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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

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












V. Metodología


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












V. Metodología


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



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


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



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


Producción de plantas de regasificación


(*) 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.


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












V. Metodología


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












V. Metodología


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


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.


Índice

1. Introducción












V. Metodología


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












V. Metodología


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









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












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.




Cálculo Gestión de

Congestiones

Cálculo Limitaciones

Identificación áreas de limitación


Selección EscenariosSelección Escenarios

Definición de inputs

4.II.- Proceso de elaboración del análisis

Índice

1. Introducción












V. Metodología









Gestión de Congestiones

Limitaciones




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.


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


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)


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


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)


Índice

1. Introducción












V. Metodología










(entradas máximas)

Limitaciones

(entradas mínimas)Identificación

áreas de limitación




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)


Demanda Convencional (D/C)

Demanda Sector Eléctrico (S/E)

Selección de escenarios


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


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)


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












V. Metodología










Limitaciones




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


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


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


=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


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












V. Metodología


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


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


trimestre


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]


≈ 100% ≈ 95% ≈ 85% ≈ 85%


área al sistema

(A out )

Demanda es superior a la capacidad de entrada del

area.

[0-20]


area.

[15-30] 30


Punta Laborable

Punta Laborable

Laborable Bajo

Laborable Bajo



Min CTCC del

trimestre

Min CTCC del

trimestre

≈50% ≈50% ≈0% ≈0%

≈100% ≈100% ≈ 75% ≈ 75%

NOROESTETRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4





trimestre


trimestre


trimestre


[50-70] 55 [50-70]


≈ 30% ≈ 14% ≈ 0% ≈ 0%


sistema al área

(A in)

80 [65-80] 80 [65-80] 60

[30-45] 30 [25-45]


≈ 100% ≈ 95% ≈ 85% ≈ 85%


área al sistema

(A out )


area.

[0-20]


area.

[15-30] 30

Área de limitación: NOROESTE LARGO PLAZO



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


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]


area.

[15-35]


transportable

≈ 80% ≈ 85% ≈ 83% ≈ 83%


desde el área al sistema

(A out )


area.

[20-40]


area.

[15-35]


area.


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%


NOROESTE 2020 2025 2030 2033





utilizacion CTCC del año


[60-75] 80 [60-75]


transportable

≈ 0% ≈ 0% ≈ 0% ≈ 0%


desde el sistema al área

(A in)

75 [55-75] 80 [65-75] 80

[15-35]


area.

[15-35]


transportable

≈ 80% ≈ 85% ≈ 83% ≈ 83%


desde el área al sistema

(A out )


area.

[20-40]


area.

[15-35]


area.

Área de limitación: VALLE DEL EBRO 2018




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




≈65% ≈65% ≈0% ≈0%

≈100% ≈100% ≈100% ≈100%

VALLE DEL EBRO

TRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4





trimestre


trimestre


trimestre


Máximo transportable desde

el sistema al área

(A in)

[320-340] [310-330] [350-370] [340-360]






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


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


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





≈65% ≈65% ≈0% ≈0%

≈100% ≈100% ≈100% ≈100%

VALLE DEL EBRO

TRIMESTRE 1 TRIMESTRE 2 TRIMESTRE 3 TRIMESTRE 4





trimestre


trimestre


trimestre



el sistema al área

(A in)

[320-340] [310-330] [350-370] [340-360]






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


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



Área de limitación: MEDITERRÁNEO 2018




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





trimestre


trimestre


trimestre


[330-345] 315 [330-350]


≈ 8% ≈ 5% ≈ 0% ≈ 0%


sistema al área

(A in)

315 [340-360] 315 [330-350] 320

[430- 450] 450 [430- 450]


≈ 73% ≈ 71% ≈ 64% ≈ 64%


área al sistema

(A out )

445 [430- 450] 445 [430- 450] 445


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





trimestre


trimestre


trimestre


[330-345] 315 [330-350]


≈ 8% ≈ 5% ≈ 0% ≈ 0%


sistema al área

(A in)

315 [340-360] 315 [330-350] 320

[430- 450] 450 [430- 450]


≈ 73% ≈ 71% ≈ 64% ≈ 64%


área al sistema

(A out )

445 [430- 450] 445 [430- 450] 445

Área de limitación: MEDITERRÁNEO LARGO PLAZO




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


80% Export. VIP

PIRINEOS

50% Export. VIP

PIRINEOS


80% Export. VIP

PIRINEOS

50% Export. 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%


MEDITERRANEO 2020 2025 2030 2033

D. EléctricaMedia histórica utilizacion

CTCC del añoMedia histórica utilizacion



CTCC del año



el sistema al área

(A in)


transportable


el área al sistema

(A out )

390 [450-470] [450-470]


transportable≈ 65% ≈ 65% ≈ 70% ≈ 70%

345 [450-470] 270 [450-470] 210


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]


80% Export. VIP

PIRINEOS

50% Export. VIP

PIRINEOS


80% Export. VIP

PIRINEOS

50% Export. VIP

PIRINEOS


80% Export. VIP

PIRINEOS

50% Export. 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%


MEDITERRANEO 2020 2025 2030 2033

D. EléctricaMedia histórica utilizacion




CTCC del año



el sistema al área

(A in)


transportable


el área al sistema

(A out )

390 [450-470] [450-470]


transportable≈ 65% ≈ 65% ≈ 70% ≈ 70%

345 [450-470] 270 [450-470] 210

rangos admisibles 2018-2033 - enagas | enagás adm… · rangos admisibles 2018 -2033 desarrollo...

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