Rangos Admisibles 2018-2033 - Enagas | Enagás Adm… · RANGOS ADMISIBLES 2018 -2033 DESARROLLO...
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DIRECCIÓN GENERAL DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
31 de Octubre de 2017
RANGOS ADMISIBLES 2018 - 2033
DESARROLLO DEL SISTEMA Y ESTUDIOS
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
1.- Introducción
• El presente documento de ‘Rangos Admisibles 2018-2033’ se harealizado conforme a lo establecido en el PD 09 sobre el ‘Cálculo derangos admisibles para los valores de las variables básicas de controldentro de los rangos normales de operación del sistema’, con detalletrimestral para el año gasista 2017/2018 y con detalle anual a para losaños siguientes hasta 2033 .
• La demanda empleada para la creación de escenarios en el documentoes coherente con la información publicada por el Gestor Técnico delSistema en el apartado de predicción de demanda para el año 2017 ypara los años posteriores se utiliza la información remitida por el GestorTécnico del Sistema a ENTSOG para la elaboración del documento deplanificación Europea ‘Ten Year Network Development Plan (TYNDP)2017’.
• La información, tanto de Plantas de Regasificación como deAlmacenamientos Subterráneos y Yacimientos, ha sido integrada por elGestor Técnico del Sistema tras ser reportada por los promotores dedichas infraestructuras.
• La red de transporte ha sido sometida a tests de estrés, con laconsiguiente identificación de las áreas de limitación del SistemaGasista.
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
2.- Evolución del Sistema GasistaIncorporación de Infraestructuras para el 2018
Pto Sta María-Pto Real-San Fernando-Acceso Cádiz-Chiclana de la Frontera
Las infraestructuras con fecha prevista de puesta en marcha para el 2018 :
Información aportada por promotor
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
3.I.- Características técnicas plantasVentana de descarga
Por definición del PD-06, es el periodo disponible para la entrada del metanero en la plantapara iniciar carga/descarga
Unidad: horas
XS S M L XL XXL
V < 9.000 9.000 < V ≤ 40.000 40.000 < V ≤ 75.000 75.000 < V ≤ 150.000 150.000 < V ≤ 216.000 V ≥ 216.000
Barcelona
Huelva
Cartagena
Bilbao (3) (3) 36 (1) 36 (1) 36 (1) 36 (1)
Sagunto 24 (1) 36 (1) 36 (1) 36 (1) 36 (1)
Mugardos 36 (2) 36 (2) 36 (2) 36 (2) 36 (2) 36 (2)
(1) Desde las 00:00h de la fecha de descarga programada.
(2) Desde 2 horas antes de que se produzca la primera marea alta dentro de la fecha de descarga programada
(3) Supeditados a la programación mensual de la planta
Información no facilitada
Tamaño de buques (m3 GNL)
Plantas
Regasificación
36 (1)
36 (2)
36 (1)
VENTANAS DE DESCARGA (horas)
Unidad: horas
XS S M L XL XXL
V < 9.000 9.000 < V ≤ 40.000 40.000 < V ≤ 75.000 75.000 < V ≤ 150.000 150.000 < V ≤ 216.000 V ≥ 216.000
Barcelona 36 / 48 (1) 48
Huelva 36 / 48 (1) 48
Cartagena 36 / 48 (1) 48
Bilbao 18(2) 24(2) 36 36 48 48
Sagunto 24 36 36 36 48
Mugardos 36 36 36 36 36 / 48 (1) 48
(1) Descargas hasta 200.000 m3 GNL --> 36 h Descargas > 200.000 m3 GNL --> 48 h
(2) Dependerá de las características de los buques
Información no facilitada
Tamaño de buques (m3 GNL)
Plantas
Regasificación
36
36
36
PLANCHA DE DESCARGA (horas)
Plancha de descarga
Por definición del PD-06, es el periodo disponible para efectuar la descarga/carga de GNL,después de la entrada en las ventana de descarga. Depende del tamaño del metanero y delas instalaciones de la planta
3.I.- Características técnicas plantas
Velocidad de descarga
3.I.- Características técnicas plantas
Unidad: m3 GNL/horas
XS S M L XL XXL
V < 9.000 9.000 < V ≤ 40.000 40.000 < V ≤ 75.000 75.000 < V ≤ 150.000 150.000 < V ≤ 216.000 V ≥ 216.000
Barcelona 3.000 8.000 10.000 - 12.000
Huelva 3.000 8.000 10.000 - 12.000
Cartagena 3.000 8.000 10.000 - 12.000
Bilbao 12.000 12.000 12.000 12.000
Sagunto 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000
Mugardos 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000 12.000
Información no facilitada
Tamaño de buques (m3 GNL)
Plantas
Regasificación
Dependerá de las características de los
buques
VELOCIDADES DE DESCARGA (m3 GNL/h)
Nombre
del tanque
Volumen
mínimo (talones)
Volumen
máximo
FB-101 13.500 150.000
FB-102 13.500 150.000
FB-103 13.500 150.000
TK-FB-01 6.314 150.000
TK-FB-02 6.314 150.000
TK-FB-03 6.314 150.000
TK-FB-04 6.314 150.000
TK211 13.500 150.000
TK221 13.500 150.000
TOTAL PLANTAS 269.336 3.316.500
Sagunto
Mugardos
Bilbao
Nombre
del tanque
Volumen
mínimo (talones)
Volumen
máximo
TK-1400 7.200 80.000
TK-2001 7.200 80.000
TK-3000 13.500 150.000
TK-3001 13.500 150.000
TK-3002 13.500 150.000
TK-3003 13.500 150.000
TK-FB-101 5.400 60.000
TK-FB-111 9.450 100.000
TK-FB-121 13.500 150.000
TK-FB-131 13.500 159.500
TK-FB-141 13.500 150.000
FB-201 4.950 55.000
FB-221 9.450 105.000
FB-231 11.430 127.000
FB-241 13.500 150.000
FB-251 13.500 150.000
Barcelona
Huelva
Cartagena
Existencias en plantas de regasificación
3.I.- Características técnicas plantas
Producción de plantas de regasificación
3.I.- Características técnicas plantas
(*) Emisión mínima necesaria que permite la recuperación del boil-off. Valor en verde si la terminal dispone de los sistemas de recuperación de boil-off a zero send-out
y en azul si no dispone de dichos sistemas
(**) Se puede alcanzar 22 GWh/d si bien no es sostenible en el tiempo
(1) Para el finales del año 2017 estará finalizada la adecuación de la terminal para recibir buques con una capacidad mínima de 2.000m3 de GNL. En cualquier caso,
será necesaria la realización de un estudio de compatibilidad previo a la primera descarga.
Información no facilitada
Nm3/h GWh/día Nm
3/h GWh/día Nm
3/h GWh/día Nm
3/h GWh/día nº cisternas/día GWh/día nº atraques Cap mín (m
3) GNL Cap máx (m
3) GNL
Barcelona 1.950.000 544 50 15,0 2 2.000 266.000
Huelva SI 1.350.000 377 50 15,0 1 7.500 175.000
Cartagena SI 1.350.000 377 50 15,0 2 4.000 266.000
Bilbao 200.000 55 140.000 40 120.000 34 800.000 223 15 4,5 1 2.000 (1) 270.000
Sagunto SI 200.000 56 140.000 39 120.000 25 1.000.000 279 35 10,5 1 30.000 267.000
Mugardos 412.800 115 35 10,5 1 15.000 266.000
(1) Emisión mínima necesaria que permite la recuperación del boil-off. Indique el valor en verde si su terminal dispone de los sistemas de recuperación de boil-off a zero send-out y en azul si no dispone de dichos sistemas
(2) Se puede alcanzar 22 GWh/d si bien no es sostenible en el tiempo
(3) Para el segundo semestre del año 2017 estará finalizada la adecuación de la terminal para recibir buques con una capacidad mínima de 2.000m3 de GNL. En cualquier caso, será necesaria la realización de un estudio de compatibilidad previo a la primera descarga.
PCS = 11,63 kWh/m3(n)
implantados
sistemas de
recuperación de
boil-off a zero
send-out
Descarga de metaneroscon operación de
carga/puesta
en frío
sin carga/descarga buquescon operación de descarga
Producción mínima a Red de Transporte (1)Producción máxima a
Red de TransporteCarga de cisternas máx
150.473 Nm3/h - 42 GWh/día
125.394 Nm3/h - 35 GWh/día
89.567 Nm3/h - 25 GWh/día (2)
PRODUCCIÓN PLANTAS REGASIFICACIÓN
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
Capacidades técnicas
3.II.- Conexiones Internacionales
El Reglamento 984/2013 de la Comisión, de 14 de octubre, establece un código de red sobrelos mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas (NC de CAM) ycompleta el Reglamento (CE) nº 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 dejulio, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural. En base a loestablecido en el Artículo 6 del citado Reglamento, Enagás junto con TIGF y Enagás juntocon ‘REN Gasodutos’ maximizan la oferta de capacidad agrupada mediante la optimizaciónde la capacidad técnica en el VIP Pirineos y VIP Ibérico, respectivamente.
La información sobre las Capacidades técnicas se puede consultar en el siguiente enlace:
Capacidades técnicas conexiones internacionales | Enagas GTS
GWh/díaImportación Exportación
Tarifa 444 -
Almeria 306 -
VIP Pirineos 225 225
VIP Ibérico 80 144
Capacidades Técnicas Enero 2018
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
3.III.- Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
Volumen operativo y útil
Gas colchón
* El titular no ha dado información de gas colchón en el almacenamiento de Marismas a partir de 2019 con lo que se suma al total el último dato conocido hasta 2024.
*
Capacidad máxima de extracción
Extracción a final de periodo
3.III.- Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
Yacimientos
La información de los Yacimientos se encuentra disponible en el siguiente enlace:
Capacidad de las infraestructuras | Enagás
Capacidad máxima de inyección
Capacidad media de inyección
La Capacidad media de inyección está calculada con el gas operativo entre los días de inyección. Correspondería a la inyección media
de todo el verano para inyectar todo el volumen operativo del almacenamiento.
3.III.- Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
3.IV.- Estaciones de Compresión
Estación de Compresión CompresoresPotencia instalada(KW ISO)
Alcázar de San Juan 2+1 45.870Algete 1+1 8.216Almendralejo 4+1 21.817Bañeras 4+1 27.101Chinchilla 2+1 45.870Córdoba 4+1 57.605Crevillente 1+1 22.400Denia 2+1 14.760Haro 1+1 22.370Montesa 2+1 33.555Navarra 1+1 37.176Paterna 3+1 21.310Puertollano 2+1 10.514Sevilla 2+1 43.620Tivissa 2+1 33.498Villar de Arnedo 2+1 36.300Zamora 2+1 12.630Zaragoza 2+1 14.040Irún* 1+1 11.180
* La estación de compresión de Irún se compone de 2 motocompresores
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
Para la definición de las áreas de limitación se han realizado tests de stress a la redde transporte mediante la combinación de un amplio espectro de escenarios dedemanda y configuraciones de entradas y salidas al sistema, tanto de formaindividual como conjunta.
Del análisis de la red de transporte se infiere:
� En la mayoría de escenarios no se detectan relevantes afectaciones en la redde transporte.
� Tras el análisis de la necesidad de entradas mínimas de los medios deproducción de cada área (limitaciones), se detecta sensibilidad alcomportamiento de los CTCC’s.
� Si bien, los mínimos detectados no supondrían, en la mayoría de los casos,un problema del área a sus medios de producción dada la capacidad detransporte entre áreas.
� Las potenciales congestiones detectadas (limitación a máximos de losmedios de producción del área) se encuentran muy por encima de losfactores de utilización históricos de los mismos.
4.- Análisis de la red de transporte
Resumen ejecutivo
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Identificación de las áreas de limitación
III. Selección de escenarios
IV. Metodología
V. Resultados: Limitaciones
VI. Resultados: Congestiones
Existencias en red de transporte
� En situaciones de operación normal, las existencias en la red de transporte deben ajustarse a unabanda de stock operativo (BSO) definida según los procedimientos establecidos en la legislaciónvigente, en torno a un valor de referencia (VRS).
� La BSO viene definida por los límites de stock máximo operativo y stock mínimo operativo por encimay por debajo de los cuales las existencias en la red de transporte no deben situarse en ningúnmomento para garantizar que la operación del sistema se realiza en condiciones de máxima seguridady fiabilidad y sin limitar las capacidades de entrada de gas al Sistema (caso de stock máximo) o sinbajar de las presiones mínimas de garantía en algún punto de la red (caso de stock mínimo).
� Hasta que se lleve a cabo la primera actualización de los valores de los parámetros, tal comoestablece el PD-18, estarán vigentes los valores establecidos en la Resolución de 28 de septiembre de2016, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba el protocolo dedetalle PD-18«Parámetros técnicos que determinan la operación normal de la red de transporte y larealización de acciones de balance en el Punto Virtual de Balance (PVB) por el Gestor Técnico delSistema».
4.I.- Análisis de las variables básicas del Sistema
2.997 GWh
2.703 GWh
2.850 GWhBANDA DE STOCK OPERATIVO
(BSO)
Puntos de conexión Posición IdentificaciónPresión máxima
(Bar)Presión mínima
(Bar)
Transporte-Transporte (PCTT)
03B ABEGONDO 80 45
04A GUITIRIZ 80 45
05B1 PASTORIZA 60 16
Presiones
Presiones
� Presiones máximas y mínimas en los Puntos de Conexión (PCPR, PCPY, PCAS,PCI). Todos los puntos de Conexión del Sistema Gasista cumple lo establecido en laNGTS-02 respecto a las presiones. Además en las Conexiones Internacionales laspresiones máximas y mínimas son las definidas en los acuerdos operativos que seestablecen con el otro operador de la Conexión.
� Estaciones de compresión. La presión máxima en las estaciones de compresiónestán entre 80 y 72 bar, dependiendo de la presión de diseño del gasoducto en el quese encuentran; en cuanto a la mínima, está entre 40 y 45 bar.
� Transporte y Transporte (PCTT)
� Distribución y Distribución (PCDD)
La información de los PCTT y PCDD de Enagás se encuentra disponible en el siguienteenlace:
Capacidad en puntos de conexión a la red | Enagás
Del resto de los transportistas la información es la siguiente:
4.I.- Análisis de las variables básicas del Sistema
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Limitaciones y Congestiones
Para cada área de limitación …
Para cada área de limitación …
• Máxima entrada desde el Sistema a
cada A.L.• Producción mínima
simultanea en el A.L.
• Máxima entrada desde el Sistema a
cada A.L.• Producción mínima
simultanea en el A.L.
• Máxima evacuación desde el A.L. al
Sistema• Producción máxima
simultánea en el A.L.
• Máxima evacuación desde el A.L. al
Sistema• Producción máxima
simultánea en el A.L.
Cálculo Gestión de
Congestiones
Cálculo Limitaciones
Identificación áreas de limitación
Identificación áreas de limitación
Selección EscenariosSelección Escenarios
Definición de inputs
4.II.- Proceso de elaboración del análisis
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Limitaciones y Congestiones
Para cada área de limitación …
• Máxima entrada desde el Sistema a
cada A.L.• Producción mínima
simultanea en el A.L.
• Máxima evacuación desde el A.L. al
Sistema• Producción máxima
simultánea en el A.L.
Gestión de Congestiones
Limitaciones
Identificación áreas de limitación
Identificación áreas de limitación
Selección EscenariosSelección Escenarios
4.III.- Identificación de las áreas de limitación
Parámetros para identificar limitaciones :
� Escenarios de demanda:
� Convencional (D/C)
� Eléctrica (S/E) con diferentes factores de utilización de CTCC,ubicación de éstos de manera homogénea/heterogénea en elSistema
� Configuraciones de entradas y salidas al Sistema (estudio individual y enconjunto):
� por Almacenamiento Subterráneo (extracción/inyección)
� Por Conexiones Internacionales (CCII)
� Por Planta/s de Regasificación
Se han realizado tests de stress a la red de transporte para identificar laspotenciales áreas de limitación mediante la combinación de un amplio espectro deescenarios de demanda y configuraciones de entradas y salidas al sistema, tantode forma individual como conjunta.
4.III.- Identificación de las áreas de limitación
Áreas de Limitación
El Sistema Gasista español queda segmentado únicamente por las limitaciones siguientes:
Limitación Mediterráneo:Capacidad máxima de transportede entrada hacia el corredormediterráneo, que vienedeterminada por la capacidad deentrada simultánea desde Tivissa,Eje Transversal y Lorca.
Limitación Valle Ebro:Límite de Capacidad del gasoductoVillar de Arnedo-Tivissa
Limitación Área Noroeste:Límite Capacidad del gasoductoZamora-León-Villapresente
4.III.- Identificación de las áreas de limitación
Área de limitación: NOROESTE
El área Noroeste se compone de las siguientes principales infraestructuras:
� Planta de Regasificación ubicada en Mugardos con dos tanques de GNL de 150.000 m3
cada uno.� Conexión Internacional en Tuy, la cual forma parte del VIP Ibérico, junto con la conexión
internacional de Badajoz, a la hora de poder contratar capacidad.� Estación de Compresión en Zamora.� Sus puntos frontera con el Sistema son la Estación de Compresión de Zamora y la Válvula
de Llanera.
PCS 11,63 kWh/m3 (n)
4.III.- Identificación de las áreas de limitación
Área de Limitación: VALLE DEL EBRO
El Valle del Ebro se compone de las siguientes principales infraestructuras:
� Planta de Regasificación ubicada en Bilbao con tres tanques de GNL de 150.000 m3 cada uno.� Conexión Internacional VIP Pirineos.� Almacenamientos Subterráneos de Gaviota y Serrablo.� Estaciones de Compresión en Haro, V.Arnedo, Zaragoza, Euskadour, Navarra y Tivissa.� Sus puntos frontera con el Sistema son la Válvula de Treto, EC de Haro, EC de Villar de
Arnedo y EC Tivissa.
Se ha utilizado PCS 11,63 kWh/m3 (n) para plantas de regasificación y 11,86 kWh/m3 (n) para CCII y AASS
4.III.- Identificación de las áreas de limitación
Área de Limitación: MEDITERRÁNEO
El área del Mediterráneo se compone de las siguientes principales infraestructuras:
� Plantas de Regasificación ubicadas en Barcelona, Cartagena y Sagunto, con seis, cinco ycuatro tanques respectivamente.
� Estaciones de Compresión en Arbós, Tivissa, Paterna, Montesa, Denia y Crevillente.� Sus puntos frontera con el Sistema son la EC de Tivissa, EC de Montesa y Válvula de
Lorca.
PCS 11,63 kWh/m3 (n)
4.III.- Identificación de las áreas de limitación
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Limitaciones y Congestiones
Para cada área de limitación …
• Máxima entrada desde el Sistema a
cada A.L.• Producción mínima
simultanea en el A.L.
• Máxima evacuación desde el A.L. al
Sistema• Producción máxima
simultánea en el A.L.
Gestión de Congestiones
(entradas máximas)
Limitaciones
(entradas mínimas)Identificación
áreas de limitación
Identificación áreas de limitación
Selección EscenariosSelección Escenarios
Definición de inputs
4.IV.- Selección de escenarios
Para el análisis de las restricción de la red de transporte en los trimestres delaño de gas 2017-2018 se han definido tres escenarios (bajo/central/alto) quecorresponden:
• Escenario bajo: Relativo a los meses de verano (trimestres T3 y T4) seha utilizado un mínimo de demanda laborable convencional con unautilización del Mínimo de CTCC´s histórico para cada trimestre.
• Escenario central: Recoge todos los trimestres utilizando comodemanda convencional una media laborable del trimestre estudiado y lamedia de los ciclos de los últimos 5 años para cada trimestre.
• Escenario alto: Afecta a los escenarios T1 y T2 respondiendo a unademanda punta convencional anual y unos máximos históricos para cadatrimestre.
Para el análisis de las restricción de la red de transporte en los escenariosanuales a largo plazo se han definido dos escenarios (punta/medio), queresponden a previsiones de demanda media anual y de demanda punta enfunción de la demanda convencional (D/C) y del sector eléctrico (S/E)
4.IV.- Selección de escenarios
Demanda Convencional (D/C)
Demanda Sector Eléctrico (S/E)
Selección de escenarios
Demanda Sector Eléctrico (S/E)
Min CTCCHistórico para el trimestre
Media CTCC
Históricapara el trimestre
Máxima CTCC
Histórica para el trimestre
Previsión Demanda
Convencional (D/C)
Mínimo Laborable
convencional del trimestre
Media Laborable convencional del
trimestre
Punta Convencional
Anual
TiALTO
TiCENTRAL
TiBAJO
T3/T4BAJO
T1/T2/T3/T4CENTRAL
T1/T2ALTO
Año de gas 2018
T4
Inicio
1 Octubre 2017
Rangos Admisibles 18-33
A3A2
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 …. 2033
A4 A5 A6 … A15T3T2T1
Fin
30 Sept 2033
La información de la demandad utilizada para este horizonte se puede consultar en el siguiente enlace:
Previsión de demanda | Enagas GTS
4.IV.- Selección de escenarios
T4
Inicio
1 Octubre 2018
Rangos Admisibles 19-33
A3A2
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 …. 2033
A4 A5 A6 … A15T3T2T1
Fin
30 Sept 2033
Demanda Convencional (D/C)
Demanda Sector Eléctrico (S/E)
AMEDIO
APUNTA Selección de
escenarios
Previsión Demanda Sector Eléctrico (S/E)
Media anual (yearlyaverage)
Pico demanda(peak day)
Previsión Demanda
Convencional
(D/C)
Media anual(media anual)
Pico demanda(punta diaria)
AiPUNTA
AiMEDIO
La información de la demandad utilizada para este horizonte se puede consultar en el siguiente enlace:
Previsión de Demanda TYNDP|ENTSOG
Largo plazo4.IV.- Selección de escenarios
Para el análisis se han definido las condiciones de los Almacenamientos Subterráneos (AASS)según la estacionalidad y actividad de los mismos y de las Conexiones Internacionales (CCII)actuando como flujo exportador/importador respetando las condiciones establecidas en lametodología acordada entre TSO´s siguiendo el artículo 6 de NC-CAM.
Conexiones Internacionales y Almacenamientos Subterráneos:
� VIP Ibérico:
� Flujo exportador (ES�PT) manteniendo constante una utilización del 62% de la capacidad paratodos los escenarios (equivalente al antiguo tránsito a Portugal).
� VIP Pirineos:
� Sensibilidad al flujo exportador (ES�FR) para maximizar la capacidad de transporte al área delimitación desde el resto del sistema (50%-80%).
� Flujo importador (FR�ES) para maximizar la capacidad de transporte del área de limitación haciael resto del sistema ( hasta maximizar al 100%)
� Almacenamientos Subterráneo:
Extracción/inyección dependiendo de la estacionalidad:
� En el periodo invernal extracción a final de periodo para maximizar la capacidad de transporte delárea de limitación hacia el resto del sistema y parada de AASS, para maximizar la capacidad detransporte al área de limitación desde el resto del sistema .
� En el periodo estival parada de los AASS para maximizar la capacidad de transporte del área delimitación hacia el resto del sistema y inyección máxima, para maximizar la capacidad detransporte al área de limitación desde el resto del sistema .
Condiciones de contorno4.IV.- Selección de escenarios
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Limitaciones y Congestiones
Para cada área de limitación …
• Máxima entrada desde el Sistema a
cada A.L.• Producción mínima
simultanea en el A.L.
• Máxima evacuación desde el A.L. al
Sistema• Producción máxima
simultánea en el A.L.
Gestión de Congestiones
Limitaciones
Identificación áreas de limitación
Selección EscenariosSelección Escenarios
Definición de inputs
4.V.- Metodología
Cálculo de la máxima capacidad de transporte/evacuación
La máxima capacidad de transporte/evacuación
entre el sistema y un área de limitación es el mínimo
de …
RESTO DEL SISTEMA
ÁREA DE LIMITACIÓN
CAPACIDAD TRANSPORTE
RESTO DEL SISTEMA
ÁREA DE LIMITACIÓN
CAPACIDAD TRANSPORTE
Cálculo capacidad de entrada al área (Ain)
Cálculo de capacidad de salida al área (Aout)
(E1 – D1)(D3 – E3)
(E1 – D1)(D3 – E3)
Ain
Aout
E1 = Entradas en el resto del Sistema (1)
D1 = Demanda en el resto del Sistema (1)
E3 = Entradas mínimas comprometidas en el
área de limitación (3)
D3 = Demanda del área de limitación (3)
21
3
2
1
3
Capacidad del sistema para evacuar hacia el área de
limitación
Capacidad física de transporte entre el sistema y el área de
limitación (gasoductos/EECC´s)
Capacidad de admisión de gas desde el sistema al área de
limitación2
1 3
E1 = Entradas en el resto del Sistema (1)
D1 = Demanda en el resto del Sistema (1)
E3 = Entradas mínimas comprometidas en el
área de limitación (3)
D3 = Demanda del área de limitación (3)
4.V.- Metodología
Cálculo de la capacidad de entrada y de la capacidad de salida
D
Capacidad transporte entre el sistema y el
área
Medios de producción del área
Demanda del área de limitación X
Leyenda:
% utilización de los medios de producción
de un área de limitación
La demanda máxima que sepuede cubrir de manera continua,sin la utilización de los medios deproducción del área X (D), es elmáximo transportable desde elsistema al área (Ain).
Área Limitación X
DAin
D =max
La capacidad nominal de losmedios de producción del área delimitación X están diseñados paracubrir la demanda del área X (D) yla máxima capacidad detransporte del área al Sistema(Aout).
Área Limitación X
D
a
b
Ain
Aout
Condiciones de contorno
Nom[ + ]= +maxa b D Aout
4.V.- Metodología
Cálculo de las limitaciones del área
Toda demanda superior a Den el área (ΔD) deberá sersuministrada desde los mediosde producción de la propia área.Con ello se calcula el mínimonecesario de los medios deproducción del área.
Área Limitación X
D
ΔDΔD
D
ΔD
Capacidad transporte del sistema al área
Medios de producción del área
Máxima demanda del área X satisfecha por transporte desde el
sistema
Incremento de demanda en el área X a satisfacer mediante los medios producción
del área
a
b
a b= min[ + ] ΔD
Leyenda:
max
Ain
Como ya se ha explicado, lademanda máxima (D) que se puedecubrir de manera continua, sin lautilización de los medios deproducción del área X, es elmáximo transportable desde elsistema al área (Ain).
Área Limitación X
DAin
D =max Ain
% capacidad nominal de los medios de
producción de un área de limitación transportable
4.V.- Metodología
Cálculo de las limitaciones del área: NOROESTE
La demanda máxima que se puede cubrir de manera continua, sin entradas en la zona noroeste,
es el máximo transportable a través de la EC de Zamora y la válvula de Llanera. Toda demanda
superior a dicho caudal deberá ser suministrado desde las entradas del noroeste (Planta
Reganosa o CI Tuy)
TuyTuy
P. ReganosaP. Reganosa
A
Llanera
Zamora
A Demanda máxima que se puede cubrir con aporte exclusivo desde Zamora y Llanera
Tuy
P. Reganosa
A ∆A
+
Llanera
Zamora
Incrementos de demanda en la zona que deberán ser suplementados por la planta de
Mugardos o por la C. I. de Tuy.
∆∆∆∆A = punta por ola de frío, consumos de CTCC’s, nuevos clientes, exportación,…
∆∆∆∆A
4.V.- Metodología
Cálculo de las limitaciones del área: VALLE DEL EBRO
P. Bilbao AS Gaviota
AS Serrablo
CI Larrau
CI Irún
Villar de Arnedo
Haro
Tivissa
B
B Demanda máxima que se puede cubrir con aporte exclusivo desde entradas del sur-
mediterráneo por Haro, Villar de Arnedo y Tivissa.
P. Bilbao
AS Gaviota
AS Serrablo
CI Larrau
CI Irún
∆B
+B
Villar de Arnedo
Haro
Tivissa
Incrementos de demanda en la zona que deberán ser suplementados por entradas del norte
∆∆∆∆B = punta por ola de frío, consumos de CTCCs, inyección, exportación,…∆∆∆∆B
4.V.- Metodología
Cálculo de las limitaciones del área: MEDITERRÁNEO
P. Cartagena
P. Sagunto
P. Barcelona
LorcaC
Montesa
Tivissa
C Demanda máxima que se puede cubrir con aporte exclusivo desde Tivissa, el eje Transversal
y Lorca.
P. Sagunto
∆CC +
P. Cartagena
P. Barcelona
Lorca
Montesa
Tivissa
Incrementos de demanda en la zona que deberán ser suplementados por entradas del
Mediterráneo.
∆∆∆∆C = punta por ola de frío, consumos de CTCC’s, nuevos clientes, …
∆∆∆∆C
4.V.- Metodología
Cálculo de la potencial congestión del área
Si la demanda del áreadisminuye (D2), la capacidadmáxima de producción de losmedios de producción del áreadisminuirá consecuentemente.
Área Limitación X
Capacidad transporte del área de limitación
al sistema
Medios de producción del área
Máxima demanda del área X satisfecha por
los medios de producción del área
Disminución de demanda en el área X que impacta en la capacidad de tte de
los medios de producción del área
a
b
Leyenda:
D2
D1>D2
% capacidad nominal de los medios de
producción de un área de limitación transportable
D1
D2
Aout
Como ya se ha explicado, lacapacidad nominal de los medios deproducción del área de limitación Xestán diseñados para cubrir lademanda del área (D1) y lamáxima capacidad detransporte del área al Sistema(Aout). Área
Limitación X
D1
a
bAout
Nom[ + ]= + maxa b D1 Aout
4.V.- Metodología
Cálculo de la potencial congestión del área: NOROESTE
D1
Llanera
Zamora
D2
Llanera
Zamora
D Demanda del área.
Capacidad máxima de transporte hacia el Sistema.Aout
=CI+M D2 Aout+=ci+mAout+D1
D1>D2
Se ha considerado la capacidad máxima de emisión a través de la Planta de Mugardos (M)y de la conexión internacional de Tuy (CI).
4.V.- Metodología
Cálculo de la potencial congestión del área: VALLE DEL EBRO
Se ha considerado la capacidad máxima de emisión a través de la Planta de Bilbao (B), delas conexiones internacionales de Irún (I), Larrau (L), y de los AASS de Gaviota (G) ySerrablo (S) .
D1
D Demanda del área.
=CI+ AS+B D2 Aout+=asci+ +b
Capacidad máxima de transporte hacia el Sistema.
Aout+
Aout
Villar de
Arnedo
Haro
TivissaVillar de
Arnedo
Haro
Tivissa
D1>D2
4.V.- Metodología
Cálculo de la potencial congestión del área: MEDITERRÁNEO
Se ha considerado la capacidad máxima de emisión a través de las Plantas deRegasificación del Mediterráneo (Pr).
= D1 +
Tivissa
Eje Transv.
Lorca = D2 +
Tivissa
Eje
Transv.
LorcaPr pr
D Demanda del área.
Capacidad máxima de transporte hacia el Sistema.Aout
Aout Aout
Pr Producción de los medios de producción del Mediterráneo: Plantas de Barcelona, Sagunto y Cartagena.
D1>D2
4.V.- Metodología
Índice
1. Introducción
2. Evolución del Sistema Gasista
3. Características técnicas de las instalaciones
I. Plantas de Regasificación
II. Conexiones Internacionales
III. Almacenamientos Subterráneos y Yacimientos
IV. Estaciones de Compresión
4. Análisis de la red transporte
I. Análisis de las variables básicas del Sistema
II. Proceso de elaboración del análisis
III. Identificación de las áreas de limitación
IV. Selección de escenarios
V. Metodología
VI. Resultados: Máxima capacidad de transporte in/out
Área de limitación: NOROESTE 2018
Los escenarios altos representan el máximo transportable en condiciones de demanda punta.
4.VI.- Resultados: Máxima capacidad transporte in/out
GWh/dAlto Alto Bajo Bajo
Punta Laborable
Punta Laborable
Laborable Bajo
Laborable Bajo
Máx CTCC del trimestre
Máx CTCC del trimestre
Min CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
≈50% ≈50% ≈0% ≈0%
≈100% ≈100% ≈ 75% ≈ 75%
NOROESTETRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4
Central Central Central Central
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Intervalo D. convencional Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio
[50-70] 55 [50-70]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 30% ≈ 14% ≈ 0% ≈ 0%
Máximo transportable desde el
sistema al área
(A in)
80 [65-80] 80 [65-80] 60
[30-45] 30 [25-45]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 100% ≈ 95% ≈ 85% ≈ 85%
Máximo transportable desde el
área al sistema
(A out )
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[0-20]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[15-30] 30
GWh/dAlto Alto Bajo Bajo
Punta Laborable
Punta Laborable
Laborable Bajo
Laborable Bajo
Máx CTCC del trimestre
Máx CTCC del trimestre
Min CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
≈50% ≈50% ≈0% ≈0%
≈100% ≈100% ≈ 75% ≈ 75%
NOROESTETRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4
Central Central Central Central
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Intervalo D. convencional Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio
[50-70] 55 [50-70]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 30% ≈ 14% ≈ 0% ≈ 0%
Máximo transportable desde el
sistema al área
(A in)
80 [65-80] 80 [65-80] 60
[30-45] 30 [25-45]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 100% ≈ 95% ≈ 85% ≈ 85%
Máximo transportable desde el
área al sistema
(A out )
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[0-20]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[15-30] 30
Área de limitación: NOROESTE LARGO PLAZO
Los escenarios altos representan el máximo transportable en condiciones de demanda punta.
4.VI.- Resultados: Máxima capacidad transporte in/out
GWh/dPunta Punta Punta Punta
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
≈50% ≈70% ≈80% ≈90%
,
≈100% ≈100% ≈100% ≈100%
Media Anual Media Anual Media Anual Media Anual
NOROESTE 2020 2025 2030 2033
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del añoMedia histórica
utilizacion CTCC del añoMedia histórica
utilizacion CTCC del añoMedia histórica
utilizacion CTCC del año
Intervalo D. convencional Anual Medio Anual Medio Anual Medio Anual Medio
[60-75] 80 [60-75]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable
≈ 0% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 0%
Máximo transportable
desde el sistema al área
(A in)
75 [55-75] 80 [65-75] 80
[15-35]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[15-35]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable
≈ 80% ≈ 85% ≈ 83% ≈ 83%
Máximo transportable
desde el área al sistema
(A out )
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[20-40]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[15-35]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
GWh/dPunta Punta Punta Punta
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
≈50% ≈70% ≈80% ≈90%
,
≈100% ≈100% ≈100% ≈100%
Media Anual Media Anual Media Anual Media Anual
NOROESTE 2020 2025 2030 2033
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del añoMedia histórica
utilizacion CTCC del añoMedia histórica
utilizacion CTCC del añoMedia histórica
utilizacion CTCC del año
Intervalo D. convencional Anual Medio Anual Medio Anual Medio Anual Medio
[60-75] 80 [60-75]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable
≈ 0% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 0%
Máximo transportable
desde el sistema al área
(A in)
75 [55-75] 80 [65-75] 80
[15-35]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[15-35]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable
≈ 80% ≈ 85% ≈ 83% ≈ 83%
Máximo transportable
desde el área al sistema
(A out )
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[20-40]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
[15-35]
Demanda es superior a la capacidad de entrada del
area.
Área de limitación: VALLE DEL EBRO 2018
Los escenarios altos representan el máximo transportable en condiciones de demanda punta.
4.VI.- Resultados: Máxima capacidad transporte in/out
GWh/dAlto Alto Bajo Bajo
Punta Laborable
Punta Laborable
Laborable Bajo
Laborable Bajo
Máx CTCC del
trimestre
Máx CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
335 335 350 335
80% Export. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP PIRINEOS
≈65% ≈65% ≈0% ≈0%
≈100% ≈100% ≈100% ≈100%
VALLE DEL EBRO
TRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4
Central Central Central Central
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Intervalo D. convencional Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio
Máximo transportable desde
el sistema al área
(A in)
[320-340] [310-330] [350-370] [340-360]
50% Export. VIP PIRINEOS
50% Export. VIP PIRINEOS
50% Export. VIP PIRINEOS
50% Export. VIP PIRINEOS
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable≈ 0% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 0%
310 [290-310] 325 [290-310]
Utilización AASS Inyección igual a cero Inyección igual a ceroCapacidad de Extracción final de
periodoCapacidad de Extracción final de
periodo
Máximo transportable desde
el área al sistema
(A out )
185 [320-340] 185 [345-360]
≈ 100% ≈ 100% ≈ 100% ≈ 100%% de la capacidad nominal de los
medios de producción del área transportable
GWh/dAlto Alto Bajo Bajo
Punta Laborable
Punta Laborable
Laborable Bajo
Laborable Bajo
Máx CTCC del
trimestre
Máx CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
335 335 350 335
80% Export. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP PIRINEOS
≈65% ≈65% ≈0% ≈0%
≈100% ≈100% ≈100% ≈100%
VALLE DEL EBRO
TRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4
Central Central Central Central
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Intervalo D. convencional Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio
Máximo transportable desde
el sistema al área
(A in)
[320-340] [310-330] [350-370] [340-360]
50% Export. VIP PIRINEOS
50% Export. VIP PIRINEOS
50% Export. VIP PIRINEOS
50% Export. VIP PIRINEOS
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable≈ 0% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 0%
310 [290-310] 325 [290-310]
Utilización AASS Inyección igual a cero Inyección igual a ceroCapacidad de Extracción final de
periodoCapacidad de Extracción final de
periodo
Máximo transportable desde
el área al sistema
(A out )
185 [320-340] 185 [345-360]
≈ 100% ≈ 100% ≈ 100% ≈ 100%% de la capacidad nominal de los
medios de producción del área transportable
Área de limitación: VALLE DEL EBRO LARGO PLAZO
Los escenarios altos representan el máximo transportable en condiciones de demanda punta.
4.VI.- Resultados: Máxima capacidad transporte in/out
Área de limitación: MEDITERRÁNEO 2018
Los escenarios altos representan el máximo transportable en condiciones de demanda punta.
4.VI.- Resultados: Máxima capacidad transporte in/out
GWh/dAlto Alto Bajo Bajo
Punta Laborable
Punta Laborable
Laborable Bajo
Laborable Bajo
Máx CTCC del
trimestre
Máx CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
≈ 28% ≈ 28% ≈0% ≈0%
≈90% ≈90% ≈ 63% ≈ 60%
MEDITERRANEOTRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4
Central Central Central Central
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Intervalo D. convencional Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio
[330-345] 315 [330-350]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 8% ≈ 5% ≈ 0% ≈ 0%
Máximo transportable desde el
sistema al área
(A in)
315 [340-360] 315 [330-350] 320
[430- 450] 450 [430- 450]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 73% ≈ 71% ≈ 64% ≈ 64%
Máximo transportable desde el
área al sistema
(A out )
445 [430- 450] 445 [430- 450] 445
GWh/dAlto Alto Bajo Bajo
Punta Laborable
Punta Laborable
Laborable Bajo
Laborable Bajo
Máx CTCC del
trimestre
Máx CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
Min CTCC del
trimestre
≈ 28% ≈ 28% ≈0% ≈0%
≈90% ≈90% ≈ 63% ≈ 60%
MEDITERRANEOTRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4
Central Central Central Central
D. EléctricaMedia histórica
utilizacion CTCC del trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Media histórica utilizacion CTCC del
trimestre
Intervalo D. convencional Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio Laborable Medio
[330-345] 315 [330-350]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 8% ≈ 5% ≈ 0% ≈ 0%
Máximo transportable desde el
sistema al área
(A in)
315 [340-360] 315 [330-350] 320
[430- 450] 450 [430- 450]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área transportable
≈ 73% ≈ 71% ≈ 64% ≈ 64%
Máximo transportable desde el
área al sistema
(A out )
445 [430- 450] 445 [430- 450] 445
Área de limitación: MEDITERRÁNEO LARGO PLAZO
Los escenarios altos representan el máximo transportable en condiciones de demanda punta.
4.VI.- Resultados: Máxima capacidad transporte in/out
GWh/dPunta Punta Punta Punta
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
315 [340-360] [340-360] 285 [330-350] [350- 370] 235 [330-350] [350- 370] 170 [330-350] [350- 370]
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
≈ 30% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 44% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 55% ≈ 5% ≈ 0% ≈ 65% ≈ 5% ≈ 0%
≈ 85% ≈ 95% ≈ 95% ≈ 95%
Media Anual Media Anual Media Anual Media Anual
MEDITERRANEO 2020 2025 2030 2033
D. EléctricaMedia histórica utilizacion
CTCC del añoMedia histórica utilizacion
CTCC del añoMedia histórica utilizacion
CTCC del añoMedia histórica utilizacion
CTCC del año
Intervalo D. convencional Anual Medio Anual Medio Anual Medio Anual Medio
Máximo transportable desde
el sistema al área
(A in)
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable
Máximo transportable desde
el área al sistema
(A out )
390 [450-470] [450-470]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable≈ 65% ≈ 65% ≈ 70% ≈ 70%
345 [450-470] 270 [450-470] 210
GWh/dPunta Punta Punta Punta
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Punta Laborable
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
Máx CTCC del año
315 [340-360] [340-360] 285 [330-350] [350- 370] 235 [330-350] [350- 370] 170 [330-350] [350- 370]
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
100% Import. VIP PIRINEOS
80% Export. VIP
PIRINEOS
50% Export. VIP
PIRINEOS
≈ 30% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 44% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 55% ≈ 5% ≈ 0% ≈ 65% ≈ 5% ≈ 0%
≈ 85% ≈ 95% ≈ 95% ≈ 95%
Media Anual Media Anual Media Anual Media Anual
MEDITERRANEO 2020 2025 2030 2033
D. EléctricaMedia histórica utilizacion
CTCC del añoMedia histórica utilizacion
CTCC del añoMedia histórica utilizacion
CTCC del añoMedia histórica utilizacion
CTCC del año
Intervalo D. convencional Anual Medio Anual Medio Anual Medio Anual Medio
Máximo transportable desde
el sistema al área
(A in)
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable
Máximo transportable desde
el área al sistema
(A out )
390 [450-470] [450-470]
% de la capacidad nominal de los medios de producción del área
transportable≈ 65% ≈ 65% ≈ 70% ≈ 70%
345 [450-470] 270 [450-470] 210