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DDiivviissããoo PPllaanneeaammeennttoo ddaa RReeddee

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FFiinnss CCoommeerrcciiaaiiss ppaarraa oo AAnnoo ddee 22001100

((AArrtt..oo 3322ºº ee 3333ºº ddoo RRAARRII))

RRLL PPRRPPRR 55//22000099 NNOOVVEEMMBBRROO

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 1

ÍNDICE

SUMÁRIO EXECUTIVO ............................................................................................................... 2 1. ÂMBITO ............................................................................................................................... 6 2. METODOLOGIA .................................................................................................................... 7 3. CONTEÚDO .......................................................................................................................... 8 4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE 2009 ........................................................................... 9 5. PERSPECTIVAS DE REFORÇOS DA RNT E DE EVOLUÇÃO DO PARQUE PRODUTOR PARA 2010 11

5.1 Evolução da estrutura física da RNT em 2010 ........................................................ 11

5.2 Perspectivas de evolução do parque produtor em 2010 ....................................... 14

5.3 Plano de indisponibilidades de 2010 ....................................................................... 14

6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO .............................................................. 15 6.1 Situações de rede ...................................................................................................... 15

6.2 Cenários da rede de Espanha ................................................................................... 15

6.3 Capacidade técnica das linhas de interligação ....................................................... 16

6.4 Cenários de injecção PRE ......................................................................................... 16

6.5 Cenários de carga ...................................................................................................... 17

6.6 Colocação do parque produtor Português ............................................................... 17

6.7 Indisponibilidades de elementos e de geração na rede ......................................... 19

6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas ......................................................... 19

6.9 Condições da análise de segurança .......................................................................... 19

7. RESULTADOS SEM LIMITAÇÃO DO PARQUE PRODUTOR ........................................................ 21 8. CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS .............................................................. 22 BIBLIOGRAFIA ........................................................................................................................ 27 GLOSSÁRIO ............................................................................................................................ 28 ANEXOS .................................................................................................................................... I

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SUMÁRIO EXECUTIVO

1. Este relatório dá provimento ao estipulado nos artigos 32º e 33º do Regulamento de

Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua edição de Agosto de 2007, quanto à

determinação dos valores previsionais de capacidade de interligação disponível para fins

comerciais para o ano seguinte.

No âmbito das obrigações de serviço público, como concessionária da Rede Nacional de

Transporte (RNT), a REN – Rede Eléctrica Nacional, SA (daqui em diante referida

simplificadamente por REN) definiu em 2001/2002, e em resultado das próprias

orientações do Governo para a criação do MIBEL, um ambicioso programa de

investimentos tendo em vista incrementar a capacidade de interligação internacional com

a rede espanhola.

Este relatório debruça-se exclusivamente sobre o comportamento da rede portuguesa,

embora, e no que à análise de segurança diz respeito, seja também avaliado o impacto de

contingências de um conjunto de instalações do sistema eléctrico de transporte espanhol

mais próximo da fronteira, e que são identificadas como significantes daquele ponto de

vista. Foi igualmente tido em conta o plano de indisponibilidades de elementos dos

sistemas previsto pelo Gestor do Sistema Português.

Os valores de capacidade de interligação apresentados revestem-se de carácter indicativo

pois são calculados tendo por base situações típicas consideradas representativas do

funcionamento dos sistemas eléctricos ibéricos interligados e muito dependentes de

alterações que possam surgir no plano de indisponibilidades de elementos dos sistemas.

As capacidades disponíveis para fins comerciais (NTC – Net Transfer Capacity) não

decorrem exclusivamente de limitações da RNT, mas incorporam constrangimentos

resultantes do parque produtor, tal como é explicado em mais pormenor nos pontos 6.9 e

8. Acrescente-se que, do conjunto de todas as situações produção/consumo analisadas,

os constrangimentos ligados ao parque produtor são os que limitam, em maior número de

casos, a capacidade de interligação.

2. A tabela síntese seguinte ilustra os valores NTC previstos para 2010, tanto para saldos de

trocas no sentido Espanha-Portugal (importação), como no inverso (exportação). O

cálculo obedeceu a uma determinação prévia das efectivas capacidades da rede física de

MAT, às quais são deduzidas as limitações impostas pela gestão de níveis mínimo ou

máximos de capacidade de produção do parque electroprodutor nacional e da aplicação

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de uma margem de 10% (com o mínimo de 100 MW) para colmatar incertezas de

funcionamento do sistema.

CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2010

(Englobando restrições da RNT e do sistema produtor português)

Ano 2010

Portugal → Espanha [MW]

Espanha → Portugal [MW]

Ponta e Cheia Vazio Ponta e Cheia Vazio

Sem indisp.

Com indisp.

Sem indisp.

Com indisp.

Sem indisp.

Com indisp.

Sem indisp.

Com indisp.

Janeiro 1350 (1440)

- 1220 - 1080 - 1530 -

Fevereiro 1350 (1440)

- 1390 - 1080 - 1530 -

Março 1350 (1440)

- 1040 - 1080 900 1340

(1710)

(1620)

Abril 1350 (1810)

(1660) 1200 1120 2070 1280 1170

(2160)

(2030)

Maio 1350 (1370)

- 1030 - 1780

(1890) 1620 840

(2250)

(1960)

Junho 1260 (1620)

- 1350 (1980)

- 1620 1440 1040

(1980)

(1890)

Julho 1260 (1620)

- 1350 (2070) - 1710 1530 1210

(2070)

(1980)

Agosto 1440 (1710)

- 1530 (1850)

(1800) 1520 1480 1040

(1980)

(1830)

Setembro 1350 (2250)

(1990)

1440 (1580)

(1230) 1920 400 850

(2070)

(860)

Outubro 1350 (2160)

(1980)

1440 (1980)

- 1800 1010 970

(1980)

(1780)

Novembro 1350 (1980)

(940)

1440 (1770)

(1160) 1170 1080 940

(1800)

(1710)

Dezembro 1350 (1890)

(1150) 1350 610 1080 990 1200

(1620)

(1530) NOTAS:

A tabela incluiu, para além das restrições na rede de MAT portuguesa, as que resultam de limitações do parque produtor português, tanto no sentido de exportação (não existência de mais potência/energia disponível para exportar), como no sentido de importação (situação de forte produção PRE, que tem prioridade de colocação no sistema, e que conduz à inexistência de potência disponível em regime ordinário para reduzir).

Quando a restrição por rede ocorrer para um valor de capacidade de interligação superior ao que resulta da limitação por parque produtor nacional, o seu valor (de rede) é apresentado em itálico e entre parêntesis.

O cálculo foi efectuado sem e com o Plano de Indisponibilidades (Indisp.) Programadas de elementos da RNT para o ano de 2010 com influência na capacidade de interligação, desde que a duração de cada indisponibilidade seja igual ou superior a 15 dias. Os resultados na coluna ‘Com Indisp’ só são apresentados quando são mais restritivos que os do cálculo “Sem Indisp”.

Os valores de capacidade poderão, em alguns períodos do ano de 2010, vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, mediante indisponibilidades fortuitas ou programadas não contempladas neste cálculo que possam ocorrer tanto na rede portuguesa, como na rede espanhola. Os valores de exportação (P→E) poderão vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, perante a ocorrência de reduzida afluência/contribuição dos parques produtores hídricos e eólicos em simultâneo com situações de consumo elevado.

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3. Os valores de NTC previstos para 2010 são, de algum modo, superiores aos verificados em

2009, situando-se predominantemente na gama de 1100 a 1600 MW, que representa, em

termos médios, cerca de 15% da ponta máxima do sistema português.

A melhoria verificada é condicionada pela alocação desfavorável do parque produtor

ibérico, em particular a resultante da forte produção na região Norte de Espanha em

alguns cenários e de restrições de vária ordem, nomeadamente de natureza ambiental

nos dois sistemas, que introduziram o atraso na conclusão de alguns projectos de

interesse comum do ponto de vista de NTC

O plano de indisponibilidades de elementos da rede previsto para 2010 que, em parte,

resulta de compromissos relacionados com as condicionantes ambientais de construção na

zona do Parque Natural do Douro Internacional, também condiciona a melhoria dos

valores de NTC.

4. No sentido de Espanha para Portugal, e nas horas de ponta/cheias, o NTC terá valores

predominantemente na gama dos 1100/1600 MW, registando-se os valores mais elevados

nos períodos de Primavera, Verão e Outono. No Inverno a capacidade de interligação

prevista é ligeiramente menor em virtude de uma maior injecção de potência proveniente

da zona da Galiza e de algumas indisponibilidades de rede.

Salienta-se a indisponibilidade, em Setembro, da linha Lagoaça – Aldeadávila 31 que, em

determinados regimes, reduz a capacidade comercial de interligação para 400 MW.

5. No sentido de Portugal para Espanha, foram estimados valores na gama mais provável de

1300 a 1500 MW, que resultam, em largos períodos do tempo, por inexistência de

potência/energia disponível no parque produtor nacional para assegurar maiores

montantes de exportação. Contudo estes valores podem ser afectados, e apenas no que à

rede portuguesa diz respeito, tanto no sentido de subida, como no de redução, consoante

se verifiquem, no decorrer do ano de 2010 regimes mais extremos de forte ou fraca

produtibilidade eólica e hidroeléctrica.

A indisponibilidade da linha Sines – Ferreira do Alentejo a 400 kV, prevista para Dezembro

de 2010, poderá vir a reduzir a capacidade comercial de interligação para valores na

ordem dos 600 MW em determinados cenários de rede.

1 Uma das duas novas linhas de interligação a 220 kV entre Lagoaça e Aldeadávila que entram em serviço em finais de 2009, em ‘substituição’ das actuais linhas de interligação a 220 kV Bemposta - Aldeadávila e Pocinho – Aldeadávila.

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6. Em 2010 a REN, SA irá prosseguir a realização do seu plano de investimentos, de que se

destaca, para efeitos da capacidade de interligação, o reforço do eixo do Douro

Internacional e Nacional, com a construção/reforço das subestações de Lagoaça e

Armamar, ambas com a valência 400 e 220 kV e as linhas que as interligam até ao litoral,

para além das novas interligações entre Lagoaça e Aldeadávila a 220 e 400 kV.

Notar que estes investimentos são da maior importância para a continuação do acréscimo

da capacidade de interligação, na medida em que estes reforços de rede propiciam um

acréscimo médio que se estima da ordem dos 300 MW. Alguns destes reforços ao serem

executados sobre as instalações já existentes, induzem indisponibilidades que, embora

colocadas em períodos do ano mais favoráveis, podem provocar alguma redução

temporária na capacidade de interligação.

A mais longo prazo encontram-se previstos novos reforços estruturantes de interligação,

nomeadamente, os novos eixos a 400 kV do Algarve-Andaluzia (2011) e a segunda linha

Minho-Galiza (2013/2014), os quais irão proporcionar um funcionamento mais eficaz e

seguro das redes ibéricas de electricidade, bem como futuros e significativos incrementos

na capacidade de interligação, desde que coordenados com outros reforços internos em

ambas as redes ibéricas.

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1. ÂMBITO Este relatório, elaborado pela REN – Rede Eléctrica Nacional, S.A. (REN, SA), enquanto

concessionária da Rede Nacional de Transporte (RNT), dá provimento ao estipulado nos

artigos 32º e 33º do Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações (RARI), na sua

edição de Agosto de 2007.

Em particular, o conteúdo dos pontos 2 e 4 do citado artigo 32º refere que o operador da

rede de transporte em Portugal continental “… deve efectuar os estudos necessários à

determinação da capacidade de interligação disponível para importação ou exportação que

pode ser livremente usada para fins comerciais, para cada um dos meses do próximo ano

civil, simulando diferentes cenários de produção e consumo para diferentes regimes de

hidraulicidade e de eolicidade”.

Por seu lado, o ponto 4 do artigo 33º refere que, tanto os estudos efectuados, como os

valores indicativos da capacidade disponível, devem ser enviados à Entidade Reguladora

dos Serviços Energéticos (ERSE) até 30 de Novembro de cada ano.

A REN, SA, nos termos dos artigos 34º e 41º do RARI, irá publicar e manter disponível na sua

página de Internet os valores indicativos de capacidade de interligação para fins comerciais

e actualizá-los-á sempre que haja alterações de significado que tal justifiquem.

As análises técnicas realizadas neste estudo debruçam-se apenas sobre a rede portuguesa

incluindo as linhas de interligação, em sintonia com os critérios de segurança acordados

entre REN, SA e REE, SA no acordo conjunto sobre “Cálculo de Capacidade Comercial de

Interligação”. Em sequência, os valores de capacidade resultantes desta análise devem ser

confrontados com os calculados pelo operador de rede de transporte espanhola, Red

Eléctrica de España, SA (REE, SA), a fim de se obter uma matriz de cruzamento, em que os

valores finais serão os mais restritivos das análises efectuadas por cada uma das empresas.

Até à data do presente relatório, a REE, SA ainda não nos transmitiu os seus resultados.

Deste modo, a publicação dos valores finais será efectuada na página de internet da

REN, SA, logo que os mesmos estejam disponíveis.

Deve salientar-se o carácter indicativo destes valores, visto que eles são estimados com

uma larga antecipação, tendo por base situações típicas consideradas representativas do

funcionamento dos sistemas eléctricos ibéricos interligados, enquanto que na operação real

do sistema podem sobressair particularidades de alocação do parque produtor e de

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indisponibilidades de elementos da rede que alterem de modo mais ou menos significativo

os referidos valores.

Como se referiu no sumário executivo as capacidades aqui tratadas englobam as limitações

da RNT e do sistema produtor nacional, como é explicado nos pontos 6.9 e 8 deste

relatório.

2. METODOLOGIA A metodologia para determinação da capacidade de interligação anual que serviu de base

para esta análise foi aprovada pela ERSE em 13 de Fevereiro de 2007 [3], sendo esses os

princípios base seguidos pela REN, SA no presente cálculo.

De acordo com o protocolo [4] estabelecido entre a REN, SA e a REE, SA para o cálculo da

capacidade de interligação, foram trocados os cenários de geração/procura assim como o

programa previsto de indisponibilidades para o ano de 2010 com impacto na capacidade de

interligação.

Esta metodologia tem por base a detecção do limite do saldo de trocas no conjunto das

interligações, a partir do qual os critérios e regras de segurança e aceitabilidade deixam de

ser respeitados, quer em regime normal de operação da RNT quer em regime de

contingência.

Um primeiro nível de verificação dos critérios prende-se com a análise em termos de

violação dos limites térmicos de capacidade dos elementos da RNT, para o funcionamento

da rede em regime permanente (‘n’) e em condições de contingência (‘n-1’ e ‘n-2’).

Para determinar a aceitabilidade do valor da carga nos elementos da RNT em função da

variação imposta para o saldo de potência nas linhas de interligação, a análise foi

efectuada com o recurso a um modelo de rede de aproximação linear (DC). A necessidade

desta aproximação prende-se com o elevado número de redes típicas analisadas, que

tornaria o processo de cálculo bastante mais moroso se o mesmo fosse feito em modelo

mais rigoroso (AC). Para efeitos de verificação do trânsito nos elementos da rede constata-

se que o modelo utilizado é adequado.

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Num segundo nível de análise os valores de capacidade de interligação obtidos serão

simulados no modelo AC de modo a verificar os critérios de desvio angular entre duas

subestações após contingência e os de colapsos de tensão.

3. CONTEÚDO Para além da indicação dos valores de capacidade de interligação técnica — a que resulta

das simulações de segurança da rede física de Muito Alta Tensão (MAT) efectuadas nos

vários cenários de rede — e a disponível para fins comerciais, no sentido da exportação e da

importação, este relatório divulga ainda informação sobre:

• A constituição da rede mês a mês com indicação da sua topologia, através do

esquema unifilar com os trânsitos em cada elemento da rede, bem como as suas

características eléctricas (para mais completa informação consultar também a

Caracterização da RNT a 31 de Dezembro de 2008, que está disponível na página

Internet da REN, SA).

• As cargas activa e reactiva em cada barramento da RNT, por mês e para três

diferentes situações do diagrama de cargas: horas de ponta, cheias e vazio.

• Os planos de produção do parque produtor térmico e hídrico, de acordo com a

ordem de mérito previsional dos mercados tendo em conta os regimes hidrológicos.

• Os planos de geração da produção em regime especial (PRE), quer a ligada à RNT

quer a ligada aos 60 kV ou redes de tensão inferior.

• A capacidade técnica de transporte de cada linha de interligação.

• O valor do trânsito em cada elemento da rede e das linhas de interligação na

situação em que se atinge o valor limite de capacidade de troca. Para cada mês são

ilustrados em diagrama unifilar as duas situações mais restritivas, uma

correspondente à importação e outra à exportação.

Pretende-se que este conjunto abrangente de informação, para além de preencher os

requisitos do artigo 33º do RARI, constitua também uma fonte alargada e coerente de

informação que torne o conteúdo deste relatório facilmente interpretável e compreensível

por terceiros.

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4. BREVE CARACTERIZAÇÃO DO ANO DE 2009

Projectos de reforço da RNT

Em 2009 entraram em serviço importantes projectos de reforço da RNT que proporcionam a

integração de nova geração, a melhoria do abastecimento dos consumos e a flexibilidade de

adaptação da rede a novos comportamentos de geração em ambiente de mercado

(alteração da ordem de mérito das centrais).

Estes reforços apresentam, igualmente, um impacto positivo na estrutura e segurança

global do sistema e na manutenção e/ou melhoria da capacidade de interligação, dos quais

se destacam os seguintes:

• Previsão de entrada em serviço, para Dezembro de 2009, da subestação de Lagoaça

que, em 2010, permitirá estabelecer uma nova linha de interligação com Espanha a

400 kV. Inicialmente esta instalação funcionará como posto de corte a 220 kV,

permitindo um melhor aproveitamento das capacidades das linhas existentes com

benefícios na capacidade de interligação.

• A entrada das segundas unidades de autotransformação 400/150 kV nas subestações

de Falagueira e Ferreira do Alentejo, as quais vieram proporcionar uma melhor

gestão quer do escoamento da produção renovável na zona interior centro, quer do

fluxo no eixo de interligação Sines – Alqueva - Brovales.

• “Uprating” das seguintes linhas:

◦ Fanhões – Alto de Mira 3 (troço entre Fanhões e Carriche).

◦ Fanhões – Carriche

◦ Fanhões – Sacavém 2 (troço aéreo).

◦ Alto de Mira – Carriche.

◦ Alto Rabagão – Caniçada (troço entre Frades e Caniçada).

◦ Carregado – Carriche (troço entre Fanhões e Pontinha).

◦ Carregado – Sacavém (troço aéreo).

◦ Mourisca - Pereiros.

◦ Recarei – Canelas.

◦ Valdigem – Carrapatelo 2 e 3.

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• Instalação de 50 Mvar de baterias de condensadores na RNT de modo a melhorar os

perfis de tensão nomeadamente nos regimes de importação.

Evolução da capacidade de interligação nos primeiros 11 meses de 2009

Até finais de Novembro de 2009 os valores de capacidade de interligação foram muito

similares aos verificados no ano anterior (2008) condicionados, em termos gerais, por

cenários desfavoráveis de alocação do parque produtor ibérico, por indisponibilidades de

elementos das redes e por

alguns atrasos na conclusão

de projectos. Os gráficos

seguintes reproduzem os

valores horários efectivos de

capacidade disponibilizados

no mercado diário.

Os valores apresentados, quer

no sentido Portugal->Espanha

quer no sentido Espanha->

Portugal, já reflectem a

redução da capacidade de

interligação motivada por

indisponibilidade programada

de linhas para a realização de

trabalhos nas redes,

nomeadamente da Falagueira

– Cedillo, Alqueva – Brovales

e Lavos - Rio Maior.

De referir que na origem de

uma certa contenção no

aumento dos valores da

capacidade de interligação esteve a ocorrência de situações em que a produtibilidade

disponível dos parques produtores de cada um dos países esgotou a sua capacidade para

aumentar o nível de trocas. No caso de Portugal tal facto deve-se a uma menor potência

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

< 1000 [1000-1200[ [1200-1400[ >=1400

% d

o an

o

Classes

Capacidade comercial de exportação (MW)(sentido Portugal -> Espanha)

2004

2006

2008

2009(até 24 Nov)

0,0%

10,0%

20,0%

30,0%

40,0%

50,0%

60,0%

70,0%

80,0%

90,0%

< 1000 [1000-1200[ [1200-1400[ >=1400

% d

o an

o

Classes

Capacidade comercial de importação (MW)(sentido Espanha -> Portugal)

2003

2004

2005

2006

2007 (até 25 Nov)

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

< 1000 [1000-1200[ [1200-1400[ >=1400

% d

o an

o

Classes

Capacidade comercial de importação (MW)(sentido Espanha -> Portugal)

2004

2006

2008

2009 (até 24 Nov)

RL PRPR 5/2009


disponível por parte das centrais hídricas em consequência de afluências hídricas abaixo da

média (à semelhança do que se verificou nos últimos 5 anos).

Por outro lado, sublinha-se que em 60 e 75% das horas do ano, a capacidade de interligação

apresentou valores iguais ou superiores a 1200 MW no sentido Portugal->Espanha e Espanha-

>Portugal, respectivamente.

Embora tenham ocorrido estes condicionalismos que afectaram a capacidade de troca, a

manutenção dos seus valores em gamas ainda razoavelmente altas ficou a dever-se, em

grande parte, ao desenvolvimento de uma estratégia coordenada de reforços entre as duas

empresas de transporte ibéricas e da concretização, nomeadamente no período de 2001 a

2007, do amplo programa de aumento de capacidade de grande parte das linhas de 220 kV

da RNT, correspondentes à elevação da sua temperatura máxima de operação para 85ºC.

Perspectiva-se que a remodelação topológica prevista para a zona do Douro Internacional,

nomeadamente com a construção da futura subestação de Lagoaça represente um

contributo importante na evolução da capacidade de interligação em ambos os sentidos

mesmo após a entrada em serviço de novos reforços de potências nas centrais de Picote e

Bemposta.

Por outro lado, constata-se que tem vindo a ser mais frequente a limitação da capacidade

de interligação por desvio angular entre duas subestações após contingência em linhas de

interligação. Esta situação resulta da própria localização ‘desequilibrada’ do parque

produtor ibérico, em particular da forte produção na Galiza, que provoca elevados fluxos

norte-sul na fronteira Minho-Galiza em determinados regimes. A situação pode ser

progressivamente mitigada não só com o desenvolvimento interno das redes de cada país,

como também pela construção das futuras linhas de interligação a 400 kV Tavira – Puebla

de Guzman e ‘Minho-Galiza’, respectivamente para os horizontes de 2011 e 2014, de acordo

com os planos conjuntos de desenvolvimento das redes no âmbito do MIBEL.

5. PERSPECTIVAS DE REFORÇOS DA RNT E DE EVOLUÇÃO DO PARQUE PRODUTOR PARA 2010

5.1 Evolução da estrutura física da RNT em 2010

O mapa apresentado em sequência dá uma panorâmica da estrutura prevista da RNT que

poderá estar em serviço no final de 2010.

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No capítulo dos projectos de

investimento da RNT previstos para o

próximo ano e que são

determinantes para o incremento da

capacidade de interligação,

salientam-se os seguintes:

• Nova linha de interligação Lagoaça

– Aldeadávila a 400 kV

Com a entrada em serviço da

subestação 400/220 kV de Lagoaça

geograficamente próxima da

subestação de 400/220 kV de

Aldeadávila (Espanha), ficam criadas

as condições para o estabelecimento

de uma nova linha de interligação a

400 kV na região. Esta nova linha

associada as reforços internos na

RNT (nomeadamente a expansão da

rede de 400 kV até esta região) vem

dotar a rede de uma maior

capacidade de transporte quer no

que se refere às trocas com Espanha,

quer quanto ao escoamento da produção renovável existente e futura.

Nos últimos anos, apesar do reforço que se tem vindo a ser executado, o eixo de

interligação e escoamento de produção renovável compreendido entre a zona do Porto

(consumos) e do Douro internacional (interligação com Espanha) tem vindo constantemente

a apresentar-se como limitação da capacidade de interligação.

Salienta-se que o facto que esta nova linha de interligação e consequente ligação de

Lagoaça a Armamar a 400 kV não foi simulada neste cálculo na medida em que a sua

entrada em serviço encontra-se prevista para finais de Dezembro de 2010.

Ourique

(Cartelle)

(Saucelle)

(Cedillo)

Sines

Trajouce

Fanhões

A.Mira

Rio MaiorSantarém

C.Carregado

Falagueira

C.BodeBatalha

Lavos

Mogofores

C.T.Outeiro

RuivãesRiba d'Ave

Oleiros

A.Rabagão

Setúbal

F.Ferro

Carregado

C.Ribatejo

V.Nova

LEGENDA

Tensões

220 kV150 kV

400 kV

Linhas

Simples

Dupla

Dupla com 1terno equipado

(Brovales)

Centrais

Hídrica

Térmica

Subestação

Eólica

Portimão

Paraimo

Pego

PORTO

Salamonde

LISBOA

FAROEs

panh

a

V. P. Aguiar

(Aldeadávila)

Instalação de cliente

21

1 - Sacavém2 - Carriche3 - Sete Rios4 - Zambujal (60kV)5 - Trafaria6 - Fogueteiro7 - Seixal

1234

57

8 - Lusosider

8

3 - Urrô4 - Custóias5 - Ermesinde6 - Recarei

1 - Maia 2 - Vermoim

7 - Prelada (60kV)

8 - Canelas

4

8

Caniçada

Évora6

TunesEstoi

Alqueva

F.Alentejo

Pombal

Penela

M. Cavaleiros

Ferro

P.SerraPereiros

Chafariz

Bodiosa

Tabuaço

Mourisca

Estarreja

Carrapatelo

3

Mogadouro

Miranda

Picote

Bemposta

Guimarães

Chaves

Pedralva

Frades

Pocinho

Carvoeira

RNT - Dezembro de 2009

Lagoaça

C.Lares

C.Sines

C.Petrogal

9

9 - Q. Anjo

Estremoz

T.A. Fafe

Armamar

Tavira

V.Furnas

A. Lindoso

Mendoiro

Vila Fria

TorrãoValdigem

ValeiraRégua

Vila ChãTábua

Vila Chã

C. Branco

Porto Alto

Palmela

M. Pedra

E. Sado

Sabóia

Zêzere Fratel

657

RL PRPR 5/2009


• Abertura da subestação 400/220 kV de Armamar

Conjuntamente com a subestação de Lagoaça, a subestação de Armamar irá criar condições

para, não só contribuir para o aumento da capacidade de interligação, como também para

tornar mais eficaz a gestão da RNT perante o significativo incremento de geração renovável

nesta zona.

• Reforço de capacidade de linhas de 220 kV

A tabela seguinte ilustra o programa de reforços de capacidade de transporte em linhas de

220 kV para o ano de 2010. Este reforço traduz-se, fundamentalmente, por reabilitação e

alteamento da estrutura das linhas para uma temperatura de operação de 85ºC, o que

representa um aumento de 150 a 200 MW na capacidade de transporte de cada uma das

linhas.

Tabela 1 – Programa de reforço da capacidade de transporte de linhas da RNT para 2010.

Linha Tensão [kV] Extensão [km] Data objectivo

Valdigem – Carrapatelo 1 220 33 Mar/2010

Carregado - Rio Maior 2 e 3 220 39 Mai/2010

Palmela – Setúbal 3 150 4 Mai/2010

Riba d’Ave – Oleiros 150 35 Jun/2010

Alto de Mira – Sete Rios (troço aéreo) 220 5 Out/2010

• Linha Armamar-Paraimo a 220 kV

Com a abertura da subestação de Armamar e as alterações topológicas associadas, a

entrada em serviço da linha Armamar-Paraimo a 220 kV2 reforçará a capacidade de

transporte desde este ponto colector, de potência proveniente quer de Espanha quer de

aproveitamentos renováveis, até ao litoral (zona de maior densidade de consumo).

• Reforço da compensação de energia reactiva

Encontra-se previsto para o ano de 2010 a instalação de novas baterias de condensadores

num total de 140 Mvar, com o objectivo de compensar o consumo de energia reactiva e 2 Proveniente da instalação do segundo terno na actual linha Valdigem-Bodiosa-Paraimo

RL PRPR 5/2009


assim melhorar o controlo de tensão nos barramentos. Este reforço assume maior

importância nos cenários de importação na medida em que o número de geradores ligados

na rede portuguesa para controlo de tensão e geração de energia reactiva é menor.

Salienta-se que está prevista para o ano de 2010 a entrada em serviço da primeira bateria

de condensadores instalada na Muito Alta Tensão com uma potência de 100 Mvar.

5.2 Perspectivas de evolução do parque produtor em 2010

No que diz respeito à produção em regime ordinário, para o ano de 2010 prevê-se a entrada

em serviço de uma nova central no Barreiro e desactivação da actual instalação. Para o

final de Dezembro de 2010 encontra-se prevista a desclassificação da actual central a fuel

do Carregado (710 MW).

Quanto à PRE e de acordo com as previsões de evolução apresentadas em [1], é

perspectivada a continuação do seu crescimento de forma sustentada, em particular na

componente eólica.

5.3 Plano de indisponibilidades de 2010

O plano de indisponibilidades dos elementos da RNT que terão reflexos mais significativos

na capacidade de interligação3, previsto para o ano 2010 à data de início da realização das

análises técnicas deste relatório, é apresentado na tabela seguinte:

Tabela 2 – Programa de indisponibilidades previstas para 2010 na rede portuguesa com influência na capacidade de interligação.

Linha Tensão [kV] Período considerado

Pocinho-Valdigem 21 220 Mar a Dez

Pocinho-Chafariz 1 220 Ago a Out

Lagoaça-Aldeadávila 3 220 Set

Palmela-Sines 3 400 Set

Sines-Ferreira Alentejo 400 Nov e Dez

1 Esta linha é desclassificada em Março de 2009 para proceder a trabalhos de

conversão para o nível de 400 kV dado que constituirá parte do traçado da futura linha Lagoaça-Armamar a 400 kV prevista para Dezembro de 2009.

3 Para efeitos de simulação apenas foram consideradas a indisponibilidades de elementos cujo período fosse superior a 15 dias

RL PRPR 5/2009


As indisponibilidades previstas para as centrais em regime ordinário são indicadas em anexo

de acordo com a informação fornecida pela Divisão Gestor de Mercado, donde se destacam

as seguintes:

• 1 grupo na central de Sines nos períodos entre:

- 9 de Janeiro e 8 de Março

- 3 de Abril a 31 de Maio

- 3 de Julho a 30 de Agosto

- 2 de Outubro a 9 de Novembro

• 1 grupo na central do Ribatejo entre 30 de Janeiro e 11 de Março

• 1 grupo na central da Aguieira entre 22 de Fevereiro e Novembro

• 1 grupo na central do Pego entre 17 de Abril e 14 de Maio

• 1 grupo na central do Setúbal entre 17 de Abril e 19 de Maio

• 1 grupo na central da Turbogás entre 4 de Setembro e 31 de Outubro

Na preparação dos cenários para simulação, e na medida em que o cálculo da capacidade

de interligação é efectuado para um período mínimo de um mês, foram apenas tidas em

consideração as indisponibilidades superiores a 2 semanas e colocadas no(s) mês(es) em que

a indisponibilidade é predominante.

6. PRESSUPOSTOS DE CENARIZAÇÃO E DE CÁLCULO

6.1 Situações de rede

Para cada mês foram considerados três condições de carga (ponta, cheia e vazio)

conjugados com dois regimes hidrológicos (húmido e seco) e para dois cenários eólicos (10%

e 65% da sua potência instalada), para duas situações de troca (importação e exportação),

o que perfaz um total de 288 potenciais situações para simulação. Contudo, assumindo-se

por experiência anterior que algumas das situações não se revelam limitativas, foram

excluídas das análises 75 desses casos, o que também permite aligeirar o esforço de

tratamento da informação. Nos quadros de detalhe apresentados em anexo esses casos são

referidos como “n.s.” (não simulado).

6.2 Cenários da rede de Espanha

Por parte da REE, SA e tendo presente o “Acordo conjunto REE-REN para o Cálculo da

Capacidade Comercial de Interligação” [4], recebemos a topologia, perfil de

geração/consumo e ordem de mérito das centrais para 5 períodos do ano de 2010.

RL PRPR 5/2009


6.3 Capacidade técnica das linhas de interligação

A tabela 3 ilustra a capacidade técnica de transporte de cada uma das linhas de

interligação em condições normais de operação de acordo com [2], salientando o facto de,

a partir de Dezembro, as linhas de interligação com a subestação espanhola de Aldeadávila

passarem a ser Lagoaça-Aldeadávila 1 e 2 em detrimento de Bemposta-Aldeadávila e

Pocinho-Aldeadávila.

Tabela 3 – Capacidade técnica das linhas de interligação em MAT1

kV Linha

Capacidade em regime nominal

[MVA]

Inverno Verão

444000000

Alto Lindoso – Cartelle 1 2 1386 1386

Alto Lindoso – Cartelle 2 2 1386 1386

Falagueira – Cedillo 1386 1300

Alqueva – Balboa 2 1386 1280

222222000

Lagoaça – Aldeadávila 2 480 400

Lagoaça – Aldeadávila 3 430 360

Pocinho – Saucelle 430 360

111333000 Lindoso – Conchas 3 131 90

1 A capacidade técnica de cada linha de interligação resulta do mínimo valor entre os

troços espanhol e português, tendo em conta o equipamento de painéis terminais e as características de projecto da linha.

2 A capacidade destes circuitos é limitada, em alguns meses, pelo equipamento dos

painéis terminais. 3 Linha que em regime normal está desligada.

6.4 Cenários de injecção PRE

A PRE foi classificada por quatro naturezas: eólica, mini-hídrica, cogeração e outras.

Atendendo à incerteza na determinação exacta dos seus valores ao longo dos meses de

2010 foi efectuada uma agregação por quadrimestre. Na tabela seguinte são ilustradas os

principais dados sobre esta produção.

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Tabela 4 – Cenários de potência PRE instalada no ano de 2010

Natureza da PRE 1º quadrimestre 2º quadrimestre 3º quadrimestre

Eólica 3800 4250 4700

Mini-hídrica 650 660 670

Cogeração 1690 1695 1700

Outros 175 290 330

6.5 Cenários de carga

Por cada mês foram consideradas três situações de carga: horas de ponta, de cheia e de

vazio. Na tabela seguinte apresentam-se os valores globais estimados para cada mês. Os

consumos individuais por subestação encontram-se documentados em anexo.

Tabela 5 – Valores de carga, em MW, por cada patamar do diagrama de cargas

Mês Ponta Cheia Vazio

Janeiro 8779 7731 4220

Fevereiro 8332 7338 4389

Março 8010 7055 4071

Abril 7294 6426 3877

Maio 7209 6351 3891

Junho 7315 6789 3927

Julho 7517 6977 4110

Agosto 6908 6412 3941

Setembro 7195 6678 4022

Outubro 7695 6778 4157

Novembro 8640 7609 4227

Dezembro 9223 8121 4436

6.6 Colocação do parque produtor Português

A alocação da potência das centrais para satisfazer o consumo foi efectuada tendo em

conta as orientações das Directivas europeias sobre a prioridade das energias renováveis e

RL PRPR 5/2009


as tendências mais recentes dos mercados incluindo a evolução do preço da tonelada de

CO2.

A variabilidade hidroeléctrica é considerada através da simulação de dois cenários: o de

alta e o de baixa produtibilidade, respectivamente com níveis de produção de 140 e 60%

face ao ano de produtibilidade média.

A produção PRE é colocada como prioritária. A potência eólica é simulada para dois

cenários de injecção: de 10% e 65% da sua potência instalada. A produção mini-hídrica é

simulada de acordo com as produtibilidades típicas do regime hidrológico e da sua

distribuição mais usual pelos períodos tarifários.

No que concerne à colocação das centrais térmicas é tido em consideração o nível de

emissão de CO2, a tecnologia existente e o rendimento associado à central. A tendência de

evolução do preço da tonelada de CO2 faz com que o diferencial de custos da geração com

base nas centrais a carvão relativamente às de gás natural, se torne muito reduzido.

Contudo, aquando da realização deste cálculo indicativo para 2010, foi considerado um

cenário base em que a geração a partir das centrais a carvão é ligeiramente mais

competitiva que a geração a partir das centrais de ciclo combinado a gás natural.

Para a gestão das centrais de ciclo combinado, privilegia-se o funcionamento das mais

recentes face às mais antigas em virtude de, salvo indicação em contrário, o seu

rendimento ser mais elevado, resultante dos naturais avanços tecnológicos. No que respeita

às centrais a carvão de Sines e do Pego, é pressuposto que Sines terá, em média, custos de

variáveis de produção (combustível + CO2) mais favoráveis.

Pretende-se que esta ordem de colocação das centrais reflicta um conjunto abrangente e

representativo de cenários de operação do SEN, tão próxima quanto possível das reais

condições de funcionamento do mercado. No entanto, não só a evolução do preço dos

combustíveis e da tonelada de CO2, como também a ocorrência de alterações substanciais

nas estratégias dos operadores, pode levar a eventuais ajustes dos padrões considerados

típicos na presente estimativa e, consequentemente, a desvios efectivos no valor da

capacidade de interligação estimado.

RL PRPR 5/2009


6.7 Indisponibilidades de elementos e de geração na rede

No que diz respeito ao parque produtor português, o plano de geração e a definição das

ordens de mérito mensais tiveram em conta os grupos geradores que, em cada mês, têm

um período de indisponibilidade superior a 15 dias.

Em relação às indisponibilidades de linhas e transformadores na RNT com impacto na

capacidade de interligação e dado que o passado recente demonstra que, por dificuldades

por vezes alheias às operadoras das redes, nem sempre é possível proceder à sua

concretização na data inicialmente prevista, foi efectuado o cálculo com e sem as referidas

indisponibilidades.

O plano de indisponibilidades dos elementos da rede de Espanha não foi considerado na

elaboração deste relatório, sendo analisado em fase posterior.

6.8 Metodologia de aumento/redução das trocas

O limite de saldo de trocas entre duas redes (portuguesa e espanhola) é obtido a partir

duma situação de rede base (cenário em que o saldo de trocas é nulo) por redução

(importação) ou por incremento (exportação) do parque electroprodutor português sujeito

a despacho centralizado e com uma actuação coordenada mas em sentido oposto no parque

electroprodutor espanhol.

O redespacho de geração do parque português e espanhol é efectuado tendo em conta os

custos variáveis das centrais, respeitando os mínimos técnicos de cada uma delas, e tendo

em conta os critérios de colocação do parque produtor definidos em [2]. De referir que a

ordem de mérito das centrais espanholas foi-nos transmitida pela REE, SA.

6.9 Condições da análise de segurança

Para cada uma das situações de rede (num total de 213) foi efectuada uma verificação das

condições de sobrecarga tanto em regime normal, como em regime de contingência ‘n-1’ e

‘n-2’ (neste último caso apenas foram consideradas as contingências mencionadas em [2]).

No regime normal não foi registada qualquer violação dos limites de aceitabilidade de

sobrecarga e de tensão.

RL PRPR 5/2009


Em regime de contingência, e numa primeira fase, foi analisada a evolução do trânsito nos

elementos relevantes4 da RNT para a determinação da capacidade de troca. Para além de

se terem simulado ciclicamente os disparos de todos os elementos da rede portuguesa,

foram também ensaiados disparos na rede espanhola para observar a sua influência na

alteração de trânsitos nos elementos da RNT.

Os ensaios para a detecção de sobrecargas em regime de contingência n-1 e n-2 foram

limitados, por razões práticas, a 2500 MW. De facto, análises posteriores dedicadas a

investigar as desfasagens angulares e os perfis de tensão vieram confirmar que poucas

vezes serão aceitáveis valores de capacidade superiores a cerca de 2500 MW com a

estrutura da rede ibérica prevista para 2010.

A fim de identificar eventuais limitações do parque produtor nacional para efeitos de

exportação, foram consideradas as seguintes regras:

Disponibilidade total do parque térmico, à excepção dos grupos geradores que se

encontram indisponíveis para manutenção programada.

O parque eólico nacional poderá contribuir com um montante de potência garantida

nunca superior a 10% da sua potência instalada.

O parque hídrico, em cenários de reduzido armazenamento, terá apenas

possibilidade de contribuir com valores máximos da ordem de 50 a 70% da sua

potência instalada nas horas de ponta do diagrama e que se reduzirão a zero nos

vazios.

Nestas circunstâncias, constata-se que o valor da capacidade de exportação poderá ser

imposto, num número significativo de situações, por limitações do parque electroprodutor

e não pela rede física MAT.

Em relação à capacidade de importação constata-se que nas horas de carga mais reduzida,

e essencialmente em situações de forte produção eólica em Portugal, a limitação da

capacidade de importação é imposta pela inexistência de mais geração em regime

ordinário, tanto hídrica como térmica, que se possa retirar de serviço ou reduzir. Salienta-

se que foi considerada a necessidade de manter 200 a 400 MW de PRO para efeitos de

segurança do sistema. Neste contexto, não foi calculada a capacidade de importação nos

vazios húmidos na medida em que tal só seria possível se se desligasse a totalidade da

produção hídrica, cenário que se revela inverosímil.

4 Elementos cuja variação de trânsito é superior a 1% da variação do saldo de trocas.

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7. RESULTADOS SEM LIMITAÇÃO DO PARQUE PRODUTOR Os valores da capacidade de interligação estimados para os vários meses do próximo ano de

2010, com indicação da situação mais restritiva de rede que lhe deu origem, encontram-se

em anexo.

No Quadro 1 é ilustrado o valor mínimo mais provável para a capacidade técnica de

interligação da RNT para as horas de ponta + cheia e de vazio estimada para o ano de 2010,

tendo em conta apenas as restrições em elementos da RNT. Não são pois consideradas as

limitações resultantes do parque produtor nacional.

QUADRO 1 – CAPACIDADE TÉCNICA DE INTERLIGAÇÃO PARA 2010 SEM LIMITAÇÃO DO PARQUE PRODUTOR

(Englobando apenas restrições na RNT)

Ano 2010




Sem indisp.

(1)

Com indisp.

(1)

Sem indisp.

(1)

Com indisp.

(1)

Sem indisp.

(1)

Com indisp.

(1)

Sem indisp.

(1)

Com indisp.

(1)

Janeiro 1600 - 1360 - 1200 - 1700 -

Fevereiro 1600 - 1540 - 1200 - 1700 -

Março 1600 - 1160 - 1200 1000 1900 1800

Abril 2010 1840 1330 1240 2300 1420 2400 2250

Maio 1520 - 1140 - 2100 1800 2500 2180

Junho 1800 - 2200 - 1800 1600 2200 2100

Julho 1800 - 2300 - 1900 1700 2300 2200

Agosto 1900 - 2050 2000 1690 1640 2200 2030

Setembro 2500 2210 1760 1370 2130 500 2300 960

Outubro 2400 2100 2200 - 2000 1120 2200 1980

Novembro 2200 1050 1970 1290 1300 1200 2000 1900

Dezembro 2100 1280 1500 710 1200 1100 1800 1700

(1) Foi efectuado o cálculo com e sem o Plano de Indisponibilidades para 2010 de elementos da RNT

com influência na capacidade de interligação, sendo apenas apresentados resultados na coluna ‘Com

Indisp’ quando os mesmos são mais restritivos do que os do cálculo “Sem Indisp”.

Para cada situação do patamar de carga “Ponta e Cheia” e “Vazio”, são apresentados os

resultados quer para a situação de referência (sem indisponibilidades de elementos da

RL PRPR 5/2009


rede), quer na presença do plano de indisponibilidade programada para 2010 de elementos

da RNT com impacto na capacidade de interligação. Neste último caso, só é mencionado o

resultado se este for mais restritivo do que o anterior.

Em anexo é apresentado, em esquema unifilar, o trânsito de potência nos elementos da

RNT para a situação mais restritiva de cada mês com todos os elementos da rede

disponíveis, quer para importação quer para exportação.

O plano de indisponibilidades do lado português previsto para o ano de 2010 tem influência

na capacidade de interligação, em particular nos meses de Março, Junho, Outubro,

Novembro e Dezembro onde a capacidade de interligação desce para valores na ordem dos

1000 MW ou até mesmo inferiores.

Refira-se que alguns dos valores mais restritivos, quer no sentido de importação quer no

sentido de exportação, são impostos não por sobrecarga de elementos da rede, mas por

diferença angular entre duas instalações após contingência, nomeadamente nas linhas de

interligação. A existência de desvios angulares elevados encontra-se associada, na maioria

dos casos, a elevados trânsitos nas linhas que são motivados quer pelo volume de trocas

com Espanha, quer com a própria localização geográfica dos centros electroprodutores

portugueses e espanhóis e a respectiva ordem de mérito de despacho.

8. CAPACIDADE INDICATIVA PARA FINS COMERCIAIS Os valores da capacidade indicativa para fins comerciais são determinados a partir dos

resultados de segurança que incidiram sobre a rede física de MAT (Quadro 1, citado do

ponto 7), tendo em conta as seguintes condicionantes adicionais:

a) Para ter em consideração os desvios de regulação entre os sistemas ibéricos e a

incerteza inerente aos respectivos perfis de carga e de geração previstos, à capacidade

técnica de interligação é retirada uma margem de 10% com o mínimo de 100 MW.

b) A disponibilidade de potência de geração do parque produtor português é muito

dependente das fontes de energia renováveis, em particular da hidroeléctrica. Em

períodos de menor afluências/armazenamento hídrico a potência disponível por parte

destes aproveitamentos será, em termos médios, necessariamente inferior à potência

instalada, o que leva a que, nalguns regimes, a restrição detectada quando se

RL PRPR 5/2009


pretendem identificar limites de exportação é por insuficiência do parque produtor

português e não por rede física de MAT.

c) De modo inverso, a ocorrência de regimes de forte produção hídrica e eólica (de carácter

eminentemente não despachável), pode tornar inviável grandes volumes de importação,

em particular quando o consumo nacional for baixo.

d) Para garantir os critérios de estabilidade do sistema eléctrico é necessário garantir uma

reserva secundária de geração no sistema, isto é, não é possível colocar a totalidade de

geração disponível na rede porque tem de existir potência de geração que, embora

estando sem produzir, sirva de reserva à indisponibilidade do maior grupo gerador ligado

à rede (aproximadamente 400MW) e pequenos desvios do consumo previsto (cerca de 2%

do consumo).

e) Não foi, nesta fase, tido em conta o plano de indisponibilidades dos elementos da rede

de Espanha, sendo que a sua influência na capacidade de interligação será analisada em

fase posterior.

Nestes pressupostos, foi elaborada a estimativa da capacidade de interligação disponível,

para importação e para exportação, que pode ser livremente usada para fins comerciais,

que se documenta no Quadro 2.

RL PRPR 5/2009


QUADRO 2 – CAPACIDADE INDICATIVA DE INTERLIGAÇÃO PARA FINS COMERCIAIS PARA 2010

(Englobando restrições da RNT e do sistema produtor português)

Ano 2010




Sem indisp.

Com indisp.

Sem indisp.

Com indisp.

Sem indisp.

Com indisp.

Sem indisp.

Com indisp.

Janeiro 1350 (1440)

- 1220 - 1080 - 1530 -

Fevereiro 1350 (1440)

- 1390 - 1080 - 1530 -

Março 1350 (1440)

- 1040 - 1080 900 1340

(1710)

(1620)

Abril 1350 (1810)

(1660) 1200 1120 2070 1280 1170

(2160)

(2030)

Maio 1350 (1370)

- 1030 - 1780

(1890) 1620 840

(2250)

(1960)

Junho 1260 (1620)

- 1350 (1980)

- 1620 1440 1040

(1980)

(1890)

Julho 1260 (1620)

- 1350 (2070) - 1710 1530 1210

(2070)

(1980)

Agosto 1440 (1710)

- 1530 (1850)

(1800) 1520 1480 1040

(1980)

(1830)

Setembro 1350 (2250)

(1990)

1440 (1580)

(1230) 1920 400 850

(2070)

(860)

Outubro 1350 (2160)

(1980)

1440 (1980)

- 1800 1010 970

(1980)

(1780)

Novembro 1350 (1980)

(940)

1440 (1770)

(1160) 1170 1080 940

(1800)

(1710)

Dezembro 1350 (1890)

(1150) 1350 610 1080 990 1200

(1620)

(1530)

NOTAS:

A tabela incluiu, para além das restrições na rede de MAT portuguesa, as que resultam de limitações do parque produtor português, tanto no sentido de exportação (não existência de mais potência/energia disponível para exportar), como no sentido de importação (situação de forte produção PRE, que tem prioridade de colocação no sistema, e que conduz à inexistência de potência disponível em regime ordinário para reduzir).

Quando a restrição por rede ocorrer para um valor de capacidade de interligação superior ao que resulta da limitação por parque produtor nacional, o seu valor (de rede) é apresentado em itálico e entre parêntesis.

O cálculo foi efectuado sem e com o Plano de Indisponibilidades (Indisp.) Programadas de elementos da RNT para o ano de 2010 com influência na capacidade de interligação, desde que a duração de cada indisponibilidade seja igual ou superior a 15 dias. Os resultados na coluna ‘Com Indisp’ só são apresentados quando são mais restritivos que os do cálculo “Sem Indisp”.

Os valores de capacidade poderão, em alguns períodos do ano de 2010, vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, mediante indisponibilidades fortuitas ou programadas não contempladas neste cálculo que possam ocorrer tanto na rede portuguesa, como na rede espanhola. Os valores de exportação (P→E) poderão vir a ser mais reduzidos em relação ao indicado, perante a ocorrência de reduzida afluência/contribuição dos parques produtores hídricos e eólicos em simultâneo com situações de consumo elevado.

RL PRPR 5/2009


Da observação dos valores desta tabela ressaltam os seguintes principais comentários:

• No sentido de Portugal para Espanha (exportação)

Na grande maioria dos casos de exportação as situações mais limitativas na rede

portuguesa resultam de um desvio angular elevado entre as subestações de Alqueva e

de Brovales (Espanha) perante a contingência da linha que interliga as citadas duas

subestações.

Nas situações de vazio seco as situações mais limitativas podem ocorrer também por

sobrecarga na linha F.Alentejo - Ourique a 150 kV por disparo da linha

Sines - F.Alentejo, a 400 kV.

Nos regimes húmidos, os casos que mais limitam a capacidade de exportação

registam-se por sobrecarga em uma das duas linhas de interligação a 220 kV

Lagoaça - Aldeadávila, por contingência na outra.

Os valores de limitação assinalados nos regimes secos na zona sul serão melhorados

quando estiver concluída a futura linha de interligação a 400 kV Tavira – Puebla de

Guzmán (prevista para o ano de 2011), ao constituir uma alternativa ao eixo de

interligação Sines – Alqueva – Brovales.

Os valores mais limitativos registados na zona norte, em particular os da zona do Douro

Internacional, estão a ser alvo de uma ampla actuação de reforço e reestruturação da

RNT (em sintonia com REE, SA) de modo a permitir gerir os novos e importantes volumes

de produção previstos para a zona sem induzir restrições adicionais nos sistemas de

transporte, atendendo aos fortes condicionalismos ambientais para a construção de

novos equipamentos eléctricos de transporte no Parque Natural do Douro Internacional.

Neste capítulo é de especial importância a conclusão do projecto da nova linha de

interligação a 400 kV entre Lagoaça e Aldeadávila (cuja previsão é Dezembro de 2010) e

da própria subestação de Lagoaça com as respectivas ligações e reforços internos a

400 kV para a restante rede da RNT.

Do programa de indisponibilidades programadas da RNT ressalta a indisponibilidade

prevista para a linha Sines - F.Alentejo a 400 kV, com incidência nos meses de Outubro

RL PRPR 5/2009


e Novembro, a qual induz uma redução significativa na capacidade de interligação para

valores próximos de 1000 MW ou até mesmo inferiores.

Não obstante, estes valores podem ter flutuações consideráveis no sentido de

aumento/diminuição em função de regimes hidrológicos mais extremos.

• No sentido de Espanha para Portugal (importação)

O elevado fluxo nas linhas de interligação entre as subestações de Alto Lindoso e

Cartelle previsto para o ano de 2010, como consequência do crescimento da produção

renovável na zona da Galiza, dá origem a valores baixos da capacidade de interligação,

na gama dos 1100/1200 MW, por desvio angular entre as instalações referidas após

contingência da linha dupla de interligação.

Refira-se que esta situação só terá melhorias significativas com a construção de uma

nova linha de interligação entre as regiões do Minho e da Galiza que se encontra

prevista para 2014. Até lá poderá haver algumas pequenas melhorias resultantes de

reforços internos na rede de Espanha e da nova interligação a 400 kV na zona do Douro

Internacional.

A longa indisponibilidade da linha Pocinho – Valdigem 2 (para dar origem à futura linha

de 400 kV Lagoaça – Armamar), inserida no eixo de interligação a 220 kV do Douro,

induz algumas restrições na capacidade de interligação, nomeadamente nos meses de

Setembro e Outubro onde se verificam as maiores reduções tendo em conta a sua

simultaneidade com as indisponibilidades das linhas Pocinho – Chafariz 1 e

Lagoaça - Aldeadávila 3.

Se se verificar uma elevada produção de natureza eólica (potência com prioridade de

operação) no período de menor carga (horas de vazio), pode suceder não ser possível

dispor de uma capacidade de importação no vazio para além dos 900 MW. Nestes

cenários, se as afluências hídricas forem relativamente elevadas, a capacidade de

importação poderá ainda ser inferior à mencionada, por inconveniência de redução de

produção hídrica das centrais do regime ordinário.

RL PRPR 5/2009


Os valores apresentados quer para a capacidade de exportação quer de importação têm

carácter indicativo, tendo em conta que, no dia a dia, os valores podem ser

temporariamente menores em virtude da existência de outras indisponibilidades não

programadas tanto ao nível dos elementos de rede como ao nível de grupos de geração,

assim como da necessidade de dispor da adequada geração para cumprir com o critério de

reserva do sistema.

Por último, relembra-se que o presente relatório analisou exclusivamente as restrições que

podem ocorrer na rede portuguesa e respectivas linhas de interligação. Só depois de a

nossa congénere espanhola enviar os resultados dos seus estudos se poderá elaborar uma

tabela final conjunta que leve em linha de conta o cruzamento dos valores mais limitativos

que podem ocorrer em cada um dos países e assim definir a Capacidade de Interligação

Comercial Conjunta previsional para 2010 entre Portugal e Espanha.

Dep. Planos de Rede O responsável

Pedro Carola J. Medeiros Pinto

Tiago Rodrigues

BIBLIOGRAFIA [1] – Plano de Desenvolvimento e Investimento da Rede de Transporte 2009–2014 (2019) –

Rede Eléctrica Nacional S.A.

[2] – Padrões de Segurança de Planeamento da RNT, Fev. 2001.

[3] – Metodologia dos estudos para a determinação da capacidade de interligação,

Dez. 2006 – Aprovado pela ERSE em carta ‘E-Tecnicos/2007/50/JR/Msb’ de Fev. 2007.

[4] – Protocolo conjunto REN-REE “Cálculo da Capacidade Comercial de Interligação”,

Outubro 2007.

RL PRPR 5/2009


GLOSSÁRIO Carga – Valor, num dado instante, da potência activa fornecida em qualquer ponto de um sistema, determinada por uma medida instantânea ou por uma média obtida pela integração da potência durante um determinado intervalo de tempo. A carga pode referir-se a um consumidor, um aparelho, uma linha, ou uma rede. ERSE – Entidade Reguladora dos Serviços Energéticos Indisponibilidade – Situação em que um determinado elemento, como um grupo, uma linha, um transformador, um painel, um barramento ou um aparelho, não se encontra apto a responder em exploração às solicitações de acordo com as suas características técnicas e parâmetros considerados válidos. ATR RR – Autotransformador de Recarei LAL.CTL 1 – Linha Alto Lindoso – Cartelle 1 LAL.CTL 2 – Linha Alto Lindoso – Cartelle 2 LAL.RA – Linha Alto Lindoso – Riba d’Ave LAV.BVL – Linha Alqueva - Brovales LFA.OQ – Linha Ferreira do Alentejo - Ourique LFA.SN – Linha Ferreira do Alentejo - Sines LFR.CLL – Linha Falagueira - Cedillo LLGC.AAV 2 – Linha Lagoaça – Aldeadávila 2 LLGC.AAV 3 – Linha Lagoaça – Aldeadávila 3 LMP.SN – Linha Monte da Pedra - Sines LPDV.RA – Linha Pedralva – Riba d’Ave LPG.FR – Linha Falagueira – Pego LPN.SLL – Linha Pocinho – Saucelle LPN.AMM 1 – Linha Pocinho – Armamar 1 (com origem na LPN.VG 1) LPN.VG 1 – Linha Pocinho – Valdigem 1 LPN.VG 2 – Linha Pocinho – Valdigem 2 LPT.MG – Linha Picote – Mogadouro LRA.RR 1 – Linha Riba d’Ave – Recarei 1 LRA.RR 2 – Linha Riba d’Ave – Recarei 2

RL PRPR 5/2009


LSN.ES – Linha Sines – Ermidas Sado Muito Alta Tensão (MAT) – Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV MIBEL – Mercado Ibérico de Electricidade Muito Alta Tensão (MAT) – Tensão entre fases cujo valor eficaz é superior a 110 kV. RARI – Regulamento de Acesso às Redes e às Interligações Rede – Conjunto de subestações, linhas, cabos e outros equipamentos eléctricos ligados entre si com vista a transportar a energia eléctrica produzida pelas centrais até aos consumidores. Rede Nacional de Transporte (RNT) – Compreende a rede de muito alta tensão, rede de interligação, instalações do Gestor de Sistema e os bens e direitos conexos. REN, SA – Redes Energéticas Nacionais S.A. REE, SA – Red Eléctrica España Subestação – Posto destinado a algum dos seguintes fins:

• Transformação da corrente eléctrica por um ou mais transformadores estáticos, cujo secundário é de alta tensão;

• Compensação do factor de potência por compensadores síncronos ou condensadores, em alta tensão.

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 i

ANEXOS

o Perfis de Consumo em cada Ponto de Entrega da RNT ii

o Planos de produção v

o Plano de indisponibilidades de geração programadas xiii

o Capacidade Técnica de Importação sem indisponibilidades xiv

o Capacidade Técnica de Exportação sem indisponibilidades xv

o Capacidade Técnica de Importação com indisponibilidades xvi

o Capacidade Técnica de Exportação com indisponibilidades xvii

o Esquemas Unifilares xviii

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 ii

Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio Ponta Cheia Vazio

Alqueva 33.1 29.1 16.1 31.4 27.6 16.8 30.1 26.5 15.5 27.4 24.0 14.8Alto de Mria 390.0 342.6 189.7 369.6 324.6 197.4 354.9 311.7 182.9 322.2 283.0 174.0Batalha 285.3 250.6 138.7 270.3 237.4 144.4 259.6 228.0 133.8 235.7 207.0 127.3Bodiosa 100.6 88.3 48.9 95.3 83.7 50.9 91.5 80.4 47.2 83.1 73.0 44.9Canelas 437.5 384.2 212.8 414.6 364.1 221.4 398.1 349.7 205.2 361.4 317.5 195.2Carrapatelo 28.5 25.0 13.8 27.0 23.7 14.4 25.9 22.7 13.3 23.5 20.7 12.7Carregado 186.1 163.4 90.5 176.3 154.9 94.2 169.3 148.7 87.3 153.7 135.0 83.0Carriche 270.6 237.7 131.6 256.4 225.2 136.9 246.2 216.3 126.9 223.6 196.4 120.7Carvoeira 79.1 69.5 38.5 75.0 65.9 40.0 72.0 63.2 37.1 65.4 57.4 35.3Castelo Branco 53.8 47.3 26.2 51.0 44.8 27.2 49.0 43.0 25.2 44.4 39.0 24.0Chaves 44.9 39.5 21.9 42.6 37.4 22.7 40.9 35.9 21.1 37.1 32.6 20.0Custóias 261.4 229.6 127.1 247.7 217.6 132.3 237.9 208.9 122.6 216.0 189.7 116.6Ermesinde 248.0 217.9 120.6 235.0 206.4 125.5 225.7 198.3 116.3 204.9 180.0 110.7Estarreja 277.4 243.6 134.9 262.8 230.8 140.4 252.4 221.7 130.1 229.1 201.3 123.8Estoi 204.9 180.0 99.6 194.2 170.5 103.7 186.4 163.8 96.1 169.3 148.7 91.4Estremoz 63.8 56.0 31.0 60.4 53.1 32.3 58.0 51.0 29.9 52.7 46.3 28.5Évora 110.9 97.4 53.9 105.1 92.3 56.1 100.9 88.6 52.0 91.6 80.5 49.5Falagueira 35.6 31.3 17.3 33.8 29.7 18.0 32.4 28.5 16.7 29.4 25.9 15.9Fanhões 225.2 197.8 109.5 213.4 187.5 114.0 205.0 180.0 105.6 186.1 163.4 100.5Fernão Ferro 215.4 189.2 104.7 204.1 179.2 109.0 196.0 172.1 101.0 177.9 156.3 96.1Ferreira do Alentejo 81.4 71.5 39.6 77.1 67.8 41.2 74.1 65.1 38.2 67.3 59.1 36.3Ferro 82.3 72.2 40.0 77.9 68.5 41.6 74.9 65.7 38.6 68.0 59.7 36.7Frades 11.6 10.2 5.6 11.0 9.6 5.9 10.5 9.2 5.4 9.6 8.4 5.2Guimarães 67.6 59.4 32.9 64.1 56.3 34.2 61.6 54.1 31.7 55.9 49.1 30.2Lavos 118.7 104.2 57.7 112.4 98.8 60.0 108.0 94.8 55.6 98.0 86.1 52.9Macedo Cavaleiros 54.7 48.1 26.6 51.9 45.5 27.7 49.8 43.7 25.7 45.2 39.7 24.4Mogadouro 11.0 9.6 5.3 10.4 9.1 5.6 10.0 8.8 5.1 9.1 8.0 4.9Mogofores 68.8 60.5 33.5 65.2 57.3 34.8 62.6 55.0 32.3 56.9 49.9 30.7Mourisca 218.1 191.5 106.0 206.6 181.5 110.4 198.4 174.3 102.3 180.2 158.2 97.3Oleiros 199.8 175.5 97.2 189.3 166.3 101.1 181.8 159.7 93.7 165.1 145.0 89.2Paraimo 56.9 50.0 27.7 53.9 47.4 28.8 51.8 45.5 26.7 47.0 41.3 25.4Pedralva 58.2 51.1 28.3 55.1 48.4 29.4 53.0 46.5 27.3 48.1 42.2 26.0Penela 46.1 40.5 22.4 43.7 38.4 23.3 42.0 36.9 21.6 38.1 33.5 20.6Pereiros 207.6 182.3 101.0 196.7 172.8 105.1 188.9 165.9 97.4 171.5 150.6 92.6Pocinho 22.5 19.7 10.9 21.3 18.7 11.4 20.4 18.0 10.5 18.6 16.3 10.0Pombal 21.9 19.2 10.6 20.7 18.2 11.1 19.9 17.5 10.3 18.1 15.9 9.8Portimão 94.3 82.8 45.8 89.3 78.4 47.7 85.8 75.3 44.2 77.9 68.4 42.1Porto Alto 63.6 55.9 30.9 60.3 52.9 32.2 57.9 50.8 29.8 52.5 46.1 28.4Recarei 76.0 66.8 37.0 72.0 63.3 38.5 69.2 60.8 35.6 62.8 55.2 33.9Riba d'Ave 376.3 330.5 183.0 356.6 313.2 190.4 342.5 300.8 176.5 310.9 273.1 167.9Rio Maior 151.9 133.4 73.9 144.0 126.5 76.9 138.3 121.4 71.3 125.5 110.3 67.8Ruivães 36.5 32.0 17.7 34.6 30.4 18.5 33.2 29.2 17.1 30.1 26.5 16.3Sacavém 233.0 204.7 113.3 220.8 193.9 117.9 212.0 186.2 109.3 192.5 169.1 104.0Santarém 91.0 80.0 44.3 86.3 75.8 46.1 82.8 72.8 42.7 75.2 66.1 40.6SCF 64.0 56.2 31.1 60.7 53.3 32.4 58.3 51.2 30.0 52.9 46.5 28.6Sete Rios 240.8 211.5 117.1 228.2 200.4 121.8 219.1 192.4 112.9 198.9 174.7 107.4Setúbal 300.7 264.1 146.3 285.0 250.3 152.2 273.7 240.4 141.0 248.5 218.2 134.2Sines 99.6 87.5 48.4 94.4 82.9 50.4 90.6 79.6 46.7 82.3 72.3 44.4Tábua 35.6 31.3 17.3 33.8 29.7 18.0 32.4 28.5 16.7 29.4 25.9 15.9Torrão 80.3 70.5 39.1 76.1 66.8 40.6 73.1 64.2 37.7 66.4 58.3 35.8Trafaria 139.3 122.3 67.7 132.0 115.9 70.5 126.7 111.3 65.3 115.1 101.1 62.1Trajouce 373.6 328.2 181.7 354.1 311.0 189.1 340.0 298.6 175.2 308.7 271.1 166.7Tunes 157.7 138.5 76.7 149.4 131.2 79.8 143.5 126.0 73.9 130.3 114.4 70.4V.P.Aguiar 12.5 11.0 6.1 11.8 10.4 6.3 11.4 10.0 5.9 10.3 9.1 5.6Valdigem 161.8 142.1 78.7 153.3 134.7 81.9 147.3 129.3 75.9 133.7 117.4 72.2Vermoim 380.9 334.5 185.2 360.9 317.0 192.8 346.6 304.4 178.6 314.7 276.4 170.0Vila Chã 110.2 96.8 53.6 104.4 91.7 55.8 100.3 88.1 51.7 91.1 80.0 49.2Vila Fria 167.5 147.1 81.4 158.7 139.4 84.8 152.4 133.9 78.5 138.4 121.5 74.7Zêzere 220.1 193.3 107.0 208.6 183.2 111.4 200.3 175.9 103.2 181.8 159.7 98.2

Clientes MATErmidas 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Fogueteiro 5.5 5.0 2.5 5.5 5.0 2.5 5.5 5.0 2.5 5.5 5.0 2.5Gouveia 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Lusosider 9.0 7.0 4.0 9.0 7.0 4.0 9.0 7.0 4.0 9.0 7.0 4.0Luzianes 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Monte da Pedra 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Maia 70.0 70.0 10.0 70.0 70.0 10.0 70.0 70.0 10.0 70.0 70.0 10.0Mortágua 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Neves Corvo 22.0 19.0 15.0 22.0 19.0 15.0 22.0 19.0 15.0 22.0 19.0 15.0Pegões 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Quinta do Anjo 18.0 15.0 6.0 18.0 15.0 6.0 18.0 15.0 6.0 18.0 15.0 6.0Quinta Grande 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Rodão 1.0 1.0 0.5 1.0 1.0 0.5 1.0 1.0 0.5 1.0 1.0 0.5Seixal 150 kV 2.5 2.5 0.5 2.5 2.5 0.5 2.5 2.5 0.5 2.5 2.5 0.5Seixal 220 kV 80.0 80.0 15.0 80.0 80.0 15.0 80.0 80.0 15.0 80.0 80.0 15.0Sobral 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Urrô 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0Fatela 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0 2.5 2.5 1.0

Total 8779 7731 4220 8332 7338 4389 8010 7055 4071 7294 6426 3877

Subestação Fevereiro Março Abril

Valor de Consumo Previsto para cada Subestação da RNT para o ano de 2010 [MW]

Janeiro

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 iii




Total 7209 6351 3891 7315 6789 3927 7517 6977 4110 6908 6412 3941

Subestação AgostoMaio Junho Julho


RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 iv




Total 7195 6678 4022 7695 6778 4157 8640 7609 4227 9223 8121 4436

Subestação Setembro Outubro Novembro Dezembro


RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 v

PH PS IH VH VS PH PS IH VH VS PH PS IS VS PH PS IS VS PH PS IH VH VS

Alqueva 14 5 22 9 0 15 5 23 10 0 26 26 18 0 26 26 18 0 16 5 23 10 0

Alto Mira 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

Armamar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 5 5 5 5 5 5 5 5

Batalha 16 16 16 15 15 18 18 18 17 17 18 18 18 17 19 19 19 18 19 19 19 18 18

Bodiosa 58 31 50 45 18 59 31 51 45 18 31 31 18 18 31 31 18 18 59 31 51 45 18

Canelas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Carrapatelo 23 17 21 20 14 25 19 23 22 17 19 19 17 17 21 21 18 18 26 21 25 23 18

Carregado 8 8 8 7 7 9 9 9 8 8 9 9 9 8 10 10 10 9 10 10 10 9 9

Carriche 4 4 4 3 3 4 4 4 3 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 3

Carvoeira 22 22 22 21 21 24 24 24 22 22 24 24 24 22 24 24 24 23 24 24 24 23 23

Castelo Branco 16 16 16 16 16 17 17 17 17 17 17 17 17 17 18 18 18 18 18 18 18 18 18

Chafariz 32 17 28 24 9 35 19 30 27 11 19 19 11 11 20 20 12 12 36 20 31 28 12

Chaves 44 17 36 30 4 45 17 37 31 4 17 17 4 4 17 17 4 4 45 17 37 31 4

Crestuma 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Custóias 56 56 56 45 45 56 56 56 45 45 56 56 56 45 57 57 57 45 57 57 57 45 45

Ermesinde 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Estarreja 59 50 56 48 39 60 50 57 49 40 50 50 46 40 51 51 46 40 60 51 57 49 40

Estoi 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 3 3 3 0 4 4 3 0 0 0 2 0 0

Évora 0 0 2 0 0 0 0 2 0 0 3 3 3 0 4 4 3 0 0 0 2 0 0

Falagueira 57 51 55 52 47 58 53 57 53 48 53 53 50 48 54 54 51 49 59 54 58 54 49

Fanhoes 79 79 79 74 74 81 81 81 75 75 81 81 81 75 83 83 83 77 83 83 83 77 77

Fernão Ferro 9 9 9 7 7 10 10 10 8 8 10 10 10 8 10 10 10 8 10 10 10 8 8

Ferreira do Alentejo 0 0 12 0 0 0 0 15 0 0 30 30 25 0 37 37 29 1 7 3 23 5 1

Ferro 64 32 55 48 17 65 33 56 49 17 33 33 17 17 38 38 22 22 71 38 61 54 22

Frades 7 7 7 7 7 10 10 10 10 10 10 10 10 10 13 13 13 13 13 13 13 13 13

Guimarães 16 16 16 13 13 16 16 16 13 13 16 16 16 13 16 16 16 13 16 16 16 13 13

Lavos 160 160 160 133 133 161 161 161 133 133 161 161 161 133 161 161 161 134 161 161 161 134 134

Macedo de Cavaleiros 7 7 7 7 7 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

Mogofores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Mourisca 58 50 55 45 37 58 50 56 45 37 50 50 46 37 50 50 46 37 58 50 56 46 37

Oleiros 26 19 24 20 13 27 20 25 21 13 20 20 16 13 20 20 16 14 28 20 25 21 14

Pedralva 42 30 38 36 24 42 30 38 36 24 30 30 24 24 30 30 24 24 42 30 38 36 24

Penela 17 17 17 17 17 19 19 19 19 19 19 19 19 19 21 21 21 21 21 21 21 21 21

Pereiros 36 27 33 31 22 38 29 35 33 24 29 29 25 24 31 31 26 26 39 31 37 34 26

Pocinho 41 15 33 28 3 43 18 36 30 5 18 18 5 5 19 19 6 6 45 19 37 31 6

Pombal 13 13 13 11 11 14 14 14 12 12 14 14 14 12 14 14 14 12 14 14 14 12 12

Portimão 13 13 13 13 13 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14

Porto Alto 6 6 6 5 5 6 6 6 5 5 6 6 6 5 6 6 6 5 6 6 6 5 5

Riba d'Ave 158 116 145 121 80 161 118 148 124 81 118 118 97 81 119 119 97 82 162 119 149 125 82

Rio Maior 21 21 21 21 21 26 26 26 26 26 26 26 26 26 29 29 29 29 29 29 29 29 29

Ruivães 2 2 2 2 2 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4

Sacavém 17 17 17 14 14 17 17 17 14 14 17 17 17 14 17 17 17 14 17 17 17 14 14

Santarém 5 5 5 4 4 5 5 5 4 4 5 5 5 4 5 5 5 4 5 5 5 4 4

Setúbal 87 87 87 70 70 88 88 88 70 70 88 88 88 70 88 88 88 70 88 88 88 70 70

Sines 154 154 154 123 123 154 154 154 124 124 154 154 154 124 158 158 158 124 155 155 156 124 124

Tábua 29 29 29 29 29 36 36 36 36 36 36 36 36 36 38 38 38 38 38 38 38 38 38

Torrão 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Trafaria 6 6 6 5 5 6 6 6 5 5 6 6 6 5 6 6 6 5 6 6 6 5 5

Trajouce 4 4 4 3 3 4 4 4 3 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 3

Tunes 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

V.P.Aguiar 8 8 8 8 8 11 11 11 11 11 11 11 11 11 20 20 20 20 20 20 20 20 20

Valdigem 125 66 108 95 37 130 70 112 99 40 70 70 41 40 75 75 46 45 135 75 117 104 45

Vermoim 47 47 47 42 42 52 52 52 47 47 52 52 52 47 55 55 55 50 55 55 55 50 50

Vila Chã 119 55 100 83 20 119 55 100 83 20 55 55 24 20 55 55 24 20 120 55 100 83 20

Vila Fria 66 52 62 51 38 67 54 63 53 39 54 54 47 39 54 54 47 40 68 54 64 53 40

Zêzere 140 77 121 103 41 142 78 123 105 42 78 78 47 42 79 79 48 43 143 79 124 105 43

TOTAL 2008 1575 1903 1619 1192 2076 1636 1973 1683 1250 1693 1693 1467 1250 1760 1760 1529 1304 2141 1694 2040 1744 1304

Planos de Produção da PRE e outra Pequena Hídrica - Ano de 2010 [MW]

(Eólica a 10% da sua potência instalada)

SubestaçãoJan, Fev, Mar, Abr Mai Jun, Jul, Ago Set, Out Nov, Dez

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 vi

PH PS IH VH VS PH PS IH VH VS PH PS IS VS PH PS IS VS PH PS IH VH VS

Alqueva 14 5 22 9 0 15 5 23 10 0 26 26 18 0 26 26 18 0 16 5 23 10 0

Alto Mira 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21

Armamar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 33 33 33 33 33 33 33 33 33

Batalha 68 68 68 67 67 81 81 81 80 80 81 81 81 80 88 88 88 87 88 88 88 87 87

Bodiosa 156 129 148 142 116 157 129 149 143 116 129 129 116 116 129 129 116 116 157 129 149 143 116

Canelas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 7 7 7 7 7 7 7 7

Carrapatelo 101 96 100 98 93 116 110 114 113 107 110 110 107 107 118 118 115 115 123 118 122 121 115

Carregado 25 25 25 24 24 36 36 36 35 35 36 36 36 35 42 42 42 41 42 42 42 41 41

Carriche 4 4 4 3 3 4 4 4 3 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 3

Carvoeira 99 99 99 97 97 108 108 108 106 106 108 108 108 106 112 112 112 111 112 112 112 111 111

Castelo Branco 101 101 101 101 101 110 110 110 110 110 110 110 110 110 115 115 115 115 115 115 115 115 115

Chafariz 82 67 77 74 59 96 81 92 88 73 81 81 73 73 88 88 80 80 104 88 99 96 80

Chaves 65 38 57 51 24 65 38 57 51 24 38 38 24 24 38 38 24 24 66 38 57 52 24

Crestuma 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Custóias 56 56 56 45 45 56 56 56 45 45 56 56 56 45 57 57 57 45 57 57 57 45 45

Ermesinde 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Estarreja 101 92 99 91 82 102 93 99 91 82 93 93 88 82 93 93 89 83 103 93 100 92 83

Estoi 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 3 3 3 0 4 4 3 0 0 0 2 0 0

Évora 0 0 2 0 0 0 0 2 0 0 3 3 3 0 4 4 3 0 0 0 2 0 0

Falagueira 173 168 172 168 163 178 173 176 173 168 173 173 170 168 175 175 173 170 181 175 179 176 170

Fanhoes 129 129 129 123 123 131 131 131 125 125 131 131 131 125 133 133 133 127 133 133 133 127 127

Fernão Ferro 9 9 9 7 7 10 10 10 8 8 10 10 10 8 10 10 10 8 10 10 10 8 8

Ferreira do Alentejo 0 0 12 0 0 0 0 15 0 0 30 30 25 0 41 41 33 5 11 7 27 9 5

Ferro 156 124 146 140 108 157 124 147 140 108 124 124 108 108 160 160 144 144 193 160 183 176 144

Frades 42 42 42 42 42 65 65 65 65 65 65 65 65 65 85 85 85 85 85 85 85 85 85

Guimarães 16 16 16 13 13 16 16 16 13 13 16 16 16 13 16 16 16 13 16 16 16 13 13

Lavos 160 160 160 133 133 161 161 161 133 133 161 161 161 133 161 161 161 134 161 161 161 134 134

Macedo de Cavaleiros 45 45 45 45 45 51 51 51 51 51 51 51 51 51 55 55 55 55 55 55 55 55 55

Mogofores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5 5 5 5 5 5 5 5 5

Mourisca 75 67 73 63 55 76 68 73 63 55 68 68 64 55 68 68 64 55 76 68 73 63 55

Oleiros 40 33 38 33 26 43 36 41 37 30 36 36 32 30 38 38 34 31 45 38 43 39 31

Pedralva 174 162 170 168 156 174 162 170 168 156 162 162 156 156 162 162 156 156 174 162 170 168 156

Penela 112 112 112 112 112 126 126 126 126 126 126 126 126 126 134 134 134 134 134 134 134 134 134

Pereiros 102 94 99 97 89 104 95 101 99 90 95 95 91 90 97 97 93 92 105 97 103 100 92

Pocinho 56 30 48 43 18 70 44 62 57 31 44 44 31 31 51 51 38 38 77 51 69 64 38

Pombal 28 28 28 26 26 35 35 35 33 33 35 35 35 33 39 39 39 37 39 39 39 37 37

Portimão 88 88 88 88 88 89 89 89 89 89 89 89 89 89 90 90 90 90 90 90 90 90 90

Porto Alto 6 6 6 5 5 6 6 6 5 5 6 6 6 5 6 6 6 5 6 6 6 5 5

Riba d'Ave 259 217 246 222 181 270 227 257 233 190 227 227 206 190 232 232 211 195 276 232 263 238 195

Rio Maior 136 136 136 136 136 170 170 170 170 170 170 170 170 170 188 188 188 188 188 188 188 188 188

Ruivães 16 16 16 16 16 25 25 25 25 25 25 25 25 25 29 29 29 29 29 29 29 29 29

Sacavém 17 17 17 14 14 17 17 17 14 14 17 17 17 14 17 17 17 14 17 17 17 14 14

Santarém 5 5 5 4 4 5 5 5 4 4 5 5 5 4 5 5 5 4 5 5 5 4 4

Setúbal 87 87 87 70 70 88 88 88 70 70 88 88 88 70 88 88 88 70 88 88 88 70 70

Sines 164 164 164 134 134 164 164 164 134 134 164 164 164 134 168 168 168 134 165 165 167 134 134

Tábua 186 186 186 186 186 235 235 235 235 235 235 235 235 235 245 245 245 245 245 245 245 245 245

Torrão 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77 77

Trafaria 6 6 6 5 5 6 6 6 5 5 6 6 6 5 6 6 6 5 6 6 6 5 5

Trajouce 4 4 4 3 3 4 4 4 3 3 4 4 4 3 4 4 4 3 4 4 4 3 3

Tunes 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21 21

V.P.Aguiar 52 52 52 52 52 72 72 72 72 72 72 72 72 72 127 127 127 127 127 127 127 127 127

Valdigem 315 256 298 285 227 339 279 321 308 249 279 279 250 249 310 310 281 280 370 310 352 339 280

Vermoim 47 47 47 42 42 52 52 52 47 47 52 52 52 47 55 55 55 50 55 55 55 50 50

Vila Chã 143 79 124 107 44 144 80 125 108 44 80 80 48 44 80 80 48 45 144 80 125 108 45

Vila Fria 109 96 105 95 82 114 101 110 100 86 101 101 94 86 103 103 96 88 117 103 113 102 88

Zêzere 150 86 131 113 50 151 88 132 114 51 88 88 56 51 89 89 57 52 152 89 133 115 52

TOTAL 4098 3665 3993 3709 3282 4414 3974 4311 4021 3587 4031 4031 3804 3587 4345 4345 4114 3889 4726 4279 4625 4329 3889

Planos de Produção da PRE e outra Pequena Hídrica - Ano de 2010 [MW]

(Eólica a 65% da sua potência instalada)

SubestaçãoJan, Fev, Mar, Abr Mai Jun, Jul, Ago Set, Out Nov, Dez

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 vii

10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65%

HídricaAlto Lindoso 599 599 399 - 399 399 150 - - - 599 599 399 - 399 299 150 - - -

Touvedo 21 21 14 - 21 21 14 - - - 21 21 14 - 21 21 14 - - -

Miranda 351 351 57 - 351 351 351 234 - - 351 351 57 - 351 351 351 234 - -

Picote 185 185 62 - 185 185 185 124 - - 185 185 62 - 185 185 185 124 - -

Bemposta 228 228 76 - 228 228 228 152 - - 228 228 76 - 228 228 228 152 - -

Pocinho 176 177 59 - 177 177 177 118 - - 176 177 59 - 177 177 177 118 - -

Valeira 228 228 76 - 228 228 228 152 - - 228 228 76 - 228 228 228 152 - -

Régua 171 171 57 - 171 171 171 114 - - 171 171 57 - 171 171 171 114 - -

Carrapatelo 191 191 64 - 191 191 191 127 - - 191 191 64 - 191 191 191 127 - -

Crestuma 111 111 37 - 111 111 111 74 - - 111 111 37 - 111 111 111 74 - -

Tabuaço 55 55 37 15 37 37 - - - - 55 55 37 - 37 37 - - - -

Torrão 133 133 44 - 133 133 133 - -144 -144 133 133 44 - 133 133 133 - -144 -144

Alto Rabagão 65 65 43 43 43 43 -32 -32 -65 -65 65 65 43 43 43 43 -32 -32 -65 -65

Vila Nova 137 137 91 10 137 137 91 - - - 137 137 91 10 137 137 91 - - -

Frades 186 186 124 124 186 186 115 -196 -196 -196 186 186 124 124 186 110 124 -130 -196 -196

Salamonde 40 40 27 11 40 40 40 - - - 40 40 27 11 40 40 40 - - -

Caniçada 59 59 39 20 59 59 59 - - - 59 59 39 20 59 59 59 - - -

Vilarinho das Furnas 125 125 83 35 125 125 104 - - - 125 125 83 35 125 125 125 - - -

Aguieira 319 319 213 213 213 213 - -213 -278 -278 319 319 213 213 213 106 - -106 -278 -278

Raiva 23 23 15 5 23 23 5 - - - 23 23 15 5 23 23 15 - - -

Caldeirão 38 38 25 20 38 38 20 - - - 38 38 25 - 38 38 25 - - -

Fratel 125 125 42 - 125 125 125 - - - 125 125 42 - 125 84 125 - - -

Cabril 103 103 68 25 103 103 34 - - - 103 103 68 25 103 103 68 - - -

Bouçã 42 42 28 10 42 42 14 - - - 42 42 28 10 42 42 42 - - -

Castelo de Bode 151 151 101 25 101 101 - - - - 151 151 101 25 101 101 50 - - -

Pracana 39 39 26 - 15 15 - - - - 39 39 26 - 15 15 15 - - -

Alqueva 228 228 152 190 152 152 - -240 -240 -240 228 114 152 152 152 114 - -240 -240 -240

Total Hidraulica 4129 4128 2059 746 3632 3632 2514 414 -923 -923 4129 4014 2059 673 3632 3270 2686 587 -923 -923

TérmicaCarregado - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Setúbal - - 790 - - - - - - - - - 730 - - - - - 105 -

Sines 894 466 894 894 894 330 218 218 894 830 894 218 894 894 894 218 218 218 894 894

Tunes - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Pego 584 101 584 584 584 - - - 584 225 584 - 584 584 420 - - - 584 570

Turbo Gás 240 - 990 990 195 - - - 660 195 195 - 990 990 195 - - - 990 195

Lares 640 - 862 862 470 - - - 862 470 431 - 862 862 235 - - - 862 235

TER 500 235 1176 1176 235 - - - 1060 235 290 235 784 784 235 - - - 784 235

Total térmica 2858 802 5296 4506 2378 330 218 218 4060 1955 2394 453 4844 4114 1979 218 218 218 4219 2129

TOTAL 6987 4930 7355 5252 6010 3962 2732 632 3137 1032 6523 4467 6903 4787 5611 3488 2904 805 3296 1206

FevereiroPS CH VH VS

JaneiroPH PH PS CH VH VSCentral

Planos de Produção da Grande Hídrica e Grande Térmica - ano de 2010 [MW]

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 viii

10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65%

HídricaAlto Lindoso 575 575 383 - 383 287 - - - - 563 390 300 - 375 150 - - - -

Touvedo 20 20 13 - 20 20 13 - - - 20 20 13 - 20 20 13 - - -

Miranda 337 337 55 - 337 337 337 109 - - 330 330 - - 330 330 330 107 - -

Picote 178 178 59 - 178 178 178 119 - - 174 174 - - 174 174 174 116 - -

Bemposta 219 219 60 - 219 219 219 125 - - 214 214 - - 214 214 214 120 - -

Pocinho 169 170 25 - 170 170 170 57 - - 165 166 - - 166 166 166 55 - -

Valeira 219 219 30 - 219 219 219 73 - - 214 214 - - 214 214 214 71 - -

Régua 164 164 25 - 164 164 164 55 - - 161 161 - - 161 161 161 54 - -

Carrapatelo 183 183 30 - 183 183 183 41 - - 180 179 - - 179 179 179 40 - -

Crestuma 107 107 20 - 107 107 107 36 - - 104 104 - - 104 104 104 35 - -

Tabuaço 53 53 35 15 36 36 - - - - 52 26 - - 35 17 - - - -

Torrão 128 128 44 - 128 128 128 - -144 -144 125 125 44 - 125 40 125 - -144 -144

Alto Rabagão 62 62 41 41 41 41 -32 -32 -65 -65 61 20 40 40 40 20 -32 -32 -65 -65

Vila Nova 132 131 88 10 131 131 88 - - - 129 129 86 10 129 76 86 - - -

Frades 179 130 119 89 179 100 179 -93 -196 -196 175 50 117 87 175 50 72 -93 -196 -196

Salamonde 38 38 26 11 38 38 38 - - - 38 38 25 11 38 25 38 - - -

Caniçada 57 57 38 20 57 57 57 - - - 55 55 37 20 55 37 55 - - -


Aguieira 204 180 204 153 204 100 - - -185 -185 200 - 200 200 200 73 - -185 -185 -185

Raiva 22 22 15 5 22 22 5 - - - 22 21 14 5 21 14 - - - -

Caldeirão 36 36 24 20 36 36 20 - - - 36 36 24 20 36 24 - - - -

Fratel 120 120 - - 120 81 120 - - - 118 118 - - 118 79 118 - - -

Cabril 99 98 66 25 98 49 33 - - - 97 48 64 25 96 64 32 - - -

Bouçã 40 40 27 10 40 40 23 - - - 39 20 26 10 39 26 13 - - -

Castelo de Bode 145 145 97 50 97 97 - - - - 142 142 95 25 95 50 - - - -

Pracana 37 37 25 - - - 15 - - - 37 37 24 - - - - - - -

Alqueva 219 114 146 109 146 76 - -240 -240 -240 214 - 143 107 143 - - -240 -240 -240

Total Hidraulica 3862 3683 1774 594 3472 3035 2362 249 -830 -830 3782 2934 1331 596 3400 2386 2160 48 -830 -830


Setúbal - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sines 1192 218 1192 1192 1192 218 218 218 1192 840 894 218 894 894 894 218 218 218 894 650

Tunes - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Pego 584 - 584 584 420 - - - 584 202 550 - 584 584 - - - - 584 202

Turbo Gás - - 990 450 - - - - 400 195 - - 990 330 400 - - - 500 195

Lares 320 - 862 862 - - - - 862 235 - - 862 862 - - - - 862 235

TER 235 235 1176 784 235 - - - 784 235 235 235 1176 480 - - - - 784 235

Total térmica 2331 453 4804 3872 1847 218 218 218 3822 1707 1679 453 4506 3150 1294 218 218 218 3624 1517

TOTAL 6193 4136 6578 4466 5319 3253 2580 467 2992 877 5461 3387 5837 3746 4694 2604 2378 266 2794 687

MarçoPH PS CH VH VS

AbrilPH PS CH VH VSCentral


RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 ix

10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65%

HídricaAlto Lindoso 527 299 351 - 351 150 155 - - - 300 299 150 - - - - -

Touvedo 18 14 12 - 18 10 12 - - - 21 21 10 - - - - -

Miranda 309 308 35 - 308 308 308 50 - - 234 234 35 - 35 - - -

Picote 163 163 35 - 163 163 163 55 - - 124 124 35 - 35 - - -

Bemposta 201 201 50 - 201 201 201 67 - - 152 152 50 - 50 - - -

Pocinho 155 155 25 - 155 155 155 52 - - 118 118 25 - 25 - - -

Valeira 201 201 30 - 201 201 201 35 - - 152 152 30 - 30 - - -

Régua 150 150 25 - 150 150 150 25 - - 114 114 25 - 25 - - -

Carrapatelo 168 168 - - 168 168 168 30 - - 127 127 30 - 30 - - -

Crestuma 98 98 - - 98 98 98 20 - - 74 74 20 - 20 - - -

Tabuaço 48 33 32 15 33 - - - - - 18 18 29 - - - - -

Torrão 59 59 40 - 59 117 59 - -72 -72 133 133 40 - 40 - -144 -144

Alto Rabagão 57 - 38 38 38 - -32 -65 -65 -65 65 65 20 - 20 - -65 -65

Vila Nova 121 120 80 10 120 46 80 - - - 137 137 29 - 10 - - -

Frades 82 82 82 82 82 - 52 -93 -93 -93 186 186 186 124 186 124 -196 -196

Salamonde 35 35 23 11 35 11 35 - - - 40 40 13 - 11 - - -

Caniçada 52 52 35 20 52 20 52 - - - 59 59 20 - 20 - - -

Vilarinho das Furnas 110 90 73 35 110 - 91 - - - 63 63 35 - - - - -

Aguieira 187 - 187 140 187 - - -185 -185 -185 213 213 213 213 213 213 -185 -185

Raiva 20 20 13 5 20 5 - - - - 12 11 5 - 5 - - -

Caldeirão 33 33 22 20 33 20 - - - - - - 20 - - - - -

Fratel 110 110 - - 110 74 110 - - - 84 84 15 - 15 - - -

Cabril 91 50 60 25 90 30 30 - - - 103 103 25 - 25 - - -

Bouçã 37 15 25 10 37 12 12 - - - 42 42 10 - 10 - - -

Castelo de Bode 133 40 89 50 89 25 - - - - 101 101 25 - 25 - - -

Pracana 34 34 24 - - 15 - - - - - - 20 - 5 - - -

Alqueva 201 - 134 100 134 - - -240 -240 -240 228 228 228 152 200 152 -240 -240

Total Hidraulica 3400 2531 1521 561 3043 1979 2101 -250 -655 -655 2897 2896 1343 489 1035 489 -830 -830

TérmicaCarregado - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Setúbal - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sines 894 218 894 894 894 218 218 218 894 473 1192 330 1192 1192 1192 1192 1192 590

Tunes - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Pego 292 - 292 292 292 - - - 292 101 584 - 584 584 584 584 584 202

Turbo Gás 195 - 950 330 - - - - 560 - 280 - 990 250 990 195 330 -

Lares 270 - 862 780 300 - - - 862 235 431 - 862 500 862 410 862 235

TER 235 235 1176 500 - - - - 784 235 392 235 784 392 784 235 650 235

Total térmica 1886 453 4174 2796 1486 218 218 218 3392 1044 2879 565 4412 2918 4412 2616 3618 1262

TOTAL 5286 2984 5695 3357 4529 2197 2319 -32 2737 389 5776 3461 5755 3407 5447 3105 2788 432

VSCentralJunho

PH PS CS VSMaio

PH PS CH VH


RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 x

10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65%

HídricaAlto Lindoso 300 299 150 - - - - - 300 299 - - - - - -

Touvedo 21 21 10 - - - - - 21 21 - - - - - -

Miranda 234 234 35 - 35 - - - 234 234 - - - - - -

Picote 124 124 35 - 35 - - - 124 124 - - - - - -

Bemposta 152 152 50 - 50 - - - 152 152 - - - - - -

Pocinho 118 118 25 - 25 - - - 118 118 - - - - - -

Valeira 152 152 30 - 30 - - - 152 152 - - - - - -

Régua 114 114 25 - 25 - - - 114 114 - - - - - -

Carrapatelo 127 127 30 - 30 - - - 127 127 - - - - - -

Crestuma 74 74 20 - 20 - - - 74 74 - - - - - -

Tabuaço 18 18 29 - - - - - 18 18 15 - - - - -

Torrão 133 133 40 - 40 - -144 -144 133 133 40 - - - -144 -144

Alto Rabagão 65 65 20 - 20 - -65 -65 65 43 20 - - - -65 -65

Vila Nova 137 137 47 - 29 - - - 137 91 10 - - - - -

Frades 186 186 186 124 186 114 -196 -196 186 124 160 124 176 93 -196 -196

Salamonde 40 40 27 - 13 - - - 40 27 11 - - - - -

Caniçada 59 59 39 - 20 - - - 59 39 20 - - - - -

Vilarinho das Furnas 63 63 45 - 35 - - - 63 63 35 - - - - -

Aguieira 213 213 213 213 213 213 -185 -185 213 213 210 213 213 160 -185 -185

Raiva 12 11 5 - 5 - - - 12 11 5 - - - - -

Caldeirão - - 20 - - - - - - - 20 - - - - -

Fratel 84 84 15 - 15 - - - 84 84 - - - - - -

Cabril 103 103 34 - 25 - - - 103 68 25 - - - - -

Bouçã 42 42 14 - 10 - - - 42 28 10 - - - - -

Castelo de Bode 101 101 50 - 35 - - - 101 101 25 - - - - -

Pracana - - 20 - 5 - - - - - 15 - - - - -

Alqueva 228 228 228 152 228 152 -240 -240 228 130 200 152 160 124 -240 -240

Total Hidraulica 2897 2896 1442 489 1129 479 -830 -830 2897 2588 821 489 549 377 -830 -830

TérmicaCarregado - - - - - - - - - - - - - - - -

Setúbal - - - - - - - - - - - - - - - -

Sines 894 525 894 894 894 894 894 580 894 218 894 894 894 894 894 600

Tunes - - - - - - - - - - - - - - - -

Pego 584 - 584 584 584 584 584 202 584 - 584 584 584 584 584 202

Turbo Gás 330 - 990 230 990 330 660 195 195 - 990 200 990 195 490 -

Lares 770 - 862 862 862 610 862 235 431 - 862 431 862 431 862 235

TER 500 235 1176 550 1176 392 784 235 360 235 1176 392 1176 235 784 235

Total térmica 3078 760 4506 3120 4506 2810 3784 1447 2464 453 4506 2501 4506 2339 3614 1272

TOTAL 5975 3656 5948 3609 5635 3289 2954 617 5361 3041 5327 2990 5055 2716 2784 442

CentralJulho

PH PS CS VSAgosto

PH PS CS VS


RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xi

10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65%

HídricaAlto Lindoso 300 299 - - - - - - 300 299 150 - - - - -

Touvedo 21 21 - - - - - - 21 21 10 - - - - -

Miranda 234 234 35 - - - - - 234 234 35 - 35 - - -

Picote 124 124 35 - - - - - 124 124 35 - 35 - - -

Bemposta 152 152 50 - - - - - 152 152 50 - 50 - - -

Pocinho 118 118 25 - - - - - 118 118 25 - 25 - - -

Valeira 152 152 30 - - - - - 152 152 30 - 30 - - -

Régua 114 114 25 - - - - - 114 114 25 - 25 - - -

Carrapatelo 127 127 30 - - - - - 127 127 30 - 30 - - -

Crestuma 74 74 20 - - - - - 74 74 20 - 20 - - -

Tabuaço 18 18 15 - - - - - 18 18 29 - - - - -

Torrão 133 133 40 - - - -144 -144 133 133 40 - 40 - -144 -144

Alto Rabagão 65 43 20 - 20 - -65 -65 65 65 20 - 20 - -65 -65

Vila Nova 137 91 10 - 10 - - - 137 137 29 - 29 - - -

Frades 186 124 186 70 186 70 -196 -196 186 186 186 124 186 70 -196 -196

Salamonde 40 27 11 - 11 - - - 40 40 13 - 13 - - -

Caniçada 59 39 20 - 20 - - - 59 59 20 - 20 - - -

Vilarinho das Furnas 63 63 35 - 35 - - - 63 63 35 - 35 - - -

Aguieira 213 190 213 80 213 80 -185 -185 213 213 213 213 213 80 -185 -185

Raiva 12 11 5 - - - - - 12 11 5 - 5 - - -

Caldeirão - - 20 - - - - - - - 20 - - - - -

Fratel 84 84 15 - - - - - 84 84 15 - 15 - - -

Cabril 103 68 25 - 25 - - - 103 103 34 - 25 - - -

Bouçã 42 28 10 - 10 - - - 42 42 14 - 10 - - -

Castelo de Bode 101 101 25 - 25 - - - 101 101 50 - 25 - - -

Pracana - - 15 - 15 - - - - - 20 - 5 - - -

Alqueva 228 124 164 100 228 100 -240 -240 228 228 228 152 228 100 -240 -240

Total Hidraulica 2897 2559 1079 250 798 250 -830 -830 2897 2896 1381 489 1119 250 -830 -830

TérmicaCarregado - - - - - - - - - - - - - - - -

Setúbal - - - - - - - - - - 500 - 93 - - -

Sines 1192 218 1192 1192 1192 1192 1192 620 894 400 894 894 894 894 894 520

Tunes - - - - - - - - - - - - - - - -

Pego 584 - 584 584 584 570 584 202 584 - 584 584 584 584 584 202

Turbo Gás 195 - 660 195 660 195 330 - 330 - 660 330 630 220 660 -

Lares 431 - 862 431 862 235 862 - 862 - 862 790 862 431 862 235

TER 280 235 1176 310 1176 235 680 235 520 235 1176 392 1176 392 784 235

Total térmica 2682 453 4474 2712 4474 2427 3648 1057 3190 635 4676 2990 4239 2521 3784 1192

TOTAL 5579 3012 5553 2962 5272 2677 2818 227 6087 3531 6057 3479 5358 2771 2954 362

Central CS VSSetembro

PH PS CS VS


OutubroPH PS

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xii

10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65% 10% 65%

HídricaAlto Lindoso 533 533 355 - 355 355 180 - - - 599 599 399 - 399 399 150 - - -

Touvedo 19 19 12 - 19 19 12 - - - 21 21 14 - 21 21 14 - - -

Miranda 312 312 51 - 312 312 312 101 - - 351 351 57 - 351 351 351 234 - -

Picote 165 165 55 - 165 165 165 110 - - 185 185 62 - 185 185 185 124 - -

Bemposta 203 203 68 - 203 203 203 116 - - 228 228 76 - 228 228 228 130 - -

Pocinho 157 157 52 - 157 157 157 42 - - 176 177 59 - 177 177 177 59 - -

Valeira 203 203 68 - 203 203 203 30 - - 228 228 76 - 228 228 228 76 - -

Régua 152 152 51 - 152 152 152 25 - - 171 171 57 - 171 171 171 57 - -

Carrapatelo 170 170 57 - 170 170 170 30 - - 191 191 64 - 191 191 191 64 - -

Crestuma 99 99 33 - 99 99 99 20 - - 111 111 37 - 111 111 111 37 - -

Tabuaço 49 49 33 - 33 33 - - - - 55 55 37 15 37 37 - - - -

Torrão 118 118 40 - 118 118 118 - -144 -144 133 133 - - 133 133 133 - -144 -144

Alto Rabagão 58 57 38 38 38 38 -32 -65 -65 -65 65 65 43 43 43 43 -32 -65 -65 -65

Vila Nova 122 122 81 10 122 122 81 - - - 137 137 91 10 137 137 91 - - -

Frades 166 166 110 83 166 71 166 -196 -196 -196 186 186 124 124 186 124 186 -196 -196 -196

Salamonde 36 36 24 11 36 36 36 - - - 40 40 27 11 40 40 40 - - -

Caniçada 53 52 35 20 52 40 52 - - - 59 59 39 20 59 59 59 - - -


Aguieira 190 190 189 120 189 178 - -185 -185 -185 319 319 213 213 213 213 - -278 -278 -278

Raiva 20 20 14 5 20 20 5 - - - 23 23 15 5 23 23 5 - - -

Caldeirão 34 34 23 20 34 34 20 - - - 38 38 25 20 38 38 20 - - -

Fratel 111 112 37 - 112 75 112 - - - 125 125 42 - 125 125 125 - - -

Cabril 92 91 61 25 91 46 30 - - - 103 103 68 25 103 103 34 - - -

Bouçã 37 37 25 10 37 37 12 - - - 42 42 28 10 42 42 14 - - -

Castelo de Bode 134 134 90 50 90 90 25 - - - 151 151 101 50 101 101 - - - -

Pracana 35 35 24 - - - - - - - 39 39 26 - 15 15 - - - -

Alqueva 203 203 135 101 135 85 - -240 -240 -240 228 228 152 152 152 96 - -240 -240 -240

Total Hidraulica 3580 3579 1834 529 3219 2969 2390 -212 -830 -830 4129 4128 2015 733 3632 3514 2605 1 -923 -923


Setúbal - - 740 - - - - - - - - - 870 - - - - - - -

Sines 894 330 894 894 894 218 218 218 894 590 1192 400 1192 1192 1192 218 218 218 1192 436

Tunes - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -

Pego 584 - 584 584 584 - - - 584 202 584 - 584 584 584 - - - 584 192

Turbo Gás 330 - 990 660 210 - - - 660 - 330 - 990 660 195 - - - 660 -

Lares 800 - 862 862 431 - - - 862 235 670 - 862 862 411 - - - 862 470

TER 500 235 1176 960 392 - - - 860 235 392 235 1176 1060 250 - - - 860 470

Total térmica 3108 565 5246 3960 2511 218 218 218 3860 1262 3168 635 5674 4358 2632 218 218 218 4158 1568

TOTAL 6688 4144 7080 4489 5730 3187 2608 6 3030 432 7297 4763 7689 5091 6264 3732 2823 219 3235 645

Central CH VH VS


CH VH VS PH PSNovembro Dezembro

PH PS

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xiii

Previsão do número de grupos indisponíveis para o ano de 2009

Central Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Térmicas

Pego - - - - 1 - - - - - - - TER - 1 - - - 1 - - - - - Setúbal - - - - 1 - - - - - - - Sines 1 1 - 1 1 - 1 1 - - 1 - Turbo Gás - - - - - - - - 1 1 - -

Hídricas

Aguieira - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - Castelo de Bode - - - - - 1 1 - - - - Caldeirão - - - - - - - - - - - Frades - - - - 1 - - - - - - Carrapatelo - - - - - - - - 1 Fratel - - - - - - - 1 1 - - - Crestuma 1 1 Fratel - - - - - - - 1 1 - - - Miranda - - - - - 1 - - Pracana - - - - - 1 - - - Pocinho 1 1 - Raiva - - - - - 1 - - - - - - Torrão - - - - 1 - - - - -

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xiv

Capacidade Técnica de Importação – Sem indisponibilidades de linhas e transformadores

Regime

Parâmetros

Limitações

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro Novembro Dezembro

Ponta Húmida

Eólica 10%

Valor Limite: Ângulo 1

Tensão 1 Térmico

Elemento em Sobrecarga

Por Contingência em: 2

1200

LRA.RR 1

LRA.RR 2

1200

1250

LRA.RR 1

LRA.RR 2

1200

1390

LRA.RR 1

LRA.RR 2

2300

>2500

2300

>2500

1800

2450

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1900

2200

LPDV.RA

LAL.RA

2000

2370

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2300

>2500

2000

>2500

1300

1870

LRA.RR 1

LRA.RR 2

1200

1690

LRA.RR 1

LRA.RR 2

Ponta Húmida

Eólica 65%


Tensão 1 Térmico



1200

1240

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1200

1370

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1200

1360

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2400

>2500

2100

>2500

2100

2440

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2200

2460

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000

2300

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2400

>2500

2300

>2500

1600

2210

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1400

2350

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Ponta Seca

Eólica 10%


Tensão 1 Térmico



1400

1570

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1400

1580

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1400

1560

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2400

>2500

>2500

2220

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2160

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1690

ATR RR 1

ATR RR 2

2130

LLGC.AAV 2

LAL.CTL 1 e 2

2200

2250

LPN.SLL

LAL.CLL 1 e 2

1700

2190

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1500

2090

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Ponta Seca

Eólica 65%


Tensão 1 Térmico



1300

1400

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1300

1480

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1300

1330

LRA.RR 1

LRA.RR 2

>2500

2480

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000

2360

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000

2130

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000

2380

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2300

>2500

2300

>2500

1700

1980

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1500

1950

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Cheia Húmida

Eólica 10%


Térmico



1900 2410

LPN.VG 2

LAL.CTL 1 e2

1900 2310

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000 2280

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

>2500

2400 >2500

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

1900 2340

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1700 2130

LRA.RR 1

LRA.RR 2

Cheia Húmida

Eólica 65%


Parque produtor 3 Térmico



2100

2490

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000

>2500

2100

2310

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2380

1980

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

2100

>2500

2100

2450

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Cheia Seca

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

1900 2240

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1900 2250

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1740

ATR RR 1

ATR RR 2

2280

LLGC.AAV 2

LAL.CTL 1 e 2

2200 2490

LPN.SLL

LAL.CLL 1 e 2

N. S. N. S.

Cheia Seca

Eólica 65%





N. S N. S N. S N. S N. S

2200 2400

2200

>2500

2200 2490

2460

2300

N. S. N. S.

Vazio Húmido

Eólica 10%





1700

2030

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1700

1980

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1900

2040

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2230

2130

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

2000 2420

1800

> 2500

Vazio Húmido

Eólica 65%


Térmico



N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

Vazio Seco

Eólica 10%


Térmico



1900 2280

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1900 2280

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000 2190

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2400 >2500

>2500

2200 >2500

2300 >2500

2200 >2500

2300 >2500

2200 >2500

>2500

>2500

Vazio Seco

Eólica 65%





1730

1800 1900

1490

1300

940

1150

1340

1160

950

1080

1040

1340

(1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo ou por tensão, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) Apenas é referido o regime de contingência (‘n-1’ ou ‘n-2’ dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação (‘n’). (3) O significado dos valores assinalados nesta rúbrica é a de que o limite de importação foi encontrado por não existir mais produção disponível para redução, em regime ordinário, tendo em conta os critérios de segurança de

exploração do sistema. Neste caso não se chega a atingir qualquer violação da capacidade dos elementos da RNT, sendo apenas assinalados os limites por desvio angular máximo, desde que inferiores. N. S. Este regime não foi simulado

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xv

Capacidade Técnica de Exportação – Sem indisponibilidades de linhas e transformadores

Regime

Parâmetros

Limitações


Ponta Húmida

Eólica 10%


Térmico



2400 >2500

2500 >2500

2400 >2500

>2500

>2500

2400 >2500

2200 >2500

>2500

>2500

>2500

>2500

>2500

Ponta Húmida

Eólica 65%


Térmico



2270

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2170

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2070

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2010

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1710

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2340

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2240

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2180

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

>2500

>2500

2330

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2440

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

Ponta Seca

Eólica 10%


Parque produtor 2 Térmico 2



2300 1500 >2500

2200 1500 2430

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2000 1600 2610

LPG.FR

LAV.BVL

1500 >2500

1500 >2500

1800 1400 >2500

1800 1400 >2500

1900 1600 >2500

1500 >2500

1500 >2500

2400 1500 2480

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2400 1500 2500

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

Ponta Seca

Eólica 65%


Térmico



1600 2480

LFR.CLL

LAV.BVL

1600 >2500

1600 2170

LFA.OQ

LAF.SN

>2500

>2500

2300 >2500

2300 >2500

>2500

>2500

2400 >2500

2200 >2500

2100 >2500

Cheia Húmida

Eólica 10%


Térmico



>2500

>2500

>2500

2410

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2430

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

>2500

>2500

Cheia Húmida

Eólica 65%


Térmico



2360

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2300

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2160

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2010

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1520

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

2240

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2360

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

Cheia Seca

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

>2500

>2500

>2500

>2500

>2500

N. S. N. S.

Cheia Seca

Eólica 65%


Térmico




>2500

>2500

>2500

>2500

>2500

N. S. N. S.

Vazio Húmido

Eólica 10%


Térmico



>2500

>2500

>2500

2350

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2060

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

>2500

>2500

Vazio Húmido

Eólica 65%


Térmico



1360

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1540

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1160

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1330

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1140

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

1970

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1500

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

Vazio Seco

Eólica 10%





2000 1700 >2500

1800 1700 >2500

2000 1700 >2500

2000 1600 >2500

2200 1600 2360

LFA.OQ

LFA.SN

2200 1500 >2500

2300 1500 2420

LFA.OQ

LFA.SN

2400 1700 2480

LFA.OQ

LFA.SN

1600 2180

LFA.OQ

LFA.SN

2200 1600 >2500

2400 1600 >2500

2300 1600 >2500

Vazio Seco

Eólica 65%


Térmico



>2500

>2500

1700

LFA.OQ

LFA.SN

2480

LFA.OQ

LFA.SN

1850

LFA.OQ

LFA.SN

2200

LFA.OQ

LFA.SN

2330

LFA.OQ

LFA.SN

2050

LFA.OQ

LFA.SN

1760

LFA.OQ

LFA.SN

>2500

>2500

>2500

(1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) O significado dos valores assinalados nesta rúbrica é a de que o limite de exportação foi encontrado por não existir mais produção disponível para exportar, em regime ordinário, tendo em conta os critérios de segurança de

exploração do sistema. Neste caso não se chega a atingir qualquer violação da capacidade dos elementos da RNT, sendo apenas assinalados os limites por desvio angular máximo, desde que inferiores. (3) Apenas é referido o regime de contingência (‘n-1’ ou ‘n-2’ dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação (‘n’). N. S. Este regime não foi simulado

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xvi

Capacidade Técnica de Importação – Com indisponibilidades de linhas e transformadores

Regime

Parâmetros

Limitações


Ponta Húmida

Eólica 10%


Tensão 1 Térmico



N. S. N. S.

1000

1390

LRA.RR 1

LRA.RR 2

1940

LPT.MG

LAL.CTL 1 e 2

1800

1900

LPN.VG 1

LAL.CTL 1 e 2

1600

2090

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1700

2200

LRA.DL

LRA.AL

1640

LPN.CF 2

LAL.CTL 1 e 2

600

LMP.SN

LPM.SN 2

1120

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1200

1840

LRA.RR 1

LRA.RR 2

1100

1190

LPT.MG

LAL.CTL 1 e 2

Ponta Húmida

Eólica 65%


Tensão 1 Térmico



N. S. N. S.

1100

1280

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2220

LPN.VG 1

LAL.CTL 1 e 2

2000

>2500

2000

2290

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

2100

2460

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1640

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1940

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1290

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1500

1890

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1300

2050

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

Ponta Seca

Eólica 10%


Tensão 1 Térmico



N. S. N. S.

1200

1510

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1420

LRA.RR 1

LRA.RR 2

2280

LPN.VG 1

LAL.CTL 1 e 2

2120

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

2160

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1660

ATR.RR 1

ATR.RR 2

500

LLGC.AAV 2

LAL.CTL 1

1440

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1600

2230

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1400

2130

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Ponta Seca

Eólica 65%


Tensão 1 Térmico



N. S. N. S.

1300

LRA.RR 1

LRA.RR 2

2190

LPN.VG 1

LAL.CTL 1 e 2

2050

LPN.VG 1

LAL.CTL 1 e 2

1900

2150

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

2130

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1930

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

770

LLGC.AAV 2

LAL.CTL 1

1440

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1600

2070

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

1600

1940

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Cheia Húmida

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S.

1830

LPT.MG

LAL.CTL 1 e 2

>2500

2300 >2500

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

1800 2090

ATR FA 1

ATR FA 2

1570

LPT.MG

LAL.CTL 1 e 2

Cheia Húmida

Eólica 65%





N. S. N. S.

2000

2160

LPN.VG1

LAL.CTL 1 e 2

2380

1980

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

2000

2160

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2000

2230

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Cheia Seca

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

1800 2000

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

1900 2200

ATR RR 1

ATR RR 2

1710

LRA.RR 1

LRA.RR 2

750

LLGC.AAV 2

LAL.CTL 1

1680

LLPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

N. S. N. S.

Cheia Seca

Eólica 65%





N. S N. S N. S N. S. N. S

2100 2400

2100

>2500

2100

2200

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e2

900

LMP.SN

LPM.SN 2

2130

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

N. S. N. S.

Vazio Húmido

Eólica 10%





N. S. N. S.

1800

1990

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2230

2130

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

1900

>2500

1700

2480

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

Vazio Húmido

Eólica 65%


Térmico



N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

Vazio Seco

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S.

1900 1970

LAL.CTL 1

LAL.CTL 2

2250

LPN.VG 1

LAL.CTL 1 e 2

2180

LPN.VG 1

LAL.CTL 1 e 2

2100 2470

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

2200 >2500

2030

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e2

960

LLGC.AAV 2

LAL.CTL 1 e 2

1980

LPN.AMM 1

LAL.CTL 1 e 2

>2500

>2500

Vazio Seco

Eólica 65%





N. S. N. S.

1490

1300

940

1150

1340

1160

950

1080

1040

1340

(1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo ou por tensão, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) Apenas é referido o regime de contingência (‘n-1’ ou ‘n-2’ dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação (‘n’). (3) O significado dos valores assinalados nesta rúbrica é a de que o limite de importação foi encontrado por não existir mais produção disponível para redução, em regime ordinário, tendo em conta os critérios de segurança de

exploração do sistema. Neste caso não se chega a atingir qualquer violação da capacidade dos elementos da RNT, sendo apenas assinalados os limites por desvio angular máximo, desde que inferiores. N. S. Este regime não foi simulado

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xvii

Capacidade Técnica de Exportação – Com indisponibilidades de linhas e transformadores

Regime

Parâmetros

Limitações

Janeiro Fevereiro Março Abril Maio Junho Julho Agosto Setembro Outubro NovembroDezembro

Ponta Húmida

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S.

2400 >2500

>2500

>2500

2400 >2500

2200 >2500

>2500

>2500

2400 >2500

>2500

>2500

Ponta Húmida

Eólica 65%


Térmico



N. S. N. S.

2110

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1920

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1710

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2360

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2240

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2220

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2370

LLGC.AAV 2

LFR.CLL

2100

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1050

LFA.OQ

LSN.ES

2200

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

Ponta Seca

Eólica 10%


Térmico 2



N. S. N. S.

2000 >2500

>2500

>2500

1800 >2500

1800 >2500

1900 >2500

2210

LPG.FR

LAV.BVL

2100 >2500

2070

LFA.OQ

LSN.ES

1980

LFA.OQ

LSN.ES

Ponta Seca

Eólica 65%


Térmico



N. S. N. S.

1600 2140

LFA.OQ

LAF.SN

>2500

>2500

>2500

2300 >2500

>2500

2450

LPG.FR

LAV.BVL

2300 >2500

1320

LFA.OQ

LSN.ES

1280

LFA.OQ

LSN.ES

Cheia Húmida

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S.

>2500

2340

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

2470

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

>2500

>2500

Cheia Húmida

Eólica 65%


Térmico



N. S. N. S.

2160

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1840

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1520

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

2100

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1840

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

Cheia Seca

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

>2500

>2500

>2500

>2500

>2500

N. S. N. S.

Cheia Seca

Eólica 65%


Térmico




>2500

>2500

>2500

2460

LLGC.AAV 2

LFR.CLL

>2500

N. S. N. S.

Vazio Húmido

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S.

>2500

2190

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

>2460

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

>2500

>2500

Vazio Húmido

Eólica 65%


Térmico



N. S. N. S.

1180

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1240

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

1160

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

N. S. N. S. N. S. N. S. N. S.

1290

LFA.OQ

LSN.ES

1310

LLGC.AAV 2

LLGC.AAV 3

Vazio Seco

Eólica 10%


Térmico



N. S. N. S.

2000 >2500

2000 >2500

2200 2340

LFA.OQ

LFA.SN

2200 >2500

2300 2420

LFA.OQ

LFA.SN

2400 2440

LFA.OQ

LFA.SN

1940

LFA.OQ

LFA.SN

2200 >2500

LFA.OQ

LFA.SN

2400 1690

LFA.OQ

LSN.ES

710

LFA.OQ

LSN.ES

Vazio Seco

Eólica 65%


Térmico



N. S. N. S.

1700

LFA.OQ

LFA.SN

>2500

1830

LFA.OQ

LFA.SN

2200

LFA.OQ

LFA.SN

2330

LFA.OQ

LFA.SN

2000

LFA.OQ

LFA.SN

1370

LFA.OQ

LFA.SN

2310

LFA.OQ

LFA.SN

1310

LFA.OQ

LSN.ES

990

LFA.OQ

LSN.ES

(1) Só se indica o valor para a limitação da capacidade de interligação por ângulo, quando o mesmo for mais restritivo do que a limitação térmica. (2) O significado dos valores assinalados nesta rúbrica é a de que o limite de exportação foi encontrado por não existir mais produção disponível para exportar, em regime ordinário, tendo em conta os critérios de segurança de

exploração do sistema. Neste caso não se chega a atingir qualquer violação da capacidade dos elementos da RNT, sendo apenas assinalados os limites por desvio angular máximo, desde que inferiores. (3) Apenas é referido o regime de contingência (‘n-1’ ou ‘n-2’ dependendo do que for mais limitativo), na medida em que este regime é mais severo do que o regime normal de operação (‘n’). N. S. Este regime não foi simulado

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xviii

Esquemas Unifilares

Importação Exportação

Janeiro – Ponta Húmida (regime ‘n’) Janeiro – Vazio Húmido (regime ‘n’) Janeiro – Ponta Húmida (contingência mais severa)

Janeiro – Vazio Húmido (contingência mais severa)

Fevereiro – Ponta Húmida (regime ‘n’) Fevereiro – Vazio Húmido (regime ‘n’) Fevereiro – Ponta Húmida (contingência mais severa)

Fevereiro – Vazio Húmido (contingência mais severa)

Março – Ponta Húmida (regime ‘n’) Março – Vazio Húmido (regime ‘n’) Março – Ponta Húmida (contingência mais severa) Março – Vazio Húmido (contingência mais severa)

Abril – Ponta Húmida (regime ‘n’) Abril – Vazio Húmido (regime ‘n’)

Abril – Ponta Húmida (contingência mais severa) Abril – Vazio Húmido (contingência mais severa)

Maio – Ponta Húmida (regime ‘n’) Maio – Vazio Húmido (regime ‘n’)

Maio – Ponta Húmida (contingência mais severa) Maio – Vazio Húmido (contingência mais severa)

Junho – Ponta Húmida (regime ‘n’) Junho – Ponta Seca (regime ‘n’) Junho – Ponta Húmida (contingência mais severa) Junho – Ponta Seca (contingência mais severa)

Julho – Ponta Húmida (regime ‘n’) Julho – Ponta Seca (regime ‘n’)

Julho – Ponta Húmida (contingência mais severa) Julho – Ponta Seca (contingência mais severa)

Agosto – Ponta Seca (regime ‘n’) Agosto – Ponta Seca (regime ‘n’)

Agosto – Ponta Seca (contingência mais severa) Agosto – Ponta Seca (contingência mais severa)

Setembro – Ponta Seca (regime ‘n’) Setembro – Vazio Seco (regime ‘n’) Setembro – Ponta Seca (contingência mais severa)

Setembro – Vazio Seco (contingência mais severa)

Outubro – Ponta Húmida (regime ‘n’) Outubro – Vazio Seco (regime ‘n’) Outubro – Ponta Húmida (contingência mais severa) Outubro – Vazio Seco (contingência mais severa)

Novembro – Ponta Húmida (regime ‘n’) Novembro – Vazio Húmido (regime ‘n’) Novembro – Ponta Húmida (contingência mais severa)

Novembro – Vazio Húmido (contingência mais severa)

Dezembro – Ponta Húmida (regime ‘n’) Dezembro – Vazio Húmido (regime ‘n’) Dezembro – Ponta Húmida (contingência mais severa)

Dezembro – Vazio Húmido (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xix

Janeiro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xx

Janeiro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxi

Fevereiro – Ponta Húmida com Eólica a 65% - Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxii

Fevereiro – Ponta Húmida com Eólica a 65% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxiii

Março – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxiv

Março – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxv

Abril – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxvi

Abril – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxvii

Maio – Ponta Húmida com Eólica a 65% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxviii

Maio – Ponta Húmida com Eólica a 65% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxix

Junho – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxx

Junho – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxi

Julho – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxii

Julho – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxiii

Agosto – Ponta Seca com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxiv

Agosto – Ponta Seca com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxv

Setembro – Ponta Seca com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxvi

Setembro – Ponta Seca com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxvii

Outubro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxviii

Outubro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xxxix

Novembro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xl

Novembro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xli

Dezembro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xlii

Dezembro – Ponta Húmida com Eólica a 10% – Importação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xliii

Janeiro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xliv

Janeiro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xlv

Fevereiro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xlvi

Fevereiro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xlvii

Março – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xlviii

Março – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 xlix

Abril – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 l

Abril – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 li

Maio – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lii

Maio – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 liii

Junho – Ponta Seca com Eólica a 10% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 liv

Junho – Ponta Seca com Eólica a 10% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lv

Julho – Ponta Seca com Eólica a 10% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lvi

Julho – Ponta Seca com Eólica a 10% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lvii

Agosto – Ponta Seca com Eólica a 10% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lviii

Agosto – Ponta Seca com Eólica a 10% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lix

Setembro – Vazio Seco com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lx

Setembro – Vazio Seco com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lxi

Outubro – Vazio Seco com Eólica a 10% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lxii

Outubro – Vazio Seco com Eólica a 10% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lxiii

Novembro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lxiv

Novembro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lxv

Dezembro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (regime ‘n’)

RL PRPR 5/2009

Capacidade de Interligação Indicativa para Fins Comerciais para o Ano de 2010 lxvi

Dezembro – Vazio Húmido com Eólica a 65% – Exportação (contingência mais severa)

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