8.
C
ONCLUSÕESDa avaliação dos riscos que podem afetar o abastecimento de GN em Portugal conclui-se que, do ponto de vista das infraestruturas de oferta de GN, o critério N-1 do Artigo 6º do Regulamento N.º 994/2010 não será cumprido nos anos 2015 e 2018 para o cenário de desclassificação da central térmica de Sines a carvão. A concretização da expansão da instalação de superfície do AS do Carriço no final de 2015, irá garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos de 2016 e 2017. No cenário de não desclassificação da central de carvão de Sines, verifica-se que a capacidade da RNTIAT é suficiente para garantir o cumprimento do critério N-1 nos anos 2016, 2017 e 2018.
A Autoridade Competente (DGEG) entendeu que a definição de clientes protegidos para o caso português, conforme descrição do Regulamento deve contemplar não só os clientes domésticos, mas também um conjunto alargado de clientes não-domésticos, como sejam as PME e os serviços e indústrias de carácter essencial, até ao limite de 20% do consumo total. Esta entidade considerou que, para o sistema electroprodutor nacional fazer face às necessidades efetivas de consumo, devem ser consideradas reservas de 30 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutores em regime ordinário alimentadas a gás natural já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Na observância da suficiência da RNTIAT para fazer face aos requisitos propostos para o aprovisionamento de GN aos clientes protegidos e ao Sistema Elétrico Nacional, constata-se que a capacidade de armazenamento das cavidades subterrâneas de gás no complexo do Carriço é suficiente para que, no prazo em análise deste relatório (2015-2018), o SNGN seja capaz de superar eventuais situações críticas prolongadas no tempo.
A avaliação de risco realizada com base nos impactos potenciais dos cenários identificados e no histórico dos principais incidentes verificados no SNGN desde a introdução do gás natural em Portugal, permite concluir que os 16 cenários avaliados assumem níveis de severidade e de probabilidade de ocorrência que se traduzem em riscos de nível médio e reduzido, isto é, dentro da zona aceitável do diagrama matriz de risco.
As medidas a tomar no curto prazo e até à próxima revisão da avaliação de risco constarão da proposta de Plano Preventivo de Ação.
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
GLOSSÁRIO
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
SIGLAS E ABREVIATURAS
AS Armazenamento Subterrâneo
CE Comissão Europeia
DGEG Direção-Geral de Energia e Geologia
Dmax Procura diária excecionalmente elevada - Procura diária total de gás durante um dia de procura de gás excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em 20 anos, de acordo com o Regulamente Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de Outubro de 2010
ERSE Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos
GN Gás Natural
GNL Gás Natural Liquefeito
MIBEL Mercado Ibérico de Eletricidade MIBGÁS Mercado Ibérico de Gás Natural REN Redes Energéticas Nacionais
Regulamento Regulamento Nº 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de outubro de 2010 RNTGN Rede Nacional de Transporte de Gás Natural
RNTIAT Rede nacional de transporte de gás, infraestruturas de armazenamento de gás e terminais de GNL SEN Sistema Elétrico Nacional
SNGN Sistema Nacional de Gás Natural TGNL Terminal de Gás Natural Liquefeito
TSO Operadores das Redes de Transporte e de Sistema de Portugal e Espanha (Transmission System
Operators)
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ÍNDICES DE TABELAS E FIGURAS
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ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 - Histórico de consumo anual dos mercados convencional, elétrico e total no período 2010-2013... 3
Tabela 2 - Previsão de consumo anual dos cenários base e superior para o período 2015-2018 ... 4
Tabela 3 - Histórico de pontas de consumo para o período 2010-2013 ... 4
Tabela 4 - Pontas de consumo para o período 2015-2018 ... 5
Tabela 5 - Consumo dos clientes protegidos do mercado convencional (artigo 8º do Regulamento) ... 6
Tabela 6 - Consumo extremo de 30 dias do mercado eletrico não interruptível ... 6
Tabela 7 - Preço de venda de gás natural para o mercado doméstico e para o mercado industrial... 7
Tabela 8 - Aprovisionamento do SNGN em 2013 ... 8
Tabela 9 - Contratos de longo prazo do maior comercializador a operar em Portugal ... 9
Tabela 10 - Capacidades dos pontos relevantes da RNTGN (em 26 de dezembro de 2014) ... 13
Tabela 11 - Taxa de utilização (TU) dos pontos relevantes da RNTGN ... 13
Tabela 12 - Taxa de utilização (TU) da capacidade de armazenamento do TGNL de Sines do AS do Carriço ... 14
Tabela 13 - Taxa de utilização (TU) dos slots de navios e das baías de enchimento de camiões cisterna do TGNL de Sines... 15
Tabela 14 - Evolução do critério N-1 e análise de falha das interligações para a ponta 1/20 do cenário de segurança do abastecimento ... 18
Tabela 15 - Avaliação do cenário de 30 dias de procura excecionalmente elevada (1/20 anos) Artigo 8º norma relativa ao aprovisionamento ... 20
Tabela 16 - Cenário N-1 com falha do TGNL de Sines (cenário de desclassificação da central térmica a carvão de Sines) ... 28
Tabela 17 - Cenário de falha da interligação de Campo Maior ... 29
Tabela 18 - Cenário de falha da interligação de Valença do Minho ... 30
Tabela 19 - Cenário de falha da instalação de superfície do AS do Carriço ... 31
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 - Gasodutos Internacionais ... 10 Figura 2 - Diagrama matriz de definição da zona aceitável de risco... 37 Figura 3 - Diagrama matriz de avaliação dos riscos identificados para o SNGN... 38
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ANEXO I
RMSA-GN 2014
CENÁRIOS E PRESSUPOSTOS
1. Horizonte
O estudo terá o horizonte 2015 – 2030, com um detalhe anual para o período 2015-2025.
2. Cenário Macroeconómico
O cenário macroeconómico, que teve em linha de conta não só as previsões fornecidas pelo Ministério das Finanças para a estratégia orçamental, mas também as várias previsões provenientes de BP, CE e FMI, é o mesmo utilizado para o RMSA-E 2014 (estabelecido em Abril de 2014), correspondendo ao seguinte:
Taxa de variação do PIB
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2020-2030
Cenário Inferior -1,8% 0,4% 1,1% 1,3% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4% 1,4%
Cenário Central -1,8% 0,8% 1,5% 1,5% 1,7% 1,8% 1,8% 1,8% 1,8%
Cenário Superior -1,8% 1,2% 1,9% 2,1% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2% 2,2%
3. Análises a realizar
As análises/trajetórias a realizar estão descritas no seguinte quadro resumo:
Oferta Procura ME com Carvão c) Base/Média dos Regimes Hidrológicos Seg. Abastecimento/ Regime Hidrológico Seco Evolução expectávela) SENSIBILIDADE d) BASE SENSIBILIDADE Sistema
existenteb) -- -- TESTE DE STRESS
a) Considerando a entrada ao serviço da 3ª interligação Portugal-Espanha no 4ºT de 2018, com impacto a partir de 2019 b) Incluindo os desenvolvimentos cujo início da construção está previsto até ao final de 2014
c) Cenário Base/Média dos Regimes Hidrológicos considerando os consumos do Mercado de Electricidade resultantes da eventual manutenção em serviço das actuais centrais a carvão até 2025
d) Estádios a analisar: 2020 e 2025
No contexto do relatório deverão também ser analisadas: (i) as necessidades de evolução da capacidade de armazenamento na RNTIAT; (ii) o cumprimento do critério N-1 de acordo com o Artigo 6º do Regulamento (UE) nº 994/2010.
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4. Cenários de evolução da Oferta (RNTIAT)
O cenário de evolução da RNTIAT tem por base a proposta de plano de desenvolvimento (PDIRGN 2014- 2023) sendo que, no referente à 3ª interligação Portugal-Espanha, cuja 1ª fase está prevista a entrada em funcionamento para finais de 2018, com impacto em 2019, teve-se em consideração a informação recebida da REN Gasodutos quanto ao acordado com a Enagás sobre este assunto. Por sua vez, prevê-se que o reforço (em curso) da capacidade de extracção no complexo do Carriço seja concluído só em 2015, pelo que só é considerado em 2016. Relativamente à capacidade de armazenamento subterrâneo do Carriço, a REN Gasodutos informou que, face às actuais necessidades do sistema, as próximas cavidades serão construídas em modo de lixiviação lento, com um tempo de construção de aproximadamente 7 anos. Assim, a 7ª cavidade ficará concluída no final de 2021, com impacto na oferta de capacidade de armazenamento em 2022. A conclusão da eventual 8ª cavidade, do mesmo modo, poderá prever-se para final de 2028 com impacto apenas na análise do ano 2030. Assim, resulta a seguinte evolução da capacidade de oferta a 1 de Janeiro de cada estádio a analisar:
Ainda no que diz respeito ao armazenamento subterrâneo do Carriço, a capacidade foi reavaliada recentemente em cerca de 300 GWh adicionais relativamente aos valores apresentados em estudos anteriores, decorrente da revisão dos valores de pressão mínima de operação das cavidades da REN. Para efeito do “Teste de Stress” considera-se a atual oferta proporcionada pela RNTIAT apenas acrescida da nova capacidade em construção ou cuja construção se inicie durante 2014:
5. Cenários de evolução da Procura
Os cenários de evolução da procura de gás natural são desagregados pelo Mercado Convencional (que inclui o consumo de gás natural nos sectores da Indústria, Cogeração, Residencial e Terciário) e o Mercado de Eletricidade (que inclui o consumo de gás natural de centrais termoelétricas para produção de eletricidade em regime ordinário - PRO).
Para o Mercado Convencional são considerados 2 cenários de evolução dos consumos de gás natural - Cenário Base e Cenário Segurança de Abastecimento.
Capacidade de oferta (GWh/d) 387 393 393 393 561 561 593 593 627 627 627 627
Terminal GNL de Sines 223 229 229 229 321 321 321 321 321 321 321 321
Interligação de Campo Maior/Badajoz 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134
Interligação de Valença do Minho/Tui 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Interligação de Mangualde/Espanha 0 0 0 0 75 75 107 107 141 141 141 141
Capacidade de armazenamento (GWh)
Armazenamento Subterrâneo do Carriço 3839 3839 3839 3839 3839 3839 3839 4434 4434 4434 4434 5029 Terminal GNL de Sines 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 Capacidade de extracção no Carriço (GWh/d) (GWh/d) 86 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 171 Evolução da RNTIAT em 1.Jan 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Capacidade de oferta (GWh/d) 387 387 387 387 387 387 387 387 387 387 387 387
Terminal GNL de Sines 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223 223
Interligação de Campo Maior/Badajoz 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134 134
Interligação de Valença do Minho/Tui 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30
Interligação de Mangualde/Espanha 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Capacidade de armazenamento (GWh)
Armazenamento Subterrâneo do Carriço 3839 3839 3839 3839 3839 3839 3839 3839 3839 3839 3839 3839 Terminal GNL de Sines 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 2569 Capacidade de extracção no Carriço (GWh/d) (GWh/d) 86 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 129 2030 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2019
No caso do Mercado de Eletricidade, o Cenário Base corresponde aos consumos de GN resultante da análise prospetiva da Trajetória Base6 de evolução do sistema electroprodutor, na média dos regimes hidrológicos, desenvolvidas no âmbito do RMSA-E 2014. O Cenário Segurança de Abastecimento corresponde à análise de sensibilidade à procura em que se assume o cenário Superior de consumos de electricidade na ocorrência de um regime hidrológico seco. Os consumos do gás natural do Cenário Mercado de Electricidade com Carvão, apresentados para os estádios 2020 e 2025, decorrem da análise de sensibilidade à oferta da Trajetória Base (na média dos regimes), em que as actuais centrais a carvão de Sines e do Pego não são desclassificadas antes de 2025.
6 A partir de 2025, altura em que se identificou a necessidade de reforçar a capacidade do sistema, considera-se a hipótese de incorporação de
novas centrais a gás natural
Evolução da procura anual (TWh)
Cenário Base; Média Regimes 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Mercado Convencional 44,7 45,4 45,9 46,5 47,1 47,6 48,2 48,8 49,4 50,0 50,6 53,4 Residencial 3,4 3,4 3,5 3,5 3,6 3,7 3,7 3,8 3,8 3,9 3,9 4,2 Terciário 3,0 3,0 3,1 3,1 3,2 3,3 3,3 3,4 3,5 3,6 3,6 4,0 Indústria 19,2 19,4 19,7 19,9 20,2 20,4 20,6 20,8 21,0 21,2 21,4 22,1 Cogeração 19,2 19,5 19,7 19,9 20,1 20,3 20,5 20,8 21,0 21,3 21,6 23,2 Mercado Electricidade 8,8 7,6 7,8 20,1 19,6 18,5 19,8 27,3 26,4 26,3 24,9 22,7 Consumo Total de GN 53,6 53,0 53,7 66,6 66,7 66,2 67,9 76,0 75,8 76,3 75,5 76,1
Cenário Seg. de Abast.; Regime Seco 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Mercado Convencional 46,1 46,9 47,6 48,3 49,0 49,7 50,5 51,2 52,0 52,8 53,6 57,3 Residencial 3,4 3,5 3,6 3,7 3,8 3,9 3,9 4,0 4,1 4,2 4,3 4,7 Terciário 3,0 3,1 3,2 3,3 3,4 3,5 3,6 3,7 3,9 4,0 4,1 4,6 Indústria 19,4 19,7 20,1 20,4 20,7 21,0 21,3 21,6 21,9 22,2 22,4 23,6 Cogeração 20,2 20,5 20,7 20,9 21,1 21,4 21,6 21,9 22,1 22,4 22,8 24,4 Mercado Electricidade 17,4 16,2 16,5 32,4 31,8 31,2 32,3 41,6 41,3 41,9 41,1 41,4 Consumo Total de GN 63,5 63,0 64,1 80,6 80,8 81,0 82,7 92,9 93,3 94,6 94,7 98,7
Cenário ME com Carvão; Média Regimes 2020 2025
Mercado Convencional 47,6 50,6 Residencial 3,7 3,9 Terciário 3,3 3,6 Indústria 20,4 21,4 Cogeração 20,3 21,6 Mercado Electricidade 8,9 9,5 Consumo Total de GN 56,5 60,1
Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal | Período 2015-2018
6. Indicadores na análise da garantia de abastecimento
A análise da garantia de abastecimento deverá ser feita sob duas perspetivas, capacidade de oferta e de armazenamento, quer em condições de procura normal (Cenário Base) quer em condições de procura elevada (Cenário Segurança de Abastecimento). Adicionalmente deverá ser feita uma análise para determinar os limites da adequação do sistema de abastecimento (“Teste de Stress”).
Ao nível da capacidade de Oferta deverão ser tidos em conta os critérios previstos no Regulamento n.º 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho7.
Quanto ao Armazenamento, a avaliação da adequada capacidade de armazenamento para fazer face a situações críticas prolongadas no tempo é feita à luz do Regulamento n.º 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho8, tendo em vista a utilização das reservas de segurança prevista no Art.º 52º do DL n.º 231/2012 (abordagem utilizada no PDIRGN 2013).
7 Estipula que devem ser tomadas medidas necessárias para que, em caso de interrupção da maior infraestrutura de gás (principio N-1), as
restantes infraestruturas tenham capacidade para garantir o abastecimento da procura total de GN durante um dia de procura excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos.
8 Estabelece que deve ser salvaguardo o aprovisionamento de GN aos “Clientes Protegidos” que abrange todos os clientes domésticos e as PME e
serviços essenciais de carater social até um máximo de 20% do consumo final de GN, nas seguintes condições: Interrupção no funcionamento da maior infraestrutura nacional de aprovisionamento de gás em condições invernais médias, durante um período de, pelo menos, 30 dias; Temperaturas extremamente baixas durante um período de pico de, pelo menos, sete dias, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja de uma vez em 20 anos; Procura excecionalmente elevada de gás natural durante um período de, pelo menos, 30 dias, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja de uma vez em 20 anos.
Consumo máximo diário - ponta anual (GWh/dia)
Cenário Base 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030 Ponta Provável 255,0 249,1 256,8 303,1 305,5 298,6 305,4 319,6 322,3 323,4 304,2 328,8 Mercado Convencional 146,4 147,7 149,6 151,2 152,7 153,9 155,8 157,4 159,1 160,3 162,4 170,1 Mercado Electricidade 108,6 101,4 107,2 152,0 152,8 144,7 149,6 162,1 163,2 163,0 141,7 158,7 Ponta Extrema* 276,6 276,6 279,6 339,4 341,4 342,9 345,2 347,6 349,7 351,8 327,1 356,3 Mercado Convencional 158,9 161,1 163,1 165,1 167,2 169,2 171,1 173,3 175,4 177,5 179,8 189,7 Mercado Electricidade 117,7 115,5 116,4 174,2 174,2 173,8 174,1 174,3 174,3 174,3 147,4 166,5
Cenário Seg. de Abast. 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2030
Ponta Provável 259,6 256,3 262,3 310,3 313,1 309,0 316,6 329,2 331,3 333,5 329,5 357,6 Mercado Convencional 150,1 151,9 154,2 156,1 158,1 159,7 162,0 164,2 166,3 168,0 170,6 180,9 Mercado Electricidade 109,5 104,4 108,1 154,2 155,0 149,3 154,6 165,0 165,0 165,5 159,0 176,7 Ponta Extrema* 282,9 282,4 287,7 345,7 348,3 351,0 353,5 356,3 359,1 361,7 356,8 389,3 Mercado Convencional 163,8 166,5 169,0 171,5 174,1 176,7 179,2 182,0 184,8 187,4 190,3 203,6 Mercado Electricidade 119,1 116,0 118,7 174,2 174,2 174,3 174,3 174,3 174,3 174,3 166,5 185,7
Cenário ME com Carvão 2020 2025
Ponta Provável 261,3 265,6 Mercado Convencional 153,9 162,4 Mercado Electricidade 107,4 103,2 Ponta Extrema* 290,0 288,8 Mercado Convencional 169,2 179,8 Mercado Electricidade 120,8 109,0
ANEXO II
Quick Checklist / Minimum
requirements
Role of gas in energy mix (%): 20% Total Gas Supply: 57.5 TWh Production: 0
Import
Pipe: 164.2 GWh/d LNG: 228.5 GWh/d Storage: 85.7 GWh/d
Single Largest Infrastructure: LNG terminal at Sines (228.5 GWh/d) N-1: 75%
Protected Customers: 27% of final gas consumption. (15.5 TWh)
Peak demand (1-in-20): ~300 GWh/d 7 day peak period (1-in-20): 0.4 TWh* 30 days exceptional demand (1-in-20): 1.8 TWh*
30 days average winter: 1.6 TWh* * supply needs of Protected Customers
Summary
• Portugal is completely reliant on external gas supplies, mainly from Algeria and Nigeria.
• The calculation of the N-1 formula gives a value of 75% at present time. This value is expected to increase when the projects in the pipeline come into operation around 2017.
• The storage capacity at Carrico site is sufficient to ensure the minimum conditions for supplying natural gas to the protected customers.
• 9 scenarios were analysed in the RA. All the scenarios assessed fall in the zone of medium/low level of risk when reserves of gas are considered for 15 days of extreme conditions for natural gas fuelled power plants.
• The implementation of new reservoirs to store gas at the Carrico site is essential for ensuring the Portuguese gas system is capable of coping with
possible and prolonged critical situations.
Context
Portugal does not have any indigenous production of natural gas, being dependant in more than 95% on two countries of origin: Algeria and Nigeria. Natural gas was introduced in Portugal in 1997 and since the consumption grew significantly. The main consumption is for the industrial and cogeneration sector (around 40% of total supplies goes to the electricity sector).
The importance of gas fuelled power plants for the production of electric energy in Portugal, where an increase in the production quotas based on renewable sources without guaranteed supplies, has result in a growing need to use Combined Cycle Gas Turbine (CCGT) plants to respond to the inherent volatility of production in this sector. This implies that these CCGT plants must also be prepared to respond effectively in situations of shortages of gas supplies.
It has to be noted that two gas demands are considered all along the Portuguese RA: gas demand in the conventional market (industrial, cogeneration, residential and tertiary sector) and in the electricity market (thermoelectric power plants). Two scenarios of consumption, moderate and intensive, were assumed for the frame time 2012-2020.
Infrastructure Standard
The peak consumption corresponds to the maximum daily consumption which can take place in a given year. The peak is forecasted using a comprehensive methodology for 2012- 2020 with different assumptions for a moderate and an intensive scenario. The N-1 formula is estimated in both scenarios for the time frame of 2012-2020.
The largest single infrastructure is the Sines LNG terminal. However it is presented a compilation of N-1 results for the failure of other key infrastructures in the Portuguese gas network. Currently, in the event of failure of the Sines LNG terminal, the N-1 result would be 75%. It is concluded that in the period 2012-2016, it will not be possible to comply with the N-1 criterion. Between 2017-2020, after the third link with Spain becomes operational and the expansion of the storage facility in Carrico, it is prospected a value of N-1 between 105-153%.
The N-1 formula is also estimated considering the contribution from the electricity sector as demand side measure (DSM) in all the scenarios. When DSMs are taking into account the N-1 results varies from 103 to 158% in the time frame between 2012 and 2020. The entrance of natural gas to Portugal is through two interconnections with Spain and the LNG terminal at Sines. It is not mentioned in the Portuguese RA if bi- directional capacity is considered.
Supply Standard
Two analyses were carried out on the basis of different approach to quantify properly the definition of protected customers. The same conclusion was deducted from the two approaches. Protected customers are, apart from households, social services and small size enterprises estimated in a 27% of the final consumption of gas (around 7% for households). There is a thorough explanation of the model and methodology used in order to estimate the conditions of the 7 and the 30 days periods with the highest consumption, and for the 30 days period with average winter conditions occurring with a statistical probability of 1-in-20 years. It is differentiated the forecast for the evolution of two gas demands: the conventional market (industrial, cogeneration, residential and tertiary sector) and the electricity market (thermoelectric power plants). Two scenarios of consumption were assumed for all the cases for the time frame 2012-2020. Under the circumstances of the analysis, it is stated that with the storage capacity at Carrico site is sufficient to ensure the minimum conditions for supplying natural gas to the protected customers irrespective of the scenario contemplated.
risks.
There is not a systematic or criteria applied in the risk identification.
Risk Analysis
The Portuguese RA pointed out 9 scenarios which would have a potentially negative impact on supplies to the natural gas system:
1. Infrastructure failure at the Sines LNG terminal
2. Failure in the Campo Maior link 3. Failure in the third link with Spain 4. Failure in the Valença do Minho link
5. Failure in the infrastructure at the underground storage in Carriço
6. Failure of the compression station at Carregado
7. Disruption in the main gas pipeline transporting gas in the RNTGN
8. Disruption in supplies by third country suppliers
9. Correlated risks
diversifying sources of supplies in the Portuguese RA.
The evaluation of risks makes up the cross- reference for the probability of occurring with the level of severity, gravity or impact on the Portuguese gas system. The impact of the risks identified is evaluated in accordance with compliance of the N-1 criterion regarding infrastructure standard and regarding the supply standards.
Two classification tables (a table of levels of probability and a table of levels of severity) based on a survey of the history of the main accidents/incidents which had an impact on the gas system supplies over the past 14 years, were used to assess the risks. Two security level scenarios were considered:
Scenario I: protected customers covered during 30 days of disruption event
Scenario II: protected customers covered during 60 days + 15 days of supplies to the gas-fuelled electricity production market associated with an increase in the capacity of the entry points. The analysis then identified and characterized Identification of the risk/ Occurrence Time Frame Probability Scenario Severity Level of risk