DADOS TÉCNICOS TECHNICAL

(1)

TÉCNICOS

2014

DATA

(2)

(3)

ELETRICIDADE

ELECTRICITY

SISTEMA ELÉTRICO

NACIONAL

NATIONAL ELECTRICITY

SYSTEM

06.

08.

09.

10.

11.

12.

13.

14.

15.

16.

17.

18. CARACTERIZAÇÃO DO ANO

YEAR CHARACTERIZATION

REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃO

GENERATION

PRODUÇÃO RENOVÁVEL

RENEWABLE GENERATION

ABASTECIMENTO DO CONSUMO

POWER GENERATION

SATISFAÇÃO DO CONSUMO

SUPPLY

EVOLUÇÃO DO CONSUMO

CONSUMPTION EVOLUTION

ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADE

CAPABILITY FACTOR

EMISSÕES DE CO2

CO

2

EMISSIONS

TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕES

IMPORTS AND EXPORTS

CONSUMO E PRODUÇÃO

MÁXIMOS ANUAIS

MAXIMUM ANNUAL CONSUMPTION

AND GENERATION

DIAGRAMA DE CONSUMO

NO DIA DA PONTA ANUAL

LOAD DIAGRAM ON THE DAY

OF ANNUAL PEAK DEMAND

PARQUE ELETROPRODUTOR

GENERATION EQUIPMENT

EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA

INSTALADA E PONTA

INSTALLED CAPACITY

EVOLUTION AND PEAK

REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

NATIONAL TRANSMISSION GRID

EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL

DE TRANSPORTE

NATIONAL TRANSMISSION

GRID EVOLUTION

QUALIDADE DE SERVIÇO - TIE

SERVICE QUALITY - AIT

REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

DE ELETRICIDADE

NATIONAL ELECTRICITY

TRANSMISSION GRID

(4)

CARACTERIZAÇÃO DO ANO

YEAR CHARACTERIZATION

Em 2014, o consumo de energia elétrica abastecido a partir

da rede pública totalizou 48.8 TWh, contraindo 0.7% face

ao ano anterior. Com correção dos efeitos de temperatura

e nº de dias úteis a variação é nula, o que acontece pelo

segundo ano consecutivo. O consumo verificado em 2014

fica 6.5% abaixo do máximo histórico registado em 2010.

The consumption of electricity supplied from the public grid

totalled 48.8 TWh in 2014, 0.7% less than the previous year.

For the second year running, variation was zero, after correcting

for the effect of temperature and the number of working days.

Consumption in 2014 was 6.5% below the all-time maximum

recorded in 2010.

A potência máxima solicitada à rede registou-se no dia 4 de fevereiro com 8313 MW, praticamente igual à do ano anterior e a cerca de 1000 MW do máximo histórico ocorrido também em 2010.

Pelo segundo ano consecutivo verificaram-se condições excecionais, tanto na produção hídrica como na eólica, com índices de produtibilidade respetivos de 1.27 e 1.11. A produção renovável abasteceu 62% do consumo, a quota mais elevada desde 1979, repartida pelas hídricas com 31%, eólicas 24%, biomassa 6% e fotovoltaicas 1%. Nas não renováveis o carvão abasteceu 23% do consumo e o gás natural, ciclo combinado e cogeração, 13%. O saldo importador foi o mais reduzido desde 2001, representando 2% do consumo.

O parque eletroprodutor não teve alterações significativas mas destacam-se ainda assim os aumentos de 176 MW nas eólicas e 111 MW nas fotovoltaicas.

No desenvolvimento da RNT destaca-se, no Minho, a entrada ao serviço do posto de corte a 400 kV de Vieira do Minho e a ligação, a 400 kV, entre este ponto e a subestação de Pedralva devido aos reforços de potência

The peak power demand from the grid was 8,313 MW on 4 February, practically equal to the previous year and around 1,000 MW less than the all-time high, also recorded in 2010.

In 2014 there were, for the second consecutive year, exceptional conditions for both hydro and wind power production, which had capability factors of 1.27 and 1.11, respectively. Renewable production accounted for 62% of consumption, the largest proportion since 1979, shared among between hydro power with 31%, wind power with 24%, biomass 5% and solar 1%. Non-renewable generation from coal-fired power stations accounted for 23% of consumption while natural gas, combined cycle and cogeneration plants accounted for 13%.

The import balance was the lowest since 2001, representing2% of consumption.

There were no significant changes to the electricity generation segments, although we should note the 176 MW increase in wind power and the 111 MW increase in solar power.

Highlights in the development of the National Transmission Grid (RNT) include the entry into service of the 400 kV switching station of Vieira do Minho and the 400 kV connection between this point and the Pedralva

48.8 TWh

Consumo

Consumption

62 %

Energia Renovável

Renewable Energy

das centrais de Venda Nova e de Salamonde. Na mesma região e para alimentação aos consumos, destaca-se a abertura da nova subestação 150/60 kV de Fafe. Na região do Douro, foi constituída a ligação a 220 kV entre a subestação do Pocinho e a central do Baixo Sabor, para ligação deste novo empreendimento hidroelétrico. No litoral a sul do Grande Porto, entrou ao serviço a linha a 220 kV Carrapatelo - Estarreja 3 (dupla de 400+220 kV em parte do seu traçado), resultante da remodelação da antiga linha Carrapatelo - Estarreja 1, que será parte integrante do futuro eixo de escoamento da produção das centrais do Alto Tâmega. Na zona de Lisboa, no âmbito da abertura da subestação do Alto de S. João, ficou concluído o troço aéreo (entre a subestação de Fanhões e o posto de seccionamento do Prior Velho) da futura ligação a 220 kV Alto de S. João - Fanhões. No Algarve, foi concluído o troço espanhol da linha de 400 kV Tavira – Puebla de Guzmán, permitindo colocar em serviço esta nova interligação com Espanha a 400 kV.

substation due to the power reinforcement of the Venda Nova and Salamonde power stations. In the same region, and in order to guarantee consumption supply, we note the opening of the new 150/60 kV substation at Fafe. The 220 kV connection was established in the Douro region, between the Pocinho substation and Baixo Sabor power station, to connect this new hydroelectric development to the grid. On the coast to the south of Greater Porto, the 220 kV Carrapatelo to Estarreja 3 line (double line of 400+220 kV on part of the route) entered into service, resulting from the upgrade of the old Carrapatelo to Estarreja 1 line, which will be part of the future production outflow axis of the Alto Tâmega power stations. In the Lisbon zone, the overhead section (between the Fanhões substation and Prior Velho switching station) of the future 220 kV connection between Alto de S. João and Fanhões was completed, resulting in of the opening of the Alto de S. João substation.

The Spanish section of the 400 kV Tavira to Puebla de Guzmán line in the Algarve has been completed, bringing this new 400 kV interconnection with Spain into service.

(5)

PRODUTORES EM REGIME ORDINÁRIO

ORDINARY STATUS GENERATORS

PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL

SPECIAL STATUS GENERATORS

GÁS NATURAL | NATURAL GAS CARVÃO | COAL GWh 24 733

REPARTIÇÃO DA PRODUÇÃO

GENERATION

PRODUÇÃO RENOVÁVEL

RENEWABLE GENERATION

ABASTECIMENTO DO CONSUMO

POWER GENERATION

CONSUMO REFERIDO À PRODUÇÃO LÍQUIDA

NET DEMAND

PRODUÇÃO TOTAL TOTAL GENERATION Hídrica Hydro Eólica Wind Térmica Thermal Solar Solar Mini-Hídrica Small Hydro Cogeração Cogeneration Cogeração Cogeneration

2014

48 999 15 314 592 11 066 6 321 336 4 916 146 1 509 1 526 11 813 2 697

2013

47 832 13 482 442 10 953 6 912 434 5 410 199 1 335 1 541 11 751 2 701

Var.%

2 PRODUÇÃO RENOVÁVEL RENEWABLE GENERATION 30 417 28 376 7

PRODUÇÃO NÃO RENOVÁVEL

NON-RENEWABLE GENERATION 17 723 18 299 -3 14 34 1 -9 -23 -27 -9 13 -1 0 1

Importação (valor comercial)

Imports (commercial schedules)

Exportação (valor comercial)

Exports (commercial schedules)

4 084 3 184 5 229 2 447 SALDO IMPORTADOR IMPORT BALANCE 902 2 776 2% 36% 62%

2014

57% 6% 37%

2013

NÃO RENOVÁVEL | NON-RENEWABLE

RENOVÁVEL | RENEWABLE SALDO IMPORTADOR | IMPORT BALANCE EÓLICA | WIND

SOLAR | SOLAR

HIDRÁULICA | HYDRO

OUTROS | OTHERS SALDO IMPORTADOR | IMPORT BALANCE

2014

6% 23% 13% 31% 24% 1% 2%

2013

6% 22% 14% 27% 24% 1% 6% Carvão Coal Gás Natural Natural Gas 24 733 1 079 1 458

PRODUÇÃO POR BOMBAGEM

PUMPED STORAGE GENERATION 859 1 157

Bombagem Hidroelétrica Consumption of Pumps Outros Others Cogeração Cogeneration -26 -22 30 -67

(c/ correção de temperatura e dias úteis)

(corrected by temperature and number of working days)

27 136 25 757 CONSUMO TOTAL TOTAL DEMAND 48 822 49 150 0.0 5 21 863 22 075 -1 -0.7 -26

(6)

-ÍNDICES DE PRODUTIBILIDADE

CAPABILITY FACTOR

EMISSÕES DE CO2

CO

2 EMISSIONS

SATISFAÇÃO DO CONSUMO

SUPPLY

CARVÃO | COAL GÁS NATURAL | NATURAL GAS

EVOLUÇÃO DO CONSUMO

CONSUMPTION EVOLUTION

GWh EVOLUÇÃO | VARIATION

EVOLUÇÃO CORRIGIDA T.D.U. | CORRECTED VARIATION BY T&WD

% GWh 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 6 3 000 -1 000 -2 000 -3 000 2 000 1 000 0 4 -4 -2 0 2 -6 HIDROELÉTRICA HYDRO EÓLICA WIND 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 kt

2014

2013

SOLAR | SOLAR

SALDO IMPORTADOR | IMPORT BALANCE

EÓLICA | WIND HIDRÁULICA | HYDRO

CARVÃO | COAL

GÁS NATURAL | NATURAL GAS

OUTROS | OTHERS CONSUMO | CONSUMPTION FUEL | FUEL TWh 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 60 50 10 20 30 40 0 0.41 0.98 0.77 0.56 0.77 1.31 0.92 0.47 1.17 1.27 0.97 0.94 0.93 1.01 1.04 1.09 0.97 1.04 1.18 1.11 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 1.00 0.80 1.20 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 0.60 1.00 1.40 0.20

(7)

DIAGRAMA DE CONSUMO

NO DIA DA PONTA ANUAL

LOAD DIAGRAM ON THE DAY

OF ANNUAL PEAK DEMAND

TRANSAÇÕES VIA INTERLIGAÇÕES

IMPORTS AND EXPORTS

CONSUMO E PRODUÇÃO MÁXIMOS ANUAIS

MAXIMUM ANNUAL CONSUMPTION

AND GENERATION

EXPORTAÇÃO | EXPORTS IMPORTAÇÃO | IMPORTS SALDO | BALANCE

10 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 TWh -0 5 -5 POTÊNCIA MÁXIMA MAXIMUM LOAD MW Fator de Carga Load Factor Pot. Min./ Pot. Max. Min. Load/ Max. Load

8 313 0.81 0.57 8 322 0.80 0.55

04.02. 2014

09.12. 2013

Var.%

-0.1 POTÊNCIA MÍNIMA MINIMUM LOAD MW 4 777 4 583 4.2 CARVÃO | COAL SOLAR | SOLAR

SALDO IMPORTADOR | IMPORT BALANCE

CONSUMO | DEMAND HIDRÁULICA | HYDRO

EÓLICA | WIND

BIOMASSA | BIOMASS

GÁS NATURAL | NATURAL GAS

OUTROS | OTHERS 12 000 MW 10 000 2 000 4 000 6 000 8 000 0 0 4 8 12 16 20 24h 04 FEVEREIRO 2014 FEBRUARY 04TH ₂₀₁₄ 12 000 MW 10 000 2 000 4 000 6 000 8 000 0 0 4 8 12 16 20 24h 09 DEZEMBRO 2013 DECEMBER 09TH ₂₀₁₃

CONSUMO | DEMAND PRODUÇÃO | GENERATION

POTÊNCIA (MW) PEAK ENERGIA (GWh) ENERGY 0 3 000 6 000 9 000 12 000 50 250 200 150 100 0

10 349

8 313

2014 2013 2012 2011 2010 04 FEV • 19.30 h 27 FEV • 20.00 h 13 FEV • 20.00 h 24 JAN • 19.45 h 11 JAN • 19.15 h 15 NOV • 18.00 h 24 JAN • 20.00 h 20 DEZ • 20.00 h 04 FEV • 19.30 h

9 362

8 322

9 247

8 554

9 932

9 192

10 166

9 403

204

162

04 FEV

181

163

173

167

198

177

200

183

06 FEV 09 DEZ • 19.45 h 10 DEZ 03 FEV 24 JAN 12 JAN 11 ABR 15 NOV 24 JAN 29 DEZ

(8)

-EVOLUÇÃO DA POTÊNCIA

INSTALADA E PONTA

INSTALLED CAPACITY

EVOLUTION AND PEAK

PARQUE ELETROPRODUTOR

GENERATION EQUIPMENT

MW

POTÊNCIA INSTALADA NO FINAL DO ANO

(1)

INSTALLED CAPACITY AT THE END OF THE YEAR

TOTAL TOTAL Hídrica Hydro Eólica Wind Térmica Thermal Solar Solar Mini-Hídrica Small Hydro Cogeração Cogeneration

2014

17 834 5 684 396 415 343 4 541 601

2013

17 751 5 653 283 415 343 4 364 597

Var.

RENOVÁVEL RENEWABLE 11 222 10 898 31 83 325 0 0 4 24 733 Cogeração Cogeneration 1 756 4 717 138 888 125 1 756 4 759 339 930 161 NÃO RENOVÁVEL NON-RENEWABLE 6 611 6 853 0 -41 -41 -201 -36 Carvão Coal Gás Natural Natural Gas 24 733 PRODUTORES EM REGIME ORDINÁRIO

ORDINARY STATUS GENERATORS

Outros Others

(1) Potências de ligação à Rede Pública ou Potência instalada nos Produtores térmicos aderentes à Portaria 399/2002 (1) Power Connected to the Public Network or Power Installed on Thermic Generators under the directive 399/2002

Cogeração Cogeneration 176 113 -242 10 855 10 989 -134 PRODUTORES EM REGIME ESPECIAL

SPECIAL STATUS GENERATORS 6 979 6 762 217

MW 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 12 000 10 000 2 000 4 000 6 000 8 000 0 20 000 18 000 14 000 16 000

PRODUÇÃO DESPACHÁVEL | DISPATCHABLE GENERATION

(9)

QUALIDADE DE SERVIÇO

SERVICE QUALITY

REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

NATIONAL TRANSMISSION GRID

EVOLUÇÃO DA REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

NATIONAL TRASMISSION GRID EVOLUTION

km MVA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 30 000 3 000 4 000 1 000 500 0 2 500 3 500 2 000 1 500 25 000 40 000 35 000 5 000 10 000 15 000 20 000 0

2014

2013

Var.%

COMPRIMENTO DAS LINHAS (km)

LENGTH OF LINES (km) 8 630 8 733 -104 220 kV 150 kV 400 kV 2 467 3 601 2 561 2 434 3 565 2 734 34 36 -173

Autotransformação (MAT/ MAT) Autotransformers (VHV/ VHV)

Transformação (MAT/ MT) Transformers (VHV/ MV) Transformação (MAT/ AT) Transformers (VHV/ HV) 14 040 21 394 320 13 410 21 254 320

POTÊNCIA DE TRANSFORMAÇÃO (MVA)

TRANSFORMER CAPACITY (MVA) 35 754 34 984 770

630 140 0

MINUTOS MINUTES

TIE | AIT MÉDIA MÓVEL 5 ANOS | 5 YEARS AVERAGE

3 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 1 2 0 6 4 5

EVOLUÇÃO DO TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE - TIE

(10)

SA

CA

VÉ

M

LINHA 400k V

400kV LINE LINHA 220kV 220kV LINE LINHA 150kV 150kV LINE DESP

AC HO NA C IONAL NA TIONAL DIS PA TC H

REDE NA

CIONAL

DE TRANSPOR

TE

DE ELE

TRICID

ADE

2014

Por tug al C on tinen tal

REDE DE MUIT

O

AL

TA TENS

Ã

O

(11)

SISTEMA NACIONAL

DE GÁS NATURAL

NATIONAL NATURAL

GAS SYSTEM

22.

24.

25.

26.

27.

28.

29.

30.

31.

32. CARACTERIZAÇÃO DO ANO

YEAR CHARACTERIZATION

SNGN - REPARTIÇÃO DE ENTRADAS

GN VS GNL

SNGN - NG VS LNG INPUT SHARE

SNGN - ENTRADAS VS SAÍDAS

SNGN - INPUTS VS OUTPUTS

SNGN - EVOLUÇÃO DO CONSUMO

SNGN - DEMAND EVOLUTION

SNGN - SATISFAÇÃO DO CONSUMO

SNGN - SUPPLY

EVOLUÇÃO DO CONSUMO

VARIAÇÃO ANUAL

CONSUMPTION VARIATION

SNGN - APROVISIONAMENTO

SNGN - SUPPLY

ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO

UNDERGROUND STORAGE

RNTGN - PONTA MÁXIMA DIÁRIA

E DIA DE MAIOR CONSUMO

RNTGN - DAILY AND HOURLY

PEAK DEMAND

RNTGN - DIAGRAMA DO DIA

DA PONTA ANUAL

RNTGN - LOAD DIAGRAM ON

THE DAY OF ANNUAL PEAK DEMAND

RNTGN - CARACTERÍSTICAS

RNTGN - CHARACTERISTICS

EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS

DO GÁS NATURAL

NATURAL GAS CHARACTERISTICS

EVOLUTION

QUALIDADE DE SERVIÇO - TIE

SERVICE QUALITY - AIT

REDE NACIONAL DE TRANSPORTE

DE GÁS NATURAL

NATURAL GAS NATIONAL

TRANSMISSION GRID

(12)

CARACTERIZAÇÃO DO ANO

YEAR CHARACTERIZATION

Em 2014 o consumo de gás natural totalizou 45.3 TWh.

O segmento de produção de energia elétrica em regime

ordinário foi responsável pelo consumo de 3.2 TWh,

contraindo 5.5% face ao ano anterior e representando

7% do consumo total.

Natural gas consumption in 2014 amounted to 45.3 TWh.

The ordinary status generation segment was responsible

for the consumption of 3.2 TWh, a fall of 5.5% compared

to the previous year and equivalent to 7% of total

consumption.

O segmento de mercado convencional foi responsável pelos restantes 42.1 TWh, com uma quebra de 5.4% face ao ano anterior. Neste segmento de mercado, o consumo abastecido a partir das redes de distribuição representou 52% do total nacional, o consumo abastecido em alta pressão representou 38%, enquanto as unidades autónomas de gaseificação representaram 3%, incluindo o abastecimento à região autónoma da Madeira.

O aprovisionamento do sistema nacional foi assegurado maioritaria-mente por gás proveniente da Argélia, através das interligações com Espanha, Campo Maior e Valença, com 68% do total, enquanto os restantes 32%, com origem predominantemente no Qatar e Nigéria, entraram através do terminal de GNL de Sines.

A RNTGN transportou em 2014, 46.2 TWh (3.99 bcm), correspondentes ao consumo nacional em alta pressão, bem como à injeção de gás natural no Armazenamento Subterrâneo. Através das interligações entraram 31 TWh, o valor mais elevado de sempre, não se tendo verificado quaisquer saídas através das interligações.

45.3 TWh

Consumo

Consumption

+29

%

Carga nas Cisternas

Tanker Trucks Loads

O Terminal de Armazenamento e Regaseificação de Sines (TGNL) recebeu, em 2014, 27 navios (20 descargas, 6 cargas e uma operação de arrefecimento), movimentando um total de 21.8 TWh, 29% abaixo do ano anterior. A emissão para a rede de transporte situou-se em 12.9 TWh, o que representou uma redução de 34% relativamente ao ano anterior. O terminal abasteceu ainda 4253 camiões cisterna de GNL, totalizando 1.23 TWh, com um crescimento de 29% face ao ano anterior. Este crescimento deveu-se fundamentalmente ao abastecimento à Madeira, com 260 GWh, iniciado este ano.

No Armazenamento Subterrâneo foram movimentados 4.6 TWh, 27% acima do ano anterior. Este valor inclui 76 GWh correspondentes ao primeiro enchimento da caverna 6.

No finaldo ano o armazenamento situava-se em 1.7 TWh.

The conventional market segment was responsible for the remaining 42.1 TWh, which is 5.4% down on the previous year. Consumption in this market segment supplied through the distribution grids accounted for 52% of the national total, consumption supplied from high-pressure networks represented 38% while autonomous gas units represented 3%, including supply to the Madeira Autonomous Region.

Supplies to the national system were mainly provided by gas from Algeria through the connections with Spain, Campo Maior and Valença, which accounted for 68% of the total, with the remaining 32% mainly originating in Qatar and Nigeria and brought to Portugal through the liquid natural gas terminal at Sines.

In 2014, the RNTGN transported around 46.2 TWh (3.99 bcm). This figure includes national high-pressure consumption and the injection of natural gas into underground storage.

A total of 31 TWh entered through the interconnections, the highest level ever, and there were no outflows registered through the interconnections.

In 2014 the Sines Storage and Regasification Terminal (TGNL) received 27 ships (20 unloading, six loading and one cooling operation), moving a total of 21.8 TWh, 29% less than the previous year. A total of 12.9 TWh was sent to the transmission grid, representing a reduction of 34% compared to the previous year. The terminal also supplied 4,253 liquid natural gas (LNG) tanker lorries, totalling 1.23 TWh, an increase of 29% compared to the previous year. This increase was mainly due to the supply of Madeira, with 260 GWh, which began this year.

A total of 4.6 TWh was moved in the underground storage, 27% higher than the previous year. This amount includes the 76 GWh used to fill cavern 6 for the first time. The total storage at the end of the year was 1.7 TWh.

(13)

SNGN - REPARTIÇÃO DE ENTRADAS GN VS GNL

SNGN - NG VS LNG INPUT SHARE

SNGN - ENTRADAS VS SAÍDAS

SNGN - INPUTS VS OUTPUTS

GWh ENTRADAS ENTRY POINTS Campo Maior Valença do Minho 49 106 30 938 35 53 710 27 227 323

2014

2013

Var.%

-9 INTERLIGAÇÕES INTERCONNECTIONS 14 -89 24 733 18 133 26 160 TERMINAL GNL LNG TERMINAL -31 -31 Navios Tankers Campo Maior Valença do Minho 0 0 0 0 INTERLIGAÇÕES INTERCONNECTIONS 0 0 24 733 3 711 44 068 4 619 46 934 TERMINAL GNL LNG TERMINAL -20 -6 Navios Tankers 971 956 2 Continente Mainland Cisternas Tanker Trucks 1 231 956 29 SAÍDAS EXIT POINTS 49 009 52 510 -7 GRMS* 260 - -Madeira

* GRMS - Estação de Regulação e Medição de Gás * GRMS - Gas Regulation and Metering Station

SNGN - EVOLUÇÃO DO CONSUMO

SNGN - DEMAND EVOLUTION

GWh CONSUMO CONSUMPTION 45 298 47 890

2014

2013

Var.%

-5.4 MERCADO ELÉTRICO ELECTRICITY MARKET 3 234 3 421 -5 MERCADO CONVENCIONAL CONVENTIONAL MARKET 42 065 44 469 -5 23 430 17 404 1 231 24 614 18 899 956 -5 -8 29 GRMS - Distribuição GRMS - Distribution

AP - Clientes Alta Pressão

HP - High Pressure Clients

UAG - Unidade Autónoma Gaseificação

UAG - Autonomous Gas Unit

GN | NG GNL | LNG 56% 44%

2013

32% 68%

2014

30 973 18 133 0 4 942 27 550 26 160 0 5 576 12 0 -11

(14)

SNGN - SATISFAÇÃO DO CONSUMO

SNGN - SUPPLY

SNGN - APROVISIONAMENTO

SNGN - SUPPLY

ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO

UNDERGROUND STORAGE

EVOLUÇÃO DO CONSUMO - VARIAÇÃO ANUAL

CONSUMPTION VARIATION

TWh 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 60 50 10 20 30 40 0

MERCADO ELÉTRICO | ELECTRICITY MARKET MERCADO CONVENCIONAL | CONVENTIONAL MARKET

% TWh 20 25 15 -5 0 5 10 -10 8 10 6 -2 0 2 4 -4 ‘05 ‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13 ‘14 % TWh 30 -60 -30 0 -90 3 -6 -3 0 -9 ‘05 ‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13 ‘14 EVOLUÇÃO % | VARIATION TWh TWh

VALENÇA DO MINHO CAMPO MAIOR TERMINAL DE GNL | LNG TERMINAL

INJEÇÃO | INJECTION EXTRAÇÃO | WITHDRAWAL EXISTÊNCIAS (NÃO INCLUEM CUSHION GAS)STORAGE (WITHOUT CUSHION GAS)

TWh 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2 -2 -1 0 1 -3 3 % 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 100 20 40 60 80 0 ELÉTRICO ELECTRICITY CONVENCIONAL CONVENTIONAL

(15)

RNTGN - CARACTERÍSTICAS

RNTGN - CHARACTERISTICS

RNTGN - PONTA MÁXIMA DIÁRIA

E DIA DE MAIOR CONSUMO

RNTGN - DAILY AND HOURLY PEAK DEMAND

RNTGN - DIAGRAMA DO DIA DA PONTA ANUAL

RNTGN - LOAD DIAGRAM ON THE DAY

OF ANNUAL PEAK DEMAND

MERCADO ELÉTRICO | ELECTRICITY MARKET MERCADO CONVENCIONAL | CONVENTIONAL MARKET

11 DEZEMBRO 2014

DECEMBER 11TH ₂₀₁₄ GWh _{DECEMBER 09}09 DEZEMBRO 2013TH ₂₀₁₃

0 4 8 12 16 20 24h 0 4 8 12 16 20 24h 12 10 2 4 6 8 0 RNTGN RNTGN

2014

2013

km de Gasodutos km of gas Pipelines 1 375 1 375 24 733 6 310 7.2 7.2 2 2 ARMAZENAMENTO SUBTERRÂNEO UNDERGROUND STORAGE 5 265 Nº de Cavernas Nº of Salt Caverns Capacidade de Armazenamento GN [Mm3_] NG Storage Capacity [Mm3_]

Capacidade de Extração [Mm3_(n)/dia]

Withdrawal Capacity [Mm3_(n)/day]

Capacidade de Injeção [Mm3_(n)/dia]

Injection Capacity [Mm3_(n)/day]

24 733 Capacidade de Regaseificação [m3_(n)/h] Regasification Capacity [m3_(n)/h] 3 390 000 1 350 000 216 000 175 1 350 000 216 000 175 390 000 TERMINAL DE GNL LNG TERMINAL 3 Nº de Tanques Nº of Tanks Capacidade de Armazenamento GNL [m3_] LNG Storage Capacity [m3_]

Capacidade Máxima de Navios GNL [m3_]

LNG Maximum Capacity of Tankers [m3_]

Enchimento de Cisternas GNL [m3_(n)/h]

LNG Tanker Trucks Filling Station Capacity [m3_(n)/h]

Estações km 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 300 1 500 500 250 0 1 250 1 000 750 250 50 100 150 200 0

JTC ESTAÇÃO DE JUNÇÃO PARA DERIVAÇÃO JTC JUNCTION STATION

CTS ESTAÇÃO DE TRANFERÊNCIA DE CUSTÓDIA CTS CUSTODY TRANSFER STATION

BV ESTAÇÃO DE VÁLVULA DE SECCIONAMENTO BV BLOCK VALVE STATION

GRMS ESTAÇÃO DE REGULAÇÃO E MEDIÇÃO DE GÁS GRMS GAS REGULATION AND METERING STATION COMPRIMENTO DOS GASODUTOS PIPELINE LENGHT

ICJCT ESTAÇÃO DE INTERLIGAÇÃO EM T ICJTC T INTERCONNECTION STATION

0 40 80 120 160 2.0 4.0 6.0 12.0 10.0 8.0 0.0 200 240 03 DEZ

225

11.5

08 FEV

225

11.2

12 JAN

207

9.9

09 DEZ

201

11.7

11 DEZ

184

14 MAR • 19.00 - 20.00 h 17 DEZ • 20.00 - 21.00 h 12 JAN • 20.00 - 21.00 h 09 DEZ • 20.00 - 21.00 h 11 DEZ• 20.00 - 21.00 h

10.0

2014 2013 2012 2011 2010 PONTA HORÁRIA (GWh)

HOURLY PEAK OFF TAKE CONSUMO MÁXIMO DIÁRIOMAXIMUM DAILY OFFTAKE

11.12. 2014

09.12. 2014

Mínimo Horário Minimum Load 10 4 0.76 0.43 5 -20 0.75 -0.53 -12 -15 Máximo Horário Maximum Load GWh GWh Fator de Carga Load Factor

Min. Horário/ Máx. Horário

Min. Load/ Max. Load

(16)

EVOLUÇÃO DAS CARACTERÍSTICAS

DO GÁS NATURAL

NATURAL GAS CHARACTERISTICS EVOLUTION

QUALIDADE DE SERVIÇO

SERVICE QUALITY

EVOLUÇÃO DO TEMPO DE INTERRUPÇÃO EQUIVALENTE - TIE

AVERAGE INTERRUPTION TIME - AIT

MINUTOS MINUTES

TIE | AIT MÉDIA 5 ANOS | 5 YEAR AVERAGE

2005 8.0 6.0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2..0 4.0 0.0 12.0 10.0 14.0 ÍNDICE DE WOBBE kWh/m3_(n) WOBBE INDEX 15.0 14.5 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 13.5 14.0 13.0 16.0 15.5 16.5

CAMPO MAIOR | CAMPO MAIOR

TERMINAL DE GNL | LNG TERMINAL LIMITE MÁXIMO | MAXIMUM LIMIT LIMITE MÍNIMO | MINIIMUM LIMIT

DENSIDADE RELATIVA SPECIFIC GRAVITY 0.70 0.65 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 0.55 0.60 0.50 0.75

TIE - Somatório da energia não fornecida na totalidade das interrupções verificadas no ano relativamente ao somatório da energia total fornecida nesse ano. AIT - Accumulated non delievered 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.

(17)

CAMPO MAIOR

CARRIÇ

O

BUCE

LA

S

SINE

S

RE

N

ARMAZENA

GEM

RE

N

AT

LÂ

N

TIC

O

VALENÇ

A

DO MINH

O

INFRAESTRUTURAS EM OPERAÇÃ O INFRASTRUCTURES IN OPERA TION ES TA ÇÃ O DE SECCIONAMEN TO (BV ) BL OCK VA LV E ST AT ION (BV ) D ESP AC HO NA C IONAL NA TIONAL DIS PA TC H ARMAZENA GEM SUBTERRÂNE A UNDERGROUND ST OR AG E TERMINAL DE GN L LNG TERMINAL PONT O DE INTERLIGAÇ ÃO INTERCONNECTION POIN T ES TA ÇÃ O DE REGU LA ÇÃ O DE PRESSÃ O E MEDIÇ ÃO (GRMS ) GAS REGU LA TING AND ME TERIN G ST AT ION (GRMS ) RN TG N - EM PR OJ ET O RN TG N - IN PR OJ ECT