OrITC2906_10

ORDEN ITC/2906/2010, de 8 de noviembre, por la que se aprueba el programa anual de instalaciones y actuaciones de carácter excepcional de las redes de transporte de energía eléctrica y gas natural

El Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, establece en su artículo 13 las medidas de actuación para la elaboración del plan de desarrollo de la red de transporte.

El mencionado Real Decreto 1955/2000 establece en su artículo 14.1 que se aprobará y publicará anualmente en el «Boletín Oficial del Estado», previo informe de la Comisión Nacional de Energía, el programa anual de instalaciones de la red de transporte, para lo que utilizará la actualización anual de las propuestas de desarrollo llevadas a cabo por el operador del sistema y gestor de la red de transporte».

Asimismo, el artículo 14.2 de dicho Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, establece que el citado plan «incluirá la actualización de los aspectos más significativos referidos a variaciones puntuales, así como aquellas actuaciones excepcionales a las que se refiere el artículo siguiente» y en el artículo 15 de esta misma disposición normativa se prevé que «excepcionalmente se podrán incluir en el programa anual de instalaciones de la red de transporte, nuevas instalaciones cuando siendo aconsejable su incorporación de acuerdo con los criterios de planificación establecidos, se haya presentado como un hecho imprevisto», añadiéndose que «estas actuaciones de carácter excepcional deberán ser propuestas por el operador del sistema y gestor de la red de transporte explicando los motivos de su excepcionalidad, correspondiendo al Ministro de Economía – hoy Ministro de Industria, Turismo y Comercio- su aprobación, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, quedando con ello incorporadas al programa anual de instalaciones de la red de transporte vigente».

Por su parte, el artículo 15.1 del Real Decreto 1182/2008, de 11 de julio, por el que se desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio atribuye a la Secretaría de Estado de Energía, bajo la superior dirección del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, las competencias referentes al desarrollo de la política energética y minera, y a la elaboración de las propuestas de planificación en materia energética de acuerdo con la legislación vigente.

Si bien el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, se refiere a la red de transporte de energía eléctrica, no obstante se considera adecuado extender la elaboración del programa anual al sector gasista, y todo ello en coherencia con la elaboración de la planificación energética vinculante que comprende ambos sectores y de acuerdo con el informe de la Abogacía del Estado de 27 de abril de 2007.

En consecuencia, de conformidad con los artículos 14.2 y 15 del citado Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, el Real Decreto 1182/2008 por el que se desarrolla la estructura orgánica básica del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, y haciendo uso de la facultad de avocación prevista en el artículo 14 de la Ley 30/1992, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común.

Teniendo en cuenta las previsiones de evolución de la demanda de gas y de electricidad en los próximos años y de acuerdo con las propuestas de actualización de las infraestructuras de las redes de transporte y las propuestas de actuaciones excepcionales realizadas por el operador del sistema y gestor de la red de transporte de energía eléctrica y por el gestor técnico de la red gasista, sobre el documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016, aprobado en mayo de 2008, y previo informe de la Comisión Nacional de Energía de fecha 29 de julio de 2010, dispongo:

Primero.– Aprobar el programa anual de instalaciones de las redes de transporte de energía eléctrica y gas natural, que se incluye como anexo.

Segundo.– La presente Orden surtirá efectos a partir del día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Madrid, 8 de noviembre de 2010.–El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, Miguel Sebastián Gascón.

ANEXO

Programa anual de instalaciones de las redes de transporte

1. Objeto

El programa anual de instalaciones de las redes de transporte es el instrumento a través del cual se ponen al día las propuestas de desarrollo de las redes, de tal forma que recoge la actualización de los aspectos más significativos referidos a variaciones puntuales y actuaciones excepcionales que es necesario realizar para conseguir un desarrollo dinámico de las redes objeto de planificación vinculante.

El presente programa anual de instalaciones de las redes de transporte se dicta al amparo de lo establecido en los artículos 14 y 15 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Es necesario mencionar que, si bien estos artículos y el propio Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, se refieren específicamente a la red de transporte de energía eléctrica, se ha considerado adecuado extender la elaboración del programa anual al sector gasista, por coherencia con la elaboración de la planificación energética vinculante, que comprende ambos sectores.

A través de este programa anual se actualizan los aspectos más significativos referidos a variaciones puntuales y actuaciones excepcionales de las infraestructuras contenidas en el documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016, aprobado por Consejo de Ministros el 30 de mayo de 2008. Hay que tener en cuenta que, aunque la Planificación se aprobó en esa fecha, los estudios técnicos en los que se basa se realizaron en torno a un año antes, por lo que han surgido nuevas necesidades y numerosas actualizaciones.

Para el análisis efectuado se ha considerado la última información disponible en el momento de su realización en cuanto a nuevos datos y previsiones de demanda eléctrica y gasista, modificaciones necesarias de carácter técnico identificadas en determinadas infraestructuras, así como la aparición de nuevas necesidades de carácter imprevisto no contempladas en la planificación aprobada.

Dentro de las actuaciones incluidas en el programa anual, es necesario distinguir, tanto en el sector eléctrico como en el sector gasista, entre actuaciones que suponen una modificación de instalaciones ya incluidas en la Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016 (en adelante Planificación) y aquéllas no incluidas entonces y cuya incorporación es necesaria según los operadores de las respectivas redes, de acuerdo con los criterios de planificación establecidos, presentándose como un hecho imprevisto. Estas últimas actuaciones entran en la categoría de actuaciones excepcionales, según el artículo 15 anteriormente citado, y recogen tanto nuevas instalaciones necesarias por problemas de operación como alternativas a instalaciones incluidas anteriormente en la planificación que han resultado inviables.

2. Sistema eléctrico

Las instalaciones eléctricas incluidas en este programa anual responden principalmente a algunas de las siguientes motivaciones:

Desarrollos alternativos ante la inviabilidad física para la construcción de algunas actuaciones ya planificadas. Estas inviabilidades obedecen principalmente a:

La falta de espacio y a la imposibilidad de encontrar terrenos adyacentes a subestaciones que tienen prevista su renovación y/o ampliación.

La imposibilidad de encontrar pasillos eléctricos de acceso a subestaciones existentes que permitan la conexión de nuevas líneas previstas.

La imposibilidad de aprovechar trazas de líneas existentes de tensiones inferiores por el mal estado de los apoyos o porque el propietario de estas líneas considera preciso mantener su uso en el nivel de tensión actual.

Incorporación de nuevos ejes ferroviarios de alta velocidad (TAV) y desaladoras.

Incorporación de los acuerdos entre España y Francia para la realización de la interconexión este entre ambos sistemas con cable soterrado y en corriente continua.

Desarrollos alternativos que implican una menor ocupación del territorio.

Eliminación de conexiones en T en la red de 220 kV, cambios topológicos y repotenciaciones que permiten una operación más fiable del sistema.

Incorporación de nuevos accesos vinculados a la evacuación de energías renovables (eólica y/o solar) y energía de régimen ordinario en algunas zonas.

Incorporación de la repotenciación de algunos ejes de 220 kV que permiten paliar la situación transitoria que se genera hasta la puesta en servicio de otras instalaciones de mayor envergadura.

Debido a las elevadas corrientes de cortocircuito que se detectan en la actualidad y en los distintos horizontes de estudio en la red de 220 kV de Aceca y Sevilla, resulta necesario desmallar diferentes subestaciones de la red de transporte, tanto existentes como programadas, a través de la creación de dos nudos conectados mediante doble acoplamiento entre ellos (la topología sería equivalente a dos subestaciones de configuración estándar con doble acoplamiento de barras entre ellas, de tal manera que se multipliquen las posibilidades de operación pudiéndose explotar como dos subestaciones independientes o eventualmente como una única subestación con doble barra).

Las ampliaciones de las subestaciones se realizan siguiendo las configuraciones preferentes del P.O. 13.3. En los casos en que la ampliación sea inviable, por carencia de espacio físico, la alternativa propuesta es la construcción de una nueva subestación cercana conectada con la existente que recoja el desarrollo previsto.

Actualización de la información recogida en la Planificación 2008-2016 del tipo de: cambio en el nombre de alguna subestación por reubicación de la misma, eliminación de instalaciones por renuncia del promotor, identificación de la motivación de las instalaciones, etc.

Corrección de erratas detectadas en el documento «Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016. Desarrollo de las redes de transporte. Mayo 2008».

Las actuaciones planificadas que sufren actualizaciones puntuales, para los sistemas eléctricos peninsulares e insulares se recogen en los anexos 1 y 2 respectivamente. Las actuaciones excepcionales correspondientes a los sistemas eléctricos peninsulares e insulares, se encuentran recogidas en los anexos 3 y 4.

Para ambos tipos de actuaciones, la información que contienen las tablas de los anexos 1 a 4 se interpreta de acuerdo con los códigos definidos en el capítulo 3.6.1 del documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas 2008-2016.

En la columna de Actualización de las tablas de los anexos 1 y 2, que recogen las actualizaciones puntuales, se muestran las causas por las que se ha modificado la programación de las instalaciones respecto a la Planificación de mayo de 2008. Estas causas pueden ser de los siguientes tipos:

Eliminada:

Actuaciones cuya utilidad se ha desestimado.

Actuaciones asociadas a solicitudes de acceso a la red de transporte desestimadas.

Actuaciones asociadas a solicitudes de acceso desestimadas por el incumplimiento de alguno de los requerimientos establecidos para dichas solicitudes, por ejemplo falta de avales en centrales de generación en régimen ordinario.

Cambio topología: Cambio topológico en la definición de la instalación.

Actualización: Actuaciones debidas a otras causas (corrección de erratas, cambio de denominación, etc).

Desestimadas: Actuaciones a las que ha renunciado el agente promotor.

Aplazada: Actuaciones cuya necesidad, como consecuencia de la coyuntura actual, no está justificada dentro del horizonte de la Planificación pero cuya procedencia será reconsiderada de cara a la nueva Planificación (ver apartado 2.3.12).

En la columna de Actualización, de las tablas de los anexos 3 y 4, que recoge las actuaciones excepcionales, se muestran las causas por las que dichas actuaciones deben ser incluidas en la Planificación vinculante y en la columna «Observaciones/Justificación informe», la referencia de los informes en los que se apoya dicha inclusión. Las causas pueden ser:

Nueva: Nuevas instalaciones justificadas en base a los motivos que se indican en sus correspondientes informes.

Inviable: Actuaciones inviables por espacio físico, impacto medioambiental, rechazo social, etc.

Eliminada: Por desarrollo de una alternativa de mayor validez para el sistema.

Alternativa: Instalaciones programadas para sustituir funcionalmente alguna de las programadas en la Planificación 2008-2016 y cuya ejecución resulta inviable o eliminada.

Otras causas: Nuevas actuaciones incorporadas a la planificación asociadas a situaciones críticas coyunturales, etc.

La información de los anexos se organiza en las tablas en el siguiente orden:

Líneas.

Subestaciones.

Unidades de transformación.

Reactancias.

Condensadores

Dentro de cada tipo de instalación, el orden considerado es:

Comunidad Autónoma.

Fecha alta/baja del programa anual.

Nivel de tensión.

Tipo de actuación.

2.1 Infraestructuras planificadas que sufren actualizaciones puntuales en el sistema eléctrico peninsular.–En este capítulo se recogen las actualizaciones puntuales que afectan a instalaciones ya planificadas y recogidas en el documento de Planificación 2008-2016 de mayo de 2008.

2.1.1 Andalucía:

2.1.1.1 Doble circuito El Cañuelo (antigua Marismas)-Pinar del Rey 220 kV.–El doble circuito planificado se construirá por una traza nueva, al no poderse transformar a doble circuito el actual simple circuito Acerinox-Pinar 220 kV.

2.1.1.2 Cambio de tensión de la línea Gazules-Jordana 220 kV.–La línea Gazules-Jordana 220 kV es un cambio de tensión planificado de un tramo de la actual línea Puerto Real-Casares 132 kV y por ese motivo, para llegar a la subestación de Jordana 220 kV, es necesaria la construcción de un nuevo tramo de línea de unos 3 km; esta aclaración se recoge en el campo de observaciones.

2.1.1.3 Reactancia Palos 220 kV.–La reactancia planificada en Palos debe estar en la subestación de Palos 220 kV en vez de en Palos 33 kV.

2.1.1.4 Reconfiguración de la conexión de Costa de la Luz 220 kV.–Los análisis recientemente realizados ponen de manifiesto la conveniencia de que la prevista SE Costa de la Luz 220 kV entre en servicio conectada con las actuales subestaciones de 220 kV de Onuba y Cristóbal Colón. Por tanto, se sustituye el D/C Costa de la Luz-Onuba 220 kV por el D/C Costa de la Luz-Onuba/Colón 220 kV.

2.1.1.5 Cambio de nombre de Marismas por El Cañuelo.–Cambio de denominación de la futura subestación de Marismas 220 kV por El Cañuelo 220 kV.

2.1.1.6 Corrección de errores: Repotenciación de Cabra-Guadalquivir Medio 400 kV.– En la Planificación 2008-2016 debía recogerse la repotenciación del eje Tajo de la Encantada-Cabra-Guadalquivir Medio 400 kV, pero sólo aparecía el tramo Tajo de la Encantada-Cabra 400 kV, por lo que ahora para corregir este error se añade la repotenciación del tramo Cabra-Guadalquivir Medio 400 kV.

2.1.1.7 Actuaciones relacionadas con el TAV.–Se modifica la alimentación del Tren de Alta Velocidad a Almería al haberse reubicado la subestación de tracción, de tal forma que se sustituye la ampliación de la SE Benahadux 220 kV por la ampliación de la SE Tabernas 400 kV.

2.1.1.8 Inviabilidad de renovación de la subestación Órgiva 220 kV.–La renovación planificada de la actual subestación Órgiva 220 kV para acoger las posiciones necesarias de las nuevas líneas planificadas (Fargue-Órgiva 220 kV –salida de la subestación Fargue en cable-, Órgiva-Nerja/Los Montes 220 kV y Órgiva-Benahadux 220 kV) no es posible por inviabilidad física.

Por ello, se construirá una nueva subestación Nueva Órgiva 220 kV en las inmediaciones de la actual, trasladando las posiciones de línea, actuales y futuras, a esta nueva subestación y una nueva conexión en doble circuito Órgiva-Nueva Órgiva 220 kV para mantener el apoyo a la red de distribución desde la antigua subestación.

2.1.1.9 Nueva Casillas 220 kV.–Al resultar inviable las ampliaciones planificadas de la subestación Casillas 220 kV, se programa una nueva subestación Nueva Casillas 220 kV que recoja las ampliaciones previstas en Casillas 220 kV y una conexión entre ambas subestaciones.

2.1.1.10 Eliminación de la compensación de reactiva en Casillas 220 kV.–Se elimina la compensación de reactiva prevista en la actual subestación de Casillas 220 kV mediante dos condensadores de 100 Mvar cada uno, al estar previsto apoyar a este eje de 220 kV desde el nivel de 400 kV.

2.1.1.11 Inviabilidad de renovación de la subestación Centenario 220 kV.–La renovación planificada de la actual subestación Centenario 220 kV para acoger las posiciones necesarias de los nuevos cables planificados (L/Centenario-Guadaira 220 kV y L/Centenario-Virgen del Rocío 220 kV) no es posible por inviabilidad física.

Se propone la construcción de una nueva subestación Nueva Centenario 220 kV, trasladando las posiciones de línea, actuales y futuras, a esta nueva subestación y una nueva conexión en D/C Centenario-Nueva Centenario 220 kV para mantener el apoyo a la red de distribución desde la antigua subestación.

2.1.1.12 Cambio de nombre de Arenal por Córdoba.–Cambio de denominación de la futura subestación de Arenal 400 y 220 kV por Córdoba 400 y 220 kV.

2.1.2 Aragón:

2.1.2.1 Pola-Magallón 220 kV.–Se elimina de la planificación la construcción del eje Pola-Magallón 220 kV por no estar considerado como red de transporte, al ser una antena de generación.

2.1.2.2 Monzón 220 kV.–La ampliación planificada de la actual subestación Monzón 220 kV no es posible por inviabilidad física, por lo que se plantea la necesidad de construir una nueva subestación Monzón II 220 kV. Las posibles ubicaciones de esta nueva subestación hacen que sea más adecuada su construcción como entrada/salida del eje de doble circuito Monzón-Ribarroja/Mequinenza (Cardiel) 220 kV, con lo que no es necesario el nuevo eje de doble circuito Monzón-Monzón II 220 kV. Asimismo, la línea que une Monzón 220 kV con Grado 220 kV pasa a esta nueva subestación, Monzón II 220 kV. De esta forma queda libre una posición (que se aprovechará para el segundo circuito a Cinca 220 kV) y no es necesaria la renovación de la subestación Monzón 220 kV.

2.1.2.3 Entrerríos 220 kV.–Ante la inviabilidad de renovación de Entrerríos 220 kV, se plantea una solución de desarrollo alternativa para evitar que esta subestación forme parte de un importante eje de transporte, como es el Magallón-Montetorrero 220 kV. La solución consiste en dejar Entrerríos 220 kV formando un tercer eje entre Magallón y Jalón, con lo que Entrerríos 220 kV pasa a ser un eje de transporte menos relevante.

2.1.2.4 Nueva Espartal 220 kV.–Ante la inviabilidad de ampliación de El Espartal 220 kV, se plantea una solución de desarrollo alternativa para evitar que esta subestación forme parte de un importante eje de transporte, como es el Escatrón-Montetorrero 220 kV. La solución consiste en una nueva subestación Nueva Espartal 220 kV como entrada/salida en las líneas Montetorrero-El Espartal 220 kV y Escatrón-El Espartal 220 kV, quedando por tanto la actual subestación de El Espartal 220 kV como antena en doble circuito de esa nueva subestación de Nueva Espartal 220 kV.

2.1.3 Asturias:

2.1.3.1 Sama 400 kV.–Se incluyen comentarios en las observaciones de esta actuación que clarifican las actuaciones a realizar para acoger todas las posiciones de transporte, lo cual implica llevar a Sama las que actualmente se conectan en Lada.

2.1.3.2 Cambio de nombre de Tabiella II por Gozón.–Cambio de denominación de las futuras subestaciones de Tabiella II 400 kV por Gozón 400 kV y de Tabiella II 220 kV por Gozón 220 kV.

2.1.3.3 Nueva Pereda II 220 kV.–Al resultar inviable la renovación planificada de la subestación Pereda 220 kV, se programa una nueva subestación Pereda II 220 kV que recoja las instalaciones de la red de transporte y los accesos nuevos de generación y demanda. La generación actual seguirá conectada a la subestación existente cuya conexión con la nueva subestación Pereda II se realizará a través de un doble circuito de 220 kV.

2.1.4 Cantabria:

2.1.4.1 SE Valdeolea 220 kV.–Al resultar inviable físicamente la conexión de la nueva subestación planificada Mataporquera 400 kV con la subestación existente Mataporquera 220 kV, se programa una nueva subestación Valdeolea 220 kV con el fin de acoger la transformación 400/220 kV, las líneas que actualmente conectan con la subestación existente Mataporquera 220 kV (Mataporquera-Aguayo 220 kV y Mataporquera-Cillamayor 220 kV) y su conexión con la subestación existente.

2.1.5 Castilla y León:

2.1.5.1 Actuaciones eliminadas en Montearenas y La Robla.–Las ampliaciones programadas en Montearenas 400 kV (2010) y La Robla 400 kV (2010) para nuevos ciclos combinados se eliminan por la renuncia del agente.

La ampliación en Montearenas 400 kV (2008) para acceso de eólicos se elimina porque el acceso alternativo ha tenido lugar en el nivel de 220 kV. En el informe de viabilidad de acceso, ya se estudiaron las alternativas de acceder desde ambos niveles de tensión (400 y 220 kV). Asimismo se debe eliminar la ampliación en Montearenas 220 kV para los citados eólicos, porque el acceso se ha efectuado por parte del agente sobre la línea Montearenas-Montes de León 220 kV, por lo que no es necesario construir la posición en Montearenas 220 kV que se iba a destinar a los eólicos.

La renovación de la subestación de Herrera 220 kV se elimina por haber descendido en el ranking de subestaciones críticas en la operación del sistema y no haberse confirmado las expectativas de accesos de generación de régimen especial a dicha subestación.

2.1.5.2 Cambio de ubicación de Otero 400 kV por Herreros 400 kV.–La ubicación encontrada para la subestación programada Otero 400 kV se encuentra a las afueras de Otero que es donde está localizada la subestación actual de 220 kV (dentro del núcleo urbano). Por ello, se cambia la denominación de Otero 400 por Herreros 400 y se incluye una línea que conecte Herreros 220 kV con Otero 220 kV. Esta línea utilizará parte de la antigua línea Tordesillas-Otero-Ventas 220 kV.

2.1.5.3 Corrección de errores: Repotenciación de Compostilla-Montearenas 220 kV.–Se corrigen los errores que recoge la Planificación 2008-2016 en la repotenciación de los dos circuitos Compostilla-Montearenas 1 y 2, tanto sobre la capacidad de transporte como en la fecha de puesta en servicio.

2.1.5.4 Actuaciones recogidas en la Planificación 2008-2016 relacionadas con el TAV.–En la Planificación 2008-2016, las actuaciones relacionadas con los Trenes de Alta Velocidad (TAV) Valladolid-Burgos-Vitoria y Valladolid-León-Asturias, quedaron pendientes de definición y de los estudios de viabilidad de los accesos.

Los estudios previos medioambientales y de implantación física han determinado las siguientes modificaciones:

Nueva subestación de Cerrato 400 kV como entrada/salida en Grijota-SS Reyes, debido a que la llegada a la subestación de Grijota 400 kV por la zona sur es inviable.

Nueva subestación de Luengos 400 kV como entrada/salida en un circuito de La Robla-Mudarra 400 kV, debido a que la conexión con Vilecha 400 kV es inviable.

Nueva subestación Buniel 400 kV como entrada/salida en Grijota-Barcina 400 kV que sustituye a Estepar 400 kV, debido a la reubicación de la subestación de tracción del tren.

Eliminación de la subestación Becilla 400 kV que es sustituida por una conexión por el norte en Grijota 400 kV. Nótese que al haber eliminado la ampliación por el sur sustituida por Cerrato e incluir la ampliación por el norte, el efecto neto es no modificar en el programa anual la ampliación de Grijota 400 kV recogida en la Planificación 2008-2016.

Nueva subestación La Pola de Gordón 400 kV como entrada/salida La Robla-Lada 400 kV que sustituye a Villamanín 400 kV, debido a la reubicación de la subestación de tracción del tren.

La subestación de Briviesca, que estaba planificada como E/S de Grijota-Garoña 400 kV, finalmente se conectará como E/S de Grijota-Vitoria 400 kV debido a que con este cambio topológico se minimiza el impacto ambiental.

2.1.5.5 Inviabilidad ampliación de Oncala 220 kV.–La subestación de Oncala 220 kV, que fue construida de forma limitada (barra simple sin ampliación posible) para la evacuación de generación eólica, hace inviable el acoger las tres posiciones de línea necesarias y previstas en la Planificación 2008-2016 para las conexiones de dos circuitos a Santa Engracia 220 kV y otro a Moncayo. Por eso, se programa la construcción de una nueva subestación Magaña 220 kV que recoja las posiciones de las líneas de transporte previstas

2.1.5.6 Modificación topológica de la interconexión España-Portugal por la zona del Duero.–La propuesta inicial para este proyecto consistía en utilizar la traza de las actuales líneas de 220 kV de interconexión entre España y Portugal que parten de Aldeadávila. Así pues, la traza de la línea existente Aldeadávila-Pocinho 220 kV se utilizaría para la construcción de un doble circuito aislado a 400 kV, funcionando uno de los circuitos de la futura línea a 400 kV (Aldeadávila-Lagoaça 400 kV), y el otro a 220 kV. Las modificaciones topológicas previstas en la zona portuguesa prevén que las líneas de 220 kV que parten de Aldeadávila se conecten ambas a Pocinho formando las líneas Aldeadávila-Pocinho 220 kV circuitos 1 y 2 (una utilizaría la traza actual de Aldeadávila-Bemposta 220 kV y la otra compartiría los apoyos del nuevo circuito de 400 kV).

Sin embargo en 2008, durante las tramitaciones surgieron una serie de condicionantes medioambientales en la zona del Parque Natural de Arribes del Duero que obligan a reducir la altura de los apoyos y a utilizar apoyos en capa, con el fin de reducir los obstáculos para el vuelo de aves. Como consecuencia, se sustituyen las actuales líneas de 220 kV de Aldeadávila-Bemposta 220 kV y Aldeadávila-Pocinho 220 kV, utilizando las trazas existentes, por una nueva línea de 220 kV de doble circuito en capa (líneas Aldeadávila- Pocihno 220 kV 1 y 2) y una nueva línea de 400 kV de simple circuito en capa (Aldeadávila-Lagoaça 400 kV).

2.1.5.7 Actualización de la conexión de Moncayo 220 kV.–Para mejorar las prestaciones de la subestación de Moncayo 220 kV, situación necesaria para el suministro de energía a los consumidores singulares cuya instalación está prevista en la zona, se plantea una segunda entrada/salida en la subestación de Moncayo desde la línea actual Trévago-Magallón 220 kV. Asimismo, para que el mallado de Moncayo sea más robusto, esta subestación se conectará directamente con Santa Engracia 220 kV en sustitución de la entrada/salida en Magaña de la línea Santa Engracia-Moncayo 220 kV. Adicionalmente, hay que tener en cuenta que la nueva topología conlleva la renovación de Moncayo 220 kV, que actualmente es una simple barra y habría que construir en los terrenos adyacentes una doble barra de 220 kV, con conexión a la simple barra donde se dejarían conectados los parques eólicos que vierten su producción a dicha subestación.

2.1.6 Castilla-La Mancha:

2.1.6.1 Actuaciones relacionadas con el TAV.–Se incorpora la siguiente actuación relacionada con el Tren de Alta Velocidad Madrid-Badajoz en el tramo Madrid-Navalmoral:

Nueva subestación Villamiel 400 kV como entrada/salida en Almaraz-Colmenar 1 400 kV que sustituye a La Pueblanueva 400 kV (E/S Arañuelo-Morata), debido a la reubicación de la subestación de tracción del tren.

2.1.6.2 Cambio de nombre de La Nava II por La Solana.–Cambio de nombre de la futura subestación de La Nava II 220 kV por La Solana 220 kV.

2.1.6.3 Modificación del punto de evacuación del CCGN de Almonacid de Zorita.–Inicialmente estaba previsto y recogido en la Planificación 2008-2016 que los nuevos grupos de ciclo combinado de gas natural que se instalasen en la zona de Almonacid de Zorita evacuasen en la futura subestación de Armuña de Tajuña 400 kV que conectaría mediante una doble entrada/salida a los dos circuitos de 400 kV que conectan Trillo con Loeches.

Debido a que se ha reducido el contingente de generación a evacuar en esta zona, se establece que dicha evacuación se realizará sobre la actual subestación José Cabrera 220 kV, eliminándose la subestación planificada de Armuña de Tajuña 400 kV.

2.1.6.4 Repotenciación del doble circuito Loeches-José Cabrera 220 kV.–Al modificar el punto de evacuación de la generación de ciclo combinado de gas natural prevista en la zona de Almonacid de Zorita, se hace necesaria la repotenciación de este doble circuito.

2.1.6.5 Las Carroyuelas 220 kV.–Al resultar inviables las ampliaciones planificadas de la subestación Madridejos 220 kV, se programa una nueva subestación Las Carroyuelas que recoja las actuales líneas de la red de transporte y las ampliaciones previstas en Madridejos 220 kV. La actual subestación se conectará con la nueva subestación Las Carroyuelas a través de un doble circuito de 220 kV.

2.1.6.6 Eliminación de la renovación de Bolarque 220 kV.–Se elimina la renovación planificada de la actual subestación Bolarque 220 kV al revisar la prioridad de esta actuación para la operación del sistema.

2.1.7 Cataluña:

2.1.7.1 Cambio de nombre de Salas de Pallars por Isona.–Cambio de denominación de las futuras subestaciones de Salas de Pallars 400 kV por Isona 400 kV y de Salas de Pallars 220 kV por Isona 220 kV.

2.1.7.2 Ampliación en Sentmenat 220 kV.–Se incluye en observaciones un comentario donde se indica que la conexión en Sentmenat 220 kV consiste en líneas en cable de 220 kV, con interruptores en el extremo de las mismas.

2.1.7.3 Eliminación del cambio topológico entre las subestaciones de 220 kV de Rubí y Can Jardí.–Como consecuencia de la larga duración de los descargos asociados a la permuta de las actuales líneas Rubí-Abrera/Pont (Riera de Martorell) 220 kV con las líneas Can Jardí-Castellbisbal/Cervelló 220 kV se ha decidido no realizar la mencionada permuta eliminándola de la planificación vigente.

2.1.7.4 Alternativa a Cercs-Vic 220 kV.–Ante las inviabilidades, por un lado, de ampliar la actual subestación de Cercs 220 kV y, por otro, de utilizar la traza de la línea Cercs-Vic 132 kV, así como las necesidades de aportar un refuerzo desde la red de transporte a la zona, se plantea la alternativa de una línea que una Vic 220 kV con la nueva subestación de Olván 220 kV, ya planificada. Esta alternativa no requiere la renovación de Cercs, que se elimina.

2.1.7.5 Interconexión con Francia.–Para la interconexión eléctrica planificada entre España y Francia por Cataluña se ha descartado la construcción de la misma en corriente alterna y se ha decidido realizarla en corriente continua y soterrada. Ello conlleva la modificación de las actuaciones previstas en la línea Frontera Francesa-Santa Llogaia/Ramis 400 kV y la sustitución por cables en corriente continua entre Santa Llogaia 400 kV y la frontera con Francia.

2.1.7.6 Morell 220 kV.–El eje previsto entre La Selva 220 kV y Perafort 220 kV, que utilizaba la actual línea Morell-Perafort 220 kV, no puede llevarse a cabo por imposibilidad de ampliar la actual subestación de Morell 220 kV. Por tanto se plantea como alternativa un segundo circuito La Selva-Perafort 220 kV.

2.1.7.7 TransBadalona 220 kV.–Para el adecuado control de la potencia de cortocircuito en el área metropolitana de Barcelona se diseñó una red desmallada y agrupada en bolsas eléctricas. Para la gestión de estas bolsas se plantearon en diversas subestaciones unos by-pass de determinadas líneas que fueran operables, de forma que se pudieran conectar esas bolsas si en un momento dado se considera necesario. Una de las subestaciones que se decidió que tuviera uno de esos by-pass es la de Badalona 220 kV. Sin embargo, la falta de espacio físico en la misma para ubicar éste ha planteado la necesidad de crear una nueva subestación, TransBadalona 220 kV, donde se trasladaran las posiciones de las líneas de la red de transporte aumentando la fiabilidad del sistema. Esta nueva subestación se unirá a la actual.

2.1.7.8 Sant Celoni 220 kV.–Acceso provisional a la red de transporte de las instalaciones de alimentación a la tracción eléctrica que alimenta, en uno de sus dos tramos previstos al eje de Alta Velocidad Barcelona-Frontera Francesa, mediante una posición en la actual subestación (SE) Sant Celoni 220 kV. Este acceso sólo tendrá vigencia hasta la puesta en servicio de la futura SE Riudarenes 400 kV.

2.1.7.9 Cable provisional Nudo Viario-Viladecans 2 220 kV.–Ante la problemática surgida en cuanto a la posibilidad de ejecutar dentro de los plazos previstos en la planificación vigente, la futura subestación TranSant Boi 220 kV, y por consiguiente su unión con dos cables con la subestación de Nudo Viario 220 kV, se ha planteado como solución provisional, aprovechar el tendido de uno de esos cables que partirán de Nudo Viario 220 kV para hacerlo entrar en Viladecans 220 kV (anexa a la futura TranSant Boi 220 kV). Esto permitirá facilitar la evacuación de la generación de Zona Franca, así como mejorar la garantía de suministro en la zona. No obstante, ésta es una solución provisional hasta la construcción de la subestación de TranSant Boi 220 kV, para evitar la fuerte dependencia eléctrica de la zona de una sola subestación (Viladecans 220 kV).

2.1.8 Extremadura:

2.1.8.1 Actuaciones relacionadas con el TAV.–Se modifica la siguiente actuación relacionada con el Tren de Alta Velocidad (TAV) Madrid-Badajoz:

Nueva subestación Carmonita 400 kV como entrada/salida en Almaraz C.N.-San Serván 400 kV que sustituye a Alcuéscar 400 kV, debido a la reubicación de la subestación de tracción del tren.

2.1.8.2 Nueva línea Los Arenales-Trujillo 220 kV.–Debido a la inviabilidad física del cambio de tensión planificado a 220 kV de la actual línea de 132 kV Trujillo-Cáceres, se incluye la construcción de una nueva línea Los Arenales-Trujillo 220 kV.

2.1.8.3 Reconfiguración Brovales-Balboa 220 kV.–En la actual subestación Balboa 220 kV se necesita una posición para el AT2 Balboa 400/220 kV y otra posición para evacuación de generación de régimen especial; sin embargo sólo hay espacio para una ampliación. Se adopta como solución hacer un nuevo parque de 220 kV en Brovales y poner el nuevo transformador y la nueva generación conectados en dicho parque y una nueva línea de conexión Brovales-Balboa 220 kV.

2.1.8.4 Nueva subestación Belvis de Monroy 220 kV.–Debido a la inviabilidad física de ampliación de tres nuevas posiciones en la subestación Almaraz C.N. 220 kV necesarias para cumplir el desarrollo previsto en la planificación se programa una nueva subestación denominada Belvis de Monroy 220 kV, cercana al actual emplazamiento de la subestación Almaraz C.N.

2.1.8.5 Intercambio de las unidades de transformación previstas en Brovales y Vitoria.–Debido a que actualmente está construida la infraestructura necesaria para la instalación de un banco trifásico de 500 MVA en Vitoria, se modifica la planificación prevista de tal forma que la unidad de transformación prevista en Vitoria de 600 MVA se instalará en Brovales y la unidad prevista en Brovales de 500 MVA se instalará en Vitoria.

2.1.8.6 Modificación topológica alrededor de Mérida 220 kV.–Debido a la inviabilidad de ampliación de la actual subestación Mérida 220 kV para una nueva posición de apoyo a la red de distribución, se propone una modificación topológica consistente en construir sobre la futura SE San Serván 220 kV una entrada/salida en la línea prevista Vaguadas/Montijo-Mérida 220 kV. De esta forma, se consigue el segundo circuito preciso entre San Serván 220 kV y Mérida 220 kV, circuito que ha de ser repotenciado. Esta modificación tiene un comportamiento eléctrico similar permitiendo liberar una posición en Mérida 220 kV.

2.1.9 Galicia:

2.1.9.1 Actualización de la repotenciación de Regoelle (antigua Nueva Dumbría)-Mesón 220 kV.–Para favorecer la evacuación de la generación eólica instalada en la zona de Vimianzo-Dumbría-Mazaricos se incrementa la capacidad de transporte de la línea Regoelle (antigua Nueva Dumbría)-Mesón 220 kV hasta los 730 MVA en invierno.

2.1.9.2 Inviabilidad de llegar hasta Cornido 132 kV.–El emplazamiento de la subestación existente Cornido 132 kV está dentro de terrenos ambientalmente protegidos, en el borde de la ría de Ferrol. Por ello, la construcción de una subestación de 400 kV al lado de la subestación de distribución es inviable. Se plantea una nueva subestación denominada Narón que se ubicará a unos seis km de Cornido 132 kV, por lo que el distribuidor deberá llegar con línea/cable de 132 kV para conectar con la subestación de transporte. Esta actuación reduce en aproximadamente 12 km los circuitos de 400 kV.

2.1.9.3 Actuaciones asociadas a las nuevas subestaciones: Xove (antigua Aluminio) y Candedo (antigua Nueva Puentes de García Rodríguez).–Se introducen las actuaciones derivadas de la programación en la Planificación 2008-2016 de las nuevas subestaciones de Aluminio 400 kV, que cambia su denominación a Xove, y Nueva Puentes de García Rodríguez 400 kV, que se denominará Candedo.

En Xove 400 kV se prevé la conexión de la nueva subestación con las instalaciones de la fábrica de Alcoa, donde no existe actualmente ninguna subestación como tal aunque haya sido representada en los estudios como el nudo de Aluminio 400 kV.

La unión entre la antigua Puentes de García Rodríguez 400 kV y Candedo 400 kV se realizará utilizando las líneas existentes mediante tres entradas/salidas para que la conexión entre ambas subestaciones, a través de tres circuitos, quede con capacidad suficiente para la evacuación de la generación instalada en Puentes de García Rodríguez.

2.1.9.4 Inviabilidad ampliación de Tambre II 220 kV.–El doble circuito Lousame (antigua Tambre Nueva)-Tambre II 220 kV, programado para 2010, es inviable porque no hay espacio físico en la subestación de Tambre II 220 kV para acoger las dos posiciones de línea necesarias. Por ello, es necesario aprovechar el circuito que conecta actualmente Santiago de Compostela con Tambre II para, mediante una nueva entrada/salida en Lousame (antigua Tambre Nueva) en dicho circuito, facilitar la conexión entre Tambre II y Lousame.

2.1.9.5 Nueva entrada/salida en Tomeza 220 kV.–El aumento de la fiabilidad en la alimentación de Pontevedra exige hacer una nueva entrada/salida en Tomeza de la línea Lourizán-Pazos de Borbén 220 kV reduciendo la probabilidad de fallo del suministro a la distribución. Esta actuación hace que no sea precisa la renovación de la actual subestación de Lourizán 220 kV que estaba prevista.

Como consecuencia de lo anterior la repotenciación de la línea Pazos-Lourizán 220 kV, recogida en la Planificación 2008-2016, ha de sustituirse por la repotenciación de la línea Pazos-Tomeza 220 kV.

2.1.9.6 Cambio de nombre de Piñor por Amoreiro.–Cambio de denominación de la futura subestación de Piñor 220 kV por Amoreiro 220 kV.

2.1.9.7 Cambio de nombre de Masgalán por Silleda.–Cambio de denominación de la futura subestación de Masgalán 400 kV por Silleda 400 kV.

2.1.9.8 Cambio de nombre de Tambre Nueva por Lousame.–Cambio de denominación de la futura subestación de Tambre Nueva 220 kV por Lousame 220 kV.

2.1.9.9 Cambio de nombre de Nueva Dumbría por Regoelle.–Cambio de denominación de la futura subestación de Nueva Dumbría 220 kV por Regoelle 220 kV.

2.1.9.10 Interconexión Norte con Portugal.–Las instalaciones, recogidas en la planificación 2008-2016, relacionadas con la nueva interconexión Norte con Portugal resultan inviables en su configuración original, según las siguientes observaciones:

El D/C Cartelle-Pazos de Borbén 400 kV que necesitaría de dos posiciones nuevas en Cartelle 400 kV es inviable por no poder entrar con un nuevo doble circuito a la subestación.

Se ha observado la inviabilidad de hacer un nuevo circuito en aéreo a 400 kV desde Pazos a la frontera con Portugal de forma directa debido a la elevada presencia de construcciones, que además está dispuesta de forma atomizada, la presencia del aeropuerto de Vigo con la servidumbre física y radiométrica asociada.

La alternativa a esas actuaciones es construir dos nuevas subestaciones de 400 kV: Boboras como entrada/salida de Mesón-Cartelle conectada con O Covelo con transformación 400/220 kV y añadir un circuito de 220 kV entre O Covelo y Pazos para reforzar la alimentación a Vigo. La interconexión con Portugal se formaría mediante el circuito O Covelo-Frontera de 400 kV.

2.1.10 Madrid:

2.1.10.1 Reconfiguración conexión Fuente Hito 220 kV y Alcobendas 220 kV.–La conexión inicialmente planificada de Fuente Hito 220 kV (D/C Fuente Hito-Alcobendas 220 kV y E/S de Alcobendas 220 kV en la línea Fuencarral-T2 Tres Cantos 220 kV) no es viable físicamente, por lo que se eliminará la E/S de Alcobendas 220 kV y se realizará una nueva conexión de Fuente Hito 220 kV a las subestaciones de Alcobendas 220 kV y Arroyo de la Vega 220 kV.

2.1.10.2 Nueva subestación Villaverde II 220 kV.–La futura subestación de Villaverde 400 kV no puede ir aneja a la subestación actual de 220 kV por lo que se programa una nueva subestación Villaverde II 220 kV donde se conectará la transformación 400/220 kV y tres nuevos cables que enlazarán con la actual subestación de 220 kV.

2.1.10.3 Eliminación de la reactancia serie de Casa de Campo 220 kV.–Se elimina la reactancia serie prevista en la subestación de Casa de Campo 220 kV debido a la inviabilidad física para su implantación.

2.1.10.4 Posición GIS móvil en Villaviciosa 220 kV.–Debido a los retrasos que acumula el proyecto SUMA existen riesgos en la alimentación del consumo de la zona en situación de post-contingencia. Por dicho motivo se instala transitoriamente una posición GIS móvil en la subestación de Villaviciosa 220 kV y conectada en T a la actual línea Lucero-Boadilla 220 kV.

2.1.11 Murcia:

2.1.11.1 Incremento de potencia de transformación 400/220 kV en Escombreras-Fausita.– La propuesta de baja del transformador de Escombreras 400/220 kV es en realidad una sustitución de ese transformador de 300 MVA por otro de 600 MVA que se ubicará en el parque de Fausita. Por tanto, se anula el traslado de transformador 400/220 kV de reserva estratégica de Escombreras a Fausita.

2.1.11.2 Eliminación de la repotenciación de Nueva Escombreras-Torremendo 400 kV.–Esta repotenciación, condicionada a contrato técnico de acceso de una nueva generación en la zona de la Bahía de Escombreras, ya no resulta necesaria gracias a la partición ya planificada de la subestación Nueva Escombreras 400 kV.

2.1.11.3 DC El Palmar-Murcia 220 kV.–Por error, en la Planificación el nuevo DC El Palmar-Murcia 220 kV aparece como línea aérea cuando debe ser una actuación en cable.

2.1.12 Navarra:

2.1.12.1 Cambio de nombre de Aberin por Dicastillo.–Cambio de denominación de la futura subestación de Aberin 220 kV por Dicastillo 220 kV.

2.1.12.2 Alternativa al DC Muruarte-Vitoria 400 kV y a la conexión de Dicastillo (Aberin) 220 kV.–Los análisis de implantación de construcción de la línea D/C Muruarte-Vitoria 400 kV han determinado que la traza más adecuada para salir de Muruarte es paralela a la traza por la que discurrirá la línea de doble circuito Muruarte-Dicastillo 220 kV. Ante esta situación y tras el análisis de las posibilidades, se resuelve sustituir la alimentación de la futura SE Dicastillo 220 kV prevista en la Planificación mediante un doble circuito Muruarte-Dicastillo 220 kV, por una nueva subestación Dicastillo 400 kV como entrada/salida en Muruarte-Castejón 400 kV con transformación 400/220 kV.

Por otra parte, debido a problemas medioambientales y de oposición social, en la llegada al País Vasco desde Navarra,se plantea la sustitución de la SE Vitoria por la SE Ichaso 400 kV lo que, tras lo cambios en la conexión de Dicastillo mencionados anteriormente, implica la necesidad de una nueva línea de doble circuito Dicastillon-Ichaso 400 kV que intentará aprovechar en gran medida el trazado de la línea existente de 220 kV Orcoyen-Ichaso circuito 2, la cual se desmantelará tras llevar a cabo esta actuación. Para asegurar el apoyo que la línea Muruarte-Vitoria 400 kV hacía en Álava se propone como alternativa una entrada/salida de Vitoria 400 kV en la línea Barcina-Ichaso 400 kV.

Estas soluciones permiten reducir de forma significativa el impacto ambiental en las zonas afectadas respecto a la solución anteriormente planteada, a la vez que se mantienen unos adecuados niveles de fiabilidad del sistema, cumpliendo los criterios de desarrollo de la red de transporte.

2.1.13 País Vasco:

2.1.13.1 Alternativas de alimentación al Tren de Alta Velocidad en el País Vasco.–La ampliación de la SE Amorebieta 400 kV, motivada por la alimentación al Tren de Alta Velocidad (TAV) de la Y-Vasca en la zona de Bilbao, resulta inviable por razones de falta de espacio tanto en la propia subestación como en las posibilidades de acceso a ésta con nuevas líneas. Por lo tanto, se programa una nueva subestación Luminabaso 220 kV, como entrada/salida en la línea Basauri-Abadiano 220 kV.

De igual forma, al resultar inviable físicamente la ampliación de la SE Hernani 400 kV para alimentación del TAV en la zona de San Sebastián, se reemplaza esta actuación por una nueva subestación Tolarieta 400 kV, como entrada/salida en la línea Hernani-Ichaso 400 kV.

2.1.13.2 Inviabilidad de la renovación de Sidenor 220 kV y cambio de topología.–La renovación planificada de la actual subestación Sidenor 220 kV originada por la criticidad de esta subestación en la operación del sistema no es posible por inviabilidad física, debido a la falta de espacio y a la imposibilidad de encontrar terrenos adyacentes.

Por otra parte, los cambios topológicos planificados en la zona no se pueden realizar al ser inviable la ampliación de la subestación de Basauri para el número de posiciones planificadas. Por tanto, se plantea una nueva modificación topológica que implica conectar Sidenor entre T Gueñes y Basauri (en lugar de Abadiano) y retrasar la eliminación de la T Gueñes 220 kV.

2.1.13.3 Inviabilidad de la renovación de Ali 220 kV.–La renovación planificada de la actual subestación Ali 220 kV originada por la criticidad de esta subestación en la operación del sistema no es posible por inviabilidad física, debido a la falta de espacio y a la imposibilidad de encontrar terrenos adyacentes.

Como consecuencia, las posibles ampliaciones de esta subestación debidas a accesos de demanda o generación no serán factibles y deberán realizarse en otro punto de la red de transporte.

2.1.13.4 Intercambio de las unidades de transformación previstas en Brovales y Vitoria.–Debido a que actualmente está construida la infraestructura necesaria para la instalación de un banco trifásico de 500 MVA en Vitoria, se modifica la planificación prevista de tal forma que la unidad de transformación prevista en Vitoria de 600 MVA se instalará en Brovales y la unidad prevista en Brovales de 500 MVA se instalará en Vitoria, según lo expuesto en el punto 4.10.5.

2.1.13.5 Eliminación de la renovación de Puentelarrá 220 kV.–Se elimina la renovación planificada de la actual subestación Puentelarrá 220 kV al considerarse no prioritaria esta actuación para la operación del sistema.

2.1.14 Comunidad Valenciana:

2.1.14.1 Torrevieja 220 kV.–En las observaciones de la subestación de Torrevieja 220 kV, se incluye que acoge las posiciones necesarias para asegurar el suministro eléctrico a la planta desaladora de Torrevieja.

2.1.14.2 Cambio de nombre de Carrases por Vallbona.–Cambio de denominación de la futura subestación de Carrases 220 kV por Vallbona 220 kV.

2.1.14.3 Beniferri-La Eliana 220 kV.–La imposibilidad de utilizar la actual traza de la línea Beniferri-La Eliana 132 kV, por la necesidad de seguir usando el 132 kV por su actual propietario, hace que se plantee un tendido nuevo para la línea Beniferri-La Eliana 220 kV. Esta actuación debe realizarse en cable debido a la existencia en su trazado de zonas urbanas consolidadas, zonas protegidas medioambientalmente y zonas planificadas como urbanizables.

2.1.14.4 Jijona-Montebello 2 220 kV.–La imposibilidad de utilizar la actual traza de la línea Jijona-Montebello 132 kV, por la necesidad de seguir usando el 132 kV por su actual propietario, hace que se plantee un tendido nuevo para la línea Jijona-Montebello 2 220 kV.

2.1.14.5 Conexión Villarreal Sur.–Debido a la inviabilidad de realizar la red planificada consistente en el paso de la línea La Plana-Vall D’Uxó de 132 kV a 220 kV, puesto que sería preciso el descargo simultáneo de los circuitos La Plana-Bechí 220 kV y La Plana-Villarreal Sur 132 kV (con riesgo de perder un mercado de unos 120 MW que quedarían alimentados por una antena de 60 km) y teniendo en cuenta, además, que el nuevo PGOU de Villarreal forzará el traslado de la instalación de Villarreal Sur (por lo que el nuevo circuito de 220 kV tendrá que ir por un trazado diferente al de la línea actual) resulta necesario modificar la conexión prevista de la futura SE Villarreal Sur 220 kV.

Por lo tanto, se sustituye la transformación del circuito de 132 kV a 220 kV entre La Plana y Villarreal Sur y la E/S en Villarreal Sur del circuito La Plana-Bechi 220 kV por un nuevo DC La Plana-Villarreal Sur 220 kV.

2.1.14.6 Bernat 220 kV.–Al resultar inviable la renovación planificada de la subestación Alcira 220 kV, se programa una nueva subestación Bernat 220 kV que recoge las instalaciones de la red de transporte existentes y futuras en Alcira 220 kV. La demanda actual seguirá conectada a la subestación existente cuya conexión con la nueva subestación se realizará a través de dos enlaces de 220 kV.

2.1.14.7 Inviabilidad de renovación de El Ingenio 220 kV.–Al resultar inviable la renovación planificada de la subestación El Ingenio 220 kV, se modifican las conexiones previstas entre la futura SE El Serrallo y la SE el Ingenio 220 kV. Por lo tanto, se elimina la renovación de El Ingenio así como el doble circuito El Ingenio-El Serrallo 220 kV y se incluye una nueva doble entrada/salida de El Serrallo en las líneas La Plana-El Ingenio 220 kV y Benadresa-El Ingenio 220 kV. De las dos entradas y salidas resulta necesaria una de ellas en el corto plazo para alimentar la demanda de la zona.

2.1.14.8 Reconfiguración de la red de transporte de Valencia capital.–Se adelanta la futura SE Parque Central 220 kV (debido al retraso de otras subestaciones por la problemática de localizar terrenos y unido a la necesidad de alimentar el AVE) lo que da lugar a un incremento de la red de transporte de unos 2 km de cable, a la vez que se retrasan la SE Alameda y la SE El Grao 220 kV.

2.1.15 Actualización de accesos.–Se incluyen las actualizaciones de aquellos accesos a la red de transporte recogidos en el documento de Planificación 2008-2016 como «condicionado a acceso» y cuyos estudios se han concluido, identificando el código de acceso asignado.

2.1.16 Cambios de fechas de puesta en servicio.–Se incluye la actualización de la fecha de puesta en servicio de las siguientes actuaciones:

La ampliación de la subestación Valdecaballeros 400 kV se adelanta de 2014 a 2011 y la de Arcos 400 kV se adelanta de 2015 a 2011, ambas vinculadas a la evacuación de generación de régimen especial.

La nueva subestación de Lugo 400 kV se adelanta de 2015 a 2012 con el objeto de facilitar la evacuación de nueva generación eólica en Galicia, y más concretamente en la zona de Boimente. Además se añade esta funcionalidad a la motivación, dado que inicialmente estaba sólo programada para apoyo a distribución.

Las repotenciaciones de las líneas Puertollano-Venta Inés 220 kV y Arroyo del Valle-Venta Inés 220 kV, asociadas también a la evacuación de generación de régimen especial, se adelantan de 2013 a 2011.

Las repotenciaciones de las líneas Cordobilla-Sangüesa 220 kV y Cordobilla-Orcoyen 220 kV se adelantan de 2014 a 2011, las de las líneas Cordobilla-Muruarte 220 kV y Orcoyen-Muruarte 220 kV de 2014 a 2012 y la de la línea Ichaso-Orcoyen 2 220 kV se adelanta de 2013 a 2010. Todas ellas son necesarias para evacuar distintos parques eólicos en la zona.

La subestación Mezquita 220 kV, así como su transformación 400/220 kV se adelanta de 2012 a 2011 y la subestación Calamocha 220 kV y el doble circuito Mezquita-Calamocha 220 kV se adelanta de 2013 a 2011. Las funciones de estas actuaciones son de apoyo a distribución en la zona, alimentación al tren de alta velocidad y evacuación de generación de régimen especial.

El nuevo doble circuito de 220 kV entre la futura subestación de El Cañuelo (antes denominada Marismas) y la actual subestación de Pinar se retrasa de 2010 a 2012 debido a no poder realizarlo como inicialmente estaba previsto.

Las siguientes subestaciones se retrasan: Parque Central 220 kV (de 2013 a 2010), El Grao 220 kV (de 2009 a más allá de 2015) y Alameda 220 kV (de 2009 a 2011), debido a la reconfiguración de la red de transporte de Valencia capital.

2.2 Infraestructuras planificadas que sufren actualizaciones puntuales en los sistemas eléctricos insulares:

2.2.1 Baleares:

2.2.1.1 Adelanto de la baja de Son Molinas 66 kV y alta de Son Molinas 132 kV.–Por elevadas corrientes de cortocircuito en la zona, se adelanta la construcción de la subestación planificada Son Molinas 132 kV (inicialmente funcionando a 66 kV), realizando una reubicación de la subestación a un nuevo emplazamiento. El adelanto de esta actuación ya planificada, funcionando a 66 kV, requiere reconectar las líneas de 66 kV existentes.

2.2.1.2 Re-configuración líneas Palma Nova 66 kV.–Con objeto de eliminar el problema de saturación del circuito Palma Nova-Calviá 66 kV en (N-1), por disparo de la línea Valldurgent-San Agustín 66 kV, se propone la siguiente modificación del plan vigente:

Eliminar el doble circuito Palma Nova-Calviá 66 kV

Plantear una entrada/salida de Palma Nova 66 kV en la línea Calviá-Valldurgent cerca del futuro emplazamiento de la SE Santa Ponsa (con lo que se minimiza el coste de la futura conexión del citado doble circuito subterráneo en el parque a 66 kV de Santa Ponsa).

Restablecimiento de la antigua línea aérea Calviá-San Agustín 66 kV. Dicha línea se desvía posteriormente a Santa Ponsa, tal y como aparece en el plan vigente.

Esta modificación no tiene efecto sobre la configuración resultante al final del periodo de planificación sino únicamente sobre los estadios intermedios.

2.2.1.3 Cable D/C Santa Ponsa-Estación conversora CC 220 kV.–Ante la inviabilidad física de la construcción de la estación conversora en la misma parcela que la subestación Santa Ponsa 220 kV, ha sido necesario trasladar la estación conversora a una parcela contigua, haciendo necesaria la instalación de un doble circuito en cable de 220 kV (de aproximadamente 300 m) con sus posiciones correspondientes.

2.2.1.4 D/C Artá-Bessons 132 kV.–Ante la inviabilidad física de aprovechar el DC existente Artá-Bessons 66 kV para construir el futuro DC Artá-Bessons 132 kV, se plantea el futuro DC de 132 kV como un circuito nuevo sin dar de baja el DC de 66 kV.

2.2.2 Canarias:

2.2.2.1 Soterramiento de las líneas de 66 kV que circulan por terreno urbano.–En la planificación vigente no se especificó el carácter de soterrado o aéreo de las líneas planificadas en Canarias. Todas las líneas de 66 kV, cuyo aumento de tensión no esté previsto y que transcurran por terreno urbano, se soterrarán en el tramo en que esto sea imprescindible. Se buscará minimizar la longitud soterrada.

2.2.2.2 El Rosario 220 kV.–Ante la falta de espacio en el actual emplazamiento de Geneto 66 kV para construir el futuro parque de 220 kV, resulta necesario construir El Rosario, con parques de 220 y 66 kV en las cercanías de la actual Geneto 66 kV. Todas las líneas de 66 kV se trasladan al nuevo parque que se une con el actual mediante un doble circuito.

2.2.2.3 Caletillas 220 kV.–Ante la falta de espacio en el actual emplazamiento de Candelaria 220 kV para construir todas las posiciones de 220 kV previstas, resulta necesario construir Caletillas 220 kV en las cercanías de la actual Candelaria 220 kV. El nuevo parque se une con el actual mediante un doble circuito. Esta subestación se conectará a las subestaciones de Granadilla 220 kV, Granadilla II 220 kV, Nueva Geneto 220 kV, Farrobillo 220 kV y Buenos Aires 220 kV.

2.2.2.4 Paso del eje D/C Geneto-Candelaria-Granadilla 66 kV a 220 kV.–Ante la imposibilidad de reutilizar el eje en doble circuito de 66 kV existente para el futuro eje de 220 kV, se plantea la construcción de un eje en doble circuito de 220 kV nuevo y el posterior desmantelamiento del eje de 66 kV existente. En el nuevo doble circuito se incluye una entrada/salida en una nueva subestación de Arico 220 kV (en la planificación vigente ya se contemplaba una subestación de evacuación de régimen especial de 220 kV en esta zona). Del doble circuito de 66 kV existente se deja sin desmantelar el tramo entre Candelaria y Polígono de Güimar con el objeto de reutilizarlo para crear el doble circuito Candelaria P. Güimar 66 kV (contemplado en la planificación vigente).

2.2.2.5 Modificación Chayofa-Los Vallitos-Los Olivos 66 kV.–En la planificación vigente se plantea la puesta en servicio de los segundos circuitos de Chayofa-Los Vallitos y Los Olivos-Los Vallitos. Dado que se retrasa la puesta en servicio de Los Vallitos, se plantea que primero entre en servicio Chayofa-Los Olivos 2 (de hecho ya ha entrado en servicio) y posteriormente se realice la entrada/salida.

2.2.2.6 Paso de Guía de Isora-Los Olivos 66 kV a doble circuito.–Se plantea realizar un nuevo doble circuito de 66 kV y posteriormente desmontar la línea existente. La justificación es que los apoyos de esta línea no están preparados para la transformación a doble circuito y, por tanto, habría que cambiarlos y que el descargo necesario para dicho cambio no sería aceptable por el impacto que supondría sobre el suministro.

2.2.2.7 Paso de los ejes Matas Blancas-Gran Tarajal-Salinas-Corralejo 66 kV y Playa Blanca-Macher 66 kV a doble circuito de 132 kV.–En la planificación vigente se contempla la transformación de los ejes existentes de simple circuito de 66 kV Matas Blancas-Gran Tarajal-Salinas-Corralejo y Playa Blanca-Macher en ejes de doble circuito 132 kV. A la dificultad que supone transformar una instalación diseñada para simple circuito de 66 kV en una de doble circuito capaz de funcionar en 132 kV se le añade la criticidad de los mencionados ejes, ya que es la única red de transporte existente entre los nudos que une. La pérdida de alguna de las líneas de estos ejes implicaría serias dificultades para suministrar la demanda y en algunos casos pérdidas forzosas de suministro que podrían llegar al 40% de la demanda de Fuerteventura.

Para evitar las dificultades mencionadas se propone construir en primer lugar las líneas de doble circuito 132 kV previstas en la planificación manteniendo mientras tanto las líneas de 66 kV.

2.2.2.8 Cable Corralejo-Playa Blanca 132 kV.–El segundo cable submarino que une las subestaciones de Corralejo y Playa Blanca está previsto que entre en servicio en 2010 a 66 kV (preparado para 132 kV) para pasar a energizarlo en 132 kV en 2015. Con objeto de evitar la instalación de transformadores adicionales se propone instalar dicho cable directamente funcionando a 132 kV en 2012 (fecha en que está prevista la puesta en servicio de las subestaciones de 132 kV de los extremos). Esta actuación permite eliminar un transformador planificado en cada una de las subestaciones de Corralejo y Playa Blanca.

2.2.2.9 Eliminación de transformadores 132/66 kV.–En la planificación vigente se incluyeron unidades de transformación 132/66 kV en varias subestaciones de Fuerteventura y Lanzarote para conectar los nudos de 66 kV a la red de 132 kV. Se ha observado que en algunos nudos no es necesario mantener el nudo de 66 kV una vez que desaparecen las líneas de esta tensión y por eso se eliminan de la planificación los transformadores de Gran Tarajal y Matagorda.

2.2.2.10 Reubicación de una reactancia en Lanzarote.–En la planificación vigente se programaron 3 reactancias de 6 Mvar en la subestación de Macher para compensar la energía reactiva producida por los cables de 66 kV que unen Punta Grande y Macher. Se propone que una de dichas reactancias se instale en Punta Grande en lugar de en Macher.

2.2.2.11 La Oliva 66 kV.–Ante la falta de espacio en el actual emplazamiento de Corralejo 66 kV para construir el futuro parque de 132 kV, resulta necesario construir La Oliva, con parques de 132 y 66 kV, en las cercanías de la actual Corralejo 66 kV. El nuevo parque de 66 kV se unirá con el actual mediante dos circuitos.

2.2.2.12 Puerto del Rosario 66 kV.–Ante la falta de espacio en el actual emplazamiento de Salinas 66 kV para construir el futuro parque de 132 kV, resulta necesario construir Puerto del Rosario, con parques de 132 y 66 kV, en las cercanías de la actual Salinas 66 kV. El nuevo parque de 66 kV se une con el actual mediante 4 circuitos.

2.3 Actuaciones excepcionales en el sistema eléctrico peninsular:

2.3.1 Andalucía:

2.3.1.1 Repotenciación de las líneas Alhaurín-Jordana, Costasol-Alhaurín, Cártama-Los Montes y Los Montes-Los Ramos 220 kV.–Los estudios realizados para analizar la seguridad del sistema durante los próximos periodos críticos en el horizonte 2010 dan como resultado, en el caso concreto de la zona sur y ante alguna situación de fallo simple y doble, la necesidad de la repotenciación de las líneas de 220 kV Costasol-Alhaurín, Cártama-Los Montes y Los Montes-Los Ramos. Estas repotenciaciones, junto con las ya planificadas, solucionan en gran parte los problemas que afectan al suministro de la provincia de Málaga.

2.3.1.2 Reducción de la potencia de cortocircuito en Sevilla capital.–La conexión prevista de generación en la red de transporte en la zona de Sevilla junto con el desarrollo de la red en este área dan lugar a elevadas corrientes de cortocircuito que se detectan en la red de 220 kV de Sevilla capital. Por tal motivo, resulta necesario desmallar las subestaciones existentes de Guillena 220 kV y Don Rodrigo 220 kV mediante la transformación de cada una de ellas en dos nudos, conectados entre sí mediante doble acoplamiento.

2.3.1.3 Actuaciones relacionadas con el TAV.–Las actuaciones que se incorporan relacionadas con el Tren de Alta Velocidad Sevilla-Antequera, son las siguientes:

Nueva subestación Viso del Alcor 220 kV como entrada/salida en la línea Dos Hermanas-Carmona 220 kV.

Ampliación de la subestación Urso 220 kV.

2.3.1.4 Repotenciación de la línea Onuba- Casaquemada-Guillena 220 kV.–Con objeto de mejorar las posibilidades de evacuación de la generación ubicada en la zona costera de Huelva, se incluye la repotenciación de la línea existente de 220 kV entre las subestaciones de Onuba, Casaquemada y Guillena.

2.3.1.5 Nueva subestación San Juan del Puerto 220 kV.–La conexión a la red de transporte de la generación de régimen especial (Cogeneración) en la zona de San Juan del Puerto en Huelva se llevará a cabo en un futuro nudo eléctrico San Juan del Puerto 220 kV (subestación evolucionable a doble barra con acoplamiento) y se materializaría a través de una nueva posición de la red de transporte (salida de línea) en dicha subestación, a la que conectaría su línea de conexión (instalación no transporte).

2.3.2. Castilla y León:

2.3.2.1. Nuevo Tren de Alta Velocidad Olmedo-Orense.–Los análisis realizados han concluido que es necesario llevar a cabo las siguientes actuaciones relacionadas con la alimentación para el TAV Olmedo-Orense:

Nueva subestación Medina del Campo 400 kV. Entrada/salida en Tordesillas-Galapagar 400 kV.

Nueva subestación Zamora 400 kV. Entrada/salida en Villarino-Grijota 1 400 kV.

Nueva subestación Toro 400 kV. Entrada/salida en Villarino-Tordesillas 400 kV.

Nueva subestación Valparaíso 400 kV. Entrada/salida en Aparecida-Tordesillas 400 kV.

Ampliación de la subestación Aparecida 400 kV.

Todas las actuaciones anteriores quedan condicionadas a los estudios y procesos de acceso y conexión del TAV.

2.3.2.2 Eliminación de T1 y T2 de Zamora 220 kV.–Tal y como indica el apartado 3.2.1 de la Planificación 2008-2016, basándose en datos históricos las interrupciones en las líneas conectadas en T son mucho más numerosas que las que se producen en líneas conectadas a las subestaciones. El criterio general es eliminar todas las líneas conectadas en T porque representan un punto débil en la red de transporte.

Las consecuencias perjudiciales son más acusadas cuando las líneas en T alimentan zonas de mercado, como son el caso de TZamora1 y TZamora2, donde se han producido recientemente incidencias con reducción de la demanda en Zamora 220 kV. Por ello, su eliminación se hace cada vez más urgente.

2.3.2.3 Repotenciación de la línea Aldeadávila-Villarino 400 kV.–Con el objeto de mantener los objetivos de capacidad de intercambio comercial entre España y Portugal, sin tener que recurrir a re-despachar generación, se programa la repotenciación de la línea Aldedávila-Villarino 400 kV.

2.3.3 Castilla-La Mancha:

2.3.3.1 Actuaciones relacionadas con el TAV.–Se incorpora la siguiente actuación relacionada con el Tren de Alta Velocidad Madrid-Badajoz en el tramo Madrid-Navalmoral:

Nueva subestación de Calera 220 kV como entrada/salida en la línea Belvis de Monroy-Talavera 220 kV.

2.3.3.2 Reducción de la potencia de cortocircuito en Aceca 220 kV.–Debido a las elevadas corrientes de cortocircuito que se detectan en los horizontes de estudio en la subestación existente de Aceca 220 kV, resulta necesario desmallar dicha subestación mediante la creación de dos nudos.

2.3.3.3 Repotenciación línea Aceca-Los Pradillos-Torrejón de Velasco 1 220 kV.–Para poder evacuar la generación solar térmica con previsión de conexión a la red de transporte y la generación solar fotovoltaica con previsión de conexión a la red de distribución y con afección en la red de transporte, es necesaria la repotenciación de la línea Aceca-Los Pradillos-Torrejón de Velasco 1 220 kV.

2.3.3.4 Repotenciación doble circuito Elcogás-Puertollano 220 kV.–Esta nueva repotenciación es necesaria para poder evacuar tanto la generación de régimen ordinario existente como la nueva generación de régimen especial conectada en la subestación de Elcogás 220 kV.

2.3.4 Cataluña:

2.3.4.1 Nuevo Tren de Alta Velocidad entre Castellón y Barcelona.–Se ampliará la subestación de Vandellós 400 kV para acoger las posiciones necesarias para dar alimentación a las subestaciones de tracción de la conexión ferroviaria del corredor mediterráneo con el AVE Madrid-Barcelona-Francia.

2.3.4.2 Ascó 400 kV.–Nueva posición en Ascó 400 kV, para una segunda unidad de transformación 400/110 kV (200 MVA) motivada por la necesidad de satisfacer los requerimientos indicados por el Consejo de Seguridad Nuclear.

2.3.5 Galicia:

2.3.5.1 Nuevo Tren de Alta Velocidad Olmedo-Orense.–Los análisis realizados han concluido que la mejor opción para la alimentación del nuevo TAV Olmedo-Orense es la construcción de una nueva subestación Taboadella 400 kV como entrada/salida en un circuito de la línea Cartelle-Trives 400 kV. Esta actuación queda condicionada a los estudios y procesos de acceso y conexión del TAV.

2.3.5.2 Repotenciación Cartelle-Velle 220 kV.–Esta nueva repotenciación es necesaria para poder evacuar la generación hidráulica futura ubicada en la cuenca del río Sil.

2.3.5.3 Repotenciación Mesón-Belesar 220 kV.–Esta nueva repotenciación es necesaria para eliminar las restricciones a la evacuación de la generación ubicada en la zona Noroeste de la península

2.3.6 Madrid:

2.3.6.1 Reactancias para el control de tensiones.–Se incorpora un plan de compensación de energía reactiva en la zona de Madrid para facilitar el control de tensiones, sobre todo en los periodos de valle, que supone la incorporación de 8 reactancias de 100 Mvar cada una en la red de 220 kV.

2.3.7 Murcia:

2.3.7.1 Nueva SE Los Camachos 220 kV y retraso de la futura SE Mar Menor 220 kV.–Iberdrola Distribución, en la solicitud de acceso realizada en una nueva subestación Los Camachos 220 kV, mediante transformación 220/20 kV, informó al Gestor del Sistema de la necesidad de modificar la evolución temporal de las subestaciones de la zona debido a los nuevos suministros previstos en Los Camachos, así como a la ralentización del incremento de la demanda esperada inicialmente en la zona de Mar Menor.

Tras los análisis realizados por Gestor se considera aceptable el adelanto de la futura SE Los Camachos dentro del horizonte de la actual planificación (año 2014) y el retraso de la futura SE Mar Menor a fechas posteriores al año 2016.

2.3.8 Navarra:

2.3.8.1 Repotenciación Ichaso-Orcoyen 220 kV circuito 1.–Tras las restricciones producidas en Navarra asociadas a la reducción de la generación eólica que vierte su producción a los nudos de la red de transporte de Cordovilla, Olite y Tafalla 220 kV, se reforzará la red de transporte mediante la repotenciación de la línea Ichaso-Orcoyen 220 kV circuito 1.

2.3.9 Comunidad Valenciana:

2.3.9.1 Nuevo Cauce 220 kV (actuación ya incorporada a la Planificación a través de Orden Ministerial).–Debido a la indeterminación sobre la posible vuelta al servicio de la subestación Patraix 220 kV y ante la situación crítica de la alimentación a Valencia se construirá la nueva subestación de Nuevo Cauce 220 kV. Ésta se plantea como una doble entrada/salida en las líneas Torrente-Patraix 220 kV y Fuente de San Luis-Patraix 220 kV. Asimismo las futuras actuaciones previstas en la subestación Patraix 220 kV pasan a conectarse a Nuevo Cauce 220 kV, como por ejemplo la futura línea que irá a Parque Central 220 kV. Esta actuación ya fue incorporada a la Planificación vigente a través de la aprobación de la Orden ITC/81/2009, de 28 de enero, por la que se aprueban actuaciones excepcionales en la red de transporte de energía eléctrica y se incorporan a la planificación vigente.

2.3.9.2 Desaladora de Guardamar.–Es necesaria la ampliación de la subestación de Bajo Segura 220 kV para acoger las posiciones necesarias para asegurar el suministro eléctrico a la planta desaladora.

2.3.9.3 Actuaciones relacionadas con el TAV.–Se incorporan las siguientes actuaciones relacionadas con el Tren de Alta Velocidad:

Ampliación de la subestación Sagunto 220 kV para alimentar al TAV entre Valencia y Castellón (subestación de tracción de Benavites).

Nueva ampliación de la subestación Nueva Saladas 220 kV para alimentar al TAV entre Torrellano y Crevillente.

2.3.10 Nuevos accesos.–Se incorporan los accesos urgentes recibidos tras la publicación de la Planificación 2008-2016 y en el caso de que los estudios precisos hayan concluido, se identifica el código asignado en la contestación.

2.3.11 Renovaciones.–Debido a los cambios topológicos recogidos en los apartados anteriores y la prioridad existente para ejecutar este tipo de actuaciones, se eliminan las renovaciones planificadas de las subestaciones de 220 kV de: Órgiva, Centenario, Monzón, Entrerríos, Pereda, Cercs, Herrera, Puentelarra, Sidenor, Alcira, Ali, Lourizán, Bolarque y El Ingenio.

2.3.12 Actuaciones desestimadas y aplazadas.–Tras la aprobación, en mayo de 2008, del documento de planificación actualmente en vigor, algunos agentes que promovían diferentes instalaciones han renunciado a las mismas y por tanto éstas se recogen en este documento como desestimadas.

Por otra parte, ante la ralentización económica y del crecimiento del consumo eléctrico, se aplazan algunas actuaciones asociadas exclusivamente al suministro de demanda (ampliaciones o nuevas subestaciones) que estaban previstas en los últimos años del actual horizonte de planificación (H2016). Estas actuaciones se han calificado con una nueva categoría «R»que implica que su necesidad podrá reconsiderarse en el proceso de planificación 2012-2020 iniciado en marzo de 2010 mediante la publicación de la Orden ITC/734/2010, de 24 de marzo, por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, de la red de transporte de gas natural y de las instalaciones de almacenamiento de reservas estratégicas de productos petrolíferos.

2.4 Actuaciones excepcionales en los sistemas eléctricos insulares:

2.4.1. Baleares:

2.4.1.1 Nueva subestación Marratxi-2 de 66 kV.–Con el objeto de reducir las corrientes de cortocircuito de la zona de Palma, se llevará a cabo un nuevo nudo Marratxí-2 66 kV (mediante separación de barras con carácter permanente en el parque a 66 kV de la subestación Marratxí 66/15 kV) y la consiguiente reconfiguración de las líneas a 66 kV. Acopladas a la nueva subestación quedarán las líneas:

D/C Son Reus-Marratxi-2 66 kV.

D/C Marratxí 2-Polígono 66 kV.

Las barras de Marratxi y Marratxi-2 estarán unidas mediante acoplamientos longitudinales.

2.4.1.2 Repotenciación de Bunyola-Ses Veles 66 kV 1 y 2.–Se programa la repotenciación de las líneas Bunyola-Ses Veles 66 kV 1 y 2 como consecuencia del acceso de demanda solicitado en la subestación de Son Reus 66 kV

2.4.1.3 Doble entrada/salida de Polígono-Son Reus 66kV en Bit.–De acuerdo con el informe de configuración de la subestación de Bit 66 kV se programa que hagan entrada/salida en ella los dos circuitos Polígono-Son Reus 66 kV, y no sólo uno, como se recogía en la planificación vigente. El objetivo es no crear una nueva subestación (Bit) no mallada. La subestaciones no malladas, con consumo, implican un riesgo de falta de suministro durante el mantenimiento de alguna de sus líneas.

2.4.1.4 Segundo circuito Centro-Llucmajor 66 kV.–De acuerdo con el informe de configuración de la SE de Centro 66 kV se programa la nueva línea Centro-Llucmajor 66 kV circuito 2. El objetivo es no crear una nueva subestación (Centro) no mallada. La subestaciones no malladas, con consumo, implican un riesgo de falta de suministro durante el mantenimiento de alguna de sus líneas.

2.4.1.5 Segundo circuito Cala Blava-Llucmajor 66 kV.–De acuerdo con el informe de configuración de la SE de Llucmajor 66 kV se programa la nueva línea Cala Blava-Llucmajor 66 kV circuito 2. Esta actuación se propone con el objeto de no crear una nueva subestación (Cala Blava) no mallada. La subestaciones no malladas, con consumo, implican un riesgo de falta de suministro durante el mantenimiento de alguna de sus líneas.

2.4.1.6 Nueva subestación Llucmajor 66 kV.–Dada la criticidad de la SE Llucmajor 66 kV está previsto instalar un interruptor de acoplamiento junto con una protección diferencial de barras que permita el funcionamiento de la SE en doble barra, adaptándose así a los Procedimientos Operativos en vigor. Actualmente existen dos barras pero se explota en barra simple por faltar dicho interruptor y dicha protección.

2.4.2 Canarias:

2.4.2.1 Nueva subestación Nueva Jinámar 220/66 kV.–La subestación de Jinámar 66 kV, en la C.T. de Jinámar (Gran Canaria), es el parque con mayor número de posiciones de todo el sistema eléctrico español (37 posiciones). Además, a este parque evacua cerca de la mitad de la generación instalada en el sistema eléctrico de Gran Canaria. Asimismo, la práctica totalidad de las líneas de evacuación de esta subestación discurren, en sus primeros kilómetros, por el mismo corredor, cruzando todas ellas por encima de la autopista de entrada a la capital. Todo ello implica una elevada vulnerabilidad del nudo y una alta criticidad del mismo, con un tiempo crítico de despeje de cortocircuitos inferior a 100 ms.

Con el objeto de minimizar la vulnerabilidad y criticidad de este nudo, se modificará y reconfigurará la red de transporte de la zona de Jinámar. Dicha reconfiguración pasa por instalar una nueva subestación (Nueva Jinámar), fuera de la central, que hará las veces de nudo concentrador/distribuidor, tanto del 220 kV como del 66 kV de la zona. Este nudo quedará así unido a la C.T. de Jinámar mediante un doble circuito de 220 kV.

2.4.2.2 Transformación de la T Arico en una doble E/S.–Con el ánimo de cumplir los procedimientos de operación de los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares (PO SEIE) en lo referente a la eliminación de conexiones en T y de favorecer la evacuación de la generación renovable de la zona (eólica y fotovoltaica), se eliminará la T de Arico transformándola en una doble entrada/salida.

2.4.2.3 Renovación SE Icod de los Vinos y Los Olivos 66 kV.–Aprovechando la necesidad de renovar estas dos subestaciones por parte de su propietario, se llevará a cabo la adaptación de su configuración a los PO SEIE.

2.4.2.4 SE Cañada de la Barca 132 kV para evacuación de generación de régimen especial.–Es necesaria una nueva subestación, Cañada de la Barca 132 kV, conectada a la red mediante entrada/salida en la línea Gran Tarajal-Matas Blancas 2 132 kV, para evacuar la energía procedente de un parque eólico.

2.4.2.5 SE Tuineje 132 kV para evacuación de generación.–Es necesaria una nueva subestación, Tuineje 132 kV, conectada a la red mediante entrada/salida en la línea Gran Tarajal-Antigua 2 132 kV, para evacuar la energía procedente de una central térmica.

2.4.2.6 Compensación de reactiva para el cable Corralejo-Playa Blanca 132 kV.–Se han incluido 24 MVar de reactancias, necesarios para compensar la energía reactiva producida por el cable.

2.5 Estimación económica:

2.5.1 Sistema peninsular.–La tabla 2.1 presenta el resumen de las actuaciones planificadas recogidas en este programa anual. En la tabla 2.2 se presenta la estimación económica de los costes del sistema eléctrico peninsular (de acuerdo a los valores unitarios de referencia recogidos en el R. D. 2819/1998 actualizados a diciembre de 2006) asociados a las actuaciones previstas en este programa. En la tabla 2.3 se presenta esa misma estimación económica pero desglosada en función de la motivación de las actuaciones. El coste total asciende a 347 M €. En las tablas citadas se recogen las distintas unidades físicas y los costes asociados que se obtienen tras saldar las instalaciones que se dan de baja y las que se dan de alta.

Esas estimaciones económicas también incluyen las posiciones asociadas a los accesos a la red de transporte que, sin embargo, son sufragadas por los promotores y no por el sistema. El coste estimado de estas posiciones de subestación asociadas a accesos a la red es de 109 M €, por lo que el coste total para el sistema del programa anual es de 238 M €.

Además hay que tener en cuenta el coste de las instalaciones que se aplazan al final del periodo, según lo indicado en el apartado 2.3.12, y que en el siguiente ejercicio de planificación se podrán reconsiderar. En las tablas 2.4 y 2.5 se muestran las unidades físicas que suponen así como su coste, que asciende a 1.401 M €.

Por otra parte, las tablas no recogen ni las unidades físicas ni los costes asociados al desarrollo de la interconexión con Francia en corriente continua.

Tabla 2.1 Unidades físicas

Península

Subestaciones.

400 kV

220 kV

Nuevas posiciones.

64

110

Ramas (km de circuito).

400 kV

220 kV

Línea.

– 42

– 156

Cable.

0

38

Repotenciación.

49

516

Transformación (MVA).

400/220

400/132-110

1050

0

Compensación (MVAr).

400 kV

220 kV

Reactancias.

0

800

Condensadores.

0

– 200

Tabla 2.2 Costes (valores unitarios recogidos en el R. D. 2819/1998 actualizados a diciembre de 2006)

Península (M €)

Subestaciones.

400 kV

220 kV

Nuevas posiciones.

128

99

Ramas (km de circuito).

400 kV

220 kV

Línea.

– 2

– 15

Cable.

0

107

Repotenciación.

1

13

Transformación.

400/220

400/132-110

9

0

Compensación.

400 kV

220 kV

Reactancias.

0

7

Condensadores.

0

– 4

Total

140

207

Total

347

Costes sufragados por promotores.

109

Total coste para el sistema

238

Tabla 2.3 Costes desglosados según la motivación de la actuación (valores unitarios recogidos en el R. D. 2819/1998 actualizados a diciembre de 2006)

Motivación de la actuación1

Coste adicional a la Planificación 2008-2016 (M €)

Puntuales

Excepcionales

Total

Coste sufragado por promotores

MRdt

– 21

17

– 4

–

Cint

– 10

1

– 9

–

ATA

23

91

114

52

EvRO

– 37

5

– 32

– 4

EvRE

3

73

76

61

ApD

154

48

202

–

Total

112

235

347

109

Total coste para el sistema

238

1 MRdT: Mallado de la red de transporte.

Cint: Conexiones internacionales.

ATA: Trenes de alta velocidad.

EvRO: Evacuación de régimen ordinario.

EvRE: Evacuación de régimen especial.

ApD: Apoyo a la distribución.

Tabla 2.4 Unidades físicas correspondientes a las actuaciones aplazadas

Península

Subestaciones.

400 kV

220 kV

Nuevas posiciones.

– 122

– 514

Ramas (km de circuito).

400 kV

220 kV

Línea.

– 1.061

– 1.313

Cable.

0

– 55

Repotenciación.

– 434

– 9

Transformación (MVA).

400/220

400/132-110

– 3.600

– 1.650

Tabla 2.5 Costes actuaciones aplazadas (valores unitarios recogidos en el R. D. 2819/1998 actualizados a diciembre de 2006)

Península (M €)

Subestaciones.

400 kV

220 kV

Nuevas posiciones.

– 248

– 602

Ramas (km de circuito).

400 kV

220 kV

Línea.

– 215

– 186

Cable.

0

– 113

Repotenciación.

– 4

– 1

Transformación (MVA).

400/220

400/132-110

– 32

0

Total.

– 499

– 902

Total coste para el sistema.

– 1.401

Por tanto, el coste neto para el sistema de las actuaciones contempladas en este Programa Anual, descontando las actuaciones aplazadas hasta más allá de 2015, es de – 1.163 M €.

Se hace constar que la valoración de este programa anual utilizando los valores unitarios de la propuesta incluida en el R. D. 325/2008 ascendería a – 1.330 M € (300 M € del total de actuaciones nuevas menos 95 M € sufragados por los promotores y menos 1.535 M € correspondientes a las actuaciones aplazadas hasta más allá de 2015).

2.5.2 Sistemas insulares.–Ante la ausencia de costes unitarios de referencia vigentes para estos sistemas (que recojan las particularidades de los territorios insulares y contemplen tensiones inferiores a 220 kV), no se realiza una valoración de este programa anual en los sistemas insulares.

3. Sistema gasista

3.1 Infraestructuras planificadas que sufren actualizaciones.–A continuación figuran las actuaciones que, habiendo sido incluidas en la Planificación 2008-2016, han sufrido alguna actualización de carácter puntual o son alternativas a actuaciones ya programadas en los ejercicios de planificación anteriores y han resultado inviables.

3.1.1 Plantas de regasificación:

3.1.1.1 Planta de regasificación de Bilbao.–La coyuntura actual de demanda nacional y la evolución prevista para los próximos años no justifica la ampliación de la capacidad de emisión de esta planta dentro del horizonte 2016. Sin embargo, los compromisos internacionales derivados del resultado de la Open Season que tuvo lugar en julio de 2010 hacen necesario disponer en 2015 de una capacidad mínima de emisión de 1.000.000 Nm3/h. Por todo ello, se retrasa a 2015 la fecha de necesidad de la ampliación de capacidad a 1.000.000 Nm3/h de la planta de regasificación de Bilbao. En lo referente a la ampliación de la capacidad de emisión hasta 1.200.000 Nm3/h, ver apartado 3.3.1.

3.1.2 Gasoductos que amplían la capacidad de transporte y la seguridad del sistema:

3.1.2.1 Nuevo gasoducto Tivissa-Arbós.–La coyuntura actual de demanda no justifica la ejecución de este gasoducto antes de 2016. Sin embargo, ante la posible convocatoria de una nueva Open Season en el marco de la Iniciativa Regional del Sur de Gas (SGRI) de la que sepuedan derivarse nuevos compromisos internacionales que hagan necesaria esta infraestructura antes de 2016, se modifica la categoría de esta actuación a B quedando condicionada al resultado de la convocatoria antes mencionada.

3.1.2.2 Gasoducto Marismas-Almonte.–Esta infraestructura se encuentra asociada al almacenamiento subterráneo de Marismas. El estado administrativo de este almacenamiento y la consideración, con carácter general, de los almacenamientos subterráneos como pilares fundamentales de nuestro sistema gasista han hecho que se considere procedente otorgar a esta infraestructura categoría A Urgente, teniendo como fecha estimada de puesta en marcha el año 2010.

3.1.2.3 Gasoducto al almacenamiento subterráneo de Castor.–Esta infraestructura se encuentra asociada al almacenamiento subterráneo de Castor. El estado administrativo de este almacenamiento y la consideración, con carácter general, de los almacenamientos subterráneos como pilares fundamentales de nuestro sistema gasista han hecho que se considere procedente otorgar a esta infraestructura categoría A Urgente, teniendo como fecha estimada de puesta en marcha el año 2011.

3.1.3 Gasoductos de transporte secundario:

3.1.3.1 Gasoducto Alacant-Sant Joan-Benidorm.–Por ajuste del diámetro a las necesidades de demanda prevista, se modifica el diámetro de este gasoducto pasando de las 12’’ que contempla la Planificación, a 10’’.

3.1.3.2 Gasoducto Yeles-Seseña.–Se confirma la posibilidad de suministro desde la infraestructura existente, por lo que este gasoducto deja de ser necesario y se elimina de la planificación.

3.1.3.3 Gasoducto El Puerto-Rota.–Este gasoducto se encuentra incluido en la Planificación 2008-2016 con categoría B, condicionado al desarrollo de demanda. La actualización de la demanda prevista en su zona de influencia justifica el paso del mismo a categoría A.

3.1.3.4 Gasoducto Arévalo-Sanchidrián.–Este gasoducto se encuentra incluido en la Planificación 2008-2016 con categoría B, condicionado al desarrollo de demanda. La actualización de la demanda prevista en su zona de influencia justifica el paso del mismo a categoría A.

3.2 Actuaciones excepcionales.–En este apartado se justifican las principales actuaciones que se deben incorporar a la Planificación 2008-2016, por ser necesarias, de forma excepcional, para garantizar el suministro y/o la seguridad del sistema gasista.

3.2.1 gasoductos primarios:

3.2.1.2 Gasoducto de interconexión entre el futuro gasoducto al Besós y el Sea-Line.–Con el fin de garantizar la cobertura total de la demanda convencional de la zona de Besós (anillo de Barcelona), complementando a la suministrada a través del Sea-Line, así como el suministro a las centrales de ciclo combinado del Besós en condiciones adecuadas de presión y seguridad, se considera necesario realizar la interconexión entre la posición 5D.03.04 del futuro ramal al Besós (incluido en la Planificación 2008-2016) y la posición A-36 del Sea-Line en el lado Besós (en servicio). Esta interconexión incluirá:

Línea de interconexión de 300 m en 20’’ con 80 bar de presión de diseño.

Rampa de regulación reversible 80/50 bar.

Dos salidas independientes para suministro a los ciclos combinados existentes Besós 3 y 4.

3.2.1.3 Gasoducto de alimentación a la CTCC de Arcos de la Frontera.–En la actualidad, el gasoducto que suministra gas natural a la CTCC de Arcos de la Frontera goza, en virtud de la Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos, de la calificación de «línea directa», siendo la instalación propiedad de la empresa Iberdrola. Este gasoducto se conecta a la red de transporte a través de la posición K-11 del gasoducto Tarifa-Córdoba, propiedad de ENAGAS. La infraestructura, con una presión de diseño de 72 bar, un diámetro de 24 pulgadas y una longitud de 5.989 m, se dimensionó para atender a futuras demandas en la zona; disponiendo por tanto de capacidad excedentaria para atender otros suministros además del correspondiente a la central térmica.

Por otra parte, en diciembre de 2009, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio inscribió en el pre-registro de régimen especial en «Fase 3» (entrada en funcionamiento a partir de 1 de enero de 2012) los proyectos de dos centrales termosolares, denominadas «Termesol-50» y «Arcosol-50», de 50 MW cada una y ubicadas en un emplazamiento contiguo al de la CTCC de Arcos. El diseño de estos proyectos incluye una instalación auxiliar de combustión de gas natural, por lo que se requiere disponer de un suministro de gas que garantice su operatividad. Asimismo, las instalaciones de combustión deben estar operativas en torno a siete meses antes de la entrada en servicio de las centrales termosolares, de manera que pueda realizarse la fusión de las sales empleadas para el almacenamiento térmico, almacenamiento que, a su vez, es imprescindible para llevar a cabo la puesta en servicio de las centrales.

Aunque la propietaria de las centrales, la empresa Torresol Energy Investments, S. A. (Torresol), dispone de sendos contratos con la distribuidora de gas de la zona, el gasoducto de distribución proyectado discurriría en gran medida en las proximidades del gasoducto de alimentación a la central de Arcos, por lo que se considera que la utilización de este último para el suministro a las centrales termosolares constituye la solución óptima desde el punto de vista medioambiental, de impacto social y de ordenación del territorio. Asimismo, debe destacarse que tanto Iberdrola, como Torresol y la Junta de Andalucía, han manifestado su conformidad con esta solución.

Por todo ello, se incorpora el gasoducto de alimentación a la CTCC de Arcos de la Frontera, propiedad de Iberdrola, a la red de transporte primario de gas natural, perdiendo por tanto su naturaleza de línea directa y haciendo factible el uso del mismo por terceros, y más concretamente por las centrales «Termesol-50» y «Arcosol-50». La alimentación de gas a estas centrales deberá estar disponible a mediados de 2011 de manera que la puesta en marcha de las mismas pueda realizarse a principios de 2012.

3.2.2 Gasoductos secundarios:

3.2.2.1 Gasoducto Bárboles-Alagón-Sobradiel.–Este gasoducto fue desechado por error en la elaboración de la Planificación 2008-2016, denominándose entonces Alagón-Sobradiel. Está justificado económicamente por la demanda que va a suministrar y por ello se incluye ahora en este programa anual con categoría A, cambiando el anterior nombre por el más adecuado de Bárboles-Alagón-Sobradiel. Se prevé su puesta en servicio a finales de 2010.

3.3 Actuaciones consideradas no prioritarias.–La coyuntura actual que afecta a la demanda de gas natural y el escenario de evolución previsible de la misma para los próximos años han hecho necesario reconsiderar la necesidad de disponer de algunas de las infraestructuras de gas recogidas en la Planificación en los plazos inicialmente previstos para las mismas. Como consecuencia de lo anterior, se crea una nueva categoría «R» a la que, a semejanza de lo que se hace en la parte eléctrica, se trasladan todas aquellas infraestructuras recogidas en la Planificación cuya necesidad, en el escenario antes mencionado, no se justifica actualmente pero que serán reconsideradas de cara al nuevo ejercicio de Planificación 2012-2020 iniciado en marzo de 2010 con la publicación de la Orden ITC/734/2010, de 24 de marzo, por la que se inicia el procedimiento para efectuar propuestas de desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica, de la red de transporte de gas natural y de las instalaciones de almacenamiento de reservas estratégicas de productos petrolíferos.

A continuación se recogen las infraestructuras que quedan incorporadas a esta nueva categoría R.

3.3.1 Plantas de regasificación e infraestructuras de GNL asociadas:

Planta

Proyecto

P.E.M.

m3 GNL

m3(n)/h

Categoría Planificación

Planta de Bilbao.

Ampliación emisión a 1.200.000 Nm3/h.

2012

200.000

R2

4º Tanque GNL (150.000 m3).

n.d.

150.000

R

Planta de Huelva.

Ampliación emisión a 1.650.000 Nm3/h.

2015

150.000-300.000

R

6ºA Tanque GNL.

2015

150.000

R

Planta de Musel.

Ampliación emisión a 1.000.000 Nm3/h.

2013

200.000

R

3º Tanque GNL.

2013

150.000

R

4º Tanque GNL.

2015

150.000

R

Planta de Reganosa.

Ampliación emisión a 825.600 Nm3/h.

2013

412.800

R

Planta de Sagunto.

Ampliación emisión a 1.200.000 Nm3/h.

2009

200.000

R

Ampliación emisión a 1.400.000 Nm3/h.

2012

200.000

R

5º Tanque GNL.

2012

150.000

R

2 Sólo se pasa a categoría R la ampliación de 1.000.000 Nm3/h a 1.200.000 Nm3/h (Ver apartado 3.1.1).

3.3.2 Gasoductos que amplían la capacidad de transporte y seguridad del sistema:

Nombre de la instalación

Año

Longitud
–
(km)

Diámetro
–
(”)

Grupo
Planificación

Categoría Planificación

Villar de Arnedo-Castelnou

2012

200

26

A

R

Lugo-Villafranca del Bierzo

2013

90

30

A

R

Villafranca del Bierzo-Castropodame

2009

30

30

A

R

Castropodame-Zamora

2013

170

30

A

R

Zamora-Algete

2013

270

32

A

R

Burgos-Haro

2013

71

26

A

R

Burgos-Algete

2014

225

26

A

R

Cartagena-Agullent

2014

187

24

A

R

Huelva-Almendralejo

2015

180

30

A

R

3.3.3 Estaciones de compresión:

Nombre de la instalación

N.º
Grupos

Potencia
–
(kW)

Año

Categoría Planificación

Ampliación Zaragoza

(3+1)

18.000

2012

R

Ampliación Zamora

(3+1)

16.840

2013

R

Ampliación Algete

(2+1)

16.432

2013

R

Ampliación Haro

(2+1)

34.500

2013

R

Ampliación Crevillente

(2+1)

33.601

2014

R

Ampliación Almendralejo

(5+1)

26.215

2015

R

La Granja (Cáceres)

(1+1)

20.000

2015

R

3.3.4 Infraestructuras para la atención de los mercados de su área geográfica de influencia:

CC.AA.

Nombre de la instalación

Año
PEM

km

D (”)

Categoría Planificación

Andalucía

Cártama-Rincón de la Victoria.-Nerja

2010

91,4

20

R

Cataluña

Senmenat-Andorra

n.d.

175

12-16

R

Madrid

Belmonte de Tajo-Morata de Tajuña-Arganda del Rey

2010

32

20

R

3.3.5 Almacenamientos subterráneos:

AASS

Año
PEM

Inyección
[Mm3(n)/día]

Extracción
[Mm3(n)/día]

Volumen Operativo
[Mm3(n)]

Gas colchón
[Mm3(n)]

Categoría Planificación

Poseidón

n.d.

1

2

250

150

R

Gaviota (Ampl.)

n.d.

10

14

1.558

1.700

R

Las Barreras

2011

1

0,8

72

48

R

El Ruedo

2011

0,5

0,5

90

90

R

3.4 Estimación económica.–Las tablas 3.1, 3.2 y 3.3 presentan, desglosados según se trate de actualizaciones puntuales, excepcionales o no prioritarias, el resumen de los costes de las actuaciones planificadas recogidas en este programa anual. La estimación económica se ha llevado a cabo utilizando los costes unitarios asociados a cada tipo de actuación según la normativa vigente. Considerando el conjunto de todas las actuaciones, tanto puntuales como excepcionales, el coste total neto supone reducir las inversiones recogidas en la Planificación 2008-2016 en 2.315,2 M €.

Tabla 3.1 Estimación económica de las actualizaciones puntuales

Tipo infraestructura

Coste neto adicional a la Planificación 2008-2016 (M €)

Gasoductos secundarios

– 2,54

Total

– 2,54

Tabla 3.2 Estimación económica de las actuaciones excepcionales

Tipo infraestructura

Coste neto adicional a la Planificación 2008-2016 (M €)

Gasoductos primarios

7,0

Gasoductos secundarios

3,7

Total

10,7

Tabla 3.3 Estimación económica de las actuaciones no prioritarias

Tipo infraestructura

Coste neto adicional a la Planificación 2008-2016 (M €)

Plantas de regasificación

– 789,4

Gasoductos transporte primario

– 864,0

Estaciones de compresión

– 143,0

Gasoductos regionales primarios

– 128,0

Almacenamientos subterráneos

– 399,03

Total

– 2.323,4

3 El coste considerado para el almacenamiento subterráneo de Gaviota (ampliación) es el estimado para el cálculo de costes asociados a AASS que consta en la Planificación en vigor, el cual asciende a 232 M €. No obstante, estimaciones más recientes sitúan el coste de dicho almacenamiento en 847 M € (precios 2008).

Anexo 1. Infraestructuras planificadas que sufren actualizaciones en sistema eléctrico peninsular.

Tabla 1. Líneas de 400 kV y 220 kV.

Tabla 2. Subestaciones de 400 kV y 220 kV.

Tabla 3. Unidades de transformación 400/220 kV, 400/132-110 kV.

Tabla 4. Reactancias.

Tabla 5. Condensadores.

Nota: Las actuaciones que aparecen «sombreadas» en las tablas hacen referencia a aquellas actuaciones que se eliminan con respecto a lo indicado en el documento «Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016 de mayo de 2008».

Anexo 2. Infraestructuras planificadas que sufren actualizaciones en los sistemas eléctricos insulares

Tabla 6. Líneas de 220 kV, 132 kV y 66 kV.

Tabla 7. Subestaciones de 220 kV, 132 kV y 66 kV.

Tabla 8. Unidades de transformación.

Tabla 9. Reactancias.

Nota: Las actuaciones que aparecen «sombreadas» en las tablas hacen referencia a aquellas actuaciones que se eliminan con respecto a lo indicado en el documento «Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016»de mayo de 2008.

Anexo 3. Actuaciones excepcionales en el sistema eléctrico peninsular.

Tabla 10. Líneas de 400 kV y 220 kV.

Tabla 11. Subestaciones de 400 kV y 220 kV.

Tabla 12. Unidades de transformación.

Tabla 13. Reactancias.

Nota: Las actuaciones que aparecen «sombreadas» en las tablas hacen referencia a aquellas actuaciones que se eliminan con respecto a lo indicado en el documento «Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2008-2016» de mayo de 2008.

Anexo 4. Actuaciones excepcionales en los sistemas eléctricos insulares.

Tabla 14. Líneas de 220 kV, 132 kV y 66 kV.

Tabla 15. Subestaciones de 220 kV, 132 kV y 66 kV.

Tabla 16. Unidades de transformación.

Tabla 17. Reactancias.