WINTER OUTLOOK

Transcripción

1 WINTER OUTLOOK

2 1. Introducción Este documento es el resultado del análisis realizado por el Gestor Técnico del Sistema (GTS) sobre las perspectivas de cobertura de la demanda de gas natural en el Sistema español para el próximo invierno, Además, constituye el soporte técnico base para la propuesta del Plan de Actuación Invernal que realiza el GTS ante la DGPEyM, y cuyo objetivo es la seguridad de suministro del Sistema en el periodo invernal, minimizando los riesgos ante posibles contingencias. Incluye los escenarios definidos en el Reglamento (UE) 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo de 20 de octubre de 2010, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas 2

3 Índice 1. Análisis del invierno anterior: Previsión de demanda para el invierno Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 4. Existencias de Seguridad 5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales

4 Análisis del invierno

5 Seguimiento de la demanda invernal de gas Invierno Unidad: GWh Invierno Invierno % Demanda Mercado Nacional ,1% Convencional nacional ,9% Sector eléctrico ,1% La demanda convencional (incluidas cisternas) registró durante el invierno un incremento del 8,9% respecto al invierno En el invierno 16-17, las entregas de gas para generación eléctrica aumentaron un 23,1% respecto al invierno anterior Corregidos los efectos de laboralidad y temperatura se produce un incremento de la demanda convencional (incluidas cisternas) en el invierno del 6,5%* *Ref.: Informe Programa Mensual de la Demanda de Gas Natural publicado en la Web de Enagás 5

6 Análisis de temperaturas últimos inviernos Durante el invierno 16-17, se declaró una ola de frío, el 18 de enero, cuyo detalle publicado en la Nota de Operación nº1 de 2017 fue Nota: Temperatura media de referencia del sistema gasista: ponderación de las temperaturas correspondientes a observatorios meteorológicos con núcleos altos de consumo doméstico. INVIERNO INVIERNO Ola de frío Temperaturas medias de los últimos inviernos En el invierno la temperatura media diaria ha sido 9,6 ºC, superando en 0,2 ºC la media de los 7 anteriores inviernos gasistas (9,4 ºC) Unidad: ᵒC/día 6

7 Detalle mensual de demanda DEMANDA SECTOR CONVENCIONAL Ola de frío Incluye cisternas En el invierno el valor máximo diario registrado de la demanda convencional es superior a la del invierno anterior en un 16,9%. 7

8 Detalle mensual de demanda DEMANDA SECTOR ELÉCTRICO En el invierno el valor máximo diario registrado de la demanda de gas para generación eléctrica fue superior a la del invierno anterior en un 17,1%. 8

9 Aprovisionamientos GN y GNL Unidad: TWh Porcentajes APROVISIONAMIENTO GNL APROVISIONAMIENTO GN Sobre el total de GNL TOTAL APROVISIONAMIENTOS Sobre el total de GN En el invierno se mantiene la tendencia de mayores aprovisionamientos en forma de GN, frente a GNL. En el invierno 16-17, el 45% del aprovisionamiento se suministró en forma de GNL y el 55% restante en forma de GN 9

10 Conexiones Internacionales Flujo Físico (Entradas Salidas) En el invierno el flujo físico de entrada por las CCII se incrementó un 8%. El flujo físico de salida disminuyó un -7% GWh/día Flujo Físico ENTRADA Unidad: TWh Flujo Físico SALIDA Unidad: TWh GWh/día GWh/día GWh/día 10

11 Plantas de Regasificación Producción Plantas (Regasificación + carga de cisternas) La producción global de las plantas en el invierno fue de 77,5 TWh, aumentando un 19% respecto al invierno anterior. Es destacable el incremento en las plantas de Sagunto (+47%), Bilbao (+39%) y Huelva (+28%) y el descenso en Reganosa (-15%). Unidad: GWh TOTAL PRODUCCIÓN PLANTAS 11

12 Aprovisionamiento enero y febrero 2017 Entre los días 16 de enero y 15 de febrero los usuarios de las plantas nos comunicaron que sus suministradores les habían informado de una posible fuerza mayor en los aprovisionamientos procedentes de Argelia, lo que desencadenó la sustitución de cargamentos argelinos por otras procedencias. La primera herramienta de flexibilidad utilizada por los usuarios fueron los AASS, lo que corrobora que constituyen un pilar importante en la seguridad de suministro. Los usuarios sustituyeron sus cargamentos desde Argelia por cargamentos de otros orígenes como EEUU, Perú, Trinidad y Tobago o Qatar, acudiendo al mercado Spot de GNL. Se realizaron un mayor número de operaciones en el mercado secundario de gas Como consecuencia de esta situación, en el mes de enero el aprovisionamiento bajó un 10% respecto a las previsiones, con lo que las existencias de GNL descendieron hasta un mínimo de GWh a finales de mes. A mediados de febrero se reanudó el tráfico argelino habitual y se recuperaron los aprovisionamientos, que aumentaron un 4% respecto a las previsiones, con lo que las existencias de GNL se situaron alrededor de GWh a finales de mes. En todo momento se garantizó la cobertura de la demanda.

13 Existencias operativas de GNL Variabilidad En la siguiente gráfica, se muestra la banda de variabilidad estadística del nivel de existencias de GNL desde el invierno al invierno 16-17, calculada con un intervalo de confianza del 95%, con mínimos cercanos a 550 GWh y máximos por encima de GWh. Las existencias de GNL del invierno han permanecido en general dentro de banda de variabilidad de los años anteriores, situándose por debajo de la media hasta que, a mediados de febrero, se solventó la situación previamente descrita. A partir de ese momento, el volumen de existencias se situó en la parte superior de la banda de variabilidad. GWh Banda variabilidad estadística GNL 13

14 Almacenamientos subterráneos Información física INYECCIÓN/EXTRACCIÓN Perfil extracción diaria invierno TWh Existencias útiles disponibles (detrayendo estratégicas) Total Inyección/Extracción TWh Grado de Utilización campaña de extracción GWh La campaña de extracción del invierno finalizó con un volumen acumulado de 4,3 TWh, un 42% inferior a la campaña (1) Detraídas existencias estratégicas (*) La inyección realizada en el pasado invierno, está motivada por las pruebas de reversibilidad del almacenamiento de Yela, y por la constitución de las existencias estratégicas para el periodo siguiente 14

15 Reglamento (UE) n.º 312/2014 de la Comisión, por el que se establece un código de red sobre el balance de gas en la red de transporte. El invierno ha sido el primero de vigencia del código de red sobre el balance de gas en la red de transporte, desarrollado en la Circular 2/2015 de la CNMC y en el cuál se establecen, entre otras, las siguientes obligaciones: Los usuarios serán responsables de equilibrar sus entradas a sus salidas en el área de balance en PVB. El Gestor Técnico del Sistema es el responsable de mantener la red de transporte del sistema gasista dentro de los límites normales de operación, pudiendo, para ello, realizar las acciones de balance descritas en dicha circular. Estas acciones de balance se realizan en el mercado organizado MIBGAS 15

16 Acciones de balance realizadas en el invierno Resumen del periodo 1 de octubre de de marzo de días Con acciones de balance o Compra: 28 días (77% del total de acciones) o Venta: 8 días (23% del total de acciones) Sobre total periodo 24% Acciones de Compra Por un total de o MWh o ,41 Precio medio: 27,22 /MWh Acciones de Venta Por un total de o MWh o ,41 Precio medio: 17,69 /MWh El precio máximo en una acción de compra fue de 42,00 /MWh, correspondiente al 11 de enero de El precio mínimo en una acción de compra fue de 16,20 /MWh, correspondiente al 14 de marzo de El precio máximo en una acción de venta fue de 22,00 /MWh, correspondiente al 27 de diciembre de El precio mínimo en una acción de venta fue de 15,70 /MWh, correspondiente al 12 de marzo de 2017.

17 Evolución de precios del mercado organizado gasista en el invierno Los precios del gas natural con entrega en el día siguiente (D+1) experimentaron un alza en la plataforma MIBGAS en diciembre de 2016 y enero de 2017, separándose de los precios en otros mercados europeos. Este incremento estuvo motivado por el aumento de la demanda de gas en España por las temperaturas invernales y la mayor demanda para generación de electricidad, y por la situación de escasez energética en Francia, derivada de las paradas no programadas de varias centrales nucleares y de restricciones en el aprovisionamiento de gas natural licuado (GNL). Fuente: MIBGAS 17

18 Notas de Operación Durante el invierno se han publicado 4 notas de operación (*), cuyos detalles están accesibles a través de estos enlaces: Indisponibilidad de la planta de Reganosa. Inicio (Detalle) Indisponibilidad de la planta de Reganosa. Fin (Detalle) Situación de Operación Excepcional - Nivel Cero - Ola de frío Enero 2017 (Detalle) Incidente por avería en la estación de regulación y medida de la posición de Enagás (Detalle) (*)Todas las notas de operación se encuentran accesibles en la web en su apartado: Gestión Técnica del Sistema Gasista >> Operación y programación del Sistema Gasista >> Notas de Operación. 18

19 Índice 1. Análisis del invierno anterior: Previsión de demanda para el invierno Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 4. Existencias de Seguridad 5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales

20 Previsión de demanda Variables relacionadas 20

21 Demanda convencional Escenario en condiciones normales de temperatura Escenario BASE Realizado a través del sistema de previsión PREDICTORES medio plazo. Se define como el correspondiente a condiciones normales de temperatura. Se diferencian 3 niveles escalonados de demanda en días laborables: Grado1: GWh/día. Laborables de diciembre hasta mediados de febrero Grado2: 960 GWh/día. Laborables de la segunda quincena de noviembre, segunda quincena de febrero y primera de marzo Grado3: 885 GWh/día. Laborables del inicio y final del invierno 21

22 Demanda convencional Punta PROBABLE y EXTREMA Invernal La punta probable invernal de demanda convencional prevista para el invierno , considera que se presentan las temperaturas más bajas de los últimos 5 años, alcanzando los GWh/día La punta extrema invernal de demanda convencional prevista para el invierno , considera un incremento de 45 GWh/d derivado de un descenso de 1,5º respecto a la temperatura de la punta probable, alcanzando los GWh/día 22

23 Demanda convencional punta PROBABLE/EXTREMA Desagregación inverno Unidad: GWh/día PUNTA EXTREMA PUNTA PROBABLE GRADO 1 GRADO 2 GRADO 3 Convencional Emisión D/C+ PYMES Industrial Cisternas TOTAL CONVENCIONAL

24 Demanda sector eléctrico Escenarios previstos para el invierno Condiciones de contorno Prob de ser superada Escenarios Previsto Valor GWh/día Ola de frío Eolicidad Año Hidráulico Nuclear % Reparto Hueco Térmico 50% LABORABLE INVERNAL 250 No Media Normal 0 paradas GAS 44% CARBÓN 56% 9% PUNTA PROBABLE 475 Sí Media Normal 0 paradas GAS 56% CARBÓN 44% 5% PUNTA EXTREMA 525 Sí Baja Seco 1 parada GAS 58% CARBÓN 42% 24

25 Punta invernal de gas natural Evolución de los últimos inviernos PUNTA EXTREMA PUNTA PROBABLE 25

26 UBICACIÓN GEOGRÁFICA Punta DEMANDA TOTAL Previsión invierno PUNTA PROBABLE Sector eléctrico: 475 GWh/día Demanda convencional: GWh/día Total Demanda: GWh/día PUNTA EXTREMA Sector eléctrico: 525 GWh/día Demanda convencional: GWh/día Total Demanda: GWh/día 7 26

27 Escenarios Reglamento (UE) nº 994/2010 Apartado 1. Artículo 8. semana Temperaturas normales Temperaturas más frías de los últimos 20 años Peaje Grupo Peaje Grupo mes baja eolicidad 1 nuclear indisponible Peaje Grupo Peaje Grupo baja eolicidad 1 nuclear indisponible Nota: Estos valores no contemplan el incremento de demanda para el sector industrial, que estaría valorado en torno a 20 GWh/d dependiendo del descenso de las temperaturas vs. temperatura normal. 27

28 Escenarios probabilísticos olas de frío/ calor Previsión invierno Probabilidad 26% 1 ola calor intensa Probabilidad 79% 1 ola de calor media Probabilidad 83% 1 ola de frío media -3 TWh -1,5 TWh +1,5 TWh -8 TWh Probabilidad 1% 2 olas calor intensas Ola de frío media Duración aproximada entre 3 y 7 días Ola de frío intensa (>3TWh) Transforma un invierno normal en uno frío Ola intensa 2 Olas medias Probabilidad 26% 1 ola frío intensa +3 TWh +8 TWh Probabilidad 1% 2 olas frío intensas 28

29 Índice 1. Análisis del invierno anterior: invierno Previsión de demanda para el invierno Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 4. Existencias de Seguridad 5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales

30 Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 30

31 Capacidades del sistema 31

32 Capacidad de entrada al sistema Invierno Se contempla la capacidad máxima en AASS que se presentan al inicio de la campaña de extracción. 32

33 Capacidades en Plantas de GNL Invierno Capacidad de almacenamiento en tanques GNL miles m3 GNL (*) *Información SL-ATR consultada en oct-17 33

34 Capacidades de entrada por Conexiones Internacionales Invierno (*) *Información SL-ATR consultada en oct-17 Desde el 1 de enero de 2017, la capacidad de importación de gas natural por la interconexión con Francia VIP.PIRINEOS ha aumentado en 60 GWh/día (durante el periodo de invierno) y en 50 GWh/día durante el verano. Esto supone un incremento del 36%, al pasar de los 165 GWh/día comercializados anteriormente en periodo invernal (175 GWh/día el resto del año) a 225 GWh/día durante todos los meses del año. 34

35 Capacidades de salida por Conexiones Internacionales Invierno (*) *Información SL-ATR consultada en oct-17 35

36 Capacidades en AASS Invierno La capacidad útil de los AASS para la campaña asciende a GWh, un 1,5% superior a la campaña anterior. Este incremento corresponde al AS de Yela. (*) *Información SL-ATR consultada en oct-17. La diferencia entre la capacidad útil y la capacidad contratada, es susceptible de ser contratada durante el invierno. Evolución Capacidad Útil De la capacidad útil ofertada, se ha contratado a la fecha de publicación de este informe, GWh, quedando por tanto disponibles para contratar los GWh remanentes, bajo el mecanismo de subastas trimestrales y mensuales. 36

37 Operación en AASS Invierno Descontando las existencias estratégicas, cuya movilización en situación de emergencia corresponde al Gobierno, el gas disponible para atender las operaciones extracción/inyección programadas por los agentes es aproximadamente 5,1 TWh Existe capacidad técnica de inyección para alcanzar el llenado de la capacidad contratada durante el mes de octubre Las previsión de capacidad técnica de extracción, teniendo en cuenta el grado de llenado previsto para el fin de la campaña de inyección, es la siguiente: 37

38 Margen de seguridad 38

39 Cobertura de la demanda invernal Invierno Demanda prevista vs Capacidad de Entrada Margen de seguridad en 5 Escenarios Con la capacidad de entrada y el nivel de mallado que presenta el Sistema de Transporte español, queda garantizada la cobertura del 100% del mercado gasista en cualquier situación de demanda, siempre que no haya limitaciones en la importación del aprovisionamiento. El margen de seguridad esperado en el escenario de punta extrema, respecto a la capacidad transportable y considerando una exportación máxima, es del 45,9 % Sin embargo, el margen de seguridad para el cumplimiento de la Fórmula N-1 (Artículo 6 del Reglamento UE 994/2010) analizado en el caso base de Planificación, con la mayor entrada parada (planta Barcelona), es del 20,5 % 39

40 Índice 1. Análisis del invierno anterior: invierno Previsión de demanda para el invierno Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 4. Existencias de Seguridad 5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales

41 Existencias mínimas de seguridad. Marco regulatorio 41

42 Evolución Existencias Mínimas de Seguridad (EMS) Ley 34/1998 (7-octubre) Art.98: Transportistas, comercializadores y consumidores cualificados Art. 52: CORES, control de cumplimiento Ley 12/2007 (2- julio) A partir del 1 de enero de 2012, las EMS no podrán incluir reservas de carácter operativo ITC 3128/2011 (17-noviembre) Estratégicas de 10 a 20 días a partir de 1-abr días 20 días 10 estratégicos 10 operativos 10 días 20 días ene-08 dic-11 ene-12 abr-12 may-15 RD 1716/2004 (23 de julio) Art. 17: contabilización EMS RD 1766/2007 (28-diciembre) Mod. Art. 17 del RD 1716/2004: Estratégicas (10 días) y Existencias operativas (8+2 días)* 1-jul-08: Comercializadores y consumidores cualificados Ley 8/2015 (21 de mayo) Mod. Art. 98: habilita al Gobierno al distinguir el carácter estratégico y operativo Mod. Art. 52: CORES, adquisición, constitución, mantenimiento y gestión * Estratégicas: 10 días en AASS básicos (incluyendo 1/3 gas colchón) * Existencias de carácter operativo: 10 días, de lo cuales 2 días todo el año en plantas o AASS (excluyendo 1/3 gas colchón) o plantas satélites y 8 días en octubre en AASS o almacenamiento no básico 42

43 Existencias mínimas de seguridad MARCO REGULATORIO Arts. 50 a 53, 98 y 101 de la Ley 34/1998 (modificada por ley 8/2015 de 21 de mayo. RD 1716/2004, RD 1766/2007, Ley 12/2007, ITC 3128/2011. VOLUMEN Estratégicas: 20 días ventas firmes de año anterior: Invierno 16-17: GWh. Invierno 17-18: GWh. AGENTES OBLIGADOS Comercializadores de gas natural y consumidores directos en el mercado. AGENTES HABILITADOS Comercializadores y consumidores directos. CORES: Adquisición, constitución, mantenimiento y gestión (Art. 52 Ley 34/1998, modificada por Ley 8/2015. UBICACION Estratégicas: Almacenamientos básicos (Art 98 Ley 34/1998, modificado en Ley 8/2015). VIGENCIA Estratégicas: 1 abr (a) a 31 mar (a+1). MOVILIZACION Estratégicas: Gobierno, previo acuerdo del consejo de ministros, en situación de emergencia. CONTROL CORES.

44 Índice 1. Análisis del invierno anterior: invierno Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 4. Existencias de Seguridad 5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales

45 Plan de Actuación Invernal

46 Reglas invernales 46

47 Plan de Actuación Invernal Reglas invernales Para la elaboración de la propuesta del plan de actuación invernal, y dado los recientes cambios normativos acaecidos, se considera necesaria la implicación de los agentes en la elaboración del mismo. Por ello, en la 125º reunión del grupo de modificación de las NGTS celebrada el pasado 4 de abril, pide al Grupo que aporten comentarios y sugerencias. Para ello se da de plazo hasta el 15 de mayo. Teniendo en cuenta las propuestas remitidas, el GTS elaboraró un plan, que presentaró en junio al Grupo para su debate, abriendo un nuevo plazo para comentarios. Finalmente la propuesta fue enviada al Ministerio el 21 de julio, incluyendo las propuestas y comentarios de los agentes. El Plan de Actuación Invernal propuesto para el invierno presenta la siguiente estructura: Primero: Reglas o o Regla 1ª: Existencias mínimas de reserva invernal Regla 2ª: Olas de frío Segundo: Definición de Frío intenso y Ola de frío Tercero: Entrada en vigor 47

48 Plan de Actuación Invernal Primero. Reglas Regla 1ª:Existencias mínimas de reserva invernal Volumen de existencias mínimas que han de ser almacenadas por los usuarios en los tanques de las plantas de regasificación durante el periodo de vigencia del plan y que solo podrán ser movilizadas previa notificación del GTS. Esta reserva invernal está orientada a paliar posibles incrementos extraordinarios de demanda así como posibles déficits puntuales de aprovisionamiento Una vez el GTS notifique la posibilidad de movilización mediante la publicación de una nota de operación, previo aviso a la DGPEyM y a la CNMC, se podrán utilizar indistintamente dichas existencias. Una vez que el GTS de por finalizada la situación que conllevó a la movilización de las existencias, mediante la publicación de una nota de operación y previo aviso a la DGPEyM y a la CNMC, los usuarios deberán reponer las existencias de la reserva invernal en un plazo máximo de 15 días. 48

49 Plan de Actuación Invernal Primero. Reglas Regla 1ª:Existencias mínimas de reserva invernal Cada usuario deberá constituir sus obligaciones de existencias en función de: Valores unitarios por cliente del grupo tarifario 3: f( incremento global de demanda convencional por ola de frío, número total de clientes en el conjunto del sistema del grupo tarifario 3) Valor unitario por MWh de potencia instalada para generación eléctrica:f(incremento global de demanda eléctrica por ola de frío, Potencia instalada total para generación eléctrica en el conjunto del sistema a día 1 de septiembre) Contratación entradas a RT cuya duración sea superior a un día: Se deberá mantener unas existencias equivalentes a 1 día de dicha capacidad contratada El GTS publicará los valores unitarios en el SL-ATR, para que cada usuario pueda calcular las obligaciones sobrevenidas de los puntos anteriores 49

50 Plan de Actuación Invernal Primero. Reglas Regla 2ª:Ola de frío El GTS informará a los usuarios de la previsión de demanda punta total convencional del sistema, con detalle gas emisión y cisternas, de acuerdo con la siguiente tabla 50

51 Plan de Actuación Invernal Segundo. Definición de Frío intenso y Ola de frío Frío intenso: Situación en que la temperatura significativa para el sistema gasista calculada por el GTS para en el período (d,d+2) acumule más de 10ºC de defecto. Ola de frío: Caso extremo de frío intenso, se entenderá por ola de frío aquella situación en que la temperatura significativa para el sistema gasista calculada por el GTS se sitúe en valores inferiores a los incluidos en una banda de fluctuación durante al menos 3 días consecutivos.o 51

52 Reserva operativa invernal 52

53 Reserva Invernal MARCO REGULATORIO NGTS 9 ( ITC 3126/2005). VOLUMEN 1 día de la capacidad contratada de duración superior a un día. Número de puntos de suministro multiplicado por el valor unitario por cliente del grupo tarifario 3. Potencia instalada de las centrales a las que suministro cada usuario multiplicada por el valor unitario por MWh de potencia instalada para generación eléctrica. AGENTES OBLIGADOS Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema. Usuarios con demanda en el grupo tarifario 3. Usuarios con suministro para generación eléctrica. UBICACION Plantas de regasificación. VIGENCIA 1 Nov(a) a 31 Mar (a+1). El GTS podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas. MOVILIZACION Usuarios, mediante activación por parte del GTS con nota de operación. CONTROL GTS.

54 Plan de Actuación Invernal (PAI) Evolución reserva operativa Desde el invierno al invierno 11-12, el descenso progresivo del nivel de existencias se explica por la menor contratación en el sistema acorde al descenso de la demanda de gas, mientras que a partir del invierno se incorpora adicionalmente el efecto de la modificación de la regla 1ª del PAI, la cual conlleva niveles inferiores de mantenimiento de existencias En la monótona de existencias invernales de GNL se observa que el 100% de los días las existencias en plantas cubrieron los requerimientos de la regla 1ª del PAI, para el total de los usuarios. 54

55 Cobertura: escenarios Reglamento 994/2010 Invierno La reserva prevista para el próximo invierno, permitiría cubrir el incremento de demanda en el escenario de temperaturas extremas durante una semana (art. 8, 1.a) del Reglamento UE 994/2010 Fuerza mayor de un origen cercano que provoca la sustitución de cargamentos por otros orígenes más lejanos, lo que supondría una reposición de dicho aprovisionamiento entorno a los 10 días. 55

56