rangos admisibles 2015-2019...2 introducción metodología y herramientas de cálculo escenarios...

1Octubre 2013Desarrollo del Sistema y Estudios

RANGOS ADMISIBLES 2015-2019

2

� � �

� � �

� �

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

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

4

5

6

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

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 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



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 BDemanda: 90

Ent. Mínimas: 20



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

15

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

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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:

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. 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


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


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


34

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

37

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 …

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

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


1 TC 72 b 275.000 78

2 TC 72 b 550.000 157

3 TC 72 b 820.000 233


1 TC 72 b 450.000 128

2 TC 72 b 920.000 262


1 TC 72 b 570.000 162

2 TC 72 b 1.140.000 324


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)


1 TC 72 b 260.000 74

2 TC 72 b 530.000 151


1 TC 70 b 200.000 57

2 TC 70 b 410.000 117


1 TC 80 b 210.000 60

2 TC 80 b 420.000 120


1 TC 72 b 190.000 54


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



EC Zaragoza (18.828 HP)


1 TC 72 b 640.000 182

2 TC 72 b 1.240.000 353


1 TC 80 b 1.100.000 313

2 TC 80 b 2.250.000 640


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


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


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)


EC Almodóvar (Puertollano) (14.100 HP)Caudal máximo: invierno


Anexo I. Capacidades de EC´S


1 TC 75 b 750.000 213

2 TC 75 b 1.500.000 427


1 TC 80 b 700.000 199

2 TC 80 b 1.300.000 370


1 TC 72 b 640.000 182


1 TC 72 b 720.000 205


1 TC 80 b 600.000 171


1 TC 72 b 700.000 199


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



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

rangos admisibles 2015-2019...2 introducción metodología y herramientas de cálculo escenarios...

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