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EXPLORAÇÃO DA RNTIAT

QUALIDADE DE SERVIÇO

Os indicadores definidos no Regulamento de Qualidade de Serviço do Gás Natural (RQS) apresentaram os seguintes valores anuais:

INDICADORES GERAIS PARA A QUALIDADE DE SERVIÇO DA REN GASODUTOS

No médio de interrupções por ponto de saída

0

Duração média das interrupções por ponto de saída

0 minutos

Duração média de interrupção

0 minutos

Notas:

Número médio de interrupções por ponto de saída: quociente do número total de interrupções nos pontos de saída, durante determinado período, pelo número total dos pontos de saída,no fim do período considerado.

Duração média das interrupções por ponto de saída: quociente da soma das durações das interrupções nos pontos de saída, durante determinado período, pelo número total de pontos de saída existentes no fim do período considerado. 

Duração média de interrupção: quociente da soma das durações das interrupções nos pontos de saída, pelo número total de interrupções nos pontos de saída, no período considerado.

Os restantes indicadores do fornecimento e das caraterísticas do gás natural ficaram compreendidos entre os limites definidos no RQS

O indicador acumulado da frequência de ocorrência de incidentes por ano e por cada 1.000 quilómetros de infraestrutura de transporte em alta pressão é, para o ano de 2016, de 0,043, tomando em consideração o tempo total de exposição da infraestrutura; ou de 0,147 considerando apenas os últimos cinco anos. O valor do mesmo indicador publicado pelo European Gas Pipeline Incident Data Group (EGIG) para a totalidade dos TSO aderentes à iniciativa é de 0,177 para o período dos últimos cinco anos.

INDICADORES GERAIS PARA A QUALIDADE DE SERVIÇO DA REN ARMAZENAGEM

Cumprimento das nomeações de extração de gás natural

100,0%

Cumprimento das nomeações de injeção de gás natural

100,0%

Cumprimento energético de armazenamento

99,9%

Notas:

- Cumprimento das nomeações de extração de gás natural: quociente entre o número de nomeações cumpridas e o número total de nomeações; 

- Cumprimento das nomeações de injeção de gás natural: quociente entre o número de nomeações cumpridas e o número total de nomeações; 

- Cumprimento energético de armazenamento: determinado com base no erro quadrático médio da energia extraída e injetada no armazenamento subterrâneo nomeada relativamente à energia extraída e injetada.

Relativamente à indisponibilidade da infraestrutura da REN Atlântico, foram registadas em 2016 um total de 8h01m, das quais 5h00m foram planeadas, traduzindo estes valores uma disponibilidade da instalação de 99.97%.

Em termos internos, foram realizadas cerca de 56.774 horas trabalhadas, sem qualquer registo de acidentes. 

Relativamente aos trabalhadores subcontratados, registaram-se 27.376 horas trabalhadas, sem qualquer acidente.

INDICADORES GERAIS PARA A QUALIDADE DE SERVIÇO DA REN ATLÂNTICO

Cumprimento do serviço comercial (nomeações)

100,0%

Injeção de gás natural para a rede (injetado/solicitado)

99,57%

Disponibilidade da instalação

99,97%

OPERAÇÃO DO SISTEMA

Em 2016, as entradas de gás natural na infraestrutura explorada pela concessionária da RNTGN foram predominantemente efetuadas por Campo Maior (63,9%), que interliga com o gasoduto do Magrebe e abastece Portugal com gás oriundo sobretudo da Argélia, tendo a entrada proveniente da regaseificação de gás natural liquefeito no Terminal de Sines da REN Atlântico contribuído com 32,1%. Os pontos de entrada na rede via Armazenamento Subterrâneo e Valença do Minho corresponderam a 3,5% e a 0,5% do total das entradas no sistema nacional, respetivamente. O gráfico seguinte ilustra a desagregação das entradas no sistema: 

RNTGN | OPERAÇÃO DO SISTEMA

Em 2016, os 56.595 GWh (cerca de 4,76 bcm) transportados através da RNTGN incluíram o consumo nacional em alta pressão, num total de 54.513 GWh (4,58 bcm), a injeção de gás natural no armazenamento subterrâneo, que atingiu o valor de 1 834 GWh, e a saída de gás natural para Espanha através da interligação de Valença do Minho-Tuy, tendo este transporte totalizado 248 GWh (0,02 bcm).

Relativamente à utilização das capacidades do sistema, em 2016 o valor de entrada máxima diária para a RNTGN pela interligação de Badajoz-Campo Maior foi de 138,5 GWh (0,01 bcm), registado em 25 de agosto, e de 185,7 GWh por Sines em 22 de dezembro. Os picos assim registados evidenciam ter sido alcançada a capacidade máxima de entrada em Campo Maior e uma utilização de 96% da capacidade de regaseificação de GNL em Sines.

Relativamente à interface com o Armazenamento Subterrâneo, a utilização máxima diária de extração atingiu um valor de 70,0 GWh no dia 2 de janeiro, tendo a injeção registado um valor de 27,1 GWh no dia 10 de agosto, evidenciando igualmente a utilização das capacidades máximas nesta interface.

Ao nível da gestão sistémica das infraestruturas que compõem o sistema nacional de gás natural (SNGN), foram realizadas, durante o ano de 2016, diversas atividades que exigiram da gestão do sistema a intervenção ao nível da coordenação dos fluxos de gás natural, com significativo impacte para as diversas entidades integrantes do SNGN, envolvendo inclusivamente o operador da rede interligada. De realçar:

(i) a operação condicionada por realização de inspeção com ferramenta PIG no gasoduto do lote 6 (Cantanhede-Mangualde) e no gasoduto do lote 7 (Sines-Setúbal) ;

(ii) apoio operacional ao sistema espanhol no abastecimento de gás natural à Galiza nos meses de novembro e de dezembro através da passagem de gás de Portugal para Espanha no ponto de interligação de Valença do Minho.

Um dos acontecimentos mais marcantes do ano foi a implementação, a 1 de outubro, do Regulamento Europeu n.º 312/2014, que estabeleceu o código de rede de compensação de redes de transporte de gás, o que permitiu o cumprimento integral das obrigações nacionais neste domínio.
Na fase de implementação, a preocupação foi de suporte aos stakeholders, na medida em que as novas regras introduziram muitas alterações na utilização normal das infraestruturas, nomeadamente na rede nacional de transporte, o que foi realizado com vista a alcançar uma rápida estabilização de todos os processos.

OPERAÇÃO DE MERCADO

Com a implementação do código de rede para compensação de rede a partir do último trimestre, foi introduzida uma acrescida responsabilização dos utilizadores das infraestruturas pelo equilíbrio das suas posições na rede de transporte.
A partir desse momento e de acordo com estas novas regras, os agentes de mercado são responsáveis por manter o equilíbrio permanente dos seus fluxos de entrada e saída na rede de transporte, sendo para tal incentivados à compra do gás em falta ou à venda do gás em excesso nesta infraestrutura diretamente na plataforma de transações de gás, o Mibgás. O Mibgás, designado como o operador português do mercado organizado em Portugal que poderá iniciar a sua atividade em Portugal durante o ano de 2017, assume assim grande importância no contexto da nova realidade de compensação das redes.

Para compensar a ausência do operador de mercado em Portugal, a ERSE determinou que as necessidades de compra ou venda de gás por parte do Gestor de Sistema para a compensação residual da rede de transporte seriam satisfeitas com recurso a um mecanismo de leilão, devendo esta regra vigorar durante um período transitório, o qual se iniciou no 4º trimestre de 2016.

Relativamente à atividade nas infraestruturas de alta pressão o SNGN, registou-se, em 2016 o início de atividade de cinco novos agentes de mercado, tendo-se iniciado igualmente novos processos de contratação de acesso por parte de outros agentes de mercado que pretendem dar início à atividade de comercialização. No total, a REN regista 19 comercializadores ativos nas infraestruturas de alta pressão.

Durante o ano de 2016, procederam-se a atualizações da plataforma informática e_Switch que materializa a função gestor do processo de mudança de comercializador, GPMC, de modo a adequá-la à regulamentação/subregulamentação em vigor. 

A atividade do GPMC, durante o ano em apreço, resume-se da seguinte forma:

    • O total de clientes registados no final de 2016 ascendeu a 1,427 milhões com mais de 76% do total nacional em regime de mercado livre, valor que face aos 71% do ano transato regista um crescimento de 89.805 clientes. 
    • Em termos de consumos, no mês de dezembro o valor correspondente em mercado livre ascendeu a 96% do total do consumo em Portugal.
    • Tendo em conta os principais fluxos afetos ao processo de mudança, concluíram-se com sucesso durante o ano de 2016 um total de 278.513 pedidos, com um tempo médio ponderado de conclusão de oito dias, inferior à meta de referência (15 dias). 

No seguimento da aprovação da Lei N.º 7 - A/2016 e da respetiva operacionalização através da portaria N.º 178 - C/2016, com a materialização do processo de atribuição automática da tarifa social onde o GPMC funciona como contraparte central entre ORPE e DGEG, verifica-se a atribuição de tarifa social a mais de 36 mil clientes finais, correspondendo sensivelmente a 2,6% do total de pontos de entrega em Portugal continental, traduzindo-se num acréscimo de atribuições na ordem dos 39% face ao mecanismo de atribuição anterior. 

SEGURANÇA DO ABASTECIMENTO (REGULAMENTO ue Nº 994/2010)

No domínio da segurança do abastecimento e no âmbito da atividade de planeamento da RNTIAT, foram preparadas as propostas dos relatórios de avaliação dos riscos que afetam o aprovisionamento de gás natural em Portugal, do Plano Preventivo de Ação e do Plano de Emergência, dando cumprimento ao disposto no Regulamento Nº 994/2010 e no Decreto-Lei Nº 231/2012.
Estes documentos serão discutidos com a autoridade competente, a DGEG, no primeiro trimestre de 2017, prevendo-se a sua conclusão e envio para os serviços da Comissão Europeia no primeiro semestre de 2017. Ao nível europeu, a REN tem participado e colaborado no processo de revisão do Regulamento Nº 994/2010, quer através da sua representação no ENTSOG, quer na colaboração que tem prestado à DGEG, nomeadamente no Gas Coordination Group (GCG).

 

OPERAÇÃO DE REDE (REN GASODUTOS) 

Ainda no que respeita à operação das infraestruturas da RNTGN, em 2016 deu-se continuidade aos programas de atualização tecnológica em sistemas e aplicações de gestão, em particular:

    • Sistemas de medição, com a instalação de elementos de contagem de tecnologia por ultrassons e substituição de computadores de caudal;
    • Desenvolvimento da unidades remotas de transmissão de dados (RTU’s) para permitir a integração futura da tecnologia IP e, por essa via, aceder remotamente a estes terminais;
    • Instalação de novos cromatógrafos de qualidade do gás para melhor determinar as caraterísticas do GN veiculado na RNTGN;
    • Implementação de um novo conceito de controlo do sistema de odorização de forma a aproveitar o GN pré-odorizado recebido por Campo Maior;
    • Integração do módulo Lineares e de Mobilidade na ferramenta de gestão de manutenção MAXIMO para permitir maior eficiência nos processos de manutenção e operação das infraestruturas, proporcionando, também, a futura integração com a ferramenta PIMS - Pipeline Integrity Management System;
    • A REN Gasodutos concluiu no decurso de 2016 a implementação de um Sistema de Gestão de Integridade dos seus Gasodutos (PIMS - Pipeline Integrity Management System). Parte fundamental das metodologias do Sistema de Gestão de Ativos (Asset Management), foi realizada a inventariação e cadastro em formato digital de todos os dados existentes dos gasodutos que constituem a RNTGN e implementada uma aplicação informática (PIMSlider) de suporte à decisão, permitindo efetuar uma gestão otimizada e eficiente da segurança da infraestrutura, em cumprimento com o Regulamento da Rede Nacional de Transporte de Gás Natural, nº 142/2011, e com as melhores práticas europeias do setor.

 

OPERAÇÃO DO TERMINAL DE GNL DE SINES

Relativamente à atividade de exploração, o terminal de GNL recebeu, em 2016, um total de 26 navios (22 descargas, três operações de carga e um arrefecimento), correspondentes a um total de energia descarregada de 21,9 TWh e emitiu para a rede 18,3 TWh. Neste mesmo período, foram carregadas 4.629 cisternas, das quais 1.196 para a ilha da Madeira, correspondentes a um total de energia de 1,33 TWh.

 O máximo de emissão diária do terminal para a rede aconteceu no dia 22 de dezembro, com um total de 187,3 GWh.

Foram realizadas dez auditorias e duas ações de inspeção, todas com resultados positivos. Relativamente às auditorias: três no âmbito da diretiva SEVESO; três (duas auditorias internas, e uma auditoria externa de acompanhamento da certificação) no âmbito da verificação do sistema integrado de gestão da qualidade, ambiente, segurança e saúde do trabalho; duas auditorias (interna e externa) relativa ao Código ISPS; uma auditoria solicitada pela companhia de seguros e uma outra no âmbito do contrato de concessão da APS. As ações de inspeção foram realizadas pela DGEG e pelo IGAMAOT.

Foi realizado um simulacro, com participação de entidades externas, que testou a capacidade de resposta da REN Atlântico e demais entidades envolvidas no âmbito da segurança (PEI-SEVESO).

OPERAÇÃO DA REN ARMAZENAGEM

No decurso de 2016 observaram-se os seguintes aspetos relevantes na operação do armazenamento subterrâneo:

    • Comissionamento da 1ª fase do upgrade do sistema de compressão
    • Manutenção dos compressores e motores da unidade de compressão
    • Inspeção às cavidades RENC-1, RENC-4 e RENC-5
    • Inspeção às tubagens de produção das cavidades RENC-1, RENC-3, RENC-4 e RENC-5
    • Limpeza dos circuitos auxiliares de tri-etilenoglicol da unidade de desidratação de gás

Ao nível da utilização do armazenamento subterrâneo, a movimentação total de gás natural cifrou-se em 3.828 GWh, repartidos em 1.994 GWh de extração e 1.834 GWh de injeção. Os autoconsumos globais da estação de gás em 2016 corresponderam a 10 GWh.

No final do ano, e comparativamente com a situação verificada no final de 2015, observou-se o seguinte balanço de quantidades armazenadas:

EXISTÊNCIAS DE GÁS NATURAL NA REN ARMAZENAGEM
(GWH)1
31 DEZEMBRO '16 31 DEZEMBRO '15 VARIAÇÃO '16|'15 (ENERGIA)

1.402

1.570

-11%

NÍVEL MÉDIO DIÁRIO DE EXISTÊNCIAS DE GÁS NATURAL NA REN ARMAZENAGEM
(GWH)2
'16 '15 VARIAÇÃO '16|'15 (ENERGIA)
1.358 1.648 -18% 

 

A 31 de dezembro de 2016, as caraterísticas nominais de capacidades das seis cavidades da REN Armazenagem em operação apresentavam os seguintes valores:

CAPACIDADES DAS INFRAESTRUTURAS
(GWh)
  '16 '15

Capacidade máxima

3.967

3.967

Capacidade máxima efetiva após restrições técnicas

3.967

3.570

Capacidade comercialmente disponível

3.570

3.570

Gás técnico (cushion gas)

2.381

2.381 

Notas:

- Cushion gas: volume de gás imobilizado para garantir a pressão de estabilidade estrutural das cavidades 

- Capacidade máxima: capacidade máxima, deduzido o valor do respetivo cushion gas 

- Capacidade máxima efetiva após restrições técnicas: capacidade máxima deduzida do valor das restrições técnicas de utilização das cavidades 

- Capacidade comercialmente disponível: capacidade máxima efetiva após restrições técnicas subtraída da capacidade atribuída ao gestor técnico global do SNGN para reservas operacionais