Plano Preventivo de Acção
para o
Plano Preventivo de Acção para o Sistema Nacional de Gás Natural SE 1
SUMÁRIO EXECUTIVO
1. INTRODUÇÃO
O Regulamento N.º 994/2010 de 20 de Outubro, do Parlamento Europeu e do Conselho, estabelece as disposições destinadas a garantir a segurança de abastecimento e o correto funcionamento do mercado interno de gás natural.
No documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal” foi efectuada a avaliação de riscos de acordo com o artigo 9.º do citado Regulamento e identificados os riscos que afectam a segurança do aprovisionamento de gás.
No seguimento dessa avaliação, deverá ser aprovado e publicado pela DGEG um Plano Preventivo de Acção (PPA) que inclua as medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados. A DGEG é igualmente responsável pela elaboração de um Plano de Emergência (PE) que, em função dos níveis de crise identificados, estabeleça os procedimentos e as medidas detalhadas a tomar para eliminar ou atenuar os efeitos de uma perturbação no aprovisionamento de gás. Antes da aprovação dos planos referidos anteriormente, a DGEG deverá proceder, até 3 de Junho de 2012, ao intercâmbio dos respectivos projectos de planos preventivos de acção e de planos de emergência e consultar as suas congéneres ao nível regional adequado, bem como a Comissão, para se certificar de que os seus projectos de planos e medidas não são incongruentes com os planos preventivos de acção e com os planos de emergência dos demais Estados-Membros e de que respeitam o presente regulamento e as demais disposições do direito da União.
O Plano Preventivo de Acção e o Plano de Emergência são aprovados e tornados públicos o mais tardar em 3 de Dezembro de 2012, devendo ainda ser notificados sem demora à Comissão.
O presente documento – proposta de Plano Preventivo de Ação - detalha assim as medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados e foi elaborado de acordo com o Artigo 5º Conteúdo dos planos preventivos de acção nacionais e conjuntos do Regulamento, tendo sido adoptada a metodologia e as recomendações constantes no documento Preventive Action Plan and Emergency Plan – Good Practices do Joint Research Centre.
Atendendo à data de preparação do presente documento, o conjunto de análises do comportamento do sistema teve por base as séries de valores das estimativas de procura anual e pontas de consumo constantes no documento de “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal” (Dezembro / 2011), por constituírem a melhor fonte de informação actualmente disponível. No entanto, após a elaboração do RMSA2012, será realizada uma actualização das estimativas de procura anual e pontas de consumo, procedendo-se também à revisão das correspondentes análises do comportamento do sistema.
Plano Preventivo de Acção para o Sistema Nacional de Gás Natural SE 2
2. ANÁLISE DE RISCOS DO SNGN
No documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal” foi efectuada a avaliação de riscos de acordo com o artigo 9.º do Regulamento N.º 994/2010, designadamente aplicando a norma relativa às infra-estruturas (critério N-1) descrita no Artigo 6.º e a norma relativa ao aprovisionamento descrita no Artigo 8.º do Regulamento.
No seguimento dessa avaliação, concluiu-se que do ponto de vista das infra-estruturas de oferta de GN, o critério N-1 imposto pelo Artigo 6º do Regulamento N.º 994/2010 não é respeitado durante o horizonte estudado (até 2016) apenas com recurso à capacidade das infra-estruturas. Nestas condições, terão de ser tomadas medidas não baseadas no mercado do lado da procura, designadamente recorrendo à interruptibilidade das centrais termoeléctricas a gás natural com combustível alternativo (“Fuel switching”) e à interrupção de outros clientes.
Do ponto de vista do aprovisionamento, concluiu-se que as singularidades do SNGN e dos riscos associados justificam a adopção de uma norma mais exigente do que a que resulta dos requisitos mínimos impostos pelo Regulamento N.º 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho. Desta forma, entendeu-se que a noção de clientes protegidos para o caso português, conforme é descrita no regulamento, deverá contemplar não só os clientes domésticos, mas também um conjunto alargado de clientes não-domésticos, como sejam as PMEs e os serviços essenciais, até ao limite de 20% do consumo total. Deverá assumir-se como normativo o aprovisionamento de 60 dias de procura excepcionalmente elevada dos clientes protegidos, assim como 15 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutoras do regime ordinário alimentadas a gás natural, já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Da avaliação da suficiência da RNTIAT para fazer face aos requisitos propostos para o aprovisionamento de GN aos “Clientes Protegidos” e ao SEN, constatou-se que a infra-estrutura de armazenamento subterrâneo do Carriço é suficiente para garantir as condições mínimas de aprovisionamento de gás natural aos “Clientes Protegidos” indicadas no Regulamento (Artigo 8º).
3. PLANO PREVENTIVO DE ACÇÃO
No seguimento da identificação dos riscos que afectam a segurança do aprovisionamento de gás, foi elaborado o presente Plano Preventivo de Acção (PPA) que inclui as medidas baseadas no mercado e não baseadas no mercado, quer do lado da oferta, quer do lado da procura, necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados.
Deste modo, foram objecto de análise detalhada no presente PPA, designadamente através da implementação de medidas de prevenção (diminuindo a probabilidade de ocorrência) ou de protecção (diminuindo a severidade do impacto), os seguintes cenários de risco:
1. Falha no TGNL de Sines;
Plano Preventivo de Acção para o Sistema Nacional de Gás Natural SE 3
3. Rupturas no gasoduto em locais críticos ou de potencial congestionamento na RNTGN; 4. Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros.
O risco de uma ruptura no gasoduto em locais críticos ou de potencial congestionamento na RNTGN é um risco com impacto no cumprimento da norma relativa às infra-estruturas, artigo 6.º do Regulamento Nº 994/2010, e o risco de perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros é um risco com impacto na norma relativa ao aprovisionamento, artigo 8.º do Regulamento Nº 994/2010. Os riscos de falha no TGNL de Sines e de falha na interligação de Campo Maior podem ter impacto em ambas as normas referidas.
Para o período de 2012 a 2016, destaca-se o seguinte conjunto de medidas de protecção que têm por objectivo reduzir a severidade da ocorrência dos cenários de risco identificados:
• A reversibilidade no ponto de interligação de Valença do Minho / Tuy, medida já existente e que permite o fornecimento parcial ao norte do País, que dependendo do cenário de risco, poderá ser suficiente ou não para a totalidade do mercado convencional (sectores doméstico e total da indústria);
• O desenvolvimento do AS do Carriço, através da colocação em serviço da 5ª e 6ª cavidades, designadamente aumentando a capacidade de armazenamento disponível para uma base alargada de “Clientes protegidos”, que inclua um valor acima dos 30 dias de consumo propostos no Regulamento N.º 994/2010 (tendencialmente a aproximar-se dos 60 dias), assim como 15 dias de consumo do sector eléctrico;
• A construção do gasoduto Mangualde – Celorico – Guarda (fecho dos Lotes 5 e 6), infra-estrutura que minimizará o impacto de uma ruptura no gasoduto a norte da JCT 2500 – Bidoeira, constituindo-se como uma alternativa de direccionamento dos fluxos de gás para norte;
• A construção da EC do Carregado, fundamental para o aumento da capacidade de regaseificação do TGNL de Sines e para garantir a independência do SNGN de gás proveniente de Espanha; e
• Os acordos de cooperação com a Enagas, medida já tomada e que é fundamental para fazer face a situações de emergência.
Com as medidas referidas anteriormente, no final do período de 2012 a 2016, apenas os cenários de risco correspondentes à falha no TGNL de Sines e à perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros serão considerados cenários de risco elevado e que carecem, portanto, de medidas preventivas de acção adicionais.
Para o cumprimento do critério N-1 imposto pelo Artigo 6º do Regulamento N.º 994/2010, até 2016 será necessário tomar medidas não baseadas no mercado do lado da procura, designadamente recorrendo à interruptibilidade das centrais termoeléctricas a gás natural com combustível alternativo (“Fuel switching”) e à interrupção de outros clientes. Para o efeito será importante
Plano Preventivo de Acção para o Sistema Nacional de Gás Natural SE 4
proceder à regulamentação do procedimento de interruptibilidade de clientes para fazer face a situações de emergência.
Para o período após 2016, as medidas apresentadas são medidas que actuarão essencialmente na redução da severidade da ocorrência dos cenários de risco correspondentes à falha no TGNL de Sines e à perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros, sendo de destacar:
• A continuação do desenvolvimento do AS do Carriço, através da duplicação da capacidade de extracção para dar cumprimento da norma relativa às infra-estruturas, artigo 6.º do Regulamento N.º 994/2010. Também a capacidade de armazenamento deverá continuar a aumentar, de modo a dotar o SNGN de capacidade de armazenamento suficiente para uma base alargada de “Clientes protegidos”, que inclua um valor acima dos 30 dias de consumo propostos no Regulamento N.º 994/2010 (tendencialmente a aproximar-se dos 60 dias), assim como 15 dias de consumo do sector eléctrico.
• A construção da 3ª interligação com Espanha, que permitirá o cumprimento da norma relativa às infra-estruturas, artigo 6.º do Regulamento N.º 994/2010, evitando a aplicação de medidas não baseadas no mercado (interruptibilidade); e
• A construção do gasoduto Carriço – Cantanhede, que constituirá uma redundância no acesso ao gás natural armazenado no AS do Carriço, irá descongestionar os fluxos de gás natural na zona centro do País e será um gasoduto fundamental para a reversibilidade (garantindo a capacidade de exportação para Espanha) da 3ª interligação com Espanha.
As medidas acima propostas correspondem, na prática, a desenvolvimentos de infraestruturas ainda não sujeitos a consulta pública aos agentes, e deverão ser ponderados com redobrada prudência para que a competitividade do sector do gás natural não seja prejudicada com o correspondente impacto sobre as famílias e as empresas.
Com as medidas preventivas e de protecção para o período após 2016, todos os cenários de risco identificados assumirão um nível de risco reduzido ou médio, isto é, com as medidas a adoptar, todos os cenários de risco identificados serão considerados “aceitáveis”, estando garantida a segurança do aprovisionamento de gás natural em Portugal.
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ÍNDICE
SUMÁRIO EXECUTIVO ... 1
1.
INTRODUÇÃO ... 3
1.1
Enquadramento ... 3
1.2
Objectivos do relatório ... 4
2.
AVALIAÇÃO DE RISCOS DO SNGN ... 5
2.1
Clientes Protegidos ... 5
2.2
Norma relativa às Infra-estruturas (Art. 6º do Regulamento N.º 994/2010) 6
2.3
Norma relativa ao Aprovisionamento (Art. 8º do Regulamento N.º
994/2010) ... 8
2.3.1 Requisitos mínimos de aprovisionamento dos “Clientes Protegidos” ... 8
2.3.2 Definição alargada de “Clientes Protegidos” / Necessidades adicionais de aprovisionamento do SNGN ... 9
2.4
Identificação dos riscos severos – riscos inaceitáveis ... 10
2.5
Conclusões da análise de Riscos ... 12
3.
PLANO PREVENTIVO DE ACÇÃO – PPA ... 14
3.1
Medidas baseadas no mercado ... 15
3.1.1 Medidas relativas à oferta ... 15
3.1.2 Medidas relativas à procura ... 18
3.2
Medidas não baseadas no mercado ... 21
3.2.1 Medidas relativas à oferta ... 21
3.2.2 Medidas relativas à procura ... 22
3.3
Cenários de Risco ... 23
3.3.1 Falha no TGNL de Sines ... 23
3.3.2 Falha na interligação de Campo Maior ... 23
3.3.3 Rupturas no gasoduto em locais críticos ou de potencial congestionamento na RNTGN .. 24
3.3.4 Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros ... 24
3.4
Medidas de Prevenção e Medidas de Protecção ... 25
3.4.1 Medidas de Prevenção ... 25
3.4.2 Medidas de Protecção ... 26
ii
3.5.1 Impacto das medidas de Prevenção ... 28
3.5.2 Impacto das medidas de Protecção – 2012 a 2016 ... 29
3.5.3 Impacto das medidas de Protecção – Após 2016 ... 31
4.
PLANO PREVENTIVO DE ACÇÃO – IMPACTO REGIONAL ... 35
4.1
Impacto regional dos cenários de risco ... 35
4.2
Impacto regional das medidas de prevenção e das medidas de protecção 36
5.
CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 38
3
1. INTRODUÇÃO
1.1E
NQUADRAMENTOO Regulamento N.º 994/2010 de 20 de Outubro, do Parlamento Europeu e do Conselho, estabelece as disposições destinadas a garantir a segurança de abastecimento e o correcto funcionamento do mercado interno de gás natural. De acordo com o Regulamento, a autoridade competente - no caso português, a DGEG - procedeu a uma avaliação dos riscos que afetam a segurança do aprovisionamento de gás no seu Estado-Membro, tendo facultado a avaliação de riscos à Comissão. No documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal” foi efectuada a avaliação de riscos de acordo com o artigo 9.º do citado Regulamento. Neste documento foram identificados os riscos que afectam a segurança do aprovisionamento de gás. No seguimento dessa avaliação, deverá ser aprovado e publicado pela DGEG um Plano Preventivo de Acção (PPA) que inclua as medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados. Para o efeito, deverão ser consultadas as empresas de gás natural, as organizações representativas dos interesses dos clientes domésticos e dos clientes industriais de gás relevantes e a entidade reguladora nacional (ERSE).
A DGEG é igualmente responsável pela elaboração de um Plano de Emergência (PE) que, em função dos níveis de crise identificados, estabeleça os procedimentos e as medidas detalhadas a tomar para eliminar ou atenuar os efeitos de uma perturbação no aprovisionamento de gás. Este plano deverá identificar, entre outras, as acções a empreender para atenuar os impactes ao nível do abastecimento de electricidade produzida a partir de gás natural e a eventual necessidade de contribuição de medidas não baseadas no mercado.
De acordo com o artigo 4.º do Regulamento, antes da aprovação dos planos referidos anteriormente, a DGEG deverá proceder, até 3 de Junho de 2012, ao intercâmbio dos respectivos projectos de planos preventivos de acção e de planos de emergência e consultar as suas congéneres ao nível regional adequado, bem como a Comissão, para se certificar de que os seus projectos de planos e medidas não são incongruentes com os planos preventivos de acção e com os planos de emergência dos demais Estados-Membros e de que respeitam o presente regulamento e as demais disposições do direito da União.
O Plano Preventivo de Acção e o Plano de Emergência são aprovados e tornados públicos o mais tardar em 3 de Dezembro de 2012. Esses planos devem ainda ser notificados sem demora à Comissão.
Atendendo à data de preparação do presente documento, o conjunto de análises do comportamento do sistema teve por base as séries de valores das estimativas de procura anual e pontas de consumo constantes no documento de “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal” (Dezembro / 2011), por constituírem a melhor fonte de informação actualmente disponível. No entanto, após a elaboração do RMSA2012, será realizada uma actualização das estimativas de procura anual e pontas de consumo, procedendo-se também à revisão das correspondentes análises do comportamento do sistema.
4
1.2
O
BJECTIVOS DO RELATÓRIOO presente documento tem por objectivo dar cumprimento ao estabelecido no artigo 4.º do Regulamento N.º 994/2010, estabelecendo o Plano Preventivo de Acção, detalhando assim as
medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados, de acordo com a avaliação de riscos efectuada no documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de Gás Natural em Portugal”.
Este documento foi elaborado de acordo com o Artigo 5º Conteúdo dos planos preventivos de acção nacionais e conjuntos do Regulamento, tendo sido adoptada a metodologia e as recomendações constantes no documento Preventive Action Plan and Emergency Plan – Good Practices do Joint Research Centre.
O Plano Preventivo de Acção resulta da avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de gás natural em Portugal, apresenta o resultado da análise de riscos efectuada, concretiza as medidas, os volumes, as capacidades e os prazos necessários para satisfazer as normas relativas às infra-estruturas (artigo 6.º) e ao aprovisionamento (artigo 8.º), assim como as medidas preventivas para fazer face aos riscos identificados.
O Plano Preventivo de Acção deve ter em conta o plano decenal de desenvolvimento da rede europeia – Ten Year Network Development Plan – deve basear-se em medidas de mercado e deve atender ao impacto económico, à eficácia e eficiência das medidas, não sobrecarregando indevidamente as empresas envolvidas no negócio de gás natural.
No Capítulo 2 são apresentadas as principais conclusões da Avaliação de Riscos do SNGN já realizada. No Capítulo 3 são propostas as medidas de prevenção e de protecção necessárias para fazer face aos cenários de risco identificados. Neste capítulo é ainda realizada uma análise do risco residual após a aplicação das referidas medidas e são analisados os potenciais impactes regionais dos riscos identificados. Finalmente, no Capítulo 4 são apresentadas as conclusões da proposta de Plano Preventivo de Acção para o SNGN, no âmbito da aplicação do Regulamento europeu sobre a segurança de aprovisionamento de gás natural.
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2. AVALIAÇÃO
DE RISCOS DO SNGN2.1 C
LIENTESP
ROTEGIDOSDe acordo com o Art.º 8.º Normas relativas ao aprovisionamento, do Regulamento N.º 994/2010, deverá ser salvaguardado o aprovisionamento de gás natural a um conjunto de clientes considerados particularmente vulneráveis, denominados de “Clientes Protegidos”, na ocorrência dos seguintes casos:
a) Temperaturas extremas durante um período de pico de sete dias cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em 20 anos;
b) Um período de pelo menos 30 dias de procura de gás excepcionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja de uma vez em 20 anos;
c) Um período de pelo menos 30 dias em caso de interrupção no funcionamento da maior infra-estrutura de aprovisionamento de gás em condições invernais médias.
Os “Clientes Protegidos” abrangem os clientes domésticos ligados a uma rede de distribuição de gás, podendo ser acrescidos (caso o Estado-Membro assim o decida) das pequenas e médias empresas e serviços essenciais de carácter social, desde que estes não representem mais do que 20% da utilização final do gás. Dadas as especificidades do SNGN, entende-se que a noção de clientes protegidos para o caso português deverá contemplar essa base mais alargada.Esta noção é razoável e prudente já que, de acordo com o levantamento de dados de consumo sectorial de 2011, designadamente o volume de gás natural fornecido em MP e BP, chegou-se à conclusão de que a noção alargada de clientes protegidos proposta (clientes domésticos + 20 % da procura total), deverá abranger a procura relativa aos clientes domésticos, aos serviços essenciais de carácter social e apenas parte da procura das PMEs no SNGN. Fica assim garantido que nesta noção alargada não estão a ser incluídos os grandes clientes industriais.
Não obstante as obrigações expressas pelos critérios anteriormente indicados no artigo 8º, o mesmo regulamento prevê no seu ponto 2, a possibilidade de cada Estado-Membro impor outras normas de reforço ao aprovisionamento ou outra obrigação adicional para além das já enumeradas se, em função da avaliação de risco que for feita para o seu caso particular, esse Estado-Membro identificar uma exposição agravada ao risco de falha de abastecimento a clientes em caso de uma crise ou situação de emergência. A este respeito, o art.º 9º, ponto 1, do mesmo regulamento, identifica as condicionantes mais relevantes a observar na análise de risco a efectuar por cada Estado-Membro, para além das normas descritas no já citado artigo 8º, como sejam: b) Tomando em consideração todas as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes, nomeadamente a dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos reais, incluindo os fluxos de saída do Estado-Membro em causa, a possibilidade de fluxos físicos de gás em ambos os sentidos, incluindo a necessidade eventual de um reforço consequente da rede de transporte, a presença da produção e do armazenamento, o papel do gás no cabaz energético, em particular no que se refere ao aquecimento urbano, à produção de electricidade e ao funcionamento das indústrias, bem como considerações relacionadas com a segurança e a qualidade do gás;
6 Assim, a análise de risco efectuada no relatório Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de gás natural em Portugal, teve em conta os seguintes factores:
• A singularidade do Sistema nacional de Gás no seio da União Europeia, enquanto Estado-Membro situado numa extremidade do continente com fronteiras terrestres com apenas um Estado-Membro, sem produção endógena de gás natural, fortemente dependente de apenas 2 países de origem (Argélia e Nigéria);
• Face ao baixo nível da competitividade da economia nacional relativamente à média europeia (17º membro mais competitivo na UE 27 – dados WEF 2011), a importância estrutural das PMEs e a sua vitalidade na alavancagem deste indicador nos próximos anos é de vital importância, sobretudo como suporte das exportações, aumento da produtividade e geração de emprego em Portugal. Conforme previsto no Regulamento Europeu de Segurança de Abastecimento, N.º 994/2010, de 20 de Outubro, o alargamento da noção de cliente protegido também às PMEs é assim considerado, para o caso português, uma inevitabilidade do ponto de vista de desenvolvimento económico, para além de garantir o fornecimento de gás a clientes ditos vitais na perspectiva da salvaguarda de interesses essenciais, como hospitais, escolas, forças armadas, etc;
A análise de risco realizada com base no histórico dos principais acidentes/ocorrências com impacto no aprovisionamento do SNGN desde a introdução do gás natural em Portugal, permite constatar que um nível mínimo de aprovisionamento superior ao imposto pelo regulamento é essencial para que o risco de determinados incidentes passe para níveis aceitáveis.
Atendendo a estas características particulares para o caso português, considerou-se que a noção de “Clientes protegidos”, contemplará, não só os clientes domésticos, mas também um conjunto alargado de clientes não-domésticos, até ao limite de 20% do consumo total e que em alternativa ao nível mínimo de referência imposto para o aprovisionamento dos clientes protegidos na situação descrita no Art.º 8.º, ponto 1, alínea b), correspondente a um período de pelo menos 30 dias de procura de gás excepcionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja de uma vez em 20 anos, se assuma como normativo o aprovisionamento de 60 dias de procura excepcionalmente elevada dos “Clientes protegidos”. Em complemento, considerou-se que para protecção do sistema electroprodutor nacional,o qual é responsável pelo consumo de cerca de 50% do total de gás natural entregue anualmente pelo SNGN, serão contabilizadas reservas de 15 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutoras do regime ordinário alimentadas a gás natural, já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
2.2 N
ORMA RELATIVA ÀSI
NFRA-
ESTRUTURAS(A
RT.
6
º DOR
EGULAMENTON.
º994/2010)
De acordo com o Art.º 6.º Normas relativas às infra-estruturas, do Regulamento N.º 994/2010, caso se verifique uma interrupção da maior estrutura de gás (princípio N-1), as restantes infra-estruturas devem poder garantir o abastecimento da procura total de gás durante um dia de procura excepcionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos.
7 No sistema Português, nos anos de 2012 a 2016, na ocorrência de um cenário central de evolução dos consumos e sem recurso à actuação na procura, não é possível o cumprimento do critério N-1, sendo que o saldo deficitário de capacidade decorrente da aplicação da fórmula
(*)
(*) Definições dos parâmetros da fórmula N-1:
«D max » – Procura diária total de gás da zona de cálculo durante um dia de procura de gás excepcionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos;
«EP m » – A capacidade técnica dos pontos de entrada, distintos das instalações de produção, das instalações de GNL e das instalações de armazenamento abrangidas por Pm, Sm e LNGm, é a soma da capacidade técnica de todos os pontos de entrada fronteiriços capazes de fornecer gás à zona de cálculo;
«Deff » – A parte da Dmax que, em caso de perturbação do aprovisionamento, pode ser colmatada de forma suficiente e em tempo útil através de medidas centradas na procura e com base no mercado. Actualmente, Deff = 0
«P m » – A capacidade técnica de produção máxima é a soma das capacidades técnicas de produção diária máximas de todas as instalações de produção de gás que podem ser fornecidas nos pontos de entrada na zona de cálculo;
«S m » – O caudal técnico de armazenamento máximo é a soma das capacidades técnicas de extracção diária máximas de todas as instalações de armazenamento que podem ser fornecidas nos pontos de entrada na zona de cálculo, tendo em conta as respectivas características físicas;
«LNG m » – A capacidade técnica máxima das instalações de GNL é a soma das capacidades técnicas de expedição diária máximas de todas as instalações de GNL na zona de cálculo, tendo em conta elementos críticos como a descarga, os serviços auxiliares, o armazenamento temporário e a regaseificação do GNL, bem como a capacidade técnica de expedição para a rede;
«I m » – Designa a capacidade técnica da maior infra-estrutura individual de gás, caracterizada pela maior capacidade de aprovisionar a zona de cálculo. Quando várias infra-estruturas de gás estão ligadas a uma infra-estrutura comum de gás a montante ou a jusante e não podem funcionar autonomamente, devem ser consideradas como uma única infra-estrutura de gás.
se situa entre 83,2 GWh/d e 119,9 GWh/d, resultando em índices de cobertura (N-1) de 75% a 68%, respectivamente (ver tabela seguinte).
8 ARTº6 DO REGULAMENTO
No capítulo 3. Plano Preventivo de Acção, deste documento, identificam-se as medidas preventivas necessárias para satisfazer a norma relativa às infra-estruturas, dando viabilidade a índices de cobertura de N-1 superiores a 100%, nos termos do artigo 6.º do Regulamento. Até que estas medidas sejam implementadas, será necessário recorrer a um conjunto de medidas que serão objecto de análise no âmbito de actuação do Plano de Emergência (PE) do Regulamento N.º 994/2010, sendo de destacar:
1. O recurso ao Acordo de Entreajuda com a Enagas, contribuindo para a satisfação de parte da quantidade deficitária de gás. O valor diário da colaboração da Enagas deverá ser acordado diariamente em função das condições de operação de ambos os sistemas;
2. Caso a medida anterior seja insuficiente será necessário recorrer à interruptibilidade das CT da Tapada do Outeiro e de Lares;
3. De 2013 a 2016, será necessário proceder à interrupção (actuação do lado da procura) num valor até 29 GWh/d (cenário central - 2016) nos clientes directamente ligados à RNTGN (AP).
2.3 N
ORMA RELATIVA AOA
PROVISIONAMENTO(A
RT.
8
º DOR
EGULAMENTON.
º994/2010)
2.3.1 REQUISITOS MÍNIMOS DE APROVISIONAMENTO DOS “CLIENTES PROTEGIDOS”
Na tabela seguinte é apresentada a análise da suficiência das infra-estruturas de armazenamento de gás para aprovisionamento dos “Clientes Protegidos”, no caso de ocorrência de um mínimo de 30 dias de procura de gás excepcionalmente elevada (com uma probabilidade estatística de uma vez em 20 anos) no cenário central de evolução dos consumos.
Dmax - Procura diária excepcionalmente elevada 333,1 337,7 342,8 348,0 369,8
Mercado convencional 150,8 154,9 159,5 164,1 167,4
Sector eléctrico 182,4 182,8 183,3 183,8 202,5
Capacidade de oferta 478,4 506,9 571,2 571,2 571,2
Terminal GNL de Sines 228,5 257,0 321,3 321,3 321,3
Interligação de Campo Maior/Badajoz 134,2 134,2 134,2 134,2 134,2 Interligação de Valença do Minho/Tui 30,0 30,0 30,0 30,0 30,0 Armazenamento Subterrâneo (Carriço) 85,7 85,7 85,7 85,7 85,7
Capacidade indisponível: Terminal GNL Sines 228,5 257,0 321,3 321,3 321,3
Saldo de capacidade -83,2 -87,8 -92,9 -98,1 -119,9
N-1 com falha do TGNL de Sines (%) 75% 74% 73% 72% 68%
2014 2015 2016 (GWh/d)
(GWh/d)
Balanço de Capacidade, Cenário Central 2012 2013
N-1 com falha do TGNL de Sines
9 NECESSIDADES DE APROVISIONAMENTO DOS “CLIENTES PROTEGIDOS” DURANTE 30 DIAS EXTREMOS:
2012-2016, CENÁRIO CENTRAL
Constata-se que, nestas circunstâncias, a infra-estrutura de armazenamento subterrâneo do Carriço é suficiente para garantir as condições mínimas de aprovisionamento de gás natural aos “Clientes Protegidos” indicadas no regulamento europeu até 2020.
2.3.2 DEFINIÇÃO ALARGADA DE “CLIENTES PROTEGIDOS” / NECESSIDADES ADICIONAIS DE APROVISIONAMENTO DO
SNGN
De acordo com a definição alargada de clientes protegidos exposta no capítulo 2.1, o estudo da avaliação do risco ao aprovisionamento do SNGN foi equacionado de uma forma mais conservadora para o caso Português, onde a aplicação da norma de aprovisionamento cumprirá com os seguintes critérios adicionais de abastecimento a clientes protegidos e SEN:
• 60 dias de procura excepcionalmente elevada dos clientes protegidos: conjunto de clientes domésticos + sector terciário e industrial até 20% do mercado convencional total;
• Abastecimento de 15 dias de consumo das centrais termoeléctricas em regime ordinário em condições extremas.
Na tabela seguinte é analisada a suficiência da RNTIAT para fazer face às necessidades de aprovisionamento dos “Clientes Protegidos” e do SEN, na ocorrência de procura de gás elevada prolongada no tempo no cenário central de consumos nos anos 2012 a 2016.
NECESSIDADES DE APROVISIONAMENTO DOS “CLIENTES PROTEGIDOS” E MERCADO DE ELECTRICIDADE: 2012-2016, CENÁRIO CENTRAL
A exploração de novas cavidades para armazenamento subterrâneo de gás no complexo do Carriço é fundamental para que, no longo prazo, o SNGN seja capaz de superar eventuais situações críticas prolongadas no tempo. Não obstante a capacidade total de armazenamento seja, até 2016, quase sempre suficiente para satisfazer as necessidades de aprovisionamento do SNGN, são identificadas na tabela acima as necessidades de armazenamento no Terminal GNL, que oscilam, no cenário central de consumos, entre 41% e 145% da capacidade desta infra-estrutura.
Necessidades de Aprovisionamento (GWh) 1790 1812 1837 1860 1934
Clientes Protegidos: 30 dias de procura elevada - uma vez em 20 anos 1790 1812 1837 1860 1934
Capacidade máxima de oferta na RNTIAT para 30 dias (GWh) 3701 5213 5213 5213 5213
Terminal GNL de Sines 1626 2642 2642 2642 2642
Armazenamento Subterrâneo do Carriço* 2075 2571 2571 2571 2571
Necessidades de armaz. no TGNL (GWh) - - - -
-Necessidades de armaz. no TGNL (% cap.) - - - -
-* O minorante entre a capacidade de armazenamento e a capacidade máxima de extracção durante 30 dias
2016 2015
2012 2013 2014
Necessidades de Aprovisionamento (GWh) 4439 4441 4624 4581 4782
Clientes Protegidos: 60 dias de procura elevada - uma vez em 20 anos 3486 3527 3577 3621 3765 SEN: 15 dias de consumo em Janeiro/R.Seco (sem Turbogás) 953 914 1047 961 1017
Capacidade máxima de oferta na RNTIAT para 60 dias (GWh) 3701 5550 5550 6145 6145
Terminal GNL de Sines 1626 2642 2642 2642 2642
Armazenamento Subterrâneo do Carriço 2075 2908 2908 3503 3503
Necessidades de armaz. no TGNL (GWh) 2364 1533 1716 1078 1279
Necessidades de armaz. no TGNL (% cap.) 145 58 65 41 48
2015
10 O complexo de armazenamento subterrâneo no Carriço constitui a infra-estrutura da RNTIAT adequada para a constituição de reservas de segurança. Apesar do Terminal GNL de Sines estar dotado de capacidade de armazenamento de gás, esta tem por objectivo primordial realizar o ajustamento entre a descarga intermitente de navios metaneiros e as necessidades de emissão contínua para a RNTGN de acordo com a modulação dos consumos de gás na RNTGN, pelo que, não é desejável a sua utilização como meio de assegurar o armazenamento de gás para fins de constituição de reservas de segurança.
2.4 I
DENTIFICAÇÃO DOS RISCOS SEVEROS–
RISCOS INACEITÁVEISNo documento de “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de gás natural em Portugal” foram identificados os riscos considerados inaceitáveis e os riscos com severidade elevada, de acordo com as matrizes de avaliação de risco nele apresentadas. Esta identificação teve por base uma prévia classificação dos riscos identificados quanto ao horizonte temporal abrangido pelo risco, à sua probabilidade de ocorrência e à respectiva severidade. No presente capítulo são apresentados os riscos considerados inaceitáveis (nível de risco elevado), os riscos com severidade elevada (alta) e os riscos com probabilidade alta e média/alta (ambos com um nível de risco médio de acordo com a matriz de risco). Estes serão os riscos que terão uma análise mais detalhada, e portanto, objecto de medidas preventivas no âmbito do presente Plano Preventivo de Acção. Será ainda efectuada uma classificação em riscos relativos às infra-estruturas e riscos relativos ao aprovisionamento de GN.
Na tabela seguinte apresenta-se uma sistematização dos riscos identificados no documento “Avaliação dos riscos que afectam o aprovisionamento de gás natural em Portugal”, assim como a respectiva matriz dos riscos, correspondente ao cenário I - decorrente da imposição do Reg. (EU) 994/2009: 30 dias de consumo de clientes domésticos + terciário, empresas e pequenos industriais (até 20% total).
11 TABELA RESUMO DOS RISCOS
DIAGRAMA MATRIZ DOS RISCOS
Os riscos identificados são considerados aceitáveis se se encontrarem identificados a amarelo claro e amarelo escuro na matriz de análise de risco. São riscos que, pela sua intercepção de probabilidade e severidade não comprometem no curto/médio e longo prazo o fornecimento de GN ao SNGN. Por seu lado, os riscos identificados são considerados inaceitáveis se se encontrarem
Horizonte
temporal Probabilidade Severidade Nível de Risco
i)b Falha no TGNL de Sines motivada por acidentes na
infra-estrutura do TGNL de Sines ou falta de gás meses ou anos Média / Alta Média / Alta Elevado semanas ou meses Média / Alta Média / Alta Elevado
meses ou anos Média / Alta Média / Alta Elevado semanas ou meses Média / Alta Médio
Reduzido Média / Baixa Média / Baixa Médio Média / Alta < 1 semana Baixa semanas ou meses Baixa Média / Alta semanas ou meses Baixa
semanas ou meses Baixa Média / Baixa Reduzido Reduzido semanas ou meses Média / Baixa Média / Baixa Reduzido
Baixa Média / Alta Reduzido
Identificação do Risco / Ocorrência
ii) Falha na Interligação de Campo Maior iii) Falha na 3ª Interligação com Espanha
iv) Falha na Interligação Valença do Minho
Correlação de riscos de ocorrência de condições
climatéricas extremas em Portugal e Espanha < 1 semana ix) Correlação
de Riscos Falha no aprovisionamento de países terceiros que
afectem Portugal e Espanha meses ou anos
semanas ou meses Baixa Alta Médio i)a Falha no TGNL de Sines devido a Meteorologia
Adversa
vii)b Rupturas no gasoduto em locais críticos ou de potencial congestionamento na RNTGN viii) Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros
vii)a Rupturas no gasoduto em locais suficientemente afastados dos pontos de entrada da RNTGN i) Falha na infra-estrutura do TGNL de Sines vii) Rupturas no gasoduto de transporte
v) Falha no Armazenamento do Carriço
vi) Falha na Estação de Compressão do Carregado
Alta
Média/Alta ia) iii) i)b ii)
viii)
Média/Baixa vi)
Baixa iv) vii)a v) ix) vii)b
Baixa Média/Baixa Média/Alta Alta
P
ro
b
a
b
ilid
a
d
e
Severidade
12 identificados a laranja na matriz de análise de risco. São riscos que, pela sua intercepção de probabilidade e severidade comprometem no curto/médio e longo prazo o fornecimento de GN ao SNGN, obrigado a medidas de actuação do lado da procura, designadamente recorrendo à interruptibilidade de parte dos consumos do SNGN.
De acordo com a matriz apresentada e os critérios definidos anteriormente, os riscos identificados são: i)b, ii) e viii) – riscos classificados como inaceitáveis (nível de risco elevado)– e os riscos i)a, iii) e vii)b – riscos com severidade alta e os riscos com probabilidade alta e média/alta, isto é, ambos com um nível de risco médio.
O risco i)a Falha no TGNL de Sines devido a meteorologia adversa, não será, no entanto, objecto de análise detalhada no presente PPA já que o horizonte temporal de existência do próprio risco é reduzido – resulta essencialmente de condições meteorológicas adversas inferiores a uma semana, e portanto, normalmente dentro da janela de descarga de navios metaneiros. Por seu lado, o risco iii) Falha na 3ª interligação com Espanha, também não será objecto de análise detalhada no presente PPA, já que esta infra-estrutura ainda não existe nem será colocada em serviço até 2016.
Deste modo, serão objecto de análise detalhada no presente PPA, designadamente através da implementação de medidas de prevenção (diminuindo a probabilidade de ocorrência) ou de protecção (diminuindo a severidade do impacto), os seguintes riscos:
i)b Falha no TGNL de Sines motivada por acidentes na infra-estrutura, ou falta de gás motivada por problemas nos fornecedores de GNL;
ii) Falha na interligação de Campo Maior;
vii)b Rupturas no gasoduto em locais críticos ou de potencial congestionamento na RNTGN;
viii) Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros. O risco vii)b é um risco com impacto no cumprimento da norma relativa às infra-estruturas, artigo 6.º do Regulamento Nº 994/2010, e o risco viii) é um risco com impacto na norma relativa ao aprovisionamento, artigo 8.º do Regulamento Nº 994/2010. Os riscos i)b e ii) podem ter impacto em ambas as normas referidas.
2.5 C
ONCLUSÕES DA ANÁLISE DER
ISCOSDa avaliação dos riscos que podem afectar o abastecimento de GN em Portugal, concluiu-se que do ponto de vista das infra-estruturas de oferta de GN, o critério N-1 imposto pelo Artigo 6º do Regulamento N.º 994/2010 não é respeitado durante o horizonte estudado (até 2016) apenas com recurso à capacidade das infra-estruturas, sendo que o défice de capacidade pode atingir 32% da ponta do cenário central de consumos, destacando-se no futuro a importância da entrada em funcionamento da 3ª interligação bidireccional com Espanha e da expansão da instalação de superfície do AS do Carriço.
Do ponto de vista do aprovisionamento, concluiu-se que as singularidades do SNGN e dos riscos associados justificam a adopção de uma norma mais exigente do que a que resulta dos requisitos mínimos impostos pelo Regulamento N.º 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho. Desta
13 forma, entendeu-se que a noção de clientes protegidos para o caso português, conforme é descrita no regulamento, deverá contemplar não só os clientes domésticos, mas também um conjunto alargado de clientes não-domésticos, como sejam as PMEs e os serviços essenciais, até ao limite de 20% do consumo total. Assumiu-se como normativo o aprovisionamento de 60 dias de procura excepcionalmente elevada dos clientes protegidos.
Em complemento, considerou-se que para protecção do sistema electroprodutor nacional face às necessidades efectivas de consumo, serão constituídas reservas de 15 dias de consumo em condições extremas das centrais electroprodutoras do regime ordinário alimentadas a gás natural, já descontados dos consumos interruptíveis assentes em contratos de aprovisionamento garantido de combustível alternativo.
Da avaliação da suficiência da RNTIAT para fazer face aos requisitos propostos para o aprovisionamento de GN aos “Clientes Protegidos” e ao SEN, constatou-se que a infra-estrutura de armazenamento subterrâneo do Carriço é suficiente para garantir as condições mínimas de aprovisionamento de gás natural aos “Clientes Protegidos” indicadas no regulamento europeu. No entanto, a exploração de novas cavidades para o armazenamento de gás subterrâneo no complexo do Carriço é fundamental para que, no longo prazo, o SNGN seja capaz de superar eventuais situações críticas prolongadas no tempo.
14
3. PLANO PREVENTIVO DE ACÇÃO – PPA
De acordo com o ponto 1 do artigo 5.º do Regulamento Nº 994/2010, o Plano Preventivo de Acção deve conter (mas não se restringindo):
“b) As medidas... necessárias para satisfazer as normas relativas às infra-estruturas e ao aprovisionamento, nos termos dos artigos 6.º e 8.º , incluindo, se for caso disso, a medida em que as iniciativas do lado da procura podem constituir compensação suficiente e oportuna para uma perturbação do aprovisionamento…”
“d) As outras medidas preventivas, como as relacionadas com a necessidade de reforçar as interligações entre Estados-Membros vizinhos e a possibilidade de diversificar as vias e fontes de aprovisionamento de gás…”
“e) Os mecanismos a utilizar na cooperação com outros Estados-Membros para preparar e executar planos preventivos de acção conjuntos e planos conjuntos de emergência…”
“f) Informações sobre as interligações actuais e futuras, incluindo as que permitem o acesso à… capacidade física para o transporte de gás em ambos os sentidos («capacidade bidireccional»), em particular caso se verifique uma emergência;”
“g) … obrigações de serviço público relacionadas com a segurança do aprovisionamento de gás.”
Para além disso, de acordo com o ponto 3 do mesmo artigo, o Plano Preventivo de Acção deve basear-se “… principalmente em medidas de mercado e devem ter em conta o impacto económico, a eficácia
e a eficiência das medidas, os efeitos no funcionamento do mercado interno da energia e o impacto no ambiente e nos consumidores, e não devem sobrecarregar indevidamente as empresas de gás natural, nem prejudicar o funcionamento do mercado interno do gás.”
Com o conjunto de medidas constantes do Plano Preventivo de Acção, o SNGN deverá estar em condições de fazer face aos riscos identificados, isto é, deverá verificar-se uma deslocação dos riscos elevados (inaceitáveis) para a região de aceitabilidade da matriz de risco.
Assim, Regula basead medida
3.1 M
EDI 3.1.1 M No pre indican a b apresenta-s amento Nº 99 das no merca as inclui as m IDAS BASEAD MEDIDAS RELA esente capítu ndo a sua ap a) Maior fle Actualm b) Maior fle Existem aumenta abasteci importaç argelino de um se gás natu contract se uma breve 94/2010, e q ado, que visa medidas rela DAS NO MERC ATIVAS À OFERT ulo efectua-licabilidade exibilidade n ente o SNGN exibilidade n um conjunt ar a flexibi mento do S ção de gás n . Em 2004, c egundo pont ural nigerian tos das SociDIAGRAM e descrição e que se pode am a segura tivas à ofert CADO TA se uma lista ou não ao SN na produção N não possui na importaçã to de medida lidade na i SNGN em 19 natural, Cam com a entra to de entrad no. Mais rec
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16 permitindo que o ponto de Valença do Minho / Tuy se assuma como um 3º ponto de entrada no SNGN para importação de gás natural. A conclusão do projecto de expansão do TGNL de Sines (PETS), que irá dotar esta infra-estrutura de um 3º tanque de armazenamento de GNL, constitui uma peça fundamental para o aumento da flexibilidade na importação. Para o futuro, a construção da estação de compressão do Carregado aumentará a capacidade de entrada com proveniência do TGNL de Sines. Para lá do horizonte de 2016, a construção de uma 3ª interligação com Espanha assumirá um contributo preponderante no aumento da flexibilidade na importação.
c) Medidas para facilitar a integração do gás proveniente de fontes de energia renováveis nas infra-estruturas da rede de gás
Actualmente, o SNGN não é abastecido por gás proveniente de fontes de energia renováveis. No futuro, esta poderá ser uma nova realidade no abastecimento do SNGN, à semelhança do que já acontece em Espanha.
d) Armazenamento de gás comercial no AS (capacidade de extracção e volume de gás)
Para o período de 2012 a 2016, o SNGN conta com o Armazenamento Subterrâneo do Carriço com uma capacidade de extracção de 85,7 GWh/d. Em termos de armazenamento, encontra-se prevista a entrada em serviço da quinta cavidade, aumentando o volume operacional de 2075 GWh para 2908 GWh; e da sexta cavidade, aumentando o volume operacional de 2908 GWh para 3503 GWh. A capacidade de armazenamento disponibilizada permitirá a constituição das reservas de segurança de gás natural bem como a armazenagem das reservas comerciais dos agentes de mercado, que as poderão movimentar com recurso à capacidade de extracção existente (nota: o acesso ao armazenamento subterrâneo em Portugal é exclusivamente regulado).
e) Capacidade do terminal de GNL e capacidade máxima de expedição
Com a finalização do projecto de expansão do TGNL de Sines (PETS), durante o ano de 2012, a capacidade de armazenamento desta infra-estrutura aumentará do valor de 1626 GWh para o valor de 2642 GWh. Também a capacidade de regaseificação será aumentada, passando de um valor entre 228,5 GWh/d e 257 GWh/d para o valor de 321,3 GWh/d após a entrada em operação da EC do Carregado. Assim, a expansão do TGNL de Sines, quer na componente de armazenamento (mais 62%), quer na componente de regaseificação (mais 67%), constitui uma medida fundamental (baseada no mercado) que visa a segurança do aprovisionamento de gás.
f) Diversificação das fontes de gás e das vias de aprovisionamento de gás
Após a entrada em operação do TGNL de Sines, o SNGN passou a dispor de uma infra-estrutura fundamental para permitir a diversificação das fontes de gás e das vias de aprovisionamento de gás. Actualmente, o SNGN é abastecido numa proporção de 55-60% pelo TGNL de Sines com gás natural maioritariamente nigeriano, mas já teve abastecimentos de GNL com proveniências da Líbia, Argélia, Guiné Equatorial e Trinidad e
17 Tobago. A possibilidade de introdução de gás natural parcialmente odorizado por Campo Maior permitiu que o gás natural que chega a Portugal possa ter também uma maior diversidade de fontes de gás, já que esta situação possibilita a confluência de fluxos de gás em Córdova (Espanha) com direcção a Portugal, não se restringindo apenas ao gás natural transportado pelo gasoduto Magrebe-Europa e com proveniência da Argélia.
Como referido no ponto anterior, no futuro, a construção da estação de compressão do Carregado aumentará a capacidade de entrada com proveniência do TGNL de Sines, sendo este o ponto de aprovisionamento do SNGN que permite a maior diversificação das fontes de gás. Para lá do horizonte de 2016, a construção de uma 3ª interligação com Espanha assumirá um contributo significativo, quer na diversificação das vias de aprovisionamento de gás, quer na diversificação das fontes de gás, já que possibilita que o SNGN venha a ser abastecido pelos terminais de GNL existentes no norte da Península Ibérica, podendo portanto beneficiar do diverso conjunto de fontes de gás que abastecem o sistema espanhol.
g) Fluxos bidireccionais
Em 1998 iniciou-se o fornecimento de gás natural ao norte de Espanha (Galiza) através do ponto de interligação de Valença do Minho / Tuy. Apesar das Sociedades de Transporte de então apenas preverem o fluxo de gás natural no sentido da exportação, o facto é que, pelo menos em situações de emergência, o SNGN passou a estar dotado de um 2º ponto de entrada, aumentando a segurança de abastecimento na perspectiva das infra-estruturas. Mais recentemente, desde 2008 que a REN e a Enagas publicam as capacidades bidireccionais nos pontos de Valença do Minho / Tuy e Campo Maior / Badajoz. A capacidade bidireccional assume valores significativos para o SNGN e de importância não menos relevante para a província da Galiza em Espanha.
No entanto, com o aumento da procura no SNGN ao longo dos anos, quer a expansão do TGNL de Sines (PETS), quer a estação de compressão do Carregado, serão fundamentais para garantir os compromissos da REN relativamente à bidireccionalidade nos pontos de interligação de Valença do Minho / Tuy e Campo Maior / Badajoz. Finalmente, a 3ª interligação com Espanha também foi projectada no sentido de garantir a bidireccionalidade deste novo ponto de interligação com a rede de Espanha.
h) Coordenação das actividades de despacho por parte dos operadores de redes de transporte Desde o início da introdução de gás natural em Portugal, no final de 1996, ambos os TSOs têm mantido relações de cooperação e coordenação estreita como são exemplo a existência do Centro de Reparto de Gás (CRG) entre o ano de 1997 e 2001 e a celebração dos manuais operativos das Sociedades de Transporte do GME. Actualmente, após a cessação dos contractos das Sociedades de Transporte Campo Maior – Leiria – Braga e Braga – Tuy, encontra-se em vigor um Acordo de Operação Conjunto das interligações de Valença do Minho / Tuy e Campo Maior / Badajoz.
18 i) Investimento em infra-estruturas, incluindo em capacidade bidireccional
Relativamente a investimentos em infra-estruturas, a proposta de Plano de Desenvolvimento e Investimento na RNTIAT (PDIR) elaborado em Março de 2011 contém um conjunto de investimentos propostos que se encontram coerentes com o plano decenal do ENTSO-G, “Ten Year Network Development Plan 2011-2020”, publicado em Janeiro de 2011, e com o “Gas Regional Investment Plan 2011-2020” elaborado pelos TSOs da região Sul e publicado em Novembro de 2011.
As principais infra-estruturas, referidas na proposta de PDIR, consistem em: • Gasoduto Mangualde – Celorico – Guarda (fecho dos Lotes 5 e 6); • Estação de compressão do Carregado;
• 3ª interligação com Espanha; • Gasoduto Carriço-Cantanhede;
• Desenvolvimento do Armazenamento Subterrâneo do Carriço.
Contudo, nenhum destes projectos de investimento assenta em processos de validação através de consultas ao mercado (do tipo open season, por exemplo), uma vez que são fundamentalmente propostas destinadas a aumentar a segurança do aprovisionamento e a criação do Mibgas, para os quais não é possível encontrar agentes dispostos a assumir o risco de contratação de capacidade a médio / longo prazo em face do contexto actual de crise económica e financeira que afecta os países da União Europeia.
j) Acordos contratuais para garantir a segurança do aprovisionamento de gás
Desde Setembro de 2006, que ambos os TSOs – REN e Enagas – mantêm um acordo de assistência mútua, “Acordo de Assistência Mútua entre a Enagas e a REN”, objecto de actualização anual. Este acordo permite a ambos os TSOs recorrerem à ajuda do outro em situações de contingência e de emergência no valor dos quantitativos de gás acordados.
De acordo com o Artigo 13.º Intercâmbio de informações, do Regulamento N.º 994/2010, a autoridade competente possui informações sobre os contractos com duração superior a um ano celebrados com fornecedores de países terceiros, designadamente a duração do contrato; os volumes totais contratados, numa base anual, e o volume médio por mês; os volumes máximos contratados por dia, em caso de alerta ou de emergência; e os pontos de entrega contratados.
3.1.2 MEDIDAS RELATIVAS À PROCURA
No presente capítulo efectua-se uma listagem das medidas baseadas no mercado relativas à procura, indicando a sua aplicabilidade ou não ao SNGN, uma breve descrição das mesmas. k) Utilização de contratos interruptíveis
19 l) Possibilidades de mudança de combustível
Existem duas centrais de ciclo combinado a gás natural (CT da Tapada do Outeiro e CT de Lares) com a possibilidade de funcionarem com combustível alternativo. No entanto, não existe uma obrigação de “fuel-switching” para os consumidores de gás.
m) Redução voluntária dos consumos contratados
Actualmente, o SNGN não possui esta modalidade de contratação. n) Maior eficiência
A Resolução do Conselho de Ministros n.º 80/2008 aprovou o Plano Nacional de Acção para a Eficiência Energética (PNAEE), documento que engloba um conjunto alargado de programas e medidas consideradas fundamentais para que Portugal possa alcançar e suplantar os objectivos fixados no âmbito da Directiva n.º 2006/32/CE, do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de Abril, relativa à eficiência na utilização final de energia e aos serviços energéticos. O PNAEE (actualmente em fase de revisão) estabelece como meta a alcançar até 2015 a implementação de medidas de melhoria de eficiência energética equivalentes a 10% do consumo final de energia, abrangendo a área dos Transportes, Residencial, Serviços, Indústria e Estado, tanto em termos de tecnologias e equipamentos como ao nível comportamental.
Relativamente aos impactes do PNAEE sobre a procura de gás natural, existem medidas que, de forma directa, contribuem para a redução dos consumos de gás natural, com destaque para as que actuam ao nível do isolamento dos edifícios, as que promovem a tecnologia solar térmica e a racionalização energética ao nível industrial. Por outro lado, todas as medidas com incidência sobre a redução dos consumos de electricidade estão indirectamente a contribuir para a redução dos consumos de gás nas centrais termoeléctricas.
De acordo com o relatório de execução de 20101 a implementação acumulada das medidas
do PNAEE, nos anos de 2008, 2009 e 2010, traduz-se numa poupança (energética) de 657.244 tep, o que permite concluir que já se atingiu 36,7% do objectivo a 2015.
o) Maior utilização de fontes de energia renováveis
No âmbito da Directiva 2009/28/CE, de 23 de Abril de 2009, relativa à promoção da utilização de energia proveniente de fontes renováveis (Directiva FER), Portugal submeteu à Comissão Europeia o seu Plano Nacional de Acção para as Energias Renováveis (PNAER) para o horizonte de 2020.
O PNAER (actualmente em fase de revisão) fixa os objectivos de Portugal relativos à quota de energia proveniente de fontes renováveis no consumo final bruto de energia em 2020, tendo em consideração a energia consumida nos sectores dos transportes, da electricidade e do aquecimento e arrefecimento em 2020, identificando as medidas e acções previstas em cada um desses sectores. Estabelece igualmente o compromisso nacional relativo à
20 quota de energia proveniente de fontes renováveis consumida no sector dos transportes nos termos previstos no n.º 4 do artigo 3.º da Directiva FER.
O referido plano visa garantir que em 2020, 31% do consumo final bruto de energia, 60% da electricidade produzida e 10% do consumo de energia no sector dos transportes rodoviários tenham origem em fontes renováveis.
As medidas do PNAER com impactes previsíveis sobre o SNGN são sobretudo as que incidem sobre o sector eléctrico, promovendo a redução do peso da componente de produção de electricidade com base em gás natural.
No quadro seguinte resumem-se o conjunto de medidas baseadas no mercado e a respectiva aplicabilidade ou não ao SNGN.
Medidas baseadas no mercado Aplicação
ao SNGN
OFERTA
a) Maior flexibilidade na produção NÃO
b) Maior flexibilidade na importação SIM
c) Medidas para facilitar a integração do gás proveniente de fontes de energia renováveis nas infra-estruturas da rede de gás
NÃO
d) Armazenagem de gás comercial no AS (além das reservas de segurança) SIM
e) Capacidade do terminal de GNL e capacidade máxima de expedição SIM
f) Diversificação das fontes de gás e das vias de aprovisionamento de gás SIM
g) Fluxos bidirecionais SIM
h) Coordenação das actividades de despacho dos TSOs SIM
i) Investimento em infra-estruturas, incluindo em capacidade bidireccional NÃO
j) Acordos contratuais para garantir a segurança do aprovisionamento de gás SIM
PROCURA
k) Utilização de contratos interruptíveis NÃO
l) Possibilidades de mudança de combustível SIM
m) Redução voluntária dos consumos contratados NÃO
n) Maior eficiência SIM
21
3.2 M
EDIDAS NÃO BASEADAS NO MERCADO3.2.1 MEDIDAS RELATIVAS À OFERTA
No presente capítulo efectua-se uma listagem das medidas não baseadas no mercado relativas à oferta, indicando a sua aplicabilidade ou não ao SNGN, uma breve descrição das mesmas. p) Utilização da reserva estratégica de gás / constituição de reservas de segurança
De acordo com o DL n.º 140/2006 de 26 de Julho, as entidades que introduzam gás natural no mercado interno nacional para consumo não interruptível estão sujeitas à obrigação de constituição e de manutenção de reservas de segurança. A quantidade global mínima de reservas de segurança de gás natural é fixada por portaria, não podendo ser inferior a 15 dias de consumos não interruptíveis dos produtores de electricidade em regime ordinário e a 20 dias dos restantes consumos não interruptíveis. Atendendo à actual estrutura do mercado nacional, o quantitativo de reservas de segurança situa-se, em média, nos 18 dias de consumos não interruptíveis. O gás natural para contabilização das reservas de segurança deverá estar localizado nas instalações de Armazenamento Subterrâneo, no terminal de GNL de Sines ou em navios metaneiros em trânsito, no máximo a nove dias de trajecto. Nesta contabilização está incluído o gás natural correspondente ao abastecimento dos clientes abastecidos pelas Unidades Autónomas de Gaseificação (UAG), que será movimentado pelo Gestor Técnico Global do SNGN em caso de necessidade.
A competência para autorizar ou para determinar o uso das reservas de segurança em caso de perturbação grave do abastecimento pertence ao ministro responsável pela área da energia, tendo em consideração o interesse nacional e as obrigações assumidas em acordos internacionais.
Na recente portaria n.º 297/2011 de 16 de Novembro, foi fixado que, em 31 de Dezembro de 2015, as reservas mínimas de segurança de gás natural de todos os consumos não interruptíveis a que se refere o n.º 1 do artigo 50.º do Decreto - Lei n.º 140/2006, são de 24 dias de consumo médio.
q) Utilização obrigatória de reservas de combustíveis alternativos Actualmente, o SNGN não possui esta medida.
r) Utilização obrigatória de electricidade produzida a partir de fontes distintas do gás
Actualmente, o SNGN não possui esta medida. No entanto, o facto de a REN ser simultaneamente o TSO dos sistemas de transporte de gás natural e de electricidade, permite que haja uma coordenação das actividades de gestão operacional em situações de emergência, designadamente através do despacho de electricidade produzida a partir de fontes distintas do gás para fazer face a situações de falta de aprovisionamento de gás natural.
22 s) Retirada obrigatória do armazenamento
Actualmente, o SNGN não possui esta medida.
3.2.2 MEDIDAS RELATIVAS À PROCURA
No presente capítulo efectua-se uma listagem das medidas não baseadas no mercado relativas à procura, indicando a sua aplicabilidade ou não ao SNGN, uma breve descrição das mesmas, e se se tratam de medidas de prevenção (diminuindo a probabilidade de ocorrência) ou de protecção (diminuindo a severidade do impacto).
t) Substituição obrigatória do combustível – “Fuel switching”
Apesar de existirem duas centrais de ciclo combinado a gás natural (CT da Tapada do Outeiro e CT de Lares) com a possibilidade de funcionarem com combustível alternativo, não existe uma obrigação de “fuel-switching” para os consumidores de gás. Enquanto se mantiver o regime de interruptibilidade destas centrais, designadamente a isenção de constituição de reservas de segurança (medida p)), era importante proceder à regulamentação do procedimento de interruptibilidade de clientes para fazer face a situações de emergência.
u) Utilização obrigatória de contratos interruptíveis
Não aplicável ao SNGN. Actualmente, o SNGN não possui esta modalidade de contratação. v) Redução obrigatória dos consumos contratados
Não aplicável ao SNGN. Actualmente, o SNGN não possui esta modalidade de contratação. No quadro seguinte resumem-se o conjunto de medidas não baseadas no mercado e a respectiva aplicabilidade ou não ao SNGN.
Medidas não baseadas no mercado Aplicação
ao SNGN
OFERTA
p) Utilização da reserva estratégica de gás / constituição reservas segurança SIM
q) Utilização obrigatória de reservas de combustíveis alternativos NÃO
r) Utilização obrigatória de electricidade produzida a partir de fontes distintas do gás
NÃO
s) Retirada obrigatória do armazenamento NÃO
PROCURA
t) Substituição obrigatória do combustível – “Fuel switching” NÃO
u) Utilização obrigatória de contractos interruptíveis NÃO
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3.3 C
ENÁRIOS DER
ISCOSerão objecto de análise detalhada no presente PPA, designadamente através da implementação de medidas de prevenção (diminuindo a probabilidade de ocorrência) ou de protecção (diminuindo a severidade do impacto), os seguintes riscos:
i)b Falha no TGNL de Sines motivada por acidentes na infra-estrutura, ou falta de gás motivada por problemas nos fornecedores de GNL;
ii) Falha na interligação de Campo Maior;
vii)b Rupturas no gasoduto em locais críticos ou de potencial congestionamento na RNTGN; viii) Perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros.
O risco vii)b é um risco com impacto no cumprimento da norma relativa às infra-estruturas, artigo 6.º do Regulamento Nº 994/2010, e o risco viii) é um risco com impacto na norma relativa ao aprovisionamento, artigo 8.º do Regulamento Nº 994/2010. Os riscos i)b e ii) podem ter impacto em ambas as normas referidas.
Tendo por base os riscos identificados como inaceitáveis (região de inaceitabilidade da matriz de risco), e os riscos com severidade elevada, de acordo com o capítulo 2.4 do presente documento, procede-se à identificação dos cenários de risco e respectiva priorização que serão objecto de análise do presente PPA.
Assim, são postulados quatro cenários de risco que se detalham nos pontos seguintes.
3.3.1 FALHA NO TGNL DE SINES
A falha no TGNL de Sines por acidente na infra-estrutura pode ser motivada por actos não voluntários, resultantes de procedimento incorrecto na operação da instalação ou por não cumprimento das normas e procedimentos de segurança. Pode ainda ser motivada por actos de sabotagem ou terrorismo, fenómenos ou catástrofes naturais.
A falha no TGNL de Sines motivada por falta de gás com origem em problemas nos fornecedores de GNL consagra uma perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros, de acordo com o risco viii).
Em qualquer das situações, considera-se para a construção do presente cenário, que a infra-estrutura ficará indisponível na totalidade, isto é, com capacidade nula de regaseificação para a rede durante um período de várias semanas ou alguns meses. A prioridade de abordagem deste cenário é elevada já que, actualmente, o SNGN depende entre 55-60% desta infra-estrutura para abastecimento da sua procura.
3.3.2 FALHA NA INTERLIGAÇÃO DE CAMPO MAIOR
A falha na interligação de Campo Maior pode ser motivada por acidente na infra-estrutura, resultante de actos não voluntários, resultantes de procedimento incorrecto na operação da
24 instalação, por não cumprimento das normas e procedimentos de segurança por parte das equipas de operação da Enagas ou por terceiros, designadamente os decorrentes de actividades na proximidade do gasoduto Córdova-Badajoz. Pode ainda ser motivada por actos de sabotagem ou terrorismo, fenómenos ou catástrofes naturais.
A falha na interligação de Campo Maior motivada por falta de gás com origem em problemas nos fornecedores de GN/GNL consagra uma perturbação no aprovisionamento pelos fornecedores de países terceiros, de acordo com o risco viii).
Em qualquer das situações, considera-se para a construção do presente cenário, que a infra-estrutura ficará indisponível na totalidade, isto é, com capacidade nula de transporte para a RNTGN durante um período de várias semanas ou alguns meses. Isto corresponde a um deficit de capacidade de entrada no SNGN de 134,2 GWh/d, designadamente de 89 GWh/d com proveniência do GME. A prioridade de abordagem deste cenário é elevada já que, actualmente, o SNGN depende entre 40-45% deste gasoduto para abastecimento dos seus consumos.
3.3.3 RUPTURAS NO GASODUTO EM LOCAIS CRÍTICOS OU DE POTENCIAL CONGESTIONAMENTO NA RNTGN
Para este cenário de risco é considerada a ruptura a norte da JCT 2500 – Bidoeira, no gasoduto principal de transporte. Este cenário poderá ser motivado por acidente na infra-estrutura, resultante de actos não voluntários decorrentes de actividades na proximidade do gasoduto. Pode ainda ser motivada por actos de sabotagem ou terrorismo, fenómenos ou catástrofes naturais.
Neste cenário, os consumos a norte da JCT 2500 – Bidoeira terão de ser garantidos única e exclusivamente através do ponto de entrada de Valença do Minho, com uma capacidade de 30 GWh/d nos meses de Inverno (de Novembro a Março) e de 40 GWh/d nos restantes meses do ano. Efectivamente, perante este cenário, os consumos desta zona do SNGN, designadamente os clientes protegidos, não terão acesso ao gás natural com proveniência por Campo Maior, pelo terminal de GNL de Sines ou pelo armazenamento subterrâneo do Carriço, onde se encontram as reservas comerciais e de segurança do País.
Actualmente o consumo médio não interruptível da zona abastecida a norte do ponto de ruptura é de 39 GWh/d médios anuais, com valores de 51 GWh/d no período de Inverno. Considerando que os consumos médios apresentados representam sensivelmente 50% do mercado (os outros 50% correspondem ao ME – CT da Tapada), o conceito de Clientes Protegidos (sector doméstico (7% do consumo total) + 20% do consumo total) situar-se-á entre 21,1 e 27,4 GWh/d. Verifica-se portanto que, independentemente da altura do ano, a capacidade de interligação por Valença do Minho será suficiente para garantir o fornecimento aos Clientes Protegidos.
3.3.4 PERTURBAÇÃO NO APROVISIONAMENTO PELOS FORNECEDORES DE PAÍSES TERCEIROS
Actualmente, o SNGN garante a satisfação da procura através de dois grandes fornecedores de países terceiros, a Sonatrach da Argélia com fornecimentos de GN por Campo Maior numa proporção de 40-45% e a Nigeria LNG da Nigéria com fornecimentos de GNL através do TGNL de Sines numa proporção de 55-60%.
