DaDos técnicos 20 technic 10 al Data

2010

DaDos tÉCNICos

índice

index

Rede nAciOnAL de TRAnSPORTe de eLecTRicidAde

nATiOnAL eLecTRiciTY TRAnSMiSSiOn GRid

Caracterização do ano

6

Year Characterization

Repartição da Produção

8

Supply

abastecimento do Consumo

9

Power Generation

Evolução do Consumo – Variação anual

10

Electricity Consumption Development – Annual Variation

satisfação do Consumo

11

Supply

transações via Interligações

12

Imports and Exports

Potência Máxima anual e Dia de Maior Consumo

12

Annual Peak Demand and Maximum Daily Consumption

Características do Diagrama de Ponta anual

13

Load Diagram on the Days of Annual Peak Demand

Parque Electroprodutor

14

Generation Equipment

Evolução da Potência Instalada

15

Installed Capacity Evolution

Rede Nacional de transporte

15

National Transmission Grid

Qualidade de serviço

16

Rede nAciOnAL de TRAnSPORTe de GÁS nATURAL

nATURAL GAS TRAnSMiSSiOn SYSTeM

Caracterização do ano

20

Year Characterization

sNGN – Repartição de Entradas

23

Portuguese Natural Gas System

RNtGN – Entradas vs. saídas

24

RNTGN – Entry & Exit Quantities

RNtGN – Evolução do Consumo

25

RNTGN – Demand Growth

RNtGN – satisfação do Consumo

26

RNTGN – Supply Growth

Máximo Diário e Ponta Horária de transportes de GN

26

RNTGN – Daily and Hourly Peak Demand

Características do Diagrama da Ponta anual

27

Annual Daily Peak Demand Diagram

Características da Rede Nacional de transporte de Gás Natural

28

Characteristics of the Natural Gas Transmission System (RNTGN)

Evolução das Características do Gás Natural

29

Natural Gas Characteristics

Qualidade de serviço

30

Quality of Service

CaRaCtERIzação dO AnO

YeAR CHaRaCtERIzatIoN

Em 2010 o consumo de energia eléctrica recuperou da quebra verificada no ano anterior, crescendo 4,7%, 3,3% com correcção do efeito de temperatura e n.º de dias úteis. O consumo anual de 52,2 TWh fica 3,2% acima do verificado em 2008.

Na potência solicitada à rede verificou-se também um novo máximo histórico: 9 403 MW, a 11 de Janeiro, 185 MW acima do máximo ocorrido em 2009. A produção hidroeléctrica conheceu o primeiro ano húmido desde 2003, com um índice de hi-draulicidade de 1,31, abastecendo 28% do consumo. A Produção em Regime Especial cresceu 24% e abasteceu 34% do consumo, dos quais 17% se deveram às eólicas. A produção eólica au-mentou 20%, com 350 MW de novos parques este ano e com um índice de eolicidade de 1,08. O saldo importador foi o mais baixo desde 2002 e abasteceu 5% do consumo. As centrais térmicas utilizaram 34% da potência disponível, abastecendo 33% do consumo, a quota mais baixa dos últimos 30 anos. Em 2010, entrou em serviço a central de ciclo combina-do do Pego (2x418,6 MW), com ligação à rede no posto de corte do Pego. No desenvolvimento da RNT salienta-se a entrada em serviço das linhas a 400 kV Armamar – Lagoaça e Lagoaça – Aldeadávila, a passagem a 400 kV do eixo Armamar – Bodiosa – Paraimo e a abertura da subestação de Armamar e a ampliação de Lagoaça, ambas com autotransformação 400/220 kV.

Estes projectos permitem dotar a rede de um aumento da capacidade de recepção de produ-

ção renovável na zona do Douro e aumentar a capacidade de interligação com a rede espa-Rede nAciOnAL de TRAnSPORTe de eLecTRicidAde

Electricity consumption recovered from the decline recorded in the previous year, growing 4.7%, or 3.3% when corrected for the temperature effect and number of working days. Annual consumption of 52.2 TWh is 3.2% up on the 2008 figure. Power demand on the public grid recorded an all-time high on 11 January at 9 403 MW, which is 185 MW above the previous all-time high, set in 2009. Hydroelectric generation had its first wet year since 2003 with a hydraulicity rate of 1.31, supplying 28% of consumption. Special status generation (PRE) grew 24% and accounted for 34% of consumption, 17% of which originated from wind power. Wind energy generation increased 20%, with 350 MW of new wind farms in 2010 and a wind rate of 1.08. The import balance was the lowest since 2002, accounting for 5% of consumption. Thermal power stations used 34% of the available power, supplying 33% of consumption, which is the lowest share of the last 30 years. The Pego combined cycle power station (2x418.6 MW) entered into service in 2010, with grid connection at the Pego switching station. Of note in the development of the national electricity transmission grid was the entry into service of the 400 kV Armamar-Lagoaça and Lagoaça-Aldeadávila power lines, the switch to 400 kV of the Armamar-Bodiosa-Paraimo link and the opening of Armamar substation and extension of Lagoaça substation, both with 400/200 kV auto-transformation. These projects raised the capacity of the grid to transmit renewable generation in the Douro area and increased the interconnection capacity with the Spanish grid. The 220 kV connection of the northern side of the Serra Lousã hills with the new 220 kV Penela-Tábua power line was also reinforced, contributing to the transmission of new renewable energy in the region. The 400 kV Bata-lha-Lavos power line entered into service near the coast line, which is important for the transmission of generation by the new thermal units of the coastal area of Central Portugal. In South Portugal, the 400 kV Sines-Portimão 3 line came into operation, improving supply to the Algarve region. There were 3 faults in the national transmission grid in 2010, with the interruption of supply, comprising faixa litoral entrou ao serviço a linha 400 kV Batalha – Lavos, importante para o escoamento da produção dos novos grupos térmicos da zona centro litoral. No Sul, passou à exploração a 400 kV a linha Sines – Portimão 3, melhorando as condições de alimentação ao Algarve. Em 2010 ocorreram 3 falhas na RNT com interrupção de abastecimento, totalizando um Tempo de Interrupção Equivalente de 1,15 minutos.

REPaRtIção Da PROdUçãO

SUPPLY

2010 1% 1% 2% 13% 0% 20% 5% 14% 15% 14% 23% 1% 23% 10% 2009 PRE outros PRE others PRE Eólica PRE Wind Hidráulica Hydro Carvão Coal Fuel Fuel-oil Gás Natural Gas saldo Importador Import Balance 5% 35% 2009 4% 52% 2010 Não Renovável Non Renewable Renovável Renewable

Consumo referido à produção líquida

Net Demand

GWh 2010 2009 Var. [%]

PRoDUção EM REGIME oRDINÁRIo

totaL GENERatIoN 32 19 31 02 2 Hidráulica Hydro Generation 14 9  94  térmica thermal Generation 1 299 23 0 -2 Carvão Coal 6 553 11 942 -45 Gás Natural Natural Gas 10 700 11 463 -7 Fuel/ Gasóleo Fuel-oil/ Gas-oil 47 303 -85

PRoDUção EM REGIME EsPECIaL

sPECIaL statUs GENERatIoN 1 924 14 422 24

Hidráulica Hydro 1 379 825 67 Térmica Thermal 7 313 5 966 23 Eólica Wind 9 024 7 493 20 Fotovoltaica Photovoltaic 207 139 49 saLDo IMPoRtaDoR IMPoRt BaLaNCE 2 23 4  -45 Importação (valor comercial) Import (trade values) 4 350 5 616 -23 Exportação (valor comercial) Export (trade values) 1 718 827 1 BoMBaGEM HIDRoELÉCtRICa HYDRo PUMPING 512 929 -45 CoNsUMo totaL totaL DEMaND 52 204 49 3 4, (com correcção de temperatura e dias úteis) (corrected by temperature and working days) 3,3

ABASTeciMenTO Do CoNsUMo

POweR GENERatIoN

GWh % Corrig.tdu % Corrected by t&wd -1 000 3 000 2 000 1 000 0 GWh -2 0 2 4 6 % 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

eVOLUçãO dO cOnSUMO – VaRIação aNUaL

eLecTRiciTY cOnSUMPTiOn deVeLOPMenT – aNNUaL VaRIatIoN

0 10 20 30 40 50 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 TWh Saldo Import. Import Balance Hidráulica Hydro Fuelóleo Fuel-oil Gás Natural Natural Gas Carvão Coal PRE Eólica PRE Wind PRE Outros PRE Others Consumo Demand

satIsFação Do cOnSUMO

SUPPLY

índices de Produtibilidade

capability Factor 0,83 1,31 0,77 0,56 0,77 0,98 0,41 1,19 0,75 1,33 0,4 1,0 1,6 0,91 1,08 1,03 1,01 0,93 0,94 0,97 1,05 _1,05 1,00 0,8 1,0 1,2 Hidroeléctrica Hydroelectric Eólica Wind 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

-3 000 0 3 000 6 000 9 000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Importação Imports Exportação Exports Saldo Balance GWh Potência (MW) Power 0 3 000 6 000 9 000 9 403 11 Jan (19h15) 8 804 30 Jan (19h30) 9 110 18 Dez (18h45) 9 218 12 Jan (19h45) 02 Dez (19h30) Energia (GWh) Energy 0 50 100 150 2006 2007 2008 2009 2010 8 973 178 09 Jan 175 03 Dez 179 18 Dez 31 Jan 169 183 12 Jan

TRAnSAcçÕeS VIa inTeRLiGAçÕeS

iMPORTS aND exPORTS

POTênciA MÁxiMA aNUaL E DIa DE MAiOR cOnSUMO

2010/01/11 2009/01/12 Variação (%)_{Variation (%)} Potência Máxima MW Maximum load 9 403 9 218 2,0 Potência Mínima MW Minimum load 4 910 4 771 2,9 Factor de Carga Load Factor 0,79 0,78 Pot. mín./ Pot. máx. Min. load/ Max. load 0,52 0,52 12 Janeiro 2009 January 12th 2009 0 4 8 12 16 20 24 IMP Import Hidr. Hydro Term. Thermal PRE Eólica PRE Wind PRE Outros PRE Others Consumo Demand 11 Janeiro 2010 January 11th 2010 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 0 4 8 12 16 20 24 MW

cARAcTeRíSTicAS Do DIaGRaMa Da PoNta aNUaL

LOAd DIaGRaM oN tHE DaYs oF aNNUaL PEak DEMaND

Potência Instalada no Final do ano

Installed Capacity at End of the Year

MW 2010 2009 Variação_Variation

PotÊNCIa INstaLaDa

INstaLLED CaPaCItY 1 920 1 1 1 259

Centrais Hidroeléctricas

Hydro Power Plants 4 5 4 5 0

Centrais termoeléctricas

thermal Power Plants  40  2 1

Carvão Coal 1 756 1 756 0 Gás Natural Natural Gas 3 829 2 992 837 Fuel/ Gás Natural Fuel-oil/ Natural Gas 1 657 1 713 -56 Gasóleo Gas-oil 165 165 0

PotÊNCIa INstaLaDa PRE (1)

INstaLLED CaPaCItY sPECIaL statUs PRoDUCERs P.R.E. (2) 5 935 5 45 4

Produtores Térmicos Thermal 1 698 1 610 88 Produtores Hidráulicos Hydro 410 395 15 Produtores Eólicos Wind 3 705 3 357 348 Produtores Fotovoltaicos Photovoltaic Generators 122 95 28 (1) _{Potência de ligação à Rede Pública ou Potência instalada nos Produtores térmicos aderentes à Portaria 399/2002.} (2) _{Connected Power Supply to the Public Grid or installed Thermal power in accordance to M. Order 399/2002.}

PaRQUE eLecTROPROdUTOR

GeneRATiOn EQUIPMENt

1 576 2 230 1 579 3 705 4 578 4 578 7 407 5 852 9 403 8 804 0 5 000 10 000 15 000 20 000 2006 2007 2008 2009 2010 MW Térmica Thermal Hidráulica Hydro PRE Eólica PRE Wind PRE Outros PRE Others Ponta Peak Load

eVOLUçãO Da PotÊNCIa inSTALAdA

INstaLLED cAPAciTY eVOLUTiOn

Rede NaCIoNaL DE tRaNsPoRtE

NatIoNaL tRaNsMIssIoN GRid

Comprimento de Linhas e potência de transformação

Length of Lines and transformer Capacity

2010 2009 Var. [%] CoMPRIMENto Das LINHas (km)

LENGtH oF LINEs (km)  049  59 ,3

400 kV 1 973 1 609 22,6

220 kV 3 467 3 289 5,4

150 kV 2 609 2 671 -2,3

PotÊNCIa DE tRaNsFoRMação (MVa)

tRaNsFoRMER CaPaCItY (MVa) 30 205 2 235 ,0

Autotransformação (MAT/MAT)

Autotransformers (VHV/VHV) 11 925 10 701 11,4

Transformação (MAT/AT)

0 7 500 15 000 22 500 30 000 37 500 2006 2007 2008 2009 2010 0 750 1 500 2 250 3 000 3 750 Autotransf. Transf. 400 kV 220 kV 150 kV MVA km 1,15 0,42 1,29 0,74 0,57 0 1 2 3 2006 2007 2008 2009 2010 TIE EIT Média 05-09 Average 05-09 minutos minutes

QUALidAde DE sERVIço

Evolução do tempo de Interrupção – tIE

sERVICE QUALiTY

Equivalent Interruption time – EIt

EVoLUção Da Rede nAciOnAL de TRAnSPORTe

Rede NaCIoNaL DE tRaNsPoRtE

Le

G

end

A / K

eY

Instalações em serviço ou construídas em 1 de J

aneiro de 2011

e em costrução ou programadas para o período 2011/2014. o traçado deste mapa é alvo de actualização intercalares. Consultar www.ren.pt. cores (T

ensão de isolamento)

400 kV 220 kV 150 kV

a

tensão de exploração coincide com a de isolamento excepto _{indicação em contrário (entre parênteses) Simbologia}

Linhas 122 112 1 1 Em exploração Em construçãoou programados Em exploração Previstos Instalados Circuitos a éreas Cabos subterrâneos Circuitos Previstos Instalados Em construçãoou programados Subestações e postos de c orte e de Seccionamento

subestações de transformação Postos de corte e de seccionamento Potência de autotransformação

Em exploração

n

O

TAS

1) Linha nova que pode utilizar corredor já existente.2) Circuitos a diferentes níveis de tensão nos mesmos apoios. 3) P

onto de concentração de parques eólicos.

4)

a

penas se representam parques eólicos em serviço.

5) P

ercurso aéreo em linha existente.

Instalação de utilizador da rede.o montante de geração referido para este Centro Electroprodutor é indicativo para um horizonte de médio prazo. transformador 150/130 kv, 140 MV

a

c

entros Produtores

Em exploração

Em construçãoou programados

sem bombagem com bombagem a fuel ou carvão turbina a gás ciclo combinado

Hidro eléctricos

Eólicos

3)

solares

termoeléctricos

mistos (electricidade e vapor)

Em construçãoou programados 4)

-No decurso do ano de 2010, as entradas de gás natural na infra-estrutura explorada pela concessionária da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural (RNTGN), excluindo as quan- tidades de trânsito internacional, efectuaram-se essencialmente por Sines, 54%, (GN prove-niente da regaseificação de GNL no Terminal de Sines da REN Atlântico), sendo o restante por Campo Maior (GN proveniente da Argélia através do gasoduto do Mahgreb), 45%, e por Valença de Minho com 1% do total de entradas na RNTGN.

Relativamente ao Terminal de Armazenamento e Regaseificação de Sines, foram emitidos para a Rede Nacional de Transporte de Gás Natural 30,8 TWh (cerca de 2,6 bcm), o que re-presenta um aumento de 1,9% relativamente ao ano anterior. Por camiões cisterna de GNL, foi entregue o total de 0,7 TWh (677 GWh para o mercado nacional e 0,9 GWh para exportação), o que corresponde a um aumento de 5,6% relativamente ao ano de 2009 e a 2,2% das saídas totais do Terminal. No que diz respeito ao Armazenamento Subterrâneo, na globalidade da infra-estrutura foram extraídos 1,4 TWh e injectados 1,2 TWh de gás natural nas cavidades da REN Armazenagem. Em 2010, foram transportados através da RNTGN 58,3 TWh de gás natural (cerca de 4,9 bcm), correspondentes ao consumo nacional em alta pressão, bem como à injecção de gás natural no Armazenamento Subterrâneo que atingiu o valor indicado no parágrafo anterior. A procura de gás natural em Portugal registou, em 2010, um valor global de 57,8 TWh, com-posto por 22,3 TWh do segmento de produção de energia eléctrica em regime ordinário (39% do total), por 34,8 TWh do segmento de mercado convencional alimentado a partir das redes

CaRaCtERIzação dO AnO

YeAR CHaRaCtERIzatIoN

SiSTeMA nAciOnAL de GÁS nATURAL

nATURAL GAS TRAnSMiSSiOn SYSTeM

de 5,1% observado no consumo de GN para a produção de electricidade em regime ordinário (PRO) foi compensado pelos aumentos de consumo registados em todas as vertentes do sec-tor convencional: 64,8% de acréscimo de procura nos clientes abastecidos em Alta Pressão e 8,1% de aumento para os clientes do sector convencional abastecidos em média pressão; no que toca aos clientes de redes locais de distribuição, o abastecimento via Unidades Autóno-mas de Gaseificação (UAG) registou um aumento de 19,2%. No âmbito do processo de abertura do mercado, em 1 de Janeiro de 2010, passaram a ser ele- gíveis todos os clientes abastecidos a gás natural. Neste ano, registou-se um total de 1 263 pe-didos de mudança de comercializador, correspondendo a 1 202 novas adesões de clientes ao mercado liberalizado, com 350 entradas directas e 853 mudanças do mercado regulado para o liberalizado, e 60 mudanças de comercializador dentro do mercado liberalizado. Em termos percentuais, a energia referente às mudanças de comercializador corresponde, no mercado convencional, a 21,9 TWh acumulados em 2010, representando 63% do total deste mercado. Ainda no que toca a mudanças de mercado, houve a registar 59 saídas do mercado liberaliza-do para o mercado regulado. Relativamente à qualidade de serviço, os resultados dos indicadores de continuidade de servi- ço para 2010 – zero interrupções/ponto de saída; zero min/ponto de saída; e zero min/interrup-ção, resultam da ausência de qualquer interrupção de fornecimento. Em relação aos indicadores referentes às características do GN, verifica-se que se situaram dentro dos limites definidos no RQS. No que respeita à segurança da exploração da RNTGN, há a referir que não se registaram quaisquer incidentes ou quase-incidentes (near misses) na infra-estrutura de transporte em alta pressão, facto do qual resulta a manutenção do indicador acumulado de índice de inci-dentes com fuga não intencional de gás, publicado pelo EGIG (European Gas Pipeline Incident Data Group) de que a REN Gasodutos é operador integrante – zero incidentes por 1 000 km de infra-estrutura exposta por ano. In 2010, 54% of the natural gas, not counting gas in international transit, entered the infrastructure operated by the National Natural Gas Transport Network (RNTGN) through Sines (NG from LNG re-gasification at the Sines LNG Terminal of REN Atlântico), while 45% was injected into the network at Campo Maior (NG from Algeria along the Maghreb gas pipeline) and 1% at Valença de Minho. The Sines Storage and Regasification Terminal supplied 30.8 TWh (around 2.6 bcm) to the National Natural Gas Transport Network , which is 1.9% up on the preceding year. A total of 0.7 TWh (677 GWh for the domestic market and 0.9 GWh for export) was delivered by LNG tanker trucks, which is 5.6%

In relation to underground storage, 1.4 TWh of natural gas were extracted from all infrastructures and 1.2 TWh injected into the caverns of REN Armazenagem.

The RNTGN transported 58.3 TWh (around 4.9 bcm) of natural gas in 2010. This figure includes national high-pressure consumption and the injection of natural gas into underground storage, which totalled the figure mentioned above. Demand for natural gas in Portugal totalled 57.8 TWh in 2010. This value is broken down as follows: 22.3 TWh from the ordinary status generation segment (39% of the total), 34.8 TWh from the con-ventional market segment supplied through distribution networks connected to the RNTGN (60% of the total) and 0.7 TWh from LNG tanker loads for the national market originating from Sines Terminal (1% of the total). The 5.1% decrease recorded in the consumption of natural gas for ordinary status electricity generation (PRO) was offset by increases in consumption in all segments of the conventional sector: 64.8% increase in demand among customers supplied at high pressure and an 8.1% increase in customers of the conventional sector supplied at medium pressure. In relation to the customers of local distribution networks, supply via Autonomous Gas Units (UAG) increased by 19.2%. Under the process of opening up the market, on 1 January 2010 all customers supplied with natural gas became eligible. In 2010, a total of 1 263 requests to change supplier were registered, corresponding to 1,202 new customers joining the liberalised market, with 350 customers joining directly and 853 custo-mers changing from the regulated market to the liberalised one, and 60 changes of supplier within the liberalised market. In percentage terms, the energy corresponding to changes of supplier accounts, in the conventional market, to 21.9 TWh accumulated in 2010, representing 63% of the market total. There were also 59 customers who exchanged the liberalised market for the regulated market. In terms of service quality, the 2010 figures for continuity of service – zero interruptions per exit point, zero minutes per exit point and zero minutes per interruption were due to the absence of any supply interruptions. The indicators of NG characteristics fell within the limits defined in the Service Quality Regulations. In relation to RNTGN operating safety, there were no incidents or near misses in the high-pressure transport infrastructure. As a result, the network maintains its accumulated figure of zero accidents

2009 43% 57% GN NG GNL LNG 2010 45% 55% GN NG GNL LNG 2009 43% 57% GN NG GNL LNG 2010 45% 55% GN NG GNL LNG

SnGn – REPaRtIção DE ENtRaDas

(GN versus GNL)

GWh 2010 2009 Var. [%] ENtRaDas ENtRY PoINts 5 29 54 333 ,3% Campo Maior 25 455 23 412 ,% Merc. Interno Internal Market 25 455 23 412 8,7% Trânsito Transit 0 0 – Valença do Minho 10 3 – terminal de GNL LNG terminal 30 21 30 242 1,9% Armazenamento − Extracção AS

Underground storage – Withdrawal 1 403  10,5%

saÍDas

EXIt PoINts 5 319 54 415 ,2%

saídas aP

GRMs 5 124 52 400 9,0%

Armazenamento − Injecção AS

Underground storage – Injection 1 195 2 015 -40,%

Valença do Minho 0 0 – Merc. Internacional Export Market 0 0 – Trânsito Transit 0 0 –

RnTGn – ENtRaDas vs. saÍDas

RnTGn – ENtRY & EXIt QUaNtItIEs

[ 1 GWh (PCS) < > 0,084 Mm3 (n) ]

RnTGn – EVoLUção Do CoNsUMo

RnTGn – DEMaND GRoWtH

0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Saídas AP

GRMS Valença do Minho Injecção ASUGS-Injection

Campo Maior Terminal de GNL_{LNG Terminal} Valença do Minho AS – Extracção Efectiva_{UGS-Withdrawal} 0 10 000 20 000 30 000 40 000 50 000 60 000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 GWh Máximo Diário (GWh)

Maximum Daily Offtake

0 40 80 120 160 200 240 Ponta Horária (GWh)

Hourly Peak Offtake

0 3 6 9 12 195,26 2006 9,56 198,16 2007 9,73 195,28 2008 9,53 202,76 2009 9,91 2010 11,21 27 Jan (20-21h) 26 Jan (08-09h) 31 Jan (20-21h) 15 Dez (20-21h) 17 Dez (20-21h) 224,88 10 Set 01 Jul 26 Jan 02 Mar

RnTGn – satIsFação Do CoNsUMo

RnTGn – sUPPLY GRoWtH

[ 1 GWh (PCS) < > 0,084 Mm3 (n) ] [ 1 GWh (GCV) < > 0,084 Mm3 (n) ]

MÁxiMO diÁRiO E POnTA hORÁRiA DE

tRaNsPoRtE DE GN

CaRaCtERÍstICas Do diAGRAMA Da PoNta aNUaL

aNNUaL DaILY PEak DEMaND diAGRAM

0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0 14,0 2009/09/10 GWh 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 2010/12/03 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 PERO

Direct Costumers ConvencionalLocal Distribution TrânsitoTransit

10/12/03 09/09/10 Var. [%] Hora Máxima GWh Peak 12,4 9,4 32,2% Hora Mínima GWh off Peak ,02 ,14 30,% Factor de Carga* Load Factor* 0,9 0,1 Hora mín./ Hora máx.

off Peak/ Peak 0,3 0,4

* Factor de Carga = (consumo médio anual GRMS)/ máximo diário [ 1 GWh (PCS) < > 0,084 Mm3 (n) ]

cTS Estação de Transferência de Custódia Custody Transfer Station JcT Estação de Junção para Derivação Junction Station BV Estação de Válvula de Seccionamento Block Valve Station 1 000 1 030 1 060 1 090 1 120 1 150 1 180 1 210 1 240 1 270 1 300 2006 2007 2008 2009 2010 1 218 1 218 1 248 1 267 1 296 km 69 70 74 78 81 15 15 19 13 8 41 41 41 42 43 46 46 48 52 58 1 1 1 1 2 0 30 60 90 120 150 180 210 2006 2007 2008 2009 2010 Estações Stations CTS JCT BV ICJCT GRMS

CaRaCtERÍstICas Da Rede nAciOnAL

DE tRaNsPoRtE DE GÁs NatURaL

CHaRaCtERIstICs oF tHE nATURAL GAS

tRaNsMIssIoN sYstEM (RNtGN)

13,0 13,5 14,0 14,5 15,0 15,5 16,0 2006 2007 2008 2009 2010 0,45 0,55 0,65 0,75 2006 2007 2008 2009 2010 Índice de Wobbe (KWh/m3 _(n))

Wobbe Index Densidade RelativaRelative Density

Limite máximo*

Maximum limit* Terminal de GNLLNG Terminal Campo Maior Limite mínimo*Minimum limit*

eVOLUçãO Das CaRaCtERÍstICas Do GÁs NatURaL

NatURaL Gas chARAcTeRiSTicS

* Limites máximos e mínimos conforme Regulamento da Qualidade de Serviço da ERSE

0 1 2 3 2006 2007 2008 2009 2010 TIE

EIT Média 2006-2010Average 2006-2010

0,3

0,0 0,0 0,0 0,2

minutos

minutes

QUALidAde DE sERVIço

Evolução do tempo de Interrupção Equivalente – tIE

QUALiTY oF sERVICE

Equivalent Interruption time – EIt

TIE = Somatório da energia não fornecida na totalidade das interrupções verificadas no ano relativamente ao somatório da energia total fornecida e não fornecida nesse ano.

EIT = Accumulated non deliverde energy due to service interruptions during the year compared with the sum of the total energy supplied and non supplied to the market in the same year.

Rede NaCIoNaL DE tRaNsPoRtE

nATURAL GAS tRaNsMIssIoN sYstEM

INFR a Est RU t UR as EM PR o JEC t o / C o N st RU ção INFR a Est RU t UR as EM E st UD o INFR a Est RU t UR as EM o PER ação Est ação DE sECCI o N a MEN t o (BV) Est ação DE DERIV ação (JC t ) Po N t o DE EN t REG a (PE) Est ação DE REGUL ação DE PRE ssão E MEDI ção (GRM s) Est ação DE t R a N sFERÊNCI a DE CU st ÓDI a (C ts ) Est ação DE C o MPRE ssão (EC) a RM az EN a GEM sUB t ERRÂNE a CEN t R a L t ERM o ELÉC t RIC a CEN t R a L DE CICL o C o MBIN a D o t ERMIN a L DE GNL C o GER ação Le G end A / K eY

D

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Design LayoutanD graPhics Plinfo Informação, Lda. www.plinfo.pt

t

iragem

REN – Redes Energéticas Nacionais, sGPs, s.a. av. Estados Unidos da américa, 55