Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

More documents

Recommendations

Info

Figura 9.1.2. Evolución de las emisiones de contaminantes atmosféricos en España Gigagramos CO 2 400.000 350.000 300.000 250.000 200.000 150.000 100.000 50.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 X 2 Gigagramos NO y SO 0 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 CO 2 NO X SO 2 Fuente: EEA y CNE. Figura 9.1.3. Emisiones y participación de los distintos sectores en 1990 y 2006 Sectores Emisiones de CO 2 Participación en el total 1990 2006 1990 2006 Electricidad 64.341 101.361 28% 28% Refino 10.906 12.916 5% 4% Tratamiento de combustibles 2.110 2.045 1% 1% Hierro y acero 8.726 7.993 4% 2% Metales no ferrosos 1.095 2.596 0% 1% Industria química 5.458 9.250 2% 3% Pasta, papel e imprentas 3.212 5.640 1% 2% Procesado de alimentos 3.376 5.814 1% 2% Otros (industriales) 24.399 38.546 11% 11% Aviación 4.130 7.204 2% 2% Carretera 50.442 95.140 22% 26% Tren 414 303 0% 0% Navegación 1.500 2.763 1% 1% Otros (transportes) 20 182 0% 0% Comercial e institucional 3.745 8.819 2% 2% Residencial 12.979 18.110 6% 5% Agricultura/Silvicultura 8.556 9.981 4% 3% Emisiones fugitivas de combustibles 1.761 2.393 1% 1% Procesos industriales 20.012 27.351 9% 8% Disolventes 1.022 1.203 0% 0% Residuos 303 17 0% 0% 228.508 359.627 Fuente: European Environment Agency (Greenhouse Gas Inventories) y CNE. 274
El Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero 5 clasifica las emisiones de estos gases por sectores, según el criterio común para la Unión Europea, desde las producidas en el año 1990. La siguiente figura muestra las emisiones y la participación de las mismas en el total para los años 1990 y 2006, último ejercicio para el que se dispone de datos. Las emisiones de CO 2 de los sectores dedicados a la transformación de la energía (actividades de refino, de generación de electricidad y de tratamiento de combustibles) supusieron en 2006 en España algo más del 32% del total de emisiones de este gas, suponiendo las de refino un 4%, y un 28% las de generación de electricidad. El porcentaje correspondiente a dicha actividad de generación varía anualmente en función de la hidraulicidad, ya que las emisiones de CO 2 , al estar relacionadas con el consumo de combustibles fósiles, se encuentran muy afectadas por este componente. Algunos de los sectores de actividad cuyas emisiones de CO 2 han tenido un peor comportamiento, medido como 5 Dióxido de carbono (CO 2 ), hidrofluorocarbonos (HFCs), metano (CH 4 ), perfluorocarbonos (PFCs), óxido de nitrógeno (N 2 O), hexafloruro de azufre (SF 6 ). incremento de las emisiones del año 2006 con respecto a las de 1990, son los de los metales no ferrosos y el sector comercial e institucional y una parte del transporte, con incrementos superiores al 100%, así como el transporte por carretera y navegación que tienen incrementos superiores al 80%, y los sectores industriales de pasta, papel e imprentas y procesado de alimentos cuyo incremento en cuanto a emisiones de CO 2 en dicho período ha superado el 70%. 9.2. El impacto de la industria eléctrica en el medioambiente 9.2.1. Emisiones de contaminantes atmosféricos procedentes de las centrales termoeléctricas Los contaminantes atmosféricos procedentes del sector eléctrico son, fundamentalmente, dióxido de azufre, óxidos de nitrógeno y dióxido de carbono. La figura 9.2.1 muestra la evolución de las emisiones producidas por las instalaciones de de generación en régimen ordinario peninsulares, es decir, centrales Figura 9.2.1. Evolución de las emisiones de las instalaciones de generación en régimen ordinario 120.000 1.600 100.000 1.400 Kt CO 2 80.000 60.000 40.000 20.000 0 1990 1991 Fuente: CIEMAT y CNE. 1992 1993 1994 1995 1996 1997 CO 2 1998 1999 2000 SO 2 2001 2002 NO X 2003 2004 2005 2006 Partículas 2007 2008 2009 2010 2011 2012 1.200 1.000 800 600 400 200 0 Kt NOX, SO y partículas 2 275
Page 1:
Informe Marco sobre la demanda de e
Page 4 and 5:
Edita: CNE Comisión Nacional de la
Page 6 and 7:
Índice 2.1.4.4.2. Capacidad de alm
Page 8 and 9:
Índice 5.1.3.2. Necesidades de alm
Page 10 and 11:
Índice 7.2. Consideraciones econó
Page 12 and 13:
demanda y a las insuficiencias de u
Page 15 and 16:
2. Situación actual de los sistema
Page 17 and 18:
de energía eléctrica con distinto
Page 19 and 20:
éste, y se crea la Oficina de Camb
Page 21 and 22:
A continuación se analiza la evolu
Page 23 and 24:
Figura 2.1.8. Evolución del númer
Page 25 and 26:
Evolución de la demanda de generac
Page 27 and 28:
Figura 2.1.14. Consumo de Gas Natur
Page 29 and 30:
las necesidades máximas de capacid
Page 31 and 32:
Figura 2.1.18. Evolución del proce
Page 33 and 34:
Descripción de los abastecimientos
Page 35 and 36:
Figura 2.1.23. Mapa de infraestruct
Page 37 and 38:
funcionamiento de los equipos de va
Page 39 and 40:
Figura 2.1.26. Capacidad de producc
Page 41 and 42:
Figura 2.1.28. Empresas de distribu
Page 43 and 44:
Figura 2.1.31. Estructura de los me
Page 45 and 46:
existir plantas satélite en dichas
Page 47 and 48:
Figura 2.1.35. Crecimiento de deman
Page 49 and 50:
Figura 2.1.38. Producción y demand
Page 51 and 52:
Figura 2.1.40. Existencias en almac
Page 53 and 54:
Figura 2.1.42. Comparación entre l
Page 55 and 56:
En lo referente a sectores de consu
Page 57 and 58:
Por su parte, la demanda del sistem
Page 59 and 60:
Figura 2.2.7. Variación del equipo
Page 61 and 62:
La diversificación en el parque ge
Page 63 and 64:
Figura 2.2.14. Producción de energ
Page 65 and 66:
Figura 2.2.16. Producción de energ
Page 67 and 68:
Figura 2.2.18. Potencia térmica in
Page 69 and 70:
Figura 2.2.19. Evolución en la pot
Page 71 and 72:
PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL La
Page 73 and 74:
Figura 2.2.23. Energía vertida y p
Page 75 and 76:
Las conexiones internacionales Los
Page 77 and 78:
El precio medio final ponderado de
Page 79 and 80:
Figura 2.2.30. Resumen de los inter
Page 81 and 82:
3. La previsión de la demanda de e
Page 83 and 84:
demanda. Estos cúmulos agrupan per
Page 85 and 86:
3.1.2.2. Estimación de la demanda
Page 87 and 88:
paulatinamente como consecuencia de
Page 89 and 90:
Las previsiones de los distintos es
Page 91 and 92:
Figura 3.1.10. Previsión de demand
Page 93 and 94:
3.1.3.2. Estimación de la demanda
Page 95 and 96:
Figura 3.1.18. Previsión de la dem
Page 97 and 98:
Figura 3.1.22. Escenarios de las pr
Page 99 and 100:
3.2.1. Demanda anual y punta de ene
Page 101 and 102:
El crecimiento de las puntas de inv
Page 103 and 104:
Figura 3.2.9. Previsiones de demand
Page 105:
Figura 3.2.12. Previsiones de poten
Page 108 and 109:
Figura 4.1.1. Capacidad de licuefac
Page 110 and 111:
Figura 4.1.3. Distribución por pa
Page 112 and 113:
Figura 4.1.5. Oferta de gas natural
Page 114 and 115:
Figura 4.2.2. Bajas estimadas de po
Page 116 and 117:
sistema gasista firmados, sobre la
Page 118 and 119:
Figura 4.2.7. Escenario de implanta
Page 120 and 121:
Figura 4.2.10. Previsiones de evolu
Page 122 and 123:
Figura 4.2.13. Evolución real y pr
Page 124 and 125:
Islas Canarias Se ha supuesto la en
Page 126 and 127:
Escenario del Operador del Sistema:
Page 129 and 130:
5. La cobertura de la demanda de ga
Page 131 and 132:
Figura 5.1.3. Diversificación de a
Page 133 and 134:
natural, y establece las condicione
Page 135 and 136:
almacenamiento subterráneo y de GN
Page 137 and 138:
Figura 5.1.10. Estimación de la ca
Page 139 and 140:
que se pretenda conseguir. Para la
Page 141 and 142:
diferencial de precios entre ellos,
Page 143 and 144:
ecogidas en el análisis realizado
Page 145 and 146:
Finalmente, se presenta en el sigui
Page 147 and 148:
General de Energía, por la que se
Page 149 and 150:
Los datos anteriores aportados por
Page 151 and 152:
Considerando el nuevo escenario de
Page 153 and 154:
Figura 5.2.14. Evolución de la res
Page 155 and 156:
Escenario del Operador del Sistema:
Page 157 and 158:
Figura 5.2.20. Evolución de los í
Page 159 and 160:
Conforme al Anexo I de la Orden ITC
Page 161:
Conforme a los resultados presentad
Page 164 and 165:
que permita optimizar la distancia
Page 166 and 167:
Figura 6.1.3. Escenarios de puesta
Page 168 and 169:
6.1.2.1. Infraestructuras a constru
Page 170 and 171:
6.1.2.2. Infraestructuras a constru
Page 172 and 173:
Figura 6.1.7. Infraestructuras prev
Page 174 and 175:
Figura 6.1.8. Infraestructuras prev
Page 176 and 177:
6.1.2.6. Proyectos de infraestructu
Page 178 and 179:
entrada de gas por esta conexión i
Page 180 and 181:
Figura 6.1.13. Funcionamiento del s
Page 182 and 183:
Figura 6.1.14. Demanda punta previs
Page 184 and 185:
De acuerdo con la figura 6.1.15, el
Page 186 and 187:
Figura 6.1.19. Capacidad de los med
Page 188 and 189:
adecuando la producción de las pla
Page 190 and 191:
Figura 6.1.25. Funcionamiento del s
Page 192 and 193:
Figura 6.1.26. Cobertura de la dema
Page 194 and 195:
6.1.5.1. Capacidad de almacenamient
Page 196 and 197:
hipótesis asumidas en este ejercic
Page 198 and 199:
particular, a la puesta en marcha d
Page 200 and 201:
Figura 6.1.31. Índices de cobertur
Page 202 and 203:
esto es aproximadamente un 10% de l
Page 204 and 205:
La planta de regasificación de Gra
Page 206 and 207:
Figura 6.1.37. Gasoducto de conexi
Page 208 and 209:
2. A la vista del presente informe
Page 210 and 211:
• Limitación en la concentració
Page 212 and 213:
• Balaídos 220 kV, N.Vigo 220 kV
Page 214 and 215:
• Nueva subestación de Sama y mo
Page 216 and 217:
Figura 6.2.3. Actuaciones planifica
Page 218 and 219:
- Tramo ferroviario Madrid-Badajoz:
Page 220 and 221:
- Las Matas, Valle del Arcipreste,
Page 222 and 223:
Almería. En el resto del territori
Page 224 and 225: Figura 6.2.8. Actuaciones planifica
Page 226 and 227: de un nuevo eje (doble circuito) de
Page 228 and 229: A continuación se detallan las act
Page 230 and 231: funcionar a 132 kV, haciendo efecti
Page 232 and 233: SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT
Page 234 and 235: SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT
Page 236 and 237: Subestaciones, condensadores y reac
Page 238 and 239: ZONA SUR: ANDALUCÍA Líneas SUBEST
Page 240 and 241: Otro de los objetivos es la evaluac
Page 242 and 243: Figura 7.1.1. Costes de Inversión
Page 244 and 245: Figura 7.1.4. Costes de Inversión
Page 246 and 247: En cualquier caso, la regulación d
Page 248 and 249: Teniendo en cuenta que la retribuci
Page 251 and 252: 8. Consideraciones sobre la segurid
Page 253 and 254: Courdures, que permitirían increme
Page 255 and 256: Figura 8.1.2. Estado de los almacen
Page 257 and 258: ITC/3126/2005, recoge las condicion
Page 259 and 260: medidas de seguridad, entre otros a
Page 261 and 262: 3. Olas de frío Esta regla estable
Page 263 and 264: Funcionamiento de la red de distrib
Page 265 and 266: - Comprobar el estado de los aislad
Page 267 and 268: - Comprobar las conexiones del circ
Page 269 and 270: 9. Consideraciones medioambientales
Page 271 and 272: logrando, en particular, un 22,1% d
Page 273: En los apartados siguientes se anal
Page 277 and 278: Figura 9.2.2. Participación de las
Page 279 and 280: Este escenario supondría una reduc
Page 281 and 282: Figura 9.2.8. Evolución de la pote
Page 283 and 284: transposición se ha completado med
Page 285 and 286: 10. Conclusiones El crecimiento sos
Page 287 and 288: Se concluye que no es previsible qu
Page 289 and 290: como en el régimen especial, permi
Page 291: Figura 10.2.3. Comparación de la p
Page 294 and 295: Recomendaciones Anteriores 3.ª Ser
Page 296 and 297: Recomendaciones Anteriores 9.ª Es
Page 298 and 299: 11.2. Nuevas recomendaciones Como c
Page 301: COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Alca
show all

Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃ­a

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?

Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa