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27-abr-10

Planificación Sistema Gasista

11ªª ReuniReuni óón GTSn GTS-- PlanificaciPlanificaci óón 2012n 2012--20202020

Enagás-Gestor Técnico del SistemaDirección de Análisis y Desarrollo del Sistema

1

1. Objetivos y aspectos más relevantes de Planificación

Energética 2012-2020.

2. Calendario del proceso de Planificación 2012-2020

3. Información necesaria para abordar el análisis del

desarrollo del Sistema Gasista en el horizonte de

Planificación 2012-2020

4. Cumplimentación de formularios

5. Ruegos y Preguntas

Índice

22

Objetivos y aspectos más relevantesObjetivos y aspectos más relevantes

Planificación Energética 2012-2020

3

1. Objeto y aspectos más relevantes1.1. Objeto

� El 26 de Marzo de 2010 se publicó la Orden ITC/734/2010 por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, de la red de transporte de gas natural y de las instalaciones de almacenamiento de reservas estratégicas de productos petrolíferos.

� El objeto de dicha orden es convocar a los sujetos del sistema eléctrico, a los sujetos del sistema gasista, Comunidades Autónomas y promotores de nuevos proyectos de generación eléctrica a la realización de propuestas de desarrollo de las redes de transporte de energía eléctrica y de la red de transporte de gas natural, así como a la aportación de la información necesaria para el proceso de planificación 2012-2020.

� En la citada Orden se abre un período de tres meses en el cual se deberácomunicar dicha información y propuestas al operador del sistema eléctrico y gestor de la red de transporte de energía eléctrica, «Red Eléctrica de España, S.A.U.» (REE), al gestor técnico del sistema de gas natural, «Enagás, S.A.» y a la Subdirección General de Planificación Energética y Seguimiento, perteneciente a la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, quienes podrán recabar información adicional a la presentada si lo estiman necesario.

4

1. Objeto y aspectos más relevantes1.2. Demanda de gas natural

� En el ejercicio 2009, la demanda de gas del mercado nacional alcanzó los 401.588 GWh, lo que supone un descenso del 10,6% respecto al año 2008.

� Este descenso de la demanda es fruto, principalmente, de la conyuntura económica como se observa en la evolución de los datos publicados por el INE, en los que el crecimiento económico en España en 2009 registró un descenso del 3,6% frente al ∆ del 1,2% de 2008.

� El pasado 23 de abril el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio envió a la CNE la propuesta de revisión de la Planificación de Infraestructuras energéticas de transporte.

� La propuesta supone la revisión de la Planificación de las Infraestructuras 2008-2016, aplazando algunas infraestructuras cuya necesidad se ha visto condicionada por la menor demanda energética. La decisión final sobre la construcción de estas últimas se producirá en la próxima Planificación 2012-2020, actualmente en elaboración.

� Casi el 90% de los aplazamientos se concentra en infraestructuras cuya fecha de entrada en funcionamiento estaba prevista a partir de 2012.

� El pasado 23 de abril el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio envió a la CNE la propuesta de revisión de la Planificación de Infraestructuras energéticas de transporte.

� La propuesta supone la revisión de la Planificación de las Infraestructuras 2008-2016, aplazando algunas infraestructuras cuya necesidad se ha visto condicionada por la menor demanda energética. La decisión final sobre la construcción de estas últimas se producirá en la próxima Planificación 2012-2020, actualmente en elaboración.

� Casi el 90% de los aplazamientos se concentra en infraestructuras cuya fecha de entrada en funcionamiento estaba prevista a partir de 2012.

5

-4,5%-3,0%-1,5%0,0%1,5%3,0%4,5%

nov-09 dic-09 ene-10 feb-10 mar-10

Evolución media de la demandade gas corregidos los efectos delaboralidad y temperatura

ene feb mar Total

I Trimestre 2010 28.657 26.427 26.043 81.126I Trimestre 2009 26.726 23.758 21.873 72.358

+1.930 +2.668 +4.170 +8.768+7% +11% +19% +12%

GWh

variación

Durante el primer trimestre del año, la demanda convencional crece un 12% y, corregido el efecto de temperatura y laboralidad, este crecimiento medio se valora en un 2,6% respecto al primer trimestre de 2009

0

150

300

450

600

750

900

1.050

1.200

ene-2010 feb-2010 mar-2010

Convencional 2009

Convencional 2010

GWh/día

GRADO 1 940GRADO 2 860GRADO 3 780

convencional

máximo invierno 09-10: 1.150 GWh/día 12-ene

0 ºC

3 ºC

6 ºC

9 ºC

12 ºC

15 ºC

1 8 15 2 2 5 1 1 2 5 1 1 2

I Trim 2010

0 ºC

3 ºC

6 ºC

9 ºC

12 ºC

15 ºC

1 8 15 2 2 5 1 1 2 5 1 1 2

I Trim. 2009

Corregido el efecto de temperatura y laboralidad :�ene-2010: aumento del 1,4 %�feb-2010: aumento del 2,9%�Mar-2010: aumento del 4,2%

3 olas frío

1 ola frío

1. Objeto y aspectos más relevantes1.2. Demanda convencional de gas natural. 1er trimestre de 2010.

6

Transcurrido el primer trimestre de 2010, las entregas de gas para el sector eléctrico disminuyen un 6% respecto al ejercicio anterior ajustándose sin embargo a las previsiones realizadas por el GTS en el escenario base del PA2010 a pesar de las diferencias existentes en el resto de generaciones que componen el mix de generación eléctrica:

Unidad: TWh (e) % %

Régimen ordinario 58 31 -47% 29 -4%

A Hidráulica 3 8 +124% 15 +88%B Carbón 14 11 -20% 4 -64%

C Ciclo combinado 23 16 -32% 14 -8%

Fuel + Gas 0 1 +34% 0 -34% Nuclear 17 14 -14% 15 +2%

Régimen especial 17 20 +17% 25 +24%

Eólica 9 9 +9% 13 +40%

Resto reg. Especial 8 11 +27% 12 +10%

Importación - Exportación -2 -2 -32% -1 -13%

DEMANDA transporte(b.c.) 69 65 -6% 68 +5%

A+B hidráulica + carbón 18 19 +9% 19 -2%

B+C Hueco Térmico 37 27 -28% 19 -31%

D Consumo de gas CTCC's TWh(g) 47 32 -31% 31 -6%

C/D Rendimiento Eléctrico Equiv. 49% 49% 47%

crecimiento 2010 s/2009

Primer trimestre 2009

Primer trimestre 2010

crecimiento 2009 s/2008

Primer trimestre

2008

1. Objeto y aspectos más relevantes1.2. Demanda de gas para el sector eléctrico. 1er trimestre de 2010.

7

CTCCGeneración eléctrica de Último

RecursoPOTENCIA INMEDIATAgestionable que permita seguir desarrollando las energías renovables sin

menoscabo de la seguridad del suministro

Mallado de la red

Resolución de cuellos de botella

Tanques de GNL y AASS.

.

. .

.

.

El desarrollo de energías renovables necesita de una energía back-up que aporte seguridad

Infraestructuras para integración de energías renov ables: Back-up

3-marzo-20103-marzo-2010

3-marzo-20103-marzo-2010

1. Objeto y aspectos más relevantes1.2. Demanda de gas para el sector eléctrico. Back-up renovables

8

1. Objeto y aspectos más relevantes1.2. Demanda punta de gas natural

invierno2007-2008

GWh/día 17-dic-07

real real crecimiento real

1.863 1.789 -4% 1.936 +8% 1.837 Convencional 1.129 1.048 -7% 1.115 +6% 1.127

gas emisión 1.075 1.009 1.065 1.077 cisternas 54 39 50 49

Sector Eléctrico 734 741 +1% 821 +11% 711 CT 31 1 - 11 CTCC 703 740 821 711 Potencia instalada 20.438 MW 20.971 MW +3% 23.222 MW +11% 21.396 MWFactor utilización 74% 76% 78% 73%

0 3 46 48 0 0 0 0

1.863 1.792 1.982 1.885

Exportación CI

Salidas V.Guadalquivir

TRANSPORTE ACTIVIDAD REGULADA

invierno 2009-2010punta prevista máximo invernal

16-dic-09

DEMANDA nacional

09-ene-09

invierno2008-2009

ola de frio + ausencia viento + baja pluviosidad + ventaja competitiva del

gas frente al carbón

récords registrados

� El 16 de diciembre de 2009 se registró el Récord histórico de gas natural transportado en el Sistema Gasista español con 1.885 GWh, lo que supone un incremento del 1,1% si se compara con el último máximo histórico, 1.863 GWh, registrado de el 17 de diciembre de 2007.

La demanda punta de gas natural en el

invierno 09-10 ascendió a 1.837

GWh, lo que supone un ∆ del 2,7 % si se

compara con la demanda punta registrada en el invierno 08-09.

La demanda punta de gas natural en el

invierno 09-10 ascendió a 1.837

GWh, lo que supone un ∆ del 2,7 % si se

compara con la demanda punta registrada en el invierno 08-09.

9

Los puntos débiles a desarrollar son:

1. Infraestructuras para integración de energías renov ables: Back-up (ver diapositiva 7)

2. Conexiones internacionales e infraestructuras asoci adas que permitan la importación / exportación. Estas infraestructuras aportan:

1. Objeto y aspectos más relevantes1.3. Retos del Sistema Planificación 2012-2020

Infraestructuras existentesInfraestructuras previstas/planificadas

GME

LARRAUBIRIATOU

3ªINTERCONEXIÓN ZAMORA

MEDGAZ

BADAJOZ

TUY

MIDCAT

� Seguridad de suministro

� Incremento de la Competitividad

� Mayor liquidez en el sistema español

� Integración en el mercado único europeo superando la condición de España como isla energética

10

3. Capacidad de almacenamiento:

� Necesaria para garantizar Seguridad de suministro

� Necesaria para Modulación mercado doméstico

� Necesaria para Back-up de las energías renovables


Importante peso de CTCC en el mix energético de Alemania e Italia

Importante peso de CTCC en el mix energético de Alemania e Italia

11

3) Existencias de modulación diaria

Sector doméstico-comercial

Sector eléctrico

1) Existencias de seguridad de carácter estratégico

2) Existencias de modulación estacional

Almacenamiento GNL

Existencias estratégicas para dar cumplimiento a la normativa vigente y al próximo reglamento europeo de Security of supply

Flexibilidad/competitividad en aprovisionamiento

Necesarias para dar cobertura a una Ola de frío

Necesario para dar soporte al rol que juegan los CTCC’s como Back-up de las energías renovables


3. Capacidad de almacenamiento

12

4. Infraestructuras que incrementen el grado de gasifi cación


Índice de gasificación = nº clientes/100 habitantesÍndice de gasificación = nº clientes/100 habitantes

4

14

18

9

27

9

15 28

5

7

21

26

7

1822

12

4

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9

27

9

15 28

5

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21

26

7

1822

12

I.GItalia = 35I.GItalia = 35

I.GSicilia = 15I.GSicilia = 15

I.GEspaña = 15I.GEspaña = 15

Fuentes: CNE e Iberdrola

El índice de gasificación medio en España se sitúa al nivel de Sicilia

El índice de gasificación medio en España se sitúa al nivel de Sicilia

13

1. Objeto y aspectos más relevantes1.3. Conclusiones

El objetivo de la Planificación 2012-2020 debe ser el desarrollo de la red de transporte de gas natural para el cumplimiento de:

1. Cobertura de la demanda en situación de punta anual simultáneamente de la demanda convencional y el sector eléctrico

2. Cobertura de la demanda en caso de vulnerabilidad n-1 según la propuesta de reglamento europeo de Security of Supply

3. Resolución de cuellos de botella

4. Operación flexible de la importación y exportación en conexiones internacionales

5. Capacidad suficiente de Almacenamiento

6. Liquidez en el sistema: Mercados Hub

Para concretar los objetivos de desarrollo de la PlanificaciPara concretar los objetivos de desarrollo de la Planificacióón 2012n 2012--2020 ser2020 seráánecesario elaborar un annecesario elaborar un anáálisis de gestilisis de gestióón de riesgos operacionalesn de riesgos operacionales

1414

Calendario del ProcesoCalendario del Proceso


15

2. Calendario del proceso2.1. Calendario GTS-Planificación 2012-2020 según fechas MITYC

LEYENDA:Las tareas anteriormente especificadas son realizas por los siguientes sujetos:

MITYC

Comunidades Autónomas

Otros Agentes (transportistas, distribuidoras, comercializadoras, promotores CTCC...)

Enagás- GTS

No se incluye calendario del proceso ambiental

nº tarea

Nombre de la tareaDuración(meses)

Comienzo Fín mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago

1 Publicación BOE de orden de Planificación 26-mar-10 26-mar-10

2 Lanzamiento de la Planificación 0,5 27-mar-10 11-abr-10

3 Envío al GTS de propuestas de Planificación 3 27-mar-10 27-jun-10

4 Clasificación propuestas recibidas 5 27-mar-10 27-ago-10

5 Fijar criterios de planificación 3 27-mar-10 27-jun-10

6 Previsión de la demanda 3 27-mar-10 27-jun-10

7 Elaborar propuesta de Planificación 6 27-jun-10 28-dic-10

8 Consultar la propuesta a las CC.AA 2,5 27-nov-10 15-feb-11

9 Comentarios a la propuesta 2,5 27-nov-10 15-feb-11

10 Analizar la viabilidad de los comentarios 2 01-ene-11 02-mar-11

11 Información pública Propuesta Planificación 1,5 02-mar-11 25-abr-11

12 Elaboración propuesta final de Planificación 0,5 25-abr-11 09-may-11

13 Elevar a la CNE 2 10-may-11 15-jul-11

14 Consejo de Ministros 0,5 15-jul-11 29-jul-11

2010 2011

1er borrador

28/12

2o borrador

02/03

Propuesta final

09/05

Aprobación

29/07

1616

Información necesaria para el análisisInformación necesaria para el análisis


17

3. Información necesaria para el análisis3.1. ITC/734/2010. Anexo II

� De acuerdo al Anexo II de la Orden ITC/734/2010, la información a suministrar por las empresas transportistas de gas natural es la siguiente:

18

3. Información necesaria para el análisis3.1. ITC/734/2010. Anexo II

� De acuerdo al Anexo II de la Orden ITC/734/2010, la información a suministrar por las empresas distribuidoras de gas natural es la siguiente:

19

1. Información necesaria para el análisis1.3. Remisión de la información

� Para facilitar la remisión de la información, en la página web de Enagas (www.enagas.es), dentro del apartado Gestión Técnica del Sistema- Planificación del Sistema 2012-2020 figuran un conjunto de formularios a cumplimentar por los diferentes agentes:

� Estos formularios se deben remitir a las siguientes direcciones de correo:

Subdirección Planificación Energética y Seguimiento (MITyC) � [email protected]

Gestor Técnico del Sistema � [email protected]

Subdirección Planificación Energética y Seguimiento (MITyC) � [email protected]

Gestor Técnico del Sistema � [email protected]

Información a suministrar por transportistas y distribuidoresInformación a suministrar por transportistas y distribuidores

2020

Cumplimentación de formulariosCumplimentación de formulariosPlanificación Energética 2012-2020

21

4. Cumplimentación de formularios

� Transportistas:

2.1. Red básica y de transporte secundario existente

2.2. Propuestas de desarrollo

2.4. Nuevas zonas de almacenamiento subterráneo

� Distribuidores:

3.1. Red de distribución existente y futura

3.2. Redes de distribución saturadas

3.3. Propuestas de desarrollo

3.4. Demanda punta diaria y horaria

22

2.1. RED BÁSICA Y DE TRANSPORTE SECUNDARIO EXISTENTE

Ejemplo: Ramal a Cuenca

Presión de diseño: Presión de operación:

Estado:

Fecha puesta marcha:

POSICIÓN DESTINO Longitud Diámetroentre posiciones entre posiciones

X Y Z (metros) (km) (pulgadas)

K52 Zarza de Tajo 487.723 4.429.609 706 30 K52.1 Belinchón 12,790 12 '' K52.1 Belinchón 497.531 4.432.329 708 30 Int.1 7,200 12 '' Int.1 504.764 4.431.052 810 30 Int. 2 8,500 12 '' Int. 2 512.571 4.431.219 860 30 K52.2 Carrascosa de Campo 12,115 12 '' K52.2 Carrascosa de Campo 522.923 4.431.024 889 30 Int.3 18,000 12 '' Int.3 539.985 4.432.598 984 30 K52.3 Abia de la Obispalia 11,994 12 '' K52.3 Abia de la Obispalia 550.950 4.431.649 959 30 Int. 4 13,000 12 '' Int. 4 562.689 4.430.884 935 30 K52.4 Cuenca 16,512 12 '' K52.4 Cuenca 575.915 4.430.334 1.135 30 K52.5 Pinosa-Cuenca 8,500 12 '' K52.5 Pinosa-Cuenca 581.509 4.427.932 1.158 30

80 bar

feb-03

Denominación

80 bar

Operación

DenominaciónCoordenadas UTM

POSICIÓN ORIGEN HUSO(preferiblemente

huso 30)

Operación

EJEMPLOEJEMPLO

� Se requiere una hoja excel por cada una de las infraestructuras de transporte existentes , tanto para los gasoductos de transporte primarios y secundarios, como para las plantas de regasificación.

HUSO 30

4. Cumplimentación de formularios4.1. Transportistas

23

Tipo Instalación unidad Utilización (1)

Producción media mensual (GWh) 4.965 % ocupación s/ capacidad nominal 60%

Existencias medias mensuales (m3) 293.307 % ocupación s/ capacidad nominal 62%

nº buques 202 Media de buques por mes 8,42

Producción media mensual (GWh) 278 % ocupación s/ capacidad nominal 51%

(1): Utilización media para el periodo comprendido entre el 1 de Enero de 2008 y el 31 de Enero de 2010. En caso de referirse a un periodo distinto, por favor especificar el nuevo periodo.

Cargaderos de cisternas de GNL

Muelle de descarga de metaneros

Regasificación

Tanques de almacenamiento de GNL

2.1. PLANTAS REGASIFICACIÓN EXISTENTES

Ejemplo: Planta de Huelva EJEMPLOEJEMPLO

� Se requiere una hoja excel por cada una de las plantas existente s.

Tipo Instalación unidad Capacidad

Capacidad nominal de regasificación Nm3/h 1.350.000

Tanques de almacenamiento de GNL m3 460.000

Muelle de descarga de metaneros m3 140.000

Cargaderos de cisternas de GNL nº cargaderos 3

Compañía Promotora

Planta de Regasificación

Fecha puesta marcha jun-88

Enagás

Huelva


Utilización de las principales instalaciones %contratación

24

2.2. PROPUESTAS DE DESARROLLO. Desarrollo red Transporte� Se requiere un archivo excel por cada una de las infraestructura s de transporte

propuestas, tanto para los gasoductos de transporte primarios y secundarios, como para las plantas de regasificación.

Ejemplo: Gasoducto de transporte secundario Almazán-Berlanga

Presión de diseño: Presión de operación:

Estado:

Fecha puesta marcha:

Justificación Infraestructura:

NOTA: rellenar datos en la parte sombreada

POSICIÓN DESTINO Longitud Diámetroentre posiciones entre posiciones

X Y Z (metros) (km) (pulgadas)Q08 VIANA DEL DUERO 542.258 4.596.162 954 30 ALMAZAN 5,800 12 '' ALMAZAN 538.576 4.592.216 955 30 FUENTETOVAR 23,100 12 '' FUENTETOVAR 517.296 4.592.013 973 30 TAJUECO 8,000 12 '' TAJUECO 513.157 4.597.940 941 30

FUENTETOVAR 517.296 4.592.013 973 30 P.INT 1 2,500 12 '' P.INT 1 515.470 4.591.410 1.023 30 BERLANGA 4,300 12 '' BERLANGA 511.723 4.590.330 945 30

Denominación

Atención a nuevos mercados

40 bar60 bar

Coordenadas UTMPOSICIÓN ORIGEN HUSO

(preferiblemente

huso 30)

Proyecto

dic-16

Denominación

AYUDA (elegir Opción)

Proyecto

EJEMPLOEJEMPLO


25

2.2. PROPUESTAS DE DESARROLLO. Justificación Desarrollo� Se requiere un archivo excel por cada uno de los gasoductos. Localizar cada tipo de

cliente de acuerdo a cada posición definida en la pestaña anteriorEjemplo: Gasoducto de transporte secundario Almazán-Berlanga

EJEMPLOEJEMPLO


Tipo de Cliente

Localización

Valores estimados de demanda 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

consumo anual acumulado (GWh/año) 0 0 0 0 0 3,65 3,76 3,87 3,99

punta diaria (GWh/día) 0 0 0 0 0 0,30 0,31 0,32 0,33punta horaria (Nm 3 /h) 0 0 0 0 0 1.300 1.339 1.379 1.421


punta diaria (GWh/día) 0 0 0 0 0 0,15 0,15 0,16 0,16punta horaria (Nm 3 /h) 0 0 0 0 0 650 670 690 710


punta diaria (GWh/día) 0 0 0 0 0 0,00 0,80 0,80 0,80punta horaria (Nm 3 /h) 0 0 0 0 0 0 3.000 3.000 3.000





consumo anual acumulado (GWh/año) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

punta diaria (GWh/día) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 punta horaria (Nm 3 /h) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

consumo anual acumulado (GWh/año) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

punta diaria (GWh/día) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 punta horaria (Nm 3 /h) 0 0 0 0 0 0 0 0 0

cogeneración Fuentetovar

doméstico comercial

Almazán

doméstico comercial

Tajueco

industrial Berlanga

ciclo combinado

termosolares con apoyo de gas natural

industrial Tajueco

26

2.2. PROPUESTAS DE DESARROLLO. Desarrollo Plantas Regasificación� Se requiere un archivo excel por cada uno de los proyectos de am pliación o nuevo

desarrollo de plantas de regasificación

Ejemplo: Ampliación Planta MugardosEJEMPLOEJEMPLO


Ejemplo: Nueva Planta MálagaPlanta de regasificación:

Año de puesta marcha estimado:

NOTA: rellenar datos en la parte sombreada

Tipo Instalación unidad Capacidad

Capacidad nominal de regasificación Nm3/h 800.000

Tanques de almacenamiento de GNL m3 300.000

Muelle de descarga de metaneros m3 250.000

Cargaderos de cisternas de GNL nº cargaderos 2

PLANTA MÁLAGA

oct-19

EJEMPLO

Planta de Regasificación:

Tipo Instalaciónaño de puesta en marcha estimado

unidad Capacidad

Ampliación de emisión a 612.800 Nm3/h 2016 Nm3/h 612.800

3er Tanque de GNL 2016 m3 450.000

Ampliación descarga de buques 2016 m3 250.000

... ... ... ...

PLANTA MUGARDOSCapacidad final

27

2.4. NUEVAS ZONAS DE ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO

Ejemplo: AS CardonaEJEMPLOEJEMPLO


ZonaTipo de

almacenamientoEstado

tramitación

Estado estudio/desarrollo

del proyecto

Inyección(Mm 3 (n)/día)

Extracción(Mm 3 (n)/día)

Volumen Operativo(Mm 3 (n))

Gas Colchón(Mm 3 (n))

Cardona Cavidades salinasPendiente

concesión de exploración

En estudio 1 0,7 70 35

Datos Técnicos

28

4. Cumplimentación de formularios4.2. Distribuidores

3.1. RED DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTE Y FUTURA

Ejemplo: Ramal APA al núcleo urbano de Coria del Río y red de distribución a Jerez de la Frontera y red de distribución a Gavia la Grande

EJEMPLOEJEMPLO

� Se requiere cumplimentar la hoja excel con la información de las redes de distribución existentes: nombre de la red de distribución, punto de entrega de la red de transporte, año de p.e.m, diámetro, longitud según la presión, longitud total, provincia y número de clientes estimados del grupo 3 para cada red de distribución.

Red de Distribución 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Ramal APA al núcleo urbano de Coria del Rio 1.100 1.133 1.167 1.202 1.238 1.275 1.313 1.353 1.393

Red de Distribución a Jerez de la Frontera 8.300 8.549 8.805 9.070 9.342 9.622 9.911 10.208 10.514

Red de Distribución a Gavia la Grande 4.000 4.120 4.244 4.371 4.502 4.637 4.776 4.919 5.067

Número de clientes estimados del grupo 3 para cada red de distribución

Red de DistribuciónPunto de entrega de la red de transporte

Año puesta en marcha

DIÁMETRO(")

BP(P< 0,05 bar)

BP(0,05<P< 0,4 bar)

MBP(0,4<P< 4 bar)

APA(4< P<= 16 bar)

Longitud total (m)

PROVINCIA

Ramal APA al núcleo urbano de Coria del Rio F-06.2 2001 5 3.600 3.600 SEVILLA

Red de Distribución a Jerez de la Frontera K11.2 2002 4 8.155 8.155 CÁDIZ

Red de Distribución a Gavia la Grande L06 1998 3 2.200 2.200 GRANADA

Longitud (m) de la red según la presión

29


3.1. RED DE DISTRIBUCIÓN EXISTENTE Y FUTURA

Ejemplo: Redes de distribución a Bétera, Friol y Pazos

EJEMPLOEJEMPLO

� Se requiere cumplimentar la hoja excel con la información de las redes de distribución futuras: nombre de la red de distribución, punto de entrega de la red de transporte, año de p.e.m, diámetro, longitud según la presión, longitud total, provincia y número de clientes estimados del grupo 3 para cada red de distribución.

Red de Distribución 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Red de Distribución a Bétera 1.800 1.854 1.910 1.967 2.026 2.087 2.149 2.214 2.280

Red de Distribución a Friol 400 412 424 437 450 464 478 492 507

Red de Distribución a Pazos 300 309 318 328 338 348 358 369 380

Número de clientes estimados del grupo 3 para cada red de distribución

Red de DistribuciónPunto de entrega de la red de transporte

Año puesta en marcha

DIÁMETRO(")

BP(P< 0,05 bar)

BP(0,05<P< 0,4 bar)

MBP(0,4<P< 4 bar)

APA(4< P<= 16 bar)

Longitud total (m)

PROVINCIA

Red de Distribución a Bétera 15.13 2014 4 6.100 6.100 VALENCIA

Red de Distribución a Friol W2 2016 3 12.000 12.000 LUGO

Red de Distribución a Pazos IO23 2017 5 4.000 4.000 PONTEVEDRA

Longitud (m) de la red según la presión

30


3.2. REDES DE DISTRIBUCIÓN SATURADAS

Ejemplo: Redes de distribución saturadas de San Sebastian de los Reyes y Collado Villalba

EJEMPLOEJEMPLO

� Se requiere cumplimentar la hoja excel con la información de las redes de distribución saturadas: nombre de la red de distribución, punto de entrega de la red de transporte, propuesta de nuevo punto de entrega, provincia y caudal horario previsto.

Red de Distribución Punto de entregaPropuesta de Punto de

EntregaPROVINCIA

Caudal horario previsto (m³(n)/h)

Red de Distribución a S.S. De los Reyes B18.1 B18.01X MADRID 100.000

Red de Distribución a Collado Villalba T04 T03 MADRID 130.000

31


3.3. PROPUESTAS DE DESARROLLO DE LA RED BÁSICA Y DE TRANSPORTESECUNDARIO

ÍDEM QUE LAS PROPUESTAS DE DESARROLLO DE LA RED BÁSICA Y DE TRANSPORTE SECUNDARIO DE LOS TRANSPORTISTAS

ÍDEM QUE LAS PROPUESTAS DE DESARROLLO DE LA RED BÁSICA Y DE TRANSPORTE SECUNDARIO DE LOS TRANSPORTISTAS

32

3.4. DEMANDA PUNTA DIARIA Y HORARIA

� Se requiere una archivo excel con la Demanda punta diaria y horaria prevista en cada conexión con la red básica y/o otra red de distribu ción .

Ejemplo: Demanda punta diaria y horaria prevista en las conexiones con la red básica: B08, B09, B10 y B11

EJEMPLOEJEMPLO


Unidad: m3(n)/hora

CÓDIGO POSICIÓN NOMBRE POSICIÓN RED DE DESTINO PROVINCIA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

B08 LERMARed de distribución de Santa Cecilia

BURGOS 20.000 20.600 21.218 21.855 22.510 23.185 23.881 24.597 25.335

B09 BAHABON E.Red de distribución de Oquillas

BURGOS 15.000 15.450 15.914 16.391 16.883 17.389 17.911 18.448 19.002

B10 ARANDA DE DUERORed de distribución de Villalba de Duero

BURGOS 12.000 12.360 12.731 13.113 13.506 13.911 14.329 14.758 15.201

B11 FUENTENEBRORed de distribución de Fuentenebro

BURGOS 10.000 10.300 10.609 10.927 11.255 11.593 11.941 12.299 12.668

Unidad: KWh/día

CÓDIGO POSICIÓN NOMBRE POSICIÓN RED DE DESTINO PROVINCIA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

B08 LERMARed de distribución de Santa Cecilia

BURGOS 4.554.240 4.690.867 4.831.593 4.976.541 5.125.837 5.279.612 5.438.001 5.601.141 5.769.175

B09 BAHABON E.Red de distribución de Oquillas

BURGOS 3.415.680 3.518.150 3.623.695 3.732.406 3.844.378 3.959.709 4.078.501 4.200.856 4.326.881

B10 ARANDA DE DUERORed de distribución de Villalba de Duero

BURGOS 2.732.544 2.814.520 2.898.956 2.985.925 3.075.502 3.167.767 3.262.800 3.360.684 3.461.505

B11 FUENTENEBRORed de distribución de Fuentenebro

BURGOS 2.277.120 2.345.434 2.415.797 2.488.271 2.562.919 2.639.806 2.719.000 2.800.570 2.884.587

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Ruegos y preguntasRuegos y preguntasPlanificación Energética 2012-2020

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Gracias por su atención

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