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1Octubre 2013Desarrollo del Sistema y Estudios
RANGOS ADMISIBLES 2015-2019
2
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Introducción
Metodología
y herramientas
de cálculo
Escenarios
Incorporación
de
infraestructuras
Zonasdel
Sistema
Capacidadesdel
Sistema2015-2019
Entradas mínimas2015-2019
ÍNDICE
WORKSHOPRANGOS
ADMISIBLES 2015-2019
Anexo I
Información de detalle
3
Determinar y controlar el nivel degarantía de abastecimiento degas natural del sistema a corto ymedio plazo y prever lautilización de instalaciones delsistema, así como de las reservasde gas natural, de acuerdo con laprevisión de la demanda.
Impartir las instruccionesnecesarias para la correctaexplotación del sistema de gasnatural de acuerdo a criterios defiabilidad y seguridad así comoimpartir las instrucciones deoperación a las instalaciones detransporte, incluidas lasinterconexiones internacionales.
Coordinar y modificar los planesde mantenimiento así comoestablecer y controlar las medidasde fiabilidad del sistema de gasnatural y los planes de actuaciónpara la reposición del servicio
Proponer al Mº de Industria eldesarrollo de la Red Básicade gas natural y los planes deemergencia, detallando lasexistencias disponibles, suubicación y período dereposición de las mismas, asícomo sus revisiones anuales.
Colaborar con el Mº deIndustria en la evaluación yseguimiento de los planes deinversión anuales yplurianuales presentadospor los titulares de lasempresas de instalaciones detransporte de gas natural.
Efectuar el cálculo yaplicación del balancediario de cada sujeto queutilice la red gasista y lasexistencias operativas yestratégicas del mismo.
Dar las órdenes oportunaspara que las empresastitulares de las redes deinstalaciones de la Red Básicahagan funcionar susinstalaciones de tal forma quese asegure la entrega de gasen las condiciones adecuadas.
Gestionar todas las instalacionesde la Red Básica del sistemagasista y de transporte secundario,gestionando las entradas y salidas enel sistema gasista.
1. IntroducciónFunciones ENAGAS-GTS según Ley 34/1998 y modificación Ley 12/2007
1
2
3
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7
8
Funciones ENAGAS-GTS asociadas a Rangos Admisibles
1. Introducción
El presente documento tiene por objeto poner a disposición del sector, la informaciónsobre las capacidades del sistema, limitaciones derivadas del transporte, de lasplantas de regasificación y entradas máximas al sistema, todo ello en base a lodispuesto en el Protocolo de Detalle PD-09 de “Cálculo de rangos admisibles para losvalores de las variables básicas de control dentro de los rangos normales deoperación del sistema” aprobado por resolución de la DGPEyM el 20 de Abril de 2007y en condiciones de operación normal
Todas las capacidades aquí presentes están calculadas en condiciones de operaciónnormal del sistema de manera que no quedan reflejadas las capacidades ensituaciones de emergencia. Las situaciones de emergencia se operarán conforme a loestablecido en el protocolo de detalle PD-10 de las Normas de Gestión Técnica delSistema Gasista
Se considera que el sistema está en operación normal cuando las variables básicas decontrol estén dentro de los rangos normales de operación del sistema, dispone de lasexistencias operativas adecuadas, así como de los medios de producción, transporte yde distribución para atender los servicios de transporte y necesidades de suministrodel sistema
1. IntroducciónFuncionalidades
Incremento de transparencia porparte de ENAGAS GTS
TRANSPARENCIA
Identificación de cuellos de botella en el sistema
Análisis técnico de la programación anual y mensual
PROGRAMACIÓN
Soporte técnico para el análisis de viabilidades
TRANSPARENCIA
CUELLOS DE BOTELLA
PROGRAMACIÓN
VIABILIDADES
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Entradas
Salidas:Demanda
Salidas:Conexión interzonal
PlantasImportación CI
AASSYacimientos
ConvencionalCTCC
Exportaciones CI
Salida a otras zonas. Conexión de una zona con las zonas colindantes
ZONA:combinación de elementos de
transporte donde no existen restricciones de
transporte significativas
Entradas en la zona = Demanda de la zona+ Salidas por Conexión InterzonalSistema Estacionario : Sin variación de stock
2. Metodología y herramientas de cálculo Balance entradas-salidas
La máxima capacidad de transporte/evacuación de una zona a otra/s es el mínimo de…
• Máxima capacidad de entrada de los puntos de la zona:plantas, Conexiones Internacionales, AASS yyacimientos. Para los AASS se tendrá en cuenta laextracción máxima garantizada a final de periodoinvernal
Máximo nominal de los puntos de
entrada a la zona
• Máximo caudal que se puede vehicular a través de losgasoductos de transporte y EC’s de una zona a otra, endiferentes escenarios de demanda, teniendo en cuentala inyección/extracción en AASS y transporte a travésde las CI
Máxima capacidad de salida
+ demanda
• Se alcanzan los mínimos técnicos de funcionamientoindividuales de todas las entradas situadas en laszonas vecinas
Demanda adyacente - Mínimo
de entrada de las zonas adyacentes
1.
2.
3.
2. Metodología y herramientas de cálculo Máxima capacidad de transporte de una zona a otra
ZONA ANominal: 100Demanda: 40
80
Toda la capacidad excedentaria de la zona A
se puede transportar a la zona B ya que el
excedente es menor que la capacidad de
transporte interzonal. Todo el nominal de la
zona A es transportable.
ZONA BDemanda: 120Ent. Mínimas: 20
Capacidad excedentaria:
Nominal – Demanda = 60
Ejemplo 1
Máx. demanda a cubrir en zona B
por zona A: 120 – 20 = 100
Interzonal
1.
2. Metodología y herramientas de cálculo Ejemplos 1: Condición 1
• Máxima capacidad de entrada de los puntos de la zona:plantas, Conexiones Internacionales, AASS yyacimientos. Para los AASS se tendrá en cuenta laextracción máxima garantizada a final de periodoinvernal
Máximo nominal de los puntos de
entrada a la zona1.
1. 60
2. 80
3. 100
El mínimo valor se
corresponde con la
condición
ZONA ANominal: 140Demanda: 40
ZONA BDemanda: 120Ent. Mínimas: 20
NO toda la capacidad excedentaria de la
zona A se puede transportar a la zona B.
Existen 20 unidades que no se pueden
transportar a la zona B
Capacidad excedentaria:
Nominal – Demanda = 100
Demanda a cubrir en zona B
por zona A: 120 – 20 =100
Ejemplo 2
80
Interzonal
2.
2. Metodología y herramientas de cálculo Ejemplo 2: Condición 2
• Máximo caudal que se puede vehicular a través de losgasoductos de transporte y EC’s de una zona a otra, endiferentes escenarios de demanda, teniendo en cuentala inyección/extracción en AASS y transporte a travésde las CI.
Máxima capacidad de transporte
+ demanda2.
1. 100
2. 80
3. 100
El mínimo valor se
corresponde con la
condición
La máxima capacidad de salida es el valor mínimo de…
• La máxima capacidad de transporte de un gasoductose calcula en base a simulaciones de transporteoptimizando el caudal vehiculado por ese gasoductorespetando las condiciones mínimas de seguridad
Capacidad de un gasoducto
• Definido por el caudal que es capaz de vehicular unaEC a una presión de aspiración e impulsióndeterminadas
Capacidad de una estación de
compresión
a.
b.
2.
2. Metodología y herramientas de cálculo Ejemplo 2: Condición 2
ZONA ANominal: 140Demanda: 40
ZONA BDemanda: 90
Ent. Mínimas: 20
Capacidad excedentaria:
Nominal – Demanda = 100
Sólo se pueden transportar 70 unidades de la
zona A a la B, pues si no, no se garantizarían
las entradas mínimas de la zona B
Demanda a cubrir en zona B
por zona A: 90 – 20 = 70
Ejemplo 3
80
Interzonal
3.
2. Metodología y herramientas de cálculo Ejemplos: Máxima capacidad de entrada a una zona
• Se alcanzan los mínimos técnicos defuncionamiento individuales de todas las entradassituadas en las zonas vecinas
Entradas mínimas de las zonas adyacentes +
demanda adyacente
3.
1. 100
2. 80
3. 70
El mínimo valor se
corresponde con la
condición
Máx. capacidad transporte por Tivissa
Máx. Capacidad transporte por Alcázar
EC Tivissa = 370 GWh/d
Tivissa-Paterna > 370 GWh/d
EC Alcázar > 363GWh/d
Chinchilla-Alcázar =363 GWh/d
370 GWh/d
363GWh/d
Demanda zona I (CTCC 55%) 340GWh/d
Nominal < Salidas:Existe capacidad de transporte
suficiente en la zona I para evacuar todas las entradas .
La capacidad de transporte de la zona I a las zonas adyacentes se ve limitada por el valor mínimo de los tres, es decir
la condición 1
2. Metodología y herramientas de cálculo Ejemplo: cálculo de capacidad zona I
Entradas929 GWh/d (*)
mín
mín
1. Nominal = 929 (*)
2. Máx. salidas= demanda + Interzonal = 1.073
3. (Demanda – ent. mínimas) zona adyacente > 1.073
Transporte máx= mínimo de…
Cálculo de las salidas máximas
Unidad: GWh/d
(*) No incluye Castor
c
b
a
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2. Metodología y herramientas de cálculo Herramienta Winflow
Sección de tubería:• Ecuación de pérdida de carga• Características gasoducto
Nodos:• Posiciones del gasoducto con coordenadas georeferenciadas
• Puntos de entrada• Puntos salida: 350 redes• Nodos intermedios por diferencias de cota
Estaciones de compresión:• Curvas del compresor y la
turbina parametrizadasVálvulas de control:• de caudal• de presión
Sistema de transporte en winflow calibrado con datos
reales cada 2 años
Sección de tubería
Nodos: entrada y salida
Estaciones de
compresión
Reguladores: presión y caudal
Cada nodo con demanda representa una de las redes de distribución o transporte regional del sistema gasista.A través de una interfase se carga la demanda desde los sistemas de predicción a Winflow
2. Metodología y herramientas de cálculo Sistemas de predicción de demanda y volcado en Winflow
Sector convencional
Horizonte: 2 años
Demanda global y > 300 posiciones
Cond. normales de Tª (30 años)
Simulación Olas de Frío
Calendario laboral
Sector Convencional
Horizonte: 10 años
Demanda global y provincial
Variables económicas
Evolución poblacional
Modelización a medio plazo Modelización a largo plazo
17
18
3. EscenariosDemanda
El cálculo de las capacidades de Rangos Admisibles se realiza en un día laborable invernalmedio significativo del invierno que corresponda. Para este horizonte, se analizan capacidadesen los dos extremos del horizonte: año 2015 y año 2019 . Se compararán las capacidades enambos años que vendrán influidas por:
• La incorporación de infraestructuras (ver capítulo 4)
• El incremento de demanda considerado.
El escenario de demanda se corresponde con la última previsión de Enagás GTS .
La presencia de CTCC’s en el Sistema influye de forma muy importante en el transportedebido a su elevado consumo potencial unido a una gran variabilidad motivada por supapel como back-up de energías renovables.
Es importante destacar que cualquier variación significativa en el escenario de demanda,especialmente en el consumo de los CTCC, repercutirá en una variación significativa de losresultados aquí presentados
En el cálculo de capacidades, para el año 2015 se considera el escenario de ventaja decarbón, mientras que para el año 2019 se considera el escenar io de ventaja de gas:
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4. InfraestructurasIntroducción
El análisis de capacidades del sistema se ha desarrollado sobre el escenario de lasinfraestructuras contempladas en el Borrador de la Planificación 2012-2020. Asimismo se haconsiderado el Real Decreto-Ley 13/2012 , de 30 de marzo, por el que se trasponendirectivas en materia de mercados interiores de electricidad y gas y en materia decomunicaciones electrónicas, y por el que se adoptan medidas para la corrección de lasdesviaciones por desajustes entre los costes e ingresos de los sectores eléctrico y gasista.
En este estudio y debido a su nulo impacto en las capacidades del sistema, no se hancontemplado ni gasoductos regionales ni las infraestructuras de las Islas Canarias.
A continuación se presentan las infraestructuras que se incorporan desde la fecha actualhasta diciembre de 2015.
4. InfraestructurasInfraestructuras a 1 de noviembre de 2013
4. InfraestructurasInfraestructuras a diciembre de 2013
Incorporación de infraestructuras
4. InfraestructurasInfraestructuras a diciembre de 2014
Incorporación de infraestructuras
4. InfraestructurasInfraestructuras a diciembre de 2015
Incorporación de infraestructuras
4. Incorporación de Infraestructuras
Las infraestructuras previstas en el periodo 2015-2019 se sintetizan en los siguientesbloques:
INFRAESTRUCTURAS NO SUSPENDIDAS POR EL RD-LEY 13/2012
BLOQUE POR RESTRICCIONESInfraestructuras necesarias que evitan futuras restricciones
del Sistema
BLOQUE MUSEL
BLOQUE N-1
Para el cumplimiento del Reglamento 994/2010
4. Incorporación de InfraestructurasEstación de Compresión Euskadour
FUNCIONALIDAD
-Tras el resultado positivo de la OpenSeason 2015, hace efectivo el desarrollo deesta Conexión Internacional.
Atendiendo al Real Decreto-Ley 12/2013:
Disposición transitoria cuarta (3): “A los efectos de lo establecido el apartado primero de esta disposición quedanexcluidas las siguientes infraestructuras vinculadas a compromisos internacionales previamente adquiridos:a) Gasoducto Zarza de Tajo-Yela. Infraestructura asociada a la conexión internacional de Larrau.
b) Estación de Compresión de Euskadour. Infraestructura asoc iada a la conexión internacional deIrún/Biriatou
Atendiendo al Real Decreto-Ley 12/2013:
Disposición transitoria cuarta (3): “A los efectos de lo establecido el apartado primero de esta disposición quedanexcluidas las siguientes infraestructuras vinculadas a compromisos internacionales previamente adquiridos:a) Gasoducto Zarza de Tajo-Yela. Infraestructura asociada a la conexión internacional de Larrau.
b) Estación de Compresión de Euskadour. Infraestructura asoc iada a la conexión internacional deIrún/Biriatou
4. Incorporación de InfraestructurasBloque por Restricciones
P.O. 08/16Borrador P.O. 12/20
FUNCIONALIDAD1. Imprescindible para garantizar el
suministro de redes que están
actualmente saturadas o son
susceptibles de presentar saturación
próximamente
2. Incrementa la seguridad de suministro.
3. Permite inyección adecuada en el
AA.SS de Gaviota.4. Mallado del sistema.
4. Incorporación de InfraestructurasBloque Musel
P.O. 08/16Borrador P.O. 12/20
FUNCIONALIDAD1. Cobertura demanda punta Margen
110%
2. Cobertura demanda en caso de n-1 en
la planta de Mugardos
3. Almacenamiento GNL4. Incremento mallado red de transporte
4. Incorporación de InfraestructurasBloque N-1
P.O. 08/16Borrador P.O. 12/20
FUNCIONALIDAD1. Imprescindible para garantizar el
suministro de redes que actualmente
se encuentran saturadas.
2. Incrementa la seguridad de suministro.
3. Permite inyección adecuada en el
AA.SS de Gaviota.4. Mallado del sistema.
4. Incorporación de InfraestructurasOtras: Planta El Musel
CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS:
Nº Tanques: 2 (150.000 m3 unidad)Capacidad almacenamiento: 300.000 m3Capacidad emisión: 800.000 m3Ampliaciones: 2 tanques e ∆ hasta 1.200.000m3(n)/h en la emisión.
Atraque: desde 65.000 m3 hasta 266.000 m3
FUNCIONALIDAD
-Cobertura demanda punta Margen 110%
-Cobertura demanda en caso de n-1 en la plantade Mugardos
-Almacenamiento GNL
-Incremento mallado red de transporte
ESTADO DEL PROYECTO
Queda suspendida el Acta de Puesta enServicio de la Planta de Regasificación de ElMusel tras la publicación del RD-Ley 13/2012
4. Incorporación de InfraestructurasEscenario de Infraestructuras 2015-2019
En este estudio se han considerado dos escenarios principales, 2015 y futuro:
ESCENARIO 2015 o BASE: se contemplan las infraestructuras en operación con fechaoctubre 2013, y las incorporaciones que hay hasta diciembre de 2015:
� Zarza de Tajo-Yela
� Planta de Bilbao-Treto
� Tercer tanque de la Planta de Regasificación de Bilbao
� La EC de Euskadour
ESCENARIO FUTURO: las infraestructuras se incorporan por bloques :
� Infraestructuras no suspendidas por el RD-Ley 13/2012
� Bloque por Restricciones (infraestructuras necesarias que evitan futurasrestricciones del Sistema)
� Bloque Musel
� Bloque N-1(infraestructuras que cumplen con el Reglamento 994/2010)
4. Incorporación de InfraestructurasInfraestructuras 2015-2019
Incorporación de infraestructuras
33
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Dada la complejidad que supone realizar un análisis de la capacidad de transporte de lared de gasoductos en su totalidad, de acuerdo con el funcionamiento de las unidades deturbocompresores de las estaciones de compresión, de las limitaciones de transporte decada gasoducto y de las necesidades de los usuarios de producción de las plantas,almacenamientos subterráneos, yacimientos y conexiones internacionales, se realiza unanálisis del sistema por zonas.
Cada zona viene definida por combinación de puntos de entrada al sistema (plantas,AASS, yacimientos y CI)”. Son las siguientes:
� Zona I: Eje de Levante (Murcia, Albacete, C.Valencia y Baleares)
� Zona II: Este (Cataluña)
� Zona III: Norte (Aragón, Navarra, País Vasco y Rioja)
� Zona IV: Oeste (Galicia, Asturias, Cantabria, Zamora y León)
� Zona V: Centro-Sur (Andalucía, Extremadura, Madrid, Castilla-la Mancha(excepto Albacete) y Castilla-León (excepto Zamora y León)
5. Zonas del SistemaDescripción de zonas
Se realiza un análisis del sistema por zonas, partiendo de dic-15:
Zona IIZona I Zona III
Zona VZona IV
5. Descripción de zonasTodas las zonas
36
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Transparencia en el cálculo decapacidades en base al PD-09 y PD-10.
1
Herramienta de apoyo en el análisisde viabilidad de solicitudes decapacidad de transporte.
Análisis de la capacidad de las futurasinfraestructuras e identificación derestricciones y cuellos de botella.
2 3
6. Objeto Rangos largo plazo
“Situación Normal”: 100% de operatividad de las instalaciones ypreservando los equipos de reserva de EECC
Escenarios de simulación
Demanda de un día laborable invernal correspondiente a la previsiónde demanda a largo plazo de Enagás GTS.
Demanda convencional largo plazo
Para calcular la capacidad de transporte de una zona a otra, no seconsideran las restricciones de emisión de las plantas
Emisión de plantas
Se considera la extracción garantizada a final de periodo de los AASSde la zona objeto de estudio, de acuerdo a la última informaciónproporcionada por los promotores de AASS a Enagás GTS
Extracción AASS
6. Capacidades del sistema 2015-2019Consideraciones de partida
Para cuantificar las Entradas máximas en cada zona se hanconsiderado las CI Bidireccionales como puntos de entrada.
CI Bidireccionales
Las Capacidades de transporte presentadas son orientativasNo se consideran incertidumbres como: demanda, exportaciones, mantenimientos, retrasosen la incorporación de infraestructuras, etc.
Escenarios de demanda eléctrica estimados por Enagás GTS: ventajacarbón en el escenario actual y ventaja gas en escenario futuro.
Demanda CTCC
6. Capacidades del sistema 2015-2019Presentación de resultados
� Conclusiones…
A DESTACAR …
Capacidad de salida por los interzonales de forma simultánea
Capacidad máxima de producción de la zona en este escenario
Bloque de infraestructuras que afectan a la capacidad de transporte de la zona
2
20 CTCCPotencia instalada Zona I: Levante7.161 MW
10 CTCCPotencia instalada Zona II: Barcelona-Tivissa4.240 MW
Potencia TOTAL instalada26.251 MW
17 CTCCPotencia instalada Zona V: Resto Oeste Haro 6.817 MW
6. Capacidades del sistema 2015-2019Mapa de CTCC
5 CTCCPotencia instalada Zona IV: Noroeste2.103 MW
15 CTCCPotencia instalada Zona III: V.Ebro-P.Vasco5.881 MW
2
6. Capacidades del sistema 2015-2019Zona I
� Gran capacidad de transporte, permitiendo la producción de lascapacidades nominales de los puntos de entrada, en un día tipolaborable invernal, tanto con escenario eléctrico de ventajacarbón como de ventaja gas.
A DESTACAR …
6. Capacidades del sistema 2015-2019Zona II
� Gran capacidad de transporte, permitiendo la producción de la capacidad nominal deBarcelona, en laborable invernal.
� El gasoducto Tivissa-Arbós incrementa el transporte hacia otras zonas en 28 GWh/d.� No obstante, su verdadera utilidad es para paliar la situación N-1 de Barcelona y para la
integración de Midcat en el sistema, en caso de que el proyecto se desarrollara.
A DESTACAR …
4
6. Capacidades del sistema 2015-2019Zona III
� El gasoducto Treto-Llanera permite una mayor integración entre las plantas del norte,incrementando la capacidad de transporte desde Bilbao a la zona noroeste en 90 GWh/d
� El gasoducto Villar de Arnedo-Castelnou, junto con la EC de Zaragoza, amplíansignificativamente la capacidad de transporte hacia las zonas I y II; permitiendo el flujo degas hacia Cataluña para paliar la situación N-1 de Barcelona. Asimismo, se precisará parala integración de Midcat en el sistema, en caso de que el proyecto se desarrollara
A DESTACAR …
3
6. Capacidades del sistema 2015-2019Zona IV
� La zona IV es deficitaria hasta la entrada de la planta de Musel; esto hace que actualmente seaabsolutamente necesario el transporte de gas desde el SUR al NORTE
� Los gasoductos Treto-Llanera y Villapresente Burgos son necesarios para optimizar laevacuación de la zona noroeste. Su incorporación incrementará la capacidad de transporte en100 GWh/día, permitiendo una mayor utilización de los puntos de entrada.
� La producción de la zona es muy sensible a la utilización de los CTCC� Existen limitaciones de transporte para evacuar la producción de la zona
A DESTACAR …
6. Capacidades del sistema 2015-2019Zona V
� Los gasoductos Treto-Llanera y Villapresente-Burgos incrementan la versatilidad y flexibilidadde la zona V, aumentando la capacidad de transporte por Haro y por Burgos
� Existen limitaciones de transporte para evacuar la producción de la zona
A DESTACAR …
46
Las entradas mínimas de transporte necesarias en cada zona son:
A excepción de la zona IV, el resto de zonas del sistema no requiere, de maneraindividualizada, de aportes mínimos para mantener las presiones establecidas en lasNGTS.
Nótese que estas entradas mínimas no son simultáneas.
7. Entradas Mínimas
La entrada mínima de transporte de una zona es el aporte mínimo necesario parapoder garantizar las presiones establecidas en las NGTS en la red de transporte.Este aporte mínimo tendrá diferente valor en función de la demanda de la zona, y notendrá en cuenta los valores de los mínimos técnicos de las plantas.
Entradas mínimas de transporte
La zona IV necesita un aportemínimo necesario para garantizarlas presiones establecidas en lasNGTS en la red de transporte
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Anexo I. Capacidades de EC´S
Pa 45 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 410.000 117
1 TC 59 b 645.000 184
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 275.000 78
2 TC 72 b 550.000 157
3 TC 72 b 820.000 233
Pa 40 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 450.000 128
2 TC 72 b 920.000 262
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 570.000 162
2 TC 72 b 1.140.000 324
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 275.000 78
2 TC 72 b 560.000 159
3 TC 72 b 850.000 242
4 TC 72 b 1.125.000 320
Caudal máximo: inviernoEC Crevillente (30.039 HP)
EC Paterna (28.577 HP)Caudal máximo: invierno
Caudal máximo: inviernoEC Tivissa (44.922 HP)
Caudal máximo: inviernoEC Bañeras (Arbós) (36.343 HP)
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 260.000 74
2 TC 72 b 530.000 151
Pa 45 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 70 b 200.000 57
2 TC 70 b 410.000 117
Pa 50 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 80 b 210.000 60
2 TC 80 b 420.000 120
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 190.000 54
Pa 45 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 800.000 228
2 TC 72 b 1.570.000 447
EC Sevilla (58.495 HP)Caudal máximo: invierno
EC Coreses (Zamora) (16.937 HP)
EC Algete (11.018 HP)
Caudal máximo: invierno
Caudal máximo: invierno
Caudal máximo: invierno
EC Zaragoza (18.828 HP)
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 640.000 182
2 TC 72 b 1.240.000 353
Pa 62 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 80 b 1.100.000 313
2 TC 80 b 2.250.000 640
Pa 45 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 75 b 190.000 54
2 TC 75 b 360.000 102
3 TC 75 b 550.000 157
4 TC 75 b 740.000 211
Pa 50 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 80 b 210.000 60
2 TC 80 b 430.000 122
3 TC 80 b 640.000 182
4 TC 80 b 850.000 242
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b - -
1 TC 64 b 250.000 71
2 TC 64 b 500.000 142
EC Córdoba (77.250 HP)
EC Almendralejo (29.307 HP)
Caudal máximo: invierno
EC Almodóvar (Puertollano) (14.100 HP)Caudal máximo: invierno
Caudal máximo: invierno
Anexo I. Capacidades de EC´S
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 75 b 750.000 213
2 TC 75 b 1.500.000 427
Pa 50 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 80 b 700.000 199
2 TC 80 b 1.300.000 370
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 640.000 182
Pa 50 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 720.000 205
Pa 50 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 80 b 600.000 171
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 700.000 199
Pa 50 bar Nm3/h GWh/d
1 TC 72 b 900.000 256
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d1 TC 75 b 420.000 1202 TC 75 b 860.000 245Pa 54 bar Nm3/h GWh/d1 TC 80 b 850.000 2422 TC 80 b 1.060.000 302
Caudal máximo: invierno
Caudal máximo: invierno
EC Lumbier (Navarra) (51.665 HP)
EC Alcázar de San Juan (61.570 HP)Caudal máximo: invierno
EC Haro (30.414 HP)
EC Villar de Arnedo (36.300 HP)Caudal máximo: invierno
Pa 60 bar Nm3/h GWh/d1 TC 90 b 130.000 37
2 TC 102 b 200.000 57Pa 60 bar Nm3/h GWh/d1 TC 114 b 260.000 742 TC 129 b 325.000 93
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d1 TC 72 b 550.000 1572 TC 72 b 1.100.000 313Pa 54 bar Nm3/h GWh/d1 TC 80 b 850.000 2422 TC 80 b 1.700.000 484
Pa 46 bar Nm3/h GWh/d1 TC 72 b 560.000 1592 TC 72 b 1.120.000 319Pa 50 bar Nm3/h GWh/d1 TC 80 b 580.000 1652 TC 80 b 1.150.000 327
EC Chinchilla (45.870 HP)Caudal máximo: invierno
EC Denia (14.760 HP)Caudal máximo: invierno
EC Montesa (44.980 HP)Caudal máximo: invierno