Seguridad de suministro e infraestructuras energéticas · Objetivos de la política energética en...
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Seguridad de suministro e infraestructuras energéticas
Cercle d´Infraestructures
“Les sessions del Cercle a Girona”
D. Ignasi Nieto MagaldiSecretario General de EnergíaMinisterio de Industria Turismo y Comercio
27 de septiembre de 2007
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Competitividad Aceptabilidad medioambiental, económica y social - no comprometer la satisfacción de necesidades futuras
•Fomento energías renovables
•Ahorro y eficiencia energética
•Innovación tecnologías limpiasSeguridad de suministro
SostenibilidadInputs fundamentales actividad económica a un coste eficiente
•Modelo liberalizado del Mercado Interior de la Energía
•Innovación tecnologías eficientes Agenda de Lisboa
Objetivos de la política energética en España
•Diversificación consumo energía primaria
•Diálogo internacional
•Sistema de reservas de hidrocarburos y margen de reserva de generación eléctrica
•Desarrollo de Infraestructuras de red
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� Planificación
� Prospectiva energética
� Planes de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética
� Fomento de Energías Renovables
Principales Instrumentos de Política Energética
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Planificación energética en el marco regulatorio actual
Planificación energética
Planificación indicativa (actividades liberalizadas)
Planificación vinculante (actividades reguladas)
• Producción de electricidad• Aprovisionamiento de gas natural• Comercialización (electricidad y gas)
• Red de transporte de electricidad• Red de gasoductos primarios y secundarios• Capacidad de regasificación de gas natural licuado (GNL)• Almacenamiento de reservas estratégicas de hidrocarburos• Determinación de criterios generales para el establecimiento de instalaciones de suministro de productos petrolíferos al por menor.
Ley 54/1997, del Sector Eléctrico
Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos
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Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio
Proceso de planificación
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Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio
Cronogram
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ioIntensidad energética final
115
120
125
130
135
140
145
150
1990
1995
2000
2005
2006
2011
2016
tep/
mill
ón €
200
0
1,5
1,7
1,9
2,1
2,3
2,5
2,7
tep/
habi
tant
e
Energía final/PIB (tep/millón € 2000) Energía final/población (tep/hab.)
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Consumo de energía final2006 2011 2016 %2011/2006 %2016/2011 %2016/2006
ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % anual a nual anual
CARBON 2267 2,1 2021 1,8 1970 1,6 -2,3 -0,5 -1,4
PROD. PETROLIFEROS 60973 57,7 62239 54,0 62781 50,7 0,4 0,2 0,3
GAS 16888 16,0 19535 16,9 22355 18,1 3,0 2,7 2,8
ELECTRICIDAD 21470 20,3 24806 21,5 27564 22,3 2,9 2,1 2,5
EN. RENOVABLES 4148 3,9 6757 5,9 9075 7,3 10,2 6,1 8,1
TOTAL 105746 100 115358 100 123746 100 1,8 1,4 1,6
AÑO 2006
2,1%
57,7%
20,3%
3,9%
16,0%
AÑO 2011
1,8%
54,0%
5,9%
21,5%
16,9%
AÑO 2016
1,6%
50,7%
22,3%
7,3%
18,1%
CARBON PROD. PETROLIFEROS GAS ELECTRICIDAD EN. RENOVABLES
EVOLUCIÓN CONSUMO ENERGÍA FINAL (2006=100)
85,0%
100,0%
115,0%
130,0%
145,0%
160,0%
175,0%
190,0%
205,0%
220,0%
235,0%
2006 2011 2016
CARBONPROD. PETROLIFEROSGASELECTRICIDADEN. RENOVABLESTOTAL
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Intensidad energética primaria
150
160
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180
190
200
210
tep/
milló
n €
2000
2,3
2,5
2,7
2,9
3,1
3,3
3,5
3,7
tep/
habi
tant
e
Energía Prim./PIB (tep/millón € 2000) Energía Prim./población (tep/hab.)
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AÑO 2006
12,5%
48,8%
10,8%
6,8% 0,2%
20,9%
AÑO 2011
8,9%
44,7%
13,1%0,0%
9,9%
23,4%
AÑO 2016
8,0%
42,2%
9,3%
15,6%0,0%
24,8%
CARBON PETROLEO
GAS NATURAL NUCLEAR
ENERGIAS RENOVABLES SALDO ELECTR.(Imp.-Exp.)
Consumo de energía primaria2006 2011 2016 %2011/2006 %2016/2011 %2016/2006
ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % anual a nual anual
CARBON 18149 12,6 13911 8,9 13221 8,0 -5,2 -1,0 -3,1
PETROLEO 70864 49,0 69521 44,7 69601 42,2 -0,4 0,0 -0,2
GAS NATURAL 30298 21,0 36396 23,4 40948 24,8 3,7 2,4 3,1
NUCLEAR 15669 10,8 15375 9,9 15375 9,3 -0,4 0,0 -0,2
ENERGIAS RENOVABLES 9851 6,8 20303 13,1 25806 15,6 15,6 4,9 10,1
SALDO ELECTR.(Imp.-Exp.)-282 -0,2 0 0
TOTAL 144550 100,0 155506 100,0 164952 100,0 1,5 1,2 1,3
EVOLUCIÓN CONSUMO ENERGÍA PRIMARIA (2006=100)
0,0%15,0%30,0%45,0%60,0%75,0%90,0%
105,0%120,0%135,0%150,0%165,0%180,0%195,0%210,0%225,0%240,0%255,0%
2006 2011 2016
CARBONPETROLEOGAS NATURALNUCLEARENERGIAS RENOVABLES TOTALSALDO ELECTR.(Imp.-Exp.)
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Estructura de generación eléctrica
Fuente: Subdirección General de Planificación Energ ética
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Principales magnitudes de la planificación (I)
1. Mayor esfuerzo en ahorro y eficiencia energética
2. Cobertura de la demanda eléctrica en 2016
Crecimiento consumo energético
Intensidad energética
tep/M€ 2000 Variación en el periodo 2006-2016
Revisión 2005-2011
Planificación 2007-2016
2006 2016
Energía primaria 2,0% 1,3% 188,4 159,9 -1,6%
Energía final 2,6% 1,6% 102,3 89,1 -1,4%
Escenario eficienciaEscenario del operador
del sistema
Punta de demanda en 2016 (invierno)Estimación de la potencia disponible
58.700 MW64.159 MW
63.200 MW68.659 MW
Índice de cobertura 1,09 1,09
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ioPrincipales magnitudes de la planificación (II)
3. Incremento de las necesidades de evacuación de ener gía eléctrica
4. Necesidad de un mayor apoyo a la distribución� Crecimiento de la demanda punta� Nuevas demandas especiales : TAV y desaladoras
5. Intensificación del cambio del mix de generación el éctrica� Bajan el carbón y la energía nuclear� Suben el gas y las energías renovables
Escenario eficiencia Escenario del operador del sistema
Parques eólicos 2016 29.000 MW 29.000 MW
CTCC en 2016 30.000 MW 35.000 MW
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6. Demanda de gas natural
7. Mejora en la seguridad del sistema gasista
� Incremento de la capacidad de entrada al sistema� Gasoductos: Medgaz - 913.000 m3(n)/h� Regasificadoras: 3,5 Mm3(n)/h. Se pasa de 6,2 a 9,7 Mm3(n)/h) (+56%)
� Incremento de la capacidad de almacenamiento� GNL : 2,4 Mm3. Se pasa de 2,2 Mm3 a 4,6 Mm3 (+108%)� AASS : 3.779 Mm3. Se pasa de 1.959 Mm3 a 5.738 Mm3 (+193%)
Principales magnitudes de la planificación (III)
2006
2016 Variación interanual 2006-2016
Escenario eficiencia
Escenario gestor técnico sistema
Escenario eficiencia
Escenario gestor técnico sistema
Demanda anual gas (Mm3(n)) 32.973 44.611 53.888 3,1% 5,0%
Punta de demanda gas (Mm3(n))
136,0 282,6 7,6%
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07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
Galicia
Principales infraestructuras eléctricas (I)
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07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
Asturias, Cantabria y País Vasco
Principales infraestructuras eléctricas (II)
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Principales infraestructuras eléctricas (III)
Cataluña, Aragón, Navarra y La Rioja
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016
07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
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Detalles de Zaragoza y Barcelona
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016
07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
Principales infraestructuras eléctricas (IV)
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PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016
07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
Castilla y León, Castilla-La Mancha y Extremadura
Principales infraestructuras eléctricas (V)
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io PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016
07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
Madrid
Principales infraestructuras eléctricas (VI)
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PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016
07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
Principales infraestructuras eléctricas (VII)
Comunidad Valenciana y Murcia
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PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016
07 / 2007
Subestaciones existentes:
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400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
Andalucía
Principales infraestructuras eléctricas (VIII)
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Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio
Principales infraestructuras eléctricas (IX
)
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Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio
Principales infraestructuras eléctricas (X
)
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Principales infraestructuras eléctricas (XI)
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016
07 / 2007
Subestaciones existentes:
Fecha:
400 kV
400 kV
Subestaciones H2016:
Líneas H2016:
Instalaciones dadas de BAJA:
400 kV
Subestación
Líneas existentes:
Subestación
400 kV
400 kV
Subestaciones H2011:
Líneas H2011:
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Infraestructuras eléctricas incluidas en la planificación 2007-2016
Planificación 2007-2016
Líneas Aéreas(km)
400 kV 7.115
220 kV 5.174
Repotenciación líneas(km)
400 kV 3.888
220 kV 4.274
Cables subterráneos(km)
400 kV 0
200 kV 379
Subestaciones(nuevas unidades)
400 kV 101
220 kV 284
Subestaciones(nuevas posiciones)
400 kV 1.117
220 kV 2.190
Transformación(MVA)
400/220 49.450
400/132-110 15.615
Compensación reactiva(MVAr)
Reactancias 2.650
Condensadores 900
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Coste de las infraestructuras eléctricas según la planificación 2007-2016
Coste en M€
Líneas Aéreas(nuevas y
repotenciación)
400 kV 1.884
220 kV 517
Cables subterráneos400 kV 0
200 kV 1.080
Subestaciones(nuevas posiciones)
400 kV 2.034
220 kV 2.651
Transformación(MVA)
400/220 459
400/132-110 0
Compensación reactiva(MVAr)
Reactancias 25
Condensadores 16
Total 8.666
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Comparación de las inversiones anuales asociadas a la revisión 2005-2011 y la planificación 2007-2016
2005-2011 * 2007-2016
CosteSubestaciones [M€]
400 kV 220 kV 400 kV 220 kV
Nuevas posiciones
225 186 203 265
Coste Ramas [M€] 400 kV 220 kV 400 kV 220 kV
Línea 176 38 188 52
Cable 9 117 0 108
Coste Transformación[M€]
400/220 400/132-110 400/220 400/132-110
40 0 46 0
Coste Compensación[M€]
400 kV 220 kV 400 kV 220 kV
Reactancias 3 --- 3 ---
Condensadores --- 2 --- 2
Costes Totales[M€]
Coste [M€ Dic.2006] * Coste [M€ Dic.2006]
Línea 340 348
Subestaciones 456 519
Total 796 867
* Se incluye el coste de las actuaciones recogidas en el Programa Anual 2006
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Incremento de capacidad VARIACIÓN
Regasificación 3.462.800 m3(n)/h x 1,6
Almacenamiento GNL 2.390.000 m3 GNL x 2,1
Red de gasoductosPrimariosSecundarios
5.986 km (Ø medio 26”)1.811 km (Ø medio 12”)
x 1,2
Potencia estaciones de compresión 401.371 kW x 1,5
Volumen operativo en AA.SS. (*) 3.779 Mm3(n) x 2,3
• respecto a lo existente a 31-12-2006• El volumen operativo de los AASS excluye el gas col chón
Actuaciones más relevantes (sector gasista) (I)
Datos incluidos en el borrador de Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2007-2016
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� La evolución de los días de autonomía de las plantas de regasificación a lo largo del período de planificación es:
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
BARCELONA CARTAGENA HUELVA BILBAO SAGUNTO REGANOSA EL MUSEL
Actuaciones más relevantes (sector gasista) (II)
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Evolución de la red gasista en España
Introducción del gas natural en España
Introducción del gas natural en España
Construcción del gasoducto Barcelona-
Bilbao-Valencia
Construcción del gasoducto Barcelona-
Bilbao-Valencia
Llegada del gas natural a Madrid y puesta en marcha Plantas Huelva
(1988) y Cartagena (1989)
Llegada del gas natural a Madrid y puesta en marcha Plantas Huelva
(1988) y Cartagena (1989) Conexión Eje Central:
HUELVA-MADRID
Conexión Eje Central: HUELVA-MADRID
LARRAU1ª conexión Internacional
LARRAU1ª conexión Internacional
Magreb-Europa y gasoductos Hispano-
Portugueses
Magreb-Europa y gasoductos Hispano-
Portugueses
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Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio
Infraestructuras gasistas planificadas 2007-2016
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Almacenamientos subterráneos
• Datos de GIE Annual Conference 2006
Alemania
42
Francia
15
Polonia
6
Italia
11
República Checa
8
España
2
Gran Bretaña
5
CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO año 2006(bcm/año)
NOTAS: 1. Capacidad de almacenamiento útil (excluyendo los 2/3 de gas colchón no extraíble)2. 1.9 Mm3 GNL equivalentes a 1.1 bcm de GN
Centre 4,2 Serrablo 0,8
Ile de France Nord 1,2 Gaviota 1,5
Ile de France Sud 1,1
Lorraine 0,6
Salins Sud 0,8
Picardie 3,4
TOTAL 11,3 TOTAL 3.4
Volumen mercado 45 Volumen mercado 34
% 25% % 10%
FRANCIA ESPAÑA
TOTAL 13.5
Volumen mercado 84
% 16%
ITALIA
GNL tanques 1,1
5 bcm
7 bcm
Datos de ENAGAS 2006
34
Secr
eta
ría G
ene
ral de E
nerg
íaM
iniste
rio
de I
ndus
tria
Tur
ismo
y C
omerc
io
Coste de las infraestructuras gasistas según la planificación 2007-2016
Cifras en M€Planificación
2007-2016
Gasoductos de transporte primario
3.628
Gasoductos de transporte secundario
333
Plantas de regasificación 3.312
Estaciones de compresión 634
Almacenamientos subterráneos 1.422
TOTAL 9.329
35
Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio P
rocedimiento de aplicación de la Ley 9/2006
Fase actual
36
Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio
Cronogram
a
37
Secr
eta
ría G
ene
ral de E
nerg
íaM
iniste
rio
de I
ndus
tria
Tur
ismo
y C
omerc
io
1.400 MW
43.400 MW= 3,2 %
Objetivo
10%
Irún - Errondenia 132 kV 1950Benos – Lac d’oo 150 kV 1951
Sabiñánigo (Biescas) - Pragnères 220 kV 1955Arkale – Mouguerre (Argia) 220 kV 1982
Rubí (Vic) – Gaudiere (Baixas) 400 kV 1964Hernani - Cantegrit (Argia) 400 kV 1970
CAPACIDADES ACTUALES (MVA)
400 kV 220 kV 132 kV
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO COMERCIAL: 1.400 MW
GRADO DE INTERCONEXIÓN ESPAÑA-FRANCIA/UCTE (año 200 6)
(2,7% considerando los sistemas español y portugués )
Interconexiones eléctricas con Francia
38
Secr
eta
ría G
ene
ral de E
nerg
íaM
iniste
rio
de I
ndus
tria
Tur
ismo
y C
omerc
io
� Mayor seguridad de suministro en todo el sistema UCTE
� Mayor seguridad de suministro en ambos sistemas (especialmente en áreas fronterizas - Gerona y Perpignan).� En España, se incrementaría en 500MW la máxima pérdida instantánea de generación
permitida, pasando de 2.500MW a 3.000MW.
� Beneficios por complementariedades entre generación y demanda punta en Francia y España (menores costes de balance)
� Mejor gestión técnica del sistema: menores pérdidas, menores reservas rodantes, mayor estabilidad frecuencia, menor capacidad instalada de generación punta necesaria
� Mayor potencial de energía renovable no gestionable (eólica), con menores emisiones de CO2
� Integración del MIBEL en el mercado interior de la energía. Estimación económica del incremento de 1.200MW en la interconexión:� Beneficio por + import en punta España (F-S) = 489 M€/año� Beneficio por + import en punta Francia (S-F) = 102 M€/año
Beneficios de la interconexión
39
Secr
eta
ría G
ene
ral de E
nerg
íaM
iniste
rio
de I
ndus
tria
Tur
ismo
y C
omerc
io
Muruarte
Marsillón
Baixas
Bescanó
Muruarte-Marsillón2012-2016
3.800 MW4.000 MW
2.200 MW2.600 MW
Bescanó-Baixas2011
E-FF-E
Muruarte-Marsillón2012-2016
3.800 MW4.000 MW
2.200 MW2.600 MW
Bescanó-Baixas2011
E-FF-E
Trazados propuestosPrimeras propuestas
TRAZADO ESTE PIRINEOS
TRAZADO CENTRO PIRINEOS
40
Secr
eta
ría G
ene
ral de E
nerg
íaM
iniste
rio
de I
ndus
tria
Tur
ismo
y C
omerc
io
Trazados propuestosTrazado este Pirineos
•Línea Sentmenat-Vic-Bescanó: 2º trimestre 2009•Línea Bescanó-Ramis-Santa Llogaia: 3º trimestre 200 9
Infraestructuras necesarias en España
Puesta en Servicio prevista: Tres años desde el acuerdo de punto de cruce
Opciones estudiadas por REE y RTE:1) Duplicar Vic-Baixas: inadmisible para España2) Línea Bescanó-Baixas (por La Junquera): inadmisible para Francia3) Duplicar Vic-Baixas hasta una nueva subestación en Francia (Etoile) y conexión con Santa Llogaia (por Mont Capell)
41
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Otras alternativas