Dirección de Operación del Sistema Balances y Reporting

Transcripción

1 Dirección de Operación del Sistema Balances y Reporting GTS

2 INTRODUCCIÓN OBJETO: Analizar las capacidades del sistema gasista español en el año 2014 según lo establecido en los protocolos de detalle PD-09 y PD-10 Este informe analiza las capacidades, en situación de operación NORMAL, de: Cada uno de los puntos de entrada al sistema Cada interconexión zonal de la red de gasoductos Capacidades de la red de transporte Se determinan reproduciendo las condiciones del transporte de gas en un simulador hidráulico de transporte en condiciones estacionarias Los escenarios de demanda utilizados en las simulaciones corresponden a las previsiones de los sistemas PATRONES y ELECTRA Capacidad en los Puntos de entrada a la red de transporte Este informe analiza las capacidades de entrada a la red desde las plantas de regasificación, las conexiones internacionales y los almacenamientos subterráneos 2

3 CONTENIDO 1. Evolución del Sistema gasista en 2014 Escenario de Demanda Incorporación de infraestructuras 2. Análisis de Capacidad Plantas de Regasificación Conexiones Internacionales Almacenamientos Subterráneos Red principal de Transporte Existencias en red de gasoductos Estaciones de Compresión Capacidades máximas y mínimas del Sistema por zonas

4 EVOLUCIÓN DEL SISTEMA Escenario de Demanda 4

5 PREVISIÓN de DEMANDA De acuerdo al apartado del Protocolo de Detalle PD-08 Programaciones y nominaciones de consumos en redes de distribución, el Gestor Técnico del Sistema publica, antes del 15 de septiembre de cada año, el perfil de demanda global para el año siguiente 5

6 MAPA CTCC s ) San Roque 1 2) Besós 3 3) San Roque 2 4) Besós 4 5) Castejón 1 6, 7) Castellón 3 8, 9) Bahía de Bizkaia 10) Castejón 2 11) Tarragona Endesa 12) Tarragona Power 13, 14) Campo Gibraltar 1 y 2 15) Santurce 4 16) Arcos 1 17) Arrubal 1 18) Palos 1 19) Arcos 2 20) Arrubal 2 21) Palos 2 22, 23) Amorebieta 24) Aceca 3 25) Palos 3 26) Aceca 4 27) Cartagena 1 28, 29) Arcos 3 30, 31) Escombreras 6 32) Colón 4 33, 34) Castelnou 35, 36) Cartagena 2 y 3 37,38,39) El Fangal 1,2 y 3 40, 41) Plana de Vent 1 y 2 42) Escatrón peaker 43,44,45) Sagunto 1, 2 y 3 46,47) Escatrón 3 48) Castejón 3 Potencia instalada MW 49, 50) Puentes García Rodríguez 5 51, 52) Castellón 4 53) Sabón 3 54) Soto de Ribera 4 55) Málaga 1 CC 56, 57) Algeciras 3 CC 58, 59) Besós 5 60, 61) Puerto de Barcelona 1 y 2 62) Endesa (Son Reus 1) 63) Soto de Ribera 5 64, 65) Endesa (Ca s Tresorer) 66) Endesa (Son Reus 2) 67) Endesa (Ibiza) 6

7 ESCENARIO DE DEMANDA Demanda media en días laborables La presencia de CTCC s en el Sistema influye de forma muy importante en el transporte debido a su elevado consumo potencial y a su gran variabilidad motivada por su papel como back-up de energías renovables Por ello, el análisis zonal de capacidades se realiza considerando dos escenarios extremos de consumo de CTCC s: escenario BAJO y escenario ALTO. Para determinarlos se ha analizado por zonas la evolución histórica de la demanda de CTCC s así como sus horas de funcionamiento La demanda convencional, en ambos escenarios de entregas al sector eléctrico, corresponde al resultado de los modelos de previsión del GTS (No incluye cisternas) 7

8 EVOLUCIÓN DEL SISTEMA Incorporación de Infraestructuras 8

9 INCORPORACIÓN INFRAESTRUCTURAS Incorporaciones previstas en 2013 Gasoducto Planta de Bilbao-Treto (dic-13) Gasoducto Zarza del Tajo-Yela (dic-13) MUGARDOS 115 BILBAO 223 Incorporaciones previstas en er tanque GNL BBG (jul-14) GAVIOTA 68 IRÚN Export. 5(W)/9(S); Import. 0(W)/10(S) LARRAU Export. 165; Import. 165 TUY Export. 30(W)/40(S) Import. 25 YELA SERRABLO 82/70 BARCELONA 544 BADAJOZ Export. 45 Import. 35(W)/70(S) SAGUNTO 279 HUELVA 377 MARISMAS 10 TARIFA 355 MEDGAZ 266 CARTAGENA 377 Información a octubre

10 ANÁLISIS de CAPACIDAD Plantas de regasificación 10

11 RANGOS ADMISIBLES 2014 Plantas de Regasificación A continuación se presentan las variables básicas de control de las plantas de regasificación operativas del sistema español MUGARDOS EL MUSEL BILBAO BARCELONA Además de la información específica sobre cada una de las terminales que los titulares de las instalaciones publican en sus páginas web, Enagas GTS pone a disposición de los usuarios, las principales características de cada instalación en su sección Infraestructuras del Sistema HUELVA SAGUNTO CARTAGENA Para la determinación de las capacidades de la red de transporte, se considera que todas las instalaciones de las plantas de regasificación se encuentran operativas al 100% La incorporación de la planta de El Musel queda pospuesta en virtud de lo establecido en la Disposición transitoria tercera del Real Decreto-Ley 13/

12 RANGOS ADMISIBLES 2014 Plantas de Regasificación Características técnicas de las plantas de regasificación en 2014 Planta de regasificación Capacidad máxima vaporización Almacenamiento GNL Capacidad carga cisternas Nm³/h Nº tanques m³ GNL GWh/día Nº atraques m³ GNL Barcelona y Huelva Cartagena y Bilbao * Sagunto Mugardos Total Sistema Entre y * Cargadero de cisternas inhabilitado por las obras de ejecución del tercer tanque de almacenamiento GNL Atraques Cumpliendo con lo establecido en la Planificación Obligatoria del sector, está previsto que en julio-2014 se incorpore un nuevo tanque de almacenamiento de m³ GNL en la planta de Bilbao. Con esta incorporación, la capacidad total de almacenamiento de GNL se situará en GWh ( m³ GNL) Por su parte, la capacidad total de emisión se mantiene en GWh/día ( Nm³/h) A lo largo de 2014 está previsto que el cargadero de cisternas de la planta de Bilbao se mantenga inoperativo 12

13 RANGOS ADMISIBLES 2014 Entradas mínimas en plantas de regasificación MÍNIMO TÉCNICO en PLANTAS DE REGASIFICACIÓN (Definición consensuada entre todos los operadores de plantas del Sistema) Se define como Mínimo Técnico el nivel de producción mínimo necesario que permita recuperar el boil-off (BOG 1 ), generado en cualquier circunstancia de operación, al tiempo que mantiene en frío todas las instalaciones y garantiza el 100% de disponibilidad inmediata del resto de los equipos en condiciones de seguridad de funcionamiento estable (1) Los vapores de gas generados en la planta, por efecto de calentamiento del GNL, son recuperados mediante compresores que los inyectan en el relicuador donde se mezclan con el GNL frío procedente de las bombas primarias, condensándose para su posterior vaporización, para lo que se requiere un nivel mínimo de emisión del terminal que permita enviar al relicuador el caudal de GNL suficiente para poder relicuar todos los vapores generados en la planta 13

14 RANGOS ADMISIBLES 2014 Entradas mínimas en plantas de regasificación PLANTA DE REGASIFICACIÓN BARCELONA MÍNIMO PROPUESTA TRANSPORTISTA TÉCNICO Nm 3 /h Nm 3 /h a la red de 72 bar y Nm 3 /h a la red de 45 bar COMENTARIOS AL MÍNIMO TÉCNICO Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario debido a la evolución en el diseño de la planta CARTAGENA Nm 3 /h HUELVA Nm 3 /h Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario debido a la evolución en el diseño de la planta Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario debido a la evolución en el diseño de la planta BBG Nm 3 /h Limitación de la capacidad nominal de recuperación de boil-off y por la temperatura de aspiración del bombeo secundario SAGGAS Nm 3 /h con incremento en la descarga de buques Limitación por temperatura en la aspiración del bombeo secundario. La temperatura debe situarse en el intervalo [ -140ºC, -150ºC] en función del GNL (ligero / pesado) REGANOSA Nm 3 /h Limitación de la capacidad de funcionamiento de una única línea de regasificación, que corresponde con la capacidad nominal de una bomba primaria y una bomba secundaria Además, limitación por la temperatura de salida del relicuador 14

15 ESCALONAMIENTO de PRODUCCIÓN PLANTA BARCELONA Escalón de Producción por equipo de vaporización Emisión a RBG (Nm³/h) Nominal Mínimo Máximo Nominal Mínimo Máximo Emisión a R45 (Nm³/h) PLANTA HUELVA Escalón de Producción por equipo de vaporización Emisión a RBG (Nm³/h) Nominal Mínimo Máximo

16 ESCALONAMIENTO de PRODUCCIÓN PLANTA CARTAGENA Escalón de Producción por equipo de vaporización Emisión a RBG (Nm³/h) Nominal Mínimo Máximo PLANTA BILBAO Escalón de Producción por equipo de vaporización Emisión a RBG (Nm³/h) Nominal Mínimo Máximo Estas capacidades están calculadas suponiendo que la temperatura de agua de mar es mayor o igual a 20ºC. En función de los decrementos de temperatura, estos escalones de regasificación varían. 16

17 ESCALONAMIENTO de PRODUCCIÓN PLANTA SAGUNTO Escalón de Producción por equipo de vaporización Emisión a RBG (Nm³/h) Nominal Mínimo Máximo PLANTA MUGARDOS Escalón de Producción por equipo de vaporización Emisión a RBG (Nm³/h) Nominal Mínimo Máximo El valor del mínimo técnico de cada vaporizador no corresponde con el mínimo técnico de la planta 17

18 ANÁLISIS de CAPACIDAD Conexiones Internacionales 18

19 RANGOS ADMISIBLES 2014 Conexiones Internacionales CI IRÚN CI LARRAU CI TUY CI BADAJOZ CI ALMERÍA CI TARIFA 19

20 CONEXIONES INTERNACIONALES 2014 PUNTO CONEXIÓN PUESTA en OPERACIÓN Capacidad IMPORTACIÓN Capacidad EXPORTACIÓN Incorporación INFRAESTRUCTURAS FRANCIA LARRAU Q 165 GWh/d 0 Q 165 GWh/d En dic-2013, con la incorporación del gasoducto Zarza del Tajo- Yela, la capacidad de exportación aumenta hasta 165 GWh/d IRÚN 1998 W1: 0 GWh/d S1: 10 GWh/d W1: 5 GWh/d S1: 9 GWh/d PORTUGAL BADAJOZ 1996 MARRUECOS TARIFA 1996 W2: 35 GWh/d S2: 70 GWh/d TUY GWh/d 444 GWh/d = 355 (España) + 89 (reserva Portugal) 134 GWh/d = 45 (España) + 89 (reserva Portugal) W2: 30 GWh/d S2: 40 GWh/d - ARGELIA ALMERÍA GWh/d - W1: enero, febrero, marzo, noviembre y diciembre S1: abril, mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre W2: enero, febrero, marzo, abril, noviembre y diciembre S2: mayo, junio, julio, agosto, septiembre y octubre 20

21 CONEXIONES INTERNACIONALES 2014 Interconexiones con Europa CCII con Portugal CCII con Francia Existen tres puntos de interconexión comercial entre los sistemas portugués y español: la CI Badajoz, la CI Tuy y el Punto de Interconexión Virtual (VIP con Portugal) Las transacciones físicas derivadas de las nominaciones de los usuarios se gestionan en base al Acuerdo de Operación Conjunta existente entre REN y Enagas GTS En virtud de este Acuerdo Operativo, las transacciones físicas de gas se están produciendo mayoritariamente a través de la CI Badajoz El saldo físico a través de la CI Badajoz es habitualmente exportador En la CI Badajoz se produce además la entrega de gas en tránsito hacia Portugal Existen dos puntos de interconexión entre los sistemas francés y español: la CI Larrau y la CI Irún En dic-2013 está previsto que se incorpore a la red de transporte el gasoducto Zarza del Tajo- Yela, con lo que la capacidad nominal de exportación a través de la CI Larrau aumentará hasta los 165 GWh/día Existe un Acuerdo Operativo entre TIGF y Enagas GTS donde se contempla la operación conjunta de las conexiones hispano-francesas para optimizar el transporte en ambos Sistemas En virtud de este Acuerdo Operativo, las transacciones físicas de gas se están produciendo mayoritariamente a través de la CI Larrau El flujo físico a través de la CI Larrau es netamente importador y se espera que continúe así en el horizonte

22 ANÁLISIS de CAPACIDAD Almacenamientos Subterráneos 22

23 RANGOS ADMISIBLES 2014 Almacenamientos Subterráneos AS GAVIOTA AS SERRABLO AS YELA AS CASTOR AS MARISMAS 23

24 CAPACIDADES en AASS España cuenta con cuatro almacenamientos subterráneos operativos Serrablo, Gaviota y Marismas son antiguos yacimientos de gas natural ya agotados Yela es un nuevo almacenamiento subterráneo 200 cuyo llenado, iniciado en 2012, está previsto que se realice a lo largo de varios ciclos anuales. 150 Durante estos ciclos se inyectará gas colchón 100 junto con cantidades progresivamente 50 incrementadas de gas operativo que se podrá extraer en el periodo invernal siguiente Capacidad final de Inyección/extracción GWh/día Inyección Producción Gaviota Serrablo Marismas Yela Castor PARÁMETROS FINALES en ALMACENAMIENTOS SUBTERRÁNEOS Gaviota Serrablo Marismas Yela* Castor* TOTAL Volumen gas útil GWh Volumen colchón extraíble GWh Volumen colchón no extraíble GWh Cap. Inyección máx. GWh/día Cap. Produccion máx. GWh/día * Datos correspondientes a las capacidades finales del almacenamiento cuando, tras los sucesivos ciclos de llenado, se encuentre 100% operativo 24

25 CAPACIDAD de EXTRACCIÓN en AASS Capacidad de extracción en AASS Unidad: GWh/día Gaviota Serrablo Marismas* Yela* Total 100% de llenado % de llenado % de llenado % de llenado Parámetros teóricos orientativos * Parámetros previstos en 2014 La capacidad de extracción de los AASS varía a lo largo del ciclo de producción en función del grado de llenado En la tabla adjunta, se muestra la horquilla de variabilidad de la capacidad de extracción de los almacenamientos de Gaviota, Serrablo, Marismas y Yela en función del porcentaje de llenado, en cumplimiento del apartado 5.3 del PD-10 Los caudales de extracción de las unidades de Serrablo se han calculado considerando condiciones normales de operación, según los procedimientos de Enagás PN , optimización de la extracción en el AASS de Serrablo y PN Operación en el periodo de extracción Los supuestos utilizados para el cálculo son: Llenado al 100% de los almacenamientos Presiones máximas admisibles en condiciones de fondo Inicio de ciclo de extracción el 1-nov del año n y finalización el 31-mar del año n+1 Total disponibilidad de planta y pozos durante el ciclo de extracción No influencia en los modelos matemáticos de la presión existente en el gasoducto ni de la temperatura ambiente 25

26 SUBASTA GAS COLCHÓN para AASS RESULTADO de la 2ª SUBASTA para la adquisición de GAS COLCHÓN para los nuevos AASS 1/06/2013 a 31/10/2013 Realizada por OMEL 2ª SUBASTA GAS COLCHÓN 1-jun-13 / 31-oct-13 Fecha de la subasta 14 mayo 2013 Cantidad subastada CANTIDAD ADJUDICADA GWh GWh Nº de Adjudicatarios 7 Se adjudica únicamente el 22% de la cantidad subastada Las reglas operativas de la subasta se encuentran definidas en la Resolución de 7 de mayo de 2013, de la Secretaría de Estado de Energía por la que se modifica la resolución de 17 de abril de 2012, por la que se establece el procedimiento de subasta para la adquisición de gas natural destinado al nivel mínimo de llenado de nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas natural 26

27 ANÁLISIS de CAPACIDAD Red Principal de Transporte Existencias en gasoductos 27

28 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 Stock (GWh) STOCK en GASODUCTOS El control y seguimiento de las existencias en la red de gasoductos es una de las variables fundamentales de la operación Límites teóricos de Stock operativo STOCK MÁXIMO ADMISIBLE En situación de operación normal, las existencias en la red de transporte deben ajustarse a una banda de stock operativo definida según los procedimientos operativos del Centro Principal de Control NIVEL SUPERIOR OPERATIVO NIVEL INFERIOR OPERATIVO STOCK MÍNIMO ADMISIBLE BANDA DE STOCK OPERATIVO TALÓN Además, se definen los límites de stock máximo admisible y stock mínimo admisible por encima y por debajo de los cuales las existencias en la red de transporte no deben situarse en ningún momento, lo que garantiza la operación del sistema en condiciones de máxima seguridad y fiabilidad El stock evoluciona de forma creciente por la incorporación de nuevos gasoductos Durante el año 2013, el stock en condiciones normales de operación se está situando entre GWh y GWh GWh may-2012 Incorporación Yela-Villar de Arnedo y tramo central de la duplicación Tivissa-Paterna Evolución stock en gasoductos sep-2012 Incorporación Martorell-Hostalrich Stock de gasoducto Banda de fluctuación en Operación Normal 28

29 ANÁLISIS de CAPACIDAD Red Principal de Transporte Estaciones de Compresión 29

30 ESTACIONES de COMPRESIÓN 30

31 ESTACIONES de COMPRESIÓN En el análisis de Rangos Admisibles del sistema gasista, se consideran operativas el 100% de las Estaciones de Compresión (EECC) existentes Para la simulación del funcionamiento de las EECC se utiliza un módulo, específicamente desarrollado a tal efecto, incorporado en el simulador de transporte de gas WINFLOW. Dicho módulo recoge la parametrización de todas las variables asociadas a las características de cada estación de compresión, según sus parámetros de diseño definidos por el fabricante y contrastados por los responsables de EECC de Enagás y optimiza la configuración de operación en cuanto a número de turbocompresores idóneos en relación a los caudales y presiones de impulsión a obtener Los escenarios de simulación de Rangos Admisibles reproducen el funcionamiento del sistema en Situación Normal, por lo que en cada EC se mantiene un turbocompresor de reserva sin utilizar Se considera una presión mínima de aspiración de 45 bar en todas las estaciones de compresión con objeto de garantizar la seguridad del suministro de gas natural EC Tivissa 31

32 ESTACIONES de COMPRESIÓN El Sistema de transporte español cuenta con 18 Estaciones de Compresión capaces de impulsar el gas natural a 72 bar u 80 bar según las especificaciones técnicas de cada estación. De esta forma, en los puntos de suministro se aseguran las presiones mínimas de garantía establecidas en las NGTS Destacan especialmente las EECC de: Almendralejo: por registrar una de las mayores utilizaciones y ser responsable de vehicular el gas en tránsito y el gas de exportación con destino a Portugal a través de la CI Badajoz Alcázar de San Juan: por su importante papel en el sistema al transportar hacia el norte los flujos procedentes del sur desde la planta de Huelva, la CI Tarifa y la CI Almería Villar de Arnedo: por ser la estación que permite integrar los flujos de importación procedentes de Francia a través de la CI Larrau, actualmente al 100% de su capacidad 32

33 ESTACIONES de COMPRESIÓN Presión aspiración RANGOS OPERACIÓN EN ESTACIONES DE COMPRESIÓN Presión impulsión Caudal mínimo Caudal máximo verano Caudal máximo invierno bar bar TC Nm³/h TC Nm³/h TC Nm³/h EC Crevillente ZONA I EC Montesa EC Paterna EC Denia ZONA II EC Bañeras EC Tivissa EC Zaragoza ZONA III EC Villar de Arnedo EC Navarra EC Haro ZONA IV EC Zamora EC Sevilla EC Córdoba ZONA V EC Almendralejo EC Alcázar de San Juan EC Almodóvar EC Algete EC Chinchilla

34 ANÁLISIS de CAPACIDAD Red Principal de Transporte Capacidades máximas y Entradas mínimas 34

35 CAPACIDADES en la red de transporte Consideraciones generales Las capacidades de transporte presentadas son orientativas Las variables que afectan a la capacidad de transporte en la red de gasoductos (demanda de gas natural, exportación física, operaciones de mantenimiento, ciclos de inyección/extracción, etc.) son difíciles de prever con exactitud en un horizonte temporal tan amplio Por ello, la programación mensual utilizará estos valores como apoyo y referencia pero no se garantiza su viabilidad Las capacidades de la red de transporte se presentan según la desagregación por zonas definida en el PD-02 Se considera que todas las infraestructuras del sistema se encuentran 100% disponibles La capacidad máxima de evacuación de una zona no coincide necesariamente con la suma de las capacidades individuales máximas de evacuación de cada interconexión zonal Las simulación del transporte de gas natural a través de los gasoductos que componen la red primaria de transporte en España se realiza a través del software de simulación WINFLOW 35

36 CAPACIDADES en la red de transporte Consideraciones generales Demanda de gas natural La demanda convencional de cada zona es la misma en ambos escenarios La presencia de una central de ciclo combinado en un gasoducto influye notablemente en la capacidad de transporte debido a su elevado consumo potencial de gas natural. Por esta razón, las capacidades máximas de transporte en la red primaria se han determinado en dos escenarios extremos de consumo de CTCC s: escenario bajo y escenario alto Para determinar dichos escenarios de demanda se ha realizado un análisis por zonas de la evolución histórica de la demanda de CTCC s así como de sus horas de funcionamiento Conexiones Internacionales En el análisis de los Rangos Admisibles para el año 2014 no se contemplan flujos físicos de gas a través de la conexión internacional de Tuy en virtud del acuerdo operativo entre REN y Enagas GTS donde se contempla la operación conjunta de las conexiones hispanoportuguesa para optimizar el transporte en ambos Sistemas. Por este acuerdo, en la práctica, todas las transacciones físicas se vienen realizando a través de la conexión de Badajoz Si no se realizara la operación conjunta en estas conexiones, las capacidades de evacuación de la Zona IV así como la definición de sus entradas mínimas se verían afectadas, influyendo directamente en la regasificación de la planta de Mugardos 36

37 CAPACIDADES en la red de transporte Consideraciones generales Gaviota y Serrablo: En invierno se ha contemplando una extracción de hasta 140 GWh/día, respetando la capacidad nominal de cada uno de los almacenamientos Entre los meses de mayo y octubre se han considerado distintos escalones de inyección, llegándose a contemplar, en los meses centrales del verano, inyecciones próximas a la capacidad máxima de 100 GWh/día Marismas: La capacidad de emisión/inyección desde este almacenamiento no afecta a las capacidades interzonales de transporte Yela: Almacenamientos subterráneos Se contempla una inyección de hasta 36 GWh/día a lo largo de toda la campaña estival En periodo invernal, no se contempla extracción desde este almacenamiento Estaciones de Compresión Se ha maximizado la pérdida de carga en las estaciones de compresión, preservando el uso de los equipos de reserva, respetando que los puntos de funcionamiento determinados por las variables caudal, presión de aspiración y presión de impulsión se sitúen dentro de las curvas de funcionamiento de los turbocompresores de la estación 37

38 CAPACIDADES en la red de transporte SOFTWARE DE SIMULACIÓN DE TRANSPORTE: WINFLOW WINFLOW es una herramienta de simulación de transporte de fluidos en régimen estacionario, basada en fórmulas hidráulicas de pérdida de carga, mediante la cual Enagás GTS reproduce la red española de transporte de gas natural Este programa constituye un soporte de cálculo, en consonancia con los apartados 6 y 7 del PD-10 Cálculo de la capacidad de las instalaciones, que asegura el cumplimiento de los requisitos establecidos en las NGTS para la Operación Normal (presiones de garantía y seguridad del suministro de gas natural a todos los clientes del Sistema) La herramienta reproduce las condiciones del fluido en el sistema teniendo en cuenta parámetros físicos característicos de los distintos elementos que condicionan su transporte tales como diámetro, longitud, rugosidad y eficiencia de todos los gasoductos, presiones, caudales y temperatura en la red de transporte, curvas de diseño de estaciones de compresión y características de cada una de las válvulas principales del sistema El programa tiene la capacidad de diagnosticar el estado del sistema de transporte de forma que cuando alguna de las variables de control se encuentra fuera de los rangos de normalidad, el simulador genera una alarma que advierte al experto y marca el escenario generado como no viable La capacidad máxima de transporte interzonal en un punto del Sistema se alcanza cuando ocurre al menos una de las siguientes condiciones: Limitación de los elementos de transporte (gasoductos, EC s y válvulas) cuando se alcanza la presión mínima establecida en las NGTS en algún punto o la presión máxima de diseño en un punto de entrada o en la impulsión en la salida de una EC Maximización de la exportación en las zonas vecinas en el supuesto que favoreciese la evacuación de la zona en estudio 38

39 RANGOS ADMISIBLES 2014 Capacidades máximas de evacuación Entradas mínimas desde la Zona I 39

40 Escenario de Demanda ZONA I En la zona I se concentran fundamentalmente redes industriales cuyo consumo de gas no se ve influenciado por el efecto de la temperatura. Sin embargo, el efecto vacacional influye notablemente en este tipo de redes y se observa en agosto un descenso importante de la demanda convencional de la zona En cuanto a las entregas de gas para generación eléctrica, cabe destacar que: Los CTCC s de la zona I son los que menor variabilidad registran a lo largo del año En casi todos los meses del año, los CTCC s de la zona I registran, en los escenarios altos de demanda, los factores de utilización más bajos del Sistema ESCENARIOS DEMANDA ZONA I GWh/día ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 40

41 Capacidad máxima de evacuación ZONA I CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 Escenario BAJO..EC Tivissa EC Alcázar Escenario ALTO..EC Tivissa EC Alcázar Evacuación a través de EC Tivissa: tras la incorporación de la duplicación del gasoducto Tivissa-Paterna, el eje de levante cuenta con una importante capacidad de transporte. El elemento limitante es la EC Tivissa y así, la pequeña variación en la capacidad de evacuación a lo largo del año se debe a que las EECC son capaces de impulsar un caudal ligeramente mayor en invierno que en verano Evacuación a través de EC Alcázar de San Juan: la máxima capacidad de evacuación se alcanza cuando se satura el tramo Chinchilla-Alcázar. La demanda en este tramo no sufre apenas variaciones a lo largo del año por lo que la capacidad de evacuación es constante 41

42 Entradas mínimas desde la ZONA I La capacidad de la red de transporte para aportar gas a la Zona I desde el nudo de Tivissa y la EC Alcázar de San Juan es muy superior, en todos los meses, a la demanda ubicada en la Zona I Por tanto, desde la Zona I, la entrada mínima que debería respetarse, todos los meses del año, es la que coincide con la suma de los mínimos técnicos de las plantas de regasificación: 142 GWh/día GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 MÍNIMO TÉCNICO ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA I planta Cartagena planta Sagunto TOTAL

43 RANGOS ADMISIBLES 2014 Capacidades máximas de evacuación Entradas mínimas desde la Zona II 43

44 Escenario de Demanda ZONA II La Zona II cuenta con importantes redes industriales pero también con grandes núcleos de consumo doméstico por lo que la evolución anual de la demanda convencional de la zona dibuja una curva en V suavizada donde se observa claramente el efecto de la temperatura en el consumo global En cuanto a las entregas de gas para generación eléctrica, la zona II destaca por registrar, prácticamente en todos los meses del año y en los dos escenarios de demanda, los mayores factores de utilización de CTCC s del Sistema (factor de utilización medio en los escenarios alto y bajo, 42% y 16% respectivamente) ESCENARIOS DEMANDA ZONA II GWh/día ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 44

45 Capacidad máxima de evacuación ZONA II CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 Escenario BAJO..EC Tivissa Escenario ALTO..EC Tivissa Evacuación a través de EC Tivissa: La máxima capacidad de evacuación se alcanza cuando se saturan los gasoductos Tivissa-Castelnou y Tivissa-Paterna o cuando se alcanza el caudal máximo que la EC Arbós es capaz de vehicular. Cabe destacar que: o La capacidad de evacuación estará marcada tanto por la demanda de la Zona II como por la demanda del tramo Tivissa-Castelnou o En periodo estival, el tramo Tivissa-Castelnou cuenta con un punto importante de entrega de gas: el AS Serrablo 45

46 Entradas mínimas desde la ZONA II La capacidad de la red de transporte para aportar gas a la Zona II desde el nudo de Tivissa es muy superior, en todos los meses del año, a la demanda ubicada en la Zona II Por tanto, desde la Zona II, la entrada mínima que debería respetarse durante todo el año es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Barcelona: 128 GWh/día ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA II GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 MÍNIMO TÉCNICO planta Barcelona

47 RANGOS ADMISIBLES 2014 Capacidades máximas de evacuación Entradas mínimas desde la Zona III 47

48 Escenario de Demanda ZONA III La zona III se caracteriza por agrupar redes domésticas e industriales de peso, localizadas principalmente en Vizcaya, Zaragoza, Navarra y Huesca Además, durante la campaña de inyección, los AASS de Serrablo y Gaviota actúan como importantes puntos de consumo, lo que incrementa notablemente el transporte en la zona (se considera una inyección conjunta de hasta 90 GWh/día en los meses centrales del verano) En cuanto a las entregas de gas para generación eléctrica, la zona III destaca por registrar bajos factores de utilización de CTCC s en los escenarios bajos, que a lo largo del año 2014 se sitúan con frecuencia en valores iguales o inferiores al 5% ESCENARIOS DEMANDA ZONA III GWh/día ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 48

49 Capacidad máxima de evacuación ZONA III CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 Escenario BAJO..EC Tivissa EC Villar de Arnedo EC Haro Conexión Bilbao-Treto Escenario ALTO..EC Tivissa EC Villar de Arnedo EC Haro Conexión Bilbao-Treto Evacuación a través de la EC de Tivissa: varía considerablemente en función del consumo ubicado en el tramo Tivissa-Castelnou: o Un aumento de la demanda ubicada en el tramo afecta negativamente a la capacidad de evacuación. Así, en los escenarios altos de demanda, la capacidad de evacuación es menor que en los escenarios bajos de demanda o En periodo estival, la inyección en el AS Serrablo supone un incremento importante de las entregas de gas en el tramo. En consecuencia, la capacidad de evacuación se ve considerablemente afectada 49

50 Capacidad máxima de evacuación ZONA III Evacuación a través de EC Villar de Arnedo: se maximiza cuando se satura el tramo Villar de Arnedo-Madrid. Este tramo no tiene variaciones significativas de demanda a lo largo del año y, por tanto, la capacidad de evacuación en este punto es constante Evacuación a través de EC Haro: se maximiza cuando se alcanza la saturación del tramo Haro-Madrid. Al no haber CTCC s en este tramo, no existen variaciones entre los escenarios alto y bajo y las variaciones existentes se deben a la modulación anual de la demanda convencional Evacuación a través de la conexión Bilbao- Treto: para maximizar esta evacuación es necesario rebajar en lo posible la presión de la red en Asturias y Cantabria prestando especial atención a las presiones de la red en Galicia, donde las caídas de presión se producen con mayor facilidad 50

51 Entradas mínimas desde la ZONA III Tras la incorporación de los gasoductos Yela-Villar de Arnedo y Zarza del Tajo-Yela, la red de transporte cuenta con capacidad suficiente para cumplir con las exigencias previstas en los escenarios más desfavorables analizados en Rangos Admisibles 2014: o Meses invernales donde la demanda total de la Zona III supera los 300 GWh/día en simultáneo con una exportación física máxima a Francia o Meses estivales en simultáneo con una inyección en AASS de hasta 90 GWh/día y una exportación física máxima a Francia Por tanto, desde la Zona III, la entrada mínima que debería respetarse, a lo largo de todo el año, es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Bilbao: 85 GWh/día ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA III GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 MÍNIMO TÉCNICO Planta Bilbao

52 RANGOS ADMISIBLES 2014 Capacidades máximas de evacuación Entradas mínimas desde la Zona IV 52

53 Escenario de Demanda ZONA IV La demanda convencional de la zona IV concentra tanto redes de consumo doméstico, localizadas principalmente en León, Cantabria y Asturias, como redes netamente industriales, como las localizadas en A Coruña Los escenarios de entregas para generación eléctrica en la zona IV destacan por: La gran variabilidad mensual en el consumo de los CTCC s La intermitencia en el funcionamiento de los CTCC s de la zona que hace que, en los escenarios bajos, el consumo de los ciclos combinados se sitúe en valores iguales o muy cercanos a cero ESCENARIOS DEMANDA ZONA IV GWh/día ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 53

54 Capacidad máxima de evacuación ZONA IV GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 Escenario BAJO..EC Zamora Conexión Villapresente-Burgos (*) Conexión Bilbao-Treto Escenario ALTO CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN..EC Zamora Conexión Villapresente-Burgos (*) Conexión Bilbao-Treto (*) La capacidad por la conexión Villapresente-Burgos es la resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad por EC Zamora hacia el sur Evacuación a través de EC Zamora: se alcanza maximizando la emisión de la planta de Mugardos a 80 bar y saturando el tramo Mugardos-Asturias-León-Zamora Como se indica, la capacidad de evacuación por la conexión Villapresente-Burgos corresponde al dato resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad de transporte a través de la EC Zamora hacia la Zona V Evacuación a través de la conexión Bilbao-Treto: sin la planta de El Musel operativa, no es posible presurizar la región noroeste lo suficiente como para generar un tránsito de gas hacia la zona III 54

55 Entradas mínimas desde la ZONA IV La red de transporte dispone de suficiente capacidad para garantizar la cobertura de la demanda de la Zona IV en todos los escenarios previstos en Rangos Admisibles 2014 Por tanto, desde la Zona IV, la entrada mínima que debería respetarse a lo largo de todo el año es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Mugardos: 60 GWh/día No obstante, en caso de exportación física a través de CI Tuy y/o escenarios de demanda más severos, es posible que el sistema pueda requerir una regasificación mínima desde la planta de Mugardos superior a su mínimo técnico ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA IV GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 MÍNIMO TÉCNICO Planta Mugardos

56 RANGOS ADMISIBLES 2014 Capacidades máximas de evacuación Entradas mínimas desde la Zona V 56

57 Escenario de Demanda ZONA V En el sector convencional de la zona V se distingue entre: zona V-norte, donde se concentran algunos de los puntos de consumo doméstico más importantes del país (Madrid, Burgos, Valladolid, Soria) zona V-sur, donde se encuentran núcleos industriales importantes como los ubicados en Huelva y Cádiz Respecto al consumo de gas de los ciclos combinados, en la Zona V destacan en algunos meses los escenarios altos de entregas de gas que consideran factores de utilización de CTCC s cercanos o superiores al 40% ESCENARIOS DEMANDA ZONA V GWh/día ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 57

58 Capacidad máxima de evacuación ZONA V GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 Escenario BAJO..EC Zamora Conexión Villapresente-Burgos (*) EC Haro EC Villar de Arnedo EC Alcázar Escenario ALTO CAPACIDAD MÁXIMA DE EVACUACIÓN..EC Zamora Conexión Villapresente-Burgos (*) EC Haro EC Villar de Arnedo EC Alcázar (*) La capacidad por la conexión Villapresente-Burgos es la resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad por EC Zamora hacia la zona IV Evacuación a través de EC Haro: se maximiza saturando el tramo Haro-Madrid. Al no haber CTCC s en este tramo, las variaciones en la capacidad de evacuación corresponden a la modulación anual de la demanda convencional 58

59 Capacidad máxima de evacuación ZONA V Evacuación a través de EC Zamora: se alcanza maximizando la impulsión desde EC Almendralejo y saturando el gasoducto Ruta de la Plata. Al no haber CTCC s en el tramo Almendralejo-Zamora, las variaciones en la capacidad de evacuación no dependen del escenario eléctrico contemplado sino que se deben a la modulación de la demanda convencional Tal y como se ha indicado, la capacidad de evacuación por la conexión Villapresente- Burgos corresponde al dato resultante en la simulación donde se maximiza la capacidad de transporte a través de la EC Zamora hacia la Zona IV Evacuación a través de EC Villar de Arnedo: se maximiza saturando el tramo Alcázar de San Juan-Villar de Arnedo. De nuevo, al no haber CTCC s en este tramo, las pequeñas variaciones en la capacidad de evacuación corresponden a la modulación de la demanda convencional del tramo Evacuación a través de EC Alcázar de San Juan: o En los meses estivales que abarcan desde junio a septiembre, la evacuación máxima se alcanza cuando se satura el tramo Córdoba-Alcázar de San Juan-Villar de Arnedo o Durante el resto del año, la evacuación máxima corresponde a la saturación del tramo Alcázar de San Juan-Chinchilla 59

60 Entradas mínimas desde la ZONA V La red de transporte dispone de suficiente capacidad para garantizar la cobertura de la demanda de la Zona V en todos los escenarios previstos en Rangos Admisibles 2014 Por tanto, desde la Zona V, la entrada mínima que debería respetarse durante todo el año es la que coincide con el mínimo técnico de la planta de regasificación de Huelva: 85 GWh/día ENTRADAS MÍNIMAS desde la ZONA IV GWh/día ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 MÍNIMO TÉCNICO Planta Huelva

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