ENERGÉTICAS PLANIFICADAS Y APROBADAS, Y DE LOS
RETRASOS, DIFICULTADES TÉCNICAS Y ADMINISTRATIVAS
ENCONTRADAS EN SU EJECUCIÓN
Agosto 2009
INDICE
1.- INTRODUCCIÓN ... 1
1.1.- OBJETO DEL INFORME ... 3
1.2.- DEFINICIÓN DE LOS TRABAJOS REALIZADOS... 3
2.- GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ... 4
2.1.- GRADO DE EJECUCION DE LAS INFRAESTRUCTURAS PLANIFICADAS ... 6
2.2.- CAUSAS Y CONSECUENCIAS EN EL RETRASO DE LAS ACTUACIONES . 16 3.- TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA ... 17
3.1.- INCIDENCIAS EN PECAN 2006... 17
3.2.- DEFINICIÓN DEL LISTADO DE ACTUACIONES OBJETO DE ESTUDIO ... 17
3.3.- GRADO DE EJECUCIÓN DE LAS ACTUACIONES PLANIFICADAS ... 17
3.3.1.- SEIE DE GRAN CANARIA ... 18
3.3.2.- SEIE DE TENERIFE ... 37
3.3.3.- SEIE DE FUERTEVENTURA Y LANZAROTE ... 54
3.3.4.- SEIE DE LA PALMA... 62
3.3.5.- SEIE DE LA GOMERA ... 64
4.- GAS NATURAL... 65
ANEXOS
ANEXO I: SEGUIMIENTO DE LOS GRUPOS DE GENERACION EN SEIE CANARIO ANEXO II: LISTADO COMPLETO ACTUCIONES PLANIFICADAS POR EL PECAN ANEXO III: ACTUACIONES ELIMINADAS DE LA PLANIFICACIÓN
ANEXO IV: LISTADO COMPLETO DE ACTUACIONES OBJETO DE ESTUDIO ANEXO V: SEGUIMIENTO ACTUACIONES REALIZADAS
La planificación se considera como uno de los instrumentos que utiliza la administración para intervenir en la actividad económica de la zona. Dicha intervención de los gestores del interés público tiene la finalidad de encauzar, racionalizar y facilitar la aplicación de la política energética, en función de aquello que se considera necesario o beneficioso para el conjunto de la sociedad.
El suministro de energía es esencial para el funcionamiento de nuestra sociedad, tanto en la provisión y prestación de bienes y servicios, como en su faceta de factor de producción de utilización general, incorporando un valor estratégico a todos los sectores económicos. Por lo que uno de los objetivos principales de la política energética es que el suministro energético se efectúe en unas condiciones óptimas de seguridad, calidad y garantía de suministro. Es por ello que la energía debe constituir un elemento dinamizador del resto de la economía y nunca puede llegar a convertirse en un freno para el crecimiento económico social.
En el ámbito de la Comunidad Autónoma, el Plan Energético de Canarias sienta las bases para una orientación clara de las actividades a desarrollar en el campo de la energía, ya sea a nivel del Gobierno, de las empresas de suministro energético o de otros usuarios de la energía. De los aciertos y errores de las decisiones dependerá una parte considerable de la evolución económica general, la competitividad de la mayor parte de nuestro tejido económico, el bienestar de nuestra ciudadanía y el avance hacía un crecimiento sostenible y la protección del medio ambiente.
Con la publicación del Real Decreto 1747/2003, de 19 de diciembre, por el cual se regula el sector eléctrico de los sistemas insulares y extrapeninsulares como desarrollo normativo, se dicta que la planificación eléctrica en los sistemas eléctricos insulares de Canarias debe llevarse a cabo en conformidad con lo establecido en el artículo 4 y la disposición adicional decimoquinta de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, de regulación del sector eléctrico, siendo dicha planificación realizada por el Gobierno de la Nación con la participación de las Comunidades Autónomas.
Por lo tanto existe una clara corresponsabilidad entre las administraciones de la Comunidad Autónoma de Canarias y del Estado en lo que respecta a la definición de la planificación energética.
Bajo esta premisa se plantea la actualización del documento de planificación tomado en consideración por el Gobierno de Canarias en mayo de 2003, que representaba una actualización técnica y numérica del listado de infraestructuras incluido en el anterior PECAN-89, incorporando novedades significativas en adaptación al nuevo marco jurídico, apostando por una diversificación energética y la protección del medio ambiente.
En esta actualización se abordaron las revisiones necesarias para hacer del documento un texto coherente y consistente en el documento de planificación estatal aprobado para el periodo 2002-2011, revisado en el año 2006, previamente consensuado con esta Comunidad Autónoma en la parte que le afectaba. Dicho Plan Energético fue aprobado por el Pleno del Parlamento en la sesión celebrada los días de 28 y 29 de marzo de 2007.
Uno de los principales objetivos que incorpora el Plan Energético de Canarias es la definición de infraestructuras necesarias para garantizar la cobertura de la demanda de energía prevista tomando como año horizonte de planificación el 2015.
La planificación de estas infraestructuras toma especial relevancia en el sector eléctrico debido a la particularidad de la energía eléctrica, cuya producción es simultánea al consumo. Si además añadimos el ritmo de crecimiento que se esta registrando en Canarias, es fácil entender la necesidad de actualizar periódicamente el listado de infraestructuras necesarias. Es por ello que actualmente se ha elaborado una nueva revisión de la planificación eléctrica del Estado ampliando el horizonte hasta el año 2016, se trata de la Planificación Estatal 2008-2016 aprobada por el Pleno del Parlamento en mayo de 2008.
Al contrario de lo que sucede en general, el incremento de oferta en el mercado eléctrico es una de las que más tiempo exige para satisfacer la demanda. El primer lugar, la construcción de nuevas unidades de producción o suministro requiere por lo general, un plazo dilatado entre 3 y 8 años desde su concepción inicial. En segundo lugar, se trata de instalaciones fijas, vinculadas al territorio donde está el mercado que pretende abastecer de energía, por lo que no pueden desmontarse y desplazarse fácilmente, salvo instalaciones de poca potencia diseñadas de forma portátil. En tercer lugar las inversiones a realizar son siempre cuantiosas, de carácter no especulativo y han de amortizarse en periodos mínimos de 20 años para ser rentables. En cuarto y último lugar y como consecuencia de todo lo anterior, la instalación de nuevas infraestructuras eléctricas son decisiones difícilmente reversibles o sustituibles por otras acciones alternativas a corto plazo.
A todo esto hay que añadir el problema, que no existe en la Península, de que en Canarias existen seis mercados insulares independientes (a excepción de Lanzarote y Fuerteventura) y dependientes cada uno de ellos de acertar en las decisiones individuales relativas a los mismos.
Por otro lado, la demanda de energía es variable y responde a diferentes criterios, como pueden ser el crecimiento poblacional. Concretamente, en los últimos cinco años se ha producido un gran aumento de la población en todas las islas. El no poder satisfacer las necesidades energéticas lleva consigo además de un importante perjuicio económico, un coste social inaceptable.
La vulnerabilidad de los sistemas eléctricos canarios es bastante alta debido a su reducido tamaño y a la imposibilidad de crear una red interinsular (excepto Lanzarote y Fuerteventura). Así mismo, el uso de grandes potencias unitarias en las unidades de producción, aunque tiene la ventaja de la mayor rentabilidad, tiene el inconveniente de que reduce el número de unidades necesarias para abastecer el mercado, y la eventual avería de una unidad ocasiona un gran déficit de energía suministrada. A esto hay que sumarle el ritmo elevado de crecimiento de la demanda eléctrica que introduce un factor adicional en la inestabilidad de los sistemas. Por lo que para mantener la calidad del servicio es imprescindible que las infraestructuras de generación, transporte y distribución de electricidad hasta los usuarios, crezcan en todo momento por encima de la demanda.
A pesar de todo, la implantación de las nuevas infraestructuras se está viendo seriamente dificultada por diversos factores, que no permiten o dificultan la construcción en plazo o en lugares adecuados, de muchas instalaciones necesarias para abastecer el mercado.
Lo retrasos en la ejecución de las infraestructuras planificadas se deben a diferentes causas. En ocasiones, la presentación de los proyectos para su tramitación administrativa no se efectúa con la suficiente antelación o los procedimientos administrativos se dilatan demasiado por retrasos en la cumplimentación de documentación por parte de la empresa solicitante. En otros casos la falta de acuerdo con los propietarios afectados por las nuevas instalaciones origina retrasos en las tramitaciones, pues en ocasiones hay que acudir a la vía expropiatoria.
Además muchos de los retrasos vienen provocados por la falta de acuerdo o posiciones contrarias de las administraciones locales y/o grupos sociales, que utilizan argumentos de protección del medio ambiente en sus diversas formas para justificar su oposición a las nuevas infraestructuras.
Estos retrasos en la puesta en marcha de las actuaciones planificadas y la falta de ejecución de las nuevas instalaciones pone en riesgo la garantía de suministro eléctrico, puesto que se dificulta el crecimiento armónico de las infraestructuras que garantizan el suministro eléctrico, disminuyendo la seguridad y calidad del servicio.
1.1.- OBJETO DEL INFORME
El objeto del presente informe es analizar el grado de ejecución de las infraestructuras planificadas de generación y transporte de energía eléctrica y gas natural en la Comunidad Autónoma de Canarias, detectando las causas de los retrasos, entre ellas las dificultades técnicas y administrativas que afectan antes y durante su ejecución. La finalidad del informe es su presentación en el Parlamento de Canarias en conformidad con el apartado 7.2.6 del PECAN 2006.
1.2.- DEFINICIÓN DE LOS TRABAJOS REALIZADOS
El estudio sobre el grado de ejecución de las infraestructuras planificadas se ha efectuado tomando como fuente de información el listado contenido en el Plan Energético de Canarias aprobado el año 2006, tanto de generación y transporte de energía eléctrica, como las infraestructuras relacionadas con el gas natural.
No obstante a lo largo del tiempo se han efectuado modificaciones en la planificación inicial, motivadas por nuevas necesidades y condiciones no contempladas inicialmente en el desarrollo de las actuaciones previstas, que condicionan la viabilidad de las infraestructuras. Por lo ello, en este informe se detallan también las actuaciones que se han añadido o eliminado posteriormente a la aprobación del documento de planificación.
En el presente estudio se presentan las actuaciones planificadas, indicando el estado de tramitación administrativa en que se encuentran, las causas de las dificultades encontradas para ejecutar las instalaciones en los plazos y lugares previstos, así como las fechas de ejecución y puesta en marcha previstas y los retrasos producidos.
Las situaciones administrativas contempladas en este informe se refieren a los siguientes trámites:
- EIA: Estudio de Impacto Ambiental - DIE: Declaración de Impacto Ecológico - AA: Autorización Administrativa - AAI: Autorización Ambiental Integrada - DUP: Declaración de Utilidad Pública - APE: Aprobación del Proyecto de Ejecución - PEM: Puesta en Marcha
- NA: No aplica tramite
2.- GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
En función del índice de cobertura de la demanda se prevé la necesidad de equipos de generación para cada uno de los sistemas eléctricos insulares. Este índice viene dado como el cociente entre la potencia disponible del equipo generador y la punta de potencia eléctrica prevista cada año.
A diferencia del sistema peninsular español, que está conectado al resto del sistema de la UCTE (Unión para la Coordinación del Transporte de Electricidad en Europa), en el que se considera que el índice de cobertura debe estar en torno a un valor cercano a 1.10 para las situaciones de punta extrema anual, el cálculo de la capacidad de generación necesaria en los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (SEIE) se realiza aplicando una metodología diferente. Al tratarse de sistemas eléctricos aislados, toda la reserva de potencia extra debe residir en los propios sistemas, por lo que el valor mínimo debe ser necesariamente más elevado en el sistema eléctrico de Canarias, oscilando entre un valor de 1.5 para las islas con mayor demanda como Gran Canaria y Tenerife y alcanzando valores de 1.8 para las islas más pequeñas como La Palma, La Gomera y El Hierro.
Para el caso del sistema Lanzarote-Fuerteventura aunque forman un sistema eléctrico único interconectado, actualmente no poseen suficiente capacidad de intercambio a través del enlace submarino, a lo que hay que sumar las limitaciones existentes en la red de transporte de cada isla. Por ello establece el índice de cobertura de la demanda de forma separada siendo 1.6 para Lanzarote y 1.7 para Fuerteventura.
De acuerdo con las previsiones de demanda punta de potencia eléctrica anuales, las infraestructuras de generación necesarias previstas en el PECAN 2006 son las relacionadas a continuación, en donde la potencia expresada en MW se refiere a la potencia neta en la central eléctrica (en barras de la central). Se indica en los casos en los que se ha iniciado tramitación el nº de expediente asignado por la Dirección General de Energía.
Gran Canaria
GRUPO TECNOLOGÍA POT.
NETA EXPTE FECHA ALTA
1 T Gas 1 CC Tirajana II 68,70 2006 2 T Gas 2 CC Tirajana II 68,70 2006 3 T Vapor 3 CC Tirajana II Ciclo Combinado 68,70 AT 04/132 2007 4 T Gas 1 CC 68,70 2010 5 T Gas 2 CC 68,70 2011 6 T Vapor 3 CC Ciclo Combinado 68,70 SIN ASIGNACIÓN EXPEDEINTE 2012 Tenerife
GRUPO TECNOLOGÍA POT.
NETA EXPTE
FECHA BAJA
FECHA ALTA
1 Turbina 1 SE Guía Isora Turbina de Gas 43,20 SE 04/100 2010 2006
2 Turbina 2 SE Vallitos Turbina de Gas 43,20 SE 06/011 2010 2006
3 T Gas 1 CC Granadilla II 68,70 2006 4 T Gas 2 CC Granadilla II 68,70 2007 5 T Vapor 3 CC Granadilla II Ciclo Combinado 68,70 SE 04/146 2008 6 T Gas 1 CC 68,70 2009 7 T Gas 2 CC 68,70 2010 8 T Vapor 3 CC Ciclo Combinado 68,70 Sin asignación de expte. 2011 Lanzarote
GRUPO TECNOLOGÍA POT.
NETA EXPTE FECHA ALTA
1 Diesel 9 Motor Diésel 17,20 AT 03/144 2006
2 Diesel 10 Motor Diésel 17,20 AT 03/144 2006
3 Diesel 11 Motor Diésel 17,20 AT06/034 2006
4 Diesel 12 Motor Diésel 17,20 AT06/034 2006
5 Diesel 13 Motor Diésel 17,20 AT06/034 2007
6 Diesel 14 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
expte. 2007
7 Diesel 15 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
expte. 2008
8 Diesel 16 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
expte. 2009
9 Diesel 17 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
expte. 2010
10 Diesel 18 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
Fuerteventura
GRUPO TECNOLOGÍA POT.
NETA EXPTE FECHA ALTA
1 Diesel 10 Motor Diésel 17,20 AT06/129 2006
2 Diesel 11 Motor Diésel 17,20 AT06/129 2006
3 Diesel 12 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
expte. 2007
4 Diesel 13 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
expte. 2008
5 Diesel 14 Motor Diésel 17,20 Sin asignación de
expte. 2009
La Palma
GRUPO TECNOLOGÍA POT.
NETA EXPTE FECHA ALTA
1 Diesel 14 Motor Diésel 11,50 SE 05/082 2006
2 Diesel 15 Motor Diésel 11,50 SE 05/082 2006
3 T Gas Turbina de Gas 15,00 SE 07/027 2008
La Gomera
GRUPO TECNOLOGÍA POT.
NETA EXPTE AÑO ALTA
1 Diesel 20 Motor Diésel 3,00 SE 05/228 2006
2 Diesel 21 Motor Diésel 3,00 SE 05/228 2007
3 Diesel 22 Motor Diésel 3,00 Sin asignación de
expte. 2008
4 Diesel 23 Motor Diésel 3,00 Sin asignación de
expte. 2009
5 Diesel 24 Motor Diésel 3,00 Sin asignación de
expte. 2010
El Hierro
GRUPO TECNOLOGÍA POT.
NETA EXPTE FECHA ALTA
1 Diesel 15 Motor Diésel 1,80 SE 05/216 2006
2 Diesel 16 Motor Diésel 1,80 SE 07/102 2006
3 Diésel 17 Motor Diésel 1,80 Sin asignación de
expte. 2009
2.1.- GRADO DE EJECUCION DE LAS INFRAESTRUCTURAS PLANIFICADAS
A continuación se muestra para cada una de las islas, el grado de ejecución de las infraestructuras planificadas, indicando las que se encuentran ejecutadas y en funcionamiento o bien por el contrario las que están sufriendo algún retraso respecto a la planificación prevista por el PECAN. Además se evalúan las consecuencias que producen estos retrasos en cada uno de los sistemas eléctricos
Gran Canaria
Según la planificación indicada en el PECAN para garantizar los márgenes de cobertura se propone el mantenimiento de los dos emplazamientos de generación térmica existentes: Jinámar y Barranco de Tirajana, tanto por una justificación de carácter estratégico, como por la relativa proximidad de ambos emplazamientos a los centros de consumo más importantes de la isla, el noroeste, la zona capitalina y el sur de la isla.
Aun así el PECAN propone un tercer emplazamiento de generación térmica, adicional a los anteriores, que reduciría la vulnerabilidad del sistema a efectos de cobertura de la demanda y seguridad de suministro.
Los grupos existentes en Jinámar, Vapor 1,2 y 3 están acogidos al límite de 20.000 horas de funcionamiento entre 2008 y 2015, en aplicación de la normativa de grandes instalaciones de combustión, por lo que tienen limitada su producción total y su vida útil y se requiere su sustitución a medio plazo por nueva potencia instalada. En estudios de cobertura de la demanda se ha adoptado la hipótesis de considerar su baja en el año 2012.
Por otro lado los grupos Jinámar Diesel 1,2 y 3 están obsoletos desde un punto de vista tecnológico, lo que significa que han agotado su vida útil, por lo que se ha adoptado la hipótesis de considerar su baja para el año 2011.
Estas bajas de grupos deberían compensarse con la instalación de nuevos equipos generadores más eficientes en los mismos emplazamientos.
A pesar de esto, las infraestructuras previstas para el horizonte de planificación del PECAN consisten en dos nuevas centrales de ciclo combinado. Una de ellas corresponde al segundo ciclo combinado de la Central de San Bartolomé de Tirajana prevista para los años 2006 y 2007. El otro ciclo combinado previsto para los años 2010, 2011 y 2012 corresponde a un nuevo emplazamiento aun por definir. Aunque debido a la demanda energética del noreste y sur de la isla se ha previsto la instalación del tercer ciclo combinado en la C.T.de Barranco de Tirajana.
La situación administrativa de los grupos planificados puede observarse en la siguiente tabla:
GRUPO NETA POT. FECHA ALTA EXPTE TRAMITE
1 T Gas 1 CC Tirajana II 68,70 2006
2 T Gas 2 CC Tirajana II 68,70 2006
3 T Vapor 3 CC Tirajana II 68,70 2007
AT 04/132
T. Gas 1 y T.Gas 2 con PEM def
14/01/2008 T.Vapor 3 con PEM def. Solicitud de inscripción def. 14/07/2008
4 T Gas 1 CC 68,70 2010 5 T Gas 2 CC 68,70 2011 6 T Vapor 3 CC 68,70 2012 Sin asignación de expte.
Ciclo Combinado III Tirajana Se ha presentado Proyecto técnico Proyecto EIA y AAI
Como puede observarse en la tabla anterior, ha existido un retraso en la entrada en funcionamiento del Ciclo Combinado II de la Central de Barranco de Tirajana, pues estaba prevista para el año 2007 en su conjunto. Actualmente se encuentra en funcionamiento con puesta en marcha definitiva de los tres grupos. El retraso se ha debido en parte a los procedimientos de la DIE y la AAI iniciados en los años 2005 y 2006.
Este retraso ha implicado que el sistema se encontrara en riesgo de déficit de cobertura por lo que se tuvo que prorrogar la utilización de generación auxiliar, concretamente en la Subestación de Guía (9 MW) además de iniciar los trámites de añadir generación auxiliar en la subestación de Arucas (15 MW), para cubrir temporalmente las necesidades energéticas de la isla. Tras la entrada en funcionamiento del segundo ciclo combinado, las instalaciones de Guía han sido completamente desmanteladas a finales del pasado año 2008. En cuanto a las de Arucas se está barajando la posibilidad de eliminarlas de la planificación.
En cuanto al Ciclo combinado III, ya se ha presentado el proyecto técnico e iniciado los trámites para la Declaración de Impacto Ecológico. Se ha presentado también el proyecto para la obtención de la Autorización Ambiental Integrada, por lo que se espera que su entrada en funcionamiento cumpla con los plazos indicados en la planificación.
En el anexo I se muestra un resumen pormenorizado de la tramitación llevada a cabo para los expedientes de generación presentado para la isla de Gran Canaria.
Tenerife
En Tenerife al igual que en Gran Canaria se propone el mantenimiento de los dos actuales emplazamientos de generación: Candelaria y Granadilla, tanto por una justificación de carácter estratégico energético, como por la relativa proximidad de ambos emplazamientos a los centros de consumo mas importantes: el noroeste, zona capitalina y sur de la isla.
También se plantea un tercer emplazamiento de generación térmica, adicional a los anteriores, que disminuiría la vulnerabilidad del sistema a efectos de cobertura de la demanda y seguridad de suministro.
Los grupos de Candelaria Vapor 3 y 4 están acogidos a límite de 20.000 horas de funcionamiento entre 2008 y 2015, en aplicación de la normativa de grandes instalaciones de combustión, por lo que tienen limitada su producción total y su vida útil, requiriéndose su sustitución a medio plazo por una nueva potencia. En estudios de cobertura de la demanda se ha optado por la hipótesis de considerar su baja para el año 2012.
Por otro lado los grupos de Candelaria Diesel 1,2, 3 y Gas 3 han agotado su vida útil y su contribución a la cobertura de la demanda es baja (en el caso de los grupos diesel debido a su elevada tasa de indisponibilidad), por lo que se ha adoptado la hipótesis de considerar su baja para el año 2011.
Estas bajas de grupos deberán ser compensadas con la instalación de nuevos equipos generadores mas eficientes en los mismos emplazamientos.
A pesar de todo esto el PECAN tiene planificado para el desarrollo de la generación eléctrica del SEIE de Tenerife la instalación de dos nuevos ciclos combinados en el periodo
2006-2011, uno de ellos en la Central de Granadilla y el otro con emplazamiento aun por definir. Al igual que Gran Canaria el primer ciclo combinado en Granadilla se encuentra instalado y en funcionamiento.
Por otro lado el PECAN también planificó la instalación temporal de dos turbinas de Gas en las subestaciones de Guía de Isora y Los Vallitos, como refuerzo de generación a la zona sur de la isla, hasta la entrada en funcionamiento de la línea de 220 kV entre Granadilla y Los Vallitos, estando prevista la baja de estos grupos para el año 2010.
La situación administrativa de los grupos planificados puede observarse en la siguiente tabla:
GRUPO NETA POT. FECHA ALTA FECHA BAJA EXPTE TRAMITE
1 Turbina 1 SE Guía Isora 43,20 2006 2010 SE 04/100
PEM provisional no renovada Pendiente de calificación territorial y licencia de obra. Previsión PEM en 2009.
2 Turbina 2 SE Vallitos 43,20 2006 2010 SE 06/011
En tramites de desmantelamiento, por no considerarse necesaria esta generación
3 T Gas 1 CC Granadilla II 68,70 2006
4 T Gas 2 CC Granadilla II 68,70 2007
5 T Vapor 3 CC Granadilla II 68,70 2008
SE 04/146
Licencia de obras provisional solicitada. Obras paradas, propuesta de suspensión del planeamiento por vía de urgencia. T.Gas funcionamiento previsto para finales del año 2009.
6 T Gas 1 CC 68,70 2009
7 T Gas 2 CC 68,70 2010
8 T Vapor 3 CC 68,70 2011
Sin asignación
de expte. Sin definir emplazamiento
Como puede observarse en la tabla anterior, existe un retraso en la entrada en funcionamiento del segundo ciclo combinado de Granadilla previsto para el pasado año 2008. Actualmente las obras se encuentran paradas por falta de licencia de obras del Ayuntamiento de Granadilla y se ha solicitado una licencia de obras provisional. Debido a los retrasos que se están produciendo, el Gobierno de Canarias ha aprobado la modificación de determinaciones del PGOU de Granadilla de Abona y del PTPO de la Operación Singular Estructurante de la Plataforma Logística del Sur de Tenerife que permita la instalación de estos grupos por vía de urgencia. Se estima que la Turbina de Gas pueda entrar en funcionamiento a finales de este año 2009.
Por otro lado la turbina de gas de la Subestación de Guía de Isora prevista para el año 2006 ha sufrido un gran retraso debido al incumplimiento de los condicionantes de la Autorización Ambiental Integrada. Tras la presentación del plan de medidas y la obtención de la licencia de obras se estima que este grupo esté finalizado y en servicio a lo largo del año 2009
En cuanto a la segunda turbina de gas prevista para la subestación de Los Vallitos, la autorización de funcionamiento otorgada exclusivamente para casos de necesidad por garantía de la cobertura eléctrica, condicionada por la Autorización Ambiental Integrada otorgada en octubre de 2008, ha caducado. Actualmente esta central no puede participar en el despacho de generación eléctrica al no disponer de Declaración de Impacto Ecológico
(solicitada en mayo de 2006), ni de puesta en marcha definitiva. Al no considerarse necesaria esta generación para la cobertura de la demanda eléctrica, se ha propuesto su desmantelamiento.
El tercer ciclo combinado previsto por el PECAN continua aun sin definirse su emplazamiento.
Estos retrasos en las actuaciones planificadas, unidos a la imposibilidad de funcionamiento de la turbina de gas de Guía de Isora (además de los Grupos Diesel 1,2 y 3 por restricciones medioambientales y su elevada tasa de indisponibilidad), conduce a que el SEIE de Tenerife esté en una situación de riesgo de déficit de cobertura que supera el valor exigido por el Real Decreto 1.747/2003, por lo que se ha prorrogado la generación auxiliar existente en las subestaciones de Guía de Isora (9 MW) y Los Vallitos (11 MW), de manera que se pueda mantener temporalmente la garantía, calidad y seguridad del suministro eléctrico.
En el anexo I se muestra un resumen pormenorizado de la tramitación llevada a cabo para los expedientes de generación presentados para la isla de Tenerife.
Lanzarote
La planificación ha previsto el desarrollo de la generación eléctrica en la isla de Lanzarote mediante la instalación de 10 nuevos grupos diesel, a instalar entre los años 2006 y 2011.
La situación administrativa de los grupos planificados se resume en la siguiente tabla:
GRUPO NETA POT. FECHA ALTA EXPTE TRAMITE
1 Diesel 9 17,20 2006 AT 03/144
2 Diesel 10 17,20 2006 AT 03/144
Con PEM def. condicionada a recurso de alzada interpuesto con
condicionantes de la DIA.
3 Diesel 11 17,20 2006 AT06/034
4 Diesel 12 17,20 2006 AT06/034
5 Diesel 13 17,20 2007 AT06/034
Pendiente de DIA y AAI Se han unificado los tramites para toda la central.
6 Diesel 14 17,20 2007 Sin asignación
de expte.
7 Diesel 15 17,20 2008 Sin asignación
de expte.
8 Diesel 16 17,20 2009 Sin asignación
de expte.
9 Diesel 17 17,20 2010 Sin asignación
de expte.
10 Diesel 18 17,20 2011 Sin asignación
de expte.
Pendiente de ubicar nueva central.
En la planificación del PECAN puede observarse que la puesta en servicio estimada para los grupos previstos se encuentra muy retrasada, debido principalmente a la demora en la obtención de las Autorizaciones Ambientales, lo que ha supuesto un retraso de tres años en la puesta en marcha de grupos que tenían previsto su funcionamiento para el año 2006.
Los grupos diesel 9 y 10 previstos para el año 2006, han conseguido la puesta en marcha definitiva, pero condicionada a la resolución del recurso de alzada interpuesto al condicionante existente en la Declaración de Impacto Ambiental, en la que se condiciona el funcionamiento de los grupos a la utilización de un tipo de combustible especifico.
Mediante la entrada en funcionamiento de estos dos grupos se logrará salir de la situación de déficit de cobertura en la que se encontraba el SEIE de Lanzarote.
Aun así, la demora en la entrada en funcionamiento de los grupos diesel 11,12 y 13 previstos para los años 2006 y 2007, ha hecho necesario prorrogar en el tiempo la generación auxiliar instalada en la subestación de Playa Blanca (12 MW) para garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico.
Actualmente los tramites de los grupos diesel 11,12 y 13 se han unificado con la finalidad de agilizar la obtención de la Declaración de Impacto Ambiental y la Autorización Ambiental Integrada y así lograr su puesta en marcha lo antes posible.
En cuanto al resto de grupos planificados para el período 2007-2011, comenzando por el diesel 14, por estar planificada su puesta en marcha para el pasado año 2007, aun no se ha iniciado tramitación del mismo, puesto que la Central de Punta Grande carece del espacio necesario para albergar grupos adicionales al diesel 13, y hay que buscar un nuevo emplazamiento.
Mediante la resolución de la Dirección General de Energía de 11 de abril de 2008, se formuló el inicio de la tramitación del Plan Territorial Especial de Ordenación de Infraestructuras Energéticas de la isla de Lanzarote, y barajándose varios posibles emplazamientos de generación donde ubicar los grupos diesel 14,15,16,17 y 18.
En el anexo I se muestra un resumen pormenorizado de la tramitación llevada a cabo para los expedientes de generación presentados para la isla de Lanzarote.
Fuerteventura
El desarrollo de la generación eléctrica en la isla de Fuerteventura se planifica mediante la instalación de cinco nuevos grupos diésel.
La situación administrativa de los grupos planificados puede resumirse en la siguiente tabla:
GRUPO NETA POT. FECHA ALTA EXPTE TRAMITE
1 Diesel 10 17,20 2006 AT06/129
2 Diesel 11 17,20 2006 AT06/129
Pendiente de DIA. No presentada solicitud de AAI.
3 Diesel 12 17,20 2007 Sin asignación
de expte.
4 Diesel 13 17,20 2008 Sin asignación
de expte.
5 Diesel 14 17,20 2009 Sin asignación
de expte.
Al igual que ocurre en la isla de Lanzarote, la puesta en servicio de la generación planificada se ha visto seriamente retrasada, debido en gran parte a la demora en el otorgamiento de las autorizaciones ambientales, previas a las autorizaciones administrativas.
Los grupos 8 y 9 (no incluidos en el listado de planificación del PECAN) disponían de una autorización excepcional de funcionamiento solamente en casos en los que con los grupos autorizados no se podía garantizar la cobertura de la demanda, autorización que expiró en octubre de 2008. Mediante Decreto 244/2008, de 23 de diciembre, el Gobierno de Canarias dispuso la suspensión de las determinaciones del Plan Insular de Ordenación de Fuerteventura y del Plan General de Ordenación de Puerto del Rosario, y la aprobación de las normas sustantivas transitorias de ordenación, con el fin de legitimar la producción de energía eléctrica térmica en la parcela donde se ubica la Central Diesel de Las Salinas, quedando pendiente la obtención de la Autorización Ambiental Integrada que permita la puesta en marcha definitiva de estos grupos.
Los grupos diesel 10 y 11 de la Central Las Salinas planificados por el PECAN para el año 2006 se encuentran aun más retrasados puesto que no se ha solicitado la Autorización Ambiental Integrada y están pendientes de la obtención de la Declaración de Impacto Ambiental.
Debido a estos retrasos ha sido necesario mantener la instalación de la generación auxiliar de la Subestación de Playa Blanca (14 MW) para dar cobertura a la demanda y contribuir a la seguridad del suministro.
Con todo ello es necesaria la ubicación de un nuevo emplazamiento de generación, preferiblemente en el sur de la isla, adicional al existente (Salinas), para disminuir la vulnerabilidad del sistema a efectos de cobertura de la demanda y seguridad en el suministro, mejorando el equilibrio de la red. Con la entrada en funcionamiento del grupo Diesel 11 no existirá más espacio disponible para albergar el resto de grupos planificados, por lo que los grupos diesel 12,13 y 14 deberán instalarse en una nueva ubicación aún por definir.
Al igual que en Lanzarote mediante la formulación del Plan Territorial Especial de Ordenación de Infraestructuras Energéticas de la isla de Fuerteventura, también se pretende llegar a un consenso sobre la ubicación de esta nuevo emplazamiento de generación.
En el anexo I muestra un resumen pormenorizado de la tramitación llevada a cabo para los expedientes de generación presentados para la isla de Fuerteventura.
La Palma
El desarrollo planificado en la generación eléctrica de la isla de La Palma consiste en la instalación de dos nuevos grupos diesel y una turbina de gas.
La situación administrativa de los grupos planificados puede resumirse en la siguiente tabla:
GRUPO NETA POT. FECHA ALTA EXPTE TRAMITE
1 Diesel 14 11,50 2006 SE 05/082
2 Diesel 15 11,50 2006 SE 05/082
Pendiente de PEM definitiva.
3 T Gas 15,00 2008 SE 07/027 Pendiente de la DIA.
No se ha solicitado la PEM.
Como puede observarse la puesta en marcha los grupos diesel 14 y 15 se ha visto seriamente condicionada con los retrasos en el otorgamientos de las autorizaciones ambientales, por lo que el funcionamiento la turbina de gas de 22 MW instalada en Los Guinchos (no incluida en la planificación del PECAN y cuya baja estaba prevista para el año 2007) se prorrogó con autorización excepcional, funcionando solamente en aquellos casos en los que los grupos autorizados no pueden garantizar la cobertura de la demanda.
Actualmente los grupos diesel 14 y 15 están pendientes de puesta en marcha definitiva, aunque se prevé que suceda a corto plazo. Como el expediente de desmantelamiento de la turbina de gas de 22 MW ya se ha iniciado, se considera que la puesta en marcha de los grupos diesel 14 y 15 ha de ser inminente para evitar un posible riesgo de déficit en la cobertura de la demanda.
La tramitación de la autorización administrativa de la turbina de gas de 15 MW planificada para el año 2008, que pretende sustituir a la de 22 MW actualmente existente en Los Guinchos, estuvo paralizada debido al retraso de la entrada en funcionamiento de los grupos diesel previstos. La sustitución de una gran turbina por pequeños grupos diesel es debida a que la potencia de este grupo generador es excesiva en relación con la demanda del sistema de La Palma.
Puesto que las turbinas de gas proporcionan mayor rapidez de respuesta y son una herramienta esencial para la integración de las energías renovables en el sistema, se está agilizando su tramitación administrativa conjuntamente con un nuevo grupo diesel 16 no incluido en la planificación de PECAN.
En el anexo I muestra un resumen pormenorizado de la tramitación llevada a cabo para los expedientes de generación presentados para la isla de La Palma.
La Gomera
El desarrollo planificado en la generación eléctrica de la isla de La Gomera consiste en la instalación de cinco nuevos grupos diesel, dos de ellos en la Central de El Palmar y los restantes en una nueva ubicación.
La situación administrativa de los grupos planificados puede resumirse en la siguiente tabla:
GRUPO NETA POT. FECHA ALTA EXPTE TRAMITE
1 Diesel 20 3,00 2006 SE 05/228
2 Diesel 21 3,00 2007 SE 05/228
AAI paralizado por la D.G. de Costas. Se espera informe positivo y obtención de la AAI.
3 Diesel 22 3,00 2008 Sin asignación
de expte.
4 Diesel 23 3,00 2009 Sin asignación
de expte.
5 Diesel 24 3,00 2010 Sin asignación
de expte.
Nueva ubicación prevista para zona El Machal.
Como se puede observar se ha producido un gran retraso en la planificación, pues los grupos diesel 20 y 21 estaban planificados para que su entrada en funcionamiento fuera en los años 2006 y 2007. Los retrasos en la tramitación de este expediente han sido debidos a la paralización ordenada por la Dirección General de Costas por razones ambientales. Actualmente los problemas se han subsanado y se espera obtener la Autorización Ambiental Integrada a corto plazo para posteriormente solicitar su puesta en marcha definitiva.
Este retraso no se considera significativo para la cobertura de la demanda, pues no se prevé ninguna situación de déficit de cobertura de la demanda, no siendo necesaria la integración de generación auxiliar en el SEIE de La Gomera.
En cuanto a los grupos diesel 22, 23 y 24 previstos para el intervalo anual 2008-2010, probablemente sufrirán un retraso en su puesta en marcha, siendo de momento el emplazamiento escogido la zona de El Machal.
En el anexo I se muestra un resumen pormenorizado de la tramitación llevada a cabo para los expedientes de generación presentados para la isla de La Gomera.
El Hierro
El desarrollo planificado en la generación eléctrica de la isla de El Hierro para el horizonte consiste en la instalación de tres nuevos grupos diesel.
La situación administrativa de los grupos planificados puede resumirse en la siguiente tabla:
GRUPO POT.
NETA
FECHA
ALTA EXPTE TRAMITE
1 Diesel 15 1,80 2006 SE 05/216 En Funcionamiento.
2 Diesel 16 1,80 2006 SE 07/102 Dispone de Licencia urbanística.
Pendiente de EIA junto con grupo 17.
3 Diesel 17 1,80 2009
Sin asignación
de expte.
Como se puede observar el grupo diesel 15 planificado para el año 2006, ya ha entrado en funcionamiento desde principios del año 2007.
En lo que se refiere al grupo diesel 16, se encuentra algo más retrasado, pues está pendiente de la Evaluación de Impacto Ambiental, aunque ya cuenta con licencia urbanística.
Se ha unificado la EIA del grupo diesel 17 previsto por el PECAN para el año en curso, con la del grupo diesel 16, por lo que se espera que los trámites no sufran nuevos retrasos.
Aun con el retraso sufrido en las infraestructuras de generación, no se considera significativo para la cobertura de la demanda, no previéndose situaciones de déficit de cobertura a lo largo del presente año.
En un futuro, la entrada en servicio de la instalación hidroeólica de El Hierro podría provocar un aumento significativo, aunque transitorio, del valor del índice de cobertura en este sistema eléctrico, por lo que una vez realizada su puesta en marcha y la consolidación de su operación en un periodo de tiempo prudencial, a partir del año 2013 se podría proceder a la baja de los grupos diesel más antiguos de la central de Llanos Blancos (éstos son los diesel 7, 9, 10 y 11).
El anexo I muestra un resumen pormenorizado de la tramitación llevada a cabo para los expedientes de generación presentados para la isla de El Hierro.
2.2.- CAUSAS Y CONSECUENCIAS EN EL RETRASO DE LAS ACTUACIONES
Como se ha podido constatar, la implantación de nuevas infraestructuras eléctricas de generación se está viendo seriamente dificultada, hasta tal punto de que no ha sido posible iniciar o poner en marcha varias instalaciones a pesar de haber sido planificadas con suficiente antelación, lo que pone en riesgo la garantía de continuidad del suministro eléctrico.
Los retrasos en la puesta en marcha de varias infraestructuras eléctricas se vienen produciendo desde hace años, situación que no parece mejorar con el tiempo, mientras que el consumo de electricidad continúa creciendo de manera inexorable en todos los sistemas eléctricos canarios. Esto hace que la garantía de suministro se esté viendo cuestionada, existiendo cada vez un riesgo mayor de que se produzcan interrupciones en el servicio eléctrico en determinadas zonas de las islas.
Los retrasos en la ejecución de las infraestructuras planificadas tienen como causa principal los problemas derivados de la obtención de las autorizaciones ambientales pertinentes, retrasando el resto de autorizaciones para la ejecución y puesta en marcha de los grupos planificados.
En otras ocasiones, la presentación de los proyectos para su tramitación administrativa no se ha efectuado con la antelación debida o se han dilatado procedimientos administrativos por retrasos en la cumplimentación de documentación reglamentaria por parte de la empresa solicitante.
Como consecuencia de estos retrasos las nuevas planificaciones se están viendo obligadas a incluir actuaciones planificadas anteriormente y no ejecutadas, por lo que está siendo preciso retrasar la fecha prevista de puesta en marcha de nuevas infraestructuras necesarias para garantizar la calidad del servicio.
A medida que esta situación de sobrecarga de infraestructuras energéticas planificadas y no ejecutadas se va generalizando, la vulnerabilidad de los sistemas eléctricos va en aumento, siendo preciso utilizar medidas paliativas.
La primera medida paliativa implica instalar generación auxiliar en las proximidades de las zonas afectadas, con el fin de evitar restricciones en el suministro. El problema en este caso es múltiple, puesto que implica generar provisionalmente electricidad en recintos que no están previstos para esa finalidad, siendo necesario realizar adaptaciones que no siempre son las más adecuadas, utilizando grupos generadores de dimensión no rentable y complicando la gestión del sistema eléctrico. Además, estos grupos se sitúan normalmente muy próximos a zonas habitadas, por lo que sus emisiones contaminantes, aunque reducidas en volumen, pueden llegar a afectar a la población en mayor grado que si estuvieran ubicados en centrales convencionales y en lugares considerados aptos desde un punto de vista ambiental.
La segunda y más drástica de estas medidas sería la reducción forzada del consumo, con el fin de restablecer las infraestructuras a su nivel de consumo nominal. Sin embargo, en la hipótesis de aplicación de esta medida, implicaría la realización de desconexiones eléctricas programadas, mediante suspensiones del suministro rotatorias a determinados usuarios, y retrasar nuevas contrataciones. Las consecuencias que se derivarían de estas acciones son, en primer lugar, unos perjuicios importantes a la población en cuanto a su calidad de vida y, en segundo lugar, una drástica limitación al desarrollo económico, cuando no una recesión en la zona afectada.
3.- TRANSPORTE DE ENERGÍA ELÉCTRICA
En el ámbito del transporte de energía eléctrica, la planificación del PECAN 2006 contempla un conjunto de actuaciones para reforzar la red, con el objetivo de asegurar el suministro eléctrico en las condiciones de seguridad, fiabilidad y calidad de suministro exigidas en la reglamentación vigente.
Los elementos de la red de transporte considerados en la planificación son los siguientes:
a) Las líneas de tensión igual o superior a 66 kV.
b) La conexión interinsular entre Lanzarote y Fuerteventura, independientemente de su tensión.
c) Los parques de tensión igual o superior a 66 kV.
d) Los transformadores cuya tensión en el secundario sea mayor o igual a 66 kV.
El listado completo de infraestructuras de transporte eléctrico planificadas en el PECAN se relaciona en el Anexo II.
3.1.- INCIDENCIAS EN PECAN 2006
La aparición a lo largo del tiempo de nuevas necesidades y condiciones no contempladas inicialmente en el desarrollo de las actuaciones previstas, han condicionado la viabilidad de algunas alternativas a tener en cuenta, lo que ha supuesto en la práctica la incorporación y/o sustitución de actuaciones que han de tenerse en cuenta en futuras actualizaciones de la planificación.
En este sentido, en mayo de 2008 el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, publicó un nuevo documento aprobado por el Consejo de Ministro, titulado “Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016”, en el que se incluye el desarrollo de las redes de transporte, proponiendo en muchos casos nuevas fechas de puesta en marcha para las infraestructuras planificadas.
Debido a lo anterior en el Anexo III del presente informe se detallan tanto las actuaciones eliminadas como incorporadas con posterioridad al documento de planificación del PECAN.
3.2.- DEFINICIÓN DEL LISTADO DE ACTUACIONES OBJETO DE ESTUDIO
Tras identificar las incidencias ocurridas posteriores a la publicación del listado contenido en el PECAN 2006, el listado definitivo objeto del presente informe es el que se muestra en el Anexo IV, en el cual para facilitar su comprensión, se han organizado las actuaciones por sistema eléctrico (SEIE) y por año de planificación (según el nuevo documento de planificación), incluyendo la numeración correspondiente a la nueva planificación 2008-2016.
3.3.- GRADO DE EJECUCIÓN DE LAS ACTUACIONES PLANIFICADAS
A continuación se indica, para cada sistema SEIE, el grado de ejecución de las infraestructuras planificadas, así como la identificación de los posibles retrasos en la planificación y las consecuencias que éstos producen en los sistemas eléctricos.
3.3.1.- SEIE DE GRAN CANARIA 1.- ACTUACIONES PLANIFICADAS:
En el sistema eléctrico de Gran Canaria las actuaciones planificadas consisten básicamente en las siguientes:
Red de 220 kV:
Como actuaciones principales se propone el refuerzo de la zona sur de la isla mediante la creación de la nueva subestación de Santa Águeda, 220/66 kV que estará unida a Barranco de Tirajana mediante dos circuitos de 220 kV.
En la capital la creación de la nueva subestación de La Paterna (Lomo Cardó) 220 kV, para mejorar sustancialmente el suministro en la capital.
Debido a la entrada en funcionamiento del segundo ciclo combinado en la Central de Barranco de Tirajana, para facilitar la evacuación y completar la red de 220 kV propuesta, se prevé la instalación de una nueva subestación de 220 kV, denominada Barranco de Tirajana II.
Asimismo se prevén nuevas unidades de transformación en todas las subestaciones de 220 kV, tanto nuevas como existentes.
Red de 66 kV:
Se han planificado refuerzos de líneas existentes, transformación de simples circuitos en dobles circuitos y la instalación de nuevas líneas y subestaciones.
Las actuaciones planificadas tendrán lugar principalmente en la zona sur, zona capital y oeste de la capital.
Además se tiene planificado cerrar el anillo de 66kV, mediante de la unión de Guía con Mogán a través de las nuevas subestaciones de 66kV. Gáldar/Agaete y La Aldea.
El propósito de estas actuaciones es poder satisfacer la demanda prevista en las adecuadas condiciones de seguridad y calidad.
2.- ACTUACIONES REALIZADAS
Las actuaciones realizadas y las que se encuentran operativas en la actualidad se muestran en las siguientes tablas
a) Líneas
b) Subestaciones
ID SUBESTACIÓN Kv FECHA
ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
1 Barranco de Tirajana II 220 2006 AT05/233
4 Lomo del Cardo (La Paterna) 66 2007 ADEDC-009-05-05
10 Lomo del Cardo (La Paterna) 220 2009 AT04R/198
c) Transformadores ID SUBESTACIÓN UNIDAD R. TRANSF CAPAC MVA FECHA ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
Jinámar AT3 220/66 125 2006 Máxima prioridad AT06/055
1 Barranco de Tirajana II AT3 220/66 125 2006 Máxima prioridad AT05/233
Como se indica en las tablas anteriores de las actuaciones planificadas por el PECAN para el horizonte 2006-2011 en el SEIE de Gran Canaria, tan solo se encuentra ejecutado y en servicio la sustitución de los tramos de cable entre de las subestaciones de Muelle Grande, Guanarteme y Buenavista, actuación no incluida en el PECAN y cuya necesidad surgió tras una avería ocurrida en la línea en el año 2006.
En cuanto al cambio de topología planificado para las líneas de 66 kV, comprendidas entre las subestaciones de Arguineguín – Lomo Maspalomas – El tablero, aprovechando el tramo existente Arguineguín – Lomo Maspalomas 66 kV, se encuentra finalizado, su puesta en marcha fue solicitada en agosto del 2008, pero está a la espera de la entrada en funcionamiento de la SE El Tablero. ID SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL Kv CKT ACTUACIÓN FECHA ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
Muelle Grande Guanarteme 66 1 Sustitución tramos
cable
Sin fecha
Actuación en transporte posterior a la
aprobación del PECAN 2006.
Muelle Grande Buenavista 66 1 Sustitución tramos
cable Sin fecha AT06/214 4 Arguineguín Lomo Maspalomas 66 1 Baja cambio topología línea 2007 5 Lomo Maspalomas El Tablero (Meloneras) 66 1
Alta cambio topología
línea 2007 Aprovecha Arquineguín-L.Maspalomas 66 kV. 6 Arguineguín El Tablero (Meloneras) 66 1
Alta cambio topología
línea 2007
AT04/224
Otra de las actuaciones planificadas que se ha ejecutado es el refuerzo de la línea Guía – Agaete, considerada de máxima prioridad. Se encuentra operativa con puesta en marcha provisional y pendiente de resolución para la obtención de la puesta en marcha definitiva.
Para las nuevas unidades de transformación planificadas, el tercer transformador (AT3) 220/66 kV de 125 MVA ubicado en la subestación de Barranco de Tirajana II, ya dispone de autorización para su puesta en marcha. Dicho transformador estaba marcado en la planificación como de máxima prioridad, pues los transformadores existentes estaban en una situación de saturación debido a la incorporación de nueva generación tras la entrada en funcionamiento del segundo ciclo combinado de la Central de Barranco de Tirajana. Además también el tercer trasformador de la SE Jinámar está instalado y en servicio.
En cuanto a las nuevas subestaciones previstas, la del Barranco de Tirajana II 220 kV ha logrado su puesta en marcha, debido a su necesidad de la misma para la conexión a la red del segundo ciclo combinado en 220 kV en la CT de Barranco de Tirajana.
La subestación de La Paterna (Lomo del Cardó) 66 kV se encuentra ejecutada estando prevista su puesta en funcionamiento en junio de 2009. Esta subestación tiene aprobado el proyecto de configuración en doble barra 66/220 kV aunque la entrada en funcionamiento a 220 kV tendrá que esperar hasta el año 2010.
De manera pormenorizada la situación administrativa de las actuaciones planificadas realizadas puede observarse en el Anexo V.
3.- ACTUACIONES EN TRAMITACIÓN
El seguimiento de las actuaciones cuyos trámites administrativos han sido iniciados, pero que actualmente no se encuentran operativas o finalizadas se ha efectuado separando las actuaciones por zonas de la isla debido al elevado número de acciones existentes. Las actuaciones en esta situación son las siguientes.
Zona Norte:
En el SEIE de Gran Canaria los mayores problemas de saturación de la red se producen en el anillo norte de la isla, pues esta zona tiene crecimientos de la demanda importantes y el suministro se realiza mediante líneas simples y de baja capacidad. Por tal motivo, tanto el PECAN como la nueva planificación 2008-2016 incluyen entre sus actuaciones el refuerzo de los circuitos eléctricos mediante incremento de sección de la línea y conversión a doble circuito de 66kV del anillo norte de la isla de Gran Canaria (Jinámar - Barranco Seco - Arucas y San Mateo - Guía - Gáldar/Agaete).
a) Líneas ID SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL Kv CKT ACTUACIÓN FECHA
ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
17 T Barranco
Seco Arucas 66 1
Baja cambio
topología línea 2006 Máxima prioridad.
19 Arucas Barranco Seco 66 1 Alta cambio
topología línea 2006 Necesidad 2007. Se deshace T y repotencia a 80 MVA. Máxima prioridad. AT03R/194
22 Guía San Mateo 66 2 Nueva línea 2006 Máxima prioridad.
53 Barranco Seco Jinámar 66 1 Repotenciación
Línea 2007
Necesidad 2007,
Máxima prioridad. AT04/225
54 Arucas Jinámar 66 1 Baja Línea 2006 Necesidad 2007,
Máxima prioridad.
55 Arucas Barranco Seco 66 2 Alta E/S línea 2006 Aprovecha
Arucas-Jinámar 66 kV.
56 Barranco Seco Jinámar 66 2 Alta E/S línea 2006 Necesidad 2007,
Máxima prioridad.
65 Guía Gáldar/Agaete 66 1 Nueva Línea 2008
66 Guía Gáldar/Agaete 66 2 Nueva Línea 2008 REE0/179
82 Jinámar Barranco Seco 66 2 Repotenciación
línea 2011
b) Subestaciones
ID SUBESTACIÓN Kv FECHA
ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
10 Gáldar / Agaete 66 2008 REE
AT08/179
A continuación se detalla cada una de actuaciones que se encuentra en tramitación para el anillo norte de la isla de Gran Canaria.
Jinámar - Barranco Seco, repotenciación y paso a Doble Circuito (DC) 66 kV.
La actuación consiste en el cambio de conductor desde el apoyo 13 de la línea hasta su llegada a la SE Barranco Seco, para lo que es necesario reforzar los apoyos pasando la capacidad de la línea de 42 a 66 MVA, actuación planificada por el PECAN para 2007. Tras esta actuación se dejan preparados los apoyos para el doble circuito y se procede al paso a DC del tramo Jinámar - Barranco Seco. También se efectuará una entrada/salida del doble circuito en la SE Barranco Seco, actuación calificada de máxima prioridad por el PECAN. Las obras han comenzado a principios de este año, tras la concesión de la licencia en julio de 2008. La tramitación administrativa se inició en diciembre de 2004 (AT04/225) siendo aprobado el proyecto en octubre de 2005 y otorgándose la declaración de utilidad pública en julio de 2006.
Por lo tanto la actuación se encuentra en ejecución y a la espera de la construcción de las celdas de alta tensión necesarias para hacer la entrada/salida en la SE Barranco Seco.
Barranco Seco - Arucas, entrada/salida y paso a DC 66 kV.
Esta actuación considerada de máxima prioridad consiste principalmente en un cambio del conductor de la línea existente al aumentar su capacidad de 40 a 80 MVA, para lo cual será necesario reforzar los apoyos. Con este refuerzo se dejarán preparados los apoyos para la realización del doble circuito Barranco Seco - Jinámar efectuando una entrada/salida en la SE Arucas.
La tramitación administrativa de las actuaciones que comprende el expediente AT03R/194 correspondiente al cambio de topología de línea, se inició en julio de 2005 y tras efectuar una reforma del proyecto inicial, actualmente se encuentra pendiente de obtención de la declaración de utilidad pública para el reformado del proyecto. En cuanto al expediente AT04/225 correspondiente al paso a doble circuito, cuya tramitación se inició conjuntamente con el tramo de línea correspondiente a Jinámar - Barranco Seco, al igual que éste se encuentra en ejecución y a la espera de la celda de alta tensión de entrada/salida para la subestación.
Guía - San Mateo, nueva línea Doble Circuito a 66 kV.
La actuación completa consiste en la repotenciación de la línea Guía-San Mateo pasando de 35 a 80 MVA, además de la instalación de un nuevo tramo de línea para su paso a doble circuito.
En la primera parte de la actuación correspondiente al refuerzo de la línea (AT92/069) tras numerosos problemas con la obtención de permisos particulares y expropiaciones, hasta tal punto que se tuvo que realizar un reformado del proyecto con un nuevo trazado de la línea (AT92R/059), se inició la tramitación en junio de 2006, encontrándose actualmente pendiente de resolución para su puesta en marcha definitiva.
La segunda parte de la actuación corresponde al nuevo doble circuito Guía-San Mateo considerado de máxima prioridad, estando prevista su futura puesta en marcha para el año 2010. Todavía está en el inicio de la tramitación habiendo solicitado la Consejería de Medio Ambiente y Ordenación Territorial la presentación del estudio de impacto ambiental (EIA).
Guía - Gáldar/Agaete, nueva línea primer y segundo circuito a 66 kV.
La actuación consiste en la instalación de dos nuevas líneas correspondientes al primer y segundo circuito para el tramo comprendido entre Guía-Gáldar/Agaete, necesarias para sustituir las existentes de menor capacidad y así poder colaborar en el cierre del anillo norte de la isla. Aún se encuentra en tramitación administrativa del expediente REE08/179.
Para el primer circuito se ha presentado protocolo de media tensión y está pendiente de la tramitación de la información pública. En cuanto al segundo circuito junto con la nueva subestación Gáldar/Agaete se encuentran algo más retrasado, pues en octubre de 2008 se presentó por parte de la compañía suministradora el documento inicial de consultas previas. En lo que respecta a la subestación también está pendiente de definir el terreno donde se ubicará.
Los retrasos en las actuaciones planificadas en el anillo norte conducen a que en situación de plena disponibilidad (N) se producen sobrecargas en el mismo, por lo que para no sobrecargar la línea Jinámar-Arucas está siendo necesario alimentar la zona a través de la línea Guía-Arucas. Esta medida está siendo insuficiente en momentos de repunte de la
demanda en la zona, por lo que se debe instalar más generación auxiliar. Para evitar la pérdida de todo el anillo ante una contingencia simple (N-1) se han instalado automatismos de deslastre por sobrecarga del mismo. De esta manera se espera poder soportar la demanda eléctrica de la zona hasta la conclusión de los trabajos planificados.
Zona Sur
La actuaciones planificadas para el sur y sureste de la isla consisten principalmente en la puesta en servicio de la subestación de Santa Agueda 220/66 kV para su conexión a la red de 66 kV y a 220 kV con las subestaciones de Jinámar y Barranco de Tirajana.
Las actuaciones cuya tramitación se ha iniciado respecto a la red de 220 kV, son las siguientes: a) Líneas 220 kV. ID SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL Kv CKT ACTUACIÓN FECHA
ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
1 Jinámar Barranco de Tirajana 220 2 Baja cambio topología línea 2006 2 Barranco de Tirajana Barranco de Tirajana II 220 1 Alta cambio topología línea Sin fecha 3 Jinámar Barranco de Tirajana II 220 1 Alta cambio topología línea 2006 Segundo parque 220 kV condicionado a necesidad de generación. AT06/215 AT07/119 39 Barranco de Tirajana (Apoyo 69)
Jinámar 220 1 Baja línea 2007
40 Barranco de
Tirajana Jinámar 220 1
Alta cambio
topología línea 2007 Necesidad 2007
41 Jinámar Santa Águeda 220 1 Alta E/S línea 2007 Aprovecha Bco.Tir -
Jinámar 220 kV.
AT98/212
58 Jinámar Santa Águeda 220 1 Baja cambio
topología línea 2007 Necesidad 2008 59
Barranco de Tirajana (Apoyo 69)
Santa Águeda 220 1 Alta E/S línea 2007 Aprovecha Bco.Tir -
Jinámar 220 kV. 60 Barranco de Tirajana Jinámar 220 1 Alta cambio topología línea 2007 AT06/215 AT07/119 89 Jinámar Barranco de
Tirajana II 220 2 Nueva Línea
Sin fecha Necesaria en función de la generación existente en el norte de la isla. 90 Jinámar Barranco de
Tirajana 220 1 Nueva Línea
Sin fecha Necesaria en función de la generación existente en el norte de la isla. REE08/070
b) Subestaciones 66 y 220 kV
ID SUBESTACIÓN Kv FECHA
ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
5 Santa Águeda 220 2007 Máxima prioridad. AT06/169
c) Transformadores ID SUBESTACIÓN UNIDAD R. TRANSF CAPAC MVA FECHA ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
2 Santa Águeda AT1 220/66 125 2007 Máxima prioridad.
3 Santa Águeda AT2 220/66 125 2007 Máxima prioridad.
AT06/169
Nueva SE Santa Águeda 220/66 kV y nueva E/S DC 220 kV en el tramo Barranco de Tirajana (apoyo 69) - Santa Águeda
Esta actuación se contempló en el PECAN para reforzar la zona sur de la isla, puesto que las líneas actuales (Bco. Tirajana - San Agustín, Bco. Tirajana - Matorral y Bco. Tirajana - Lomo Maspalomas) presentan deficiencias ante una contingencia simple (N-1).
La actuación consiste en la construcción de la nueva subestación Santa Águeda 220/66 kV, con tres transformadores 220/66 kV a 125 MVA, considerada de máxima prioridad y de necesidad para el 2007 por el PECAN. Los trámites administrativos se iniciaron en junio de 2006 bajo el número de expediente AT06/169. En octubre de 2008 se obtuvo la declaración de interés general y las obras comenzaron en febrero del 2009. Se prevé la consecución de las obras y la entrada en funcionamiento de los tres transformadores para el año 2010.
En cuanto a la nueva línea Bco. Tirajana (apoyo 69) - Santa Águeda se inició su tramitación en agosto de 2006, aunque un año después se presentó un reformado del proyecto inicial, adquiriendo un nuevo número de expediente AT07/119. Actualmente los trámites la instrucción del expediente está pendientes de información pública. Se prevé su puesta en marcha para finales de este año 2009.
Línea Barranco de Tirajana - Barranco de Tirajana II a 220 kV.
Mediante esta actuación que complementa a la anterior se pretende pasar al funcionamiento en dos anillos, Barranco de Tirajana - Jinámar y Barranco de Tirajana - Santa Águeda a través de sendos cambios de topología de línea. Con esto se conseguirá la independencia del anillo sur y norte en 220 kV de la isla. Esta actuación se justifica con la entrada en funcionamiento de los nuevos ciclos combinados de la CT Barranco de Tirajana.
La tramitación administrativa se inició mediante la presentación de proyecto (AT06/215) en agosto de 2006, y posteriormente se presentó un reformado (AT07/119) ante la necesidad de modificar el trazado para no afectar a los parques eólicos. Actualmente la tramitación se está llevando conjuntamente con la actuación anterior, encontrándose pendiente de autorización administrativa y declaración de utilidad publica.
También están planificados dos nuevos tramos para contribuir a la independencia de los anillos norte-sur. Se trata de un doble circuito para el tramo Jinámar - Barranco Tirajana II y otro simple para Jinámar - Barranco Tirajana. La tramitación se encuentra en sus inicios
habiendo presentado el documento de consultas previas en noviembre de 2008 y estando pendiente de presentación de proyecto y estudio de impacto ambiental. Se estima su puesta en marcha para mediados de 2010.
En cuando a la SE Barranco de Tirajana II ya se encuentra finalizada a la espera de la puesta en marcha definitiva. Su necesidad inmediata se debe a que el segundo ciclo combinado de la CT Barranco de Tirajana ya ha entrado en funcionamiento.
Para la red de 66 kV en la zona sur de Gran Canaria las actuaciones en tramitación son las siguientes: a) Líneas 66 kV. ID SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL Kv CKT ACTUACIÓN FECHA
ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
24 Aldea Blanca Barranco de
Tirajana 66 1
Baja cambio topología línea
Sin fecha
25 Aldea Blanca Cinsa 66 1 Baja cambio
topología línea Sin fecha 26 Barranco de Tirajana Cinsa 66 1 Alta cambio topología línea Sin fecha 27 Barranco de
Tirajana Cinsa 66 1 Baja Línea 2006 Necesidad 2007
28 Barranco de
Tirajana Carrizal 66 2 Alta E/S línea 2006 Necesidad 2007
29 Carrizal Cinsa 66 1 Alta E/S línea 2006
AT09/020 33 Arguineguín Lomo Maspalomas 66 2 Baja cambio topología línea 2007 34 Lomo
Maspalomas San Agustín 66 1
Baja cambio
topología línea 2007 Máxima prioridad
35 Arguineguín Santa Águeda 66 2 Alta cambio
topología línea 2007 Máxima prioridad
36 San Agustín Santa Águeda 66 1 Alta cambio
topología línea 2007 Máxima prioridad
37 Arguineguín Santa Águeda 66 2 Repotenciación
Línea 2007 Necesidad 2007
38 San Agustín Santa Águeda 66 1 Repotenciación
Línea 2007 Necesidad 2007
AT07/065
30 Arguineguín El Tablero
(Meloneras) 66 1 Baja Línea 2007 Necesidad 2007
31 Arguineguín Santa Águeda 66 1 Alta E/S línea 2007 Necesidad 2007
32 El Tablero
(Meloneras) Santa Águeda 66 1 Alta E/S línea 2007 Necesidad 2007
AT04/228
48 Lomo
Maspalomas Matorral 66 1 Baja Línea
Sin fecha
49 Aldea Blanca Matorral 66 1 Alta E/S línea Sin
fecha
50 Aldea Blanca Lomo
Maspalomas 66 1 Alta E/S línea
Sin fecha
AT09/021
51 Barranco de
63 Arinaga Barranco de
Tirajana 66 1 Nueva Línea 2007
64 Arinaga Barranco de
Tirajana 66 2 Nueva Línea 2007
107 Arinaga Carrizal 66 1 Nueva línea 2008
108 Arinaga Carrizal 66 2 Nueva línea 2008
REE08/116 Lomo Maspalomas Arguineguín 66 2 Repotenciación Línea Sin fecha AT07/020 b) Subestaciones ID SUBESTACIÓN Kv FECHA
ALTA OBSERVACIONES Nº EXPTE
4 Santa Águeda 66 2007 Máxima prioridad AT 06/169
3 El Tablero (Meloneras) 66 2007 ADEDC-010 AT 05/075
8 Arinaga 66 2007 AT 07/088
9 Mogán 66 2007 AT 06/170
Lomo Maspalomas - Arguineguín, repotenciación del segundo circuito
Esta actuación consiste en el cambio del conductor de la antigua línea existente, pasando de 40 a 66 MVA de capacidad, puesto que el circuito simple Lomo Maspalomas - Arguineguín no es suficiente para satisfacer la creciente demanda de la SE Arguineguín. Además al conectar en este mismo circuito la nueva SE de Santa Águeda 220/66 kV se hace necesaria la ampliación de la capacidad de evacuación desde el nudo hacia la red de 66 kV.
La tramitación se inició en febrero de 2007 con número de expediente AT07/020 obteniendo la autorización administrativa y aprobación de proyecto, aunque aun está pendiente de la declaración de utilidad pública, previéndose su entrada en funcionamiento a final de este año 2009.
Refuerzos de líneas Arguineguín - Santa Águeda y San Agustín - Santa Águeda
Actuación calificada de máxima prioridad y de necesidad para el 2007 por el PECAN, consistente en el refuerzo a 66 kV del primer circuito del tramo San Agustín - Santa Águeda y del segundo circuito de Arguineguín - Santa Águeda. Al igual que en la actuación anterior ante la creciente demanda de la SE Arguineguín y la entrada en funcionamiento de la SE Santa Águeda es necesario reforzar un segundo circuito entre las dos subestaciones que nos permita tener mayor capacidad en la red para impedir una saturación de la misma.
La tramitación administrativa se inició en mayo de 2007 con el cambio de topología de las líneas bajo el número de expediente AT07/065, aunque actualmente está pendiente de información pública, y a la espera de la finalización de los trabajos de la entrada/salida en aéreo en la SE Santa Águeda.
En cuanto al proyecto del refuerzo, ya se ha presentado el documento de consultas previas y se espera que la actuación esté finalizada para el año 2010.
Entrada/Salida en SE Santa Águeda desde la línea Arguineguín - El Tablero (Meloneras) 66 kV.
Con la entrada en funcionamiento de la nueva SE Santa Águeda, la parte de la estación de 66 kV se enlazará con los circuitos Arguineguín - Santa Agueda y El Tablero (Meloneras) - Santa Águeda, dando de baja a la antigua línea que unía las subestaciones de Arguineguín y El Tablero.
La tramitación administrativa comenzó en diciembre de 2004 (AT04/228) y actualmente la puesta en marcha de la instalación está paralizada por problemas expropiatorios. Además será necesario solicitar una declaración de interés general para un determinado tramo por el que irá la línea.
Entrada/Salida en SE Aldea Blanca desde la línea Lomo Maspalomas-Matorral 66 kV.
Con esta actuación se pretende sustituir el tramo de línea que une la SE de Lomo Maspalomas con la SE Matorral, haciendo pasar cada una de ellas por la SE de Aldea Blanca, dando así mejor garantía de suministro y un mayor índice de cobertura de la demanda ante la saturación de uno de los tramos de la red.
Los trámites administrativos se iniciaron en enero de 2009 con la presentación del proyecto por parte la compañía distribuidora (AT09/021).
Entrada/Salida en SE Carrizal desde la linea Barranco de Tirajana - Cinsa a 66 kV.
Al igual que ocurre en las actuaciones anteriores se pretende sustituir el tramo de red existente Barranco de Tirajana - Cinsa por dos tramos independientes con entrada y salida en la SE Carrizal, disminuyendo así la vulnerabilidad de la línea. El tramo correspondiente a Barranco de Tirajana - Carrizal corresponde a un doble circuito previsto para la entrada en funcionamiento de los nuevos ciclos combinados de CT Barranco de Tirajana, que incrementarán la energía vertida a la red.
Los trámites administrativos al igual que en la actuación anterior se iniciaron en enero de 2009 con la presentación del proyecto (AT09/020).
Nuevas líneas Barranco de Tirajana - Matorral, Arinaga - Barranco de Tirajana y Arinaga - Carrizal a 66kV.
Estas nuevas líneas surgen ante la necesidad de ampliación de la red como consecuencia de la entrada en funcionamiento de los nuevos ciclos combinados en la C.T. Barranco de Tirajana y la instalación de la nueva SE Arinaga.
Para la nueva línea de doble circuito entre las SE Barranco de Tirajana y SE Matorral con expediente AT04/226, se ha solicitado prórroga de su puesta en marcha provisional, y se estima que su puesta en marcha definitiva se retrase hasta el año 2010.
Por otro lado la línea Arinaga - Barranco de Tirajana comprende la instalación del primer y segundo circuito entre la nueva SE Arinaga y la SE Barranco de Tirajana para dar mejor suministro al Polígono Industrial de Arinaga. Además se continuará el desarrollo de la red con la incorporación de nuevas líneas hasta la SE Carrizal, pues también se han previsto dos nuevas líneas entre las SE de Arinaga y Carrizal.
