vir a ser necessários, caso as circunstâncias a diversos
níveis actualmente assumidas venham a sofrer alterações.
Refere-se, por último, que os traçados de linhas novas e bem assim as localizações das novas
subestações que figuram no texto e anexos deste Plano no médio prazo são meramente
esquemáticos e indicativos já que, nesta altura, se desconhecem as localizações exactas que irão
ter no terreno, as quais só poderão ser definidas no âmbito dos futuros estudos de impacto
ambiental (EIA) e processos de avaliação ambiental (AIA) individuais tendo em vista os respectivos
licenciamentos.
1.2.2 Consultas de entidades e pública
A consulta do PDIRT e do respectivo Relatório Ambiental decorreu entre 4 de Março e 18 de Abril,
embora a REN, S.A. tenha também considerado um conjunto de contributos que chegaram
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
28
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
posteriormente a 18 de Abril. O processo de consulta envolveu os seguintes eventos de divulgação e
debate:
•
Publicação em jornais de grande circulação do respectivo anúncio, indicando o local do sítio
da internet da REN, S.A. onde foram colocados à disposição os diferentes documentos em
consulta, anunciando as sessões referidas no segundo ponto seguinte e solicitando
contributos e comentários.
•
Envio pela REN, S.A. de carta ou ‘mail’ circular a um largo conjunto de entidades com
idênticos objectivos de anúncio da consulta, das sessões e de solicitação de contributos.
Esta carta (‘mail’ no caso das Câmaras Municipais, por questões de facilidade logística) foi
enviada a mais de 335 entidades de que se destacam:
o
Associação Nacional de Municípios Portugueses
o
Todos os Municípios do Continente
o
Governos Civis
o
Comissões de Coordenação e Desenvolvimento Regional
o
Direcções Gerais da Saúde, da Agricultura e do Ordenamento do Território
o
Instituto de Gestão do Património Arquitectónico e Arqueológico
o
Entidades oficiais com especiais responsabilidades no domínio do ambiente (Agência
Portuguesa do Ambiente - APA e Instituto de Conservação da Natureza e da
Biodiversidade - ICNB)
•
o
Instituto da Água
o
Diversas organizações não governamentais da área do ambiente
o
Entidades ligadas à produção de electricidade, tanto PRO como PRE
o
Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
o
EDP Gestão da Produção de Energia, S.A.
o
EDP Distribuição Energia, S.A.
o
Entidades grandes consumidoras de energia com ligação à RNT
o
Associações sectoriais: ELECPOR, APREN, COGEN
Realização de 3 sessões de apresentação e debate do PDIRT e respectivo RA. Destas, a
primeira, realizada no Porto, foi dedicada especificamente à imprensa. As outras duas, a
primeira realizada no Porto e a segunda em Lisboa, foram dedicadas a todas as entidades
referidas no ponto anterior e ao público em geral.
•
Realização em sessões de apresentação e debate do PDIRT e RA mais específicas nas CCDR’s
e na APA.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
29
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
Como resultado da consulta pública foram recebidos cerca de 40 contributos e alguns pedidos de
esclarecimento de diversas entidades – Câmaras Municipais, Juntas de Freguesia, CCDR’s, IGESPAR,
DG de Saúde, Governo Civil do Porto/ANPC, APA, ICNB, EDP Distribuição Energia, Airtricity, GALP
Gás, etc.
A REN, S.A. respondeu entretanto a todos estes contributos e tanto as cartas recebidas como as suas
cartas de resposta figuram em volume separado que acompanha a documentação a este PDIRT e
respectiva AA. As questões mais relevantes e as respostas dadas pela REN, S.A. figuram, de modo
sintético, também em anexo.
As alterações de carácter técnico de evolução da RNT resultantes da consulta que a REN, S.A.
considerou pertinentes para serem adoptadas neste momento foram consideradas neste PDIRT 20092014 (2019), juntamente com algumas poucas alterações que, entretanto, a REN, S.A. decidiu ser
necessário introduzir por evolução normal do processo de planeamento entretanto ocorridas são, em
linhas gerais, as seguintes:
o
Modificar um pouco mais para poente o posicionamento da subestação de 400 kV que irá
recolher a produção das centrais do PNBEPH de Padroselos, Vidago, Daivões e Gouvães.
o
Antecipar para 2015 a data de entrada em serviço da futura subestação da Guarda a 400 kV
e respectiva linha de ligação vinda de sul (Ferro B).
o
Construir ou remodelar, conforme o caso, as instalações de Vila Fria, Vizela/Felgueiras,
Ermesinde, Zambujal, Montijo, Fernão Ferro e ZILS com recurso a tecnologias parcialmente
compactas por forma a reduzir o respectivo impacto do ponto de vista da sua dimensão e do
ruído produzido pelos equipamentos de alta tensão.
o
Construir a nova subestação de Évora B a 400 kV a norte da área da cidade por se ter
concluído não ser possível fazê-lo por extensão da actualmente existente a 150 kV.
o
Retirar da lista projectos a transformação para 400 kV da actual linha Ferreira do Alentejo –
Évora a 150 kV.
o
Passar a linha a 400 kV Estremoz – Évora de tipologia de linha dupla para linha simples.
o
Simplificar a topologia do reforço da rede de 400 kV na área de Palmela reduzindo o número
de novas linhas e ligações previstas nesta zona.
Estes projectos são expostos em mais detalhe no capítulo 6 em que se descrevem todos os projectos
incluídos neste PDIRT.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
30
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
1.2.3 Conteúdo
Referindo agora os capítulos mais importantes do PDIRT 2009-2014 (2019), para além do sumário
executivo e do presente capítulo 1, o capítulo 2 apresenta a AA e aborda os princípios de
sustentabilidade, uma descrição do processo de Avaliação Ambiental Estratégica (AAE) adoptado
para a AA e dos respectivos factores críticos de decisão (FCD’s). Passa depois à descrição sintética
das alternativas de evolução da RNT, incluindo a da versão escolhida e respectiva justificação. Por
último, descreve em mais pormenor o RA.
O capítulo 3 enquadra os cenários de previsão de consumos e de cargas e de evolução do sistema
produtor. O capítulo 4 faz uma descrição de pressupostos e objectivos relacionados com o Mercado
Ibérico de Electricidade.
O capítulo 5 apresenta os princípios e critérios de planeamento, em particular os “Padrões de
Segurança de Planeamento da RNT”.
O capítulo 6, organizado por regiões relevantes para o funcionamento da RNT, as mesmas
consideradas
no
Plano
anterior,
apresenta
uma
descrição
e
justificação
genérica
dos
empreendimentos mais importantes procurando-se, em especial, enquadrar os investimentos de
desenvolvimento da RNT numa visão mais global da evolução desta rede.
O capítulo 7 apresenta as remodelações previstas em instalações da RNT.
Seguidamente, no capítulo 8, apresentam-se previsões da evolução de índices globais de
equipamento.
O capítulo 9 aborda o tema da estabilidade do sistema eléctrico e o capítulo 10 os níveis e a gestão
das correntes de defeito.
O capítulo 11 trata da evolução da capacidade de interligação.
O capítulo 12 apresenta uma previsão de capacidades de recepção de geração resultantes da
expansão da RNT assumida neste Plano, por grandes zonas geográficas.
O capítulo 13 apresenta uma previsão da evolução de perdas na RNT através da indicação de
estimativas de gamas previsíveis de variações desta grandeza.
O capítulo 14 refere montantes de estimativas de investimento decorrentes deste PDIRT e sua
desagregação e evolução no tempo até 2014.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
31
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
No anexo 1 figuram os “Padrões de Segurança para Planeamento da RNT” definidos pela REN, S.A.
nos termos legais e que foram aprovados pela ERSE.
Os anexos 2 e 3 contêm quadros e mapas geográficos da RNT indicando os elementos a entrar em
serviço em cada ano de 2009 a 2014 (anexo 2) e os mapas no final de cada ano de 2008, 2009, 2011
e 2014 (anexo 3).
Os quadros de entradas em serviço entre 2015 e 2019 de linhas e subestações e o mapa da rede
prevista para 2019 figuram no anexo 4.
O anexo 5 contém a discriminação técnica detalhada dos projectos contemplados neste Plano.
O anexo 6 contém uma lista global dos investimentos e respectivos custos.
O anexo 7 apresenta a repartição da percentagem de cada investimento por finalidades de
planeamento.
O equipamento em serviço previsto para finais do 2009, 2011 e 2014 figura no anexo 8.
No anexo 9 figuram as cargas activas e reactivas em verão e inverno previstas para os próximos anos
e no anexo 10 as potências instaladas da PRE. No anexo 11figuram os planos de produção adoptados
nas simulações da RNT.
No anexo 12 figuram os resultados de trânsitos de potência simulados.
O anexo 13 apresenta diversos índices estatísticos evolutivos de equipamentos.
O anexo 14 apresenta as tabelas com a evolução das correntes de defeito.
Por último, o anexo 15 contém mapas com a rede de segurança de comunicação de transmissão de
dados.
A propósito dos mapas, relembra-se que os traçados de linhas novas e bem assim as localizações das
novas subestações que figuram no texto e anexos deste Plano no médio prazo são meramente
esquemáticos e indicativos já que, nesta altura, se desconhecem as localizações exactas que irão
ter no terreno.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
32
Enquadramento, Âmbito e Conteúdo
Página em Branco
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
33
Avaliação Ambiental
2 Avaliação Ambiental
Tal como referido no capítulo 1, o presente Plano foi objecto, nos termos do DL 232/2007, de um
procedimento de Avaliação Ambiental (AA). O PDIRT, tal como definido no DL n. 172/2006, é
elaborado pela concessionária da RNT, a REN, S.A., e submetido à DGEG para apreciação, ouvido o
parecer da ERSE. É igualmente responsabilidade da concessionária da RNT a elaboração da AA,
corporizada no Relatório Ambiental (RA) e as consultas previstas na lei que foram efectuadas.
O RA e o resultado das consultas realizadas foram ponderados na versão final do PDIRT. Uma vez
definida a versão final do PDIRT, a REN, S.A. elaborará a respectiva Declaração Ambiental (DA)
remetendo o Plano e a DA, à Agência Portuguesa de Ambiente (APA). A totalidade desta informação
é disponibilizada publicamente no sítio da Internet da concessionária da RNT e da APA.
O objectivo geral da AA do PDIRT é identificar, descrever e avaliar, de um ponto de vista ambiental
e de sustentabilidade, as opções estratégicas que se colocam à expansão da RNT. Constituem assim
o Plano e o respectivo RA um quadro de referência geral de partida para o desenvolvimento futuro
dos projectos, tanto na sua definição técnica como no enquadramento de âmbito ambiental dos
procedimentos de Avaliação de Impacte Ambiental (AIA) previstos no Decreto – Lei n. 69/2000, de 3
de Maio, com a redacção dada pelo Decreto-Lei n. 197/2005, de 8 de Novembro.
A metodologia de AA desenvolvida no RA é uma metodologia de Avaliação Ambiental Estratégica
(AAE). Com a metodologia de AAE coloca-se um enfoque nos aspectos prioritários numa escala de
análise que abrange todo o território continental de Portugal.
Considera-se assim importante estabelecer a visão da REN, S.A. sobre o desenvolvimento
sustentável como fundamento e preâmbulo a uma breve descrição sobre a AAE, metodologia
aplicada, alternativas estratégicas avaliadas e alternativa retida.
2.1 Visão do Desenvolvimento Sustentável
MISSÃO
A REN, S.A. tem como missão garantir o fornecimento ininterrupto de electricidade, ao menor
custo, satisfazendo critérios de qualidade e de segurança, mantendo o equilíbrio entre a oferta e a
procura em tempo real, assegurando os interesses legítimos dos intervenientes no mercado e
conjugando as missões de operador de sistema e de operador de rede que lhe estão cometidas.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
34
Avaliação Ambiental
VISÃO
Ser um dos mais eficientes operadores europeus de sistema de transporte de electricidade,
construindo valor para os seus accionistas, dentro de um quadro de desenvolvimento sustentável.
VALORES
São valores fundamentais da REN, S.A.:
•
Garantia do abastecimento
Explorar e desenvolver a actividade concessionada e as interligações de modo a garantir o
fornecimento ininterrupto de energia, satisfazendo todos os critérios de qualidade, criando as
condições técnicas para o MIBEL.
•
Imparcialidade
Garantir a todos os intervenientes no mercado de electricidade, produtores, distribuidores,
comercializadores e consumidores, acesso às redes e demais infra-estruturas de forma não
discriminatória e em condições de igualdade de tratamento.
•
Eficiência
Desempenhar com rigor todas as tarefas que lhe são cometidas e, com melhor utilização de
todos os recursos, contribuir para o desenvolvimento do País, tendo em vista o bem-estar das
populações e a criação de valor para os seus accionistas.
•
Sustentabilidade
Gerir as suas actividades de acordo com os princípios do desenvolvimento sustentável, nas
vertentes económica, social e ambiental, com aposta no apoio à investigação e
desenvolvimento e, ainda, na formação, na ética e no desenvolvimento do potencial dos seus
recursos humanos.
POLÍTICAS
São pilares destes valores as políticas de Qualidade, Ambiente e Segurança e de Responsabilidade
Social que constam do Quadro 2-1 da página seguinte.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
35
Avaliação Ambiental
QUADRO 2-1
POLÍTICAS DE QUALIDADE, AMBIENTE, SEGURANÇA E DE RESPONSABILIDADE SOCIAL
Política de qualidade, ambiente e segurança
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
Assegurar o cumprimento da legislação, regulamentação e requisitos em vigor aplicáveis à
sua actividade, bem como de outros aos quais adira voluntariamente;
Assegurar que são sistematicamente tidos em consideração os aspectos relevantes da
qualidade, da protecção do ambiente, da segurança e da saúde no trabalho;
Manter e aprofundar sistemas de gestão da qualidade, do ambiente, da segurança e da
saúde no trabalho. Estabelecer nestas vertentes, e em observância do princípio da melhoria
contínua, objectivos de melhoria e metas intercalares. Avaliar ciclicamente os resultados
obtidos tendo em vista a melhoria da eficácia dos sistemas, introduzindo, sempre que se
considere oportuno, as acções correctivas necessárias;
Minimizar os impactes ambientais decorrentes das suas actividades, promovendo a
utilização racional dos recursos naturais e a prevenção da poluição e o apoio ao
desenvolvimento das energias renováveis;
Prevenir, por todos os meios ao seu alcance, a ocorrência de acidentes de trabalho e de
doenças profissionais de forma a assegurar a e manter elevados padrões de desempenho em
matéria de segurança e saúde ocupacional;
Promover o desenvolvimento profissional dos seus colaboradores, garantindo a adequação
das suas competências às funções que desempenham;
Aperfeiçoar os mecanismos de relacionamento com as partes interessadas para, com base
num melhor conhecimento das suas necessidades e expectativas, melhorar o desempenho
da REN, S.A. e o grau de satisfação dos seus colaboradores e outras partes interessadas;
Envolver, no respeito pelos princípios e compromissos anteriormente referidos, não apenas
todos os colaboradores do Grupo mas, também, todos os fornecedores e prestadores de
serviços que com a REN, S.A. cooperam nas diferentes actividades e iniciativas.
Política de responsabilidade social
•
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
ƒ
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
Contribuir para o crescimento da economia, gerindo as actividades do Grupo e investindo no
sector energético com sentido de responsabilidade e em observância dos mais elevados
valores de ética empresarial;
Contribuir para a contenção dos custos de energia suportados pelos consumidores e para a
diversificação das fontes de energia primária, actuando com eficiência e como agente
catalisador do desenvolvimento de energias alternativas e de soluções que visem uma
utilização mais racional da energia;
Assegurar a continuidade da actividade do Grupo através de uma adequada gestão dos riscos,
designadamente dos riscos não financeiros, actuais ou previsíveis a médio e longo prazo;
Pugnar pelo respeito efectivo dos princípios da Declaração Universal dos Direitos do Homem,
das principais convenções da Organização Internacional do Trabalho sobre normas laborais e
da iniciativa Global Compact das Nações Unidas;
Respeitar os direitos humanos e, designadamente, a liberdade de afiliação sindical, o direito
à negociação colectiva, a eliminação do trabalho infantil e de todas as normas de trabalho
forçado, bem como de outras práticas laborais atentatórias da dignidade das pessoas;
Assegurar igualdade de oportunidades e de tratamento, procurando evitar todas as formas de
discriminação não relacionada com a aptidão para a execução do trabalho;
Promover o desenvolvimento profissional dos seus colaboradores e colaborar activamente na
conciliação entre respectivas vidas profissional e pessoal;
Assegurar uma intenção harmoniosa com o meio ambiente, minimizando os impactes
ambientais decorrentes das suas actividades, promovendo a utilização racional dos recursos
naturais e a prevenção da poluição, tendo em vista a salvaguarda dos direitos das gerações
futuras;
Fomentar e apoiar projectos de investigação e desenvolvimento de interesse para a
actividade do Grupo, promovendo activamente a inovação de base tecnológica nacional, com
incidência favorável, designadamente, na área do ambiente;
Patrocinar iniciativas das comunidades locais e da sociedade, em geral, numa lógica de apoio
efectivo ao desenvolvimento das populações que mais interagem com as infra-estruturas da
REN, S.A.;
Combater todas as formas de corrupção;
Adoptar na comunicação, tanto interna como externa, formas de diálogo aberto e
construtivo, com transparência e respeito pela verdade;
Envolver, no respeito pelos princípios e compromissos anteriormente referidos, não apenas
todos os colaboradores do Grupo mas, também todos os fornecedores e prestadores de
serviços que com a REN, S.A. cooperam nas diferentes actividades e iniciativas.
36
Avaliação Ambiental
2.2 Processo de Avaliação Ambiental
A AA do PDIRT foi feita através de um processo iterativo, em estreita articulação entre as equipas
técnicas e de ambiente, em apoio mútuo no desenvolvimento e análise das estratégias alternativas
de evolução de longo prazo da RNT, tanto na perspectiva dos objectivos técnicos e económicos,
como dos objectivos ambientais e de sustentabilidade.
A AA iniciou-se em Julho de 2007, tendo o seu âmbito e alcance sido objecto de consulta
institucional, nos termos do n.º 2 do artigo 3º do DL 232/2007, através da discussão do Relatório de
Factores Críticos para a Decisão (FCD), a qual ocorreu em Agosto de 2007.
O apoio especializado para todo o processo da componente ambiental do PDIRT 2009-2014 (2019) foi
objecto de consulta ao Instituto Superior Técnico (IST). Foi constituída uma equipa liderada pela
Professora Doutora Maria do Rosário Partidário, com a participação de especialistas no ordenamento
do território da empresa “WS Atkins Portugal”, de especialistas em fauna da empresa “Mãe d’Água”
e de especialistas em Energia e Ambiente da empresa “E-Value”.
2.3 Âmbito e Factores Críticos de Decisão
Como referido, a metodologia seguida para a AA foi a de AAE, na qual se colocam em consideração
opções estratégicas alternativas de desenvolvimento correspondentes a cenários possíveis de
expansão da RNT a um prazo suficientemente alargado. Foi assim escolhido um horizonte de 10
anos, coincidindo com o final do período mais alargado que os sucessivos PIR’s têm assumido o que o
presente Plano continua a considerar.
A AAE caracteriza-se pelo seu enfoque em poucos, mas prioritários, FCD, sem embargo de uma
análise posterior de outros factores em sede de AIA de cada um dos projectos presentes no Plano.
Estes FCD formam uma estrutura de análise e avaliação, que se reflecte também na estrutura do
próprio RA.
Os FCD retidos foram os seguintes:
9
Fauna
9
Ordenamento do Território
9
Energia
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
37
Avaliação Ambiental
A selecção destes factores críticos decorreu de uma análise e debate no âmbito da equipa que
elaborou o presente Plano e a AAE, completada, como atrás se referiu, por uma consulta
institucional. Um conjunto de elementos suporta a AAE e os FCD retidos:
9
O Quadro de Referência Estratégico (QRE), que considera outras políticas, planos e
programas com os quais o PDIRT interage, para além das políticas ambientais no espaço
europeu e nacional
9
Questões estratégicas do próprio Plano
9
Os factores ambientais relevantes à escala de análise do PDIRT, incluindo os legalmente
definidos
2.4 Elementos Estratégicos do Plano e da AAE
A AAE reteve os objectivos estratégicos subjacentes à concepção do Plano, os quais resultam por um
lado das obrigações da concessão de garantia de abastecimento e qualidade de serviço e por outro
lado dos cenários de evolução de consumo existentes e das metas estabelecidas, nacional e
internacionalmente, em matéria de energias renováveis e eficiência energética tal como referido no
início deste Plano. Destes objectivos destaca-se:
9
Garantir o abastecimento dos consumos
9
Assegurar condições adequadas para a recepção da produção
9
Assegurar níveis adequados de capacidade de interligação no âmbito do MIBEL
9
Assegurar níveis adequados de qualidade de serviço
Este conjunto de elementos estratégicos do PDIRT é o fundamento da própria existência da RNT e
da actividade da REN, S.A. enquanto concessionária dessa rede.
2.5 Alternativas de Evolução da RNT
Na elaboração do PDIRT 2009-2014 (2019), versão objecto de consulta pública, foram inicialmente
desenvolvidos quatro cenários estratégicos com diferentes potenciais quanto à capacidade de
recepção de nova geração PRE e quanto à sua flexibilidade a mais longo prazo.
O horizonte adoptado para a análise das diferentes alternativas de evolução da RNT foi o último ano
abrangido pelo PDIRT 2009-2014 (2019), ou seja 2019. Efectivamente, e tendo em conta o tempo
médio de concretização dos projectos da RNT, só num horizonte desta ordem de grandeza (10 anos)
tem sentido encarar esta análise, sem pôr em causa projectos para datas a curto ou médio prazo já
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
38
Avaliação Ambiental
aprovados em Planos anteriores e das quais dependem compromissos já assumidos com produtores,
consumidores ou com a concessionária da RND.
Por exemplo, na parte a sul do Tejo, todos os projectos de novas linhas encontram-se precisamente
nessas circunstâncias, razão pela qual não há diferenças de evolução da RNT assumidas entre as
estratégias analisadas.
Muitos desses projectos encontram-se já em fase de estudos e de procedimentos ambientais e
administrativos tendentes ao respectivo licenciamento.
A estratégia retida como resultado da AA para 2019 vai assim enquadrar soluções e opções de
evolução da RNT, algumas anteriores a esse ano, por forma a que ela se venha a concretizar nessa
altura.
QUADRO 2.2
SÍNTESE DE ESTRATÉGIAS DE DESENVOLVIMENTO DA RNT
Descrição
Capacidade de
recepção de
nova geração
PRE (1)
Flexibilidade
Estratégia 1
Estratégia mais potenciada, com utilização
preferencial de eixos existentes, com todas as
novas linhas principais projectadas para 400 kV
Elevada
Alta
Estratégia 2
Estratégia
potenciada,
com
utilização
preferencial de eixos existentes, com um
número significativo de novas linhas a tensões
inferiores aos 400 kV
Alta
Alta
Estratégia 3
Estratégia potenciada, com alguns corredores
cobrindo novas zonas, com todas as novas
linhas principais projectadas para 400 kV
Média/Alta
Média
Estratégia 4
Estratégia restrita, em que apenas são
satisfeitos os requisitos mínimos para cumprir
as orientações da política nacional para a
energia
Reduzida
Reduzida
Estratégia F
Estratégia potenciada, com novas expansões
desenvolvidas maioritariamente ao longo de
eixos existentes, com todas as novas linhas
principais projectadas para 400 kV
Alta/Elevada
Alta
(1) Para além das metas definidas nos objectivos de política energética
Após uma primeira avaliação ambiental e de sustentabilidade foi percebido que seria possível um
cenário estratégico adicional, que se designou F (ou “final” para efeitos deste documento), no qual
se potenciavam os objectivos energéticos, associados ao FCD energia, com mitigação dos impactes
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
39
Avaliação Ambiental
identificados ao nível dos FCD ordenamento do território e, particularmente, do FCD fauna. O
Quadro 2-2 apresenta uma síntese das estratégias analisadas cuja representação se pode ver no RA.
2.6 Alternativa Retida
A avaliação efectuada considera que a estratégia F é aquela que globalmente minimiza os riscos e
maximiza as oportunidades e é aquela que é desenvolvida e detalhada neste PDIRT 2009-2014
(2019). Como elementos marcantes desta caracterização destacam-se a utilização preferencial de
eixos existentes e previsão de linhas de elevada capacidade, no nível de tensão de 400 kV. Com a
estratégia F maximiza-se a mitigação de impactes associados aos FCD fauna e ordenamento do
território. No Quadro 2-3 apresenta-se uma síntese da avaliação de cada uma das estratégias.
QUADRO 2-3
SÍNTESE DA AVALIAÇÃO DAS ESTRATÉGIAS
FCD
Energia
Fauna
Estratégias
Critérios
1
2
3
4
F
++
+
+
-
++
Eficiência energética (gestão e diminuição das perdas na rede);
+
-
-
+
+
Intersecção de áreas classificadas
--
--
--
-
-
Atravessamento de zonas críticas de espécies de fauna
--
--
-
--
-
Atravessamento de zonas críticas para as espécies de aves com
estatuto de conservação desfavorável mais susceptíveis à colisão
--
--
-
-
-
Proximidade a abrigos de morcegos de importância nacional
--
--
--
--
-
Minimização dos impactes cumulativos
-
-
+
+
+
--
--
-
-
-
Interferência com áreas de forte presença humana e de infraestruturas actuais e potenciais
--
--
--
-
+
Potenciação territorial da REN, S.A. (incluindo efeitos sinérgicos e
evacuação de produção)
+
+
-
-
++
Evacuação da produção, nomeadamente
Produção em Regime Especial
a
proveniente
Interferência com áreas sensíveis (incluindo paisagem)
condicionadas por protecção natural e patrimonial
OT
da
ou
Legenda:
++ Oportunidade muito significativa; + Oportunidade; 0 Indiferente; - Risco; - - Risco muito significativo
OT - Ordenamento do território
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
40
Avaliação Ambiental
2.7 Relatório Ambiental
CONTEÚDO
O RA do Plano é basicamente o que foi concluído, em Fevereiro de 2008, e foi sujeito às consultas
incorporando algumas actualizações e melhorias tendo presentes os contributos das próprias
consultas às entidades e ao público.
O RA é acompanhado por um sumário executivo com a síntese dos aspectos essenciais da AAE, assim
como por um resumo não técnico, nos termos da legislação, desenhado dentro dos objectivos
previstos para o mesmo tipo de documento em AIA.
Como referido, o conteúdo do RA encontra-se estruturado pela metodologia de AAE baseada em
FCD. Depois da apresentação e caracterização geral do objecto da avaliação, cada uma das
estratégias alternativas é avaliada na perspectiva de cada um dos FCD, energia, fauna e
ordenamento do território.
INCIDÊNCIA
Na presente AA é de capital importância ter em atenção que o presente Plano não é um plano de
conteúdos inteiramente novos e autocontidos quanto à sua definição e realização. O PDIRT 20092014 (2019) é um plano de continuidade de um plano idêntico, em vigor (PIR 2006-2011) – e outros
que existiram no passado periodicamente elaborados pela REN, S.A. de acordo com as regras
regulamentares e legais sobre os procedimentos do planeamento da RNT – o qual é revisto
actualmente a cada 3 anos, mas maioritariamente de 2 em 2 anos.
Por esta razão, o PDIRT 2009-2014 (2019) retoma os projectos cuja decisão e compromisso público
estão efectuados em Planos anteriores, e cuja realização não está condicionada pela presente AA, a
qual incide assim sobre os projectos inteiramente novos, não constantes de anteriores Planos,
previstos para um horizonte temporal mais adiantado e focalizado na expansão estratégica da RNT
sem embargo da análise ambiental dos mesmos em sede de AIA (muitas já em curso) e da
auscultação de entidades e autoridades para esse efeito.
Efectivamente a REN, S.A. não poderia pôr agora em causa os projectos que são necessários para os
próximos anos, sob pena de, caso a AA sobre eles viesse a ditar alterações, não ter depois o tempo
suficiente para concretizar soluções alternativas. No futuro, à medida quer outros PDIRT’s se
concretizem, todos os projectos importantes terão passado pelo crivo das respectivas AA’s.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
41
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
3 Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
3.1 Cenário de Evolução dos Consumos
A evolução dos consumos adoptada neste Plano é a que foi assumida no documento da REN, S.A. de
Abril de 2007 “Segurança de Abastecimento ao Nível da Produção de Electricidade – Período 20082030” (SANPE 2008-2030) como o cenário alto da perspectiva de evolução do sistema
electroprodutor de “Política Energética”.
Este “cenário alto” de evolução dos consumos é o cenário alto de “Política Energética” (PE) do
PNAC 2006 com medidas adicionais e foi o cenário proposto pela DGEG para ligação ao PNAC 2006.
O quadro seguinte apresenta os grandes números relativos à evolução de consumos e cargas de
ponta totais do Continente para este cenário alto da perspectiva de PE.
QUADRO 3-1
PREVISÃO DE CONSUMOS GLOBAIS (POLÍTICA ENERGÉTICA - CENÁRIO ALTO)
Unidade : GWh
Consumo final
Ano
2009
2011
Total do
Auto
Continente Consumo
SEN
Taxa de
crescim.
[%]
(1)
(2)
(3)=(1)-(2)
51 625
980
50 645
55 528
0
55 528
4.7
2019
62 899
0
62 899
76 968
0
76 968
4.1
a)
Perdas
nas redes
TR+Dist
Consumo
Ponta
(4)
(5)=(3)+(4)
[MW]
4 705
55 350
9 769
5 158
60 686
10 711
5 768
68 667
12 119
6 967
83 934
14 809
4.2
2014
Fornecimento
SEP + SEI
b)
a) Valores referidos à emissão
b) Ponta calculada a partir dos valores de consumo supondo um factor de carga de 0,647
As cargas de ponta quantificadas no quadro 3-1 serão satisfeitas, simultaneamente, pelos diferentes
meios de produção do SEN e pelo balanço de trocas com o exterior. Neste cenário prevê-se que os
consumos e pontas evoluam, entre 2009 e 2019, a uma taxa média de crescimento de 4,3%,
decrescente ao longo destes 10 anos, desde 4,7% nos primeiros anos (2009-2011) até 4,1% médios
entre 2014 e 2019.
Segundo este cenário, a ponta de consumos do Continente atingirá em 2019 cerca de 14,8 GW com
um consumo anual de 84 TWh, valores estes referidos à emissão.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
42
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
Refere-se por último que, do ponto de vista do dimensionamento da RNT, a ponta de carga (não
apenas a global mas, sobretudo, as pontas locais regionais que, de algum modo, lhe são
proporcionais) a abastecer é a variável mais determinante.
À data de conclusão do presente PDIRT 2009-2014 (2019) e tendo presente as mais recentes
evoluções no quadro energético mundial, é provável que a evolução das taxas de crescimento dos
consumos eléctricos nos anos mais próximos seja menor que a aqui indicada, passe embora o facto
de a capitação energética do País ser ainda razoavelmente mais baixa que a média europeia.
O eventual aprofundar da intensidade de medidas de gestão da procura e da eficiência energética
nos próximos anos, em particular as que decorrerão das decisões recentemente tomadas a nível da
União Europeia, bem como uma eventual maior subida em termos reais dos custos de energia
eléctrica poderão reduzir as taxas de crescimento dos consumos aqui assumidas.
O próprio recurso à microgeração – que no futuro a mais longo prazo poderá ter uma significativa
importância a nível das solicitações das redes de transporte – encontra-se ainda numa situação de
desenvolvimento e início de implementação e não deverá ser um sector com uma percentagem de
potência instalada relevante no SEN no horizonte deste Plano.
A REN, S.A. irá ter em conta estas perspectivas no sentido de menor crescimento de consumos e
cargas não apenas na próxima edição do PDIRT, cuja preparação deverá começar dentro de dois
anos, mas antes, nas actualizações anuais do seu programa de investimento interno.
Ter no entanto presente que uma revisão em baixa nas perspectivas de evolução das taxas de
crescimento dos consumos não irá alterar a natureza das soluções de evolução da RNT mas, no
essencial, apenas adiar as datas objectivo necessárias de parte delas.
3.2 Previsão de Cargas Activas e Reactivas
A designação “carga” ou “carga natural” refere-se ao valor da potência activa ou reactiva reportada
ao nível de AT ou de MAT, a qual será satisfeita pela totalidade da produção existente,
independentemente de ela se encontrar na MAT ou inserida nas redes de distribuição. Assim, os
valores da carga indicados em cada ponto de entrega são abastecidos quer pela RNT, via
transformação MAT/AT, quer pela produção injectada nas redes locais de AT ou de tensões mais
baixas.
O ponto de partida para a previsão de cargas activas e reactivas nas subestações consiste no
tratamento estatístico dos registos do consumo e da produção em cada ponto de entrega da RNT nos
últimos anos, recorrendo também a taxas de crescimento previsionais recolhidas junto da
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
43
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
concessionária da RND (EDP Distribuição Energia, S.A., aqui também designada abreviadamente por
EDPD, S.A.). No final foi efectuado um ajuste anual dos montantes globais por forma a se alcançar
uma coerência, a nível de taxas de crescimento, com a previsão energética global para o Continente
assumida no SANPE 2008-2030 e atrás indicada.
Os valores de previsão para a carga activa máxima em cada um dos pontos de entrega da RNT, nos
períodos sazonais de verão e de inverno, correspondem a situações de carga simultânea máxima,
com uma probabilidade de cerca de 95% de não ser excedida.
A previsão de carga activa intermédia foi obtida a partir dos respectivos máximos utilizando-se, em
cada ponto de entrega, factores típicos de relação intermédia/ponta, enquanto que a carga de
vazio corresponde a situações de carga sazonal mínima simultânea no País.
Em cada época sazonal e regime de carga a respectiva parcela de carga reactiva foi obtida através
dos factores de potência característicos de cada ponto de entrega decorrentes do verificado em
anos recentes.
Apresenta-se nas páginas 46 a 48, a título de informação relevante para a compreensão da
localização dos consumos, 3 mapas com classes de níveis de consumo absoluto, densidades de
consumo por área de cada concelho do Continente, e ainda um terceiro com as pontas nas áreas de
influência das subestações na actualidade.
Estes mapas permitem concluir, em traços gerais, que:
•
A larga maioria dos consumos de electricidade concentra-se na faixa litoral entre as cidades
de Braga e Setúbal e também no Algarve e em algumas cidades do interior.
•
As áreas da Grande Lisboa e do Grande Porto são as de maiores concentrações de consumo e
apresentam as mais elevadas densidades de consumo por km2.
No conjunto das subestações que cobrem o País, e de forma coerente com os pontos anteriores,
pode constatar-se que as que suportam pontas mais elevadas se situam junto ao Grande Porto e à
Grande Lisboa. Em contrapartida, no interior, existe um conjunto significativo de subestações com
pontas bastante mais reduzidas.
O valor das cargas tem acompanhado, de modo bastante próximo, a tendência de subida dos
consumos, embora com maior variabilidade interanual dado serem mais sensíveis às variações de
temperatura (anos mais suaves ou mais extremos).
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
44
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
As figuras 3-1 e 3-2 apresentam, respectivamente para o Continente no total e, dada a sua
importância a nível de valores de consumo, para as zonas do Grande Porto, da Grande Lisboa (norte
e sul) e Algarve, a evolução das cargas (consumo referido à emissão) nos dias de maior ponta de
verão e de inverno em 2000/01, e em 2006/07 (incluindo o verão de 2007).
FIGURA 3-1
CARGAS NOS DIAS DE PONTAS MAIS ELEVADAS
Continente
10000
9000
8000
[MW]
7000
6000
5000
4000
3000
2000
0:00
4:00
8:00
12:00 16:00 20:00
0:00
14-Jul-2006
29-Jan-2007
20-Jun-2001
17-Dez-2001
Refere-se, que para o Continente, já em 2008 foi ultrapassada a barreira de 9000 MW de ponta de
consumo.
.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
45
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
FIGURA 3-2
1600
Grande Porto
a)
CARGAS NOS DIAS DE PONTAS MAIS ELEVADAS
Grande Lisboa norte
b)
2500
1400
2000
1200
1500
[MW]
[MW]
1000
800
1000
600
400
500
200
0
0
0:00 4:00 8:00 12:00 16:00 20:00 0:00
13-Jul-2006
25-Jan-2007
17-Jul-2001
17-Dez-2001
0:00 4:00 8:00 12:00 16:00 20:00 0:00
a) Engloba as entregas à rede de distribuição
nas
subestações
de
Canelas,
Custóias,
Ermesinde, Recarei e Vermoim, o consumo da
Siderurgia da Maia e a produção (com
telecontagem) injectada na área de influência
destas subestações.
900
29-Jan-2007
01-Jun-2001
17-Dez-2001
b) Engloba as entregas à rede de distribuição
nas subestações de Alto de Mira, Carriche,
Carregado, Fanhões, Trajouce, Sete-Rios e
Sacavém e a produção (com telecontagem)
injectada nas área de influência destas
subestações.
Grande Lisboa sul e
Península de Setúbal c)
500
800
450
700
400
Algarve
d)
350
600
300
500
[MW]
[MW]
14-Jul-2006
400
250
200
300
150
200
100
100
50
0
0
0:00 4:00 8:00 12:00 16:00 20:00 0:00
0:00 4:00 8:00 12:00 16:00 20:00 0:00
20-Set-2006
20-Dez-2006
10-Ago-2006
26-Jan-2007
03-Set-2001
17-Dez-2001
07-Ago-2001
29-Dez-2001
c) Engloba as entregas à rede de distribuição
nas subestações de Fernão Ferro, Setúbal, o
consumo da Quinta do Anjo e das instalações da
Siderurgia Nacional e a produção (com
telecontagem) injectada na área de influência
destas subestações.
d) Engloba as entregas à rede de distribuição
nas subestações de Estoi, Portimão e Tunes e a
produção (com telecontagem) injectada na área
de influência destas subestações.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
49
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
O quadro 3-2 da página seguinte apresenta valores numéricos mais detalhados para o Continente e,
para essas grandes áreas, as taxas médias de variação correspondentes obtidas por regressão.
A evolução dos consumos ao longo das horas do dia segue, como é natural, os padrões de
actividades e de necessidades de energia eléctrica, com variações sazonais e algumas variações
geográficas.
O vazio nocturno é significativamente mais baixo que os níveis de carga ao longo do dia. As pontas
de consumo dão-se às 19-20 horas de inverno mas, no verão, têm tendência a ocorrer durante o dia,
por influência do peso crescente do ar condicionado. O Algarve apresenta um perfil de algum modo
diferente, com pontas diárias sempre entre as 18 e as 21 horas.
Em termos globais do Continente mantém-se uma subida das pontas de inverno e de verão as quais
evoluíram, nos últimos 5 anos, respectivamente, a 3,6% e a mais de 4,7%. Se a área do Grande Porto
mostra taxas mais moderadas, em particular de inverno com 1,8% mas com 3,5% no verão, já na
Grande Lisboa sul e península de Setúbal (6% tanto no inverno como no verão) e particularmente no
Algarve (6,3% no inverno e 4,3% no verão), continuam a verificar-se taxas bastante elevadas,
embora, tal como nas outras áreas, se note nos últimos anos uma desaceleração de ritmo de subida
do crescimento de pontas visível por comparação das duas últimas colunas do quadro 3-2.
Em geral, a progressão de pontas de verão mostra uma maior regularidade relativamente à de
inverno, a qual é mais afectada por situações de frio extremo que não ocorrem todos os anos.
O anexo 9 contém a listagem das previsões de cargas activas e reactivas típicas simultâneas por
subestação para os diferentes anos em causa neste Plano, quer em situações de ponta quer em
vazio e horas de carga intermédia.
Em síntese, pode concluir-se que as cargas eléctricas continuam a mostrar uma perspectiva
sustentada de crescimento no período em análise neste PDIRT 2009-2014 (2019), subida essa a que o
sistema eléctrico tem que estar em condições de fazer face, quer a nível de sistema produtor quer
da própria RNT.
O eventual aprofundar da intensidade de medidas de gestão da procura e da eficiência energética
nos próximos anos, em particular as que decorrerão das decisões recentemente tomadas a nível da
União Europeia, bem como uma eventual maior subida em termos reais dos custos de energia
eléctrica poderão reduzir as taxas de crescimento dos consumos aqui assumidas mas é pouco
provável que venha a ocorrer uma redução sustentada de consumos e pontas a satisfazer pelo SEN
no horizonte deste Plano.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
50
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
QUADRO 3-2
PONTAS DE CONSUMO EM PORTUGAL CONTINENTAL (MW)
Taxa média de
variação (%)
Pontas de consumo em Portugal Continental (MW)
Região
Época
Inv.
Continente
Verão
Inv.
Grande Porto
Verão
Grande
Lisboa norte
Grande Lisboa sul
e Setúbal
Inv.
Verão
Inv.
Verão
Inv.
Algarve
Verão
1996/97
1997/98
1998/99
1999/00
2000/01
2001/02
2002/03
2003/04
2004/05
2005/06
2006/07
5670
5904
6325
6890
6800
7466
8045
7698
8528
8804
8884
07-Jan-97
27-Jan-98
12-Jan-99
22-Jan-04
27-Jan-05
30-Jan-06
29-Jan-07
25-Jan-00 17-Jan-01 17-Dez-01 15-Jan-03
4764
4870
5448
5764
5941
6090
6469
6716
6995
7367
7703
16-Jul-96
25-Jul-97
17-Jul-98
09-Jul-99
14-Jul-00
20-Jun-01
18-Jul-02
30-Jul-03
27-Jul-04
22-Jun-05
14-Jul-06
1084
1112
1152
1267
1203
1262
1303
1299
1340
1323
1410
07-Jan-97 27-Jan-98 18-Jan-99 04-Jan-00 25-Jan-01 17-Dez-01 13-Jan-03 11-Dez-03 27-Jan-05 30-Jan-06 25-Jan-07
859
10-Jul-96
1486
903
901
26-Jun-97 03-Jun-98
1367
1560
933
24-Set-99
1617
990
1016
14-Jun-00 14-Jun-00
1527
1771
1020
1085
1095
1179
1185
30-Set-02
12-Set-03
22-Set-04
20-Jul-05
13-Jul-06
1898
1657
1826
1949
1984
07-Jan-97 30-Jan-98 11-Jan-99 25-Jan-00 22-Jan-01 17-Dez-01 16-Jan-03 29-Jan-04 27-Jan-05 30-Jan-06 29-Jan-07
1186
1195
1327
1352
28-Jun-96
19-Set-97
17-Set-98
08-Jul-99
506
480
566
04-Jan-97 10-Dez-97 11-Jan-99
554
1395
1428
16-Jun-00 01-Jun-01
508
568
1447
1503
1532
1551
1623
17-Jul-02
31-Jul-03
28-Jun-04
12-Jul-05
14-Jul-06
683
721
783
806
710
25-Jan-00 19-Fev-01 17-Dez-01 15-Jan-03
25-Fev-04 01-Fev-05 30-Jan-06 20-Dez-06
468
440
473
468
447
442
534
578
560
611
627
13-Jun-96
04-Set-97
02-Jun-98
14-Jul-99
13-Jul-00
03-Set-01
18-Jul-02
10-Jul-03
27-Jul-04
21-Set-05
20-Set-06
235
282
301
291
338
378
377
437
444
285
07-Jan-97
275
29-Jan-98 15-Fev-99
291
288
25-Jan-00 28-Dez-00 29-Dez-01 13-Jan-03
321
345
372
392
23-Fev-04 28-Fev-05 25-Fev-06
441
436
431
459
26-Jan-07
474
12-Ago-96 14-Ago-97 10-Ago-98 24-Ago-99 16-Ago-00 07-Ago-01 13-Ago-02 12-Ago-03 25-Ago-04 06-Ago-05 10-Ago-06
10 anos
5 anos
1996-2006 2001-2006
4,8
3,6
4,9
4,7
2,4
1,8
3,4
3,5
3,3
2,2
3,0
2,5
5,6
6,0
3,7
6,0
6,7
6,3
5,9
4,3
Notas:
As taxas médias de variação foram obtidas por regressão linear dos valores indicados.
Pontas do consumo referido à emissão
Grande Porto - contempla o consumo da área de influência das subestações de Canelas, Custóias, Ermesinde, Recarei, Vermoim e do PdE Siderurgia da Maia.
Lisboa norte - contempla o consumo da área de influência das subestações de Alto de Mira, Carregado, Carriche, Fanhões, Sete-Rios, Sacavém e Trajouce.
Península de Setúbal - contempla o consumo da área de influência das subestações de Fernão Ferro, Setúbal e dos PdE Quinta do Anjo, Siderurgia do Seixal - Longos e Siderurgia do
Seixal - Serviços.
Algarve - contempla o consumo da área de influência das subestações de Estoi, Portimão e Tunes.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) – Julho de 2008
51
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
O próprio recurso à microgeração – que no futuro a mais longo prazo poderá ter uma significativa
importância a nível das solicitações das redes de transporte – encontra-se ainda numa situação de
desenvolvimento e início de implementação e não deverá ser um sector com uma percentagem de
potência instalada relevante no SEN no horizonte deste Plano.
Caso se venha a confirmar uma inflexão no sentido de maior redução da taxa de crescimento dos
consumos, a REN, S.A. irá incorporar esse facto em futuros Planos de investimento da RNT.
3.3 Evolução do Sistema Produtor
CENTRAIS DE GRANDE DIMENSÃO
A evolução prevista para o sistema electroprodutor (exceptuando PRE) até 2019 é seguidamente
apresentada, desdobrada em centrais térmicas e centrais hídricas. Esta evolução corresponde à do
cenário de “política energética” do SANPE 2008-2030 para o período 2009-2019 com algumas
alterações decorrentes de decisões posteriores à elaboração daquele documento, como sejam as
datas agora previstas para a entrada em serviço dos grupos das quatro novas centrais térmicas de
ciclo combinado a gás natural entretanto licenciadas pelo Ministério da Economia e da Inovação
(MEI) e bem assim a consideração das barragens englobadas no Plano Nacional de Barragens de
Elevado Potencial Hídrico (PNBEPH) supostas, neste Plano, a entrar em serviço no período entre
2015 e 2019 à excepção de Foz-Tua em 2014.
Foram também assumidas algumas hipóteses de localização de novas centrais térmicas, facto
relevante para o planeamento da RNT mas que, como é natural, não é abordado em análises e
estudos de evolução do sistema produtor como o SANPE 2008-2030.
Grupos térmicos
O cenário adoptado de evolução do sistema produtor assume a concretização de novos grupos
térmicos a carvão e a gás natural, englobando, até final de 2019, 15 novos grupos térmicos de
grande dimensão, sendo 9 de turbina a gás, ciclo combinado (TGCC) de cerca de 392 MW e 6 grupos
de 400 MW a carvão, valores esses de potência líquida para a RNT por cada grupo.
Destes 15 grupos, uma parte importante tem já localização conhecida. Assim, os 8 primeiros grupos
TGCC são os que foram já licenciados pelo MEI e serão localizados 4 em Lares e Figueira da Foz
(duas centrais), 2 na zona do Pego e outros 2 em Sines. Por outro lado, e quanto aos grupos a
carvão, os dois primeiros correspondem à potência que foi objecto da alínea c) do nº 2 do artigo 6º
do DL 312/06 e serão localizados em Sines, como aí é determinado. Considerou-se ainda que
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
52
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
também aí se localizariam mais três grupos novos, dando continuidade à utilização do sítio dos
actuais quatro grupos da central de Sines cuja desclassificação é aqui prevista para 2017.
Por último, e como hipótese para este Plano, foi considerado que o 9º grupo TGCC se situará no
Carregado, como parte da reutilização do sítio da actual central de fuel e o 6º grupo a carvão se
situará na zona da Figueira da Foz.
Estas hipóteses de localização futura de novos grupos térmicos aqui adoptadas pressupõem também
a necessidade de um aumento da quantidade de carvão descarregado em Sines e a criação de uma
segunda área de concentração significativa de produção de base aqui assumida na zona centro
litoral do País.
Efectivamente, a área de Sines tem neste momento perspectivada uma potência instalada de
geração eléctrica de mais de 3000 MW, o que se afigura, face às pontas previstas no País e tendo
presente estudos de funcionamento dinâmico da RNT já efectuados, como um valor a não
ultrapassar de forma significativa.
É imprescindível que o norte e centro do País, onde se concentra uma fatia muito significativa de
novas energias renováveis intermitentes, em particular a eólica, sejam dotados também de meios
complementares que possam equilibrar alguns dos consumos locais em períodos de maiores cargas
e, simultaneamente, de produção hídrica e eólica reduzidas.
O quadro seguinte sintetiza os novos centros produtores técnicos de base considerados e suas
localizações e datas, perfazendo o total da potência a instalar os 5928 MW, dos quais 3528 MW de
centrais TGCC e os restantes carvão.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
53
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
QUADRO 3-3
NOVOS CENTROS PRODUTORES TÉRMICOS DE GRANDE DIMENSÃO ATÉ 2019
Tipo de central
Potência
liquida
(MW)
Ano de entrada em
serviço e localização
Ciclo Combinado
(TGCC)
1º grupo
392
2009
Lares
2º grupo
392
2009
Lares
3º grupo
392
2010
Lavos
4º grupo
392
2010
Lavos
5º grupo
392
2010
Pego
6º grupo
392
2010
Pego
7º grupo
392
2010
Sines
8º grupo
392
2010
Sines
9º grupo
392
2015/19
Carregado
Total
3528
(*)
Carvão
1º grupo
400
2015/19
Sines
2º grupo
400
2015/19
Sines
3º grupo
400
2015/19
Sines
4º grupo
400
2015/19
Sines
5º grupo
400
2015/19
Sines
6º grupo
400
2015/19
Total
2400
Total Geral
Lavos
(*)
5928 MW
(*) - Assumida localização como hipótese
Grupos hídricos
A evolução prevista no SANPE 2008-2030 para o parque hídrico no cenário de “Política Energética”
foi o ponto de partida para as perspectivas de evolução que aqui se consideram, conjuntamente
com o posterior PNBEPH.
Por outro lado, este PDIRT 2009-2014 (2019) retoma a possibilidade de se concretizar um
significativo reforço das potências instaladas em algumas das actuais centrais hídricas do Cávado,
possibilidade essa que havia sido considerada no PIR 2004-2009 mas que, tendo presente o PESEP
2006-2025, havia sido descontinuada no anterior Plano de Investimentos da RNT (PIR 2006-2011).
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
54
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
Neste enquadramento, e considerando a conjugação mais provável resultante destes cenários de
evolução da produção hídrica, este Plano considera os novos empreendimentos hidroeléctricos que
constam do quadro 3-4.
QUADRO 3-4
NOVAS CENTRAIS HÍDRICAS DE GRANDE DIMENSÃO ATÉ FINAL DE 2019
Central
Potência líquida
(MW)
Data de entrada
em serviço
Picote 2
1 x 238
2011
Bemposta 2
1 x 191
2011
Alqueva 2
2 x 120 rev.
2011
Ribeiradio
1 x 72 rev.
2012
Baixo Sabor*
2 x 85 rev.
2013
Venda Nova 3
2 x 218 rev.
2014
Salamonde 2
1 x 85 rev.
2014
Total
1432
Centrais do Programa Nacional de Barragens com Elevado
Potencial Hidroeléctrico - PNBEPH
Fridão
2 x 81,5
2015/19
Foz Tua
3 x 78 rev.
Daivões
2 x 54,5 rev.
2015/19
Padroselos
1 x 113 rev.
2015/19
Gouvães
1 x 112 rev.
2015/19
Vidago
2 x 45 rev.
2015/19
Almourol
2 x 39
2015/19
Pinhosão
1 x 77 rev.
2015/19
Girabolhos
1 x 72 rev.
2015/19
Alvito
1 x 48
2015/19
Total
1096
Total Geral
2014
2528 MW
Notas:
rev : grupos reversíveis
* Inclui 2x15 MW do escalão de jusante a ligar à RND
O quadro global de evolução prevista para a hídrica é pois bastante mais amplo em potência e
número de novos grupos e novas centrais que o previsto no anterior PIR 2006-2011 (1220 MW). O
aumento total de potência considerada neste Plano é de 2528 MW, dos quais 1096 do PNBEPH, sendo
cerca de 1882 reversíveis.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
55
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
DESCLASSIFICAÇÃO DE CENTRAIS
A evolução prevista para o parque produtor inclui igualmente as desclassificações dos grupos
térmicos referidos no quadro 3-5.
QUADRO 3-5
PREVISÃO DE DESCLASSIFICAÇÕES DE CENTRAIS ATÉ FINAL DE 2019
Central
Potência líquida
[MW]
Tipo
Data de saída
de serviço
Carregado 1 e 2
2 x 118
Fuel
Jul. 2009
Barreiro
56
Fuel
Dez. 2009
Tunes 3 e 4
165
Gasóleo
Dez. 2010
Carregado 3 e 4
2 x 118
Fuel
Jul. 2010
(*)
Carregado 5 e 6
2 x 118
Setúbal
4 x 237
Fuel
Dez. 2012
Sines
4 x 298
Carvão
Dez. 2017
Total
Fuel/Gás natural
Jul. 2011
3069 MW
(*) Antigos grupos de fuel adaptados também para gás natural.
Quanto a grupos hídricos, não se prevê qualquer caso de desclassificação.
Acrescenta-se que este quadro de desclassificação de grupos térmicos, englobando algumas grandes
centrais como as do Carregado e Setúbal a fuelóleo e também, pela primeira vez, uma grande
central a carvão como a de Sines (4x312 MW), permite compreender os elevados montantes de nova
potência térmica de base apontada no quadro 3-3, já que uma parte significativa deste acréscimo se
destina a substituir os grupos a desclassificar, com uma potência total de 3069 MW. Desta forma,
descontando este valor, o acréscimo líquido de potência de grandes térmicas no período em análise
é de 2859 MW.
MEIOS DE PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL
Previsão de potência eólica/ondas
A evolução dos montantes globais previsionais de PRE ao longo do período de 2009 a 2019 resulta,
no essencial, do que se encontra assumido no SANPE 2009-2030, metas essas que cumprem os
requisitos de contribuição de produção a partir das energias renováveis necessários para o
cumprimento das metas nacionais que haviam sido definidas à data de elaboração daquele
documento.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
56
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
Em complemento, e no que respeita ao vector eólico da PRE, as previsões aqui assumidas a partir de
2014 têm também presentes os resultados do mais recente estudo de actualização do recurso eólico
elaborado para a REN, S.A. pelo Instituto de Engenharia Mecânica e Gestão Industrial (INEGI), o qual
data de Outubro de 2007.
Com base neste estudo foi possível assumir a possibilidade de o total de potência eólica a instalar
na segunda metade do período abrangido pelo PDIRT 2009-2014 (2019) ser um pouco mais elevado
que o consignado no SANPE 2008-2030.
Assumiu-se neste Plano a possibilidade de virmos a dispor de cerca de 7500 MW instalados “onshore”
no horizonte 2019, com 2500 horas anuais equivalentes a plena carga (hpc) e num cenário de
restrições ambientais moderadas.
Por outro lado aquele relatório do INEGI faz também uma inventariação de recurso “offshore”,
embora assuma que os valores indicados são de carácter preliminar, carecendo ainda de
desenvolvimentos e aperfeiçoamento futuros. De qualquer modo, perante o eventual recurso de
cerca de 1100 MW, com 2500 hpc e colocação em profundidade até 35 metros, assumiu-se a
instalação de 50% desse valor até 2019 repartidos geograficamente do seguinte modo: 60% na zona a
norte de Peniche, 25% na área de Viana do Castelo e 15% na costa a sul de Lisboa.
A produção de energia a partir das ondas é também um vector com potencial evolução até 2019,
mas que ainda se encontra numa fase de testes e de análises de protótipos. Caso se venha,
efectivamente, a concretizar em escala relevante este tipo de geração, partilhará a utilização das
capacidades da RNT criados com este Plano ou, se atingir capacidades significativas, poderá
justificar alguns desenvolvimentos suplementares de reforço interno da rede.
De qualquer modo, dado que o local onde se prevê que este tipo de geração renovável possa a vir a
ser testado e desenvolvido coincide com um daqueles em que poderá surgir eólica “offshore”, a
potência aqui considerada a norte de Peniche para este efeito assume-se, para efeitos deste Plano,
que poderá também ser partilhada com eventuais valores moderados de geração a partir das ondas.
No Quadro 3-6 são apresentados os montantes de PRE considerados em cada ano simulado neste
Plano, tendo por base os 7500 MW de eólica “onshore” em 2019 e 550 MW de eólica
“offshore”/ondas e bem assim, no Quadro 3-7, a distribuição geográfica da eólica “onshore”.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
57
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
QUADRO 3-6
PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL POR TIPO E MONTANTES GLOBAIS POR ANO [MW]
Tipo
2009
2011
2014
2019
Eólica “Onshore”
4500
5500
6100
7500
-
-
-
550
430
465
510
600
Cogeração
1800
2050
2230
2590
Biomassa
100
225
250
250
RSU
90
115
140
150
Outras Renováveis
145
220
280
300
Totais
7065
8575
9510
11940
Eólica “Offshore”
/Ondas
Pequena Hídrica
(inclui SENV)
QUADRO 3-7
DISTRIBUIÇÃO DA EÓLICA “ONSHORE” POR DISTRITOS EM 2014 E 2019 (MW)
Distrito
2014
2019
Distrito
2014
2019
Aveiro
44
47
Leiria
439
610
Beja
126
134
Lisboa
561
590
Braga
202
213
Portalegre
-
-
Bragança
77
332
Porto
72
77
Castelo Branco
687
721
Santarém
150
160
Coimbra
815
1016
Setúbal
20
22
Évora
-
-
Viana do Castelo
460
488
Faro
253
369
Vila Real
788
1031
Guarda
308
524
Viseu
1098
1166
Total
6100
7500
Evolução da ligação de parques eólicos
Para comparação com Planos anteriores continua-se a assumir uma subida das metas para a
componente eólica, as quais, recorda-se, passaram dos 2600 MW no PIR 2002-07 para 3750 MW no
PIR 2004-2009 e para 4500 MW no PIR 2006-2011, sempre para o horizonte 2010.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
58
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
Como é conhecido, a REN, S.A. deu início em 2000/2001 a um processo de análise e definição de
reforços e expansão da RNT tendo em vista potenciar a ligação das elevadas metas de produção
renovável.
O marco seguinte desse trabalho foi o documento elaborado pelo Instituto Superior Técnico (IST) e
pela REN, S.A. “Plano Específico de Reforço da RNT para a PRE”, cujas conclusões foram
incorporadas no Plano de Investimentos da REN, S.A.
Paralelamente, foi concretizada uma metodologia de definição de capacidades de recepção de
potência, cujos resultados permitiram, em articulação com a DGEG e a EDPD, S.A., balizar os
montantes de produção aceites nos diversos pontos da RNT e redes de distribuição a eles ligados.
Com base neste processo, actualizado sucessivamente ao longo do tempo para acompanhar quer a
evolução das metas nacionais a nível de energias renováveis quer algumas alterações quanto às
melhores opções de evolução da própria RNT, foi possível atribuir pontos de recepção a projectos
correspondentes a um elevado montante de potência renovável, em particular de geração eólica,
incluindo a que resultou do concurso iniciado pelo MEI em 2005 para atribuição de “tranches” de
elevados montantes de parques eólicos.
No final de 2007 encontravam-se já em funcionamento muitos parques eólicos, ultrapassando os
2200 MW, dos quais cinco grandes parques ligados em MAT directamente à RNT. Por outro lado,
estão em construção várias centenas de MW de novos parques, o que, conjuntamente com o elevado
valor de nova potência eólica já viabilizado pelo referido concurso (duas fases com 1000 e 400 MW
de potência de ligação), garante a continuação, nos próximos anos, da subida do total de potência
eólica em serviço.
O total de potência ligada e atribuída rondava já os 5500 MW no final de 2007.
Em síntese, estão-se a atingir plenamente os objectivos anteriormente definidos de concretização
em Portugal de um grande vector de produção renovável eólica.
O mapa da página seguinte apresenta as potências eólicas ligadas, atribuídas e simuladas neste
Plano.
Previsão de outros vectores de PRE
O incremento da produção de pequena hídrica após 2009, embora de muito menor expressão - mais
80 MW até 2014 e mais 170 MW até 2019 perfazendo um total estimado nessa altura de 600 MW encontra-se também, em boa parte, localizado em zonas interiores do território coincidentes, na
generalidade com algumas das zonas de implantação de geração eólica. Assim, do ponto de vista da
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
59
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
RNT, a maioria dos projectos de reforço para receber a produção eólica serve também para alargar
o escoamento da energia mini-hídrica.
A cogeração é suposta evoluir, em termos de potência instalada, em quase mais 800 MW no período
2009 até 2019, altura em que se atingirá cerca de 2590 MW instalados. Grande parte da sua
produção é usada em consumos internos ao processo industrial. Na larga maioria dos casos, a
cogeração situa-se em zonas urbanas e/ou industrializadas.
No que se refere aos resíduos sólidos urbanos (RSU) é assumido neste Plano, de forma coerente com
o SANPE 2008-2030, uma quase duplicação até 2019 da potência instalada, a qual passará de 90 para
150 MW.
O biogás é utilizado em instalações de pequenas potências e de localização muito dispersa pelo que
não é alvo de representação individualizada nas redes deste Plano. Assume-se que possa vir a haver
em 2019 cerca de 150 MW instalados.
Espera-se que se verifique um aumento significativo de utilização da biomassa, assumindo-se que
poderá atingir os 250 MW em 2019.
A energia solar fotovoltaica de maior dimensão será objecto de alguns projectos relevantes, em
particular no Baixo Alentejo, e prevê-se que 150 MW possam estar em serviço em 2019.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
61
Evolução das Cargas e dos Meios de Produção
Página em Branco
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
62
Metas Relativas à Capacidade de Interligação
4 Metas Relativas à Capacidade de Interligação
A gestão da capacidade de interligação entre redes de transporte é uma tarefa fundamental das
suas entidades concessionárias, quer do ponto de vista de segurança técnica de socorro e apoio
entre sistemas eléctricos quer ainda quanto à disponibilidade de um nível adequado de capacidade
de trocas transfronteiriças para efeitos comerciais.
Como já referido em Planos anteriores, a decisão de concretização do MIBEL veio obrigar os
operadores das duas redes de transporte Ibéricas ao desenvolvimento de tarefas em diferentes
domínios, entre as quais o planeamento coordenado das respectivas redes, de forma a que se
atinjam os diversos objectivos necessários à concretização deste mercado.
O trabalho conjunto das REN, S.A. e da REE, S.A. nesta vertente, no âmbito do MIBEL, prosseguiu
nos últimos anos desde a elaboração em 2005 do PIR 2006-2011, destacando-se os seguintes novos
marcos mais relevantes:
•
Realização de estudos ambientais e de projecto relativos às alterações previstas para o
Douro Internacional descritas no PIR 2006-2011 e que haviam resultado de estudos de
planeamento anteriores, ainda tendo como objectivo uma primeira meta de cerca de 1600
MW de capacidade comercial.
Neste momento estima-se que, em 2009, possa estar em serviço a primeira fase deste
projecto com uma nova topologia de maior capacidade a 220 kV, devendo concretizar-se em
seguida a entrada em serviço da nova interligação a 400 kV.
•
Tomada de decisão (Cimeira de Badajoz) de, a médio prazo, assumir uma meta mais
ambiciosa de capacidade de interligação comercial entre Portugal e Espanha, na ordem dos
3000 MW.
A REN, S.A. e a REE, S.A. realizaram em 2006 e 2007 um conjunto de análises de
planeamento tendo em vista avaliar em que medida seria possível concretizar um aumento
significativo da primeira meta estabelecida de 1600 MW.
As conclusões foram no sentido positivo, desde que se passe a dispor de mais duas
interligações a 400 kV:
9
Segunda linha de interligação noroeste de Portugal - Galiza
9
Interligação Algarve - Andaluzia
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
63
Metas Relativas à Capacidade de Interligação
9
São igualmente necessários alguns reforços internos de ambas as redes ibéricas que
serão descritos mais adiante neste Plano.
Estas duas novas interligações com Espanha cumprem também outros objectivos, designadamente o
apoio às redes de distribuição e a outros consumos (alimentação de linha ferroviária AVE Porto Vigo no caso da segunda ligação à Galiza) e à recepção de nova geração.
Deste modo, o presente Plano assume esta nova meta de 3000 MW.
A data em que esse objectivo se poderá atingir depende das datas em que for possível à REN, S.A. e
à REE, S.A. concluir todos os reforços das suas redes com ele relacionados. Quanto às duas referidas
interligações, as datas de entrada em serviço neste momento assumidas são 2013/2014 (2ª ligação
Noroeste de Portugal - Galiza) e 2010/2011 (Algarve - Andaluzia), pelo que só em 2013/2014 se
poderá concretizar integralmente o novo valor objectivo de 3000 MW, em particular no sentido de
importação. Até lá, a capacidade de interligação continuará a subir, função da conclusão do
programa coordenado de reforço interno em cada uma das redes de transporte Ibéricas.
O capítulo 11 deste Plano apresenta mais informação relativa à evolução da capacidade de
interligação e aos estudos e reforços necessários tendo em vista atingir os objectivos aqui
apontados.
De qualquer forma recorda-se, tal como em Planos anteriores, que atingir metas neste domínio é
um propósito sempre sujeito a alguma componente de risco, devido a incertezas nas datas e na
localização precisa dos novos centros produtores, em particular das grandes térmicas. Por outro
lado, as extensões e reforços da rede agora previstos para as actuais datas objectivo podem vir a
deslizar no tempo, relativamente à actual programação – e isto ocorreu no passado recente e
poderá ocorrer no futuro.
Para fazer frente às referidas incertezas, a REN, S.A. e a REE, S.A. actualizam periodicamente os
estudos de planeamento nesta matéria, daí resultando a actualização dos programas de
concretização dos reforços previstos nas redes ibéricas por forma a que não fiquem em causa,
dentro do possível, as metas aqui referidas.
O presente Plano aborda a questão da interligação Portugal - Espanha sob o ponto de vista técnico
do funcionamento das redes (o qual é testado para valores de troca 10% acima dos objectivos da
capacidade comercial), numa perspectiva semelhante à adoptada em Planos anteriores, tomando
como pressuposto os valores alvo de capacidade comercial que se acabaram de referir e
internalizando as conclusões dos novos estudos MIBEL entretanto realizados, isto é:
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
64
Metas Relativas à Capacidade de Interligação
•
Assumindo na evolução da RNT e na rede da REE, S.A. os novos reforços detectados como
necessários nos trabalhos conjuntos, procedendo à respectiva consideração nos planos e
programações de obras.
•
Incluindo no conjunto de simulações da RNT para os anos de 2011 e 2014 deste Plano
situações de trânsito de importação e exportação para os valores alvo de capacidade
técnica de 2100/2000 MW (inverno e verão em 2011) e de 3300 MW em 2014 (que
correspondem a capacidades comerciais 10% mais baixas adoptadas como metas de
capacidade de interligação).
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
65
Metas Relativas à Capacidade de Interligação
Página em Branco
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66
Princípios e Critérios de Planeamento
5 Princípios e Critérios de Planeamento
5.1 Padrões de Segurança de Planeamento da RNT
Os critérios técnicos de planeamento da RNT constam dos “Padrões de Segurança de Planeamento
da RNT”, documento que se apresenta no anexo 1 deste Plano e que já figurava nos PIR 2002-2007,
PIR 2004-2009 e PIR 2006-2011, o qual havia sido elaborado pela REN, S.A. em articulação com a
ERSE e aprovado por aquela Entidade.
O texto daquele anexo é completo e explicativo, justificando-se apenas neste capítulo referir as
linhas gerais adoptadas e tecer algumas notas complementares.
COMPONENTE DE AVALIAÇÃO AMBIENTAL
Como referido no capítulo 1 as opções estratégicas do PDIRT 2009-2014 (2019), pela primeira vez no
historial do planeamento da RNT, foram ponderadas no âmbito do processo de avaliação ambiental
consignado no DL 232/2007. O capítulo 2 deste Plano expõe em pormenor o âmbito desta avaliação,
remetendo para o RA a descrição das alternativas estratégicas de evolução da RNT para 2019
analisadas e a alternativa resultante dessa análise, a qual é a desenvolvida no presente documento,
e também os motivos que fundamentaram essa escolha.
NECESSIDADE DE REFORÇOS DA RNT E SUA AVALIAÇÃO
Os projectos de investimento de expansão da RNT resultam, basicamente, das necessidades de:
•
Reforço de alimentação à distribuição e a consumidores directamente ligados à RNT, em
consequência da tendência de aumento sustentado de consumos e respectivas pontas.
•
Ligação à rede de novos centros produtores, tanto de grande dimensão térmica ou hídrica
como PRE, por forma a que a sua produção possa ser transportada até aos centros de
consumo.
•
Concretização de melhorias intrínsecas de reforço interno da capacidade de transporte da
própria RNT, incluindo os decorrentes dos objectivos tendo em vista atingir determinados e
crescentes níveis de capacidade de troca global com a rede de Espanha acordados no
âmbito do MIBEL.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
67
Princípios e Critérios de Planeamento
•
Substituição de equipamentos que atingiram o fim de vida útil ou obsoletos.
•
Gestão dos níveis de compensação do factor de potência na rede.
De acordo com o ponto 2 dos “Padrões de Segurança”, a identificação de uma necessidade de
reforço da RNT pode resultar da constatação, através da simulação sistemática das redes futuras, da
necessidade da adopção de novas ligações ou outras soluções de reforço, quando deixam de ser
respeitados os critérios técnicos de segurança na sequência de contingências (disparos ou saídas de
serviço de linhas, transformadores, grupos geradores, etc.) “n-1” e de um número restrito de
contingências “n-2” especificadas ou, ainda, quando é posta em causa a garantia de perfis
aceitáveis de tensão, justificando-se deste modo a tomada de medidas correctivas de alteração da
rede.
Esses limites técnicos de aceitabilidade encontram-se definidos no ponto 5 dos “Padrões de
Segurança”.
O critério base de selecção de um projecto de reforço consiste na comparação técnico-económica
de alternativas para satisfazer a necessidade identificada, tendo em consideração a manutenção
dos níveis de qualidade e de continuidade de serviço adequados, com base na fixação de opções de
expansão da rede que conduzam ao menor custo total actualizado e que tenham presentes as
condições ambientais relevantes.
Na quantificação dos benefícios técnicos que se obtêm com os novos projectos são incluídos, nas
análises mais elaboradas, os resultantes da redução da expectativa da energia não fornecida (ENF),
da redução de perdas, da variação dos custos de operação do parque produtor e da melhoria da
qualidade de serviço.
No que se refere a encargos incluem-se os resultantes do próprio investimento e os custos de
operação e manutenção.
A avaliação da qualidade de serviço e, em particular, da esperança matemática de energia não
fornecida, é baseada nos índices médios de fiabilidade dos equipamentos da RNT, tendo em conta
ainda, sempre que pertinente, o comportamento das redes de distribuição e dos centros produtores,
na medida em que esta interacção possa contribuir para reduzir as consequências negativas de
indisponibilidades (fortuitas ou programadas) dos elementos da RNT.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
68
Princípios e Critérios de Planeamento
Em situações particulares o critério económico atrás citado, baseado no valor actualizado líquido
(VAL), é complementado pela avaliação de outros indicadores como sejam a taxa interna de
rendibilidade (TIR) e a taxa de rendibilidade inicial (TRI) do projecto.
FIABILIDADE DE ALIMENTAÇÃO DOS CONSUMOS
A avaliação da fiabilidade de alimentação nos diferentes pontos de entrega da RNT e sua
comparação com os índices que se encontram estabelecidos no Regulamento da Qualidade de
Serviço (RQS) é outro factor que pode determinar opções de planeamento.
As propostas de projectos de investimento são, em princípio e salvo se houver razões particulares
muito específicas, suportadas nos indicadores estatísticos médios de desempenho dos sistemas de
protecção, comando e controlo, bem como dos sistemas de comunicação que os suportam, cuja
fiabilidade é determinante para a segurança e qualidade de desempenho do sistema global.
Por esse motivo, perante situações de desvio comportamental significativo em relação à média, que
não fiquem abrangidas pelos “Padrões de Segurança para Planeamento”, podem ocorrer situações
com uma menor qualidade final de alimentação dos clientes.
Faz-se aqui referência à introdução progressiva de funções de protecção diferencial de linhas de
transporte, o que veio melhorar significativamente o desempenho e, sobretudo, a selectividade do
sistema de protecções, em particular nas linhas multiterminal (cujo caso mais ilustrativo são as
linhas em “T”) que, no passado, haviam sido responsáveis por um número razoável de actuações
incorrectas e alguns disparos de cargas.
Infelizmente, os fogos florestais continuam a ser um factor de risco também ao nível da fiabilidade
do SEN, como é do conhecimento geral, tendo implicado alguns cortes de consumo por “força
maior” nos últimos anos.
5.2 Outros Princípios de Planeamento
REDUÇÃO DE IMPACTES AMBIENTAIS A NÍVEL DE PROJECTOS
Os projectos de investimento incorporam uma envolvente estratégica ao nível da redução do
impacto ambiental das soluções propostas. Para o caso das linhas procura-se uma eficiente
reutilização e reforço dos corredores já existentes, nomeadamente através da sua remodelação ou
reconstrução para tensões mais elevadas ou para linhas duplas, de acordo com a previsão de
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
69
Princípios e Critérios de Planeamento
necessidades futuras de expansão da RNT a médio e longo prazo, procurando-se evitar, sempre que
possível, a necessidade de abertura de novos corredores de linha aérea.
Também para as subestações, em particular para aquelas cujo equipamento chega ao fim da sua
vida útil, procura-se concretizar soluções de remodelação e reforço no mesmo local, de menor
impacte ambiental e desde que economicamente aconselhável como é o caso, em especial, das que
se situam junto às zonas mais urbanizadas.
O recurso, quando justificado, a tecnologias como subestações total ou parcialmente blindadas,
cabos subterrâneos, transformadores encapsulados ou com muros anti-ruído, são exemplos de
opções que a REN, S.A. tem vindo a assumir crescentemente, procurando que as suas instalações
cumpram as regras regulamentares e legais a que estão sujeitas no sentido de minimizar os
impactes ambientais a eles ligados.
GESTÃO DOS NÍVEIS DE CORRENTES DE DEFEITO
As alternativas de reforço ou expansão da RNT procuram contemplar também um adequado
compromisso técnico-económico entre o grau de emalhamento da rede e o consequente aumento
das potências de curto-circuito. De facto, se por um lado o maior emalhamento duma rede pode
contribuir para a sua mais eficiente exploração, reduzindo perdas e aumentando a fiabilidade na
alimentação dos consumos (desde que os nós de concentração dos vários elementos da rede sejam
fiáveis), por outro vai aumentar o nível das potências de curto-circuito e exigir equipamento mais
robusto e, portanto, mais dispendioso.
A instalação de reactâncias série ou de neutro constitui uma solução, por vezes necessária, para
prevenir a ultrapassagem dos limites de correntes de defeito.
OPTIMIZAÇÃO CONJUNTA COM A PRODUÇÃO E A DISTRIBUIÇÃO
As análises técnicas e económicas da fronteira transporte-distribuição são conduzidas do ponto de
vista global de ambas as redes de transporte e distribuição (RNT e RND). Procura-se uma
articulação, sempre que pertinente, com os benefícios e os custos induzidos relevantes nos centros
produtores e nas redes da EDPD, S.A., para além dos da própria RNT.
O conjunto de reforços ditados pelas elevadas metas de PRE que se apresentam neste Plano e parte
da respectiva programação constituem também, sempre que possível, um exemplo de conciliação e
articulação entre soluções de recepção de produção e de reforço da capacidade de satisfação dos
consumos.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
70
Princípios e Critérios de Planeamento
GESTÃO DAS CAPACIDADES DE INTERLIGAÇÃO
A manutenção ou o incremento dos valores alvo para a capacidade de troca com a rede de Espanha
é também um objectivo determinante nas opções de planeamento.
Como referido no capítulo 4, foram assumidos valores alvo crescentes neste domínio para os
horizontes 2009, 2011 e 2014, tanto a nível de importação como de exportação, até níveis
comerciais de capacidade de troca da ordem dos 3000 MW, nova meta entretanto assumida para o
médio prazo. Tendo por base essas metas indicativas foram feitos estudos das redes de transporte
de Portugal e Espanha tendo em vista definir ou actualizar os reforços suplementares de ambas as
redes necessários para os atingir, conforme referido também naquele capítulo.
5.3 Critérios para Outros Tipos de Investimentos
Para além dos projectos de expansão da RNT, isto é, os que se traduzem por construção ou
remodelação profunda de linhas e subestações da RNT, este Plano inclui também projectos no
domínio da remodelação de instalações da RNT e ainda substituições ou alterações nos sistemas de
supervisão, registo, comunicação, protecção, comando e controlo.
Relativamente a estes investimentos, o critério geral que justifica a sua concretização está ligada à
necessidade de substituir equipamentos em fim de vida útil ou obsoletos ou ainda de criar sistemas
que permitam suportar tecnicamente as novas funções ou actividades que a REN, S.A. tem de
assumir resultantes das alterações que continuam a ser implementadas no SEN.
O capítulo 7 apresenta em mais detalhe estas justificações para os investimentos mais relevantes
neste domínio.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
71
Princípios e Critérios de Planeamento
Página em Branco
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
72
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6 Caracterização e Justificação dos Investimentos e
da Evolução da RNT
6.1 Descrição e Justificação dos Investimentos
Tal como referido anteriormente, a organização de apresentação dos projectos de investimento é
feita neste PDIRT 2009-2014 (2019) por grandes áreas do Continente, à semelhança do que foi feito
no PIR 2006-2011. Essas áreas não correspondem, na totalidade, a regiões administrativas existentes
mas decorrem da estrutura presente e futura da própria RNT e bem assim da sua ligação e
proximidade com as concentrações de consumos ou áreas de produção de energia eléctrica mais
importantes.
Esta divisão, ditada pois pela estrutura da RNT, afigura-se como a mais adequada tendo em vista
uma apresentação lógica e equilibrada dos investimentos mais relevantes da RNT para os próximos
anos.
Essas áreas, representadas no mapa da página 75, são:
Área 1 - Faixa litoral a norte do Grande Porto
Área 2 - Trás-os-Montes e eixo do Douro
Área 3 - Grande Porto
Área 4 - Faixa litoral entre Grande Porto e Grande Lisboa
Área 5 - Beiras interiores
Área 6 - Grande Lisboa e península de Setúbal
Área 7 - Alentejo
Área 8 - Algarve
Em cada uma das áreas consideradas a apresentação dos projectos segue uma arrumação de acordo
com o objectivo mais importante de cada um. Sublinha-se, no entanto, que a larga maioria dos
projectos serve mais que um objectivo, pelo que é inevitável, por vezes, alguma repetição de
referências a projectos.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
73
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Esses objectivos ou finalidades são:
9
Ligação de PRE
9
Ligação de grandes centros produtores
9
Ligação à distribuição
9
Ligação de consumidores em MAT
9
Reforço de capacidade de interligação
9
Reforço interno da RNT
Nos textos deste capítulo não consta uma descrição exaustiva de cada um dos projectos, mas
apenas uma referência relativamente aos de grande ou média relevância, embora estejam
mencionadas todas as novas linhas e subestações englobadas no PDIRT 2009-2014 (2019). Aliás,
alguns, como os reforços de autotransformação, de transformação e de meios de compensação de
reactiva são apenas referidos de forma sintética em tabelas e, com algumas excepções, são
apresentados apenas os previstos para o período vinculativo do Plano (2009-2014).
Por último, refere-se que os mapas que se encontram no começo de cada um dos pontos deste
capítulo, relativos a cada uma das áreas atrás indicadas, ilustram em detalhe a evolução prevista no
período 2009-2014, embora o texto faça também algumas referências a projectos entre 2015 e
2019.
Face ao PDIRT – CP, o presente documento evidencia, neste capítulo, sob o título ‘Outros projectos
relevantes’ um maior número de projectos que, contudo, apenas resultam de um maior detalhe de
descrição e não de novos projectos que entretanto tenham sido inscritos e orçamentados depois de
elaborado o PDIRT 2009-2014 (2019) – CP.
Uma nota final para referir que os projectos concretos considerados no tópico ‘Meios de gestão de
reactiva’ não ultrapassam o ano de 2010. Para efeitos de orçamento é considerada, após aquele
ano, uma estimativa de verba anual baseada nos resultados de análises técnicas em curso.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
74
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.1 Área 1 - Faixa litoral a norte do Grande Porto
GRANDES OBJECTIVOS
O desenvolvimento da RNT nesta área irá proporcionar um incremento das capacidades de recepção
de nova geração, renovável ou térmica convencional, designadamente, cerca de 520 MW em
aproveitamentos hidroeléctricos de grande dimensão e alguma geração eólica “offshore”
identificada ao longo da costa de Viana do Castelo.
Os projectos com maior relevância nesta vertente são:
9
Reforço da ligação eléctrica entre as subestações de Frades e de Pedralva, em grande
parte por reutilização de traçados existentes.
9
Novo eixo a 400 kV Pedralva - Riba d´Ave - Porto, previsto para o período indicativo
do PDIRT, também por reconstrução, em larga maioria, de traçados de linhas já
existentes.
O reforço do abastecimento à distribuição é outro objectivo fundamental, englobando a abertura
das novas subestações de Vizela/Felgueiras e de Vila do Conde/Póvoa do Varzim, sem esquecer a
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
76
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
ampliação da actual subestação de Vila Fria com o nível de tensão de 400 kV, que substituirá o de
150 kV.
Com a desclassificação dos 150 kV em Vila Fria alguns dos corredores de linhas de 150 kV existentes
na zona serão desactivados, sendo que parte será reutilizada a 400 kV.
Outro grande objectivo para esta área é o da alimentação da linha ferroviária AVE Porto - Vigo.
Será necessário construir duas instalações (designadas por V. Conde/P. Varzim e Paredes de Coura)
inseridas numa nova linha eléctrica de 400 kV que se desenvolverá entre a zona do Porto e a
fronteira com Espanha no Alto Minho, possibilitando também estabelecer uma nova interligação com
a rede Espanhola a 400 kV.
LIGAÇÃO DE PRE
Neste âmbito encontram-se previstos, com ênfase para o período 2009-2014, os seguintes
investimentos:
• Reforço do eixo Frades - Pedralva
Este projecto, previsto para o primeiro trimestre de 2010, contempla a reconstrução como linha
dupla, com um circuito preparado para 400 kV e outro para 150 kV, do troço da actual linha a 150
kV Vila Nova – Riba d’Ave compreendido entre a subestação de Frades e o posto de corte da
Caniçada.
A opção pela reconstrução com um terno a 400 kV tem também por objectivo permitir uma
integração futura na RNT das duas novas centrais, com bombagem, de Venda Nova 3 (436 MW) e
Salamonde 2 (85 MW), conforme explicado mais adiante.
REFORÇO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO
• Segunda interligação a 400 kV norte de Portugal - noroeste de Espanha
Como resultado dos estudos desenvolvidos no âmbito do MIBEL para se atingir o objectivo de
3 000 MW de capacidade de troca entre Portugal e Espanha, encontra-se decidido o
estabelecimento de uma segunda interligação a 400 kV com Espanha entre as zonas do Minho e da
Galiza.
Esta nova interligação irá proporcionar um aumento do valor das capacidades de trocas, em
particular no sentido de importação. Efectivamente, o grande fluxo de entrada permanente de
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
77
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
energia na actual única linha de 400 kV transfronteiriça desta área, a linha dupla Alto Lindoso Cartelle (Galiza), é por vezes responsável por limitações nos níveis de importação face ao disparo
simultâneo dos dois circuitos dessa mesma linha, não apenas por sobrecargas induzidas noutras
linhas da REN, S.A., como também pelos elevados desvios angulares entre os barramentos de
fronteira que se verificam no caso do seu disparo e que condicionam a sua religação e, por
conseguinte, limitam o aumento dos níveis de capacidade de interligação.
Esta linha irá proporcionar igualmente outras vantagens e sinergias no SEN, adiante expostas. O
horizonte previsto para a sua concretização é 2013-2014.
LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS PRODUTORES
• Centrais de Venda Nova 3 e de Salamonde 2
O projecto de reforço da RNT para integração destas duas centrais, o qual já havia sido
considerado no PIR 2004-2009, é retomado no presente Plano para 2014, tendo em conta as
perspectivas recentes de aumento da potência hídrica e, em particular, a equipada também com
a possibilidade de bombagem.
Refere-se que este projecto não havia sido incluído no anterior Plano – o PIR 2006-2011 de
Novembro de 2005 – dado aquelas duas centrais terem sido retiradas do documento “Perspectivas
de Evolução do Sistema Electroprodutor Português - Período 2006-2025”, que serviu de base ao
parque electroprodutor assumido no citado PIR 2006-2011.
A ligação das centrais de Venda Nova 3 (436 MW) e Salamonde 2 (85 MW), ambas com
reversibilidade, isto é, com possibilidade de funcionarem no modo geração ou no modo
bombagem, será efectuada a 400 kV à subestação de Pedralva (dado o nível de tensão de 150 kV
ser insuficiente para um tão elevado aumento de potência), através de um circuito de 400 kV.
Este circuito, em parte do seu traçado, mais precisamente entre a zona de Frades e a da
Caniçada, utilizará o terno a 400 kV resultante da remodelação, naquele traçado, para dupla de
400+150 kV da linha Vila Nova – Riba de Ave, anteriormente descrita. No restante traçado entre a
zona da Caniçada e Pedralva, a ligação será concretizada através de um novo troço de linha
aérea.
REFORÇO DE LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO
Os reforços mais estruturantes neste domínio são a criação de duas novas subestações de
alimentação da RND (também por vezes designadas simplificadamente neste Plano por
“injectores”): uma na área de Vizela/Felgueiras, prevista para 2011, e outra na de Vila do
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
78
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Conde/Póvoa do Varzim, inscrita, ainda a título indicativo, para 2015. De notar que esta última
instalação deverá entrar ao serviço logo em 2012, embora nesta fase ainda apenas como posto de
corte de 400 kV.
• Abertura de subestação na área de Vizela/Felgueiras
Esta nova subestação 150/60 kV, prevista para a segunda metade de 2011, deverá vir a situar-se a
nascente da subestação de Riba d’Ave, numa zona próxima do limite que separa os concelhos de
Vizela e de Felgueiras. Ficará ligada a Riba d’Ave através de duas linhas simples de 150 kV de
elevada capacidade.
A nova subestação de Vizela/Felgueiras irá potenciar o abastecimento eléctrico na região, onde a
densidade e o crescimento dos consumos são bastante significativas, optimizando a expansão das
RNT e RND na fronteira transporte-distribuição e permitindo, posteriormente, a desactivação da
actual instalação “provisória” 150/60 kV de Guimarães, já muito antiga, e que se encontra já
envolvida pela natural e progressiva expansão da cidade de Guimarães. Assim, a possibilidade
criada para a sua desclassificação induz benefícios ambientais de ordenamento do território
significativos, não só em termos da eliminação da subestação MAT propriamente dita, como
também da eliminação do ramal de linha eléctrica aérea de 150 kV que a alimenta. Estas
desclassificações estão previstas para 2014.
Para além das razões apontadas, a nova instalação de Vizela/Felgueiras permite ainda controlar e
evitar o crescimento da área de influência da subestação de Riba d’Ave, acção com um impacte
muito positivo na estrutura e fiabilidade do RESP. Efectivamente, neste momento, e depois de
instalada a 5ª unidade de transformação em 2007, a subestação assegura cerca de 550 MVA em
termos de garantia “n-1”, valor que é já muito elevado e que importa não ultrapassar. Por estas
razões, uma das unidades de transformação a instalar na subestação de Vizela/Felgueiras será
proveniente da subestação de Riba d’Ave.
• Abertura de subestação na área da Vila do Conde/Póvoa do Varzim
Esta nova subestação, que já era referida no PIR 2004-09, ficará situada entre actuais injectores
de Vila Fria e de Vermoim e deverá entrar em serviço em 2015 na sua funcionalidade de injector
para a RND. Localizar-se-á, idealmente, a nascente da zona da Póvoa do Varzim ou de Vila do
Conde. Contudo, será ainda alvo de estudos a nível técnico (com a EDPD, S.A.) e a nível
ambiental, para uma melhor definição e coordenação das datas e configurações mais adequadas
para a implementação do projecto.
Esta instalação começará por entrar ao serviço em 2012 como posto de corte de 400 kV, para
alimentação à linha ferroviária AVE Porto - Vigo.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
79
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
LIGAÇÃO DE CONSUMIDORES EM MAT
Decorrente do projecto ferroviário AVE Porto - Vigo, e como já foi referido, encontra-se previsto
para esta área um importante desenvolvimento da RNT, o qual irá assumir também outras funções
de rede. Mais concretamente, a solução de alimentação que se encontra definida com a RAVE, S.A.
para esta linha ferroviária, que em 2012 necessitará de ligações com os adequados níveis de
potência de curto-circuito e de fiabilidade nas suas subestações de tracção SE9 e SE10, conforme
indicado na figura do início deste ponto 6.1.1, consta de um eixo de 400 kV que:
9
Terá início na linha de 400 kV resultante da reconstrução da antiga linha de 220 kV
Valdigem - Vermoim como dupla de 400 kV.
9
Seguirá depois até à já mencionada instalação de Vila do Conde/Póvoa do Varzim a
partir da qual se estabelecerá uma ligação dedicada para alimentar a citada SE9.
9
Continuará para norte até à subestação de tracção SE10, passando no seu percurso pela
subestação de Vila Fria, a qual será ampliada com o nível de tensão de 400 kV.
9
Prosseguirá em direcção à fronteira, para estabelecer uma nova linha de interligação a
400 kV com Espanha.
REFORÇO INTERNO DA RNT
Referem-se neste ponto cinco projectos, assumindo maior destaque o desenvolvimento da rede de
400 kV, que consistirá, numa primeira fase, na ligação entre as subestações de Pedralva e de Vila
Fria e, numa segunda fase, no reforço do eixo entre a subestação de Pedralva e a zona do Porto.
• Ampliação da subestação de Vila Fria com o nível de 400 kV
Com o estabelecimento da nova linha a 400 kV que se referiu entre a zona norte do Grande Porto,
o Minho e a sua ligação à rede espanhola, encontra-se previsto o desvio e abertura desta linha na
subestação de Vila Fria, instalação que terá assim de ser ampliada para receber o nível de tensão
de 400 kV (primeira fase prevista para 2013).
O desenvolvimento da rede de 400 kV potencia uma solução de evolução integral da actual
subestação de Vila Fria 150/60 kV para 400/60 kV, com a desclassificação total dos 150 kV e das
linhas a 150 kV que aqui convergem, vindas de Oleiros. Alguns troços dos corredores destas
linhas, poderão vir a ser reutilizados, se mais vantajoso do ponto de vista ambiental e de
ordenamento do território, para implantar a nova linha de 400 kV Pedralva - Vila Fria. A parte dos
traçados cuja reutilização a 400 kV não se venha a mostrar interessante para a reutilização a
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
80
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
400 kV (com um comprimento estimado em cerca de 20 km) será desmontada, com as inerentes
vantagens de carácter ambiental e de ordenamento do território.
• Reforço da ligação entre Pedralva e Vila Fria
Neste projecto inclui-se a construção de uma nova linha a 400 kV, dupla com um terno equipado,
e com uma extensão aproximada de 50 km entre as subestações de Pedralva e Vila Fria, prevista
para 2013, a qual, para além de reforçar a alimentação a 400 kV a Vila Fria, cria um maior
equilíbrio e capacidade de redundância entre os fluxos nos dois eixos de interligação (o actual,
Riba d´Ave - Lindoso - Cartelle, e o futuro, Porto - V.Conde - Galiza) estabelecidos entre o Minho
e a Galiza, levando a um maior valor da capacidade de interligação. Cria também condições para
aumentar a capacidade de recepção de nova potência de geração, tanto de grande hídrica como
de PRE ou de outras origens, na parte norte desta área.
• Reforço do eixo a 400 kV Pedralva - Riba d’Ave - Porto
No período indicativo do Plano 2015/19 prevê-se a remodelação para dupla de 400+150 kV da
actual linha de 150 kV Riba d’Ave - Oleiros, no seu troço compreendido entre a zona de Pedralva
e as imediações da subestação de Riba d’Ave. Este projecto complementa um outro também
incluído neste período indicativo do Plano, que passa pela remodelação para dupla de 400 kV de
uma das actuais linhas de 150 kV existentes entre a subestação de Riba d’Ave e a zona do Porto
(no cruzamento com a linha Valdigem - Vermoim).
Este novo eixo Pedralva - Riba d’Ave - norte do “Grande Porto”, entre outros benefícios, irá
contribuir de forma bastante significativa para um aumento das capacidades de recepção de nova
potência nesta zona do Minho, ao mesmo tempo que evita reduções na capacidade de
interligação Portugal - Espanha que, muito naturalmente, irá ser influenciada de forma negativa
por aumentos de fluxo no eixo Galiza - Minho - Porto resultantes do continuado crescimento da
geração instalada na região da Galiza, tanto de natureza térmica convencional, como de natureza
renovável, em particular a eólica.
O projecto, que envolve o desenvolvimento de uma nova linha de 400 kV com cerca de 50 km,
terá o seu impacte ambiental minimizado, pois poderá reutilizar, sempre que mais favorável,
corredores de linhas de 150 kV que, de forma coordenada, serão reconstruídos nuns troços e
desactivados noutros.
• Reforço de alimentação a Vizela/Felgueiras
Faz parte deste projecto a construção de uma segunda linha de 150 kV, com uma extensão
aproximada de 18 km, a entrar em serviço em 2012, para reforço de ligação à nova subestação na
área de Vizela atrás referida, dotando-a assim da necessária segurança de abastecimento “n-1”.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Em termos construtivos, esta segunda linha poderá utilizar nos quilómetros iniciais na saída da
subestação de Riba d’Ave, desde que mais favorável, parte de traçados de linhas de 150 kV
entretanto desactivadas de forma coordenada no âmbito de outros projectos, facto que
minimizará o impacte das linhas de 150 kV que convergem nesta última subestação.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES 2009-2014
• Reforço da capacidade de linhas
Linha Riba de Ave – Oleiros
2010
• Novos transformadores MAT/AT
Vizela/Felgueiras
2º TRF 150/60 kV
170 MVA
2012
Vila Fria
1º, 2º e 3º TRF 400/60 kV
170 MVA
2013
Vila Fria
-2 TRF 150/60 kV
126 MVA
2013
Vila Fria
-1 TRF 150/60 kV
170 MVA
2013
Vizela/Felgueiras
3º TRF 150/60 kV
170 MVA
2014
Guimarães
-1 TRF 150/60 kV
126 MVA
2014 (descl. da subestação
REN de Guimarães)
Nota: o sinal - significa retirada (para outra subestação ou desclassificação) de transformadores.
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Frades
2 Painéis (designação a definir)
2010
Oleiros
Painel “Barcelos”
2010
Riba d’Ave
Painel “Ruivães”
2010
Vila Fria
Painel “S. Romão do Neiva 2”
2011
PE Terra Fria
2009
• Novos painéis para a PRE
Frades
60 kV
• Novas baterias de condensadores
Riba d’Ave
50 Mvar
2009
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82
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.2 Área 2 - Trás-os-Montes e eixo do Douro
GRANDES OBJECTIVOS
As motivações para o desenvolvimento da RNT nesta área prendem-se fundamentalmente com o
apoio à distribuição, o incremento da capacidade de recepção de nova geração renovável e o
aumento da capacidade de interligação.
Quanto ao primeiro ponto destaca-se o estabelecimento de uma malha a 220 kV no interior norte de
Trás-os-Montes, através do percurso Lagoaça (concelho de Freixo de Espada à Cinta) - Macedo de
Cavaleiros - Valpaços - Vila Pouca de Aguiar - Valdigem. Esta malha levará a rede de MAT até zonas
que ainda não estavam servidas directamente pela RNT, possibilitando, quer uma maior capacidade
de abastecimento dos consumos, quer também um maior potencial para recepção de nova produção
renovável PRE da região. A criação das novas subestações de Vila Pouca de Aguiar e Macedo de
Cavaleiros, ainda em 2008, e de Valpaços, em 2009, fazem parte desta evolução.
No capítulo de reforço da capacidade de recepção de novos aproveitamentos de energia renováveis
assume igualmente especial relevo a abertura da nova subestação de Armamar e a passagem a
400 kV do eixo Armamar - Bodiosa (Viseu) - Paraimo (Anadia).
Na componente hídrica, o desenvolvimento da rede neste domínio tem em consideração, para além
da necessidade de integrar os reforços de potência dos aproveitamentos hidroeléctricos de Picote e
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
da Bemposta e ainda da nova central do Baixo Sabor, também os do lote de novas centrais que
fazem parte do PNBEPH aqui situadas, tanto a de Foz Tua como as que se inserem na bacia do rio
Tâmega, para o que está planeado um novo eixo a 400 kV entre a zona de Vila Pouca de Aguiar e o
litoral a sul do Porto, na zona da Feira.
O aumento da capacidade de interligação internacional é outro dos objectivos de reforço da RNT
nesta área. Será construída a nova subestação de Lagoaça, dotada de articulação 400/220 kV, a
qual será um ponto de ligação das linhas de 220 kV na zona e também de onde divergirão uma nova
interligação a 400 kV para Espanha e uma ligação a 400 kV até ao litoral. A nova interligação será
concretizada pela reconstrução para dupla de 400 kV de uma das actuais linhas de 220 kV e pela
passagem à exploração a 400 kV de troços de linhas já preparadas para esse nível de tensão, mas
presentemente a operar integradas na rede de 220 kV.
Todo o restante desenvolvimento da RNT nesta zona até ao horizonte 2019 é suportado, na sua larga
maioria, apenas por reforços e optimizações de estrutura e de linhas em corredores existentes.
LIGAÇÃO DE PRE
A energia eólica constitui a componente de PRE com maior impacto no desenvolvimento das RNT e
RND nesta zona. Os principais pólos produtores situam-se na serra de Montemuro, nas serras do
Alvão e Marão e, mais para o interior, nas serras de Bornes e Nogueira.
Está igualmente identificado um recurso significativo de energia eólica na serra de Montesinho,
havendo conhecimento, à data do início da elaboração deste Plano, do interesse na sua exploração.
A REN, S.A. propõe, neste Plano, soluções de desenvolvimento da RNT que, com as necessárias
adaptações locais ou regionais face a projectos concretos, permitirão receber montantes
significativos de nova geração nesta área a partir de 2013/14.
De entre os projectos de investimento que a REN, S.A. tem em curso nesta zona e que se destinam,
principalmente, à recolha deste tipo de produção, destacam-se:
• Fecho de malha a 220 kV entre Macedo Cavaleiros, Valpaços e V. P. de Aguiar
Trata-se de um projecto que engloba o estabelecimento de um anel a 220 kV alternativo ao eixo
do Douro entre Pocinho e Valdigem, levando a RNT a zonas interiores de Trás-os-Montes que
ainda não são por ela directamente servidas.
Numa primeira fase estabelecer-se-á uma linha com cerca de 50 km entre Macedo de Cavaleiros
(que entrará em serviço no final de 2008 como ponto injector 220/60 kV para a RND) e Valpaços
onde será construída uma nova subestação 220/60 kV, que irá proporcionar uma melhor
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
qualidade de abastecimento dos consumos da área de Chaves e concelhos vizinhos. Será
igualmente possível desactivar, com vantagem, a actual instalação de 150/60 kV de Chaves da
REN, S.A., a qual é actualmente alimentada a 150 kV por uma única linha da RNT, cuja ampliação
e reforço de alimentação não é justificável técnica e economicamente.
Numa segunda fase, construir-se-á a linha entre Valpaços e Vila Pouca de Aguiar, numa extensão
de cerca de 30 km. Deste modo, proporciona-se uma segunda alimentação a cada uma destas
instalações que possibilita dotá-las da necessária segurança “n-1” de linhas em MAT. Ambos estes
reforços estão previstos para 2009.
De forma a preparar a rede para uma eventual futura interligação na zona do nordeste e/ou para
permitir a recepção de valores superiores de capacidade de recepção de nova geração, as duas
linhas atrás referidas serão construídas como duplas de 400+220 kV, embora de início apenas
equipadas com o terno de 220 kV. O terno a 400 kV será instalado caso se venha a concluir pela
oportunidade de estabelecer uma nova interligação a 400 kV no nordeste Transmontano e/ou
para receber a produção de eventuais novas centrais eólicas ou hídricas da região.
• Abertura da subestação de Armamar a 400 kV
A ampliação da actual subestação de Valdigem para integrar o nível 400 kV não é viável, tendo
sido necessário optar pela criação de uma nova subestação na zona, designada por Armamar e
prevista para 2009. Para esta instalação, que será de início equipada com um autotransformador
400/220 kV de 450 MVA, serão desviadas algumas das linhas de 220 kV do eixo do Douro e que
ligam actualmente a Valdigem. A subestação de Armamar virá igualmente a ser o ponto de
ligação e de repartição entre o eixo de 400 kV proveniente de Lagoaça, no Douro Internacional, e
os dois eixos que a partir daí se desenvolvem para a zona do Porto, com ligação a Recarei e para
a zona do distrito de Aveiro, concelho de Anadia, através da subestação de Bodiosa no concelho
de Viseu.
Esta nova subestação assumirá assim um papel extremamente importante na recepção dos
elevados montantes de geração hídrica do Douro, pois permite o transporte de uma parcela
importante da energia produzida através do nível de tensão mais elevado de 400 kV. Cria também
condições para a recepção suplementar de nova geração na região e para o aumento das
capacidades de interligação, na medida em que proporciona um controlo da carga em actuais
linhas de 220 kV que se revelam como elementos limitadores.
De forma a tornar tão eficaz quanto possível a utilização dos elementos da RNT existentes (linhas
de 220 kV e troços de linha já construídos para 400 kV) e procurando minimizar a necessidade de
construção de novos corredores de linhas eléctricas aéreas, a solução encontrada para a expansão
da RNT nesta zona passa pela separação parcial de redes na zona de Valdigem/Armamar, com a
qual também se consegue o objectivo de gerir as potências de curto-circuito na RNT, mantendoREN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
85
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
as nos patamares actuais compatíveis com o equipamento existente sem necessidade de
precipitar a remodelação e o reforço de instalações na zona.
• Passagem a 400 kV do eixo Valdigem - Bodiosa - Paraimo
O eixo Valdigem - Bodiosa - Paraimo encontra-se actualmente em exploração no nível de tensão
de 220 kV embora o seu projecto e construção tenha sido desenvolvido para 400 kV, já numa
perspectiva de proporcionar maiores capacidades futuras de recepção de geração e de
interligação. A passagem a este último nível de tensão apenas poderá ser efectuada quando a
subestação de Armamar entrar em serviço. Nessa altura, a linha será desligada de Valdigem
220 kV, passando o eixo a ter origem em Armamar 400 kV com a designação Armamar - Bodiosa Paraimo.
Efectivamente, o eixo a 400 kV ao longo do Douro entre Lagoaça e Recarei ficará seccionado na
subestação de Armamar, a partir de onde a rede de 400 kV se desenvolverá também para sul na
direcção de Bodiosa (Viseu) e daqui até Paraimo (zona da Anadia). A data de passagem a 400 kV
do eixo Valdigem - Bodiosa - Paraimo, 2009/2010, será coordenada e simultânea com a da
entrada em serviço da linha Lagoaça - Armamar e com o estabelecimento da interligação
internacional a 400 kV com Aldeadávila, referido mais adiante.
LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS PRODUTORES
• Central de Picote 2
Prevê-se para 2011 a entrada em serviço desta nova central não reversível (isto é, sem
bombagem) localizada junto à albufeira de Picote e equipada com um grupo de 238 MW.
Para a sua integração na rede será construído um novo circuito de 220 kV, com perto de 50 km,
entre o posto de corte do Picote e a futura subestação 400/220 kV de Lagoaça, no Douro
Internacional. O troço inicial deste circuito, até à zona da central da Bemposta, será realizado
em linha simples de 220 kV continuando, a partir daí, em linha dupla de 400+220 kV, destinandose o terno de 400 kV à ligação do reforço previsto para o aproveitamento de Bemposta 2,
minimizando deste modo o número total de corredores de linhas eléctricas aéreas necessários.
• Central de Bemposta 2
Trata-se do reforço de potência do actual escalão de Bemposta, o qual será equipado com um
grupo gerador não reversível de 191 MW, com data de entrada em serviço prevista para 2011. A
sua ligação à rede far-se-á por um circuito de 400 kV directamente ligado à futura subestação de
Lagoaça, tal como referido no ponto anterior.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
86
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Central do Baixo Sabor
O aproveitamento hidroeléctrico do Baixo Sabor, previsto para 2013, consta de um escalão
principal com 2x70 MW, a ligar a 220 kV à subestação do Pocinho, e de um contra-embalse de
pequena potência (30 MW), que será ligado à rede de distribuição. Ambas as centrais serão
equipadas com grupos reversíveis, o contra-embalse bombeando água da albufeira da Valeira e o
escalão principal do respectivo contra-embalse.
• Central do PNBEPH de Foz-Tua
Esta central, que faz parte do PNBEPH, será constituída por 3 grupos reversíveis num total de 234
MW. A sua ligação à rede será feita pelo estabelecimento de uma linha a 400 kV entre a central e
a futura subestação de Armamar. A data prevista para a ligação deste empreendimento à RNT é
2014.
• Centrais do PNBEPH de Fridão, Padroselos, Gouvães, Daivões e Vidago
De forma a possibilitar a recepção na RNT da potência das centrais do PNBEPH, construídas na
bacia do Alto Tâmega, está previsto que a nova linha a construir entre a zona de Vila Pouca de
Aguiar e a subestação do Carrapatelo, com passagem a poente da serra do Alvão, seja realizada
como dupla de 400+220 kV, servindo o circuito de 400 kV, entre outros objectivos, para o
transporte da energia recebida desse conjunto de centrais. Deste modo, através do referido novo
corredor de 400+220 kV, consegue-se a dupla função de reforço da estrutura de rede de 220 kV
de Trás-os-Montes e a criação de condições para a recepção de significativos montantes de
potência do PNBEPH.
A solução final para a integração e escoamento da potência deste lote de centrais poderá ainda
ter que ser revista face às conclusões da análise da viabilidade da possível nova interligação no
nordeste transmontano em curso com a REE, S.A.. Também eventuais aumentos de potência
neste conjunto de centrais ou no montante de eólica aqui prevista nesta zona podem levar à
mesma necessidade de revisão.
Sobre este conjunto de centrais refere-se ainda o seguinte:
9
A central do Fridão, equipada com 2 grupos reversíveis, com um total de 163 MW,
prevista para o horizonte 2015/19, será ligada à RNT a um posto de corte de 400 kV a
abrir provavelmente no concelho de Amarante, na vizinhança da nova linha de
400+220 kV.
9
As centrais de Padroselos (central equipada com 1 grupo reversível de 113 MW), de
Gouvães (1 grupo reversível de 112 MW), de Daivões (2 grupos reversíveis, com um total
de 109 MW) e de Vidago (2 grupos reversíveis, com um total de 90 MW), previstas para
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87
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
o mesmo horizonte, serão ligadas à RNT a 400 kV, à futura subestação de Vila Pouca de
Aguiar B, cuja localização terá de ser escolhida da forma mais adequada, à partida em
zona próxima deste conjunto de centrais, tendo em vista uma minimização do
comprimento total do conjunto de linhas a construir.
REFORÇO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO
A REN, S.A. e a REE, S.A. desenvolveram ao longo dos últimos anos diversos estudos com o objectivo
de definir a solução conjunta e coordenada mais adequada para reforço das suas redes na zona do
Douro Internacional, pois verifica-se que, em várias situações de operação da rede Ibérica
interligada, as linhas desta área e zonas adjacentes constituem a primeira restrição às capacidades
de importação ou de exportação.
O plano de reforço definido em resultado destes estudos proporciona ainda uma adequada
integração e transporte pelas redes de importantes montantes de produção de energias renováveis
previstas para a região.
• Reforço da capacidade de interligação e extensão dos 400 kV à zona do Douro
Internacional
Em linhas gerais este projecto consta da extensão da rede de 400 kV desde Recarei, próximo do
Porto, até à zona do Douro Internacional, onde se estabelecerá uma nova interligação com
Espanha neste nível de tensão. Deste objectivo faz também parte a criação da nova subestação
400/220 kV de Lagoaça, a localizar nas proximidades do desvio para Aldeadávila (Espanha) das
actuais linhas de 220 kV que se desenvolvem desde as centrais de Miranda, Picote e Bemposta até
à subestação do Pocinho.
Numa primeira etapa prevê-se a abertura da subestação Lagoaça a funcionar ainda apenas como
posto de corte de 220 kV, para a qual serão desviadas todas as linhas de 220 kV que passam nesta
zona, incluindo as de interligação com Aldeadávila.
Com esta reconfiguração ficam criadas as condições para, numa fase seguinte, colocar fora de
serviço uma das linhas de 220 kV entre a nova subestação de Lagoaça e a do Pocinho, para
proceder à sua reconstrução como linha simples de 400 kV. Este novo troço de linha terá
continuidade até Armamar por passagem para a rede de 400 kV da actual linha Pocinho Valdigem 2, isolada para 400 kV mas presentemente operada a 220 kV.
A interligação com Espanha a 400 kV fica igualmente garantida nesta altura, pois foi prevista,
logo na primeira fase, a reconversão para dupla de 400 kV de uma das actuais travessias a 220 kV
do rio Douro, de modo a evitar a implantação de novos corredores de travessia do rio neste local.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
A data objectivo para a entrada em serviço da interligação a 400 kV e do conjunto de infraestruturas associadas é 2009/2010.
• Possível nova interligação no nordeste transmontano
Encontra-se em estudo entre a REN, S.A. e a REE, S.A. a possibilidade de criação de uma nova
interligação entre ambos os sistemas na zona do nordeste transmontano. Ainda não existem
conclusões relativamente a esta possibilidade. Esta interligação encontra-se, pois, referida neste
Plano a título indicativo.
Caso esta interligação se venha a revelar de interesse e viável, ela estabelecerá uma ligação do
lado Português uma ligação com continuidade para o litoral através dos ternos de 400 kV das
novas ligações Macedo de Cavaleiros - Valpaços e Valpaços - Vila Pouca de Aguiar.
No caso contrário, o plano da REN, S.A. para a região terá que ser readaptado com novas soluções
de reforço interno da RNT.
LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO
• Abertura de nova subestação em Valpaços
A estrutura de rede que abastece actualmente a região de Chaves é constituída, desde 1996,
apenas por uma derivação em “T” da linha Alto Rabagão - Caniçada a 150 kV, com um
comprimento total de cerca de 70 km, numa zona de elevado índice queráunico. Este facto tem
conduzido a um nível menos desejável na fiabilidade de alimentação dos consumos.
Em 2004 a EDPD, S.A. concretizou um fecho de malha a 60 kV entre as subestações do Pocinho,
Chaves e Valdigem, o qual veio permitir alguma melhoria na qualidade de abastecimento das
cargas de Chaves mas que, contudo, não se mostra suficiente para os futuros níveis de carga a
satisfazer nas horas de maior consumo, tratando-se apenas de uma solução temporária.
A abertura das subestações de Vila Pouca de Aguiar e de Macedo de Cavaleiros, ainda em 2008,
possibilita uma primeira fase de melhoria mais substancial na alimentação a esta zona, quer pela
proximidade de Vila Pouca de Aguiar a Chaves, quer pela redução do comprimento total da
referida malha de 60 kV, mas não representa, ainda assim, uma solução completamente
satisfatória para dar resposta a esta situação já que aquelas instalações ficam apenas, nessas
circunstâncias, com uma ligação via RNT.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Nestas circunstâncias, e tendo em conta que não é possível proceder à ampliação da subestação
de Chaves, atendendo à sua envolvente urbana e paisagística, foi decidido a abertura de uma
nova subestação nesta zona, a qual se localizará próximo da fronteira que separa os concelhos de
Chaves e Valpaços, embora já em Valpaços.
A nova subestação de Valpaços, prevista para 2009 e equipada com dois transformadores 220/60
kV de 126 MVA cada, será alimentada a 220 kV inserida na malha de rede que está a ser
desenvolvida no interior norte de Trás-os-Montes, no trajecto entre Macedo de Cavaleiros e Vila
Pouca de Aguiar. Esta solução, apresenta-se como a melhor forma de assegurar uma sólida e
duradoira estrutura de alimentação às cargas desta região.
A linha a 150 kV que actualmente abastece Chaves deixará de ter interesse para o transporte de
energia.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES 2009-2014
• Reforço de capacidade de linhas
Linhas Valdigem - Carrapatelo 2 e 3, a 220 kV
2009
Linhas Valdigem-Recarei e Valdigem-Urrô-Recarei, a 220 kV
2013
• Novos transformadores MAT/AT
Mogadouro
2º TRF 220/60 kV
63 MVA
2009
Macedo de Cavaleiros
2º TRF 220/60 kV
126 MVA
2011
V. Pouca de Aguiar
3º TRF 220/60 kV
170 MVA
2013
Carrapatelo
2º TRF 220/60 kV
170 MVA
2013
Valdigem
3º TRF 220/60 kV
126 MVA
2014
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Valpaços
Painel
“
“Chaves (da EDPD, S.A.)”
2009
“Valpaços (da EDPD, S.A.)”
2009
• Novos painéis para a PRE
Valpaços
PE Alto da Coutada
60 kV
2009
Carrapatelo
PE Sobrado
60 kV
2009
V. Pouca de Aguiar
PE Falperra/Alvão
220 kV
até 2011
Valdigem
PE Alto Douro
220 kV
até 2011
Armamar
PE Leomil/Nave
400 kV
até 2011
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.3 Área 3 - Grande Porto
GRANDES OBJECTIVOS
Os desenvolvimentos da RNT nesta área visam, no essencial, o reforço de abastecimento aos
consumos, a grande remodelação de instalações em fim de vida e, em menor medida, a preparação
da alimentação da linha ferroviária AVE Porto - Vigo.
Um projecto da maior importância nesta área consiste na introdução do nível de 400 kV na
subestação de Vermoim, instalação esta crucial para a alimentação das cargas da cidade do Porto e
zonas a norte. Com a concretização deste projecto será possível transportar valores mais elevados
de potência até à periferia da cidade, em resposta ao contínuo crescimento dos consumos, com o
aspecto relevante deste importante reforço ser conseguido quase sem necessidade de construção de
novas linhas, uma vez que se tirará partido da existência de linhas já preparadas para 400 kV,
embora actualmente a funcionar a 220 kV.
A subestação de Ermesinde, que data de 1951, encontra-se em fim de vida. Este Plano tem assim
prevista a sua remodelação quase integral – na prática a sua reconstrução - com elevação do nível
de tensão MAT, actualmente de 150 kV, o que a irá dotar de potencialidades para enfrentar o
crescimento de cargas no longo prazo. Também mais tarde se dará a passagem da alimentação da
subestação da Prelada para 220 kV.
Tendo por objectivo assegurar a alimentação da via ferroviária AVE no percurso Porto - Vigo e,
simultaneamente, criar uma nova interligação eléctrica a 400 kV entre o Minho e a Galiza, está
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
prevista a construção de uma linha eléctrica a 400 kV com origem na área norte do Porto
(Vermoim/Recarei) e que se prolongará até à fronteira do Minho/Galiza. O traçado desta linha na
área a norte do Grande Porto poderá vir a ser conseguido por reutilização de troços de corredores
de linhas de 150 kV já existentes, sempre que isso se revele mais vantajoso do ponto de vista de
impacte ambiental.
LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO
Destacam-se neste domínio a ampliação e o reforço das actuais subestações de Vermoim e
Ermesinde.
• Ampliação e reforço da subestação de Vermoim
A subestação de Vermoim é uma instalação com bastantes anos de serviço e encontrava-se, até
há pouco tempo, equipada com cinco unidades de transformação 220/60 kV de 120 MVA,
constituídas por pólos monofásicos. Com o múltiplo objectivo de substituir unidades mais
degradadas, reduzir o nível de ruído na instalação e controlar os valores das correntes de defeito
a REN, S.A. assumiu a estratégia de substituição progressiva destas máquinas antigas por unidades
mais recentes, de maior potência e menor ruído.
Após a substituição em 2007/2008 de três daqueles transformadores 220/60 kV de 120 MVA, um
deles desclassificado por fim de vida útil e os outros dois transferidos para Vila Pouca de Aguiar
(onde, devido à localização da subestação, os problemas de ruído são menos agudos e o número
total de máquinas instaladas é também inferior) por duas unidades novas de 170 MVA, encontrase previsto, para 2010, a substituição de outra unidade 220/60 kV de 120 MVA também por uma
nova de 170 MVA.
Por outro lado, em 2013, está planeada a instalação de duas unidades 400/60 kV, de 170 MVA,
que substituirão a última unidade 220/60 kV de 120MVA em fim de vida útil e uma 220/60 kV de
170 MVA, a transferir para outra instalação.
• Reconstrução da subestação de Ermesinde
O avançado envelhecimento dos equipamentos de 150 kV da subestação de Ermesinde e dos
circuitos que aqui confluem, que datam do início dos anos 50, associados à menor adequação
deste nível de tensão face às elevadas cargas da região no futuro, justificam a sua futura
reconstrução para um nível de tensão superior.
A concretização deste projecto exige uma análise cuidada quer do ponto de vista do espaço
disponível na subestação, quer de possibilidade de chegada de novas linhas que, no caso, poderão
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
reutilizar alguns dos diversos corredores existentes que se mostrem mais adequados para uma
repotenciação. Os estudos relativos a este projecto ainda se encontram-se em curso, pelo que a
solução apresentada neste documento, utilização dos 220 kV com duas linhas duplas até à
subestação, não deve ser vista como a definitiva.
Nesta solução, ainda indicativa prevê-se a desactivação dos sete actuais corredores MAT de
aproximação à subestação, substituindo-os por apenas dois de elevada capacidade.
• Introdução do nível de tensão de 220 kV na subestação da Prelada
No final do período abrangido por este Plano está prevista a introdução dos 220 kV na subestação
da Prelada e de transformação 220/60 kV, com recurso a tecnologia blindada. Este projecto não
implica a construção de novas linhas aéreas, já que utilizará uma linha MAT já existente e que se
encontra a funcionar a 60 kV.
REFORÇO INTERNO DA RNT
O desenvolvimento estrutural da RNT nesta zona passa pelo alargamento do nível de tensão de
400 kV, de que se destaca a sua extensão até à subestação de Vermoim, a qual passará a funcionar
como segundo grande pólo repartidor e de articulação 400/220 kV na zona, a par com a actual
subestação de Recarei.
• Introdução dos 400 kV na subestação de Vermoim
O nível de consumo na região do Porto atinge já valores bastante elevados, prevendo-se, no
horizonte de 2010, valores de ponta na casa dos 1200 MW para o conjunto das subestações de
Vermoim, Custóias e Ermesinde e ainda englobando a alimentação da siderurgia da Maia. A
importância de conseguir adequadas condições de alimentação a estes consumos, conduziu à
necessidade de dispor de eixos de transporte com maior capacidade, em substituição dos
anteriores, o que será conseguido através do nível de tensão de 400 kV. Assinala-se que esta
tensão assegura uma capacidade por circuito da ordem do dobro dos de 220 kV, com perdas de
transporte quatro vezes menores.
Este projecto, previsto para 2011, contempla o início da operação a 400 kV de duas linhas que
confluem actualmente em Vermoim e que estão a ser exploradas a 220 kV. Uma delas ligará
Vermoim directamente a Recarei. A outra, embora numa fase inicial também ligue directamente
Vermoim e Recarei, fará, posteriormente, um desvio até uma nova instalação a criar na zona de
Vila do Conde/Póvoa do Varzim (será a partir desta instalação de Vila do Conde/Póvoa do Varzim
que se alimentará uma das subestações de tracção ferroviária AVE do eixo Porto - Vigo conforme
já exposto anteriormente). Na subestação de Vermoim será instalada autotransformação
400/220 kV, com uma primeira unidade de 450 MVA.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Remodelação de Vermoim e de Ermesinde
A evolução da rede no Grande Porto associada à antiguidade das instalações de Vermoim e de
Ermesinde (de 1951) justificam profundas acções de remodelação e reconstrução.
Na subestação de Vermoim, para além da substituição dos transformadores e da inerente redução
do nível de ruído, já referidos anteriormente, serão remodelados os sistemas de protecção e os
sistemas de comando e controlo, por obsolescência e desadequação às actuais exigências da RNT.
Em Ermesinde, a actuação deverá centrar-se nos painéis de 60 kV, já que para os 150 kV, como já
foi referido, se prevê a sua desclassificação e consequente substituição por nível de tensão
superior.
Acrescenta-se ainda que a eliminação total do nível de tensão de 150 kV desta área implicará
também a mudança da tensão de alimentação à Siderurgia da Maia para 220 kV.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES 2009-2014
• Reforço de capacidade de linhas
Linha Recarei - Canelas
2009
• Novos transformadores MAT/AT
Recarei
2º TRF
220/60 kV
170 MVA
2009
Custóias
TRF
220/60 kV
170 MVA
2011 (substitui TRF 126 MVA)
Ermesinde
1º, 2º, 3º TRF
220/60 kV
170 MVA
2013
Ermesinde
-2 TRF
150/60 kV
126 MVA
2013 (transferir para outra sub.)
Ermesinde
-2 TRF
150/60 kV
50 MVA
2013 (fim vida útil)
Custóias
TRF
220/60 kV
170 MVA
2014 (substitui TRF 126 MVA)
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Recarei
Painel “Lordelo”
60 kV
2009
Canelas
Painel “V.N. Gaia 2”
60 kV
2010
Ref. Porto (2PL)
60 kV
2009
• Novos painéis para a PRE
Custóias
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.4 Área 4 - Faixa litoral entre o Grande Porto e a Grande Lisboa
GRANDES OBJECTIVOS
Nesta área os investimentos previstos visam, em termos gerais, criar condições para ligação de
elevados montantes de produção térmica de base com ligação prevista na zona da Figueira da Foz, e
também aumentar o montante de potência PRE recepcionável. Por outro lado, providenciam-se as
condições para ligação de algumas centenas de MW de potência eólica “offshore” e/ou de geração a
partir da energia das ondas, esta última tendo presente o DL 5/2008.
A cobertura do aumento dos consumos da distribuição dita a criação de nova subestação na zona de
Santa Maria da Feira.
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Outra motivação de investimento é a alimentação da linha ferroviária AVE Lisboa - Porto, a qual
nesta Área 4 da RNT se baseia, em parte, em ligações a subestações da RNT já existentes. No
entanto, irá também ser necessário construir duas novas instalações da RNT para este efeito.
Por último, refere-se o reforço da ligação entre esta área e a da Grande Lisboa, mediante a
reconstrução como dupla de 400 kV da actual linha a 220 kV Carregado - Rio Maior 1.
LIGAÇÃO DE PRE
Nesta área o potencial eólico mais significativo situa-se na serra da Lousã. De modo a criar na RNT
condições para um aumento da capacidade de recepção da geração renovável (e também de uma
parte da área 5), prevê-se para o período 2015/2019 a introdução do nível de 400 kV na subestação
de Penela, em simultâneo com a implantação do nível de transformação 400/60 kV. A chegada dos
400 kV à subestação de Penela será conseguida através do estabelecimento de um troço de linha
dupla a 400 kV entre esta subestação e o corredor da linha Batalha - Paraimo.
Por outro lado, existem fortes indicações para a existência de um potencial eólico “offshore” na
costa a sul e a norte de Peniche. Relativamente a este potencial foi considerado neste Plano a
concretização “no terreno” até 2019 do aproveitamento de alguma desta potência, ligada, ainda de
forma indicativa, parte à subestação de Rio Maior e parte à da Batalha.
Foi também assumido, partilhando o montante total de eólica “offshore” que se acabou de referir,
a possibilidade de ligação até 2019 de um montante de potência resultante do aproveitamento da
energia das ondas, a instalar na costa a norte de S. Pedro de Moel na sequência do DL 5/2008.
As soluções de reforço da RNT decorrentes quer do “offshore” eólico quer do que respeita à criação
da zona para aproveitamento da energia das ondas feita no DL 5/2008, terão ainda que ser
futuramente desenvolvidas e fixadas em função do conhecimento mais preciso dos volumes e
localizações do eventual “offshore” e também do ritmo e dimensão a que se estabelecerão os
projectos de aproveitamento da energia das ondas.
LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS PRODUTORES
Em consonância com o referido no capítulo 3, estão previstos os seguintes projectos para ligação de
grandes centrais:
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Central a gás natural de ciclo combinado de Lares
Encontra-se prevista para 2009 a ligação à RNT dos grupos da nova central de ciclo combinado a
gás natural de Lares (2 grupos de aproximadamente 2x400 MW). Estes grupos ligarão à rede de
400 kV à subestação de Lavos, sendo que, para se criar na RNT condições adequadas ao
escoamento da produção desta central, será necessário colocar em serviço, nessa mesma altura,
uma nova linha a 400 kV entre as subestações de Lavos e Batalha (perto de 55 km).
• Central a gás natural de ciclo combinado da Figueira da Foz
Está igualmente prevista para os próximos anos na zona de Lavos a ligação da central de ciclo
combinado a gás natural da Figueira da Foz, também com dois grupos de cerca de 400 MW. De
igual modo, para a correcta integração desta central na RNT - a segunda a ligar na subestação de
Lavos e nos 400 kV – é necessário estabelecer uma linha a 400 kV entre as subestações de Lavos e
de Paraimo (num comprimento estimado em cerca de 50 km, parte dos quais por reconversão
para duplo de troço de linha existente), a qual deverá estar em serviço quando da ligação da
central (2009/2010).
• Central a carvão na zona da Figueira da Foz
Já no período indicativo do Plano, 2015/19, foi considerado na zona da Figueira da Foz, como
hipótese de trabalho, a instalação de um novo grupo térmico com tecnologia de carvão
pulverizado com captura e armazenamento de CO2. Para efeitos da sua integração na rede, foi
assumido neste Plano a abertura de um posto de corte de 400 kV a norte da central de Lares,
para além da montagem dos segundos ternos nas ligações Batalha - Lavos e Lavos - Paraimo e
outras reconfigurações topológicas na rede da zona.
No entanto, a efectiva concretização deste grupo e neste local dependerá, naturalmente, da
evolução futura do parque produtor e das licenças que a DGEG venha a atribuir.
• Centrais do PNBEPH
Refere-se o aproveitamento de Almourol do PNBEPH, de 78 MW, para o qual foi assumido neste
Plano, no período 2015/2019 a sua ligação à subestação do Zêzere a 60 kV.
LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO
A abertura de uma nova subestação injectora MAT/AT no eixo litoral compreendido entre as
subestações de Canelas e Estarreja é o projecto mais relevante neste ponto.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Abertura de subestação da Feira
Para reforço do apoio às redes de distribuição no eixo Canelas - Estarreja está considerada a
abertura de um novo ponto injector 400/60 kV no concelho da Feira, previsto para 2011.
Efectivamente, a abertura de uma nova instalação nesta zona é essencial face ao elevado valor
de carga já solicitado actualmente à subestação de Canelas, indo a nova instalação da Feira
tomar alguma parte da carga de Canelas. Visto que esta instalação assumirá desde o início um
valor de carga bastante elevado, será equipada logo à partida com dois transformadores
400/60 kV, de 170 MVA.
LIGAÇÕES DE CONSUMIDORES EM MAT
• Alimentação à rede ferroviária de alta velocidade
A futura rede ferroviária AVE irá necessitar de um conjunto de pontos de alimentação às suas
subestações de tracção no seu eixo Lisboa - Porto, a maior parte das quais se situa nesta zona
litoral.
Para esta finalidade está assim prevista, como projecto de maior vulto, a abertura de uma nova
instalação a 220 kV na zona de Pombal (próxima de uma subestação de tracção), para onde serão
desviadas as duas linhas de 220 kV Pereiros - Batalha 1 e 2, sendo posteriormente desclassificada
a actual subestação “provisória” de Pombal da REN, S.A.. Também na zona de Ovar/Estarreja
será necessário vir a criar um posto de corte de 400 kV para alimentação da subestação de
tracção AVE SE8.
Contabilizam-se ainda outras duas situações de alimentação a 220 kV à ferrovia AVE Lisboa Porto, baseadas em ligações exclusivas curtas, com origem nas instalações da RNT de Rio Maior e
Paraimo, onde será, naturalmente, necessário vir a equipar novos painéis. Este conjunto de
realizações foi aqui previsto para o ano de 2014, tendo em consideração as datas mais recentes
para estes projectos que têm vindo a ser definidas entre a REN, S.A. e a RAVE, S.A.
REFORÇO INTERNO DA RNT
Referem-se aqui a abertura em Mourisca da linha Estarreja - Paraimo, a 220 kV, e o reforço da
ligação entre Rio Maior e a zona norte da Grande Lisboa.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
98
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Abertura da linha a 220 kV Estarreja - Paraimo em Mourisca
Com o desvio para a subestação de Mourisca da actual linha a 220 kV Estarreja - Paraimo será
possível resolver algumas restrições que podem ocorrer em situações mais extremas de operação
da rede, em particular com grandes volumes de importação. É de salientar que a linha Estarreja Paraimo já passa fisicamente na subestação de Mourisca, pelo que a concretização deste desvio
consiste, na prática, apenas na construção de dois painéis de linha nesta subestação. Este reforço
encontra-se previsto para 2009.
• Reforço de articulação 400/220 kV na subestação de Paraimo
Este projecto consiste na colocação em serviço em 2014 de um segundo autotransformador
400/220 kV, de 450 MVA, na subestação de Paraimo, garantindo-se o necessário reforço da
articulação 400/220 kV nesta zona da rede.
• Reforço da ligação Rio Maior - Zona norte da Grande Lisboa
De forma a reforçar a ligação a 220 kV entre Rio Maior e a Grande Lisboa, tanto a 220 kV como a
400 kV, a actual linha simples de 220 kV Rio Maior - Carregado 1 será substituída por uma outra
construída na tipologia de dupla de 400 kV, num percurso que lhe permita alguma aproximação à
zona de Torres Vedras. Um dos ternos desta linha, a funcionar a 220 kV, reconstituirá com maior
capacidade a ligação Rio Maior - Carregado, e o de 400 kV, entre Rio Maior e a zona de Torres
Vedras, constituirá o primeiro troço de uma futura ligação a 400 kV entre aquela subestação e
uma outra a criar na zona de Almargem do Bispo.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES 2009-2014
• Reforço de capacidade de linhas
Linhas Carregado – Rio Maior 2 e 3, a 220 kV
2010
• Novos transformadores MAT/AT e autotransformadores MAT/MAT
Pereiros
3º TRF
220/60 kV
126 MVA
2009
Pereiros
-1 TRF
150/60 kV
63 MVA
2009
Zêzere
2º TRF
220/60 kV
170 MVA
2009
Penela
2º TRF
220/60 kV
170 MVA
2010
Carvoeira
2º TRF
220/60 kV
170 MVA
2010
Paraimo
2º TRF
400/60 kV
170 MVA
2011
Mogofores
-1 TRF
220/60 kV
126 MVA
2011 (desactivação)
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
99
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Feira
3º TRF
400/60 kV
170 MVA
2013
Rio Maior
3º TRF
220/60 kV
170 MVA
2013
Zêzere
ATR
220/150 kV
170 MVA
2013
Zêzere
-1 ATR
220/150 kV
120 MVA
2013 (fim vida útil)
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Mourisca
Painel “Vista Alegre”
2010
Lavos
Painel “Carriço”
2010
• Novos painéis de 60 kV para a PRE
Lavos
PE Soporcel
60 KV
2009
Paraimo
PE Tocha
60 kV
até 2011
Rio Maior
PE S. Bento
60 kV
até 2011
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Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.5 Área 5 - Beiras interiores
GRANDES OBJECTIVOS
O desenvolvimento da RNT nesta zona está fundamentalmente ligado à necessidade de criação de
maior capacidade de recepção e de escoamento da produção de origem renovável, tanto a que se
situa nesta área, como a que se localiza mais a norte e que flui para sul em montantes
significativos.
Neste capítulo destacam-se as duas novas linhas de 400 kV, uma entre o concelho da Guarda e a
subestação da Falagueira e a outra entre a zona norte da Serra da Lousã e a subestação de Penela.
Ao longo dos respectivos trajectos serão abertas subestações colectoras de produção renovável, com
localização indicativa nos concelhos de Guarda, Covilhã e Góis.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
101
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
O percurso deste eixo será, preferencialmente, realizado em paralelo aos das linhas já existentes a
220 kV ou a 150 kV, procurando assim minimizar a criação de novos eixos de linhas sobre o
território.
A linha entre o concelho da Guarda e a subestação da Falagueira será concretizada como linha
dupla, com um dos ternos explorado a 400 kV, enquanto que o outro terno servirá para estabelecer
uma nova ligação a 150 kV entre as subestações de Castelo Branco e da Falagueira e, algum tempo
depois, a 220 kV entre as subestações de Castelo Branco e de Ferro. No troço entre Guarda e Ferro,
numa fase inicial, será instalado apenas um terno.
LIGAÇÃO DE PRE
Como se indicou, para esta área encontra-se previsto um reforço da estrutura da RNT tendo em
vista um aumento das capacidades de recepção de nova geração, designadamente de eólica das
regiões a nascente e a poente da Serra da Estrela, da faixa ao longo da fronteira com Espanha e da
Serra da Gardunha.
• Nova linha Tábua – Penela
Trata-se de uma nova linha dupla de 220 kV (um terno instalado), com cerca de 50 km, a entrar
ao serviço em 2009, ligando as subestações de Tábua e de Penela, reforço este que permitirá
evitar situações de sobrecarga em qualquer uma das duas linhas entre Tábua (cuja entrada em
serviço está prevista para 2009) e Pereiros em situações de contingência. Criará também um “by
pass” de 220 kV ao nó de Pereiros, aumentando assim a segurança de funcionamento geral da
RNT nesta zona.
• Reforço do eixo Ferro – Castelo Branco - Falagueira
Os projectos aqui incluídos incluem uma nova linha de 400+150 kV a estabelecer entre as
subestações de Castelo Branco e da Falagueira, prevista para 2012, e uma outra de 400+220 kV
entre a zona da Covilhã e Castelo Branco, prevista para 2014, em ambos os casos e dentro do
possível em traçados próximos dos das linhas já existentes, por forma a minimizar a criação de
novos eixos de linhas.
Na primeira destas duas linhas o circuito de 150 kV ligará directamente as subestações de
Castelo Branco e da Falagueira e, no caso da segunda, o terno de 220 kV ligará Castelo Branco e
Ferro. De ambas, o terno de 400 kV fará parte de um novo eixo a criar a 400 kV entre Guarda,
Ferro e Falagueira, já depois de 2014, em articulação com outros projectos a desenvolver nesta
zona, adiante descritos.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
102
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Encontra-se também previsto para 2012 a colocação em serviço na subestação de Castelo Branco
de um segundo autotransformador 220/150 kV, de 250 MVA.
Estas ligações possibilitarão uma mais eficaz integração das subestações de Ferro e Castelo
Branco na estrutura da RNT, dotando-a de maior fiabilidade e capacidade de recepção de
energias renováveis, não só directamente nestas duas subestações, como também nas do eixo
entre Chafariz e Penela.
Efectivamente, a partir de certos níveis de aumento de produção, não só o disparo conjunto dos
dois ternos da primeira linha dupla Castelo Branco – Falagueira a 150 kV irá pôr em causa a
segurança do eixo a 220 kV Pocinho – Chafariz – Vila Chã – Tábua – Pereiros/Penela, como
também os valores das potências de defeito nas zonas de Ferro e de Castelo Branco serão
insuficientes.
• Nova ligação a 400 kV Guarda - Ferro B - Falagueira
Em articulação com os projectos das segundas linhas Castelo Branco
-
Falagueira e
Castelo Branco - Ferro, atrás referidos, prevê-se o prolongamento do novo eixo a 400 kV até à
zona da Guarda. Será construído um troço duplo de 400 kV (com um terno equipado) entre nova
subestação a criar na zona da Guarda e a zona da Covilhã (Ferro B). Com este eixo visa-se a
criação de um aumento substancial nos valores de capacidade de recepção de nova geração, a
partir de energias renováveis.
Desta ligação a 400 kV, o troço Ferro B - Falagueira tem data de realização prevista para 2014 e
a parte restante, entre Ferro B e Guarda, para o horizonte 2015.
• Nova ligação a 400 kV Arganil/Góis - Penela
Trata-se de uma nova ligação (prevista para o horizonte 2015/19) em linha dupla de 400+220 kV,
com apenas o terno de 400 kV instalado, unindo ao eixo litoral, através de Penela, uma nova
instalação 400/60 kV a abrir na zona de Arganil/Góis. Este projecto possibilitará o reforço da
capacidade de recepção de nova geração nas zonas das serras da Lousã/Açor.
Relativamente à ligação a 400 kV Arganil/Góis - Penela, e com o objectivo de minimizar o número
total de eixos de linhas no terreno, prevê-se a sua realização em traçado o mais em paralelo
possível com o da linha a 220 kV Penela - Tábua.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
103
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS PRODUTORES
Assinalam-se neste ponto as duas centrais de Pinhosão e de Girabolhos, incluídas no PNBEPH, cujas
soluções de ligação são a 60 kV são à subestação de Bodiosa, no caso de Pinhosão, e à de Tábua, no
caso de Girabolhos.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES 2009-2014
• Novos transformadores MAT/AT
*
Bodiosa
1º e 2º TRF*
400/60 kV
170 MVA
2009
C. Branco
2º TRF
150/60 kV
126 MVA
2009
Chafariz
3º TRF
220/60 kV
126 MVA
2010
Ferro
3º TRF
220/60 kV
126 MVA
2011
Com a passagem a 400 kV do eixo Valdigem - Bodiosa - Paraimo, são retirados de serviços os dois
transformadores 220/60 kV, de 126 MVA, actualmente instalados, os quais serão encaminhados para
outras subestações.
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Bodiosa
Painel “Orgens 2”
2009
Tábua
Painel “Candosa”
2009
“
“Fronhas”
2009
Ferro
Painel “Fundão”
2010
C. Branco
Painel “Alcains”
2011
• Novos painéis para a PRE
Tábua
PE Alto Arganil
60 kV
2009
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
104
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.6 Área 6 - Grande Lisboa e península de Setúbal
GRANDES OBJECTIVOS
O desenvolvimento da RNT nesta zona é centrado, no essencial, na necessidade de fazer face ao
crescimento dos consumos, prosseguindo a concretização de uma estratégia global de
fortalecimento da RNT, sua racionalização e abertura de alguns novos pontos de entrega à
distribuição. É também necessário criar condições para que possam ser transportadas até esta área
volumes crescentes de energia, quase toda proveniente de outras áreas do País.
Por outro lado, de forma a dotar a RNT das condições adequadas para a integração da nova central
TGCC de Sines (com cerca de 2x400 MW), encontra-se prevista a construção de uma nova linha a
400 kV entre a zona da Marateca/Pegões e a subestação de Fanhões, reforçando a ligação eléctrica
entre o sul, fortemente produtor na zona de Sines, e a região da Grande Lisboa, de elevados
consumos. Na concretização desta nova linha procurar-se-á tirar partido de corredores de linha já
existentes, sempre que esta solução se mostre mais vantajosa em termos de impacte ambiental, em
especial na travessia do vale do Tejo e na chegada à subestação de Fanhões.
A estrutura da rede de grande transporte nesta região será reforçada, mais tarde, tarde com o
prolongamento da rede de 400 kV a partir da subestação de Fanhões para a zona de Almargem do
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
105
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Bispo, onde se criará, uma nova instalação de articulação 400/220 kV na zona a norte da Grande
Lisboa. Numa fase inicial esta linha será explorada no nível de tensão de 220 kV.
A sul do Tejo refere-se a ampliação da subestação de Fernão Ferro com a instalação dos 400 kV,
alimentados a partir do desvio da actual linha Palmela - Fanhões.
Para apoio à rede de distribuição está prevista, já em 2011, a abertura da subestação de Zambujal
(os circuitos de alimentação em MAT ficaram concluídos em 2008 mas a funcionar provisoriamente a
60 kV) a que se seguirá uma outra na zona do Montijo e, a mais largo prazo, a criação de novos
pontos injectores em Lisboa (Alto de S. João), Estoril (Alcoitão) e Sintra (Almargem do Bispo).
LIGAÇÃO DE PRE
Para além do crescimento da geração eólica “onshore” a norte da Grande Lisboa, ligada, em boa
parte, às subestações de Fanhões e Carvoeira e respectivas redes de distribuição, refere-se a
potência eólica “offshore” considerada função do potencial identificado a sul de Lisboa, (a sul da
Costa da Caparica), relativamente ao qual se considerou, neste PDIRT 2009-2014 (2019), a ligação
de uma parte, ainda a título indicativo, na subestação de Fernão Ferro.
LIGAÇÃO DE GRANDES CENTROS PRODUTORES
De forma a assegurar condições adequadas ao transporte para a área da Grande Lisboa da energia
proveniente do aumento da potência térmica instalada na zona de Sines, (com a nova central de
ciclo combinado a gás natural de Sines com cerca de 2x400 MW) torna-se necessária a construção de
uma nova ligação a 400 kV entre a “zona da Marateca/Pegões” e a região de Lisboa, mais
concretamente a subestação de Fanhões, reforço este previsto para 2010. Esta linha será construída
como dupla, com dois circuitos montados logo à partida em parte do seu traçado e com apenas um
no traçado restante.
Numa parte do seu percurso, mais exactamente na zona de travessia do Tejo, esta nova ligação
deverá utilizar o corredor da actual linha a 150 kV Porto Alto - Sacavém e, na aproximação à
subestação de Fanhões, deverá tirar partido do corredor da linha a 220 kV Carregado - Fanhões 2,
conseguindo-se deste modo uma minimização no número e comprimento total de novos corredores
de linhas.
Por outro lado, no SANPE 2008-2030 encontra-se prevista até 2012 a desactivação completa das
actuais centrais a fuelóleo do Carregado e de Setúbal. O facto de estas centrais serem já hoje pouco
competitivas, quer a nível de rendimento quer de emissões, pressupõe uma redução progressiva no
seu grau de utilização até àquele horizonte temporal.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
106
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Embora ainda sem informações claras nesse sentido, é provável que estas centrais venham a ser
substituídas por outras, no mesmo local mas de tecnologia mais avançada e limpa. De qualquer
modo, de acordo com um dos critérios referidos no capítulo 3, admitiu-se neste Plano, como
hipótese, a entrada em serviço até 2019 de um novo grupo de TGCC de 400 MW no local do
Carregado, o qual deverá ligar a 220 kV nos barramentos da actual subestação, sem necessitar de
nenhum outro reforço específico da RNT, caso a capacidade deixada livre pelas referidas
desclassificações não seja ocupada por outros centros geradores.
LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO
• Abertura de subestação em Zambujal
Este projecto engloba a abertura de uma subestação 220/60 kV adjacente ao posto de corte a
60 kV do Zambujal da EDPD, S.A., a partir da qual se faz a alimentação da zona ribeirinha de
Lisboa desde Ajuda/Pedrouços até Cais do Sodré/Santos, assim como de Algés e Carnaxide.
Esta nova subestação permite reduzir o elevado volume total de carga a abastecer pela
subestação de Alto de Mira com claros benefícios em termos de diversificação e de segurança de
abastecimento face ao aumento dos consumos na zona da Grande Lisboa, criando, um novo ponto
de entrega praticamente no interior da malha urbana.
Deste projecto, previsto para 2011, faz parte o estabelecimento de duas ligações a 220 kV entre
Alto de Mira e o Zambujal, através da passagem à exploração a 220 kV de dois cabos subterrâneos
construídos para 220 kV mas que começarão por funcionar temporariamente a 60 kV, e a abertura
da subestação equipada com dois transformadores 220/60 kV de 170 MVA.
• Desactivação dos níveis de tensão de 150 e 30 kV da subestação de Sacavém
Entre a REN, S.A. e a EDPD, S.A. foi definido, no início da década de 90, uma estratégia
coordenada de desclassificação progressiva da rede de 30 kV alimentada a partir da subestação
de Sacavém, em fim de vida útil, com a sua substituição por uma nova rede de 60 kV, estratégia
que tem vindo a ser implementada ao longo dos últimos anos.
Actualmente, a carga abastecida pelos 30 kV é já de valor bastante reduzido, não ultrapassando
os 50 MVA, tendo aumentado, de forma significativa, em contrapartida, a dos 60 kV.
Este projecto tem exigido por parte da EDPD, S.A. a extensão da sua rede de cabos de 60 kV na
zona oriental da cidade de Lisboa e a construção de subestações novas 60 kV/MT, enquanto que
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
107
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
do lado da REN, S.A. se procedeu à introdução do nível 220 kV na subestação de Sacavém com
transformação 220/60 kV.
Está programado, num prazo de um a dois anos, a passagem das últimas cargas da EDPD, S.A. de
30 kV para o nível 60 kV, procedendo a REN, S.A., em simultâneo, à colocação em serviço da 3ª
unidade de transformação 220/60 kV, de 170 MVA, em Sacavém. A partir dessa altura será
possível desactivar completamente os níveis 150 e 30 kV de Sacavém, assim como em Fanhões o
autotransformador 220/150 kV, o qual estabelece ligação com a rede de 150 kV, desaparecendo
este nível de tensão da Grande Lisboa norte.
Como passo intermédio, já em 2009-2010, será desclassificada a linha Porto Alto - Sacavém a
150 kV, para reutilização de uma parte do seu traçado mais a norte para reconstrução a 400 kV.
• Abertura da subestação do Alto S. João
No período indicativo do Plano, mais concretamente em 2015, encontra-se prevista a extensão da
rede de 220 kV na zona oriental de Lisboa até ao Alto S. João, com a abertura neste local de uma
nova instalação 220/60 kV alimentada através de dois cabos subterrâneos de 220 kV provenientes
de Sacavém.
No entanto, a efectiva abertura desta instalação terá ainda que ser objecto de estudos técnicoeconómicos conjuntos mais detalhados a desenvolver entre a REN, S.A. e a EDPD, S.A..
• Abertura de subestação na zona de Estoril/Cascais
Perante o contínuo crescimento dos consumos nesta zona, é assumida a necessidade, ainda a
título indicativo, de abertura de uma nova subestação urbana na área de Estoril/Cascais,
alimentada a 220 kV a partir da subestação de Trajouce. Em 2015 está indicada uma primeira
ligação em cabo subterrâneo de 220 kV, a funcionar transitoriamente a 60 kV até à efectiva
entrada em operação do nível 220 kV, altura em que se estabelecerá uma segunda ligação
também subterrânea.
Relativamente a este novo ponto injector, não obstante a sua abertura ter sido inscrita neste
PDIRT para 2016, será ainda necessário vir a realizar estudos técnico-económicos conjuntos entre
a REN, S.A. e a EDPD, S.A. para ajustar a data mais adequada para a sua concretização, bem
assim como detalhes técnicos das ligações e reforço das RNT e RND.
• Abertura da subestação na zona do Montijo
O crescimento urbano que se tem vindo a verificar na margem esquerda do rio Tejo, na zona do
Montijo/Alcochete, traduzido num aumento gradual e sustentado da carga a abastecer, levou à
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
108
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
realização de estudo conjunto com a EDPD, S.A. sobre esta zona, cujos resultados apontam no
sentido da abertura de um novo ponto injector MAT/AT no concelho do Montijo.
Neste Plano prevê-se a abertura deste novo ponto no ano de 2013, alimentado a 400 kV por
abertura da actual linha Palmela - Fanhões. A subestação ficará situada em local próximo do
actual traçado desta linha, reduzindo ao mínimo a necessidade de construção de novas linhas de
MAT.
Tendo em conta a densidade urbanística da região e para o mais adequado ordenamento do
território, não se exclui a possibilidade de executar esta instalação com recurso total ou parcial a
tecnologia blindada, com a consequente redução do espaço ocupado e portanto do respectivo
impacte ambiental.
REFORÇO INTERNO DA RNT
Uma das necessidades para o desenvolvimento da RNT nesta zona passa pelo reforço articulado da
estrutura da RNT entre o norte da Grande Lisboa e a zona de Rio Maior. Neste âmbito prevê-se a
expansão da rede para oeste da subestação de Fanhões com um novo circuito a 400 kV (inicialmente
explorado a 220 kV), até uma área por agora designada, a título indicativo, por “zona de Almargem
do Bispo”, a partir da qual sairá uma outra ligação no sentido norte, até Rio Maior via zona de
Torres Vedras. Esta estratégia permite, por um lado, reforçar a ligação entre o norte e a zona de
Lisboa por um percurso diferente e afastado daquele que já existe, com grande concentração de
linhas, entre a zona do Carregado e a de Fanhões, e, por outro, potenciar a criação futura de um
ponto de articulação 400/220 kV e abastecimento da distribuição a nascente de Sintra.
Para a península de Setúbal antevê-se a criação de um segundo ponto de articulação 400/150 kV
que, por um lado, possa constituir uma alternativa à subestação de Palmela, e, por outro, permita
assegurar no médio/longo prazo a capacidade de alimentação às cargas das zonas mais a oeste da
península (Sesimbra, Costa da Caparica, Barreiro e Almada).
• Reforço da articulação 400/220 kV na subestação de Fanhões
Com este projecto visa-se o reforço da ligação entre as redes de 400 kV e de 220 kV na
subestação de Fanhões, mediante a colocação em serviço nesta instalação, em 2012, do terceiro
autotransformador 400/220 kV, de 450 MVA, uma vez que as duas unidades actualmente em
serviço apresentam níveis de carga já bastante elevados.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
109
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Expansão dos 400 kV até à zona de Almargem do Bispo
No período indicativo do Plano, refere-se a construção de uma nova linha entre a subestação de
Fanhões e a “zona de Almargem do Bispo”, dupla de 400 kV mas inicialmente explorada a 220 kV.
Este reforço permitirá implementar um ramal para Fanhões da actual linha Carvoeira - Trajouce,
a 220 kV, o qual apoiará, simultaneamente as subestações de Carvoeira e de Trajouce.
Numa segunda etapa está prevista a criação de uma instalação 400/220/60 kV naquela zona,
ligada a 220 kV a Fanhões, Carvoeira e Trajouce (com a abertura da linha Carvoeira - Trajouce)
e a 400 kV a Fanhões e Rio Maior (neste último caso por prolongamento até “Almargem” do troço
Rio Maior - ”zona de Torres Vedras” da linha Carregado - Rio Maior 1, entretanto remodelada).
• Reforço de alimentação a 220 kV a Sacavém
Para reforço da alimentação a 220 kV às cargas dependentes da subestação de Sacavém, após a
desclassificação do nível de 150 kV nesta subestação, está previsto, para 2014, a passagem a
220 kV da actual linha a 150 kV Fanhões – Sacavém 1, entre Fanhões e Sacavém, por reforço de
isolamento, com transição linha aérea-cabo no seu troço final, a partir do posto de
seccionamento do Prior Velho.
• Extensão dos 400 kV à subestação de Fernão Ferro
Para reforço das condições de alimentação na zona da península de Setúbal está planeado para
2009 a introdução do nível de 400 kV na subestação de Fernão Ferro, através do desvio da actual
linha de 400 kV Palmela - Ribatejo para esta instalação, onde será instalada autotransformação
400/150 kV.
Esta obra revela-se de grande importância para a garantia de abastecimento a longo prazo dos
consumos desta zona presentemente abastecidos pelas subestações de Fernão Ferro e da Trafaria
e ainda de alguns clientes em MAT, os quais, em ponta, atingem valores que começam a pôr em
causa a garantia de abastecimento em caso de falha de uma das actuais linhas duplas Palmela F. Ferro, a 150 kV.
Com esta realização criam-se também condições para uma futura diversificação topológica à
subestação de Palmela no eixo de 400 kV entre o Norte e o Sul, introduzindo desta forma uma
maior fiabilidade na estrutura global da rede.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
110
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Remodelação da subestação de Setúbal
Conforme já indicado no PIR 2004-09, a antiguidade e o estado global desta instalação, o grau de
obsolescência dos principais equipamentos, designadamente transformadores de potência,
aparelhagem MAT/AT, sistemas de comando, controlo e protecção e sistemas de alimentação, a
par de uma degradação acentuada nos respectivos níveis de fiabilidade, impõem a necessidade de
uma remodelação integral da subestação, aproveitando o local e uma parte das infra-estruturas
existentes para a construção de uma nova instalação. A data prevista para esta remodelação é
2009.
• Remodelação da subestação do Carregado
Como já referido no anterior PIR 2006-2011, com excepção dos equipamentos dos painéis
recentemente entrados em serviço, os restantes equipamentos MAT, bem como os equipamentos
dos sistemas de comando, controlo e protecção e sistemas de alimentação, registam um
envelhecimento generalizado, devido à sua antiguidade.
A subestação do Carregado vem apresentando diversos problemas sérios, cuja correcção leva a
que se tenha de actuar ao nível de diferentes tipos de equipamentos e de forma alargada e antieconómica.
Neste contexto e atendendo igualmente à complexidade construtiva da instalação (esquema
imbricado), que torna difícil qualquer operação de remodelação, e à elevada importância deste
nó da rede, justifica-se proceder a uma remodelação integral da instalação.
Estando prevista a desclassificação da actual central do Carregado até 2011 (6 painéis de grupo e
2 painéis de serviços auxiliares), 2011/2012 é o período oportuno para realizar a referida
remodelação.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES 2009-2014
• Reforço de capacidade de linhas
Encontram-se previstos neste Plano o reforço de capacidade de transporte das linhas:
Linha Carregado - Sacavém (troço aéreo)
2009
Linha Fanhões - Carriche
2009
Linha Fanhões - Sacavém 2 (troço aéreo)
2010
Linha Alto Mira - Carriche
2010
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
111
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Linha Alto Mira - Pontinha
2010
Linha Carregado - Carriche
2011
Linha Carregado – Fanhões 2
2016
• Novos transformadores MAT/AT
Sacavém
3º TRF
220/60 kV
170 MVA
2009
Alto Mira
3º TRF
400/60 kV
170 MVA
2009
Carriche
4º TRF
220/60 kV
170 MVA
2011
Setúbal
TRF
150/60 kV
126 MVA
2011
Setúbal
-1 TRF
150/60 kV
60 MVA
2011 (fim vida útil)
Fanhões
3º TRF
400/60 kV
170 MVA
2012
Alto Mira
-1 TRF
220/60 kV
120 MVA
2012 (fim vida útil)
Porto Alto
3º TRF
150/60 kV
63 MVA
2012
Fernão Ferro
4º TRF
150/60 kV
126 MVA
2012
Zambujal
3º TRF
220/60 kV
170 MVA
2013
Carregado
TRF
220/60 kV
170 MVA
2014
Carregado
-1 TRF
220/60 kV
120 MVA
2014 (fim vida útil)
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Fernão Ferro
Painel “Qta. Conde”
2009
Fernão Ferro
Painel “Santana”
2009
Setúbal
Painel “Coina”
2009
• Novas baterias de condensadores
Trafaria
30 Mvar
2009
Trajouce
120 Mvar
2009
Fanhões
120 Mvar
2009
Carregado
120 Mvar
2010
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112
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.7 Área 7 - Alentejo
GRANDES OBJECTIVOS
A evolução da RNT indicada para esta área tem várias motivações principais. A nova malha
Falagueira - Estremoz - Évora - Palmela resulta, por um lado, da necessidade de providenciar
alimentação para a linha ferroviária AVE Lisboa - Madrid (e isso exige a utilização do nível de tensão
de 400 kV) e, por outro, da necessidade de criar novas subestações não apenas para aquele projecto
ferroviário AVE, mas também para garantir o futuro abastecimento de consumos em Estremoz,
Évora e, a mais longo prazo, na área de Pegões/Vendas Novas. O actual posto de corte de Ourique
passará também a abastecer a distribuição.
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113
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
A outra componente relevante de investimento vai para a criação de condições para a ligação à RNT
de nova produção térmica de base e cogeração em Sines, zona em que se irão concentrar mais de
3 000 MW de potência instalada de geração (mais de 30% da ponta de consumo actual).
LIGAÇÃO A GRANDES CENTROS PRODUTORES
Esta área terá ligações de novos grupos de ciclo combinado a gás natural e a carvão, conforme
descrito em seguida:
• Novas centrais a gás natural e a carvão em Sines
Para a zona de Sines, onde já existe uma central a carvão com 4 grupos com cerca de 1190 MW,
encontra-se licenciada uma nova central de ciclo combinado a gás natural (com cerca de
2x400 MW), a qual será ligada a 400 kV à actual subestação de Sines que, para o efeito, terá de
ser ampliada com dois novos painéis de 400 kV. Conjugado com este aumento de produção em
Sines está prevista uma nova linha a 400 kV entre a zona de Marateca/Pegões e a subestação de
Fanhões, já referida na descrição dos reforços da Área 6.
Para além do horizonte de 2014 está prevista a entrada em serviço de mais 6 grupos térmicos com
tecnologia de carvão pulverizado com captura e armazenamento de CO2. Foi assumido neste
Plano que cinco destes grupos seriam instalados na zona de Sines:
9
Dois deles numa nova central, ocupando a reserva que para o efeito foi crida nesta zona
ao abrigo da alínea c) do ponto 2, do artº 6º do DL nº 172/2006.
9
Os outros três em substituição da actual central a carvão, cuja desclassificação se prevê
em 2017.
Face ao elevado valor de potência que este conjunto representa, mais de 3000 MW se contarmos
com a cogeração existente, e o elevado risco que decorreria para a segurança do SEN da sua
perda simultânea, a concretização da nova central a carvão em Sines implica a necessidade de
construção de uma nova instalação de 400 kV na zona que permita diversificar a ligação à RNT de
toda esta potência.
• Nova central a gás natural no Pego
Tendo em vista a ligação dos dois grupos TGCC considerados na hipótese base de localização de
novos centros produtores deste Plano, estão previstos outros tantos novos painéis, a 400 kV, no
posto de corte do Pego.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
114
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• Central do PNBEPH
Integrado no PNBEPH menciona-se nesta área o aproveitamento de Alvito com 48 MW, cuja
solução de ligação no período 2015/2019, para efeitos deste Plano e antes da realização de
análises mais detalhadas, foi aqui assumido como uma ligação directa aos 60 kV da subestação da
Falagueira.
LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO
Neste ponto mencionam-se a abertura de novas subestações MAT/AT para apoio às redes de
distribuição em Estremoz, em 2009, e em Ourique, em 2014, neste segundo caso por ampliação da
instalação já existente, com o nível de 60 kV.
• Abertura da subestação de Estremoz
A subestação de Estremoz, próxima de um conjunto de cargas com alguma dimensão onde se
inclui as da indústria local de mármores que, nesta zona, tem um peso significativo, será
alimentada a partir da malha Falagueira - Estremoz - Évora.
Esta instalação assumirá também um papel fundamental como base de apoio, a 60 kV, na
alimentação da cidade de Elvas, a qual, desde há vários anos, tem vindo a ser abastecida total ou
parcialmente a partir de Espanha (Badajoz).
A EDPD, S.A. construirá uma nova linha de 60 kV entre Estremoz e Elvas a qual, conjuntamente
com a nova subestação da REN, S.A., permitirá alimentar para o futuro a totalidade dos consumos
de Elvas a partir da RNT. A ligação a Badajoz manter-se-á apenas como meio de garantia de apoio
mútuo entre as redes de 60 kV de ambos os lados da fronteira.
A subestação de Estremoz começará, quando da sua entrada em serviço em 2009, por ser uma
instalação 150/60 kV, equipada com dois transformadores de 63 MVA. No entanto, a sua
concepção de partida permitirá a respectiva evolução para 400/60 kV, mais tarde, acompanhando
as necessidades de alimentação da linha ferroviária AVE no eixo Lisboa - Madrid.
• Instalação de transformação na subestação de Ourique
Encontra-se inscrito neste Plano a entrada em serviço de transformação 150/60 kV no actual
posto de corte de Ourique, o qual havia sido inicialmente dimensionado para esta possibilidade.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
115
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Prevê-se que um transformador de 63 MVA, proveniente da subestação de Estremoz, possa aí ser
instalado no horizonte 2014, interesse que, contudo, terá ainda de ser sujeito a análise conjunta
técnico-económica com a EDPD, S.A..
LIGAÇÃO DE CONSUMIDORES EM MAT
• Eixo ferroviário de alta velocidade Lisboa - Madrid
Nesta área geográfica o projecto de maior dimensão destinado a clientes finais MAT é o de
alimentação da futura linha ferroviária AVE no eixo Lisboa - Madrid, mais concretamente no seu
percurso entre as zonas de Lisboa e de Elvas, passando por Évora.
As necessidades técnicas de potência de curto-circuito mínima impostas pelas características
específicas da alimentação ferroviária (não simétrica), distâncias e potências em jogo
decorrentes do número e consumos individuais das composições ditam, de forma clara, o recurso
ao nível de tensão de 400 kV.
A REN, S.A. procurou criar as sinergias possíveis entre esse facto e as necessidades estratégicas
anteriormente equacionadas para o reforço da alimentação ao Alentejo interior. A solução
desenvolvida e debatida com a RAVE, S.A. para esta área do País consiste, em linhas gerais, no
seguinte:
9
Passagem a dimensionamento de 400 kV das linhas do eixo Falagueira - Estremoz Évora, tal como já referido em pontos anteriores e no PIR 2006-2011.
9
Passagem a 400 kV da subestação de Estremoz.
9
Ligação aos 400 kV da subestação de Estremoz de uma linha dupla para alimentação da
subestação de tracção AVE designada por SE1, localizada mais a sueste.
9
Construção de nova instalação da RNT a norte da cidade de Évora, aqui designada por
Évora B, uma vez que já, depois da elaboração do PDIRT 2009-2014 (2019) - CP, se
revelou inviável a chegada das novas linhas de 400 kV até à actual subestação de Évora.
Será a partir da instalação de Évora B que se alimentará a subestação de tracção AVE
SE2.
9
Construção de um posto de corte da RNT na zona de Pegões, para alimentação de
subestação de tracção AVE SE3.
9
Construção de nova linha simples a 400 kV entre as instalações de Pegões e de Évora B,
num traçado acompanhando aproximadamente a maior parte do percurso da ferrovia.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
116
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
9
Abertura em Pegões da nova linha de 400 kV a estabelecer entre a zona de
Marateca/Pegões e a subestação de Fanhões (linha referida no texto relativo à Área 6),
conjuntamente com a criação de uma ligação, também a 400 kV, entre Pegões e
Palmela, por utilização de circuitos existentes.
Trata-se, no conjunto, de um ambicioso projecto de expansão da RNT a 400 kV em zonas de
consumos relativamente baixos e dispersos e com um parque produtor de pequena dimensão, e
que, só por si, não justificariam, mesmo a longo prazo, mais do que a extensão da actual rede de
150 kV, aliás como anteriormente referido no PIR 2004-09.
Em resultado do intenso trabalho conjunto que a REN, S.A. e a RAVE, S.A. no âmbito de um grupo
de trabalho específico, têm vindo a desenvolver relativamente a este Projecto resultou que, em
concordância com as datas objectivo comunicadas pela RAVE, S.A. para a implementação do seu
projecto, este conjunto de reforços esteja neste momento calendarizado para finais de 2012,
excepto o último previsto para 2012.
• Ligação de consumidores e produtores na ZILS de Sines
Na zona industrial e logística de Sines (ZILS) está a ser equacionado o projecto de reforço da RNT
que envolve a construção de uma nova subestação na área da ZILS (Zona Industrial e Logística de
Sines).
Os primeiros clientes/produtores a ser ligados são duas grandes unidades industriais com
cogeração, para os quais vai ser estabelecida uma ligação inicial a 150 kV com origem na
subestação de Sines a qual, mais tarde, será desviada para a nova subestação. Esta terá depois
capacidade para diversas novas ligações de produção ou de consumo, quer a 150 quer a 60 kV.
REFORÇO INTERNO DA RNT
Relativamente ao desenvolvimento da RNT nesta zona, destacam-se a construção de uma segunda
linha a 400 kV entre a subestação da Falagueira e o posto de corte do Pego, a continuação da
expansão da rede a 400 kV a sul da Falagueira, com a ligação entre Estremoz e Évora B, e ainda o
reforço de autotransformação em Ferreira do Alentejo, com a instalação da segunda unidade
400/150 kV.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
117
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
• 2ª Ligação a 400 kV Falagueira-Pego
Este projecto, previsto para 2014, consta do reforço da ligação a 400 kV entre as subestações de
Falagueira e Pego com uma segunda linha, tendo em consideração os aumentos de fluxos
afluentes à subestação da Falagueira com origem nas injecções de energias renováveis ao longo
do eixo interior Chafariz-Ferro-Castelo Branco-Falagueira, para os quais, a existência de uma
única linha tal como acontece actualmente, não permite assegurar a adequada garantia de
escoamento.
A concretização desta nova linha está prevista ser realizada através da reconstrução de uma
parte do corredor da actual linha a 150 kV Falagueira-Zêzere, portanto, sem novos corredores de
linha. No troço não intervencionado, entre a zona do Pego e o Zêzere, a linha Falagueira-Zêzere
será desactivada.
• Nova linha Estremoz – Évora B
Tal como atrás referido, trata-se de uma linha já prevista no PIR 2004-09 como dupla de 150 kV.
Pelos mesmos motivos referidos anteriormente, para se dispor de potência de curto-circuito
adequada ao projecto AVE, esta linha, prevista para 2012, será concretizada a 400 kV (em linha
simples).
Conjuntamente com as linhas Falagueira - Estremoz e Évora B – Pegões, a linha Estremoz – Évora
B permitirá fechar uma malha entre Falagueira e Palmela, passando pelas instalações de
Estremoz, Évora B e Pegões, tendo em vista dotar as regiões de Évora e de Estremoz de uma
alimentação segura através da rede de MAT.
• Reforço da articulação 400/150 kV em Ferreira do Alentejo
Este projecto compreende a instalação, em 2009, do segundo autotransformador 400/150 kV de
250 MVA, o qual provirá da subestação da Falagueira, onde será substituído por uma unidade
desfasadora de maior potência. Com este reforço da articulação 400/150 kV em Ferreira do
Alentejo ultrapassam-se algumas restrições da RNT para regimes de trocas com Espanha mais
elevados.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES 2009-2014
• Novos transformadores MAT/AT e autotransformadores MAT/MAT
Falagueira
2º ATD
400/150 kV
450 MVA
2009
Évora B
1º TRF
4000/60 kV
170 MVA
2012
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
118
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
F. Alentejo
TRF
150/60 kV
63 MVA
2013 (prov. Estremoz)
F. Alentejo
-1 TRF
150/60 kV
50 MVA
2013 (fim vida útil)
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Estremoz
Painel “Maranhão”
2011
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
119
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.1.8 Área 8 - Algarve
GRANDES OBJECTIVOS
Nesta região, e tendo em vista acompanhar as suas crescentes necessidades de energia eléctrica,
havia sido definida, há vários anos, uma estratégia de expansão da RNT baseada na introdução dos
400 kV e na criação de dois pontos de articulação 400/150 kV, para apoio à sub-rede de 150 kV
local, um em Portimão e outro em Tavira, ligados entre si por uma nova linha de 400 kV e
alimentados a partir de Sines (linha Sines - Portimão 3) e de uma nova interligação com a Espanha
(linha Tavira - Guillena). Na nova subestação de Tavira será aberto um dos dois circuitos da actual
linha dupla Tunes - Estoi, de 150 kV.
A estrutura da rede definida criará igualmente as condições para a recepção de alguma nova
geração, com destaque para o potencial eólico existente na costa ocidental e nas zonas interiores
mais acidentadas. Permite também a interligação das redes Portuguesa e Espanhola no sul do País
com vantagens a nível de segurança e do apoio mútuo entre os dois sistemas eléctricos ibéricos.
Do ponto de vista estrutural da evolução da RNT não há neste Plano alterações significativas
relativamente ao indicado no PIR 2006-2011.
REFORÇO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO
• Interligação a 400 kV Algarve - Andaluzia
Os estudos desenvolvidos entre a REN, S.A. e a REE, S.A. relativamente às capacidades de troca e
reforço das interligações tendo em vista a meta de 3 000 MW referida no capítulo 4 definiram a
necessidade do estabelecimento de uma nova interligação a 400 kV ligando o Algarve e a
Andaluzia.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
120
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Encontra-se pois acordado com a REE, S.A. a entrada em serviço de nova interligação a 400 kV
entre Portugal e Espanha em 2010/2011, unindo a futura subestação de Tavira com uma
instalação da rede da REE, S.A. na Andaluzia.
Com esta interligação fecha-se mais uma malha de 400 kV entre ambos os países, com claros
benefícios sobre as capacidades de interligação, e de segurança e apoio mútuo global e regional.
Esta ligação é também essencial para a recepção do acréscimo de produção térmica de base, em
particular para a que irá ficar sediada em Sines.
REFORÇO INTERNO DA RNT
A estratégia de desenvolvimento atrás referida inclui ainda os seguintes projectos que possibilitam
um reforço substancial na garantia de satisfação dos consumos e introduzem as condições
necessárias ao estabelecimento de uma interligação com Espanha nesta zona.
• Extensão dos 400 kV ao Algarve – 3ª fase
Em 2009 prevê-se a introdução do nível de tensão de 400 kV na subestação de Portimão, com a
passagem à exploração a 400 kV da actual linha Sines - Portimão 3 que neste momento se
encontra integrada na rede de 150 kV. Na subestação de Portimão será instalado um
autotransformador 400/150 kV, de 450 MVA, passando, a partir desta altura, o Algarve a ser
abastecido também pelo nível de tensão de 400 kV.
• Abertura da subestação de Tavira
A abertura desta subestação, prevista para 2010, constitui a etapa seguinte do processo de
reforço da alimentação do Algarve, estendendo-se os 400 kV do Barlavento ao Sotavento e, assim,
facultando um apoio de longo prazo às crescentes necessidades dos consumos também da cidade
de Faro e do sotavento algarvio.
Esta subestação entrará em serviço equipada com um primeiro autotransformador 400/150 kV, de
450 MVA, com o nível de 400 kV alimentado a partir de Portimão pelo prolongamento até à
subestação de Tavira do troço duplo a 400+150 kV da linha Portimão - Tunes 3.
A ligação da subestação de Tavira à rede de 150 kV será, numa fase inicial, conseguida por
abertura nesta instalação de um circuito da actual linha dupla Tunes - Estoi e também pelo
desvio da linha Ourique – Estoi, sendo necessário para o efeito concretizar dois pequenos troços
de linha dupla.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
121
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
A conclusão destes reforços da RNT, conjuntamente com a nova interligação a 400 kV com a
Andaluzia, constituirá um importante impulso na capacidade de transporte indispensável para
abastecer com segurança e durante bastantes anos o volume já significativo e rapidamente
crescente de consumos do Algarve.
Acrescenta-se, por último, que não se exclui a hipótese de, com a conclusão do projecto de
criação do eixo de 400 kV no Algarve, vir a ser possível desclassificar uma parte dos traçados de
linhas a 150 kV que, neste momento, o alimentam vindos do Alentejo. A REN, S.A. procede a
análises de planeamento com esse objectivo, as quais não se encontram ainda concluídas.
OUTROS PROJECTOS RELEVANTES
• Novos transformadores MAT/AT
Tunes
4º TRF
150/60 kV
170 MVA
2012
• Novos painéis de 60 kV para a distribuição
Tunes
Painel “Tunes (da EDPD, S.A.)”
2009
Estoi
Painel “Almancil”
2009
• Novos painéis para a PRE
Portimão
PE Mte do Tolo
até 2011
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
122
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
6.2 Quadros Resumo de Entradas e Saídas de Equipamento
Apresenta-se nos quadros 6-1 e 6-2 uma síntese das alterações previstas a nível de capacidade de
transformação para o período 2009-2014, incluindo as desclassificações de unidades em fim de vida
útil e os saldos líquidos de potência instalada.
QUADRO 6-1
REFORÇOS DE TRANSFORMAÇÃO 2009-2014
TOTAIS POR NÍVEIS DE TENSÃO E SALDOS
A instalar
Totais
(por níveis de tensão)
Unidades
A transferir ou desclassificar
Potência
Unidades
(MVA)
400/60 kV
220/60 kV
+18x170
(*)
+1x63
+3060
+3060
+63
-4x120
(*)
+1008
-5x126
+19x170
(*)
+3230
-1x170
150/60 kV
+378
+4x170
+680
-630
+378
+3060
-3x50
-150
-150
-1x60
(**)
-60
-60
-252
+ 63
-630
-252
-340
+340
-120
-120
-2832
+5902
(** 1 Unid.)
-2x170
+8734
-417
-170
-2x60
+58
-480
(**)
-5x126
150/30 kV
Saldos globais
(**)
-4x63
+315
+3x126
(MVA)
(MVA)
+8x126
+5x63
Potência
Saldos
(**)
-27
(*) – Deste conjunto de transformadores, um total de 1058 MVA destinam-se a equipar instalações exclusiva ou
maioritariamente para recepção de potência PRE.
(**) – Unidades a desclassificar, no montante total de 936 MVA, por fim de vida útil.
Os quadros 6-3 e 6-4 listam, respectivamente, as unidades de autotransformadores previstas para o
período 2009-2014 e os projectos mais relevantes de linhas.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
123
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
QUADRO 6-2
REFORÇOS DE TRANSFORMAÇÃO 2009-2014
Unidades a instalar
Subestação
Alto de Mira
Bodiosa
Carrapatelo
Carregado
Carriche
Carvoeira
Castelo Branco
Chafariz
Chaves
Custóias
“
Ermesinde
“
Estremoz
“
Évora B
Fanhões
Feira
“
Fernão Ferro
Ferreira do Alentejo
Ferro
Ferro B
Guimarães
Macedo de Cavaleiros
Mogofores
Mogadouro
Montijo
Ourique
Paraimo
Penela
Pereiros
Porto Alto
Recarei
Riba de Ave
Rio Maior
Sacavém
“
Setúbal
Tábua
Tunes
Valdigem
Valpaços
“
Vermoim
“
“
Vila Fria
“
Vila Pouca de Aguiar
Vizela
“
“
Zambujal
“
Zêzere
(P)
Unid. a transferir ou desclass.
Tensão
Potência
Ano
(KV)
(MVA)
400/60
400/60
220/60
220/60
220/60
220/60
150/60
220/60
+170
+2x170
+170 (P)
+170
+170
+170
+126
+126 (M1)
2009
2009
2013
2014
2011
2010
2009
2010
220/60
220/60
220/60
+170
+170 (M10)
+3x170
2011
2014
2013
150/60
400/60
400/60
400/60
400/60
400/60
150/60
150/60
220/60
400/60
+2x63 (M3+M9)
+2x170
+170
+170
+2x170
+170
+126
+63 (M6)
+126 (M5)
+170 (P)
2009
2012
2012
2012
2011
2013
2012
2013
2011
2014
220/60
+126 (M2)
2011
220/60
400/60
150/60
400/60
220/60
220/60
150/60
220/60
(M12)
+63
+170
+63 (M7)
+170
+170 (P)
+126
+63 (M4)
+170
2009
2013
2014
2011
2010
2009
2012
2009
220/60
220/60
+170
+170
2013
2009
150/60
220/60
150/60
220/60
220/60
220/60
220/60
400/60
+126
+126 (P)
+170
+126
+126 (M11) (P)
+126 (P)
+170
+2x170
2011
2009
2012
2014
2009
2009
2010
2013
400/60
+3x170
2013
220/60
150/60
150/60
150/60
220/60
220/60
220/60
+170 (P)
+170 (M8)
+170
+170
+2x170
+170
+170
2013
2011
2012
2014
2011
2013
2009
Tensão
Potência
Ano
(KV)
(MVA)
220/60
220/60
-120 (D)
-2x126 (M1+M2)
2012
2009
220/60
-120 (D)
2014
150/60
220/60
220/60
150/60
150/60
150/60
-1x63 (M4)
-126 (M5)
-126 (M0)
-2x126 (M0)
-2x50 (D)
-2x63 (M6+M7)
2009
2011
2014
2013
2013
2012
150/60
-50 (D)
2013
150/60
-126 (D)
2014
220/60
-126 (M0)
2011
150/60
-63 (M9)
2009
150/60
-170 (M8)
2011
150/30
150/30
150/60
-60 (D)
-60 (D)
-60 (D)
2009
2011
2011
220/60
220/60
220/60
150/60
150/60
-120 (D)
-170 (M10)
-120 (D)
-2x126 (M0)
-170 (M0)
2010
2013
2013
2013
2013
Transformação criada exclusiva ou maioritariamente para receber potência PRE.
Unidades a desclassificar por fim de vida útil.
Transferências de unidades entre subestações.
(M0)
Unidades a transferir, com destino final a ser definido posteriormente.
(M3)
Unidade que se encontrava como reserva parada em Chaves.
(M11)
Unidade proveniente da Batalha.
(M12)
– Unidade proveniente de Mourisca.
(D)
(M1-11)
–
–
–
–
–
–
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
124
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
QUADRO 6-3
REFORÇOS DE AUTOTRANSFORMAÇÃO 2009-2014
Unidades a instalar
Subestação
Unid. a transferir ou desclass.
Tensão
Potência
(kV)
(MVA)
Armamar
400/220
+450
2009
Castelo Branco
220/150
+250
2012
(*)
Ano
Falagueira
400/150
Fernão Ferro
400/150
+450
2011
Fanhões
400/220
+450
2012
Ferreira do Alentejo
400/150
+250
2009
Lagoaça
400/220
+2x450
2009
“
400/220
+450
2011
+450
2009
Palmela
Paraimo
400/220
+450
400/150
+450
400/150
Valdigem
220/150
Vermoim
400/220
+450
+75
(***)
+450
400/150
-250
2009
220/150
-126 (**)
2011
400/150
-450
2011
220/150
-120 (**)
2009
220/150
-75 (***)
2010
220/150
-150 (**)
2013
2010
2011
220/150
220/150
+170
2013
220/150
-2x120
-120
(**)
(**)
2013
2013
Saldos
Totais por níveis de tensão
(MVA)
+3150
400/220 kV
7x450
400/150 kV
1x250
1x250
4x450
1x450
220/150 kV
Ano
2010
“
Zêzere
(MVA)
2009
Régua
Tavira
Potência
(kV)
2014
Pereiros
Portimão
Tensão
1x75
1x75
1x250
4x120
1x170
1x150
+1350
-336
1x126
Saldos globais
+5695
-1531
+4164
(*) – Autotransformador desfasador
(**) – Unidades a desclassificar, no montante total de 636 MVA, por fim de vida útil.
(***) – Máquina actualmente da EDPP, instalada na central da Régua, que será transferida para a REN.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
125
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
QUADRO 6-4
PRINCIPAIS OBRAS EM LINHAS ORDENADAS POR ANO DE ENTRADA EM SERVIÇO
Tensão
Comprimento
(kV)
(km)
Macedo de Cavaleiros - Valpaços
400
2x50
Valpaços-Vila Pouca de Aguiar
400
2x30
Lagoaça-Aldeadávila
Armamar-Lagoaça
Armamar-Bodiosa-Paraimo
Batalha-Lavos
Portimão-Tunes Norte
Lagoaça-Macedo
de
Cavaleiros
(troço)
Penela-Tábua
400
400
400
400
400
2x5
1x40
2x120
2x55
2x25
Terno a 220 kV. Extensão dos 220 kV a Valpaços
Terno a 220 kV.Fecho malha Lagoaça-M.Cav.-ValpaçosV.P.Aguiar-Valdig.
Remodelação para dupla 400 kV de actual linha 220 kV.
Troço entre Lagoaça e o Pocinho.
Passagem a 400 kV do eixo Armamar-Bodiosa-Paraimo.
Reforço para recepção de nova produção.
Linha dupla de 400 + 150 kV.
220
1x31
Troço de ligação até à subestação da Lagoaça.
220
2x47
Reforço do eixo Tábua-(Pereiros)-Penela (recepção PRE).
Caniçada-Frades
400
2x25
Lavos-Paraimo
Carregado-Rio Maior 1
Marateca/Pegões-Fanhões
Tavira-Tunes norte
Tavira-Andaluzia
400
400
400
400
400
2x48
2x56
2x90
2x47
2x32
Remod. p/ dupla de 400+150 kV de troço da V.Nova-Riba
d’Ave.
Reforço para recepção de nova produção.
Reconstrução como dupla de 400 kV.
Reforço para recepção de nova produção.
Abertura da subestação de Tavira.
Nova interligação com Espanha, a Sul.
400
2X30
Escoamento da produção de Picote 2 e Bemposta 2.
400
2x25
Extensão dos 400 kV a Fernão Ferro.
220
220
150
1x18
1x11
2x13
Escoamento da produção de Picote 2.
Passagem à exploração a 220 kV.
Reforço de alimentação à zona de Guimarães.
Zona oeste Vila Fria-P. Coura
400
2x15
Porto-Vila do Conde- Zona oeste Vila
Fria
400
2x67
Falagueira-Castelo Branco
400
2x45
Falagueira-Estremoz
400
1x93
Marat./Pegões-Évora B-Estremoz
400
1x70+1x45
Riba d’Ave-Vizela
150
2x13
P. Coura-fronteira c/ Espanha
Pedralva-Vila Fria
V.P. Aguiar-Carrapatelo
400
400
400
2x10
2x52
2x90
Carrapatelo-Estarreja 1
400
2x52
Vermoim-Ermesinde
Zona norte de Ermesinde-Ermesinde
220
220
2x10
2x10
Castelo Branco-Ferro B
400
2x55
Pego-Falagueira
400
2x40
Obra
Descrição
2009
2010
2011
Picote-Lagoaça (2º troço)
Palmela-Ribatejo, desvio p/ Fernão
Ferro
Picote-Lagoaça (1º troço)
Alto de Mira-Zambujal 1 e 2
Riba d’Ave-Vizela
2012
Alimentação à RAVE e nova interligação com Espanha no
Minho.
Alimentação à RAVE e nova interligação com Espanha no
Minho.
Reforço do eixo para recepção de PRE (inicialmente a 150
kV).
Passagem 400 kV eixo Falagueira-Estremoz (aliment. RAVE).
Eixo a 400 kV para alimentação à RAVE e reforço a Évora e
Estremoz.
Reforço de alimentação à zona de Guimarães.
2013
Nova interligação com Espanha no Minho.
Ligação entre os dois eixos de interligação no Minho.
Linha dupla 400+220kV para escoamento de nova produção.
Reconstrução, parte dupla de 400+220 kV e parte dupla de
220 kV.
Remodelação p/ dupla 220 kV de antiga linha de 150 kV.
Remodelação p/ dupla 220 kV de antiga linha de 150 kV.
2014
Linha dupla 400+220 kV; reforço do eixo para recepção de
PRE.
Remodelação para dupla 400 kV de troço de actual linha 150
kV.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
126
Caracterização e Justificação dos
Investimentos e da Evolução da RNT
Página em Branco
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
127
Remodelação de Instalações
7 Remodelação de Instalações
Descrevem-se neste capítulo os investimentos que é necessário concretizar no âmbito das
remodelações das instalações da RNT nos anos 2009 a 2014. No ano de 2014 não foi ainda
identificada nenhuma obra em particular tendo-se, contudo, considerado uma verba idêntica à
média dos anos anteriores.
Deu-se particular atenção às intervenções que é necessário efectuar nas instalações mais antigas,
particularmente nas de tempo de serviço superior a 40-50 anos, onde, naturalmente, algumas infraestruturas e equipamentos apresentam níveis elevados de insuficiência funcional e obsolescência,
com reflexos na fiabilidade das instalações e na qualidade do serviço prestado, a par de custos
acrescidos com as actividades de manutenção.
7.1 Subestações
Considerando o grau e a diversidade dos equipamentos em que é necessário intervir
(transformadores de potência, aparelhagem MAT/AT, sistemas, etc.) numa mesma instalação e
aproveitando as potenciais sinergias decorrentes duma intervenção integrada, definiram-se níveis
de remodelação diferenciados, os quais podem consistir numa remodelação integral ou em
intervenções de carácter menos abrangente, nalguns casos para melhoria das condições de operação
e segurança de alguns equipamentos da instalação e, noutros, para substituição de equipamentos
com características técnicas ou funcionais já ultrapassadas.
• Remodelações integrais das subestações de Setúbal, Ermesinde e Carregado
Encontram-se incluídas neste Plano as remodelações integrais das subestações de Setúbal,
Ermesinde e Carregado.
Trata-se de três casos de remodelações integrais de subestações em fim de vida útil,
datando Ermesinde de 1951, Setúbal de 1952 e Carregado de 1967. Ao facto de a subestação
do Carregado se encontrar numa situação de envelhecimento adiantado, junta-se a
oportunidade de aproveitamento da desclassificação próxima dessa Central, o que irá criar
um período adequado para esta acção até ao aparecimento de nova central térmica no
local.
Acrescenta-se que, do ponto de vista ambiental, a remodelação da subestação de Ermesinde
irá proporcionar uma redução significativa de ruído emanado pelos transformadores para os
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
128
Remodelação de Instalações
receptores de áreas circundantes, já que as novas máquinas a instalar, de construção
moderna, têm níveis de ruído sensivelmente mais baixos que as antigas.
Estas remodelações integrais foram já comentadas em mais pormenor no capítulo 6 deste
Plano.
• Remodelações parciais de subestações
Para além das três remodelações integrais referidas no ponto anterior, encontram-se
previstas intervenções mais limitadas nas seguintes instalações:
9 Batalha e Fernão Ferro: Remodelações parciais dos escalões de 60 kV
9 Pereiros, Pocinho, Porto Alto e Valdigem: Intervenções diversas, em particular
renovação dos sistemas de alimentação, dos sistemas de comando e controlo e
substituição de diversa aparelhagem obsoleta de MAT e AT
9 Recarei, Mogadouro, Ourique e Vermoim : Remodelações dos sistemas de protecção,
comando e controlo
9 Sines: Remodelação total do sistema de protecção
• Substituição de equipamento MAT/AT e equipamentos dos sistemas secundários
A evolução da rede MAT, nomeadamente o seu progressivo emalhamento, tem conduzido ao
aumento das correntes de curto-circuito, não obstante as medidas tomadas para a limitação
daquelas correntes, decorrendo desse facto a necessidade de substituição de equipamentos,
nomeadamente seccionadores, cujas características se revelam técnica e funcionalmente
insuficientes para um funcionamento correcto e seguro.
Assim, para além das intervenções de maior abrangência anteriormente referidas, haverá
necessidade de substituir ou de melhorar diversos equipamentos de MAT e AT e dos sistemas
de alimentação em diversas instalações da RNT, devido não só a limitações técnicas e
funcionais, como as referidas no parágrafo anterior, mas também pelo avanço do seu grau
de envelhecimento e obsolescência.
Merece realce nesta rubrica, a exemplo do que já sucedeu em anos anteriores noutras
instalações antigas, a necessidade de se intervir nas subestações de Évora, Ferreira do
Alentejo e Vila Chã.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
129
Remodelação de Instalações
• Sistemas de Protecção
o
Prosseguimento da introdução sistemática de funções de protecção diferencial
de linha
A implementação sistemática das funções diferenciais de linha, iniciada em 2005, implica a
reformulação de painéis existentes, permitindo, de uma forma sustentada, a melhoria do
seu desempenho e consequentemente da qualidade de serviço, sem necessidade de
antecipar a sua remodelação integral.
7.2 Linhas
• Remodelação de cadeias de isoladores
As linhas mais antigas da RNT estavam equipadas, numa percentagem significativa, com
isoladores cerâmicos com muito tempo em serviço (mais de 30 anos), com evidente baixa
fiabilidade.
Desde há bastantes anos a REN, S.A. tem vindo a equipar as suas linhas com cadeias de
isoladores de vidro. Estes, embora apresentem um melhor desempenho do ponto de vista
mecânico, têm, a par dos cerâmicos, um comportamento em serviço menos bom em zonas
de poluição elevada.
Esta característica tem vindo a ser mitigada através de lavagens periódicas dos isoladores.
Contudo, a lavagem das cadeias de isoladores nem sempre é eficaz, apesar dos elevados
encargos com esta operação em anos de pluviosidade média, devido à dificuldade de
diagnóstico atempado do estado de poluição e de actuação simultânea nas vastas áreas da
rede em que se faz sentir o efeito da poluição (de incidência maioritariamente salina). São,
por isso, frequentes os contornamentos de cadeias de isoladores na RNT (cerca de 280 por
ano, em média, no passado), o que se traduz em potenciais micro cortes e cavas de tensão
nas instalações de utilização de energia eléctrica.
Por outro lado, atendendo ao bom desempenho dos isoladores compósitos em zonas de
poluição elevada, e considerando o seu preço actual e o estado de desenvolvimento desta
tecnologia, justifica-se continuar a sua introdução nas linhas das zonas mais críticas, como
forma de melhoria do desempenho da rede nessas zonas e de diminuição dos custos de
manutenção.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
130
Remodelação de Instalações
Face ao exposto, está previsto neste Plano prosseguir a estratégia iniciada em 2004
envolvendo:
9 Em zonas de poluição elevada, proceder à substituição dos existentes (cerâmica ou
vidro) por isoladores compósitos;
9 Nas restantes zonas, proceder à substituição de cadeias de isoladores cerâmicos por
cadeias de isoladores de vidro.
• Substituição de cabos de guarda de aço
Devido à antiguidade, à inadequação em face do crescimento das correntes de curtocircuito e ao estado avançado de corrosão (registaram-se no passado diversas quedas de
cabos de guarda por este motivo), continuará a proceder-se à substituição dos cabos de
guarda em aço (tipo SWG) por cabos de guarda em alumínio-aço (tipo ACSR).
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
131
Indicadores de Evolução
8 Indicadores de Evolução
8.1 Linhas
A evolução do comprimento de circuitos de linhas em serviço que resulta da concretização deste
Plano é indicada na figura 8-1. Ter presente que uma linha simples tem apenas um circuito e uma
linha dupla, se totalmente equipada, tem dois apoiados nos mesmos postes.
FIGURA 8-1
EVOLUÇÃO DO COMPRIMENTO DOS CIRCUITOS DE LINHA EM SERVIÇO NA REDE MAT*
4000
3142
3276
2671
2268
2661
1301
1000
1588
1500
1685
2000
2717
2420
[km]
2500
3177
3000
3598
3500
500
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Previsão PDIRT 2009-14
400 kV
220 kV
150 kV
(*) O comprimento das linhas (circuitos eléctricos) inclui os troços em cabo subterrâneo e é
contabilizado segundo a tensão MAT a que são exploradas com excepção das linhas exploradas a
60 kV que são contabilizadas na respectiva tensão de construção e da linha Lindoso - Conchas,
explorada a 130 kV, mas incluída no escalão “150 kV”.
Em termos totais de circuitos eléctricos, prevê-se um crescimento de 1376 km abrangendo os 6 anos
desde finais de 2008 até final de 2014, correspondendo a cerca de 18% relativamente ao
comprimento total no final de 2008. Por níveis de tensão o crescimento percentual é de 86% e de
10%, respectivamente nos 400 e nos 220 kV, e verifica-se um decrescimento nos 150 kV (menos
15%).
Parte do acréscimo verificado entre 2008 e 2009 no comprimento dos circuitos em serviço a 400 kV,
corresponde a linhas deste último nível de tensão temporariamente a funcionar a 220 ou 150 kV e
que passam a 400 kV nessa altura. Para a redução nos 150 kV contribuem também algumas
desclassificações que se verificam nesse mesmo período.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
132
Indicadores de Evolução
Para ilustrar a adequação da RNT, na sua componente “linhas”, às condições de carga, é habitual
utilizar-se a relação entre a “potência entrada na RNT” e o “comprimento equivalente de circuitos
de linhas”, expresso na figura 8-2.
A “potência entrada na RNT” resulta da adição da estimativa da energia de circulação com a
previsão do consumo global deduzida da evolução prevista da produção distribuída em redes de
tensão igual ou inferior a 60 kV.
O “comprimento equivalente” é a soma dos comprimentos totais dos circuitos de linhas de cada
nível de tensão afectado, cada um, de um coeficiente que traduz o rácio de capacidades de
transporte das linhas relativamente aos 400 kV consoante o respectivo nível de tensão. Deste modo,
cada km de linha de 220 kV conta menos que 1 km de circuito de 400 kV. Cada km de circuito de
linha de 150 kV conta ainda menos. O comprimento equivalente é pois, de algum modo, o
comprimento que teria uma rede só de 400 kV “equivalente” à rede real.
FIGURA 8-2
ADEQUAÇÃO DO COMPRIMENTO DE CIRCUITOS DE LINHAS EM OPERAÇÃO NA REDE MAT ÀS CONDIÇÕES DE CARGA
5000
4719
4500
0.6
0.5
[km]
4000
0.40
3500
3000
0.39
3086
0.4
0.40
0.3
3222
0.2
2603
2500
0.1
2000
0.0
[km/MW]
0.48
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Previsão PDIRT 2009-14
Comprimento equivalente a 400 kV (km eq.)
Adequação (km eq./potência entrada na RNT)
Valores mais reduzidos deste indicador traduzem, em termos probabilísticos médios, situações de
menor segurança de fornecimento da RNT. O Plano contempla uma estabilização do índice de
adequação a um nível praticamente constante e também próximo do que tem vigorado no passado
recente, embora um pouco mais elevado. No essencial, esse ligeiro acréscimo é devido a um
crescimento suplementar da RNT não para abastecer consumos mas pela necessidade de maior
transporte de produção, longe dos locais de maior consumo, em particular de PRE.
A REN, S.A. tem prosseguido uma política de racionalização dos corredores de linhas existentes
através de reconversões de linhas mais antigas para outras de maior capacidade, com ou sem
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
133
Indicadores de Evolução
elevação da tensão de transporte. Esse esforço é reflectido nos valores da figura 8-3 em que se
compara a evolução dos comprimentos totais de circuitos e de corredores de linha entre si e com o
crescimento das pontas de consumo.
FIGURA 8-3
EVOLUÇÃO DOS COMPRIMENTOS DE LINHAS E DE CORREDORES DE CIRCUITOS EM OPERAÇÃO NA REDE MAT
14000
14000
12119
12000
12000
4000
7329
7632
9008
8000
6000
[MW]
10000
6451
7426
6265
6000
9390
7394
6438
8000
9110
5482
[km]
10000
4000
2000
2000
0
0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Previsão PDIRT 2009-14
Circuitos de linhas
Corredores de linhas
Ponta consumo (MW)
Pode concluir-se que, apesar de se verificar entre 2009 e 2014 um acréscimo de 1376 km a nível de
comprimento de circuitos de linhas, o acréscimo de comprimento de corredores é apenas de
878 km. Em termos relativos, isto corresponde a um acréscimo de 18% no comprimento dos circuitos
de linhas e de 14% no comprimento dos corredores de linhas. A utilização preferencial de linhas
duplas (cada linha dois circuitos) justifica esta diferença.
Tendo em conta as figuras anteriores pode concluir-se que o maior crescimento percentual da RNT
se dá no nível de tensão de 400 kV, com ligeiro crescimento dos 220 kV e algum decréscimo dos
150 kV. Este quadro de racionalização permite, efectivamente, que os comprimentos das linhas e
circuitos de linha subam a um ritmo bastante menor que as taxas de crescimento de cargas e
consumos, mesmo quando é necessário transportar do interior para os centros de consumo
importantes quantidades de nova potência de geração ordinária e de PRE.
8.2 Transformadores
A potência de transformação instalada nas subestações para o nível dos 60 kV que se prevê entrar
em serviço no presente Plano terá, entre 2009 e 2014, um aumento líquido total de 5902 MVA (+36%
relativamente aos 16273 MVA previstos para final de 2008) resultante, por um lado, da necessidade
de manter os níveis adequados de segurança na alimentação das cargas, de criar condições de
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
134
Indicadores de Evolução
recepção de PRE e, por outro lado, da substituição de unidades que atingem o seu fim de vida útil
por outras de maior potência, ou ainda porque a REN, S.A. no cumprimento das políticas ambientais
e de sustentabilidade tem tomado e continuará a tomar medidas no sentido de reduzir os níveis de
ruído em algumas subestações. Dos 5902 MVA, 1058 são dedicados total ou maioritariamente à
função de recepção de PRE.
O acréscimo de potência instalada previsto, retirando os 1058 MVA apontados no parágrafo anterior,
é de 4844 MVA, ou seja, um crescimento de cerca de 30%, valor que é da mesma ordem de grandeza
do aumento dos consumos no período 2009-2014 que é de cerca de 29%. A substituição de
transformadores em fim de vida útil atingirá os 936 MVA.
Por níveis de tensão, a evolução prevista da potência global instalada de transformação é a indicada
na figura 8-4. A figura 8-5 apresenta a evolução da potência total instalada de transformação e
autotransformação. Em termos de análise da adequação e nível de utilização da potência instalada
nas subestações, apresenta-se o indicador ilustrado na figura 8-6.
FIGURA 8-4
EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA DE TRANSFORMAÇÃO MAT/AT
9390
9110
536
170
5244
4930 170
3932
6250
5000
3750
2500
1700
850
3000
1500
4964
4500
10000
7500
1250
2040
6000
11250
8750
8283
7566 296
7500
6484
[MVA]
7394
10416
10500
5065 170
12000
1424
13500
9000
12500
12119
[MW]
15000
0
0
2002 2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Previsão PDIRT 2009-14
400/60 kV (pred. apoio distrib.)
400/60 kV (pred. recepção de PRE)
220/60 kV (pred. apoio distrib.)
220/60 kV (pred. recepção de PRE)
150/60 ou 30kV (pred. apoio distrib.)
150/60 kV (pred. recepção de PRE)
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
1500
Ponta
consumo
(MW)
0
2002
135
Indicadores de Evolução
FIGURA 8-5
EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA INSTALADA DE AUTOTRANSFORMAÇÃO MAT/MAT E DE TRANSFORMAÇÃO MAT/AT
28000
28000
14000
14000
12119
1764
9390
706
4000
8571
11266
8000
14225
14230
7394
12000
8000
15567
296
10061
16000
10000
20411
9110
6000
4000
6401
[MVA]
[km]
20000
12000
[MW]
24000
2000
0
0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
00
003
00
005
006
00
008
Previsão PDIRT 2009-14
009
0 0
0
0
Transformadores (apoio distrib.)
Autotransformadores
Transformadores (pred. p/PRE)
Ponta consumo (MW)
0 3
0
FIGURA 8-6
ADEQUAÇÃO DA TRANSFORMAÇÃO MAT/AT À PONTA DO CONSUMO *
30000
25000
2.00
1.52
1.56
1.68
1.66
22175
[MVA]
20000
14526
15000
14230
10000
20411
16273
1.67
1.33
1.00
15567
0.67
11266
5000
0.33
0
0.00
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Previsão PDIRT 2009-14
Potência de transformação MAT/AT predominantemente de apoio à distribuição
Potência de transformação MAT/AT total
Adequação da pot. de transformação predominantemente de apoio à distribuição à ponta do consumo
(*) Ponta global de consumo do Continente
Pode concluir-se que este Plano prevê, em números globais, algum aumento e posterior
estabilização do índice de adequação relativo à transformação MAT/AT, não considerando a parte
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
136
Indicadores de Evolução
da transformação a entrar em serviço que se destina, na totalidade ou maioritariamente, à
recepção de PRE.
O acréscimo de potência de autotransformação (ligação MAT/MAT) será de 4164 MVA, cuja larga
maioria (3150 MVA) respeita o acréscimo de potência 400/220 kV. Este acréscimo é próximo da
subida esperada para os consumos.
8.3 Instalações da RNT
A figura 8-7 apresenta a evolução do número de subestações e postos de corte previstos até 2014. A
subida é significativa nos 400 kV, pequena nos 220 kV (apenas mais quatro) e verifica-se uma
redução nos 150 kV correspondendo à redução da extensão na RNT deste nível de tensão.
FIGURA 8-7
EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE SUBESTAÇÕES E POSTOS DE CORTE DA RNT*
REFERENCIADOS POR TENSÃO MAIS ELEVADA
100
87
Número total de instalações
90
80
Total de instalações
70
19
55
60
50
17
17
17
17
18
27
20
10
27
28
28
19
20
35
34
28
16
19
19
40
30
17
19
69
65
37
34
34
34
21
22
25
2009
2010
2011
33
30
11
12
13
13
15
16
17
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
30
32
34
2012
2013
2014
0
Previsão PDIRT 2009-14
400 kV
(*)
220 kV
150 kV
Inclui instalações que, embora já em serviço, se prevê virem a passar para a posse da
REN, S.A. entre 2008 e 2014 (Caniçada e Picote).
8.4 Painéis de MAT e AT
A figura 8-8 apresenta a evolução do número de painéis de 400, 220, 150 e 60 kV da RNT. Em cada
ano apresentam-se apenas os números totais para cada um daqueles níveis de tensão. A
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
137
Indicadores de Evolução
quantificação previsional do número de painéis de 60 kV a partir de um horizonte de 2010/2011 não
é ilustrada já que a grande maioria desses painéis é decidida num prazo de poucos anos.
Quanto à evolução dos outros níveis de tensão, e tal como em alguns dos indicadores anteriores, há
um aumento claro do número de painéis de 400 kV e também nos 220 kV, embora menos expressivo,
e algum decréscimo nos 150 kV.
FIGURA 8-8
EVOLUÇÃO DO NÚMERO DE PAINÉIS NAS SUBESTAÇÕES E POSTOS DE CORTE
600
483
444
283
136
127
218
223
275
213
228
76
100
290
354
300
200
378
400
184
[número de paineís]
500
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Previsão PDIRT 2009-14
400 kV
220 kV
150 kV
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
60 kV
138
Indicadores de Evolução
Página em Branco
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
139
Estabilidade do Sistema
9 Estabilidade do Sistema
9.1 Princípios gerais
A RNT encontra-se dimensionada para ter um comportamento estável, mantendo o sincronismo para
um conjunto de grandes perturbações de acontecimento mais provável (estabilidade transitória) e,
ainda, ser dinamicamente estável com um adequado amortecimento das oscilações subsequentes a
pequenas perturbações (estabilidade dinâmica).
Para assegurar uma comportamento seguro e estável dos grupos geradores convencionais a REN,
S.A. especifica, numa óptica de custo-benefício, os requisitos técnicos que os novos grupos devem
ter do ponto de vista da rede.
A REN, S.A. tem também como prática, não obstante a necessidade de análises da estabilidade da
RNT para efeitos do seu planeamento ter-se vindo a reduzir com a estrutura mais malhada e um
maior número de interligações da rede, levar a efeito estudos de estabilidade, em particular para
prever as consequências de perturbações de maior relevância e probabilidade de ocorrência, quer a
nível de planeamento com a entrada de grandes centros electroprodutores ou de novas
interligações, quer ainda a nível da análise de configurações particulares de exploração previsional
ou no âmbito da análise de incidentes.
Os defeitos eléctricos que são simulados nos estudos de estabilidade, e para os quais o sistema
eléctrico se deve manter estável sem saída de elementos, à excepção daqueles que são desligados
para isolamento do defeito, encontram-se explicitados nos critérios de estabilidade incluídos nos
“Padrões de Segurança da RNT”.
Existem, no entanto, perturbações mais severas, mas de acontecimento menos provável do que
aquelas que se encontram especificadas nos critérios de estabilidade, que são também analisadas
com o objectivo da caracterização do seu efeito no funcionamento da rede e da tomada de medidas
para minimização da sua probabilidade de ocorrência e impacto. Essas perturbações encontram-se
associadas a funcionamentos dos sistemas de protecção da RNT, por actuação da protecção de falha
de disjuntor ou por falha de teleprotecção, que conduzem a tempos de eliminação superiores aos
especificados nos critérios de estabilidade.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
140
Estabilidade do Sistema
9.2 Análises realizadas e em curso
ANÁLISES REALIZADAS
Após a edição do PIR 2006-2011, no âmbito do planeamento da RNT, foi realizado um conjunto de
trabalhos de estabilidade transitória e dinâmica, que se apresentam de seguida:
• Estudo de Geração Eólica Tecnicamente Admissível no Sistema Eléctrico Peninsular
Ibérico – Horizonte 2011
O estudo “Geração Eólica Tecnicamente Admissível no Sistema Eléctrico Peninsular Ibérico –
Horizonte 2011”, realizado em 2005 - 2006 no âmbito de um grupo de trabalho criado para o
efeito e constituído pela Rede Eléctrica de Espanha (REE), Rede Eléctrica Nacional (REN),
Comissão Nacional da Energia (CNE) de Espanha e pela Associação Empresarial Eólica (AEE) de
Espanha, documentado em relatório de Julho de 2006, enquadrando-se no conjunto de trabalhos
que a REN, S.A. tem desenvolvido no sentido de integrar os elevados volumes previstos de
geração eólica no sistema eléctrico mantendo a segurança e a fiabilidade no funcionamento das
redes de transporte e de distribuição e do sistema electroprodutor a elas ligado
Com a integração de elevados volumes de produção eólica no sistema eléctrico, assume especial
importância a estabilidade transitória dos geradores eólicos para se conseguir um funcionamento
adequado das redes de transporte e de distribuição e do sistema electroprodutor a elas ligado.
Enquanto os valores de potência eólica instalada eram marginais, privilegiava-se a resposta de
disparo instantâneo dos geradores eólicos perante cavas de tensão resultantes de defeitos nas
redes, já que esta se traduzia em reduzidas perdas de produção com repercussões pouco
significativas na qualidade de serviço.
Com níveis elevados de penetração de produção eólica, e a manter-se o mesmo tipo de resposta
dos geradores eólicos anteriormente referido, certos defeitos em alguns locais das redes
conduzirão certamente a significativos volumes de produção eólica disparada, atingindo zonas
geográficas muito alargadas.
Com base neste contexto, e como foi referido no PIR 2006-2011, foi acordado entre REN, S.A. e a
REE, S.A. o alargamento ao sistema eléctrico ibérico do “Estudo de Estabilidade do Sistema
Eléctrico Peninsular Espanhol” e a participação da REN, S.A. no mesmo.
O objectivo primordial do estudo foi determinar a capacidade de recepção de potência eólica por
parte da rede ibérica, em segurança do ponto de vista da estabilidade dinâmica, sustentada num
conjunto de cenários de rede, de perturbações e de diferentes níveis de adequação da tecnologia
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
141
Estabilidade do Sistema
dos geradores eólicos. Segundo a metodologia acordada, a REE determinou a situação global mais
restritiva para defeitos ocorridos em Espanha, tendo a REN determinado a situação global mais
restritiva para defeitos ocorridos em Portugal. Dos resultados destas duas situações resultaram
limites da capacidade de recepção de potência eólica a nível ibérico função da adequação
técnica dos parques eólicos (capacidade dos aerogeradores de suportar cavas de tensão – ‘Fault
Ride Through Capability’) em Espanha e Portugal.
O estudo foi realizado para o horizonte temporal de 2011 para dois cenários geração-consumo de
ponta de Inverno e de vazio de Verão tendo como ponto de partida uma potência eólica injectada
/ instalada, no primeiro cenário (ponta de Inverno), de 3000 / 3750 MW em Portugal e 10400 /
13000 MW em Espanha, e no segundo cenário (vazio de Verão), de 1440 / 3750 MW em Portugal e
5000 / 13000 MW em Espanha.
Como conclusões mais relevantes do estudo destacam-se:
9 A adequação técnica a “fault ride through capability” (FRTC) dos parques eólicos em
Portugal e Espanha conduz naturalmente a uma ampliação dos limites máximos de
produção eólica que podem estar ligados a nível ibérico, sendo os referidos limites
função do grau de adequação técnica.
9 Com 100% da eólica adequada tecnicamente a FRTC não se observa um limite superior
próximo para a penetração eólica por questões relacionadas com a estabilidade
transitória. No entanto, com produções superiores àquelas analisadas no referido
estudo, podem surgir limitações associadas à cobertura da procura dado que será
necessário assegurar permanentemente uma adequada provisão dos serviços
complementares que garantem a segurança do sistema eléctrico.
9 É da maior importância a construção da futura nova linha dupla de 400 kV em
corrente alternada de interligação Espanha-França para aumentar a geração eólica na
Península Ibérica, garantindo a segurança do sistema eléctrico.
9 No caso de não se dispor da referida nova interligação, deve-se ultrapassar o valor de
75% de adequação técnica da eólica existente em Espanha em finais de 2005 (85%
relativamente ao total instalado) e, do mesmo modo, alcançar um valor semelhante
de adequação técnica em Portugal. Por outro lado, nestas circunstâncias, seria
necessário limitar a importação de França em condições de alta penetração eólica
com objectivo de aumentar a margem segurança em regime dinâmico e evitar
posteriores sobrecargas em regime permanente nas interligações Espanha-França
perante possíveis perdas importantes de produção eólica.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
142
Estabilidade do Sistema
9 A confirmação dos resultados de estudos anteriores desenvolvidos pela REN, S.A. em
que ficou evidenciada a necessidade de uma percentagem substancial da geração
eólica em Portugal possuir capacidade de suportar cavas de tensão. Esta necessidade
é reforçada se se tiver em consideração que este estudo teve como pressuposto um
significativo reforço da capacidade de interligação Espanha-França.
9 Dada a importância da futura nova linha dupla de 400 kV em corrente alternada de
interligação Espanha-França, e uma vez que em Espanha se verifica ser inevitável
avançar para uma situação, tendencialmente, de total adequação do seu parque
eólico, é recomendável, por uma questão de segurança, que no parque eólico
Português a tendência a seguir seja também nesta linha. Deste modo, será conseguida
uma margem de segurança da rede necessária ao cumprimento das metas de
instalação de geração eólica em Portugal, e para que não existam limitações a
possíveis incrementos na penetração eólica em horizontes temporais mais alargados
que os considerados neste estudo.
9 Tendo em conta os aspectos referidos de equilíbrio produção-consumo e de maior
sensibilidade a disparos de eólica em vazio, poderá ser necessário em Portugal, em
algumas situações de vazio em períodos de maior hidraulicidade, reduzir o valor de
injecção de geração eólica na rede por questões de equilíbrio produção-consumo. Esta
situação já foi identificada e assumida como necessária em Espanha. Assim sendo,
será necessário aprofundar, em particular em futuros estudos, mecanismos que
permitam nessas situações limitar o valor de injecção de geração eólica.
• Estudo “Ligação à rede em Sines dos dois grupos de 400 MW da nova central de ciclo
combinado da Galp Power” - 2008.
O objectivo do estudo foi a definição de alguns parâmetros dos dois grupos da nova central de
ciclo combinado da Galp Power a ligar à actual subestação de Sines, no âmbito das especificações
técnicas de equipamentos da central com interacção com a RNT.
Neste sentido, a REN, S.A. efectuou um conjunto de simulações computacionais, utilizando nas
mesmas, para representar estes grupos, dados reais deste tipo de máquinas com a mesma
potência disponíveis no mercado de diferentes fabricantes.
Tendo em consideração que o Regulamento da Rede de Transporte em vigor estabelece que os
grupos geradores se devem manter ligados para defeitos na rede eliminados até 150 ms, a
manutenção da segurança da rede passa por soluções criadas do lado da mesma. Essas soluções
podem passar por:
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
143
Estabilidade do Sistema
9 Capacidade do sistema de protecção de falha de disjuntor e dos próprios disjuntores
na actual subestação de Sines, serem capazes de eliminar os defeitos em menos de
200 ms, ou
9 Recuperar uma solução de ligação anteriormente estudada, e que preconizava a
ligação destes dois novos grupos e de outros dois a carvão limpo a uma nova
instalação de disjuntor e meio a 400 kV a construir junto a Sines, interligada com a
actual subestação por duas linhas com reactâncias de fase, mantendo só uma das linhas
em serviço e outra como recurso rápido.
A primeira das soluções é a mais económica, e caso seja exequível a sua implantação, deverá ser
a solução a concretizar para a adequada integração dos dois novos grupos da Galp Power no
sistema eléctrico.
ANÁLISES EM CURSO
Como acção imediata do estudo realizado com a REE, S.A., e do estudo anteriormente realizado
com o Instituto Superior Técnico em 2004, resultou a necessidade de revisão das actuais regras e
especificações em vigor para a ligação de parques eólicos ao sistema eléctrico. No presente, e à luz
do que tem vindo a ser feito em alguns países da Europa que já estabeleceram ou se encontram a
estudar novas regras neste domínio, encontra-se já em fase final de análise pela DGEG os projectos
de revisão dos Regulamentos das Redes de Transporte e de Distribuição que, nesta matéria, vão no
sentido de criar condições imprescindíveis à integração dos grandes volumes de produção eólica
previstos para os próximos anos, mantendo a segurança e a estabilidade das redes.
Essas alterações impõem, em particular, e no que respeita a exigências de estabilidade da produção
eólica, a integração nos sistemas de controlo e protecção dos geradores eólicos de funcionalidades
que os tornem mais resistentes aos defeitos diminuindo o volume de produção perdida, em especial
do FRTC. Estas funcionalidades têm características muito próximas daquelas que já se encontram
em vigor ou em fase de implementação ou estudo em outras redes europeias.
9.3 Conclusões
Sintetizando, refere-se que, com as elevadas penetrações eólicas previstas para Portugal e Espanha,
a estabilidade do sistema ibérico, ainda fracamente ligado ao resto da primeira zona síncrona da
rede da UCTE, é um factor chave da segurança das redes da REN, S.A. e da REE, S.A..
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
144
Estabilidade do Sistema
Por esse motivo é crucial a implementação de exigências neste domínio aos geradores eólicos e um
seguimento cuidado da sua concretização por parte das Empresas concessionárias das redes de
transporte e de distribuição.
O reforço significativo da ligação entre Espanha e França por via síncrona e a manutenção, nessa
ligação, de um valor importante de reserva da capacidade para efeitos de segurança são também
outros factores chave na garantia dos necessários níveis de segurança dos sistemas eléctricos.
Acrescenta-se ainda que em Espanha, na sequência de fixação de novas regras para a
implementação de FRTC e de comportamento adequado dos geradores a nível gestão do factor de
potência no pós-defeito, já uma parcela razoável de geração eólica se encontra com o grau de
adequação desejável.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
145
Evolução das Correntes de Defeito
10 Evolução das Correntes de Defeito
A previsão dos níveis de correntes de defeito e a verificação da sua compatibilidade com os valores
máximos assumidos para efeitos de planeamento são elementos importantes de qualquer Plano de
evolução de uma rede de transporte. Importa garantir que não sejam ultrapassadas as correntes de
defeito máximas aceitáveis pelos equipamentos, tendo em conta que a expansão dos consumos, dos
meios de produção e o reforço da RNT levam, no longo prazo, na quase totalidade dos seus
barramentos, a um acréscimo continuado dos valores em questão.
O acompanhamento da evolução dos níveis de correntes de defeito é fundamental não só para a
REN, S.A., enquanto concessionária da RNT, mas também para os outros agentes do Sistema
Eléctrico que possuem instalações ligadas à RNT, tendo em vista verificar em que medida poderão
ser ultrapassados níveis máximos de concepção dessas instalações e, nesses casos, equacionarem as
medidas correctivas julgadas necessárias.
São apresentados no anexo 14 os valores máximos e mínimos das correntes de defeito trifásico
simétrico e monofásico (componente alternada eficaz subtransitória) previstos para os anos de
2009, 2011 e 2014. Para o ano de 2019 são apenas apresentados os valores trifásicos máximos.
O valor máximo (mínimo) por barramento e por ano é determinado a partir do valor máximo
(mínimo) da envolvente dos cenários de rede simulados relevantes de ponta e vazio para cada ano
para dois regimes de hidraulicidade (húmido e seco) e em situações de Inverno e Verão, sendo
retido o maior (menor) valor determinado de entre eles. Estes cenários foram subdivididos em subcenários de forma a ter em consideração a influência da produção em regime especial, em
particular no caso da geração eólica onde foram considerados dois perfis de geração.
Refere-se que, relativamente a situações de fechos de malhas através das redes de 60 kV, foram
consideradas as ligações a 60 kV Vermoim – Crestuma – Canelas, Guimarães – Riba de Ave e Lavos –
Pombal.
Os valores de correntes de defeito apresentados neste Plano incorporam os efeitos da existência de
todas estas malhas simuladas nas redes conforme se pode ver nos diagramas unifilares do anexo 12.
10.1 Critérios de correntes de defeito para efeitos de
dimensionamento
Como havia sido referido no PIR 2006-2011, a REN, S.A. introduziu em 2004 algumas alterações nos
níveis máximos de correntes de defeito para dimensionamento das novas instalações, na sequência
de uma análise interna sobre este assunto.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
146
Evolução das Correntes de Defeito
O quadro 10-1 reflecte essas alterações, as quais incidem basicamente sobre os 220 kV de forma
mais geral e sobre algumas situações da rede de 150 kV, com menor extensão.
QUADRO 10-1
CORRENTES DE DEFEITO MÁXIMAS PARA EFEITOS DE DIMENSIONAMENTO DE NOVAS INSTALAÇÕES
Anos
400
220
150
60
Corrente de defeito
máxima (kA)
40
40 ou 50
31.5, 40 ou 50
31.5 ou 25 *
* Para corrente fase-terra, quanto existem saídas a cabo subterrâneo
Nos 400 kV continuar-se-á a adoptar o valor limite de 40 kA, com a única excepção da instalação de
Lagoaça na zona do Douro Internacional, em que se adoptou equipamento de 50 kA dada a
proximidade da zona de 400 kV da rede da REE, S.A., que tem aí potências de defeito já muito
elevadas.
Nos 220 kV decidiu-se aumentar de um escalão os níveis de dimensionamento, isto é, o nível geral
passou de 31,5 kA para 40 kA e nas subestações com 3 unidades de autotransformação 400/220 kV
será definido como 50 kA.
Nos 150 kV mantém-se como nível geral os 31,5 kA, continuando também a adoptar-se 40 kA nas
instalações com autotransformação 400/150 kV com 3 unidades. No entanto, nas poucas zonas de
forte concentração de produção, poderá recorrer-se a um escalão acima (40 e 50 kA), caso isso se
justifique.
Por último, nos 60 kV mantém-se o nível de 31,5 kA trifásicos. Como foi referido no PIR 2006-2011 o
dimensionamento para os defeitos monofásicos deixou, no entanto, de ser 10 kA, passando para
25 kA, por acordo com a EDP Distribuição, já que os 10 kA se revelaram incompatíveis, em algumas
subestações, com o cumprimento simultâneo do factor máximo de ligação à terra não superior a 1,4
conforme definido em norma CEI.
Como é evidente, a REN, S.A. continuará a ter em conta as características de dimensionamento das
instalações existentes da sua rede perante a evolução das correntes de defeito e tomará as medidas
necessárias para garantir a compatibilidade das mesmas, o que pode exigir, entre outras, obras de
adaptação das próprias instalações, nos casos em que de todo isso se torne necessário.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
147
Evolução das Correntes de Defeito
10.2 Medidas de controlo das correntes de defeito
Como é conhecido, as medidas estruturais da gestão dos níveis da corrente de defeito estão ligadas
a um conjunto de opções quanto à topologia da rede, características de grupos geradores,
dimensionamento de reactâncias de linhas, transformadores e autotransformadores e distâncias
entre subestações.
Não interessando, num documento como o PDIRT, desenvolver mais este tema, apontamos apenas as
acções pontuais correctivas de controlo que tem sido necessário levar a cabo nos poucos casos em
que se revelaram necessárias.
A REN, S.A. tem prosseguido com a análise e a concretização de soluções de controlo das correntes
de defeito em alguns pontos da RNT em que se detectaram ou previram no passado ultrapassagens
dos limites fixados, tal como referido em anteriores edições do PIR.
Assim sendo, e desde o PIR 2006-2011, elaborado em 2005, foram efectivamente instaladas em
subestações da REN, S.A. reactâncias de neutro nos 60 kV dos transformadores da subestação de
Custóias e encontram-se em curso a instalação de reactâncias de série e de neutro nos 60 kV dos
transformadores da subestação de Vermoim.
Por outro lado, encontra-se prevista para o curto prazo a instalação de reactâncias de neutro nos
60 kV dos transformadores das subestações de Riba de Ave, Pereiros e Setúbal e ainda reactâncias
série nos 60 kV dos transformadores da subestação de Riba de Ave.
Encontra-se ainda prevista a instalação de reactâncias de neutro nos autotransformadores
400/150 kV da subestação de Riba de Ave para limitação das correntes de defeito monofásico nos
150 kV.
10.3 Correntes de defeito na rede MAT
A lista de valores previsionais de correntes de defeito para as redes simuladas neste PDIRT 20092014 (2019) que consta do Anexo 14 mostra que, à excepção de um número pequeno de instalações,
não se verificam ultrapassagens, nem aos limites indicados no quadro 10-1 para novas instalações
nem aos limites anteriormente assumidos para as instalações existentes.
Esta conclusão torna-se ainda mais clara para as correntes de defeito trifásico, pela análise da
figura 10-1 que representa a distribuição das correntes de defeito trifásico máximas por classes de
valores de corrente, para cada nível de tensão e ao longo do período de 2009 a 2019.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
148
Evolução das Correntes de Defeito
Salienta-se que os gráficos apresentados através da figura 10-1 englobam todas as instalações onde
foram calculadas as correntes de defeito e não apenas os barramentos da RNT, como havia sido
apresentado no anterior PIR 2006-2011.
Nos 400 kV, mesmo em 2019, os valores mais elevados previstos estão ainda suficientemente abaixo
do valor limite de 40 kA.
FIGURA 10-1
CLASSES DE CORRENTES MÁXIMAS DE DEFEITO TRIFÁSICO POR NÍVEL DE TENSÃO EM 2009, 2011, 2014 E 2019
INSTALAÇÕES A 400 KV
INSTALAÇÕES A 220 KV
60
35
32
30
54
29
50
N.º de instalações
N.º de instalações
44
25
23
20
19
17
15
12
10
9
7
45
40
30
20
13
7
5
5
53
4
10
3
1
[15 ; 25[
0
[25 ; 30[
1
1
2011
[0 ; 25[
[30 ; 40[
2014
1
1
1
1
1
[31.5 ; 35[
[35 ; 40[
2011
2014
2019
INSTALAÇÕES A 60 KV
40
40
35
35
38
31
31
N.º de instalações
35
N.º de instalações
[25 ; 31.5[
2009
2019
45
30
1
Níveis de correntes de defeito [kA]
INSTALAÇÕES A 150 KV
40
1
0
Níveis de correntes de defeito [kA]
2009
9
8
3
0
[0 ; 15[
9
30
25
20
15
10
7
5
5
6
6
4
0
[25 ; 31.5[
0
1
0
[31.5 ; 40[
Níveis de correntes de defeito [kA]
2009
2011
28 28
27
24
25
25
20
15
15
12
9
10
7
5
1
[20 ; 25[
29
6
4
3
[0 ; 20[
30
2014
2019
1
1
1
1
0
[0 ; 15[
[15 ; 25[
[25 ; 31,5]
>31,5
Níveis de correntes de defeito [kA]
2009
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
2011
2014
2019
149
Evolução das Correntes de Defeito
A lista previsional de correntes de defeito nos barramentos de 220 kV não apresenta riscos de
ultrapassagens de limites, excepto no caso da subestação de Recarei na qual o valor limite definido
para a máxima corrente de defeito é ligeiramente ultrapassado para defeitos monofásicos, estando
para breve a concretização de uma solução de correcção que deverá passar pela instalação de
reactâncias de neutro nos autotransformadores de Recarei e/ou nos transformadores de grupo da
central da Turbogás.
A mais longo prazo, no horizonte 2019, as subestações de Recarei e Vermoim apresentarão valores
de correntes de defeito trifásico elevados nos 220 kV. No entanto estão previstas alterações
topológicas da rede na zona destas duas instalações que poderão contribuir para redução desses
valores.
A nível das correntes de defeito nos 150 kV verifica-se apenas a ultrapassagem do valor limite
estabelecido para a subestação de Sines a partir do ano de 2011, o que conduziu a que esta
instalação tenha vindo e continue a ser progressivamente redimensionada para um valor de corrente
de defeito de 50 kA para fazer face ao aumento dos valores de corrente de defeito neste nó de
rede.
10.4 Correntes de defeito em barramentos AT
Nos 60 kV a única instalação que apresenta valores de corrente de defeito trifásico acima do limite
de 31,5 kA é a subestação de Batalha, pelo que irão ser tomadas medidas correctivas no curto prazo
de forma a evitar essa situação de ultrapassagem do valor limite de corrente de defeito trifásico
para o qual os equipamentos de 60 kV se encontram dimensionados. Essas medidas deverão passar
pela instalação de reactâncias série nos transformadores de potência desta instalação.
Relativamente às correntes de defeito monofásico, os únicos barramentos a ultrapassar o limite de
dimensionamento são as subestações de Vila Fria e Lavos a partir do ano de 2014, encontrando-se já
estudada a solução correctiva, que passa pela instalação de reactâncias de neutro nos 60 kV dos
transformadores destas instalações.
A situação nos 60 kV apresenta pois uma melhoria relativamente à que era apresentada no anterior
PIR 2006-2011, já que algumas das situações de ligeira ultrapassagem dos 31,5 kA que nele eram
mencionadas foram, entretanto, corrigidas.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
150
Evolução das Correntes de Defeito
Página em Branco
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151
Evolução da Capacidade de Interligação
11 Evolução da Capacidade de Interligação
Como já se referiu, o PDIRT 2009-2014 (2019) assume como objectivo de médio prazo a meta de
3000 MW de capacidade de interligação. Este valor, aliás, constitui também um objectivo político
dos Governos de Portugal e Espanha que se encontra consignado na Cimeira Luso-Espanhola de
Badajoz, ocorrida em Novembro de 2006, e é visto como fundamental para o adequado
desenvolvimento do Mercado Ibérico de Electricidade – MIBEL.
11.1 Evolução Recente
Nos últimos anos, fruto do trabalho desenvolvido pelos dois operadores das redes de transporte
Ibéricas no âmbito do MIBEL, as capacidades de interligação subiram significativamente desde 2001,
como se pode constatar da figura 11-1, referente à distribuição estatística no sentido de Espanha
para Portugal (o sentido mais utilizado nos últimos anos). De facto, foi possível passar de valores
médios da ordem dos 600 MW para valores que agora se situam nos 1200 a 1300 MW.
FIGURA 11-1
EVOLUÇÃO ANUAL DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO NO SENTIDO DE ESPANHA PARA PORTUGAL
(LIMITAÇÕES DE REDE E DO SISTEMA PRODUTOR)
Potência [MW]
DISTRIBUIÇÃO ESTATÍSTICA 2001-2007
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0
800
1600
2400
3200
4000
4800
5600
6400
7200
8000
Horas [h]
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Em 2006 e 2007 a capacidade de interligação registou uma ligeira redução face a 2005, o que, na
maior parte dos casos, se ficou a dever a intervenções (com indisponibilidade de elementos) nas
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
152
Evolução da Capacidade de Interligação
redes de Portugal e de Espanha para reforço das instalações existentes, trabalhos estes
indispensáveis à implementação e ao desenvolvimento do MIBEL. Também a falta de potência
disponível em alguns centros produtores ditou, em alguns períodos, restrições, tanto na capacidade
de importação como na de exportação.
Ter presente que as capacidades quantificadas na figura anterior têm em conta não apenas os
limites térmicos dos elementos da RNT (linhas e autotransformadores) mas também os limites de
produção do conjunto de centrais existentes. Estes últimos sobrepõem-se (no sentido de imporem
maiores limitações) muitas vezes às redes de transporte na definição dos limites de capacidade de
troca, tanto na exportação máxima (quando não há mais geração mobilizável) como na importação
máxima (não sendo realista reduzir certos tipos de produção, em particular produção renovável
eólica ou certas hídricas em regimes húmidos).
11.2 Previsão a Curto Prazo
Na situação actual, e para o ano de 2008, as capacidades comerciais indicativas de interligação
encontram-se publicadas pela REN, S.A. no seu sítio da Internet.
Sem entrar em detalhe da informação que consta dessa publicação, refere-se em síntese que, do
ponto de vista de capacidades determinadas apenas pelas redes (isto é, sem considerar limitações
decorrentes dos parques geradores), as capacidades de interligação expectáveis rondam, a nível de
valores mínimos, os 1100 MW no sentido de importação e os 1200 MW no de exportação. Os valores
máximos serão da ordem de 1500 MW nas horas de ponta e ainda superiores (até 1800 MW) nas horas
cheias e de vazio.
Estes valores significam capacidades médias de importação da ordem dos 1300 MW nas horas de
ponta, número que já representa cerca de 14% relativamente à potência de ponta prevista para o
mais pequeno dos sistemas interligados. Este valor é significativo a nível europeu, ultrapassando os
10% recomendados pela UE.
No entanto, em períodos restritos de tempo, devido a indisponibilidades inevitáveis de linhas,
poderão vir a verificar-se valores mais reduzidos, o que também se encontra reflectido nos
documentos sobre este tema que se encontram no sítio da Internet da REN, S.A.
11.3 Previsão a Médio Prazo
Após 2008 prevê-se que a capacidade de interligação continue a subir como resultado da
concretização de um conjunto de reforços da RNT e da rede de transporte espanhola.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
153
Evolução da Capacidade de Interligação
Do lado da RNT, as actuações mais relevantes para esse efeito são as seguintes:
ƒ
Concretização da fase final do programa de reforço de capacidade, para temperatura
máxima de 85ºC, de linhas existentes.
ƒ
Prosseguimento do reforço de meios de compensação do factor de potência.
ƒ
Reestruturação da RNT na zona do Douro Internacional de acordo com o já referido no
PIR 2006-2011, que envolve, numa primeira fase, a reconfiguração e reforços pontuais da
rede a 220 kV existente (prevê-se concluída no final do primeiro trimestre de 2009) e, numa
segunda fase, a introdução dos 400 kV na subestação da Lagoaça e a construção de uma
nova interligação a este nível de tensão (2010).
Também do lado da REE, S.A. estão previstos alguns reforços de rede, donde se destaca:
ƒ
Reforço de capacidade de um conjunto de linhas de 400 kV do eixo do Tejo e remodelações
em algumas subestações dessa área.
Estes reforços, juntamente com a restante evolução prevista para as redes de Portugal e de
Espanha, vão levar a mínimos de capacidade de cerca de 1600 MW na segunda metade de 2009 e a
1800 a 1900 MW em 2010, uma vez concluída a reformulação das redes na zona do Douro
Internacional, nas suas fases 1 e 2, respectivamente. Estes mínimos representarão 16 a 18% da
ponta de consumo prevista para o SEN nessa altura, sendo os valores médios de capacidade um
pouco superiores.
O alcance dos 3000 MW de capacidade de interligação a médio prazo será atingido com a realização
de um conjunto de novos reforços de rede, que foram definidos em conjunto pela REN, S.A. e pela
REE, S.A., no âmbito do MIBEL, e que estão consignados no relatório “Desenvolvimento da Rede de
Espanha e Portugal para a implementação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) – Estudo de
Desenvolvimento da Rede de Interligação”, de Março de 2007. Os reforços da RNT mais relevantes
para se atingir uma capacidade, em ambos os sentidos, desta ordem de grandeza são os seguintes:
ƒ
Duas novas linhas de interligação a 400 kV (2ª linha Noroeste de Portugal - Galiza e ligação
Algarve – Andaluzia). Estes circuitos, como já referido, desempenharão outras funções
importantes para o SEN como o abastecimento das redes de distribuição e de linhas
ferroviárias da RAVE, S.A. e o reforço da capacidade de recepção de novos centros
produtores.
ƒ
Antecipação do terceiro autotransformador 400/220 kV na zona de Vermoim/Recarei.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
154
Evolução da Capacidade de Interligação
ƒ
Desactivação da subestação de Mogofores e antecipação do segundo transformador
400/60 kV em Paraimo.
ƒ
Entrada e saída na linha Estarreja - Paraimo a 220 kV da subestação de Mourisca.
ƒ
Reforço da capacidade de transporte da linha de 220 kV Rio Maior - Carregado 1.
ƒ
Colocação de reactâncias em série na linha Sines-Palmela a 150 kV.
ƒ
Meios adicionais de compensação de potência reactiva para evitar colapsos de tensão nas
zonas de Lisboa e do Porto.
A REN, S.A. e a REE, S.A. estão a proceder aos estudos de impacte ambiental relativos às duas novas
linhas de interligação apontadas, cujas datas para entrada em serviço, neste momento previstas,
são 2010-2011 para a ligação Algarve-Andaluzia e 2013-2014 para a segunda ligação a 400 kV
Noroeste de Portugal-Galiza. Os estudos relativos à primeira destas linhas estão já bastante
adiantados.
A primeira destas interligações irá ter um papel mais relevante no aumento da capacidade de
exportação (crucial dentro de poucos anos com a entrada em serviço das 4 novas centrais TGCC já
licenciadas), enquanto que a 2º ligação Noroeste de Portugal - Galiza potenciará sobretudo o
aumento da capacidade de importação. A previsão de evolução a médio prazo da capacidade de
interligação consta do quadro 11-1.
Tendo em conta as datas atrás indicadas, só em 2013-2014 se poderá atingir plenamente o objectivo
de 3000 MW para a capacidade de interligação em ambos os sentidos, embora se preveja uma
evolução progressiva, com prioridade no tempo para a capacidade de exportação, já que,
entretanto, serão realizados outros reforços das redes que também concorrem para aquela
finalidade.
Como se pode ver, os rácios entre capacidade de importação e pontas anuais previstas evoluirão dos
12% actuais até aos 25% em 2014, valor dos mais elevados a nível europeu.
11.4 Utilização dos Valores Máximos de Capacidade
Nos mercados de electricidade englobando redes interligadas, como é o caso do MIBEL, é relevante
o tempo durante o qual os limites de capacidade de troca entre as respectivas áreas são atingidos.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
155
Evolução da Capacidade de Interligação
QUADRO 11-1
PREVISÃO DOS VALORES MÍNIMOS(1)
INDICATIVOS DA CAPACIDADE COMERCIAL DE INTERLIGAÇÃO
(LIMITAÇÕES PREVISIONAIS SÓ DE REDE)
Ano
n
2008
2009
2010
2012
2014
Portugal → Espanha
[MW]
Espanha → Portugal
[MW]
Verão
Inverno
Verão
Inverno
Ano n
Final ano n /
Início Ano n+1
Ano n
Final ano n /
Início Ano n+1
1200
1200
1100
1300
1800
(3)
2600
(4)
3000
(4)
1600
(2)
1900
(3)
2800
(4)
3000
(4)
1200
1800
(3)
2200
(4)
3000
(4)
1300
Análise com base em potências
[MW]
Mínimo
anual cap.
importação
Rácio de
Ponta anual capacidade
de consumo interl./ponta
[%]
1100
9390
11,7
1600
(2)
1200
9770
12,2
1900
(3)
1800
10140
17,8
2600
(4)
2200
11160
19,7
3000
(4)
3000
12120
24,8
Notas:
(1)
Valores mínimos mais prováveis estimados através de simulação de cenários representativos da rede. Na prática, em
situações de défice de geração para abastecimento do consumo interno de cada sistema, ou de indisponibilidades
relevantes de elementos de rede, estes valores podem vir a ser inferiores. Os valores anteriores ao verão de 2008 estão
publicados na ETSO.
(2)
Após a concretização da primeira fase do projecto da futura subestação de Lagoaça prevista para o final do 1º semestre de
2009.
(3)
Após a construção da linha de interligação de 400 kV Lagoaça-Aldeadávila.
(4)
Com a concretização das futuras linhas de interligação Algarve - Andaluzia e Minho - Galiza previstas, respectivamente,
para 2010/11 e 2013/14, assim como os reforços internos de rede definidos no relatório conjunto REN, S.A./REE, S.A.
“Desenvolvimento da rede de Espanha e Portugal para a implantação do Mercado Ibérico de Electricidade (MIBEL) –
Horizonte temporal 2011”.
Quando, no MIBEL, esta situação ocorre, e de acordo com as regras em vigor, dá-se uma separação
de mercados (“market splitting”), verificando-se nestes períodos uma diferença de preços da
energia no mercado “spot” entre Portugal e Espanha.
É de todo o interesse que a ocorrência destas situações seja limitada no tempo, pois só assim se
garante a necessária e desejada competitividade entre todos os agentes que operam no mercado. A
existência de separação de mercados depende, por um lado, das capacidades de interligação e, por
outro, da dimensão e da competitividade relativa dos parques produtores de cada uma das áreas
interligadas e ainda de outros factores como os decorrentes de regras de mercado ou de diferenciais
de custos de combustíveis.
Nos últimos dois/três anos a utilização da capacidade importadora (sentido Espanha→Portugal) tem
sido elevada, com casos de “market splitting” frequentes, situação que se poderá vir a alterar com
a entrada em serviço das novas centrais de ciclo combinado (mais eficientes do que as actuais)
previstas para final de 2009 e para o decorrer do ano de 2010, conforme referido no capítulo 3. A
partir dessa altura, com valores de capacidade da ordem de 1600 MW, é expectável que o
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
156
Evolução da Capacidade de Interligação
aparecimento da separação de mercados se reduza bastante, deixando o SEN de ser, em média,
forte importador e podendo passar até, durante alguns anos, à situação de exportador durante uma
parte significativa do tempo.
Um eventual adiamento da entrada em serviço de algumas das centrais térmicas de TGCC, já
licenciadas, irá atrasar esta perspectiva de redução da saturação da capacidade de trocas.
Numa segunda fase, com a subida dos níveis de capacidade de interligação a caminho da meta dos
3000 MW (correspondentes, nessa altura, a 25% da ponta do SEN), espera-se que os períodos de
congestionamento da interligação passem a ser raros, a não ser em períodos de falta de
disponibilidade do parque produtor.
Caso a evolução da geração térmica ordinária prevista venha a ser menor do que a considerada
neste PDIRT, com a criação de um eventual novo quadro de algum défice de competitividade do
parque produtor português (escassez de capacidade eficiente instalada), poderá vir a ocorrer novo
período de maior utilização dos limites da capacidade de interligação.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
157
Evolução da Capacidade de Recepção
12 Evolução da Capacidade de Recepção
12.1 Princípios Relativos à Capacidade de Recepção de Geração
O planeamento e o desenvolvimento da RNT regem-se por princípios e regras de segurança que se
encontram especificadas em mais pormenor nos “Padrões de Segurança para o Planeamento da
RNT”, os quais constam do anexo 1 do presente PDIRT 2009-2014 (2019).
A expansão da RNT é motivada pela necessidade de satisfazer o crescimento ou alterações do perfil
dos consumos, de criar condições para a recepção de determinados montantes de nova produção
por região, quer a PRE quer a produção em regime ordinário, e ainda pela necessidade de manter
um adequado nível de capacidade de interligação com Espanha que assegure a estabilidade do
sistema e permita níveis de troca de energia adequados entre os dois sistemas ibéricos.
Os elementos da RNT – linhas, autotransformadores, transformadores, etc. – têm limites térmicos
que impõem valores máximos de trânsitos, o que significa que uma determinada rede existente,
presente ou futura, tem limites de capacidades de recepção de potência em cada um dos
barramentos das suas subestações e, também, limites nos quantitativos de potência que, em cada
um desses pontos pode ser extraída para consumos, em particular para as redes de distribuição.
No âmbito do exercício continuado do planeamento da RNT, a REN, S.A. define as soluções que
garantam a adequada qualidade de abastecimento dos consumos – razoavelmente previsíveis no
tempo e na localização geográfica – em articulação com a concessionária da RND e com os grandes
consumidores ligados directamente em MAT.
Quanto à produção, embora, como se viu no capítulo 3, haja uma componente previsível, há
incertezas de maior amplitude, tanto maiores quanto mais adiantado no tempo nos pretendamos
situar. A liberalização do sistema produtor, a partir do final da década de 90, alterou o paradigma
tradicional da REN, S.A., que necessitava apenas, de forma espaçada no tempo, de analisar um
número bastante reduzido de grande centrais hídricas ou térmicas.
Passou a ser necessário, perante o arranque da PRE eólica com inúmeros centros produtores e com
incerteza elevada na sua localização e “timing”, estabelecer uma metodologia baseada no cálculo e
na publicação de capacidades de recepção. Estas capacidades, que também são aplicadas à ligação
de grandes centros produtores, são definidas de modo coordenado com as restantes decisões de
planeamento da RNT por forma a que a ligação da potência não ponha em causa os critérios de
segurança de funcionamento da RNT, tendo em conta todos restantes objectivos funcionais para que
a rede é desenhada.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
158
Evolução da Capacidade de Recepção
Estas capacidades, definidas de forma previsional, consignadas no DL 172/06 e em legislação
anterior, têm servido para a DGEG atribuir – ou não - pontos de ligação e potências para os
projectos de centros produtores, procedendo a rateios de capacidade, quando necessário.
É neste contexto que, no âmbito das análises de planeamento que se encontram na base do
presente Plano, se definiu uma solução de evolução da RNT no horizonte 2019 que, tendo em conta
a análise da AA consignada no RA, cria capacidades de recepção não apenas para a integração do
parque produtor neste momento antecipável e atrás descrito no capítulo 3, mas também
proporciona capacidades adicionais de recepção de nova geração que são fundamentais para dotar a
RNT de margens que possam acomodar incertezas presentes no sistema eléctrico.
As margens indicadas têm que ser actualizadas com alguma periodicidade pois elas dependem da
efectiva taxa de concretização dos novos centros produtores e de alterações nas perspectivas do
próprio desenvolvimento da RNT. Também podem sofrer algumas alterações resultantes da
influência mútua do funcionamento induzido dos dois sistemas eléctricos ibéricos.
12.2 Capacidades de Recepção de Potência de Geração, por
Grandes Zonas
O mapa da página seguinte e o quadro 12-1 ilustram os valores de capacidade disponíveis no
horizonte 2019 por grandes zonas da RNT, para além das potências dos centros electroprodutores já
incluídos neste exercício de Plano. O valor de capacidade disponível é o assinalado na última
coluna, enquanto os já considerados estão explicitados por natureza, PRE ou PRO (produção em
regime ordinário) de origem hídrica ou térmica.
Estes valores de capacidade são de índole indicativa e possuem apenas o intuito de transmitir a
ordem de grandeza dos montantes disponíveis em cada área. Deste modo, a sua desagregação por
subestação da RNT e por nível de tensão de recepção não é indicada neste documento.
Tanto a rede de 150 kV como a de 220 kV apresentam já, de uma forma geral, uma elevada taxa de
ocupação, pelo que o valor de capacidade apresentado em cada área estará, maioritariamente,
disponível apenas no nível de 400 kV.
Sobre as margens adicionais de capacidades de recepção de nova geração para o horizonte 2019,
acrescentam-se os seguintes comentários mais específicos relativamente a cada uma das áreas:
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
159
Evolução da Capacidade de Recepção
QUADRO 12-1
CAPACIDADES DE RECEPÇÃO DE POTÊNCIA DE GERAÇÃO, POR GRANDES ZONAS
Unidade : MW
Área
Tipo de
produção
PRE
A
PRO
PRO
PRO
1196
887
1827
520
Térmica
0
0
0
623
995
371
117
280
163
Hídrica
Térmica
PRO
PRO
PRO
PRO
1262
658
0
0
0
44
413
369
Hídrica
1230
1800
570
Térmica
0
0
0
474
927
453
Hídrica
0
77
77
Térmica
0
0
0
314
969
656
468
540
72
Hídrica
Térmica
PRO
PRO
PRO
470
78
0
1968
1968
816
402
1219
Hídrica
199
247
48
Térmica
584
1368
784
671
611
1282
Hídrica
0
0
0
Térmica
2886
1568
-1318
10
12
2
Hídrica
0
0
0
Térmica
0
0
0
385
PRE
L
PRO
234
619
Hídrica
0
0
0
Térmica
1192
2784
1592
12
145
133
Hídrica
240
480
240
Térmica
0
0
0
406
PRE
M
PRO
PRE
N
PRO
0
1222
392
PRE
J
0
1980
Hídrica
PRE
I
0
758
Térmica
PRE
H
0
1296
604
PRE
G
990
1670
Hídrica
PRE
F
990
374
Térmica
PRE
E
Capacidade
adicional de
recepção
em 2019
310
PRE
D
31-Dez-2019
1307
PRE
C
31-Dez-2007
Variação
entre 2007 e
2019
Hídrica
PRE
B
Potência de geração
instalada
42
448
Hídrica
0
0
0
Térmica
165
0
-165
(*)
500
1200
200
500
800
400
700
800
1000
500
300
200
400
PRE - Produção em Regime Especial
PRO - Produção em Regime Ordinário
(*)
Capacidade para além da potência considerada e simulada neste Plano em 2019
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
161
Evolução da Capacidade de Recepção
Área A - coincide de forma aproximada com a província do Minho, sendo de sublinhar o elevado
montante de potência considerada já ligada em 2019, que ronda os 3000 MW, repartida por PRE
(maioritariamente de origem eólica) e produção ordinária, totalmente de origem hídrica, e que
reflecte um aumento da ordem dos 1407 MW face à situação actual. Deste modo, e pese embora o
elevado desenvolvimento da RNT na zona, o valor de capacidade adicional disponível é de apenas
500 MW, recepcionáveis maioritariamente nos 400 kV.
Área B - abrange o Grande Porto e concelhos limítrofes a norte, com uma capacidade de recepção
extra de 1200 MW, face ao que se admitiu ligado à rede em 2019, o que perfaz um total de 2265 MW
entre produção ordinária e PRE.
Área C - abrange o Baixo Douro e a parte ocidental de Trás-os-Montes incluindo as serras do Alvão,
do Marão e do Montemuro. A potência que se assumiu ligada até 2019 é de 2932 MW, reflectindo um
forte incremento face à geração presentemente ligada, pelo que o adicional de capacidade
recepção de nova geração é de apenas 200 MW. Sublinha-se que nesta área já foi considerada a
recepção dos aproveitamentos do PNBEPH de Vidago, Padroselos, Daivões, Gouvães e Fridão.
Área D - coincide de forma aproximada com grande parte de Trás-os-Montes e Alto-Douro, sendo a
capacidade de recepção adicional de 500 MW, a larga maioria nos 400 kV.
Área E - abarca, em linhas gerais, o distrito de Aveiro e a parte sudoeste do distrito de Viseu,
apresentando uma capacidade de recepção de nova geração de 800 MW, fundamentalmente, na
estrutura de 400 kV das subestações de Feira (em projecto), Paraimo e Bodiosa.
Área F – estende-se por toda a bacia superior e média do rio Mondego desde a Beira interior até
Coimbra, inclusive. A capacidade de recepção adicional de geração é de 400 MW. Esta é uma zona
vocacionada para a recepção de energias renováveis, eólica e hídrica. O montante global antevisto
neste PDIRT que estará em serviço em 2019 é de 1510 MW, o que representa um acréscimo de
728 MW face aos números de hoje.
Área G - localizada no centro litoral, onde o montante em serviço em finais de 2007 atingia os
1150 MW. Assumindo este Plano uma previsão de acréscimo de 5 grupos térmicos com cerca de
400 MW cada um, resta ainda uma capacidade adicional de 700 MW a integrar, na sua quase
totalidade, na rede de 400 kV.
Área H – abarca, grosso modo, a Beira Baixa e zonas limítrofes evidenciando uma capacidade de
recepção de geração adicional que alcança os 800 MW, repartidos por uma vasta área limitada pelas
subestações da Guarda (em proposta), Ferro e Ferro B (em proposta no concelho da Covilhã),
Castelo Branco, Falagueira (concelho de Nisa) e Pego (concelho de Abrantes).
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
162
Evolução da Capacidade de Recepção
Área I - corresponde em linhas gerais à região da Grande Lisboa. Os montantes de geração que se
admite que poderão estar em serviço em 2019 são de cerca de 1280 e 1570 MW, respectivamente
em produção em regime especial e ordinária. Para além disso, existe a capacidade de recepcionar
um montante adicional de 1000 MW, assim como uma reserva de potência para a substituição das
actuais centrais de Setúbal e do Carregado (uma parcela de 400 MW da potência desta central já se
considerou reconstruída em TGCC e ligada neste Plano ao nível 220 kV, enquanto que a restante
parcela, também de cerca de 400 MW, estará apenas disponível no nível de tensão de 400 kV e
utilizará parte dos 1000 MW referidos), por outras de potência instalada equivalente e com melhor
nível de desempenho económico e ambiental.
Área J - abrange grande parte do Alto Alentejo e apresenta uma capacidade de recepção disponível
de 500 MW.
Área L – estende-se pelo Alentejo litoral, envolvendo o nó de grande concentração de geração de
Sines. A sua capacidade de recepção de nova geração, para além do considerado no PDIRT até 2019,
encontra-se limitada a um valor da ordem dos 300 MW, pelas razões de operação e segurança do
SEN que são expostas no ponto seguinte.
Área M - coincide com o Baixo Alentejo interior, com uma capacidade de recepção adicional de
nova geração de 200 MW, para além do acréscimo já incluído até 2019. No horizonte de 2019 prevêse que possa alcançar valores na ordem dos 625 MW de potência instalada entre PRE e produção
ordinária.
Área N - corresponde ao Algarve onde se estima que, no horizonte de 2019, estejam cerca de
450 MW de produção de energia eléctrica em serviço. Para além desta potência instalada, a
capacidade de recepção para nova geração é de 400 MW.
12.3 Condicionantes Globais Decorrentes da RNT à Localização
de Centros Produtores
PRODUÇÃO DE BASE
Com base nas capacidades indicadas é possível identificar como zonas mais favoráveis para a
localização de maiores volumes de produção de centrais de base a faixa litoral desde Braga até
Coimbra e, também, em segundo lugar, a zona da grande Lisboa, que evidencia condições de rede
adequadas para recepcionar montantes com algum significado.
As zonas que ressaltam claramente desvantajosas são as do interior norte e centro, a zona de
Pego/Ródão e toda a zona sul da RNT. Um dos factores negativos que pesa decididamente na zona
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
163
Evolução da Capacidade de Recepção
Pego/Ródão é a coincidência também de elevada produção do lado da rede de Espanha e da
distância significativa que é preciso vencer para atingir os grandes pólos de consumo de Lisboa ou
Madrid. É precisamente por causa destes constrangimentos que, para mitigar a situação, o presente
PDIRT, contempla um considerável investimento da RNT nestas zonas.
No caso específico da área de Sines as análises técnicas já realizadas demonstram que é
problemático vir a ligar um novo adicional de geração nesta zona, para além do que decorre dos
dois novos grupos de TGCC licenciados e da reserva de 800 MW para tecnologia de carvão “limpo”
definida no DL nº 172/2006 e consignado na Portaria nº 1074/2006 e ainda da continuação em
serviço de 1200 MW de geração, também a carvão, da actual central.
Efectivamente, esta concentração de potência numa só zona, que já ultrapassa os 3000 MW, torna a
RNT e o SEN em geral vulneráveis a situações que surjam na sequência de defeitos na RNT, os quais
podem conduzir a disparos de potência de geração total superior a 2000 MW, o que coloca em risco
a segurança e a estabilidade geral do sistema ibérico.
Nestes pressupostos, a aceitação de nova potência na zona de Sines e nos nós electricamente
próximos está condicionada, sendo apenas aceitáveis, com a rede actualmente antevista no
horizonte de médio prazo, aumentos da potência de cogeração ligada ao desenvolvimento de
projectos industriais na zona.
Questão idêntica à de Sines coloca-se noutras zonas da rede com grande apetência de concentração
de potência de geração, como é o caso de Coimbra/Figueira da Foz, onde não são aceitáveis
volumes superiores a cerca de 3000 MW de grande térmica.
PRODUÇÃO EM REGIME ESPECIAL
Os significativos montantes de PRE que se encontram ligados ou já licenciados nas redes de MT, AT
e aos níveis de 150 e 220 kV conduzem, de forma genérica, a um grande congestionamento da
estrutura da RNT nestes níveis de tensão.
Nestes pressupostos, e em particular nas zonas de maior apetência de recurso PRE como sejam o
interior norte e centro do País, a capacidade de recepção suplementar de nova produção indicada
encontra-se, quase exclusivamente, limitada ao nível de tensão de 400 kV.
Esta mesma justificação levou a soluções de ligação nos 400 kV para a maioria das centrais do
PNBEPH e será uma tendência que se aprofundará cada vez mais no futuro.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
164
Evolução das Perdas
13 Evolução das Perdas
ENQUADRAMENTO
As perdas numa rede de transporte de energia eléctrica decorrem de diversos efeitos,
nomeadamente dos que resultam do aquecimento térmico (perdas de Joule) nos cabos das linhas e
nas unidades de transformação, das perdas no ferro nestas últimas unidades, consequência da
contínua variação do campo magnético em que se baseia o seu funcionamento, e das perdas por
efeito de coroa, resultantes da intensidade e das variações do campo eléctrico ao longo das linhas
eléctricas aéreas.
No âmbito do protocolo de Quioto, Portugal assumiu limitar as suas emissões de gases por efeito de
estufa (Decreto-Lei nº7/2002 de 25 de Março), tendo aprovado na resolução do Conselho de
Ministros 104/2006, realizado a 23 de Março de 2006, o Plano Nacional para as Alterações Climáticas
(PNAC). Esta resolução foi revista a 4 de Janeiro de 2008, mas apenas com o objectivo de fixar as
novas metas para as políticas e medidas para os sectores da oferta de energia e dos transportes. A
respectiva publicação foi efectuada como anexo à resolução do Conselho de Ministros 1/2008.
Resulta do PNAC que o sector energético representa uma parcela de mais de 40% do esforço total
proposto de redução de emissões de gases com efeito de estufa e é abrangido por um conjunto de
medidas e actuações que concorrem para o cumprimento dos compromissos do protocolo, entre
elas, o estabelecimento de tectos máximos admissíveis para as perdas nas redes de distribuição e de
transporte de energia eléctrica.
BREVE HISTÓRICO DA SUA EVOLUÇÃO
A REN, S.A. tem-se debruçado sobre a evolução expectável das perdas na RNT, bem como com a sua
monitorização. No quadro 13-1 vêm indicados os valores registados desde o ano de 2003 até ao ano
de 2007 para as perdas na RNT.
QUADRO 13-1
VALORES DAS PERDAS NA RNT VERIFICADOS NO PERÍODO 2003-2007
Anos
2003
2004
2005
2006
2007
Perdas (GWh)
742
664
652
591
573
Perdas (%) *
1,79
1,56
1,46
1,34
1,33
* Calculadas em percentagem da energia total entrada na RNT
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
165
Evolução das Perdas
Nos últimos anos tem-se verificado uma redução do valor das perdas na RNT, facto que se deve, em
larga medida, ao robustecimento estrutural da rede com a construção de novas linhas exploradas a
tensões mais altas (normalmente a 400 kV) e que têm possibilitado o descongestionamento de eixos
que denotavam um elevado grau de utilização. Também a instalação de centros produtores
eficientes de base próximos de grandes pólos de consumo contribuiu para a redução das perdas na
RNT, como é o caso da central TGCC do Ribatejo (o primeiro grupo entrou ao serviço no decorrer do
ano de 2003 e o terceiro durante o ano de 2005), localizada na envolvente da zona da grande
Lisboa.
A evolução de perdas reflecte igualmente o investimento que a REN, S.A. tem efectuado no reforço
das linhas de interligação com Espanha, tendo sido concluído em 2004, o segundo circuito da linha
A. Lindoso - Cartelle a 400 kV e a nova interligação Alqueva - Balboa, também a 400 kV.
O valor monitorizado para as perdas na RNT é semelhante ao verificado por outras congéneres
europeias. A RTE (França) indicou recentemente que as perdas totais médias na sua rede rondam os
2,3 % (tomando como referência, tal como é prática na REN, S.A., a energia entrada na rede), dos
quais 69% nos 400, 220 e 150 kV (MAT), incluindo as respectivas transformações MAT/AT, o que
significa 1,6% para os mesmos níveis de tensão da RNT, valor em linha com os verificados e previstos
na nossa rede. Já a REE, S.A. terá perdas entre 1,5% e 2%, mas sem incluir a transformação MAT/AT,
o que pressupõe valores médios de algum modo mais elevados em Espanha do que os da RNT e os da
rede de França.
INCERTEZAS ASSOCIADAS
As perdas numa rede de transporte de energia eléctrica são bastante voláteis e dependem de um
conjunto de condicionantes que resultam de opções sobre o dimensionamento dos seus elementos,
de soluções topológicas, de práticas de exploração, etc. Em Portugal, o perfil de operação dos
centros produtores, associado ao regime hidrológico e de eolicidade, tem um efeito bastante
pronunciado nas perdas da RNT, uma vez que os meios de produção térmicos estão quase todos
concentrados na faixa litoral do centro e sul e os hídricos e eólicos estão a norte no litoral e no
interior, posicionados de uma forma mais dispersa e distantes dos grandes centros de consumo.
Desta forma, regimes húmidos ou com forte produção eólica conduzem a maiores perdas na rede.
A entrada em vigor do MIBEL também veio influenciar o valor das perdas na RNT, na medida em
que, promovendo saldos de trocas de potência mais elevados, pode conduzir a maiores perdas na
rede. De facto, estes regimes de trocas elevadas, de uma forma geral, estão associados a maiores
distâncias eléctricas entre os centros produtores e os centros de consumo e, consequentemente, a
maiores perdas na RNT.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
166
Evolução das Perdas
Desta forma, a quantificação dos valores expectáveis de perdas numa determinada rede, cuja
estrutura se modifica ao longo do tempo, tem uma incerteza associada. O recurso a ferramentas de
simulação probabilísticas permite atenuar, de alguma forma, este factor e quantificar valores
esperados de perdas para um determinado horizonte.
RESULTADOS PREVISIONAIS
A REN, S.A. dispõe de um programa de simulação cronológica e probabilística (modelo “Zanzibar”)
que, entre outros objectivos, permite simular e avaliar o comportamento de uma rede de transporte
e do parque produtor associado, ao longo de um ano de operação. A aplicação desta ferramenta na
simulação das topologias de rede (a que está associado o diagrama de cargas e o parque produtor
disponível) propostas para os horizontes 2009, 2011, 2014 e 2019 permitiu inferir bandas estimadas
de evolução para as perdas na RNT, cujos resultados se apresentam no figura 13-1.
Estes valores são um pouco diferentes, dos que figuravam no PDIRT 2009-2014 (2019) que foi
objecto de consulta pública já que a REN, S.A. procedeu, entretanto, a um aprofundar da análise de
previsão de perdas, concluindo-se por uma revisão em baixa das perdas previsionais.
FIGURA 13-1
EVOLUÇÃO DO VALOR ABSOLUTO ESPERADO DAS PERDAS NA RNT
Perdas esperadas na RNT em valor absoluto
(GWh)
PARA OS ANOS DE
2009, 2011,2014 E 2019
1100
1050
1000
950
900
850
800
750
700
650
600
2009
2011
2014
2019
Horizonte tem poral (Ano)
Pode observar-se a tendência de crescimento do valor absoluto das perdas esperadas na RNT,
estimando-se que estas atinjam valores compreendidos entre os 790 GWh e os 970 GWh em 2014 e
entre 920 GWh e 1070 GWh em 2019. Este aumento é consequência do crescimento natural dos
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
167
Evolução das Perdas
consumos e do aumento percentual esperado da produção de carácter renovável, cuja localização
geográfica é, na sua maioria, distante dos grandes centros de carga.
Os valores percentuais previsionais das perdas na RNT, tomando como referência a energia entrada
na rede, apresentam-se na figura 13-2 na forma de bandas expectáveis para os horizontes de 2009,
2011, 2014 e 2019. Para complementar a informação ilustram-se ainda os valores de perdas
apurados pela REN, S.A. desde o ano 2003 até ao ano de 2007.
Verifica-se que as perdas relativas esperadas na RNT têm tendência a decrescer no longo prazo,
sendo de prever no entanto que, devido ao crescimento natural dos consumos e à calendarização
dos vários projectos de investimento inscritos neste plano, as perdas venham a subir um pouco
entre o horizonte de 2009 e 2011. Constata-se ainda que as perdas na RNT se situam sempre abaixo
dos 1,6 %, para os horizontes temporais em análise e os valores médios das bandas abaixo de 1,45%.
FIGURA 13-2
EVOLUÇÃO DO VALOR RELATIVO DAS PERDAS NA RNT
PARA OS ANOS
2009, 2011, 2014 E 2019
1.90%
Perdas relativas na RNT (%)
1.80%
1.70%
Legenda:
1.60%
Valor verificado
1.50%
Banda estimada
1.40%
1.30%
1.20%
1.10%
2003
2004 2005
2006
2007 2009
2011
2014 2019
Horizonte tem poral (Ano)
INTERPRETAÇÃO DOS RESULTADOS
Para os valores obtidos contribuem diversos factores, com efeitos de sentido oposto sobre as perdas
na rede. No sentido do aumento do valor das perdas encontram-se:
9
O aumento global da produção e do consumo, e por conseguinte, em termos gerais, dos
trânsitos na RNT.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
168
Evolução das Perdas
9
O crescimento das já elevadas potências de produção eólica nas zonas interiores do norte e
centro do país, de reduzido consumo local.
9
A energia de circulação que transita na RNT de norte para sul, resultante da distribuição
geográfica do parque produtor Espanhol, com excessos de produção na Galiza e com défices
de produção nas zonas de Madrid e da Andaluzia.
9
A maior utilização das linhas existentes, permitida pelas acções de “uprating” (aumento da
capacidade de transporte) efectuadas ao longo dos últimos na RNT.
Para a redução das perdas contribuem diversos projectos de investimento inscritos neste plano,
sendo os mais relevantes:
9
A entrada em serviço de diversas linhas estruturantes, quer de 400 kV, quer de 220 kV,
substituindo com vantagem de capacidade as antigas linhas de 150 kV de menor capacidade.
9
A entrada em serviço de algumas novas linhas que irão estabelecer percursos paralelos a
outras com um nível de utilização já actualmente bastante elevado.
9
O aumento do nível de consumos ligados aos 400 kV, nalguns casos transferindo consumos
ainda apoiados em tensões mais baixas.
9
A construção de novas “malhas” na RNT que facultam novos percursos para o transporte da
energia eléctrica.
9
O prosseguimento do alargamento da capacidade de compensação do factor de potência a
instalar nas subestações da REN, S.A., o que contribui, de forma geral, para a redução do
trânsito nos elementos da RNT.
PERDAS E AS DECISÕES DE INVESTIMENTO
A nível global no processo de AAE, como se indicou no capítulo 2, as perdas na RNT foram
consideradas como uma das componentes dos FCD, integradas FCD de “energia” para a ponderação
entre diferentes estratégias de evolução da RNT.
A nível do projecto individual, as perdas são também consideradas na tomada de decisão, nos
projectos mais relevantes, uma vez que são um dos factores que contribuem para a avaliação
técnico-económica dos projectos alternativos de expansão futura de rede.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
169
Evolução das Perdas
Nos casos em que a rede de distribuição também é envolvida, as análises de evolução são
conduzidas de forma integrada com a empresa concessionária daquela infra-estrutura, incluindo a
ponderação das perdas nas redes em ambas as redes, com o objectivo de encontrar a solução
óptima global do sistema.
Assim, e embora não se executem neste Plano decisões de expansão da RNT motivadas
exclusivamente para redução de perdas, o seu valor e custo tem uma influência directa sobre as
principais decisões de planeamento e sobre as ligações da RNT à rede de distribuição.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
170
Investimentos Previstos
14 Investimentos Previstos
Neste capítulo apresenta-se a discriminação dos valores de investimento, específico e não
específico, consignados neste Plano ao longo do período de 2009 a 2014.
O Plano inclui também os projectos situados no seu período indicativo (2015-2019), alguns dos quais
com repercussão orçamental nos anos de 2013 e 2014. As verbas indicadas referem-se a preços
correntes, salvo quando for explicitamente indicado o contrário. Os custos directos externos (CDE),
quando referidos, representam exclusivamente os pagamentos ao exterior da Empresa não
incluindo, por conseguinte, nem encargos de gestão e de estrutura nem os encargos financeiros.
Os montantes globais de investimento da REN, S.A. são apresentados em termos de CAPEX (“Capital
Expenditure”), os quais englobam os valores a CDE acrescidos dos encargos de gestão e dos
financeiros.
Sempre que oportuno o investimento é tratado separadamente pelas suas actividades de Transporte
de Energia Eléctrica (TEE) e de Gestão Global do Sistema (GGS), conforme definido no Regulamento
Tarifário.
14.1 Panorâmica Geral do Investimento
O quadro 14.1 ilustra de forma global os valores de investimento regulado por actividade — TEE e
GSS —
subdividido pelas suas componentes de específico e não específico, para o período
2009-2014.
O montante total de investimento em termos CAPEX ascende a 1440 M€, o que representa uma
média anual na ordem dos 240 M€, valor que se situa na gama dos montantes de investimento dos
anos anteriores mais recentes que foi de 231 e 240 M€, respectivamente em 2006 e 2007. De notar
que não são incluídos nestas verbas 13,6M€ e 3,5M€ de infra-estruturas construídas e suportadas
pelos promotores naqueles anos.
Nas últimas linhas são individualizados os encargos estimados de estrutura que, adicionados aos
anteriores, permitem a obtenção dos totais “CAPEX + encargos estrutura”.
A componente de investimento específico que é, aliás, aquela sobre a qual o PDIRT se debruça,
representa cerca de 98% do investimento total da REN, S.A.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
171
Investimentos Previstos
QUADRO 14-1
VALORES GLOBAIS DE INVESTIMENTO PARA O PERÍODO 2009-2014
Unidade: M€ - Preços correntes
Natureza
Total (M€)
Total (%)
Actividade TEE
Específico
1 245
94.5
24
1.9
43
3.3
5
0.4
1 317
100
Outros
Actividade GGS
Específico
Outros
Investimento total (CDE)
Encargos de gestão
89
Encargos financeiros
34
Total CAPEX
1 440
Encargos de estrutura
12
Total CAPEX + Encargos de estrutura
1 452
A CDE, e tal como decorre da figura 14-1, a larga maioria do investimento específico é afecta à
actividade TEE – 94.5%. Por seu lado o investimento específico na actividade GGS representa, neste
Plano, uma percentagem de apenas 3.3% do esforço de investimento da REN, S.A..
FIGURA 14 - 1
REPARTIÇÃO DO INVESTIMENTO TOTAL A CDE
Transporte de energia
eléctrica (TEE
específico)
95%
Gestão global do
sistema (GGS
específico)
3%
Investimento não
específico
2%
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
172
Investimentos Previstos
14.2 Desagregação dos Investimentos
O investimento específico encontra-se tratado de acordo com a Norma Complementar 13 do
despacho 05/2005 da ERSE (complementar ao regulamento tarifário), nas actividades de TEE e de
GGS. Estas actividades são classificadas em diferentes sub-divisões, consoante a finalidade do
projecto. No que à actividade TEE diz respeito, as diferentes finalidades de projectos assumidas
neste Plano são:
1 - Ligação a grandes centros produtores
Grande hídrica
Grande térmica
2 - Ligação a PRE
3 - Reforço da capacidade de interligação
4 - Ligação à distribuição
5 - Ligação a consumidores em MAT
6 - Reforço interno da rede
Desenvolvimento da rede
Remodelação de instalações
Sistemas e equipamentos secundários
7 - Meios de gestão de reactiva
8 - Promoção da qualidade ambiental
A repartição do investimento por estas rubricas visa, sobretudo, dar uma panorâmica geral de como
é que o investimento regulado da REN, S.A. se distribui pelas diferentes finalidades indicadas. Os
valores resultantes desta divisão não podem, no entanto, servir para a definição rigorosa de verbas
a ser assumidas por clientes ou promotores para efeitos legislativos ou regulamentares, para o que
será sempre necessário recorrer a orçamentos e análises financeiras mais detalhadas.
Os quadros 14-2 e 14-3 mostram a desagregação do valor de investimento por ano, de acordo com
aquelas classificações. O primeiro quadro, mais geral, focaliza-se na discriminação anual das verbas
incluídas nas actividades TEE e GGS, por natureza, específica ou não específica. O segundo destes
quadros centra-se na classificação da componente “TEE específica” pelas finalidades indicadas na
Norma Complementar 13 do despacho 05/2005 da ERSE .
Verifica-se uma certa manutenção dos níveis de investimento ao longo dos anos do Plano, com um
valor mais elevado em 2009 e um pequeno decaimento em 2014.
Os projectos para a integração das renováveis implicam um investimento de 228 M€, dos quais 145
para a PRE (ver quadro 14 -3) e os restantes, fundamentalmente, para proporcionar a
implementação de parte das centrais do PNBEPH. Recorda-se que o PNBEPH tem implicações
orçamentais até 2020, portanto bem para além do horizonte aqui em foco — 2009 a 2014.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
173
Investimentos Previstos
QUADRO 14-2
SÍNTESE DA REPARTIÇÃO ANUAL DE INVESTIMENTOS PREVISTOS 2009-2014
Unidade: M€ - Preços correntes
Natureza
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Total
Actividade TEE
Investimento específico
Outros
231
215
212
207
194
185
6
4
3
4
5
2
1 245
24
10
8
7
6
6
6
43
1
1
1
1
1
0.5
5
249
228
223
219
205
194
1 317
16
14
14
15
16
13
89
6
6
6
6
5
5
34
271
247
243
239
227
213
1 440
2
2
2
2
2
1
12
273
249
245
241
229
214
1 452
Actividade GGS
Investimento específico
Outros
Investimento total (CDE)
Encargos de gestão
Encargos financeiros
Total (CAPEX)
Encargos de Estrutura
Total (CAPEX) + Encargos
de Estrutura
No que diz respeito à criação de condições para um significativo incremento da capacidade de
interligação internacional o desenvolvimento da RNT prevê, para o mesmo período, uma verba de
144 M€, que resulta, em larga medida, das três importantes estruturas de interligação entre as
redes de Portugal e de Espanha a 400 kV em curso de execução, a do Douro (2009/2010), outra no
Algarve (2010/2011) e outra no Minho (2013/2014).
Naturalmente, as rubricas relacionadas com a alimentação de consumidores (rede de distribuição e
clientes em MAT) representam também um volume considerável de investimento. O reforço de
ligação à distribuição passa pela abertura de novos pontos de apoio que são necessários. O
montante relacionado com clientes MAT é, na esmagadora maioria, resultante da implementação do
projecto ferroviário de alta velocidade.
A componente de remodelações, quer de subestações quer de linhas, representa também uma
parcela de investimento importante, reflexo, principalmente, da necessidade de proceder a
intervenções profundas nas subestações se encontram em fim de vida útil.
Em termos percentuais a desagregação do investimento TEE por finalidade é ilustrado na
figura 14-2.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
174
Investimentos Previstos
QUADRO 14-3
INVESTIMENTO ESPECÍFICO TEE
PREVISTO POR FINALIDADE
2009-2014
Unidade: M€ - Preços correntes
Finalidades
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Total
%
Actividade TEE
Ligação a
produtores
grandes
centros
32
55
9
13
20
PRO hídrica
8
14
9
12.5
17
PRO térmica
24
41
0
0.6
3
168
13.4
22
83
6.6
16
85
6.8
41
13
14
18
21
38
145
11.6
54
36
8
21
21
5
144
11.6
57
58
85
62
79
32
373
29.3
3
4
26
67
13
37
150
12.0
Reforço interno de rede
41
Desenvolvimento da rede
10
48
69
22
19
29
228
18.3
19
27
9
7
13
86
Remodelação de instalações
6.9
27
27
40
12
11
15
133
10.7
4
1
1
1
1
1
9
0.7
Meios de gestão de reactiva
3
1
1
1
2
2
10
0.8
Promoção
ambiental
1
2
0
3
19
4
29
2.3
231
215
212
207
194
185
1 245
100
Ligação de PRE
Reforço da
interligação
capacidade
de
Ligação à distribuição
Ligação a consumidores em MAT
Sist. e equip. secundários
da
qualidade
Investimento específico (TEE)
38
FIGURA 14-2
DESAGREGAÇÃO PERCENTUAL DO INVESTIMENTO TEE POR FINALIDADE 2009-2014
* Sist. e equip.
* Remodelação de
instalações
11%
* Desenvolvimento de
rede
7%
secundáros
0,7%
Ligação a grandes
centros produtores
13%
Ligação de PRE
12%
Reforço da capacidade
de interligação
12%
Promoção ambiental
2,3%
Ligação a
consumidores em MAT
12%
Ligação à distribuição
29%
Meios de gestão de
reactiva
0,8%
(*) Sub-rubricas referentes à finalidade “Reforço interno de rede”
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
175
Investimentos Previstos
O quadro 14-4 apresenta a desagregação do investimento TEE nas suas componentes de linhas e
subestações.
QUADRO 14-4
INVESTIMENTO ESPECÍFICO EM LINHAS E SUBESTAÇÕES
Unidade: M€ - Preços correntes
Natureza
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Total
M€
Subestações
Novas
Ampliações
Linhas
400 kV
220 kV
150 kV
TOTAL
%
59
37
35
38
32
68
269
21
81
74
116
100
89
45
506
41
49
84
41
61
47
39
321
26
38
10
3
1
26
33
111
9
4
9
18
6
1
0
38
3
231
215
212
207
194
185
1 245
100
14.3 Comparação com o Plano Anterior
Para dar uma perspectiva evolutiva do investimento específico na actividade TEE, apresenta-se no
quadro 14-5 o resumo dos valores comparativos deste Plano com o anterior. Os valores estão
referidos em % do montante total a CDE, previsto em cada um dos períodos.
14.3.1 Transporte de Energia eléctrica
LIGAÇÃO A GRANDES CENTROS PRODUTORES
A rubrica “Ligação a grandes centros produtores” (168 M€) denota um crescimento relativo
importante face ao considerado no Plano anterior (passou de 7.8% para 13.6%), o qual se deve
principalmente à inclusão, no período 2009-2014, dos projectos de ligação de um maior número de
novas centrais térmicas de ciclo combinado e de grandes centrais hídricas, incluindo o arranque do
programa de ligação à RNT das centrais do PNBEPH.
LIGAÇÃO DE PRE
No que respeita à rubrica “Ligação de PRE” (145 M€) assinala-se algum decréscimo do seu peso
relativo — passou de 15.7% para 11.7% — no total do investimento da REN SA, em virtude do
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
176
Investimentos Previstos
importante esforço de investimento já concretizado até ao final de 2008, de forma a poder cumprir
as metas estratégicas até agora definidas para a PRE, em particular para o vector eólico do parque
gerador.
QUADRO 14-5
INVESTIMENTO TEE POR FINALIDADE
COMPARAÇÃO ENTRE O PLANO ACTUAL E O ANTERIOR
Planos de Investimento
da RNT
Finalidades
2006-2011
2009-2014
7.8%
13.4%
Ligação de PRE
15.7%
11.6%
Reforço da capacidade de interligação
11.8%
11.6%
Ligação à distribuição
27.6%
29.3%
2.5%
12.0%
34.6%
18.3%
Desenvolvimento da rede
21.2%
6.9%
Remodelação de instalações
12.8%
10.7%
Sist. e equip. secundários
0.5%
0.7%
Meios de gestão de reactiva
-
0.8%
0.2%
2.3%
100%
100%
Ligação a grandes centros produtores
Ligação a consumidores em MAT
Reforço interno de rede
Promoção da qualidade ambiental
REFORÇO DA CAPACIDADE DE INTERLIGAÇÃO
A
componente
“Reforço
da
capacidade
de
interligação”
mantém-se
em
montantes
elevados (144 M€), cerca de 12% do montante global, reflectindo o esforço continuado da REN, S.A.
nesta vertente em sintonia com os objectivos do MIBEL.
LIGAÇÃO À DISTRIBUIÇÃO
O montante total da rubrica “Ligação à distribuição” (373 M€), mantém-se, tal como no Plano
anterior na casa dos 30%, reflexo da política coordenada entre ambas as Empresas (REN, S.A. e
EDPD, S.A.) de melhoria contínua na identificação e concretização de projectos na fronteira
transporte-distribuição que demonstrem a sua valia técnico-económica.
LIGAÇÃO A CONSUMIDORES EM MAT
A componente que regista um incremento mais significativo é a que diz respeito à “Ligação a
consumidores em MAT” que atinge o montante percentual de 12% (150 M€). Esta substancial subida
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
177
Investimentos Previstos
é devido, na sua quase totalidade, aos investimentos para a alimentação das linhas ferroviárias AVE.
Nesta rubrica estão incluídos os eixos Lisboa - Madrid, Lisboa - Porto e Porto - Vigo com o
consequente esforço de investimento na rede MAT para suportar esta infra-estrutura. No PIR 20062011 a verba correspondente era bastante mais reduzida (cerca de 2,5%), porque a maior parte dos
investimentos a realizar na esfera das linhas ferroviárias AVE prolongava-se, nesse documento, para
além do horizonte temporal de 2011, e portanto, ainda não se encontrava englobada no período
orçamental em observação.
REFORÇO INTERNO DE REDE
O investimento afecto a “Reforço interno de rede” (228 M€) é menor face ao do PIR 2006-2011 em
parte resultante da reafectação das verbas do anterior plano classificada nesta rubrica por outras
finalidades. Em linhas gerais esta rubrica representa a permanente necessidade de desenvolvimento
e remodelação das instalações da RNT para garantir, por um lado, o acesso à rede dos utilizadores
em condições de operação adequadas e, por outro, assegurar a qualidade e continuidade de serviço
de acordo com os padrões de segurança em vigor.
O esforço de remodelação de instalações cresce à medida que o número de instalações aumenta e
que chegam ao fim de vida útil um número crescente das primeiras instalações MAT que foram
executadas a partir do início dos anos 50. A verba correspondente à vertente “Remodelação de
instalações” que inclui subestações e linhas, atingirá em média cerca de 22 M€ anuais, a qual
reflecte a política da REN, S.A. na modernização de equipamentos e na garantia de
operacionalidade do equipamento existente.
MEIOS DE GESTÃO DA REACTIVA
Esta rubrica tem no actual plano uma verba de 10 M€, reflectindo a necessidade da RNT se dotar de
meios de gestão de reactiva que permitam o mais eficaz e adequado desempenho de funcionamento
global do SEN, face, em particular, aos diferentes cenários de carga, de perfis de geração e de
trocas internacionais.
No Plano anterior esta componente não tinha nenhuma verba alocada explicitamente pois a mesma
encontrava-se englobada nos projectos mais amplos de expansão de subestações.
PROMOÇÃO DA QUALIDADE AMBIENTAL
Nesta rubrica as verbas inscritas (29 M€) dizem, maioritariamente, respeito ao esforço continuado
de redução de ruído nas instalações da REN, S.A. através de encapsulamento ou substituição de
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
178
Investimentos Previstos
transformadores em sintonia com o novo quadro legal (DL 9/2007 de 17 de Janeiro) relativo ao
ruído, o qual não se encontrava ainda em vigor à data do Plano anterior.
Nesta rubrica é também incluído o compromisso de modificação de parte da linha Ferreira do
Alentejo - Ourique, a 150 kV, na ZPE de Castro Verde, como acção complementar ao apoio a um
projecto “LIFE+ : Biodiversidade nas estepes” para as espécies estepárias na referida ZPE, no
âmbito da iniciativa Business & Biodiversity. Esta modificação de linha antecipa um futuro projecto
de reforço da RNT nesta região.
De sublinhar que outras rubricas relacionadas com a melhoria da envolvente ambiental, tais como
integração paisagística, desmontagem de linhas já desactivadas, etc., não são incluídas neste PDIRT
na medida em que, ou constam de outros planos específicos, (caso do Plano Promoção da Qualidade
Ambiental-PPQA) ou são inseridos nos próprios projectos de investimento como medidas
compensadoras ou mitigadoras.
14.3.2 Gestão Global do Sistema
Esta actividade de investimento específico denota um nível sustentado dos montantes de
investimento que lhe estão associados, sendo composto pelas seguintes principais sub-rubricas:
•
Gestão do sistema
•
Gestão de mercados
•
Tecnologias de informação e de segurança
GESTÃO DO SISTEMA
O investimento ligado a esta actividade prende-se sobretudo com a manutenção e “upgrade” dos
equipamentos e programas informáticos para o “controlo do sistema em tempo real”, tendo em
vista garantir o seu bom desempenho e adequação às necessidades do SEN.
De destacar o plano de actualização e melhoria do sistema de deslastre frequencimétrico que está
instalado nas subestações e que permite um melhor desempenho do SEN face a regimes perturbados
de operação e que permitem evitar ou reduzir as consequências dos “incidentes de grandes
dimensões”.
GESTÃO DE MERCADOS
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
179
Investimentos Previstos
Esta rubrica envolve os sistemas de informação e de comunicação de suporte ao pleno e eficaz
funcionamento do mercado de electricidade e respectivos mercados secundários de serviços de
sistema e de gestão da capacidade de interligação.
Inclui a plataforma de suporte ao relacionamento entre operadores de mercado, de sistema e
agentes de mercado, o sistema de acerto de contas e o serviço de telecontagem.
TECNOLOGIAS DE INFORMAÇÃO E SEGURANÇA
Os investimentos mencionados nesta actividade destinam-se não só a potenciar a qualidade e
disponibilidade dos sistemas de telecomunicações e plataformas informáticas de suporte às
actividades da REN, S.A. como concessionária da RNT, bem como aos serviços que asseguram a
comunicação interna no Grupo REN, constituindo ferramentas de optimização e produtividade.
Deve ser realçada a expansão da rede digital de alto débito que constitui um suporte moderno e
potenciado para a transmissão de voz, de dados e dos sistemas de protecções, adequado às
necessidades do SEN, no qual se inclui o desenvolvimento do MIBEL.
14.4 Investimentos comparticipados
Nesta rubrica são incluídos três tipos de verbas: as realizadas exclusivamente para terceiros e que
são pagas à REN, S.A. na íntegra, as que resultam do programa de incentivos do Ministério da
Economia
e
Inovação
(PRIME)
e
as
do
“Programa
de
Desenvolvimento
das
Redes
Transeuropeias” (TEN).
Uma componente dos projectos pagos a 100% pelos promotores é a relacionada com a construção de
painéis em subestações da RNT para a recepção de promotores PRO e PRE que atinge o montante
total já aprovado de 12 M€ no período 2009 a 2014, correspondente a 12 painéis de linha.
Quanto ao PRIME, estima-se um montante na ordem de 18 M€, na mesma janela temporal,
fundamentalmente relacionados com projectos de reforço de rede para ligação de PRE.
No que se refere ao programa TEN prevê-se um montante candidato adicional de 1.3 M€ para
investimentos relacionados com o reforço da capacidade de interligação.
Nestas condições, o total de investimento comparticipado poderá vir a situar-se num valor
aproximado da ordem dos 31 M€ no período 2009 a 2014 a custos directos externos.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
180
Investimentos Previstos
O projecto ferroviário de alta velocidade da RAVE, S.A. implicará, como referido e descrito no
capítulo 6, um investimento significativo nas infra-estruturas da RNT, necessário para proporcionar
a respectiva alimentação eléctrica, cabendo à entidade responsável pelos encargos daquele
projecto suportar uma parcela desse montante. Este assunto, objecto de análise desde há algum
tempo entre a RAVE, S.A. e a REN, S.A., encontra-se em fase adiantada de análise no que respeita
ao eixo ferroviário Lisboa - Madrid, incluindo a definição da partilha de encargos.
Refere-se ainda, em relação a algumas ligações de grandes centrais quando a sua ligação utilize de
forma exclusiva infra-estruturas da RNT, que haverá lugar a comparticipações ao investimento
realizado pela REN, S.A. para o estabelecimento das respectivas ligações ao ponto de interligação.
REN, S.A. - Plano de Desenvolvimento e Investimento da RNT 2009-2014 (2019) - Julho de 2008
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