Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

More documents

Recommendations

Info

Figura 2.2.24. Evolución de la red de 400 y 220 kV (km) y de la capacidad de transformación Red (km) Capacidad de transformación 400/AT (MVA) 400 kV 220 kV REE Otras empresas Total 1998 14.538 15.801 16.988 25.699 42.687 1999 14.538 15.900 17.913 26.144 44.057 2000 14.918 16.003 19.613 26.149 45.762 2001 15.180 16.179 20.213 27.499 47.712 2002 16.066 16.288 27.853 14.856 42.709 2003 16.591 16.339 32.503 14.856 47.359 2004 16.840 16.456 36.553 14.856 51.409 2005* 16.846 16.533 54.209 800 55.009 2006 17.042 16.759 55.409 800 56.209 2007 17.180 16.809 58.359 800 59.159 (*) Los datos de 2002 y 2005 reflejan la adquisición de activos por Red Eléctrica a otras empresas. Fuente: REE Figura 2.2.25. Nuevas subestaciones. Año 2007 Huéneja Ayora Gaussa Bechi 400 kV 220 kV Morvedre Palafox Jordana San Cugat Zamudio San Miguel de Salinas Fuente: REE. Figura 2.2.26. Red de Transporte Instalaciones de la RdT en servicio 400 kV 220 kV Subestaciones Posiciones 1.009 2.135 Transformación (1) N.º de unidades 116 1 Reactancias N.º de unidades 37 43 Condensadores N.º de unidades 2 11 Submarinos Longitud (km) 29 – Cables Longitud (km) 26 – (1) Solamente se consideran los transformadores pertenecientes a la Red de Transporte. Fuente: Boletín mensual REE. Diciembre 2007. 74
Las conexiones internacionales Los intercambios internacionales de energía eléctrica se producen a través de las interconexiones con Francia, Andorra, Portugal y Marruecos. La capacidad de intercambio de potencia a través de estas interconexiones viene determinada por la capacidad física de las líneas que conforman la interconexión, descontando de ella la reserva de capacidad necesaria para mantener los sistemas acoplados ante fallos de elementos del sistema (líneas, incluyendo las propias líneas de interconexión, grupos generadores, etc.) y otras reservas necesarias para tener en cuenta desvíos involuntarios de regulación. en zonas próximas a las fronteras que pueden llegar a saturar, en determinados casos, las redes internas. En el caso de la interconexión con Portugal, la generación hidráulica a ambos lados de la frontera condiciona de manera importante la capacidad, siendo la gestión de la producción de las cuencas del Duero y Tajo a lo largo del año la causa principal de las variaciones observadas. REE tiene dos contratos de intercambio internacional de energía eléctrica suscritos con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, uno en el que EDF suministra a REE y otra en el que REE suministra a EDF. La capacidad teórica de intercambio 7 no es un valor fijo, ya que cambia en el tiempo dependiendo de la variación en los niveles de demanda, la configuración de la generación, la capacidad térmica estacional de los elementos de transporte y las indisponibilidades (fortuitas o programadas) de los elementos de transporte y generación. Las variaciones de la capacidad comercial se deben, en parte, al cambio de capacidad térmica de las líneas. Sin embargo resulta decisiva la estructura de la generación en diferentes períodos, así como los valores de demanda El transporte y las conexiones con las islas e interislas No existen conexiones de la red de transporte de energía eléctrica entre la Península y las islas, existiendo, sin embargo, dos conexiones interislas en Baleares (Menorca- Mallorca e Ibiza-Formentera) y otras dos en Canarias (Lanzarote-Fuerteventura y Lanzarote-La Graciosa). La figura 2.2.27 muestra los elementos de transporte y la capacidad de transformación en ambos sistemas. 7 De acuerdo con las definiciones adoptadas por la ETSO (European Transmision System Operators), la capacidad teórica de intercambio (TTC) entre dos sistemas vecinos es el máximo programa de intercambio compatible con los criterios de seguridad de ambos sistemas. La red de distribución de energía eléctrica Se consideran instalaciones de distribución todas las líneas eléctricas de tensión inferior a 220 kV, salvo Figura 2.2.27. Sistema de transporte y transformación en Canarias Sistema de transporte y transformación en Baleares Canarias 2006 2007 2006 2006 Líneas de 220 kV (km) 173 173 164 164 Líneas de 132 kV (km) 158 158 Líneas V
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: Figura 2.2.23. Energía vertida y p
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 and 274:
En los apartados siguientes se anal
Page 275 and 276:
El Inventario Nacional de Gases de
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