4.3

Gás natural

4.3.1 Exploração

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 
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 por cada 1 000 quilómetros de infraestrutura de transporte em alta pressão é para o ano de 2017 de 1,45, tomando em consideração o tempo total de exposição da infraestrutura; ou de 0,291 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  99,9% 
Cumprimento das nomeações de injeção de gás natural  99,6% 
Cumprimento energético de armazenamento  100,0% 

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, em 2017, apenas se verificaram 2h15m de paragem, as quais foram integralmente devidas a causas externas (cortes no fornecimento de energia elétrica), pelo que, a disponibilidade da instalação foi de 100,00%.

Em termos internos, foram realizadas cerca de 54 124 horas trabalhadas, com registo de 0 (zero) acidentes sem baixa.

Relativamente aos trabalhadores subcontratados, registaram-se 74 924 horas trabalhadas, tendo também ocorrido 0 (zero) acidente sem baixa.

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)  99,44% 
Disponibilidade da instalação  100,0% 

Operação do sistema

Em 2017, as entradas de gás natural na infraestrutura explorada pela concessionária da RNTGN foram predominantemente efetuadas a partir do Terminal de Sines da REN Atlântico (54,9%), tendo a entrada por Campo Maior através da interligação com o gasoduto do Magrebe que abastece Portugal com gás oriundo sobretudo da Argélia, contribuído com 42,3%. Os pontos de entrada na rede via armazenamento subterrâneo e Valença do Minho corresponderam a 2,6% e a 0,1% do total das entradas no sistema nacional, respetivamente. O gráfico seguinte ilustra a desagregação das entradas no sistema:

RNTGN | Operação do Sistema

2017

Em 2017, os 70 989 GWh (cerca de 5,97 bcm) transportados através da RNTGN incluíram o consumo nacional em alta pressão, num total de 68 153 GWh (5,73 bcm), a injeção de gás natural no armazenamento subterrâneo, que atingiu o valor de 2 413 GWh, e a saída de gás natural para Espanha através da interligação de Valença do Minho-Tuy, tendo este transporte totalizado 422 GWh (0,35 bcm).

 

Relativamente à utilização das capacidades do sistema, em 2017 o valor de entrada máxima diária para a RNTGN pela interligação de Badajoz-Campo Maior foi de 142,1 GWh (0,012 bcm), registado em 3 de junho, e de 199,5 GWh por Sines em 2 de agosto. 

54,9% Entrada de gás natural a partir de sines

Relativamente à interface com o armazenamento subterrâneo, a utilização máxima diária de extração atingiu um valor de 72,8 GWh no dia 21 de dezembro, tendo a injeção registado um valor de 28,1 GWh no dia 29 de dezembro.

Ao nível da gestão sistémica das infraestruturas que compõem o sistema nacional de gás natural (SNGN), foram realizadas, durante o ano de 2017, 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 com infraestruturas integrantes do SNGN, envolvendo inclusivamente o operador da rede interligada. É de realçar: (i) a operação condicionada por realização de inspeções em linha, bem como de intervenções na infraestrutura da RNTGN, decorrentes da identificação de anomalias na linha de transporte a alta pressão; (ii) apoio operacional ao sistema espanhol no abastecimento de gás natural à Galiza nos meses de julho a outubro e de dezembro através da passagem de gás de Portugal para Espanha no ponto de interligação de Valença do Minho. Salienta-se que todas estas intervenções foram realizadas de modo a não introduzirem qualquer afetação ao normal funcionamento do mercado de gás natural.

MANTER O EQUILÍBRIO PERMANENTE DE FLUXOS DE ENTRADA E SAÍDA

Após a implementação a 1 de outubro de 2016 do Regulamento Europeu n.º 312/2014, que estabeleceu o código de rede de compensação de redes de transporte de gás, o ano de 2017 foi um período de estabilização das novas regras inerentes a este código. Decorrente desta nova realidade, foram realizadas ações de compensação pelo GTG, nomeadamente através da compra, por mecanismo de leilão, de 42 GWh de gás de operação.

Operação de mercado

Com a implementação do código de rede para compensação de rede a partir do último trimestre de 2016, os utilizadores das infraestruturas passaram a desempenhar um papel de maior relevo na compensação da rede, uma vez que, de acordo com estas novas regras, estes são responsáveis por manter o equilíbrio permanente dos seus fluxos de entrada e saída na rede de transporte. Para tal, devem recorrer à plataforma de transações de gás, Mibgás, no sentido de adquirirem o gás em falta ou venderem o gás em excesso que, pela incerteza dos consumos, possam ter nesta infraestrutura. O Mibgás, designado como o operador português do mercado organizado em Portugal, assume assim grande importância no contexto da nova realidade de compensação das redes.

De acordo com este código, o Gestor do Sistema deverá realizar ações para compensar a rede apenas quando necessário. Neste sentido, e uma vez que o Mibgás não iniciou a sua atividade em Portugal, para realizar as suas ações de compensação o Gestor do Sistema recorreu a um mecanismo de leilões determinado pela ERSE para este período transitório.

Durante o ano de 2017, o Gestor do Sistema promoveu sete leilões para compra de gás de compensação num total de 42 GWh. Em todos os leilões a procura foi satisfeita e o preço de encontro mais baixo do que o preço de reserva determinado pelo Gestor do Sistema. Os preços de compra situaram-se entre 18,51 euros/MWh, no leilão do dia 7 de junho, e 19,57 euros/MWh, verificado no dia 4 de maio. Relativamente aos agentes de mercado habilitados a desenvolver as suas atividades nas infraestruturas de alta pressão, terminou-se o ano de 2017 com um total de 18 comercializadores ativos no SNGN. Para este número contribuiu a entrada em atividade de dois novos agentes de mercado e a desabilitação de outros quatro por terem suspendido a sua atividade de comercialização.

No que respeita ao exercício da função de Gestor do Processo de Mudança de Comercializador (GPMC), independente à publicação da Lei n.º 42/2016, de 28 de dezembro, que aprova o orçamento de estado para 2017 e que prevê, nos termos do artigo 172.º, a criação no âmbito do sistema elétrico nacional e do sistema nacional do gás natural do Operador Logistico de Mudança de Comercializador (OLMC), manteve-se de modo ordinário a operativa devida à plataforma informática e_Switch, que materializa a função GPMC, afeta à atividade do OLMC. Esta função foi exercida transitoriamente por parte da REN Gasodutos, S.A, no cumprimento do Regulamento de Relações Comerciais, RRC, aplicável no setor do gás natural.

Com a publicação do decreto lei n.º 38/2017, de 31 de março – articulado que estabelece o regime jurídico aplicável à atividade do OLMC e incumbe a agência para a energia (ADENE) do respetivo exercício - desenvolveram-se trabalhos, visando, nomeadamente, a transferência para o OLMC do sistema de informação e_Switch.

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

  • O total de clientes registados no final de 2017 ascendeu a 1 456 milhões com mais de 79% do total nacional em regime de mercado livre, valor que face aos 76% do ano transato regista um crescimento de 65 936 clientes.
  • Em termos de consumos, no mês de dezembro o valor correspondente em mercado livre ascendeu a 97% 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 2017 um total de 244 513 pedidos, com um tempo médio ponderado de conclusão de cinco dias, inferior à meta de referência (15 dias).

No âmbito do processo de atribuição automática da tarifa social, materializado na portaria n.º 178-C/2016, no cumprimento da Lei do Orçamento de Estado de 2016, onde o GPMC intervem como contraparte central entre ORPE e DGEG, e de acordo com a última execução trimestral do processo supra, verifica-se a atribuição/manutenção de tarifa social a mais de 34 mil clientes finais, correspondendo sensivelmente a 2,4% de todos os pontos de entrega em Portugal continental, traduzindo-se numa diminuição face ao mesmo período do ano 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 finais 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 N.º 994/2010 e no Decreto-Lei N.º 231/2012. Os documentos preparados em 2016 foram discutidos com a autoridade competente, a DGEG, no primeiro semestre de 2017, tendo sido posteriormente adaptados após a receção dos comentários efetuados pelos stakeholders do setor durante o período da consulta pública, e depois de recebido o parecer final dos serviços da Comissão Europeia.

Ao nível europeu, a REN participou no processo de revisão do Regulamento N.º 994/2010, através da sua representação no ENTSOG, tendo colaborado com a DGEG também, através do Gas Coordination Group (GCG). No dia 25 de outubro de 2017, foi publicado o novo Regulamento Nº 1938/2017, que veio revogar o Regulamento nº 994/2010. Este regulamento estabelece as novas disposições que visam garantir a segurança do aprovisionamento do gás na União Europeia. Tendo por base o princípio orientador da solidariedade entre os estados‑membros da União, o novo regulamento reforça o papel da cooperação regional na segurança do aprovisionamento de gás, permitindo o acordo sobre medidas transfronteiriças adequadas. No decurso da identificação dos cenários de risco mais importantes a nível europeu, foram estabelecidos os grupos de risco previstos no regulamento, tendo Portugal sido incluído no grupo de risco da Argélia e da Noruega.

Operação de rede (REN Gasodutos)

Ainda no que respeita à operação das infraestruturas da RNTGN, em 2017 deu-se continuidade aos programas de atualização tecnológica em sistemas e aplicações de gestão, em particular:

1. sistemas de medição, com a instalação de elementos de contagem de tecnologia por ultrassons e substituição de computadores de caudal;

2. 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;

3. instalação de novos cromatógrafos de qualidade do gás para melhor determinar as caraterísticas do GN veiculado na RNTGN;

4. implementação de um novo conceito de controlo do sistema de odorização de forma a aproveitar o GN pré-odorizado recebido por Campo Maior;

5. 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;

Operação do terminal de GNL de Sines

Relativamente à atividade de exploração, em 2017, o Terminal de GNL bateu todos os anteriores máximos históricos de atividade, tendo recebido um total de 42 navios (41 descargas, 1 operação de arrefecimento), correspondentes a um total de energia descarregada de 40,27 TWh e emitiu para a rede 39,03 TWh. Neste mesmo período, foram carregadas 5 277 cisternas, das quais 1 470 para a ilha da Madeira, correspondentes a um total de energia de 1,534 TWh.

O máximo de emissão diária do terminal para a rede aconteceu no dia 2 de agosto, com um total de 199,1 GWh.

A REN Atlântico realizou seis auditorias, todas com resultados positivos, sendo três auditorias no âmbito da diretiva SEVESO (duas internas e uma externa da APA) e três auditorias no âmbito da verificação do sistema integrado de gestão da qualidade, ambiente, segurança e saúde do trabalho (renovação da certificação do SIGQAS, auditoria de terceira parte no âmbito do contrato de concessão da APS e uma interna no âmbito monitorização da qualidade do serviço).

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 2017 observaram-se os seguintes aspetos relevantes na operação do armazenamento subterrâneo:

  • Comissionamento da primeira 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 4 287 GWh, repartidos em 1 873 GWh de extração e 2 413 GWh de injeção.

Os autoconsumos globais da estação de gás em 2017 corresponderam a 15 GWh.

No final do ano, e comparativamente com a situação verificada no final de 2017, observou‑se o seguinte balanço de quantidades armazenadas:

EXISTÊNCIAS DE GÁS NATURAL
NA REN ARMAZENAGEM
(GWh)
a 31 de
dezembro‘16 
a 31 de dezembro‘17  Δ ‘17-‘16 (Energia) 
1 848  2 374  +28% 
NÍVEL MÉDIO DIÁRIO DE EXISTÊNCIAS DE GÁS NATURAL
NA REN ARMAZENAGEM
(GWh)
‘16  ‘17  Δ ‘17-‘16 (Energia) 
1 358  2 080  +53% 

A 31 de dezembro de 2017, as caraterísticas nominais de capacidades das seis cavidades da REN Armazenagem em operação apresentavam os seguintes valores:

BALANÇO DA REDE DE TRANSPORTE
  ‘17  ‘16 
Capacidade máxima  3 967  3 967 
Capacidade máxima efetiva após restrições técnicas  3 570  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