INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL, Y SU COBERTURA

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2 INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS NATURAL, Y SU COBERTURA 2007

3 Edita: CNE Comisión Nacional de Energía Depósito Legal: M

4 Índice 1. Introducción Antecedentes Objeto del informe Ámbito temporal Organización del Informe Marco Situación actual de los sistemas gasista y eléctrico Estado actual del sistema de gas natural Balance oferta-demanda de gas natural año Evolución de la demanda agregada La demanda de gas natural por áreas geográficas Mercado liberalizado La oferta de gas natural Las infraestructuras actuales de gas natural Evolución de la infraestructuras hasta el momento actual Plantas de Regasificación Gasoductos de conexión internacional Yacimientos de gas nacionales Gasoductos de transporte Estaciones de compresión Gasoductos de distribución Almacenamientos Subterráneos de gas natural Funcionamiento del sistema gasista durante el año Invierno 2006/ Normas de Gestión Técnica y Plan Invernal Invierno Funcionamiento del Sistema Gasista en la semana de demanda punta Capacidad de almacenamiento y niveles de existencias de gas durante el año Capacidad de almacenamiento de gas en España Capacidad de almacenamiento del sistema en relación con la demanda Niveles de existencias en los almacenamientos subterráneos durante Disponibilidad del gas almacenado como existencias de seguridad 42

5 Índice Resumen de la situación actual de las infraestructuras Estado actual del sistema de energía eléctrica Balance oferta-demanda de energía eléctrica año Demanda de energía eléctrica La oferta de energía eléctrica. Cobertura de la demanda Las infraestructuras actuales de transporte y distribución de energía eléctrica Funcionamiento del sistema eléctrico durante el año Invierno 2006/2007 y verano La previsión de la demanda de energía Previsión de la demanda de gas natural Sobre la información solicitada a los agentes Estimación de la demanda convencional para el período Previsión de la demanda anual de gas natural del mercado convencional Distribución Geográfica de la Demanda Estimación de la demanda punta de gas natural del mercado convencional Demanda de gas para el mercado de generación eléctrica para el período Previsión de la demanda anual de gas para el mercado de generación eléctrica Previsión de demanda anual de gas natural para centrales térmicas convencionales Previsión de demanda anual de gas natural para ciclos combinados Demanda anual de gas para el mercado de generación eléctrica Estimación de la demanda diaria punta de gas natural en el mercado de generación eléctrica Previsión de la demanda total de gas natural Previsión de demanda anual de gas natural Previsión de la demanda diaria punta de gas natural Seguimiento de las previsiones de demanda: Informe Marco 2006 vs. Informe Marco Previsión de la demanda de energía eléctrica 81

6 Índice Demanda anual y punta de energía eléctrica peninsular en el período 2007 a Demanda anual y punta de energía eléctrica extrapeninsular en el período 2007 a La previsión de la oferta de energía Previsión de la oferta de gas natural Previsión de la oferta de gas natural por orígenes Previsión de la oferta de gas natural por grado de compromiso de los contratos de aprovisionamiento Previsión de la oferta de producción de energía eléctrica Régimen ordinario en el sistema peninsular Régimen especial en el sistema peninsular Régimen ordinario en los sistemas extrapeninsulares Régimen especial en los sistemas extrapeninsulares Disponibilidad del equipo generador La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red La cobertura de la demanda de gas natural Balance oferta-demanda de gas Cobertura de la demanda del sistema gasista español Cobertura de la demanda diaria punta - Índice de cobertura de puntas Necesidad de almacenamientos asociados a la demanda: reservas estratégicas y almacenamiento operativo de GNL Diversificación de la oferta de gas La cobertura de la demanda de energía eléctrica Balance oferta-demanda eléctrica peninsular Cobertura de la demanda en el sistema eléctrico peninsular Cobertura de la demanda en los sistemas extrapeninsulares La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía Previsiones de desarrollo y funcionamiento del sistema gasista en el periodo 2007 a Hipótesis de partida Criterios de diseño de las infraestructuras gasistas Hipótesis de demanda de gas Demanda de gas en tránsito 137

7 Índice Infraestructuras de gas recogidas en la planificación Infraestructuras a construir en el año Infraestructuras a construir en el año Infraestructuras a construir en el año Infraestructuras a construir en el año Infraestructuras a construir en el año Proyectos de infraestructuras a largo plazo más relevantes Adecuación de las infraestructuras a la demanda Funcionamiento del sistema gasista en el año Funcionamiento del sistema gasista en el año Funcionamiento del sistema gasista en el año Funcionamiento del sistema gasista en el año Funcionamiento del sistema gasista en el año Capacidad de transporte del sistema. Seguridad de suministro Capacidad de almacenamiento del sistema Capacidad de almacenamiento en tanques de GNL Capacidad de almacenamiento del sistema en relación con la demanda Disponibilidad del gas almacenado como existencias de seguridad Cobertura de la demanda en territorio peninsular con las infraestructuras previstas Suministro de gas natural licuado en camiones cisterna Sistemas extrapeninsulares Canarias Islas Baleares Conclusiones sobre el funcionamiento del sistema gasista en el período Previsiones de desarrollo y funcionamiento del sistema eléctrico en el período 2007 a Infraestructuras de transporte de energía eléctrica Refuerzos que se consideran prioritarios y deben ser ejecutados de forma inmediata Funcionamiento del sistema en el horizonte Otras cuestiones que pueden mejorar la seguridad del suministro 209

8 Índice 7. Consideraciones económicas en los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas Consideraciones económicas de los Planes de Desarrollo de las infraestructuras de transporte del sector gasista Consideraciones económicas de los Planes de Desarrollo de las infraestructuras eléctricas Consideraciones sobre la seguridad de suministro Seguridad de suministro del sistema gasista español Capacidades adicionales en proyecto o en construcción Calidad y nivel de mantenimiento de las redes Medidas destinadas a atender los momentos de máxima demanda y la insuficiencia de uno o más suministradores Seguridad de suministro del sistema eléctrico Calidad de suministro Nivel de mantenimiento de las redes Consideraciones medioambientales La emisión de contaminantes en los sectores energéticos El impacto de la industria eléctrica en el medioambiente Emisiones de contaminantes atmosféricos procedentes de las centrales termoeléctricas Residuos procedentes de las centrales nucleares Fomento del régimen especial Fomento de la eficiencia energética Impacto y consideraciones medioambientales en la construcción de redes Conclusiones Sobre la cobertura de la demanda de gas natural a corto plazo Sobre la cobertura de la demanda de electricidad a corto plazo Recomendaciones Recomendaciones anteriores Recomendaciones 264

9 1. Introducción 1.1. Antecedentes La Comisión Nacional de Energía lleva realizando desde 2001 y con periodicidad anual, un informe-marco que incluye las previsiones sobre la evolución de la demanda de energía eléctrica y gas, así como la situación y perspectiva de la oferta energética con un horizonte temporal de cuatro años. Dichos informes 1 se comenzaron a realizar por encargo del Vicepresidente Segundo del Gobierno para Asuntos Económicos y Ministro de Economía. En el mismo sentido, la CNE recibió, el 24 de mayo de 2004, la petición del Secretario General de Energía, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, de realizar un informe sobre el grado de vulnerabilidad de los sistemas eléctrico y gasista a corto, medio y largo plazo, proponiendo en su caso, las actuaciones que esta Comisión considerase oportunas. En consecuencia, la CNE ha elaborado un nuevo Informe marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura en el año De manera análoga a los informes anteriores, se analiza en detalle la previsión de la demanda y la oferta, así como la adecuación de las infraestructuras para garantizar la cobertura de la demanda durante los próximos años ( ). Cabe señalar también que el Consejo de Administración de esta Comisión, en su sesión celebrada el día 21 de febrero de 2002, acordó aprobar la propuesta de procedimiento para el seguimiento de las infraestructuras referidas en el Informe-Marco. De acuerdo con el citado procedimiento se estableció un proceso de comunicación con los promotores de dichas infraestructuras, que posibilita el envío de información por parte de éstos para el seguimiento de las infraestructuras, que se ha venido realizando desde marzo de 2002 hasta la fecha. El último informe de seguimiento fue aprobado por el Consejo de 1 Los informes de años anteriores se encuentran disponibles en la página web: Administración de la CNE el 4 de diciembre de 2007, y recoge información sobre el estado de las infraestructuras actualizado a 30 de junio de Por otro lado, en la Directiva 2003/55/CE de 26 de junio de 2003 sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 98/30/CE, en su artículo 5, sobre supervisión de la seguridad del suministro, establece que: Los Estados miembros se harán cargo de la supervisión de los aspectos relacionados con la seguridad del suministro. Cuando los Estados miembros lo consideren oportuno, podrán delegar esta función a las autoridades reguladoras mencionadas en el apartado 1 del artículo 25. Esta supervisión abarcará, en particular, el equilibrio entre la oferta y la demanda en el mercado nacional, el nivel de la demanda y la oferta futuras previstas, las capacidades adicionales en proyecto o en construcción, la calidad y el nivel de mantenimiento de las redes, así como las medidas destinadas a hacer frente a los momentos de máxima demanda y a las insuficiencias de uno o más suministradores. Todos los años, antes del 31 de julio a más tardar, las autoridades competentes publicarán un informe con los resultados de la supervisión de dichas actividades, así como las medidas adoptadas o previstas para solventar los problemas hallados, y lo presentarán sin demora a la Comisión. Análogamente, la Directiva 2003/54/CE, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92/CE, en su artículo 4 sobre supervisión de la seguridad del suministro establece que: Los Estados miembros se harán cargo de supervisar los aspectos relacionados con la seguridad del suministro. Cuando los Estados miembros lo consideren adecuado, podrán encomendar esta tarea a las autoridades reguladoras contempladas en el apartado 1 del artículo 23. Esta supervisión abarcará, en particular, el equilibrio entre la oferta y la demanda en el mercado nacional, el 11

10 nivel de demanda prevista y las capacidades adicionales en proyecto o en construcción, la calidad y el nivel de mantenimiento de las redes, así como las medidas destinadas a hacer frente a los momentos de máxima demanda y a las insuficiencias de uno o más suministradores. Cada dos años, antes del 31 de julio a más tardar, las autoridades competentes publicarán un informe con los resultados de la supervisión de dichos aspectos, así como las medidas adoptadas o previstas para solventar los problemas hallados, y lo presentarán sin demora a la Comisión Objeto del informe El objeto de este informe es realizar un análisis para el corto medio plazo sobre la cobertura de la demanda del sistema eléctrico y gasista, detectando la influencia que la variación en los plazos de construcción de las infraestructuras pueda tener sobre la cobertura. Teniendo en cuenta los plazos previstos de entrada en funcionamiento de las diferentes infraestructuras y la revisión de la Planificación Anual, se analizará con mayor detalle las distintas alternativas y su posible repercusión en el sistema, realizando las recomendaciones que se consideren oportunas. Asimismo, y de igual forma que en años anteriores, para la realización del Informe se ha requerido la participación de los agentes implicados. Dicha participación ha sido encauzada a través de los Consejos Consultivos de Electricidad e Hidrocarburos, como órganos de asesoramiento de la Comisión. De esta manera, se ha hecho partícipes en la elaboración del informe a todos los agentes, a través de su representación en los Consejos Consultivos y, en particular, por su especial relevancia y responsabilidad, a los Gestores Técnicos de los sistemas eléctrico y de gas natural. A tal fin, se ha solicitado y recibido información de los Gestores Técnicos de los sistemas eléctrico y gasista, empresas generadoras eléctricas en régimen ordinario y especial, promotores de ciclos combinados, compañías de distribución eléctrica, IDAE, compañías de transporte y distribución de gas natural y comercializadores. El proceso ha continuado con el análisis y evaluación de la información recibida, dando lugar a la confección del Informe Marco, que ha sido sometido a la aprobación del Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía Ámbito temporal Como ya ha sido referenciado en el apartado anterior, el horizonte temporal contemplado es de corto-medio plazo: en este caso, cuatro años, desde 2007 a 2011, periodo mínimo en el que se puede actuar, en caso de que se detecten problemas, y puedan ser puestos en servicio los refuerzos que permitan cubrir la demanda de forma segura Organización del Informe Marco El informe se estructura presentando, en primer lugar, la situación actual de los dos sistemas sujetos a consideración: gas natural y energía eléctrica. En ambos, se analiza el estado actual de la demanda, la oferta, las infraestructuras y se describe su funcionamiento en el año En el capítulo 3 se realiza la previsión de la demanda para ambos sistemas en el horizonte considerado. En el capítulo 4 se estima la previsión de la oferta de energía en ambos sistemas. La demanda de gas para las nuevas centrales de producción de energía eléctrica de ciclo combinado se convierte en oferta para el sistema eléctrico. En el capítulo 5 se analiza la cobertura del suministro para ambos sistemas, sin considerar posibles restricciones de la red. En el capítulo 6 se analiza el estado de las infraestructuras actuales, las incorporaciones previstas y su repercusión en 12

11 la cobertura del suministro. Para ello se consideran posibles restricciones en la red de transporte y las consecuencias que los retrasos en la construcción de infraestructuras puedan tener en la cobertura de la demanda. El capítulo 7 describe los costes que suponen los nuevos refuerzos de red. adicionales en proyecto o construcción, la calidad y el nivel de mantenimiento de las redes, así como las medidas destinadas a hacer frente a los momentos de máxima demanda e insuficiencia de uno o más suministradores. El capítulo 9 estima la repercusión que puede tener en el medio ambiente la previsión de la oferta y demanda de energía consideradas. El capítulo 8 desarrolla los aspectos relativos a la seguridad de suministro que contemplan las Directivas de gas y electricidad en relación con las capacidades Por último, en los capítulos 10 y 11 se presentan las recomendaciones y conclusiones que se desprenden del presente informe. 13

12 2. La situación actual de los sistemas gasista y eléctrico La preocupación por la seguridad de suministro energético fue el origen de la elaboración de las sucesivas ediciones del Informe Marco sobre la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura por parte de esta Comisión, y del proceso de planificación de infraestructuras de transporte eléctrico y gasista llevado a cabo por el Gobierno. La preocupación por la seguridad de suministro energético es compartida también en el contexto europeo, en el que paulatinamente se incrementa la dependencia de terceros países. Así lo demuestran las disposiciones al respecto incluidas en la Directivas sobre el mercado interior del gas (Directiva 55/2003/CE) y de la electricidad (Directiva 54/2003/CE), y la Directiva 2004/67/CE sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas natural. En marzo de 2006, la Comisión Europea hizo público el informe denominado Libro Verde. Estrategia europea para una energía sostenible, competitiva y segura, donde se definen tres grandes objetivos energéticos estratégicos, entre los que se encuentra la seguridad de abastecimiento. Este objetivo persigue frenar la creciente dependencia de la UE de la energía importada, mediante la diversificación de fuentes de energías, reducción de la demanda, creación de un marco que estimule las adecuadas inversiones para hacer frente al crecimiento de demanda, mejora del equipamiento que permita atender las situaciones de emergencia, mejora de las condiciones de las empresas europeas para acceder a los recursos globales y la garantía para todos del acceso a la energía. En relación con la seguridad de suministro de gas y electricidad, destaca en el Libro Verde la propuesta de implantación plena de los mercados interiores de gas y electricidad. Según se señala en el mismo, esta tarea podría llevarse a cabo mediante la elaboración de un código de red europeo, el establecimiento de un organismo regulador europeo y de un centro europeo de redes de energía, la mejora de las interconexiones, la creación de un marco que estimule las inversiones, una separación de actividades más eficaz y el reforzamiento de la competitividad. El mercado interior de la energía debe lograrse de forma que garantice la seguridad de abastecimiento y la solidaridad entre los Estados Miembros. Como posibles medidas para alcanzar este fin, el Libro Verde apunta a la revisión de la legislación comunitaria vigente sobre las reservas de petróleo y gas, la creación de un observatorio europeo del suministro energético que aumente la transparencia sobre las cuestiones relativas a la seguridad de abastecimiento en la UE, el aumento de cooperación entre operadores de redes y la posible creación de una agrupación europea oficial de operadores de redes, el establecimiento de normas comunes sobre la seguridad física de infraestructuras y un mayor grado de transparencia sobre las reservas energéticas, a nivel europeo. Asimismo, se indica la necesidad de abrir un debate sobre la seguridad de abastecimiento y de definir una política energética exterior común. En septiembre de 2007, la Comisión Europea hizo pública su propuesta de tercer paquete legislativo energético, con el objeto de avanzar decididamente hacia la apertura de los mercados eléctrico y gasista. Entre las medidas que se contemplan en el mismo, cabe destacar las siguientes. Se refuerza la separación de las actividades de red de las actividades de suministro, ya sea a través de la separación de propiedad de los agentes, o mediante operadores de redes independientes. Se extiende la regulación existente a las infraestructuras de regasificación y almacenamiento y se amplían los requerimientos de transparencia. Se incrementa la independencia de los reguladores nacionales y se crea una agencia de regulación europea. Asimismo, se profundiza en la cooperación entre operadores de las redes de transporte, de forma que se faciliten no solo las condiciones de acceso e interoperabilidad de redes, sino también la planificación conjunta de las inversiones en infraestructuras relevantes dentro del ámbito del mercado europeo. En relación con la seguridad de suministro en nuestro país, es conveniente destacar, como ya se apuntaba en pasados informes marco, el cada vez mayor grado de interdependencia entre los sistemas gasista y eléctrico, y 15

13 la importancia de la coordinación entre ambos sistemas, ya que en 2006 el sector eléctrico representó el 34% del consumo de gas. sustenta la mayor parte del incremento futuro de potencia de generación eléctrica. Esta interacción se analizará en detalle en capítulos posteriores. Para el sistema eléctrico, la demanda peninsular en el año 2006 alcanzó un valor de GWh, lo cual supone un incremento del 2,8% respecto al año anterior, situándose por debajo del escenario de previsión central de crecimiento del Informe Marco Este incremento es el más bajo registrado en los últimos años. Durante el invierno se alcanzó una demanda máxima horaria de MW, alcanzada el 25 de enero de 2007, entre las 19 y las 20 horas, sin superarse la demanda máxima de potencia horaria histórica, alcanzada el día 27 de enero de 2005 con MW, entre las mismas horas. La demanda máxima del pasado invierno resultó un 0,4% superior a la prevista en el escenario central del Informe Marco de Por lo que se refiere al gas natural, la demanda en 2006 fue de GWh, lo que supone un incremento de un 4% sobre la demanda del año Se supera, además, la previsión del escenario inferior del informe marco anterior ( GWh) en un 1%, siendo, por el contrario, un 12,1% inferior a la estimada en el escenario central ( GWh). En relación con la demanda punta de gas natural, ésta tuvo lugar el 30 de enero de 2007, alcanzando un valor de GWh, que sobrepasó en un 7% el registro máximo del invierno , de 23 de febrero de 2006 (1.552 GWh). Evolución de la estructura energética en España En el año 2006, el gas natural en España registró un crecimiento del 1% respecto a su participación en la cesta de fuentes de energía primaria del año 2005, ocupando por tercer año consecutivo, el segundo lugar en importancia después del petróleo. Así, la participación del gas natural en el balance de energía primaria en 2006 alcanza el 20,90%. Del resto de energías primarias, las de origen fósil decrecen porcentualmente con respecto a 2005 (2% el carbón y 0,6% el petróleo), incrementándose el peso de la nuclear y las renovables. El peso del consumo del gas natural como energía final, por el contrario, disminuye su participación en un 1% durante 2006 (ver figuras y 2.1.2), como consecuencia de la inferior demanda convencional registrada respecto al año La electricidad como energía final mantiene el crecimiento sostenido de su participación en el balance de energía final a lo largo de los últimos años. En 2006 la electricidad representó el 20,30% de la energía final consumida, ocupando de nuevo el segundo lugar en importancia como energía final de nuestro país, tras los productos derivados del petróleo. La interacción de los sistemas eléctrico y gasista tiene lugar debido al uso del gas natural para la generación de energía eléctrica con distintos tipos de tecnología, como es el caso de la cogeneración, las centrales mixtas de fuel/gas y los ciclos combinados. En 2006, la energía eléctrica vertida a la red de transporte generada a partir de ciclos combinados de gas natural, representó el 24% del total de la producción. En consecuencia, la seguridad de suministro eléctrico va a venir afectada cada vez más por la disponibilidad de las infraestructuras de gas para suministrar combustible a las centrales de ciclo combinado, tecnología en la que se 2.1. Estado actual del sistema de gas natural La demanda de gas se agrupa en dos grandes mercados, el convencional, en el que se incluyen los mercados tradicionales del gas, y el de generación eléctrica. El consumo de gas se reparte geográficamente entre las distintas Comunidades Autónomas de un modo heterogéneo, como consecuencia del diferente grado de desarrollo de las redes de transporte y distribución, así como de las diversas necesidades relacionadas con el mercado doméstico e industrial. Esta deslocalización se acentúa con la entrada en funcionamiento de los ciclos combinados, de gran volumen de consumo. 16

14 Figura Estructura del consumo de energía primaria en España Año Carbón Petróleo Gas Natural Nuclear E. Renovables ,40% 53,50% 6,70% 14,80% 6,50% ,30% 54,00% 7,40% 14,30% 5,60% ,40% 54,60% 8,30% 14,50% 7,20% ,40% 53,50% 10,30% 13,40% 6,50% ,70% 54,00% 10,30% 13,50% 6,30% ,20% 52,80% 11,30% 12,80% 5,40% ,30% 51,70% 12,20% 13,00% 5,60% ,30% 52,20% 12,80% 13,00% 6,50% ,50% 51,20% 14,20% 12,40% 5,30% ,90% 50,90% 15,60% 11,80% 6,60% ,80% 50,00% 17,40% 11,70% 6,30% ,60% 49,60% 19,90% 10,30% 5,70% ,60% 49,00% 20,90% 10,80% 6,90% Fuente: CNE-MITYC Figura Estructura del consumo de energía final en España Año Carbón Prod. Petrolíferos Gas Natural Electricidad E. Renovables ,30% 64,80% 8,20% 17,40% 5,30% ,70% 65,10% 9,10% 17,30% 4,80% ,30% 64,80% 9,90% 17,30% 4,70% ,00% 64,70% 10,50% 17,20% 4,50% ,10% 64,10% 11,60% 17,10% 4,20% ,00% 62,40% 12,70% 17,80% 4,10% ,80% 61,60% 13,60% 18,10% 3,90% ,70% 61,00% 14,10% 18,40% 3,80% ,60% 60,30% 14,80% 18,60% 3,80% ,40% 59,60% 15,50% 18,90% 3,60% ,30% 59,00% 16,10% 19,00% 3,60% ,30% 57,80% 17,00% 19,50% 3,60% ,10% 57,70% 16,00% 20,30% 3,90% Fuente: CNE-CORES-MITYC (SGE) En diciembre de 2006 la cuota del mercado liberalizado alcanzaba el 86% sobre el total de ventas de gas natural, con una creciente participación de las nuevas empresas comercializadoras Balance oferta-demanda de gas natural año 2006 La demanda de gas se agrupa en dos grandes mercados, el convencional, en el que se incluyen los mercados 17

15 tradicionales del gas, y el de generación eléctrica. El consumo de gas se reparte geográficamente entre las distintas Comunidades Autónomas de un modo heterogéneo, como consecuencia del diferente grado de desarrollo de las redes de transporte y distribución, así como de las diversas necesidades relacionadas con el mercado doméstico e industrial. Esta deslocalización se acentúa con la entrada en funcionamiento de los ciclos combinados, de gran volumen de consumo. En diciembre de 2006 la cuota del mercado liberalizado alcanzaba el 86% sobre el total de ventas de gas natural, con una creciente participación de las nuevas empresas comercializadoras Evolución de la demanda agregada El consumo de gas natural en España se situó durante el año 2006 en GWh, registrando un crecimiento del 4% respecto al año 2005, cifra de crecimiento muy inferior a las de años precedentes. Destaca el hecho de que, por primera vez en los últimos años, disminuyó la demanda convencional en un 3%, como efecto de la climatología benigna y la coyuntura de precios elevados, entre otras causas. Por otro lado, la demanda de gas para la generación eléctrica creció un 21% respecto a 2005, y fue la que sostuvo el crecimiento global de la demanda. Figura Evolución de la demanda agregada de gas natural en España GWh Crecimiento % /02 04/03 05/04 06/05 Demanda Agregada % 16% 18% 4% Demanda Convencional % 8% 5% -3% Demanda de Generación eléctrica % 67% 67% 21% Fuente: ENAGAS Desde el año 2002, la estructura de tarifas y peajes divide al mercado final por niveles de presión. En general, los suministros en presiones inferiores a 4 bar y en el grupo tarifario 3 se asocian a usos doméstico comerciales, mientras que los suministros del grupo 2, en presión inferior a 60 bar suelen corresponder a usos industriales y, finalmente, los suministros a presiones superiores a 60 bar se destinan a grandes consumidores, como las centrales de generación eléctrica. Existe además una tarifa específica para el consumo de gas destinado a la producción de materia prima y hasta finales de 2005 había dos tarifas interrumpibles 1. En 2006 se mantuvieron dos tarifas 1 La Orden ITC/4101/2005, de 27 de diciembre, por la que se establecen las tarifas de gas natural para 2006, modifica la estructura de tarifas para el año 2006, suprimiendo paulatinamente las tarifas con carácter interrumpible, las tarifas del Grupo 1 y las tarifas 2.5 y 2.6 del grupo 2, definiendo una serie de tarifas transitorias para los consumidores afectados que se mantienen vigentes para distintos períodos de interrumpibles transitorias para generación eléctrica, que estuvieron vigentes hasta el 31 de marzo de 2006, y dos tarifas interrumpibles transitorias para la demanda convencional, vigentes hasta el 30 de junio de Por otro lado, se crearon peajes de carácter interrumpible 2. La figura muestra la demanda desagregada por presiones y tipo de suministro. Puede observarse que el grueso del consumo se realiza en presiones de suministro superiores a 4 bar, pues como se verá en los siguientes apartados, más de la mitad de la demanda de gas en España se destina a usos industriales. Los usos de generación eléctrica están incluidos, salvo la cogeneración, en los de presión de suministro superior a 2 Orden ITC/4100/2005, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas. 18

16 Figura Demanda de gas natural por tipo de suministro Tipo de suministro GWh % sobre % sobre Gwh total total Suministro Firme ,15% ,53% Grupo 3. Suministro a P < 4 bar ,25% ,80% Grupo 2. Suministro a P < 4 bar ,37% ,01% Grupo 2. Suministro a 4 bar < P < 60 bar ,94% ,78% Grupo 1. Suministro a P > 60 bar ,59% ,94% Suministro Interrumpible ,88% ,77% Materia Prima ,65% ,46% GNL ,33% ,25% Demanda Agregada % % Fuente: ENAGAS, CNE y distribuidoras 60 bar firmes. Los interrumpibles en presión de suministro superior a 60 bar corresponden a las centrales térmicas convencionales, pero en 2005 se sumaron a este grupo algunas de las centrales de ciclo combinado. Todos los tipos de suministros indicados en la figura se pueden agrupar finalmente en el mercado convencional y el mercado de generación eléctrica. Estos mercados evolucionan de forma muy diferente y requieren un análisis particularizado, que permita explicar las causas de la evolución de la demanda agregada. Evolución de la demanda convencional El mercado convencional agrupa los suministros de gas destinados al consumo residencial, al sector servicios y al sector industrial. En el caso de que la red de distribución que conecta al consumidor final no esté unida a la red de transporte, el suministro se realiza desde plantas satélite de GNL. El consumo convencional de gas natural en España se situó durante el año 2006 en GWh. Esta cifra supuso un descenso de la demandan convencional del 3% respecto al año 2005 (Ver figura 2.1.5). Este descenso de la demanda convencional podría explicarse por el aumento del precio del gas, la reducción del funcionamiento de las cogeneraciones y la benigna climatología en invierno. El consumo del grupo 3, que en general se corresponde con el segmento doméstico comercial, representó en el año 2006 aproximadamente el 21% de la demanda convencional, siendo uno de sus usos fundamentales el de Figura Evolución de la demanda convencional GWh Crecimiento % /02 04/03 05/04 06/05 Convencional ,05% 11,79% 0,68% -3,00% Conectado a Red Básica ,53% 12,71% 0,95% -3,11% Conectado a Planta Satélite ,63% -8,36% -7,16% 0,56% Fuente: ENAGAS, CNE y Distribuidoras 19

17 Figura Evolución del número de clientes doméstico-comerciales y municipios Variables relacionadas 2003/ / / /05 con la evolución del mercado convencional Abs % Abs % Abs % Abs % N.º clientes Doméstico- Comercial (miles) , , , ,1 N.º municipios con suministro de gas natural/manufacturado ,2 52 4,7 46 4,0 44 3,7 Fuente: SEDIGAS. calefacción, motivo por el cual tres cuartas partes del consumo del grupo 3 se realiza entre los meses de octubre a marzo y su volumen está fuertemente correlacionado con la temperatura. El 79% restante corresponde al consumo industrial. En relación con el número de municipios con gas natural, durante las décadas de los años ochenta y noventa tuvo lugar un crecimiento elevado, pasando de 103 municipios en 1980 a 948 en el año Sin embargo, aunque durante los últimos años el crecimiento ha continuado, el ritmo del mismo se ha ralentizado (ver figura 2.1.6). En todo caso, se ha registrado un incremento notable del número de consumidores conectados a redes de distribución en el sector doméstico comercial, creciendo en los últimos cuatro años en el entorno de los nuevos consumidores al año. Dentro del consumo industrial tiene especial relevancia el consumo para cogeneración y, en menor medida, para la producción de amoniaco. Según el régimen de suministro se puede distinguir también entre consumos firmes e interrumpibles. El consumo industrial de gas es estable a lo largo del año y tan sólo es sensible a las variaciones en el precio del gas y a la actividad económica en el medio plazo. En relación a la situación de la economía, como ilustra la figura 2.1.7, en 2006 el PIB sube 4 décimas respecto al año anterior, mientras que el índice de producción industrial se incrementa en 3 puntos. Los datos del primer trimestre de 2007 superan los registros de cierre de 2006 para ambos índices. Por lo que se refiere al crecimiento del número de clientes industriales, éste se mantuvo prácticamente constante entre 2004 y 2006 (figura 2.1.8). El número de consumidores industriales de carácter convencional ha disminuido ligeramente en los dos últimos años. No ocurre así con el número de consumidores para generación eléctrica, que continúa presentando un Figura Evolución del PIB y del índice de producción industrial Año PIB Índice de producción industrial , ,2 0, ,5 0, ,9 3, er trimestre 3,7 1, er trimestre 4,1 5,1 Fuente: Banco de España. 20

18 Figura Evolución del número de clientes industriales 2003/ / / /05 Número de consumidores Abs % Abs % Abs % Abs % Industrial Convencional Eléctrico Fuente: SEDIGAS y CNE. crecimiento importante por la puesta en marcha de nuevos ciclos combinados. Del año a 2006, la demanda interrumpible se redujo a la mitad. Para acogerse al peaje interrumpible es necesario que el consumidor se encuentre en una zona geográfica con posibilidad de congestión, en la que se determinan unos volúmenes máximos de energía como energía interrumpible. Por lo tanto, la demanda de los peajes interrumpibles puede variar anualmente en función de las necesidades del sistema. Durante el año 2006, convivieron dos estructuras de suministros interrumpibles: una en tarifas y otra en peajes. En 2006, el 3,4% de la demanda convencional se suministró desde plantas satélite en forma de GNL (la figura contiene la cantidad de GNL suministrado a plantas satélite de consumidores finales; los suministros por planta satélite a través de redes de distribución se incluyen en el gas canalizado) a aquellos puntos de consumo no conectados al sistema de transporte. Hay que tener en cuenta, que la capacidad de carga de cisternas en las plantas de regasificación está prácticamente saturada, lo que dificulta el acceso a este tipo de suministro. Evolución de la demanda de generación eléctrica La demanda de gas natural como materia prima para la fabricación de amoniaco representa en 2006 un 2% de la demanda convencional. En los últimos años se ha mantenido prácticamente constante en torno a GWh/año (ver figura 2.1.4). Dicha demanda disfruta de una tarifa especial, independiente del sistema tarifario, relacionado con las presiones de suministro, con valores sensiblemente inferiores en precio al resto de las tarifas. Para el año 2007 se ha introducido la creación de un peaje temporal para usuarios de gas como materia prima, con vigencia hasta el 31 de diciembre de A partir de esta fecha, no se contempla en la normativa vigente un trato diferenciado respecto del resto de consumidores industriales. 3 La Orden ITC/4100/2005, de 27 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para 2006, introduce la posibilidad de contratar el peaje de transporte y distribución con carácter interrumpible, en determinadas zonas. Dentro del mercado de generación eléctrica se puede distinguir, en función de las tecnologías de generación, entre centrales térmicas convencionales y centrales de ciclo combinado. El consumo de gas natural para generación eléctrica es el segmento de demanda que más crece con respecto al año anterior, en concreto un 21%, alcanzando un consumo de GWh (ver figura 2.1.9), debido a la entrada de nuevas centrales de ciclo combinado y a la necesidad de cubrir la falta de generación hidráulica (fundamentalmente en la primera mitad de 2006) o de otras tecnologías con mayor producción de CO 2 por kwh generado. La contribución de las centrales convencionales a la demanda de gas en 2006 se ha reducido un 51% respecto a El motivo de este comportamiento se puede encontrar en su mayor coste de generación, sobre todo de la tecnología fuel-gas, además de la presión que en término de precios pueden ejercer las nuevas centrales de 21

19 Figura Evolución de la demanda generación eléctrica Crecimiento GWh /02 04/03 05/04 06/05 Térmicas Convencionales % 13% -1% -51% Ciclos Combinados % 87% 83% 30% Total % 67% 67% 21% Fuente: ENAGAS y CNE. ciclo combinado, desplazando estas tecnologías fuera de la zona de casación del pool eléctrico. En general, las centrales de tecnología fuel-gas funcionan para solucionar problemas de demanda punta eléctrica o de restricciones técnicas en el suministro eléctrico cuando no existen otras alternativas de generación. Los suministros para las centrales convencionales eran de carácter interrumpible hasta la supresión de estas tarifas a lo largo de Su funcionamiento depende de variables relacionadas con el sector eléctrico, precio del pool eléctrico, hidraulicidad, temperatura, etc., así como del diferencial de precios del fuel y del gas. Figura Evolución de la demanda de gas para generación eléctrica GWh/mes Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Fuente: CNE La demanda de gas natural por áreas geográficas La demanda de gas natural en 2006 se puede repartir en tres áreas geográficas, Área del Mediterráneo, Área del Ebro y Área del Oeste de Haro, que resultan fundamentalmente de la configuración y de la operación del Sistema Gasista. En el año 2006 el mayor crecimiento se ha registrado en el Área Mediterráneo, destacando en esta área la Comunidad Autónoma de Murcia, que incrementó su consumo respecto a 2005 en un 157%, por la instalación de nuevos grupos de ciclo combinado. Destacan también los crecimientos en la demanda de Extremadura y Aragón, 97% y 28% respectivamente, por mayor gasificación en la primera y la entrada en operación de nuevos grupos de ciclo combinado en la segunda. 22

20 Figura Demanda de gas natural por Comunidades Autónomas y zonas geográficas en la Península (GWh) Áreas geográficas Crecimiento GWh GWh GWh GWh % sobre 04/03 05/04 06/05 total Área Mediterráneo % 14% 8% 5% Cataluña % 16% 10% -10% Comunidad Valenciana % 4% 3% -1% Murcia % 69% 13% 157% Área Ebro % 23% 29% 4% Aragón % -2% 7% 28% La Rioja % 105% 196% 10% Navarra % 23% -7% -2% País Vasco % 31% 34% -2% Área del Oeste de Haro % 15% 22% 3% Galicia % 5% 10% 6% Asturias % 13% -3% -5% Cantabria % -1% 2% 7% Castilla y León % 7% 5% 9% Madrid % 14% 4% -10% Castilla La Mancha % -3% 33% 5% Andalucía % 32% 44% 5% Extremadura % -38% 5% 97% TOTAL PENÍNSULA % 16% 18% 4% Fuente: CNE. Se debe destacar también la reducción en la demanda de gas natural que han experimentado algunas Comunidades Autónomas, como Cataluña o Madrid, con un consumo un 10% inferior al de 2005 en ambos casos, Asturias con un recorte del 5% o Navarra y País Vasco con una reducción del 2%. Comunidad Valenciana, y Murcia, representando conjuntamente el 68% del consumo total que tiene lugar en España. En consecuencia, la evolución de estos mercados y el escenario de implantación de ciclos combinados determinan enormemente la evolución de la demanda agregada. En los casos de Madrid y Asturias, tal disminución se debe a la reducción de la demanda convencional. Cataluña, País Vasco y Navarra son Comunidades con consumos de ciclos combinados en las que, a pesar de que en conjunto incrementaron su demanda, el consumo unitario por ciclo combinado disminuyó, por el mayor número de grupos instalados. Las Comunidades Autónomas con mayor consumo son, por este orden, Cataluña Andalucía, País Vasco, Las Comunidades Autónomas en las que se han instalado nuevos ciclos combinados de gas natural muestran un mayor aumento en el consumo durante el año 2006, como Murcia y Aragón Mercado liberalizado Desde la liberalización del sector la demanda de gas natural en el mercado liberalizado ha ido creciendo, desplazando el mercado a tarifa, si bien estos últimos años 23

21 Figura El mercado liberalizado en la demanda de gas natural Áreas geográficas Crecimiento GWh % sobre GWh % sobre GWh % sobre 06/05 total total total Convencional % % % -3% Regulado % % % 8% Liberalizado * % % % -5% Generación eléctrica % % % 21% Regulado % % % -81% Liberalizado % % % 34% Total % % % 4% Regulado % % % -10% Liberalizado % % % 7% Fuente: ENAGAS. este desplazamiento se ha ralentizado debido a que queda en tarifa, prácticamente, el mercado doméstico, más difícil de captar en grandes volúmenes. A finales de 2006, del total de empresas comercializadoras autorizadas, estaban operando quince, que han suministrado el 86% del mercado. La elegibilidad plena (para todos los consumidores) se inició el 1 enero de Desde entonces el número de consumidores en el mercado liberalizado ha ido aumentando, suponiendo consumidores en diciembre de Cabe hacer mención de la progresiva supresión de las tarifas de gas natural, como medida que demuestra la apuesta definitiva por el establecimiento de un auténtico mercado liberalizado. En este sentido, en 2006 se suprimieron las tarifas de los grupos 1, 2 (2.5 y 2.6 únicamente) y 4, si bien se crearon unas tarifas transitorias aplicables hasta mediados o finales de , en función del grupo y tipo de suministro. 4 De acuerdo con la Orden ITC/4100/2005: Tarifas transitorias A, aplicables al grupo 1 hasta el 30 de junio de 2006, Tarifas transitorias B, aplicables a los grupos 2.5 y 2.6 hasta el 31 de diciembre de 2006, Tarifas transitorias C, aplicables a las centrales eléctricas en el grupo 4 hasta el 31 de marzo de 2006 y Tarifas transitorias D, aplicables a los consumos no eléctricos en el grupo 4 hasta el 30 de junio de La orden de tarifas publicada a finales de 2006, Orden ITC/3992/2006, suprime las tarifas restantes de los grupos 2 y 2bis. Asimismo, se ha establecido la supresión del sistema tarifario a partir del 1 de enero de No obstante, la regulación prevé la creación de una tarifa de último recurso como medida de protección de los consumidores, en línea con los requerimientos de la normativa sectorial europea La oferta de gas natural En el año 2006 los aprovisionamientos de gas natural en España se situaron en GWh, registrando un incremento del 5,75% en relación con los aprovisionamientos del año anterior. Se recuerda que el incremento de la demanda se situó en el 4% respecto a 2005, por lo que la diferencia entre ambas cifras se debe a las mayores exportaciones con destino a otros mercados que se han efectuado desde el mercado español. Desde 2002 las importaciones de GNL han crecido año a año a un ritmo prácticamente constante, en el entorno del 20%. En el año 2006, el crecimiento fue inferior a años precedentes, situándose en un 12,5% respecto al año Por su parte, las importaciones por gasoducto disminuyeron en 2006 un 6,9% respecto a

22 Figura Evolución de los aprovisionamientos por estado físico del gas Crecimiento GWh % GWh % GWh % 04/03 05/04 06/05 Aprovisionamientos ,45% 17,35% 5,75% GN ,37% ,92% ,74% 19,02% 9,66% -6,89% GNL ,63% ,08% ,26% 18,11% 21,95% 12,54% Fuente: ENAGAS. Descripción de los aprovisionamientos de gas natural por origen y tipo de gas El sistema de aprovisionamientos del mercado español está condicionado por su situación geográfica, por la ausencia casi total de producción nacional, así como por las escasas interconexiones con Europa. Estos aspectos favorecen una alta concentración de los aprovisionamientos de GNL, con Argelia a la cabeza, que en 2006 suministró GWh, un 32% del total aprovisionado, manteniéndose por debajo del 60% permitido por la Ley de Hidrocarburos. Nigeria y los países del Golfo Pérsico suministran, respectivamente, un 20% y un 17% de los aprovisionamientos nacionales. En la figura , en la que se comparan los aprovisionamientos desde 2003, se aprecia el incremento porcentual de los aprovisionamientos procedentes de Nigeria y, especialmente, de Trinidad & Tobago y Egipto. Frente a ello, disminuyen los aprovisionamientos provenientes de Argelia, fundamentalmente los procedentes en forma de GNL, y Noruega. La producción nacional en 2006 fue prácticamente inexistente. A lo largo de 2006 aproximadamente el 31% del total de aprovisionamientos se incorporaron en forma de GN, proveniente de los gasoductos del Magreb y Lacq- Calahorra. Casi resulta insignificante la producción de GN del yacimiento de Poseidón. El país de procedencia de GN más importante es Argelia, que disminuye su peso en 2006 con respecto al año anterior. El gas que procede de Figura Origen de los aprovisionamientos 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% Nacional Argelia GN Argelia GNL Libia Noruega Países Golfo Trinidad & Tobago Nigeria Otros Egipto Fuente: ENAGAS. 25

23 Noruega confiere gran seguridad al sistema y cubre una parte significativa de la demanda ubicada en el norte de España, si bien su peso en la cesta de aprovisionamientos ha ido disminuyendo desde Casi la totalidad del gas que se recibe en forma de GN proviene de contratos a largo plazo, que incorporan cláusulas take or pay. Los aprovisionamientos de GNL representaron en 2006 el 69% de los suministros de gas, aumentando de GWh en 2005 a GWh en 2006 (ver figura ), lo que supone un incremento del 12,54%. Hay que tener en cuenta que gran parte de la nueva demanda de 2006 se atendió con GNL. El origen de este GNL continúa siendo principalmente los países de Argelia, Nigeria y el Golfo Pérsico, si bien se aprecia una tendencia a la creciente diversificación de los aprovisionamientos de GNL. Cabe destacar que en 2005 comenzaron las importaciones de GNL desde Egipto, procedentes de la planta de licuefacción de Unión Fenosa en Daimietta, incrementando su peso en Desde este punto de vista, una mayor diversificación es favorable, ya que mejora la seguridad de los suministros del sistema gasista español Las infraestructuras actuales de gas natural Las infraestructuras actuales de gas natural en España se componen de seis plantas de regasificación de gas natural licuado en explotación (tras la puesta en marcha de la planta de Mugardos en 2007), más de km de gasoductos de transporte, más de km de gasoductos de distribución, dos almacenamientos subterráneos, once estaciones de compresión, tres yacimientos y cinco conexiones internacionales (con Marruecos, dos con Portugal y dos con Francia), además de varias plantas satélite de GNL y otras instalaciones auxiliares. La peculiaridad del sistema de gas español, en comparación con otros países europeos, es la casi total dependencia de las importaciones y el elevado protagonismo de las plantas de regasificación en el aprovisionamiento. Además, cabe indicar que las redes de transporte de gas española y portuguesa se encuentran altamente Figura Evolución de los aprovisionamientos de gas natural en España por país de origen GWh % s/ total GWh % s/ total Total GN ,92% ,74% Argelia GN ,53% ,64% Nacional GN 562 0,42% 814 0,65% Noruega GN ,06% ,50% Portugal GN 194 0,14% 270 0,21% Total GNL ,08% ,26% Argelia GNL ,03% ,80% Libia GNL ,03% ,75% Nigeria GNL ,19% ,60% Pérsico GNL ,51% ,07% T&T GNL ,80% ,01% Egipto ,68% ,76% Otros ,76% 44 0,02% TOTAL ,00% ,00% Fuente: ENAGAS, SEDIGAS y CNE. 26

24 integradas. El gas natural consumido por Portugal proveniente de los yacimientos de Argelia por el gasoducto del Magreb, se transporta a través del sistema español y, a su vez, Galicia recibe gas desde la red portuguesa. Además de las plantas españolas también está en operación la planta de regasificación de Sines en Portugal. Por tanto, en total existen 9 entradas a la red ibérica de gasoductos de transporte de gas natural Evolución de las infraestructuras hasta el momento actual En lo que a infraestructuras gasistas se refiere, lo más relevante, durante el periodo analizado, es la puesta en marcha de la Planta de Regasificación de Mugardos, que entró en pruebas en mayo de 2007, junto con las ampliaciones de las plantas de ENAGAS, que aumentan significativamente la capacidad de entrada al sistema. Figura Mapa de infraestructuras. PLANTA DE MUGARDOS PLANTA DE BILBAO AASS GAVIOTA Ferrol 413 Luarca Avilés A Coruña 20 8 Gijón 20 Santander C.I. IRÚN 12 Castro U. Bilbao S. Sebastián 14 Laredo Villalba Oviedo Langreo 12 Treto Irún Santurze Curtis Lugo Durango C.I. FRANCIA Arrigorriaga Santiago Lesaka Puentecesures Vergara Pamplona Larrau 20 Caldas de Reis La Robla Guardo Reinosa AASS SERRABLO Vitoria Lumbier Ponferrada Aguilar de 8 8 Santovenia Campoo 30 Pontevedra 10 León Briviesca Miranda Estella 6 26 Sangüesa Astorga Viana Vigo Ourense 16 Villamañan 26 Haro Huesca Palencia Burgos Logroño 20 Tuy Tudela 20 Villar de Zuera 6 Monzón Benavente Villamayor Gerona 4 Villanueva G. Arnedo Tamarite de Litera 8 4 Lerma Sariñena Manresa Alfarrás Toro 12 Valladolid Zamora Soria Montmeló Braga 12 Zaragoza 20 Aranda Agreda Igualada Mataró Tordesillas Peñafiel Lérida Subirats 4 12 Cuellar 10 Barcelona Olmedo Almazán 20 PLANTA DE BARCELONA Castellnou 26 Medina del Turégano Calatayud Oporto Caspe 28 Campo 12 Reus 4 12 Tivissa 24 Bañeras Viseu Salamanca Andorra Tarragona 14 Guarda Segovia 20 Alcañiz Peñaranda de Villalba Tortosa 20 Bracamonte Algete 16 Guadalajara Castor Ávila Alcalá Villafames Madrid Rivas Teruel Borriol Getafe AASS DE 12 Alcora CARRIZO Plasencia Cuenca Nules Castellón Aranjuez Torrijos 12 8 Tarancón Segorbe Leiria Talavera Fuentes Chilches Toledo Lliria Alameda Quintanar de la Orden Sagunto Cáceres Los de la Sagra 28 Puzol Yébenes 32 Paterna 28 Valencia PLANTA Portalegre Cheste DE SAGUNTO Alcázar de San Juan 20 6 Campomaior Ciudad Real Albacete Carlet Mérida 24 Lisboa 28 Puertollano Santa Cruz de Mudela Chinchilla 26 16/10/8 Caudete Agullent 12 Badajoz Xixona Almendralejo Mouro Viches Alicante Elche Sines Linares 10 Córdoba 12 Murcia PLANTA 10 DE SINES Totana Jaén Fuente Álamo 8 PALANCARES Sevilla 30 Huelva Aguilar de la F. Lorca Puente Genil 10 Cartagena Granada Osuna MARISMAS 20 PLANTA DE CARTAGENA Arcos Almería POSEIDON Jerez 16 Málaga PLANTA DE HUELVA 10 Cádiz 10 Mijas Motril Planta de regasificación Almacenamiento subterráneo (en miles de m 3 degnl) (en Mm 3 (n) gas) Algeciras C.I. MARRUECOS Estepona Planta de regasificación (construcción) Capacidad de regasificación (miles de m 3 (n)/h) Capacidad de regasificación (construcción) Yacimiento Conexión internacional (miles de m 3 (n)/h) Almacenamiento subterráneo (en proyecto) Capacidad de extracción (miles de m 3 (n)/h de gas) Estación de compresión Estación de compresión (construcción) Gasoducto de transporte (autorizados o en construcción) Fuente: Elaboración propia. 27

25 En la figura se muestra el mapa de infraestructuras actuales de la red gasista Plantas de Regasificación La novedad más relevante durante el periodo analizado es la puesta en marcha de las Plantas de Regasificación de Sagunto y Mugardos. La primera entró en operación comercial en abril de 2006 y la segunda comenzó sus emisiones a la red general básica en pruebas en mayo de Ambas plantas tienen dos tanques de m 3 de GNL y una capacidad de emisión de y m 3 (n)/h respectivamente. Con respecto a las plantas de regasificación ya existentes, en el año 2006 se pusieron en operación el sexto tanque de GNL en la planta de Barcelona, y el cuarto tanque de GNL en la planta de Huelva, ambos de m 3 de GNL, y las ampliaciones de capacidad de emisión de Cartagena, Huelva y Barcelona que alcanzan así , y m 3 (n)/h respectivamente. En la figura se describe la capacidad actual de las cinco plantas de regasificación existentes, en función de sus parámetros básicos: los muelles de atraque de buques metaneros, los tanques de almacenamiento de GNL, la Figura Capacidad actual de las plantas de regasificación españolas Planta Capacidad de Capacidad de Capacidad Días de Días de Capacidad de de almacenamiento atraque máx. de emisión autonomía autonomía carga cisternas regasificación Nº Tanques m 3 m 3 GNL P (bar) m 3 /hora máximos (*) mínimos (*) Nº cisternas/día de GNL 2 x Barcelona 2 x x x x Total ,4 5,6 50 Total x Cartagena 1 x x x x ,4 2,8 50 Total x Huelva 1 x x ,7 6,1 50 Total Bilbao Sagunto Mugardos 2 x Total x Total x Total ,5 4, ,5 4, ,6 9,0 Total Total ,2 5,5 200 (*) Los días de autonomía se calculan como los días que, regasificando a capacidad nominal, se tarda en consumir el gas de los tanques llenos, descontando el mínimo de llenado o talón (9%). (**) Los días de autonomía mínimos se calculan como los días que, regasificando a capacidad nominal, se tarda en consumir el gas de los tanques cuando se espera la descarga de un buque grande, m 3 de GNL, descontando el talón (9%). Fuente: ENAGAS 28

26 capacidad de los equipos de regasificación y la capacidad de carga de cisternas de GNL con destino a las plantas satélites. Es necesario señalar que la emisión de las plantas de regasificación, en punta de demanda, puede ser superior a la señalada en la figura si se contempla el funcionamiento de los equipos de vaporización de emergencia 5. Asimismo, otro factor a tener en cuenta es que la capacidad de emisión puede verse limitada por los gasoductos de salida de la planta, y la demanda diaria de su zona de influencia. A partir de las existencias de GNL en las plantas y la capacidad de producción, se establece la autonomía de la planta. En los momentos previos a la descarga de un buque metanero, debe haber espacio libre en los tanques de las plantas para albergar el GNL transportado en el buque. En tales circunstancias, y suponiendo que se espera la descarga de un buque grande (por ejemplo de m 3 GNL), las autonomías de las plantas pasan a ser de 2,8 días para Cartagena, de 4,6 para Bilbao y Sagunto, 5,6 para Barcelona, 6,1 para Huelva y 9 para Mugardos. gasoducto a la Península han permanecido más o menos constantes, por lo que a medida que ha crecido la demanda, la proporción GN/GNL se ha ido desequilibrando a favor del GNL. Esta tendencia, se rompió puntualmente en 2004 tras la ampliación del gasoducto del Magreb Las capacidades, nominal y punta, de las conexiones internacionales durante el año 2006 se indican en la figura Figura Flujos de gas contractuales diarios y anuales de las conexiones internacionales por gasoducto en 2006 Localización Capacidad Nominal Mm 3 (n)/h Larrau (entrada hacia España) Irún (salida hacia Francia) (1) Tarifa (entrada hacia España y Portugal) Badajoz (salida hacia Portugal) s/d Tuy (entrada hacia España) Entradas netas al sistema español (*) Variable según período del año. Limitado por la capacidad de transporte en el lado francés Gasoductos de conexión internacional España dispone de cinco conexiones internacionales por gasoducto, dos con Francia por Larrau (Navarra) e Irún (San Sebastian), otra con Marruecos por Tarifa (Cádiz), y dos con Portugal por Badajoz y Tuy (Pontevedra). En general, las conexiones internacionales por gasoducto se operan con flujos bastante constantes que se adecuan a la flexibilidad de los contratos de compra de gas y a la necesidad de cumplir la cláusula de compra garantizada take or pay. Desde la puesta en marcha del gasoducto del Magreb en 1996, las entradas de gas natural por 5 La capacidad de emisión de emergencia de Barcelona es de m 3 (n)/h, en Bilbao de m 3 (n)/h, en Sagunto de m 3 (n)/h, en Cartagena de m 3 (n)/h y en Huelva de m 3 (n)/h. La capacidad que podría dar para el sistema gasista español la conexión internacional del Magreb es de m 3 (n)/h, a los que se podrían añadir capacidad adicional en el supuesto de no existir una limitación en el transporte desde el sur, conjuntamente con la planta de Huelva. No obstante, la capacidad real máxima estaría finalmente limitada por la capacidad de transporte de la red de transporte, en concreto por la capacidad de vehiculación de las estaciones de compresión de Algete y Almendralejo, y la demanda que existiese tanto aguas arriba como aguas abajo de ambas estaciones. La capacidad de la conexión de Larrau es de m 3 (n)/h, pudiendo llegar puntualmente a vehicular m 3 (n)/h. Larrau podría aportar más gas al sistema si el transportista francés aumenta la presión de entrega al 29

27 sistema español. De acuerdo con la información del GTS, por cada aumento de 0,048 bar en la presión el caudal incrementaría m 3 (n)/h hasta un máximo de m 3 (n)/h. La capacidad de la conexión de Irún esta limitada en función de la demanda en su zona de influencia y de las presiones de operación existentes en la red española, concretamente en la posición de Vergara, y en la red francesa, en Biriatou. Figura Capacidad de producción de los yacimientos de gas disponible a emitirse al Sistema Gasista Yacimiento Capacidad de producción Mm 3 (n)/h Valle del Guadalquivir (Marismas y Palancares) Poseidón (Golfo de Cádiz) Total Por otra parte, la capacidad nominal por Tuy es de m 3 (n)/h, aunque podría aumentar m 3 (n)/h por cada aumento de presión en la red portuguesa de 0,154 bar hasta un máximo adicional de m 3 (n)/h. Asimismo, también se pueden realizar intercambios de gas en Badajoz con el gas introducido por Tarifa para el mercado portugués Yacimientos de gas nacionales En la actualidad, la producción de gas natural en España se encuentra en declive en los yacimientos existentes, hecho contrastable por la reducción de la capacidad de producción máxima (y producción anual) respecto a años anteriores. Destacan los yacimientos de Poseidón, Marismas y Palancares. Poseidón es un yacimiento marino situado en el Golfo de Cádiz. Marismas y Palancares son yacimientos terrestres, situados en el valle del Guadalquivir. En Marismas se han realizado pruebas a lo largo del año 2006 para validar su viabilidad como almacenamiento subterráneo Gasoductos de transporte Los gasoductos de transporte en España totalizan en torno a km, de los cuales más del 84% pertenecen a ENAGAS, con un porcentaje entre el 2% y el 7% se sitúan Gas Natural Transporte, Endesa Gas Transportista y Naturgas Energía Transporte, y el resto de la infraestructura de gasoductos de transporte está en manos de Transportista Regional del Gas, Infraestructuras Gasistas de Navarra, SAGGAS, Reganosa e Iberdrola Infraestructuras Gasistas. Los gasoductos de transporte puestos en explotación durante el 2006 cabe citar los siguientes: Conexión internacional España Francia por Irún. Ramal a Saica. Gasoducto Castellón-Onda. Ramal Málaga-Rincón de la Victoria. Ramales a centrales de ciclo combinado. Gasoducto de suministro a la Dársena de Escombreras. Gasoducto a la zona industrial del superpuerto de Bilbao. Gasoducto Ziérbana Santurce. Conexión de Sagunto con la Red General Básica. El incremento de la producción nacional de gas natural depende de la viabilidad técnico-económica de nuevas prospecciones en estudio en la actualidad. La emisión de los yacimientos podría llegar a alcanzar los valores recogidos en la figura Estaciones de compresión El sistema de transporte español tiene once estaciones de compresión. De estas once estaciones, diez son propiedad de ENAGAS y la otra propiedad de Gasoducto de Extremadura, participada por ENAGAS. 30

28 Figura Características de las estaciones de compresión INSTALACIÓN Caudal máximo vehiculable (m 3 (n)/h) Potencia (HP) Número de compresores E. C. de Arbos (Tarragona) E. C. de Tivissa (Tarragona) E. C. Haro (La Rioja) E. C. Sevilla (Sevilla) E. C. Algete (Madrid) E. C. Almodóvar (Ciudad Real) E. C. Zamora (Zamora) E. C. Paterna (Valencia) E. C. Crevillente (Valencia) E. C. Villafranca (Córdoba) E. C. Almendralejo (Badajoz) Fuente: ENAGAS Portugal Ruta de la Plata La tabla muestra las características principales de las estaciones de compresión. El sistema de transporte cuenta, asimismo, con unas 350 estaciones de regulación y/o medida, más de 50 cromatógrafos y aproximadamente 200 equipos de odorización Gasoductos de distribución Aunque todas las Comunidades Autónomas peninsulares disponen de suministro de gas natural, el desarrollo de las infraestructuras y la introducción del gas natural es todavía reciente en zonas como Galicia, Extremadura, Andalucía Oriental, la parte occidental de Castilla León, Castilla La Mancha y Murcia. En algunos núcleos el suministro se realiza mediante plantas satélite de GNL que permiten adelantar la llegada del gas natural. La red de distribución en España a finales del año 2005 estaba formada por más de km de gasoducto. El material más utilizado en las redes de distribución es el polietileno (por encima del 75%) y el segundo material más utilizado es el acero (en torno al 20%). Las redes de alta presión son todas de acero, mientras que en las redes de baja presión se encuentran, además del polietileno, otros materiales como la fundición dúctil, el PVC, la plancha asfaltada o el amianto-cemento que, por ser materiales obsoletos, están siendo sustituidos paulatinamente por el primero en los últimos años. También forman parte de la infraestructura española de distribución más de estaciones de regulación y más de 40 sistemas de odorización. Uno de los objetivos de la Planificación es la extensión del suministro de gas natural a la mayor parte de los núcleos urbanos importantes y centros industriales, considerando que la llegada del gas natural supone un apoyo fundamental al desarrollo económico y social. La especificación de las zonas de gasificación prioritaria para asegurar el desarrollo homogéneo del sistema gasista, en todo el territorio nacional, debe realizarse en el marco de la Planificación del sistema, con la participación de las distintas Administraciones y de acuerdo con el artículo 4 de la Ley del Sector de Hidrocarburos. La definición de estas áreas es una decisión política que supera el ámbito técnico en el que se realiza este estudio, y por ello no se efectúa en el mismo ninguna propuesta de zonas de gasificación prioritaria. 31

29 La figura muestra las empresas distribuidoras que operan en la geografía nacional. Se debe indicar que durante el año 2005 y los primeros meses del 2006 tuvo lugar una reestructuración organizativa de Naturgas Distribución, que compró las participaciones de sus asociados en la distribuidora Gas Natural de Álava. Figura Empresas de distribución que operan en cada Comunidad Autónoma Gas Directo Gas Galicia Gas Natural Distribución sdg Gas La Coruña Gas Natural Distribución sdg Natural Distribución Gas Natural Cantabria Gas Natural Distribución sdg Distribuidora Regional del Gas Distribuidora Septentrional del Gas Gas Natural Distribución sdg Gas Natural Castilla León Naturgas Distribución Tolosa Gasa Gas Natural Distribución Gas Navarra Gas Natural Distribución sdg Gas Natural Distribución sdg Gas Rioja Gas Aragón Gas Natural Distribución sdg Naturgas Distribución Gas Natural Distribución sdg Gas Directo Gas Natural Distribución sdg Distribución y Comercialización de Gas de Extremadura Gas Natural Distribución sdg Gas y servicios de Mérida Gas Castilla La Mancha Gas Natural Distribución sdg Gas Andalucía Gas Directo Gas Natural Distribución sdg Meridional del Gas Gas Natural Murcia Gas Natural CEGAS Gas Alicante Gas Natural Distribución sdg Gesa Gas Nota: En negrita distribuidora con mayor número de puntos de suministro. Fuente: CNE Almacenamientos Subterráneos de gas natural El gas natural en España se almacena dentro del sistema gasista, en los almacenamientos subterráneos, en los tanques de GNL y, en una pequeña proporción, en los propios gasoductos. En la actualidad España posee dos almacenamientos subterráneos, que son antiguos yacimientos depletados de gas natural, Serrablo (Huesca) propiedad de ENAGAS S. A. y Gaviota (situado a 8 km de la costa de Vizcaya) propiedad de RIPSA. 32

30 Figura Características de los almacenamientos subterráneos de gas natural en el momento actual Capacidad de almacenamiento Capacidad de vehiculación Almacenamientos Mm 3 (n) Mm 3 (n)/día Gas colchón (*) Gas útil Gas total Inyección Extracción Serrablo (Aurín y Jaca) ,9 6,8 Gaviota ,5 5,7 Total ,4 12,5 Fuente: ENAGAS La figura muestra las características de ambos almacenamientos Funcionamiento del sistema gasista durante el año Invierno 2006/07. Como ya se ha citado anteriormente, la demanda anual de gas natural en España durante el año 2006 fue de GWh, que registra un incremento del 4% sobre la demanda del año anterior. En cuanto a la demanda punta diaria registrada en el invierno 2006/07, el record del día 30 de enero de 2007, con GWh, sobrepasó en un 7,1% el record anterior, de GWh, registrado durante el invierno 2005/06, el 23 de febrero de Figura Estructura de aprovisionamiento y balance de gas en el año 2006 (GWh/año) Entradas en el Sistema Producción Demanda de Gas y Variaciones de Existencias Aprovisionamiento Sistema Español GNL % GN % TOTAL Aprovisionamiento Sistema Español ,5% Barcelona ,0% Barcelona 255 0,1% Cartagena ,5% Huelva 932 0,2% Huelva ,5% Cartagena 460 0,1% Bilbao ,4% Bilbao ,3% Sagunto ,4% Sagunto ,3% Total Plantas GNL ,8% Total Plantas GNL ,0% Larrau ,1% Serrablo 712 0,2% Tarifa ,9% Gaviota ,4% Tui/Badajoz 270 0,1% Total AA.SS ,6% Conex. Internac ,0% Inyección y yacimientos ,4% Yacimientos Nac. (1) 814 0,2% Gasoducto 235 0,1% Mermas y Autoconsumos ,6% Por Cisternas GNL ,2% Por Gasoducto ,8% TOTAL Producción Sistema Español ,0% TOTAL DEMANDA ,0% Variación Existencias Demanda Nacional Transportada Tránsito a Portugal GN % Huelva 0,0% GNL 0% Tarifa % TOTAL ,5% ,5% Entregas a Portugal ,6% Tránsito a Francia GN 0,0% Entregas a Francia ,4% Otros Tránsitos GNL 0,0% Exportación Buques GNL ,5% TOTAL Entradas TOTAL Producción TOTAL Salidas (1) Durante el año 2006, en el yacimiento Poseidón se produjeron 487 GWh y en Marismas se produjeron 327 GWh. Por el contrario, en Marismas se inyectaron GWh durante sus pruebas de viabilidad para almacenamiento subterráneo. Fuente: ENAGAS y CNE 33

31 Tal como se pone de manifiesto en la figura , en el año 2006 el GNL supuso el 69% del suministro al mercado nacional frente al 31% del suministro de GN. La producción nacional de gas natural aumentó un 45% respecto al año 2005, pero dicho aumento se debió a la extracción de gas del yacimiento de Marismas, que se encuentra efectuando pruebas para su transformación en almacenamiento subterráneo. El 97,8% de la demanda anual se suministró desde la red de gasoductos, mientras que el 2,2% restante fue transportado en camiones cisterna desde las plantas de regasificación, hasta las plantas satélite de GNL repartidas por la geografía nacional. Por su parte, las mermas y autoconsumos del sistema supusieron GWh durante el año 2006 (un 0,6% del total de entradas al sistema). En la figura , se hace patente la lenta disminución de la participación del gas procedente de yacimientos nacionales y conexiones internacionales en la cobertura de la demanda. Asimismo, se observa que Tarifa y Barcelona son los puntos de entrada al sistema con mayor peso, el 25% y el 18% respectivamente. Analizando el funcionamiento del sistema frente al hipotético fallo de una de las entradas (criterio n-1), actualmente, los fallos más difíciles de suplir serían Tarifa, por el volumen de gas que se introduce a través de esta conexión internacional, y la Planta de Barcelona que es el punto de entrada del sistema con mayor capacidad. Sin embargo, es cierto que, hoy en día, el sistema de transporte está más equilibrado que en años pasados, con seis entradas que aportan, cada una, más de un 10% de la demanda. Además, se han reducido las distancias medias entre los puntos de entrada y los de consumo. En relación con las plantas de regasificación, se debe indicar que las plantas de Huelva y Bilbao han incrementado notablemente su producción respecto al año 2005: Huelva un 20% y Bilbao un 30%. Además, Sagunto empezó a emitir gas al sistema, suministrando un 10,34% de la demanda de gas canalizado. Por el Figura Estructura de los medios de producción del sistema de gas natural (GWh/año) GWh % 15% 9% 4% 32% 1% 13% 10% 12% 29% 3% 13% 12% 15% 29% 2% 11% 17% 13% 28% 1% 10% 3% 21% 13% 26% 0% 1% 8% 9% 19% 9% 25% 0% 0% 6% 10% 18% 13% 23% 0% 0% 6% 10% 12% 13% 15% 18% % 29% 25% 39% 35% 29% 29% 27% C.I. Tarifa P.R. Barcelona P.R. Huelva P.R. Cartagena P.R. Bilbao P.R. Sagunto C.I. Larrau Yacimientos Nacionales C.I. Tuy Fuente: ENAGAS 34

32 contrario, las plantas de Barcelona y Cartagena redujeron sus emisiones respecto a 2005 en un 19% y en un 27%, respectivamente. Son decisivos los papeles que juegan en su zona de influencia la Planta de Barcelona, básicamente en Cataluña, y la de la planta de Bilbao, en el País Vasco. El factor de utilización promedio de las plantas es del 51%, situándose claramente por debajo del mismo la planta de Barcelona, con un 41%. Las plantas de Huelva y Cartagena se sitúan próximas a dicho promedio, siendo superior en las planta de Bilbao (59%) y Sagunto (58%). En la figura se muestran, para el año 2006, las descargas de gas realizadas en las plantas de regasificación, la capacidad nominal de emisión y el factor de utilización real. Durante el año 2006, se cargaron en las plantas cisternas de GNL reduciéndose un 3,3% respecto al año anterior, en el rango de cisternas/año (102 cisternas/día medio). Si bien la capacidad diaria de carga de cisternas máxima para el sistema es de 165 cisternas/día (50 cisternas/día en las plantas de ENAGAS y 15 cisternas/día en BBG), las cifras actuales se pueden considerar como muy próximas a la saturación de este tipo de suministro, debido a las limitaciones de circulación de las cisternas de GNL los domingos y festivos. En relación con las existencias en los almacenamientos subterráneos, se debe indicar que las estructuras alcanzaron prácticamente su nivel máximo de llenado en septiembre, un mes antes del periodo invernal 2006/2007. El número de metaneros descargados durante el 2006 aumentó, respecto al año anterior en 51 buques más, si bien el volumen de GNL descargado creció 12,5%. En la figura se recogen los flujos de gas en la Península Ibérica durante el año Figura Factor de utilización de las plantas de regasificación en el año 2006 Volumen de entradas Punto de entrada de gas (año 2006) TWh Capacidad nominal Factor de m 3 GNL/día utilización real % Barcelona (1) 72, % Cartagena (2) 50, % Huelva(3) 62, % Bilbao (4) 50, % Sagunto (5) 41, % Mugardos (6) TOTAL 277, % (1) Durante el primer mes de 2006, tuvo una capacidad de m 3 GNL/día (2) Durante los 11 primeros meses de 2006, tuvo una capacidad de m 3 GNL/día (3) Durante los 9 primeros meses de 2006, tuvo una capacidad de m 3 GNL/día (4) Se ha tenido en cuenta su limitación de emisión por la red de transporte (5) Inició fase de pruebas en febrero de 2006 y operación comercial en abril de 2006 (6) Inicio de fase de pruebas en mayo de 2007 Fuente: ENAGAS 35

33 Figura Funcionamiento de las plantas de regasificación en el año % % % % % % Número de buques descargados 397 Producción anual GWh Número de cisternas cargadas Barcelona Huelva Cartagena Bilbao Saguto Fuente: ENAGAS y CNE A la vista del mapa de flujos, figura , hay que destacar los siguientes puntos: Las Comunidades Autónomas más occidentales de la Península, en concreto Andalucía, Extremadura, Castilla La Mancha, Castilla y León, Madrid, Galicia, Asturias y Cantabria se han seguido suministrando con el gas procedente de Huelva, Tarifa y los yacimientos del Guadalquivir, que también proporcionaron gas para atender a la demanda de Portugal. Además, quedó un pequeño remanente de estos orígenes que pasó a través de la estación de compresión de Haro hacia el Este y País Vasco. Por tanto existió un importante esfuerzo de transporte Sur-Norte. La demanda de Galicia fue suministrada en su mayor parte desde Portugal, aunque también recibió pequeños aportes desde Asturias. El gas natural que consumió Cataluña se suministró prácticamente en su totalidad desde la planta de Barcelona. De la misma forma, Cartagena suministró en su totalidad la demanda de Murcia y parte de la de la Comunidad Valenciana. La planta de Sagunto suministró la demanda de la Comunidad Valenciana que no satisfizo la de Cartagena, suministrando, además, gas a Aragón y una parte pequeña a Cataluña La demanda de Navarra, La Rioja y País Vasco se ha satisfecho con gas procedente de la interconexión de Larrau y la planta de Bilbao, junto con la extracción de almacenamientos. Por lo tanto, las Comunidades del norte, Galicia, Asturias, Cantabria y Castilla y León son las que más esfuerzo de transporte han requerido. La entrada en operación de la planta de Mugardos, en 2007, reducirá las necesidades de transporte en la zona de Galicia, Asturias y Noroeste de Castilla León. 36

34 Figura Flujos de gas natural en el año 2006 en TWh PLANTA DE HUELVA 10 PALANCARES Huelva POSEIDON 30 MARISMAS Cádiz Sevilla Jerez Arcos 12 Osuna Algeciras C.I. MARRUECOS Aguilar de la F. Puente Genil Estepona Málaga Granada 10 Motril AASS GAVIOTA por la que se aprobaba el Plan de Actuación Invernal para la Operación del Sistema Gasista, de aplicación entre el 9 de noviembre de 2006 y 31 de marzo de Las reglas principales establecidas por el Plan de Actuación Invernal fueron: Limitación a las exportaciones, garantizando unas entradas mínimas por Larrau de m 3 /h. Obligar a todos los usuarios que aporten GNL al sistema a mantener en todo momento unas existencias Ferrol Luarca Avilés A Coruña 20 8 Gijón 20 Santander 12 Castro U. Bilbao S. Sebastián 14 Laredo Villalba Oviedo Langreo 12 Treto Irún Santurze Curtis Lugo Durango C.I. FRANCIA - LARRAU Arrigorriaga Santiago Lesaka Puentecesures Vergara Pamplona Larrau 20 Caldas de Reis La Robla Guardo Reinosa AASS SERRABLO Vitoria Lumbier Ponferrada Aguilar de 8 8 Santovenia Campoo 30 Pontevedra 10 León Briviesca Miranda Estella 6 26 Sangüesa Astorga Viana Vigo Ourense 16 Villamañan 26 Haro Huesca Palencia Burgos Logroño 20 Tuy Tudela 20 Villar de Zuera 6 Monzón Benavente Villamayor Gerona 4 Villanueva G. Arnedo Tamarite de Litera 8 4 Lerma Sariñena Manresa Alfarrás Toro 12 Valladolid Zamora Soria Montmeló Braga 12 Zaragoza 20 Aranda Agreda Igualada Mataró Tordesillas Peñafiel Lérida Subirats 4 12 Cuellar Barcelona Olmedo Almazán 20 PLANTA DE BARCELONA Castellnou 26 Medina del Turégano Calatayud Oporto Caspe 28 Campo 12 Reus 4 12 Tivissa 24 Bañeras 8 Viseu Salamanca Andorra Tarragona Segovia 72,5 14 Guarda 20 Alcañiz Peñaranda de Villalba Tortosa 20 Bracamonte Algete 16 Guadalajara Castor Ávila Alcalá Villafames Madrid Rivas Teruel Borriol Getafe AASS DE 12 Alcora Transporte para CARRIZO Plasencia Cuenca Nules Castellón demanda española Aranjuez 10 Torrijos 12 8 Tarancón Segorbe Leiria Talavera Chilches (TWh) Fuentes Toledo Lliria Alameda Quintanar de la Orden Sagunto Cáceres Los de la Sagra 28 Puzol 41,9 Yébenes 32 Paterna 28 Valencia Portalegre Cheste PLANTA 397,4 Alcázar de San Juan 20 6 DE SAGUNTO Campomaior Ciudad Real Albacete Carlet Mérida 24 Lisboa 28 Puertollano Santa Cruz de Mudela Chinchilla Transporte hacia Portugal 26 16/10/8 Caudete Agullent 12 Badajoz 12 o Francia (TWh) 32 Xixona Almendralejo Mouro 30 Viches Alicante 6 Elche Sines Linares 10 29,6 Córdoba 12 Murcia PLANTA -2,4 10 DE SINES Totana Jaén Fuente- - Álamo 8 4,4 62,3 2,0 0,2 23,7 0,8 4, ,9 10 0,034 54,8 30 PLANTA DE BILBAO Mijas 55,6 50,1 11,1 100,2 23,7-1,7 Almería C.I. FRANCIA - IRÚN Lorca 20 8 Cartagena 0,0-0,7 23,4 0,7 24,6 5,2 15,7 22,5 PLANTA DE CARTAGENA 50,6 0,9 Exportaciones GNL (TWh) 2,1 Fuente: ENAGAS y CNE Normas de Gestión Técnica y Plan Invernal La operación del sistema en el invierno se ha visto facilitada gracias a la aprobación de las Normas de Gestión Técnica del Sistema, que entraron en vigor el 1 de noviembre de Adicionalmente, con objeto de complementar las reglas de operación normal del sistema durante el invierno, tal y como indican las NGTS, el 25 de octubre de 2006, la Dirección General de Política Energética y Minas aprobó la Resolución 37

35 mínimas de seguridad en el conjunto de tanques de las plantas de regasificación equivalentes a 3 días de la capacidad contratada o reservada. Limitar la programación de capacidad de extracción de los almacenamientos subterráneos, con máximos de extracción que varían entre 50 y 90 GWh/d, según las fechas (se pueden observar en la tabla ), repartido según la contratación de cada usuario. Se asigna la capacidad de extracción no programable entre los usuarios de almacenamiento subterráneo con mercado doméstico-comercial. Se permite la extracción adicional asignada a olas de frío si concurren otras circunstancias, como cierre de puertos, o indisponibilidades de conexiones internacionales. Se disponen de 20 GWh/día de capacidad adicionales para situaciones de ola de frío. Figura Capacidades máximas de extracción GWh/día Desde Hasta nov nov nov dic dic dic dic ene ene mar mar mar mar mar-07 Fuente: RESOLUCIÓN de 25 de octubre de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se aprueba el Plan de Actuación Invernal , para la operación del sistema gasista. Reserva de 13 GWh/día en el Gasoducto del Magreb para abastecimiento del Mercado a tarifa Invierno El invierno 2006/07, fue un invierno climatológicamente suave, con una distribución de temperaturas, en media, dos grados centígrados superior a la del anterior invierno. Esta uniformidad ha sido clave en el menor impacto que ha sufrido el sistema en su operación, en comparación con los inviernos 2001/02 y 2004/05, los más duros de la última década. Durante el invierno 2006/07 se registró una ola de frío que se prolongó desde el 23 de enero de 2007 hasta el 1 de febrero de 2007 con una duración total de 10 días. Durante la citada ola de frío, se superó en cuatro ocasiones, de forma consecutiva el récord de demanda histórica del sistema, alcanzándose la punta invernal el día 30 de enero de 2007, con GWh/día, y marcando la que sería la semana punta del invierno. El sistema ha respondido perfectamente a las necesidades de la demanda, sin que se produjeran acontecimientos operativos de relevancia durante el invierno. Por la benignidad de las temperaturas durante el invierno 2006/2007, la Dirección General de Política Energética y Minas, en fecha 1 de febrero de 2007, emite Resolución, a petición del Gestor Técnico del Sistema, por la que se amplía la extracción adicional establecida en la Regla 3.e de la Resolución del 25 de octubre de 2006 por la que se aprueba el plan de Actuación Invernal , para la Operación del Sistema Gasista Funcionamiento del Sistema Gasista en la semana de demanda punta La punta de demanda de gas se produce en los días de invierno de menores temperaturas. Esta estacionalidad asociada a la temperatura es muy acusada en el sector doméstico, pero también se produce en el resto de consumidores (industria y generación eléctrica). A continuación se analiza la capacidad del sistema para atender la demanda de la punta invernal de gas, durante el invierno 2006/07. No sólo se refleja el funcionamiento del sistema en el día de demanda punta, sino que se hacen distintas reflexiones sobre la semana de demanda más alta del año. Como ya se ha dicho, la punta diaria de demanda nacional tuvo lugar el día 30 de enero de 2007 con GWh, un 38

36 Figura Demanda de gas el día punta de los inviernos 2005/06 y 2006/07 Demanda punta: 30 de enero de 2007 Datos: GWh/día Invierno Invierno 05/06 06/07 Incremento Convencional (firme e interrumpible) % CCGT % Térmica convencional % Total demanda Red Básica % Plantas satélite % TOTAL % Fuente: ENAGAS. 7% superior a la punta del invierno anterior (ver figura ). De los GWh, 49 GWh fueron suministros a plantas satélites de GNL a través de cisternas. El consumo convencional canalizado representó el 66 % de la demanda total en este día, mientras que el consumo de las CTCC supuso una demanda del 33%. En este día se emitieron a la red básica de gasoductos GWh de gas, de manera que los 21 GWh restantes hasta alcanzar los GWh de la demanda de gasoductos, se consumieron del almacenamiento operativo en gasoductos. En la figura se pone de manifiesto la relación de la demanda transportada por gasoducto (la demanda Figura Adecuación de la capacidad de las infraestructuras a la demanda para el día punta del invierno 2005/06 Puntos de entrada Producción real (GWh/día) Capacidad Nominal (GWh/día) Barcelona Cartagena Huelva Bilbao Sagunto TOTAL PLANTAS (49 para cisternas de GNL) Larrau Tarifa Tuy Irún <12 Yacimientos nacionales 12 5 TOTAL PRODUCCIÓN (neta de cargas de cisternas GNL) Almacenamientos subterráneos TOTAL BALANCE PRODUCCIÓN / DEMANDA TRANSPORTADA 98,7% 135,4% Fuente: ENAGAS. 39

37 nacional y la de tránsito internacional, exceptuando la demanda de plantas satélites), con las capacidades utilizadas en la producción real de ese día. Tal como se observa, la producción en el día punta fue un 1,3% inferior a la demanda y supuso un uso del 73% de la capacidad nominal de los medios de producción utilizados por el sistema. Las ligeras diferencias existentes entre la producción y la demanda durante los días laborales se compensaron con el stock de los gasoductos el cual, según se aprecia en la figura , se recuperó al día siguiente. Aunque no han existido problemas para satisfacer a la totalidad de la demanda, se debe indicar que la demanda punta real ha sido un 12% inferior a la prevista (en el anterior Informe Marco y por ENAGAS en la elaboración del Plan Invernal) para este invierno por varios motivos fundamentales: contracción del consumo convencional; retraso en la puesta en marcha de nuevas unidades de CCGT y menor simultaneidad a la prevista en el consumo de los CCGT instalados (78% de utilización en el día de punta). Por lo tanto, el invierno 2006/2007 ha puesto de manifiesto varios datos fundamentales acerca del sistema gasista español: La capacidad de transporte ha sido suficiente para asegurar la demanda, y el menor crecimiento sobre el previsto de esta última, ha propiciado tener mayor margen de maniobra. No obstante, las nuevas infraestructuras que están previstas en los próximos años son vitales para asegurar la cobertura de una demanda en la que se prevé crecimiento. La vulnerabilidad frente a contingencias externas o internas al sistema, en particular por la poca autonomía de los tanques de almacenamiento de GNL, fue resuelta con la exigencia impuesta por el Plan Invernal 2006/07 de mantener unas existencias mínimas de seguridad en el conjunto de tanques de las plantas de regasificación equivalentes a 3 días de la capacidad contratada o reservada. A pesar del buen funcionamiento del sistema durante este invierno, aún existen zonas muy localizadas que, a lo largo de los últimos años, registran bajas presiones en la red de transporte y en las redes de distribución de su área de influencia. Este es el caso de los gasoductos Ramal a Pamplona, Ramal Villapresente-Colindres (Cantabria), Ramal a Alcora (Castellón), Ramal a Aceca, Ramal a Campo de Gibraltar, Ramal a Castellón y el gasoducto Vergara-Irún. Figura Producción y demanda transportada en la semana punta del invierno 2006/ GWh Miércoles Jueves Viernes Sábado Domingo Lunes Martes Miércoles Jueves Fuente: ENAGAS. Producción Demanda 40

38 Capacidad de almacenamiento y niveles de existencias de gas durante el año 2006 La figura muestra la capacidad máxima útil de almacenamiento del sistema durante Capacidad de almacenamiento de gas en España Como ya se ha indicado, el gas natural en España puede almacenarse, dentro del sistema gasista, fundamentalmente en los almacenamientos subterráneos y en los tanques de GNL de las plantas de regasificación, además de la pequeña cantidad de gas presente en los propios gasoductos. Además, ha de tenerse en cuenta que las instalaciones anteriores (almacenamientos subterráneos, tanques de GNL y gasoductos) no se utilizan exclusivamente como almacenamientos de gas, puesto que se emplean en la operación diaria del sistema gasista y, por lo tanto, su nivel de llenado siempre será inferior al 100 % de su capacidad. Por ejemplo, es necesario regasificar para conseguir el hueco necesario en los tanques de las plantas antes de la descarga de un nuevo buque. La capacidad nominal de almacenamiento de los tanques de GNL así como de los gasoductos, se ve disminuida por la necesidad de mantener una cantidad de gas inmovilizado, sin poder ser extraído, con el fin de mantener siempre el nivel de existencias necesario para el correcto funcionamiento de las instalaciones. Figura Capacidad de almacenamiento máximo útil por instalación utilizada en la operación del sistema Instalación Capacidad máxima útil en 2006 (1) (GWh) Tanques de GNL Barcelona Cartagena Huelva Bilbao Sagunto Almacenamientos Subterráneos Serrablo Gaviota Stock Gasoductos (Valor medio) 744 TOTAL (1) La capacidad indicada en esta figura para los almacenamientos subterráneos incluye el tercio de la capacidad de gas colchón que es extraíble por medios mecánicos; para los tanques de GNL y stock de gasoductos se ha descontado el nivel mínimo de llenado o talón. Fuente: ENAGAS Capacidad de almacenamiento del sistema en relación con la demanda El Real Decreto 1716/2004, en proceso de revisión en la actualidad, indica la obligación de mantener 35 días de existencias mínimas calculadas sobre la base de los consumos o ventas firmes de gas natural. La demanda firme durante el año 2006 fue GWh, una vez excluidos los suministros interrumpibles 6. Por tanto, la demanda diaria firme media durante dicho año fue de GWh. En consecuencia, el número de días de ventas firmes medio que hubiera podido almacenar el sistema en 2006 (capacidad máxima útil de almacenamiento entre demanda diaria firme media) suponiendo que todas las instalaciones estén al 100% de llenado fue de 38 días. No obstante, la normativa permite considerar en este cálculo el volumen de gas contenido en los buques en tránsito o pendientes de descargar. Por tanto, si consideramos en el cómputo un promedio de cuatro metaneros de m 3 de GNL (un metanero en camino o pendiente de descarga en cada una de las plantas 6 Como interrumpibles se consideran los clientes sujetos a tarifa y peaje interrumpibles. 41

39 actuales), se añadirían otros 4,5 días de capacidad de almacenamiento en el año Niveles de existencias en los almacenamientos subterráneos durante 2006 En el año 2006, los almacenamientos subterráneos tuvieron unas existencias medias de gas útil de GWh/mes. Las estructuras prácticamente alcanzaron su nivel máximo de llenado en septiembre, un mes antes del periodo invernal 2006/2007. El grado de utilización de estas instalaciones como almacenamiento operativo durante 2006 se pone de manifiesto en la alta movilidad del gas almacenado en las mismas. Así, a lo largo del año se llevaron a cabo bien operaciones de inyección, bien de extracción, o bien ambas operaciones. La inyección diaria máxima que se alcanzó fue de 172 GWh, siendo la inyección media de 49 GWh/día a lo largo de año. En cuanto a la extracción diaria máxima, ésta fue de 147 GWh, con una extracción media de 39 GWh/día. Figura Existencias en almacenamientos subterráneos en el año GWh Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Gas colchón extraible por medios mecánicos Gas Útil Fuente ENAGAS y CNE. La figura muestra la operación de los almacenamientos subterráneos en Disponibilidad del gas almacenado como existencias de seguridad El mantenimiento de unos niveles mínimos de existencias de seguridad tiene por objetivo asegurar el suministro en caso de que se produzcan situaciones de restricción en el abastecimiento de gas hacia España. En ese supuesto, resulta necesario analizar la disponibilidad del gas almacenado, es decir, la velocidad a la que se pueden llevar las existencias de gas a los consumidores españoles. La disponibilidad de las existencias depende del tipo de almacenamiento considerado: el gas de gasoductos es de utilización inmediata, el gas en plantas de regasificación depende de la capacidad de regasificación y de la demanda, y puede ser movilizado muy rápidamente. La disponibilidad del gas almacenado en los almacenamientos subterráneos depende de la capacidad de 42

40 Figura Operación de los almacenamientos subterráneos en 2006 GWh ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Inyección Extracción Fuente: ENAGAS. extracción, así como de la capacidad de la conexión de estos almacenamientos con la red de gasoductos. La figura relaciona la capacidad de producción de los almacenamientos con la capacidad de producción del sistema en En este año la capacidad de extracción de los almacenamientos se situó en torno al 7% de la Figura Comparación entre la capacidad de extracción de los almacenamientos subterráneos con la capacidad de producción del sistema y la capacidad de producción de la planta de Barcelona Capacidad de producción del sistema 2006 (GWh/día) Capacidad Producción TOTAL Capacidad Producción AASS 145 Capacidad Producción Barcelona (transportable) 413 Capacidad de Entrada de Tarifa 303 Cobertura de la demanda con AASS 2005 (%) Sobre la producción total 7% Sobre la producción de Barcelona 35% Sobre la producción de Tarifa 48% Fuente: ENAGAS y elaboración propia. capacidad total del sistema y consigue cubrir en una indisponibilidad simple (o N-1) el 35% de la producción transportable de Barcelona, punto con mayor capacidad de entrada en el sistema, y el 48% de la capacidad de entrada por Tarifa, punto por donde se introduce mayor cantidad anual de gas natural Resumen de la situación actual de las infraestructuras Durante el invierno 2006/2007 la capacidad de transporte ha sido suficiente para asegurar la demanda. Para ello se utilizó el 73% de la capacidad nominal de los medios de producción del sistema en día punto, aunque también contribuyó un crecimiento de la demanda menor al previsto. La operación del sistema también se ha visto facilitada gracias a la aprobación de las Normas de Gestión Técnica del Sistema, que entraron en vigor el 1 de noviembre de La vulnerabilidad frente a contingencias externas o internas al sistema, en particular por la poca autonomía de los tanques de almacenamiento de GNL, fue resuelto 43

41 mediante las obligaciones impuestas por el Plan Invernal 2006/07, principalmente mediante el mantenimiento de unas existencias mínimas de seguridad en el conjunto de tanques de las plantas de regasificación equivalentes a 3 días de la capacidad contratada o reservada. Desde el punto de vista de las infraestructuras, se pueden destacar las siguientes conclusiones: 1. Durante 2006 se han puesto en marcha la planta de regasificación de Sagunto, la conexión internacional con Francia por Irún (Fase I) y varias ampliaciones tanto en emisión como en almacenamiento de GNL en las plantas de ENAGAS por lo que mejoró margen de cobertura del sistema gasista respecto a años anteriores. En total, durante este periodo las capacidades de almacenamiento y emisión del sistema respecto a 2005 se han incrementado en un 9,5% y un 20% respectivamente. 2. Las inversiones efectuadas en plantas de regasificación han reducido el riesgo del sistema asociado a la posible falta de GNL en las plantas, que puede ocurrir en caso de cierre de puertos por malas condiciones metereológicas (en España o en los puertos de carga), u otros problemas de aprovisionamiento. 3. Actualmente el mayor riesgo del sistema se deriva del lento progreso en los desarrollos de nuevos almacenamientos subterráneos Estado actual del sistema de energía eléctrica. A continuación, se analiza la situación del sistema eléctrico español, diferenciando el sistema peninsular de los sistemas extrapeninsulares, en cuanto a demanda de energía eléctrica y a cobertura de la misma, con el fin de determinar la situación real de demanda, oferta e infraestructuras de transporte y distribución en el momento actual Balance oferta demanda de energía eléctrica año Demanda de energía eléctrica La demanda de energía eléctrica peninsular crece anualmente, si bien en el último año dicho crecimiento se ha moderado con respecto a los años anteriores. Concretamente, en el año 2006, el crecimiento de la demanda de energía respecto al año anterior ha sido del 2,8%, situándose por debajo de las previsiones de crecimiento del Informe Marco 2006, (que lo situaban en torno al 4%). En 2006, la demanda máxima horaria se situó en MW el día 30 de enero, alrededor de las 20 horas. En 2007, la demanda máxima horaria se ha situado hasta el momento en MW el día 25 de enero, también alrededor de las 20 horas. Este valor es ligeramente inferior a la demanda máxima de potencia horaria histórica, de MW el día 27 de enero de 2005, y continúa con la tendencia de que las puntas de demanda experimenten su máximo en los primeros meses del año. En lo referente a sectores de consumo, la demanda del sistema peninsular se puede clasificar en cuatro grandes grupos: Industrial. Incluye a grandes consumidores industriales acogidos a la tarifa G-4 a muy alta tensión, consumidores industriales con suministro interrumpible, consumidores industriales y de servicios acogidos a la tarifa horaria de potencia y consumidores industriales con tarifa general de alta tensión. PYME s. Empresas de servicios y pequeña industria con suministro en baja tensión. Doméstico. Consumidores del sector servicios, pequeña oficina y doméstico con suministro en baja tensión. 44

42 Figura Evolución de la demanda peninsular Sistema Peninsular (GWh) Enero - Diciembre Variación porcentual ,6% ,5% ,8% ,5% ,9% ,8% ,5% ,6% ,8% Fuente REE. Servicios y otros. Incluye los consumos de distribuidores de energía eléctrica no acogidos al Real Decreto 1538/1987, los consumos para riegos agrícolas y forestales en alta y baja tensión, el consumo eléctrico para el alumbrado público y los consumos de los medios de transporte que utilizan la tracción eléctrica. peninsulares con menor demanda son La Rioja, Cantabria, Navarra y Extremadura, con una demanda inferior a los GWh. En la figura se muestra un balance de energía eléctrica por Comunidades Autónomas peninsulares y su demanda en barras de central asociada. En cuanto a la situación de la demanda peninsular por áreas geográficas en el año 2006, cabe destacar que las Comunidades de Cataluña, Andalucía y Madrid son las mayores demandantes, mientras que las Comunidades Por su parte, la demanda del sistema extrapeninsular experimentó en el año 2006 un crecimiento global del 4,3% respecto al año anterior, alcanzando la cantidad de GWh. Figura Distribución de la demanda peninsular por grupos de consumidores, tanto suministrados a tarifa como a precio libre 49% 5% 32% Domésticos PYME Industrial Servicios 14% Fuente CNE. 45

43 Figura Balance eléctrico peninsular Balance eléctrico Comunidad Castilla Castilla País peninsular 2006 (GWh) Andalucía Aragón Asturias Valenciana Cantabria La Mancha y León Cataluña Extremadura Galicia La Rioja Madrid Murcia Navarra Vasco Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas Ciclo combinado Régimen ordinario Consumos generación Régimen especial Generación Neta Consumos bombeo Saldo intercambios Demanda (b.c.) Demanda (b.c.) Δ%2006/2005 3,3 2,8 2,8 2,6 2,0 3,4 2,3 2,6 2,2 2,8 2,0 2,9 2,6 2,3 2,6 Figura Evolución de la demanda extrapeninsular Sistema Enero- Variación Extrapeninsular (GWh) Diciembre porcentual ,6% ,9% ,1% ,3% ,4% ,6% ,3% ,0% ,3% Fuente REE y CNE. La figura muestra el balance eléctrico extrapeninsular por sistemas a finales del año Respecto al Informe Marco del año anterior, el incremento de demanda fue inferior al previsto. La potencia instalada en los sistemas extrapeninsulares en 2006 se refleja en la figura 2.2.6, diferenciada también en función de las distintas tecnologías existentes La oferta de energía eléctrica. Cobertura de la demanda. El parque generador peninsular, a finales de diciembre de 2006, estaba constituido por MW, de los que MW corresponden al régimen ordinario 7 y el resto al régimen especial 8. A lo largo del año 2006 se han producido incrementos en la potencia instalada de régimen ordinario derivados principalmente de la instalación de grupos de ciclo 7 Régimen ordinario: aquél en el que el esquema regulador es el mercado de producción en el que se cruzan ofertas y demandas de electricidad y donde se establecen los precios como consecuencia de su funcionamiento como mercado organizado. Pertenecen a este régimen las instalaciones de generación convencionales. 8 Régimen especial: es un régimen de producción que da un trato diferenciado respecto del régimen ordinario a las instalaciones de producción de energía eléctrica abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. 46

44 Figura Balance eléctrico extrapeninsular Balance eléctrico Islas Islas extrapeninsular (GWh) Baleares Canarias Ceuta Melilla TOTAL Hidráulica Carbón Fuel / gas Ciclo combinado Producción bruta Consumos generación Producción neta Régimen especial TOTAL Fuente REE y CNE. Figura Potencia extrapeninsular instalada Potencia instalada Islas Islas Ceuta extrapeninsular (MW) Baleares Canarias y Melilla TOTAL Hidráulica 1 1 Carbón Fuel / gas Ciclo Combinado Total R. Ordinario Régimen especial Total Potencia Instalada Fuente Endesa y CNE. combinado. Por otra parte, también en el régimen ordinario, se ha producido la baja de la central nuclear José Cabrera (160 MW). Los nuevos grupos de ciclo combinado y las bajas, definitivas y en proceso, se detallan en la figura Por otra parte, la potencia instalada en régimen especial ha experimentado un incremento en el año 2006 de cerca del 10%, en el que destaca fundamentalmente el crecimiento en energía eólica y en solar fotovoltaica, con incrementos también en la energía procedente del tratamiento de residuos y de la biomasa. En cuanto a la cobertura de la demanda eléctrica peninsular, cabe mencionar que se encuentra cubierta actualmente por producción en régimen ordinario y en régimen especial, y por los intercambios internacionales Figura Parque generador peninsular Potencia peninsular (MW) Régimen Ordinario Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas CCTG TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO Régimen Especial Cogeneración Eólica Hidráulica Otros TOTAL RÉGIMEN ESPECIAL TOTAL POTENCIA Fuente REE y CNE. 47

45 Figura Variación del equipo generador en 2006 Altas del equipo generador en 2006 (MW) Bajas del equipo generador en 2006 (MW) Grupos en proceso de baja e indisponibilidades de larga duración (MW)* Castelnou 731 José Cabrera Colón El Fangal El Fangal El Fangal Escombreras TOTAL * Comprende unidades de generación térmica que no funcionaron en el año 2006 por encontrarse inmersas en un proceso de baja o en situación de indisponibilidad de larga duración. Fuente REE, Ministerio de ITyC y elaboración propia. (diferencia entre exportaciones e importaciones de electricidad). En la figura aparecen reflejados los porcentajes de cobertura de la demanda peninsular durante En la distribución de la producción peninsular bruta en régimen ordinario, las instalaciones de ciclo combinado aportaron un 29%, mientras que la hidráulica representa un 11%, la nuclear un 27% y el carbón un 30%. Respecto al año 2005, se observa un descenso de la producción con carbón, mientras que la energía procedente de las centrales de ciclo combinado ha experimentado un crecimiento, alcanzando junto con las de fuel-gas un total del 32% de la producción (ver figura ). La demanda de potencia punta en el invierno de ( MW, que tuvo lugar el 25 de enero de 2007) se situó por debajo de la demanda de potencia punta de invierno prevista en el escenario probable del Informe Marco precedente ( MW). Por otra parte, se ha detenido momentáneamente el proceso de acercamiento entre la punta máxima del año y la potencia instalada en régimen ordinario, debido a un mayor incremento de la potencia instalada en ciclos combinados y a la reducción de la punta de demanda respecto a la del año anterior, como se muestra en la figura Figura Cobertura de la demanda peninsular en ,0% 81,6% 70,0% 50,0% 30,0% 10,0% 19,7% -1,3% Fuente REE y elaboración propia. -10,0% Produc. RO Produc. RE Intercambios internac. 48

46 Figura Distribución de la producción peninsular bruta en régimen ordinario en % 11% 27% 3% 30% Fuente: REE y elaboración propia. Figura Relación entre punta horaria de demanda y potencia instalada total y en régimen ordinario en el sistema peninsular Potencia Peninsular instalada RO (MW) Potencia Peninsular instalada RO + RE (MW) Demanda de potencia media horaria para la punta máxima (MW) Fuente REE y elaboración propia. No obstante, como consecuencia de la variabilidad de la hidraulicidad y de la aleatoriedad de las indisponibilidades del parque térmico, no toda la potencia instalada se encuentra disponible durante los episodios de máximo consumo, por lo que es preciso conocer la previsión de potencia disponible con el fin de evitar situaciones en las que no sea posible atender la totalidad de la demanda. La diversificación en el parque generador extrapeninsular es menor que en el caso peninsular. A finales de diciembre de 2006, éste estaba constituido por MW, de los que MW correspondían al régimen ordinario y los restantes al régimen especial. La cobertura de la demanda extrapeninsular depende principalmente del equipo térmico instalado, basado fundamentalmente en carbón de importación en el sistema Mallorca-Menorca y en combustibles líquidos en los demás sistemas. La cobertura de la demanda durante 2006 ha sido similar a la del año anterior, aunque se ha producido un incremento de la energía procedente de las 49

47 centrales de ciclo combinado y del régimen especial respecto al año 2005, siendo el aporte de los grupos de fuel (incluyendo los grupos de ciclo combinado) el 72% de la demanda, los de carbón el 22% y la energía adquirida al régimen especial el 6%. La potencia instalada en régimen ordinario en territorio nacional en el año 2006 distribuida por Comunidades Autónomas, refleja que Andalucía, con MW, es la Comunidad que cuenta con mayor potencia instalada en régimen ordinario, debido principalmente a las nuevas instalaciones de ciclos combinados. Le siguen en importancia Cataluña (con MW, era hasta este año 2006 la comunidad con mayor potencia instalada) y Castilla y León (con MW), gracias a la potencia hidráulica y térmica convencional. Las Comunidades de Madrid, Cantabria, Melilla y Ceuta son las que cuentan con menor potencia instalada, inferior a los 400 MW (ver figura ). Producción en régimen ordinario Producción hidroeléctrica Las centrales hidroeléctricas tienen una influencia relevante en la cobertura anual de la demanda, ya que constituyen una fuente de energía de coste reducido, aunque su producción varía enormemente en función de la hidraulicidad. Se puede destacar en los últimos años un abanico que oscila entre una participación del 14,3% ( GWh) registrados durante el año 2001, definido como húmedo, y una participación del 9% ( GWh) durante el año En 2006 la producción hidroeléctrica supuso un 11% ( GWh) de la producción bruta peninsular en régimen ordinario. A finales de 2006, la potencia hidráulica instalada en el sistema peninsular era de MW. Este año la producción hidráulica total ha sido un 32% superior a la Figura Potencia instalada (MW) por CCAA en el año 2006 Autonomía Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas CCTG Total 2006 Andalucía Aragón Asturias Baleares C. Valenciana Canarias Cantabria Castilla la Mancha Castilla y León Cataluña Ceuta Extremadura Galicia La Rioja Madrid Melilla Murcia Navarra País Vasco TOTAL Fuente REE, Endesa y CNE. 50

48 Figura Producción peninsular bruta por cuenca hidrográfica Cuencas hidrográficas Potencia MW Producción (GWh) Variación Porcentual /05 Norte ,6% Duero ,1% Tajo-Júcar-Segura ,2% Guadiana ,6% Guadalquivir ,5% Ebro ,7% Total sistema peninsular ,1% Fuente REE. Figura Producción de energía hidráulica en el sistema peninsular ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic GWh 2005 GWh 2006 Fuente REE y elaboración propia. del año anterior, a pesar de que se han producido descensos notables de la producción en las cuencas del sur y, en menor medida, en la del Ebro. La evolución de la producción hidráulica en los últimos meses se refleja en la figura Por otra parte, el análisis de las reservas hidroeléctricas, según datos de 31 de diciembre de 2006, reflejan que el porcentaje de llenado en la Península es del 55%, mientras que el producible total (incluyendo tanto las reservas anuales como las hiperanuales) es de GWh, valor que supone un aumento del 48% respecto al registrado en diciembre del año 2005, cuando las reservas totales eran de GWh. Producción nuclear Por lo que se refiere a la producción nuclear, ésta ha cubierto aproximadamente un 27% ( GWh) de la 51

49 demanda bruta peninsular durante Contrariamente a lo que sucede con la producción hidroeléctrica, la nuclear es una tecnología de base con una utilización constante y muy elevada. Por ello, no es de extrañar que la generación nuclear a lo largo de este ejercicio se haya mantenido en línea con la producción del año anterior. En la figura se muestra la potencia de cada una de las centrales instaladas, la producción durante los dos últimos ejercicios, la variación entre ambos (que muestra la estabilidad en la producción nuclear antes mencionada) y los índices de disponibilidad de las centrales. Hay que destacar el cierre de la central José Cabrera en abril de 2006, que ha supuesto un descenso de 160 MW de la potencia total instalada. Figura Balance de producción nuclear peninsular. Diciembre 2006 Producción (GWh) Centrales nucleares Potencia Porcentual Disponibilidad MW / Almaraz I ,8% 88,8 Almaraz II ,2% 88,7 Ascó I ,1% 88,0 Ascó II ,1% 95,2 Cofrentes ,1% 96,7 Garoña ,3% 95,3 J. Cabrera(*) ,1% 100 Trillo ,7% 91,7 Vandellós II ,6% 83,5 Total sistema peninsular ,5% 90,8 (*) Baja en abril de 2006 Fuente REE. Producción térmica convencional y con ciclos combinados de gas natural Peninsular La producción térmica, dadas sus características de operación y disponibilidad, cubre habitualmente las oscilaciones de la producción hidráulica. Dicha producción históricamente ha dependido del carbón autóctono, pero en la actualidad, la preponderancia de este combustible va cediendo ante la importancia creciente del gas natural, utilizado en las centrales térmicas de ciclo combinado. Por otra parte, la reconversión que se ha llevado a cabo en el sector del carbón nacional, en el ámbito del Plan de la Minería del Carbón y Desarrollo Alternativo de las Comarcas Mineras, y los mayores condicionantes medioambientales que afectan fundamentalmente a las emisiones de SO2, están produciendo en este colectivo de centrales una sustitución de carbón nacional por carbón de importación. El nuevo sistema de comercio de emisiones de CO2 que comenzó a funcionar en 2005, constituye una nueva barrera para el carbón, debido a sus altas emisiones específicas. 52

50 Figura Producción de energía térmica convencional en el sistema peninsular ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic GWh 2005 GWh 2006 Fuente REE y elaboración propia. En la figura se observa la evolución mensual experimentada por la producción térmica en los dos últimos años. Se constata una producción similar en 2005 y 2006 (descenso en 2006 inferior al 1%), debido principalmente a la recuperación de la producción hidráulica en relación con la del año anterior, que hace menos necesaria la participación de este tipo de centrales. La potencia instalada en 2006 distribuida por Comunidades Autónomas y centrales se muestra a continuación. Durante el año 2006 se ha producido un incremento de la potencia peninsular térmica convencional debido a la instalación de nuevos grupos de ciclo combinado. La potencia y la producción de los grupos térmicos no nucleares a finales de 2006 se muestran en la figura La potencia en centrales de ciclo combinado, que utilizan gas natural para su funcionamiento, ha superado Figura Balance de producción térmica convencional peninsular. Diciembre 2006 Producción (GWh) Centrales nucleares Potencia Porcentual Disponibilidad MW / Hulla + Antracita ,8% 91,3 Lignito pardo ,4% 91,7 Lignito negro ,6% 93,2 Carbón de importación ,9% 91,1 TOTAL CARBON ,7% 91,6 Fuel-Gas ,0% 75,7 Ciclo Combinado Gas natural ,0% 93,8 Total sistema peninsular ,6% 89,6 Fuente REE. 53

51 Figura Potencia térmica instalada en 2006 en el sistema peninsular según áreas geográficas Comunidad Autónoma Nombre Central Tecnología Potencia bruta (MW) Andalucía Litoral Carbón importado Los Barrios Carbón importado 568 Arcos Ciclo combinado Campo de Gibraltar Ciclo combinado 781 Colón 4 Ciclo combinado 398 Palos Ciclo combinado San Roque 1 y 2 Ciclo combinado 797 Algeciras Fuel-Gas 753 Cristóbal Colón Fuel-Gas 308 Puente Nuevo Hulla + Antracita 324 Aragón Castelnou Ciclo combinado 731 Escatrón Lignito negro 80 Escucha Lignito negro 160 Teruel Lignito negro Asturias Aboño Hulla + Antracita 916 Lada Hulla + Antracita 513 Narcea Hulla + Antracita 595 Soto Hulla + Antracita 671 C.Valenciana Castellón 3 Ciclo combinado 800 Castellón Fuel-Gas Castilla y León Anllares Hulla + Antracita 365 Compostilla Hulla + Antracita Guardo Hulla + Antracita 516 La Robla Hulla + Antracita 655 Castilla-La Mancha Aceca Ciclo combinado 774 Aceca Fuel-Gas 628 GICC Fuel-Gas 320 Puertollano Hulla + Antracita 221 Cataluña Besós 3 y 4 Ciclo combinado 812 Tarragona Endesa Ciclo combinado 400 Tarragona Power Ciclo combinado 424 Foix Fuel-Gas 520 San Adrián Fuel-Gas Serchs Lignito negro 160 Galicia Sabón Fuel-Gas 470 Meirama Lignito pardo 563 Puentes Lignito pardo La Rioja Arrúbal Ciclo combinado 790 Murcia Cartagena Ciclo combinado El Fangal Ciclo combinado Escombreras 6 Ciclo combinado 814 Escombreras Fuel-Gas 578 Navarra Castejón 1 y 2 Ciclo combinado 771 País Vasco Pasajes Carbón importado 217 Amorebieta Ciclo combinado 749 Bahía Bizkaia Ciclo combinado 800 Santurce 4 Ciclo combinado 400 Santurce Fuel-Gas 936 Total térmica sistema peninsular Fuente REE. 54

52 en 2006 los MW instalados. Este tipo de instalaciones, que están operando en España desde el año 2002, presentan distintas ventajas frente al mix de generación tradicional, entre las que destacan el aumento de la diversificación y el incremento de la eficiencia energética, ya que su rendimiento se sitúa alrededor del 55%, notablemente superior al de las centrales térmicas convencionales (35%). La figura muestra la evolución que ha experimentado la potencia instalada de este tipo de tecnología en la Península durante los últimos años. Por otra parte, la producción bruta alcanzada por estas centrales se situó en el año 2006 alrededor de los GWh, superando en cerca del 30% a la producción durante 2005 ( GWh). Figura Evolución en la potencia instalada peninsular de centrales de ciclo combinado con turbina de gas (MW) MW marzo 2002 julio 2002 noviembre 2002 marzo 2003 julio 2003 noviembre 2003 marzo 2004 julio 2004 noviembre 2004 marzo 2005 julio 2005 noviembre 2005 marzo 2006 julio 2006 noviembre 2006 Fuente: CNE y MITYC. Extrapeninsular La producción extrapeninsular está basada principalmente en tres tecnologías: centrales convencionales (ciclo de vapor), motores diesel y turbinas de gas, consumiendo, en todas ellas, productos petrolíferos y, en el caso de la central convencional de Alcudia, carbón de importación. En el último año cabe destacar la puesta en marcha de un nuevo grupo de ciclo combinado en Canarias y la entrada en servicio de otro grupo turbina de gas en Baleares, que, al contrario que en la Península, consumen gasoil y no gas natural. La potencia total térmica instalada a finales de 2006, en el sistema extrapeninsular, es la mostrada en la figura , según información suministrada por la empresa generadora. PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL La potencia instalada en régimen especial ha continuado con la tendencia de crecimiento, experimentando un crecimiento durante 2006 cercano al 10%. En la figura se puede observar la evolución de la potencia en 55

53 régimen especial instalada en la Península por tecnologías durante el periodo La energía cedida a la red durante 2006 ha disminuido un 1,3% respecto al año anterior, debido principalmente a la menor producción de las instalaciones de cogeneración. Esto ha supuesto que la demanda peninsular fuera cubierta en 2006 en un 20% por la producción en régimen especial. En el sistema extrapeninsular, el crecimiento anual de la potencia instalada se sitúa por debajo de las tasas peninsulares, en torno al 2,4%. De la misma forma, el índice de penetración en la cobertura de la demanda también es menor, con un 6% en Canarias y un 2% en Baleares. En la figura se muestra la potencia total y la energía vertida a la red durante el año 2006 por este tipo de instalaciones. La distribución de energía vertida por el régimen especial y de la potencia instalada en cada una de las Comunidades Autónomas se muestra en la figura Destacan Cataluña (en cuanto a cogeneración y energía procedente del tratamiento de residuos), Galicia (en el aprovechamiento de las energías eólica e hidráulica) y Andalucía y Navarra, principales productoras de energía de la biomasa y fotovoltaica, respectivamente. Figura Potencia térmica instalada en el sistema extrapeninsular Localización Central Tecnología Potencia Bruta 31/12/2006 (MW) Ceuta Diesel 58,5 Melilla Diesel 46,02 Electrógeno 12 Turbina de gas 14,7 I. Baleares Ibiza Turbina de gas 89 Diesel 148,5 Formentera Turbina de gas 14 Mahón Diesel 47,4 Turbina de gas 121 Alcudia C.Vapor (carbón) 510 Turbina de gas 75 Son Reus Turbina de gas 154 C.Combinado 232,8 C.Combinado 225 Cas Tresorer Turbina de gas 150 I. Canarias Jinamar C.Vapor (fuel) 233,15 Diesel 84 Turbina de gas 98,45 Banco Tirajana C.Vapor (fuel) 160 Turbina de gas 75 CCTG 151 CCTG 226,1 Candelaria C.Vapor (fuel) 160 Diesel 36 Turbina de gas 140,8 Granadilla C.Vapor (fuel) 160 Diesel 48 Turbina de gas 128,1 CCTG 226,1 Punta Grande Diesel 151,56 Turbina de gas 60,95 Las Salinas Diesel 108,22 Turbina de gas 78,36 Los Guinchos Diesel 83,44 Turbina de gas 24,3 El Mulato Hidráulica 0,8 El Palmar Diesel 20,42 Diesel móvil 2,48 Llanos Blancos Diesel 11,46 Diesel móvil 1,28 Total Fuente: Endesa. 56

54 Figura Evolución de la potencia instalada en régimen especial en el sistema peninsular MW Fuente CNE Cogeneración Solar Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat. Residuos Figura Potencia instalada y producción peninsular y extrapeninsular en 2006 Peninsular Extrapeninsular Total Régimen especial Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh) Cogeneración Solar fotovoltaica Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat. Residuos TOTAL Fuente CNE Las infraestructuras actuales de transporte y distribución de energía eléctrica La red de transporte es uno de los elementos fundamentales en el funcionamiento del sistema eléctrico, ya que es el nexo de unión que permite llevar la energía eléctrica desde las zonas de producción hasta las áreas de consumo. Se entiende como red de transporte las líneas, parques transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones iguales o superiores a 220 kv y aquellas otras instalaciones cualquiera que sea su tensión, que cumplan funciones de transporte o de interconexión internacional y, en su caso, las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares. La evolución del sistema de transporte en la península ha seguido una trayectoria creciente en el tiempo, tanto en lo 57

55 Figura Energía vertida y potencia instalada en régimen especial en CCAA por tecnologías durante 2006 Cogeneración Solar Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat. residuos Año 2006 Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía Potencia vendida instalada vendida instalada vendida instalada vendida instalada vendida instalada vendida instalada vendida instalada (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) ANDALUCIA ARAGON ASTURIAS BALEARES CANARIAS CANTABRIA CASTILLA LA MANCHA CASTILLA Y LEON CATALUÑA CEUTA Y MELILLA COM. VALENCIANA EXTREMADURA GALICIA LA RIOJA MADRID MURCIA NAVARRA PAIS VASCO Total Fuente: CNE. 58

56 relativo a circuitos (de 400 kv y de 220 kv), como en capacidad de transformación. Dicha evolución aparece representada en la figura Durante el año 2006, se han puesto en operación 195 km de circuito de 400 kv, y 212 km de circuito en el nivel de tensión de 220 kv. Asimismo, se han puesto en servicio Figura Evolución de la red de 400 y 220 kv (km) y de la capacidad de transformación Red (km) Capacidad de transformación 400/AT (MVA) 400 kv 220 kv REE Otras empresas Total * (*) Los datos de 2002 y 2005 reflejan la adquisición de activos pro Red Eléctrica a otras empresas. Fuente: REE. siete nuevas subestaciones de 400 kv y ocho de 220 kv, mientras que la capacidad de transformación 400 kv/at ha aumentado en MVA. La figura detalla las subestaciones puestas en servicio durante Figura Nuevas subestaciones. Año kv 220 kv Brovales Almodóvar del Río Cabra Bechí El Palmar Benadres Jordana (*) Cartujos Modreve (*) La Selva Roda de Andalucía Patraix Segovia Segorbe Torrijos Fuente: REE Según los datos del informe mensual de Red Eléctrica de España correspondiente al mes de julio de 2006, la red de transporte está compuesta por los elementos contenidos en la figura Como resumen indicar que la red de transporte peninsular corresponde a una red mallada que origina relativamente pocas restricciones. Además, destaca la elevada disponibilidad de las instalaciones que la componen (98,79%) y las reducidas interrupciones del suministro debidas a incidencias en esta red. Las conexiones internacionales Los intercambios internacionales de energía eléctrica se producen a través de las interconexiones con Francia, Andorra, Portugal y Marruecos. La capacidad de intercambio de potencia a través de estas interconexiones viene determinada por la capacidad física de las líneas que conforman la interconexión, descontando de ella la reserva de capacidad necesaria para mantener los sistemas 59

57 Figura Red de Transporte Instalaciones de la RdT en servicio 400 kv 220 kv Subestaciones Posiciones Transformación (1) Nº de unidades Reactancias Nº de unidades Cables Nº de Circuitos 2 - submarinos Longitud (km) 29 - Cables Nº de circuitos 3 - subterráneos Longitud (km) 27 - (1) Solamente se consideran los transformadores pertenecientes a la Red de Transporte * Incluye cable subterráneo Fuente Informe mensual REE. Julio acoplados ante fallos de elementos del sistema (líneas, incluyendo las propias líneas de interconexión, grupos generadores, etc.) y otras reservas necesarias para tener en cuenta desvíos involuntarios de regulación. La capacidad teórica de intercambio 9 no es un valor fijo, ya que cambia en el tiempo dependiendo de la variación en los niveles de demanda, la configuración de la generación, la capacidad térmica estacional de los elementos de transporte y las indisponibilidades (fortuitas o programadas) de los elementos de transporte y generación. Las variaciones de la capacidad comercial se deben, en parte, al cambio de capacidad térmica de las líneas. Sin embargo resulta decisiva la estructura de la generación en diferentes periodos, así como los valores de demanda en zonas próximas a las fronteras que pueden llegar a saturar, en determinados casos, las redes internas. En el caso de la interconexión con Portugal, la generación hidráulica a ambos lados de la frontera condiciona de manera importante la capacidad, siendo la gestión de la producción de las cuencas del Duero y Tajo a lo largo del año la causa principal de las variaciones observadas. 9 De acuerdo con las definiciones adoptadas por la ETSO (European Transmision System Operators), la capacidad teórica de intercambio (TTC) entre dos sistemas vecinos es el máximo programa de intercambio compatible con los criterios de seguridad de ambos sistemas. REE tiene dos contratos de intercambio internacional de energía eléctrica suscritos con anterioridad a la entrada en vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, uno en el que EDF suministra a REE y otra en el que REE suministra a EDF. El transporte y las conexiones con las islas e interislas No existen conexiones de la red de transporte de energía eléctrica entre la Península y las islas, existiendo, sin embargo, dos conexiones interislas en Baleares (Menorca-Mallorca e Ibiza-Formentera) y otras dos en Canarias (Lanzarote-Fuerteventura y Lanzarote-La Graciosa). La figura muestra los elementos de transporte y la capacidad de transformación en ambos sistemas. Figura Sistema de transporte y transformación en Canarias. Sistema de transporte y Baleares Canarias transformación en Líneas de 220 kv (km) Líneas de 132 kv (km) Líneas de 66 kv (km) Capacidad de transformación (MVA) Fuente REE. 60

58 La red de distribución de energía eléctrica Se consideran instalaciones de distribución todas las líneas eléctricas de tensión inferior a 220 kv, salvo aquellas que se consideren integradas en la red de transporte. Asimismo, se considerarán elementos constitutivos de la red de distribución todos aquellos activos de la red de comunicaciones, protecciones, control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y demás elementos necesarios para el adecuado funcionamiento de las redes de distribución. La actividad de distribución es aquella que tiene por objeto principal la transmisión de energía eléctrica desde las redes de transporte hasta los puntos de consumo en las adecuadas condiciones de calidad, así como la venta de energía eléctrica a los consumidores o distribuidores que la adquieran a tarifa. La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, liberaliza la distribución a través de la generalización del acceso a las redes, de manera que la eficiencia económica que se deriva de la existencia de una única red es puesta a disposición de los diferentes sujetos del sistema eléctrico y de los consumidores. No obstante, la retribución de la distribución continuará siendo fijada administrativamente, evitándose así el posible abuso de las posiciones de dominio determinadas por la existencia de una única red. Calidad del Servicio, entendido como conjunto de características, técnicas y comerciales inherentes al suministro eléctrico exigible a las empresas distribuidoras tanto a nivel zonal como a nivel individual. Concretamente en el artículo del Real Decreto, se establece que la implantación de los descuentos, como consecuencia de los incumplimientos de los límites establecidos en la norma, entrarán en vigor a partir del día 1 de enero del año siguiente a la finalización del periodo de implantación del procedimiento de registro y control. El mencionado procedimiento de registro y control fue regulado mediante la ORDEN ECO/797/2002, de 22 de marzo que, según se establece en el artículo del Real Decreto 1955/2000, tiene un plazo máximo de implantación de un año desde la aprobación del referenciado procedimiento Funcionamiento del sistema eléctrico durante el año Invierno 2006/2007 y verano 2006 Funcionamiento del mercado de producción La formulación de ofertas y el resultado de la casación durante el año 2006 ha sido sensible a las condiciones de hidraulicidad acaecidas, así como a la evolución de la demanda de electricidad. En su artículo 16.3., la Ley 54/1997 establece que la retribución de la actividad de distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad de suministro y la reducción de pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad. Por otra parte, en el Capítulo II (Titulo IV) del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, queda regulada la Durante este periodo, el volumen de contratación en el mercado diario ha ascendido a GWh, suponiendo un decremento del 47,24 % sobre la contratación del año anterior. Esta gran disminución del volumen contratado se debe fundamentalmente a la energía asimilada a contratos bilaterales entre distribución y producción en régimen ordinario, establecida en el Real Decreto-Ley 3/2006, y al incremento de contratación bilateral. Las adquisiciones correspondientes a comercializadores y consumidores cualificados han representado un porcentaje del 5,61% respecto al mercado diario, con un volumen de 6608 GWh, situación inferior a la de

59 ene-99 abr-99 jul-99 oct-99 ene-00 abr-00 jul-00 oct-00 ene-01 abr-01 jul-01 oct-01 ene-02 abr-02 jul-02 oct-02 ene-03 abr-03 jul-03 oct-03 ene-04 abr-04 jul-04 oct-04 ene-05 abr-05 jul-05 oct-05 ene-06 abr-06 jul-06 oct-06 El precio medio final ponderado de 2006 (6,5 c /kwh) es ligeramente superior al de 2005 (6.242 c /kwh). En cuanto a la contratación a lo largo del periodo , el consumo a precio libre ha seguido la evolución que muestra la figura Funcionamiento de las interconexiones El saldo total de los intercambios físicos durante el año 2006 ha sido exportador en GWh, lo que supone un importante incremento respecto al año 2005, en el que el saldo exportador fue de GWh. Esta situación está Figura Compras mensuales de comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos % Fuente: CNE. Cuotas comercialización externa vs mercado total Cuotas comercialización interna vs mercado total Figura Transacciones internacionales programadas por tipo de agente e interconexión (GWh) Acciones Comercia- Agentes Agentes Intercambios coordinadas lizadoras generadores externos de apoyo de balance Contratos de REE Total GWh Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Imp. Exp. Saldo Francia (*) Portugal Andorra Marruecos Total * Incluye intercambios con otros países europeos. Fuente REE. 62

60 motivada principalmente por el importante volumen de exportaciones a Portugal. Por otra parte, el saldo de las transacciones realizadas por los agentes, tanto a través del mercado como debido a la ejecución de contratos bilaterales físicos, fue exportador en GWh. En el conjunto del año, los valores promedio de utilización de la capacidad de intercambio comercial más destacados se han situado en la interconexión con Francia, en sentido importador, donde se ha registrado un saldo de transacciones de GWh, y en la interconexión con Portugal, en sentido exportador, con un saldo de transacciones de GWh. A continuación, se ofrece un resumen de los intercambios internacionales de energía eléctrica, detallando las cuantías importadas y exportadas, así como el saldo resultante. Figura Resumen de los intercambios internacionales de energía eléctrica en 2006 Transacciones internacionales en 2006 (GWh) Importación Exportación Saldo Contratos EDF- REE Transacciones (mercado + contratos bilaterales físicos) Francia* Portugal Andorra Marruecos Intercambios de apoyo entre sistemas Acciones coordinadas de balance Total intercambios programados Desvíos de regulación objetos de compensación -5 Saldo de los intercambios internacionales (*) Incluye intercambios con otros países europeos. Fuente: REE. 63

61 Figura Intercambios internacionales físicos de energía eléctrica en el año 2006 (GWh) Cartelle 400kV Conchas 132 kv 0 Lindoso Lindoso Bemposta Aldeadávila 220 kv Pocinho Aldeadávila 220 kv Pocinho Saucelle 220 kv Falagueira Cedillo 400 kv Elvas Badajoz 66 kv Alqueva Balboa 400 kv 1 Barrancos 0 0 Encinasola 15 kv 0 1 Errondenia Argia Irún 132 kv Arkale 220 kv Argia Pragnéres Lac D Oo Margineda (Andorra) Baixas Hernani 400 kv Biescas 220 kv Benós 110 kv Adrall 110 kv Vic 400 kv P. Cruz 400 kv Melloussa (Marruecos) Fuente: REE. Niveles de utilización en punta en 2006 La punta máxima del año natural se produjo el día 30 de enero de 2006, entre las 19 y las 20 horas, alcanzando MW de potencia media horaria. Esta punta de demanda fue cubierta con MW de potencia neta perteneciente al equipo generador del régimen ordinario, MW del régimen especial. La punta máxima de potencia demandada se ha cubierto de la siguiente forma en los últimos años. Figura Cobertura de la demanda de potencia media horaria para la punta máxima enero, h enero, h Cobertura para la punta máxima MW % MW % Nuclear , ,0 Térmica clásica , ,0 CCTG , ,0 Hidráulica , ,0 Régimen especial , ,0 Int. Internacionales ,0 0 0 TOTAL Fuente: Informe REE. Año

62 3. La previsión de la demanda de energía Una vez descrito en el capítulo anterior el estado de los sistemas de gas natural y eléctrico en cuanto a situación actual de la demanda, oferta y cobertura, se exponen a continuación los capítulos que abordan la previsión de estos aspectos en el horizonte temporal Así, en este apartado se realiza una estimación de la demanda de energía para los próximos años. Este análisis será seguido, en los apartados siguientes, por la previsión desde el punto de vista de la oferta y cobertura de la demanda sin considerar las limitaciones que pueda imponer la red de suministro, para posteriormente examinar la repercusión que ésta puede tener en la cobertura de la demanda futura. A continuación se analiza, en primer lugar, la previsión de demanda de gas natural y, en segundo lugar, la previsión de demanda de energía eléctrica. crecimiento altas. Así, el crecimiento del consumo previsto en el mercado convencional muestra tasas que se sitúan en el entorno del 6,9%. Por su parte, el mercado de generación eléctrica para ciclos combinados se va ajustando a las necesidades reales de la demanda eléctrica. En el escenario central de consumo eléctrico global se prevé un incremento medio del 7,0%. La demanda total de gas natural para el período considerado prevé un aumento del 6,9% en valor promedio anual en el escenario central. El capítulo se organiza en un primer apartado que describe las informaciones recabadas de los sujetos empleadas para realizar las previsiones. Los siguientes apartados muestran las previsiones de demanda anual y punta del mercado convencional y el de generación eléctrica, así como la previsión de demanda total para el período Previsión de la demanda de gas natural Las previsiones de demanda futura de gas para el período se elaboran a partir de las informaciones recabadas de los distintos sujetos que actúan en el sistema gasista, promotores de ciclos combinados y REE. Las estimaciones se realizan en términos anuales y de punta. La previsión de demanda anual se emplea para definir las necesidades de aprovisionamientos en condiciones de seguridad y fiabilidad; la demanda punta permite analizar, valorar y justificar las necesidades de capacidad de las infraestructuras del sistema gasista. Como consecuencia de los distintos orígenes y comportamientos de los mercados que componen la demanda de gas natural, las previsiones de demanda se realizan a partir de la estimación de demanda para el mercado convencional y de la del mercado para generación eléctrica. Las previsiones de la demanda para el período concluyen que el mercado del gas mostrará tasas de Sobre la información solicitada a los agentes La información disponible para la elaboración del presente capítulo proviene de la recibida del Gestor Técnico del Sistema (GTS), de los transportistas, de las distribuidoras, de las comercializadoras, y de los datos contenidos en la base de datos de liquidaciones SIFCO (Sistema de Información Facturaciones y COnsumos del sector del gas). Asimismo, se han tenido en cuenta las previsiones de implantación de nuevos ciclos combinados, remitidas por los distintos promotores para el seguimiento de infraestructuras del Informe Marco 2007, históricos de funcionamiento de ciclos combinados, ya en producción y necesidades futuras de generación eléctrica y cobertura de puntas mediante ciclos combinados, facilitadas por el Operador del Sistema eléctrico. El GTS remitió su previsión de demanda convencional en el escenario más probable y la previsión de demanda para generación eléctrica. 65

63 Los distribuidores remitieron las previsiones de gas vehiculado, en las nuevas zonas que está previsto que se gasifiquen, con la desagregación correspondiente. Asimismo, los comercializadores remitieron sus previsiones de ventas de gas para el período solicitado. La desagregación solicitada distingue entre los tres niveles de presión que contempla el régimen tarifario: presión superior a 60 bar; presión entre 4 y 60 bar; presión inferior a 4 bar. Se distingue también entre los suministros firmes, interrumpibles y los destinados a la fabricación de amoniaco, así como los suministros para el mercado de generación eléctrica, diferenciando por centrales térmicas convencionales y ciclos combinados. La modificación en la estructura de peajes y tarifas acometida, respectivamente, por las Órdenes ITC/4100 e ITC/4101 de 27 de diciembre de 2005, que incluía la desaparición gradual de las tarifas interrumpibles y las tarifas para suministros a presión mayor de 60 bar, y suministros, creándose unas tarifas transitorias que finalizaron su vigencia a lo largo del año 2006: 31 de marzo de 2006 para tarifas interrumpibles a centrales eléctricas; 30 de junio de 2006 para resto de interrumpibles; 30 de junio de 2006 para suministros a presión superior a 60 bar; 31 de diciembre de 2006 para suministros industriales a presión inferior a 60 bar con consumos superiores a 100 GWh/año. En la misma senda, la Orden ITC/3992/2006, de 29 de diciembre, por la que se establecen las tarifas de gas natural y gases manufacturados por canalización, alquiler de contadores y derechos de acometida para los consumidores conectados a redes de presión de suministro igual o inferior a 4 bar, en su Disposición adicional segunda, introduce la supresión de las restantes tarifas para suministro industrial desde el 1 de julio de La Orden ITC/3996/2006, de 29 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas, en su Disposición transitoria única, introduce un peaje transitorio para usuarios de la tarifa de materia prima, con una vigencia hasta el 1 de enero de Esto hace suponer que el trato diferenciado de los consumidores de gas natural con uso específico de materia prima, mantendrán un acceso a las instalaciones gasista diferenciado del resto de usuarios hasta final de 2009, siendo, previsiblemente, similar al resto de usuarios desde ese momento.. Además, en la estructura de peajes se dispone de peajes de carácter estacional e interrumpible. En el presente informe se consideraron valores de demanda convencional en peaje interrumpible similar a la proyección anual de la registrada en Según evolucione el sistema gasista, en cuanto a infraestructuras y localización de demanda, la demanda sometida a interrumpibilidad pueda modificarse. A efectos del presente informe se ha tomado la demanda convencional estimada por el Gestor Técnico del Sistema gasista como la demanda de referencia en el escenario más probable Estimación de la demanda convencional para el período El mercado convencional agrupa los consumos tradicionales de gas, esto es, el consumo domésticocomercial y el consumo del sector industrial destinado a los procesos productivos, especialmente con carácter térmico. Dentro de este mercado se engloban los suministros realizados desde planta satélite de GNL a las zonas no conectadas a la red de transporte. La previsión de demanda del mercado convencional se realiza a partir de las previsiones de demanda facilitadas por el GTS, mientras que la desagregación del consumo por niveles de presión y tipos de tarifas se realiza a partir de la información facilitada por las empresas distribuidoras sobre gasificación de nuevos municipios. 66

64 La previsión de la demanda para el mercado convencional se muestra desagregada por destinos geográficos Previsión de la demanda anual de gas natural del mercado convencional En la figura se muestra el escenario más probable de previsión de demanda convencional que estima un crecimiento medio acumulado durante el período de un 7,5%. Para la realización de dichos cálculos se han tenido en cuenta las previsiones de demanda convencional del GTS y la desagregación de nuevas gasificaciones facilitada por las empresas distribuidoras. Los crecimientos previstos son optimistas respecto al incremento medio registrado en el año 2006, en el que la demanda convencional cayó un 3%. Además, durante el primer semestre de 2007, el consumo de la demanda convencional fue apenas un 0,15% superior al del primer semestre de 2006, previéndose en 2007 un incremento moderado, del 4,4% respecto al año anterior. Los datos de los últimos 18 meses parecen indicar que la demanda convencional en España ha alcanzado un momento de madurez, en el que las modificaciones, al alza o a la baja, en la demanda dependen fuertemente de la climatología. Un factor que puede impulsar la demanda de gas natural es la publicación del Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneración, así como el Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, que puede relanzar la actividad de cogeneración, a la vez que permite la hibridación de tecnologías renovables con gas natural. Otro factor sería la estabilización de los precios del gas natural. Los altos precios del año anterior, que hicieron que las cogeneraciones funcionasen con un factor de carga un 40% inferior al del año 2005, al disminuir mucho su rentabilidad. Un funcionamiento en régimen normal de las cogeneraciones instaladas supondría un incremento aproximado de la demanda de gas natural del 3-4%. El crecimiento del consumo firme se muestra paralelo al del total de la demanda convencional. La cantidad de gas natural suministrada como materia prima (amoniaco) se mantiene constante, así como el GNL suministrado a planta satélite de consumidores individuales y la demanda interrumpible. Figura Previsión de la demanda en el mercado convencional en el escenario más probable Incremento GWh medio (%) Suministro Firme ,5% Suministro a P< 4 bar ,5% Suministro a 4 bar < P < 60 bar ,5% Suministro a P > 60 bar ,4% Suministro Interrumpible ,0% Suministro a 4 bar < P < 60 bar ,0% Suministro a P > 60 bar ,0% Amoniaco ,0% Gas natural canalizado ,8% Gas natural licuado (GNL) ,0% Demanda Convencional ,5% Fuente: ENAGAS, empresas distribuidoras y CNE. 67

65 Al final del período analizado, el consumo mayoritario corresponde al gas suministrado a una presión comprendida entre 4 y 60 bar y representa aproximadamente un 52,4% del total. El 25,0% del consumo se realiza a presiones de suministro menores de 4 bar y el 19,8% a presiones mayores de 60 bar. El 2,8% restante representa el consumo de gas con destino a plantas satélites de consumidores finales. En la figura se observa que para el próximo quinquenio se estima un incremento de GWh en el consumo del mercado convencional, lo que supone un 34% del consumo convencional esperado en el año Las previsiones muestran que a partir del año 2008 la demanda convencional tendrá un repunte en su crecimiento de 28 TWh/año, manteniéndose en el crecimiento en valores absolutos (29 TWh/año) en 2009, para crecer a un ritmo de TWh/año en Por su parte, por lo que respecta a los suministros desde plantas satélite (GNL), se mantienen los suministros de años previos, de forma que, en el escenario analizado, la participación del mismo se muestra constante, registrándose crecimientos de la demanda convencional a través de gas natural canalizado. Figura Incrementos anuales de la demanda convencional en el escenario más probable en GWh Total Media GWh período anual Suministro Firme Suministro a P< 4 bar Suministro a 4 bar < P < 60 bar Suministro a P > 60 bar Suministro Interrumpible Suministro a 4 bar < P < 60 bar Suministro a P > 60 bar Amoniaco Gas natural canalizado Gas natural licuado (GNL) Demanda Convencional Fuente: ENAGAS y distribuidoras Distribución Geográfica de la Demanda La figura muestra el reparto geográfico de las previsiones de demanda, agrupadas en tres zonas: área del Mediterráneo, área del Ebro y área al Oeste de Haro. De las tres áreas, la que mayor crecimiento experimenta es la situada al oeste de Haro, con un crecimiento promedio del 10%. Las otras dos muestran una evolución inferior al promedio (7,5%). Entre las Comunidades Autónomas con mayores tasas de crecimiento esperado se sitúan Galicia, Baleares (desde su conexión por gasoducto con la Península) y La Rioja, con tasas respectivas del 19%, 15% y 14%. En el extremo opuesto se sitúan Navarra, Cantabria y País Vasco, con crecimientos esperados del 1%, 2% y 3% respectivamente. 68

66 Figura Distribución de la demanda convencional por área geográfica en el escenario más probable Zona geográfica (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Área Mediterráneo Cataluña Comunidad Valenciana Baleares Murcia Área Ebro Aragón La Rioja Navarra País Vasco Área Oeste de Haro Galicia Asturias Cantabria Castilla y León Madrid Castilla la Mancha Andalucía Extremadura TOTAL Fuente: ENAGÁS y distribuidores Estimación de la demanda punta de gas natural del mercado convencional En la figura aparecen las previsiones de demanda punta realizadas por el GTS para el periodo analizado en el presente Informe Marco. Como se muestra a continuación, los datos anteriores son consistentes con las previsiones que se recogen en la figura 3.1.5, para cuyo cálculo se ha utilizado el siguiente procedimiento. Partiendo de la demanda anual, se calcula la demanda media correspondiente a cada año y se multiplica por un factor (punta para factor 1,55 y punta Figura Previsión de la demanda punta del mercado convencional en el escenario más probable GWh/día Demanda día punta Fuente: ENAGAS. Figura Previsión de la demanda punta del mercado convencional GWh/día Demanda día punta (f= 1,55) Demanda día punta (f= 1,69) Fuente: CNE. 69

67 extrema para factor 1,69), a fin de ajustarse a la estacionalidad del consumo convencional durante el periodo invernal, estimando así la demanda punta para el escenario de demanda más probable, que correspondería a un factor de 1,55 (recogido en la planificación y que corresponde con el histórico de los últimos inviernos) y a un escenario alto, que correspondería a factor 1,69 (este factor se ajustaría a un escenario de punta extrema tanto industrial como doméstico comercial). Para englobar todas las posibilidades verosímiles planteadas, se han realizado tres escenarios para la previsión de demanda anual de gas y dos para la demanda punta. Para elaborar dichos escenarios se distingue entre centrales térmicas convencionales y ciclos combinados Previsión de la demanda anual de gas para el mercado de generación eléctrica Comúnmente se denomina factor de carga al cociente entre el uso medio y la capacidad máxima de una infraestructura. Los factores empleados deben entenderse como valores inversos del factor de carga de la demanda convencional. A la vista de los resultados obtenidos, las previsiones de demanda punta convencional para el escenario más probable realizadas por ENAGAS, no presentan discrepancias significativas respecto al cálculo de demanda punta con factor 1,55. Este factor se ha manifestado como de mayor aproximación para la demanda punta en los años precedentes Demanda de gas para el mercado de generación eléctrica para el período Previsión de demanda anual de gas natural para centrales térmicas convencionales Las previsiones se han elaborado a partir de la información recibida de los gestores técnicos de los sistemas gasista y eléctrico y de las empresas distribuidoras. Dichas estimaciones convergen en que la demanda de gas natural para centrales térmicas convencionales caerá paulatinamente como consecuencia de la entrada en funcionamiento de los nuevos grupos de ciclo combinado. Pueden darse circunstancias que hagan aumentar puntualmente la demanda de este tipo de centrales, como baja hidraulicidad, situaciones operativas o demanda eléctrica por encima de las previsiones. La previsión de demanda para generación eléctrica se elabora a partir de varios escenarios que atienden a las distintas fuentes de información Gestor Técnico del Sistema Eléctrico, Gestor Técnico del Sistema Gasista, promotores de ciclos y distribuidoras dando lugar a diversas previsiones de demanda de energía eléctrica y de funcionamiento de las nuevas centrales eléctricas de gas natural Previsión de demanda anual de gas natural para ciclos combinados La demanda de gas natural para ciclos combinados dependerá, en primer lugar, del número de centrales instaladas y, en segundo lugar, de sus horas de funcionamiento. Figura Previsión demanda anual para centrales térmicas convencionales GWh/año Escenario probable % vs Fuente: ENAGAS, distribuidoras y CNE. 70

68 Al ser una actividad liberalizada sujeta a la libre actuación de los agentes, el número de ciclos combinados que finalmente sean implantados en España es incierto. Además, los trámites para obtener las autorizaciones administrativas pueden dilatar el período de inicio de su construcción más allá de lo previsto. Igualmente, en función de la evolución real del mercado eléctrico y el grado de avance en la puesta en servicio de otros ciclos combinados, los promotores podrán modificar sus proyectos iniciales de inversión, acelerando, retrasando o incluso abandonando la implantación de alguno de los ciclos previstos. Previsión de demanda de gas: Para el escenario probable de implantación de ciclos de los promotores, la demanda de gas se calcula suponiendo un funcionamiento medio de los grupos de horas al año, en función del hueco de generación que se prevé para esta tecnología. Aplicando estos supuestos al escenario central de implantación de los promotores y en función de la potencia promedio instalada cada año se obtienen las previsiones de demanda anual. Para el escenario alto se considera alta competitividad en la generación de ciclos combinados frente a centrales de carbón, de forma que esta última tecnología pase a tener una aportación marginal. Del mismo modo, el funcionamiento de estas centrales es incierto y se regirá por el comportamiento propio del mercado eléctrico, que depende de variables tales como el diferencial de precios del gas natural respecto al precio del pool eléctrico, la disponibilidad de otros grupos generadores y de otros combustibles (hidráulicas, carbón, etc.), restricciones técnicas del sistema eléctrico, la demanda de electricidad, funcionamiento en base o en punta, etc. Teniendo en cuenta todos estos aspectos y las diferentes informaciones facilitadas por los agentes implicados, finalmente se han considerado las previsiones a partir de la información de los promotores de los ciclos, las estimaciones de ENAGÁS y las previsiones de REE y se han construido dos escenarios de instalación de ciclos combinados y otros tres de demanda anual de gas natural. Previsiones de los Promotores: Número de ciclos: Con la información facilitada por los promotores se han construido dos escenarios de implantación de ciclos, uno alto (considera todos los proyectos) y otro central (considera aquellos proyectos que poseen autorización administrativa y/o contratos de acceso a regasificación firmados). Se estima que el escenario más plausible de implantación de ciclos combinados para el período considerado es el central, dado que al disponer en muchos casos de autorizaciones puede converger mejor en los plazos. Previsión de ENAGÁS: Número de ciclos: Construye sus previsiones de implantación de ciclos de acuerdo con la información que recibe de las compañías que deben solicitar acceso y capacidad a la red de gas para el suministro de las plantas y la disponibilidad de infraestructuras de gas prevista. Previsión de demanda de gas: Proporciona una estimación de generación eléctrica empleando un simulador que considera la evolución de la estructura de generación para años futuros, potencia y mix de generación, teniendo en cuenta el grado de sustitución existente entre cada tecnología y considerando distintos escenarios de precios. Considera como escenario probable aquel en el que la generación con carbón presenta un coste marginal inferior al de la generación con ciclo combinado. Previsión de REE: Número de ciclos: Presenta un escenario central de demanda punta a cubrir mediante la tecnología de ciclo combinado. Se hace una equivalencia a grupos de 400 MW y se le añaden los grupos de Baleares a partir de 2009, cuando se dispondrá de gasoducto de conexión con la Península Previsión de demanda de gas: Presenta un escenario central de necesidades de energía a cubrir con los nuevos grupos de ciclo combinado. 71

69 En ambos escenarios se considera un año hidráulico medio. Escenarios de implantación de ciclos De acuerdo con las fuentes de información descritas, los escenarios de implantación de ciclos considerados se indican en la figura Las previsiones de los distintos escenarios son muy similares, al serlo también los criterios seguidos para estimar la entrada en operación de ciclos combinados, según puede observarse de forma gráfica en la figura siguiente. El escenario más dispar es el alto de promotores, ya que considera todos los posibles proyectos contemplados por éstos. No obstante es altamente improbable, ya que algunos de ellos constituyen aún meras hipótesis, o se plantean de forma excluyente entre sí, de forma que la decisión por alguno de los proyectos puede implicar el descarte de otros. Figura Previsión de implantación de ciclos combinados según los distintos sujetos Escenario de implantación de ciclos nº de grupos de 400 MW Escenario Alto Promotores Escenario central Promotores Planificación Escenario de ENAGÁS Escenario de REE+CCGTT y TG Baleares Fuente: CNE. Figura Previsión implantación de CCGT s en distintos escenarios Escenario Alto Promotores Planificación Escenario de REE+CCGT y TG Baleares Escenario central Promotores Escenario de ENAGÁS Fuente: ENAGÁS, REE, promotores y CNE. 72

70 Por tanto, como senda probable de implantación de ciclos se considera la correspondiente al escenario central de los promotores, que es prácticamente similar a la propuesta por ENAGAS, y difiere de ésta casi exclusivamente en el número de ciclos previsto para el último año del periodo que, a juicio de esta Comisión, engloban todas las opciones factibles. Escenario superior de demanda de gas para ciclos: Coincide con el escenario alto de los promotores. Escenarios de demanda de gas para generación en ciclos combinados de gas De acuerdo con las fuentes de información descritas los escenarios de demanda de gas para ciclos combinados, según los distintos sujetos promotores, ENAGÁS y REE se muestran en la figura Para la previsión de demanda de gas natural se escogen los tres escenarios resaltados en negrita de la figura Escenario central de demanda de gas para ciclos: Coincide con el escenario de ENAGÁS en 2007 y 2008, y con el de REE más la generación en Baleares en el resto del periodo. Escenario inferior de demanda de gas para ciclos: Coincide con el escenario de REE más la generación en Baleares en 2007 y 2008, y con el de ENAGÁS en el resto del periodo. Figura Escenario probable de implantación de ciclos combinados Nº Ciclos equivalentes de 400 MW Escenario probable Fuente: CNE. Figura Previsión de demanda de gas de ciclos combinados en distintos escenarios Previsión de demanda (GWh/año) Promotores Alto Promotores Central ENAGAS Planificación REE+CCGT y TG Baleares Fuente: ENAGÁS, REE, promotores y CNE. Figura Escenario de previsión de demanda de gas natural para CCGT s Incremento GWh/año promedio anual Escenario superior ,66% Escenario central ,75% Escenario inferior ,61% Fuente: ENAGÁS, REE, Promotores y CNE. 73

71 Demanda anual de gas para el mercado de generación eléctrica Combinando los escenarios previstos para los mercados de centrales térmicas convencionales (figura 3.1.6) y ciclos combinados (figura ), se obtienen los siguientes escenarios de previsión de demanda total para el mercado de generación eléctrica. Durante el primer semestre de 2007, la demanda de generación eléctrica fue de GWh, cifra que supone una demanda para este mercado un 9,4% inferior a la registrada el pasado año. Suponiendo en el segundo semestre un hueco térmico similar al registrado en los dos años precedentes durante el segundo semestre, se obtiene una proyección anual de demanda eléctrica del entorno de GWh, situándose ligeramente por encima del escenario inferior. Obviamente, la demanda de gas natural estará influenciada por diferentes factores, entre ellos la climatología, de difícil predicción, por lo que una elevada pluviosidad y/o viento, reduciría las necesidades de generación térmica y a la inversa. La estimación del reparto geográfico en el escenario central de demanda de gas natural para generación eléctrica se construye repartiendo la demanda del escenario central para ciclos combinados entre las Comunidades Autónomas en función de la potencia instalada y su fecha de entrada en funcionamiento. A este escenario se le añade la demanda de generación térmica convencional estimada. La figura muestra el resultado. Figura Previsión de la demanda anual de gas natural para generación eléctrica M. Generación eléctrica GWh/año Incremento promedio anual Escenario superior ,83% Escenario central ,99% Escenario inferior ,89% Fuente: CNE. Se empleó como hipótesis un funcionamiento similar para los ciclos combinados independientemente de su área geográfica de ubicación, salvo regiones de características especiales, como Baleares. La implantación de nuevos grupos de ciclo combinado en una comunidad autónoma provoca descenso de consumo de gas en los ciclos combinados de otras en las que no haya nuevos grupos instalados, por el necesario reparto del hueco térmico de generación eléctrica entre todos los grupos. Pudiere darse el caso que por necesidades técnicas del sistema eléctrico, en alguna región sea necesario un funcionamiento intensivo de algún grupo de generación. La progresiva implantación de grupos de ciclo combinado, para cubrir el hueco térmico de generación previsto, supone una reducción de las horas de funcionamiento para los ciclos combinados con el tiempo. Se puede observar como el factor de carga de los grupos de generación de ciclo combinado se reduce hasta el año 2009, aumentando a partir de Un factor de carga del 40%, que se prevé para 2007, supone un funcionamiento equivalente a horas a plena potencia de un grupo de 400 MW. En 2009, con un factor de carga del 36%, las horas de funcionamiento se reducen a horas a plena potencia. El ciclo combinado es una tecnología de generación de alto rendimiento con funcionamiento en base (en torno al 74

72 Figura Distribución geográfica de la demanda de gas natural para generación eléctrica en el escenario central Zona geográfica Incremento (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) medio anual Área Mediterráneo ,3% Cataluña ,3% Comunidad Valenciana ,8% Baleares ,0% Murcia ,5% Área Ebro ,8% Aragón ,7% La Rioja ,5% Navarra ,5% País Vasco ,2% Área Oeste de Haro ,7% Galicia ,9% Asturias ,1% Cantabria ,0% Castilla y León ,0% Madrid ,5% Castilla la Mancha ,2% Andalucía ,1% Extremadura ,0% TOTAL ,99% Factor de carga promedio CCGT (%) Fuente: CNE. 52%). A cargas parciales, pueden registrarse caídas en el rendimiento que se pueden situar entre el 5% y el 10%. Si además se añaden continuos arranques y paradas de los grupos, la eficiencia sería aún menor, registrándose un mayor deterioro de las instalaciones. Ante los escenarios considerados, parece posible que unos grupos de ciclo combinado tengan un funcionamiento en base, mientras que otros grupos se dediquen a la cobertura de puntas, compensando el mayor precio en esas horas la pérdida de eficiencia del grupo. Considerando el escenario alto de promotores, el factor de carga de los ciclos se situaría en el 50% (equivalente a horas de funcionamiento a plena potencia). Este régimen de funcionamiento supondría que en función de la demanda eléctrica prevista, la tecnología de ciclo combinado habría desplazado al carbón en el funcionamiento en base. La necesidad de implantación de grupos de ciclo combinado no debe sólo analizarse desde el punto de vista de generación energética, sino también considerando las necesidades de cobertura de punta y respaldo de otras tecnologías para garantizar el suministro, como la eólica Estimación de la demanda diaria punta de gas natural en el mercado de generación eléctrica Se ha supuesto que la demanda punta de este mercado corresponde a las necesidades de gas natural de las 75

73 Figura Previsión de la demanda punta de gas natural para generación eléctrica GWh/día Escenario punta extremo Escenario punta probable Fuente: CNE. centrales de ciclo combinado y centrales térmicas convencionales que emplean gas natural como combustible. El consumo unitario de cada grupo, el número final de ciclos combinados implantados, su localización dentro del sistema gasista y su fecha de entrada en funcionamiento, determinan el esfuerzo en infraestructuras necesarias para garantizar su suministro. Para estimar la demanda punta de los ciclos combinados, se considera una demanda por grupo de 400 MW aproximadamente en unos 18 GWh/día ( m 3 (n)/h con un P.C.S. de 11,63 kwh/m 3 (N), suponiendo un funcionamiento de 24 horas al día). Se presentan dos escenarios: punta probable y punta extrema. El escenario de punta probable es el ofrecido por ENAGAS, en el que considera un factor de simultaneidad de generación entre ciclos, de forma que se cubra la punta eléctrica invernal prevista por el Operador del Sistema eléctrico. El escenario de punta extremo se calcula con los grupos de generación mediante gas (en el escenario probable) consumiendo a plena capacidad, suponiendo que no existen restricciones ni en la red general básica de gasoductos ni en la red eléctrica. Las diferencias entre ambos escenarios son del 18% en 2007, descendiendo hasta el 3% en Previsión de la demanda total de gas natural La demanda total de gas natural se obtiene agregando la demanda de gas natural para el mercado convencional y para el mercado de generación eléctrica. Combinando los escenarios de las previsiones de ambos mercados se obtienen los tres escenarios de previsión de demanda anual y demanda diaria punta de gas natural propuestos: inferior, central y superior Previsión de demanda anual de gas natural Los tres escenarios de previsión de demanda anual se obtienen combinando el escenario del mercado convencional con los escenarios para el mercado de generación eléctrica: Escenario Demanda Anual Inferior: Resulta de agregar la demanda anual de gas en el mercado convencional y el escenario inferior del mercado para generación eléctrica. Figura Previsión de la demanda anual de gas natural en el escenario inferior GWh Incremento medio (%) Demanda Convencional ,9% Demanda generación eléctrica ,9% C.T. Convencionales ,4% C.T. Ciclo combinado ,6% Total demanda ,2% Fuente: CNE. 76

74 Escenario Demanda Anual Central: Resulta de agregar la demanda anual de gas en el mercado convencional y el escenario central del mercado para generación eléctrica. Figura Previsión de la demanda anual de gas natural en el escenario central GWh Incremento medio (%) Demanda Convencional ,9% Demanda generación eléctrica ,0% C.T. Convencionales ,4% C.T. Ciclo combinado ,7% Total demanda ,9% Fuente: CNE. Escenario Demanda Anual Superior: Resulta de agregar la demanda anual de gas en el mercado convencional y el escenario superior del mercado de generación eléctrica. Figura Previsión de la demanda anual de gas natural en el escenario superior GWh Incremento medio (%) Demanda Convencional ,9% Demanda generación eléctrica ,8% C.T. Convencionales ,4% C.T. Ciclo combinado ,7% Total demanda ,7% Fuente: CNE. A continuación se recogen estos resultados en una tabla resumen: Figura Resumen de los escenarios de demanda anual de gas natural Demanda anual TOTAL (GWh) Incremento medio (%) Escenario Superior ,7% Escenario Central ,9% Escenario Inferior ,2% Fuente: CNE. Las diferencias entre los tres escenarios son escasas, ya que el escenario superior es un 9% mayor que el escenario inferior en 2007, llegando a ser un 12% mayor que el escenario inferior en En la figura se muestra el gráfico de la evolución de la demanda total de gas natural en los tres escenarios de previsión para el período

75 Figura Evolución de la previsión de la demanda de gas natural por escenarios GWh/año Escenario Superior Escenario Central Escenario Inferior Real Fuente: CNE. La figura muestra el reparto geográfico de las previsiones de demanda en el escenario central, agrupadas en tres zonas: área del Mediterráneo, área del Ebro y área al Oeste de Haro. Figura Distribución geográfica de la demanda total en el escenario central Zona geográfica (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Área Mediterráneo Cataluña Comunidad Valenciana Baleares Murcia Área Ebro Aragón La Rioja Navarra País Vasco Área Oeste de Haro Galicia Asturias Cantabria Castilla y León Madrid Castilla la Mancha Andalucía Extremadura TOTAL Fuente: CNE. 78

76 Las previsiones indican que el crecimiento promedio en el Área del Oeste de Haro será el más destacado, con un 10,5%. En las otras dos áreas, el crecimiento es inferior al crecimiento promedio del escenario central (7,2%): 6,5% en el Área Mediterráneo y 2,3% en el Área Ebro. Este efecto es debido a la mayor implantación de ciclos combinados durante el periodo en el Área al Oeste de Haro. Que el crecimiento en el Área Mediterráneo sea superior al Área Ebro tiene parte de explicación en la gasificación de las Islas Baleares a partir del año Las Comunidades con mayores tasas de crecimiento esperado se corresponden con aquellas que actualmente registran un consumo bajo y en el futuro serán emplazamiento de los nuevos CCGT o que actualmente presentan una baja gasificación. La Comunidad Autónoma con mayor crecimiento es Madrid, cuyo crecimiento promedio en el período se situará en un 20% por la incorporación de cinco ciclos combinados en Por su parte, Asturias registraría un incremento promedio del 19% gracias también a la implantación de un grupo de ciclo combinado. Destaca también Castilla La Mancha que con la entrada en operación de tres grupos de ciclo combinado en 2009, registra un incremento promedio del 14%. Cataluña es la Comunidad Autónoma que al final del periodo registra mayor demanda de gas natural, con un 18,3% del total, seguida por Andalucía, con un 15,1% Previsión de la demanda diaria punta de gas natural La previsión de demanda diaria punta de gas natural se obtiene agregando la demanda diaria punta de los mercados de gas convencional y de generación eléctrica recogidos en las figuras y Combinando los distintos escenarios de los dos mercados se establecen escenarios de demanda diaria punta para el conjunto del Sistema Gasista (figura ): Escenario de punta central: Resulta de agregar la demanda punta central del mercado de generación eléctrica y la demanda punta del mercado convencional en el escenario más probable. Escenario de punta superior: Resulta de agregar la demanda punta extrema del mercado para generación eléctrica y la demanda punta del mercado convencional en el escenario más probable. Comunidades Autónomas con un fuerte componente de consumo por ciclos combinados en la actualidad, como Murcia, Navarra o País Vasco, registran crecimientos de consumo bajos (entre el 0,2% y el 1,5%), o incluso podrían experimentar disminuciones de la demanda de un año a otro por el descenso de horas de funcionamiento de los ciclos combinados. En la figura se muestra la distribución geográfica de la demanda punta para el escenario punta probable. Para ello se supone que todos los grupos de CCGT s instalados funcionan en el mismo régimen para cubrir la demanda punta probable. La demanda punta se obtiene como suma de la demanda punta convencional (figura 3.1.3) más la punta eléctrica. Figura Previsión de demanda punta según Escenario GWh/día Escenario superior Escenario central Fuente: CNE. 79

77 Figura Distribución geográfica de la demanda punta de gas natural en el escenario punta probable Zona geográfica (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Área Mediterráneo Cataluña Comunidad Valenciana Baleares Murcia Área Ebro Aragón La Rioja Navarra País Vasco Área Oeste de Haro Galicia Asturias Cantabria Castilla y León Madrid Castilla la Mancha Andalucía Extremadura TOTAL Fuente: CNE. Figura Distribución geográfica de la demanda punta de gas natural en el escenario punta extremo Zona geográfica (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) (GWh) Área Mediterráneo Cataluña Comunidad Valenciana Baleares Murcia Área Ebro Aragón La Rioja Navarra País Vasco Área Oeste de Haro Galicia Asturias Cantabria Castilla y León Madrid Castilla la Mancha Andalucía Extremadura TOTAL Fuente: CNE. 80

78 Seguimiento de las previsiones de demanda: Informe Marco 2006 vs. Informe Marco 2007 Las previsiones de demanda convencional facilitadas por los agentes que actúan en el sector gasista realizadas en el año 2006 presentan ligeras diferencias respecto de las remitidas para el nuevo Informe Marco del año 2007, en el periodo de coincidencia de estudio de ambos informes ( ). Fundamentalmente, dichas diferencias se encuentran en los años 2007 y 2008, donde las previsiones del presente informe son, respectivamente, un 11% y un 5% inferiores a las del Informe Marco Para los años 2010 y 2011, las previsiones de ambos informes presentan diferencias inferiores al 1%. Las previsiones de demanda para generación eléctrica del presente informe se sitúan en valores un 21%-27% inferiores a los del informe precedente. Figura Escenarios de las previsiones de demanda para generación eléctrica del Informe Marco 2007 y del Informe Marco GWh/día Superior 2007 Central 2007 Superior 2006 Central 2006 Fuente: CNE Previsión de la demanda de energía eléctrica La estimación de crecimiento de la demanda de electricidad es fundamental para el cálculo de cobertura que se realiza más adelante. Las previsiones aquí presentadas recogen las hipótesis establecidas por Red Eléctrica de España, S.A. en su documento Previsión de cobertura de la demanda , de junio de En la estimación de demanda anual a largo plazo se tienen en cuenta los factores de crecimiento de la actividad económica y laboralidad, básicos para analizar la potencial evolución de la demanda eléctrica. El primero de estos factores es considerado como el que más peso tiene en la evolución de la demanda de energía eléctrica a largo plazo. En este sentido, destaca la influencia que la evolución demográfica tiene en la estimación de la demanda. La tendencia demográfica se muestra ascendente, debido principalmente al fenómeno inmigratorio. En cuanto al efecto laboralidad, se considera básicamente el número de días laborables del año. Dado que este efecto es el mismo para todos los años, las diferencias vienen marcadas por los años bisiestos, los cuales, con un día más de actividad, generan un ligero incremento de demanda respecto al año anterior. Otras 81

79 aproximaciones sobre el calendario anual no proporcionan resultados de variaciones de demanda significativos, al presuponerse que el número de días laborables y festivos permanece constante. Por otra parte, el efecto temperatura es de gran importancia dada la sensibilidad que presenta la demanda ante variaciones importantes de la temperatura en el corto plazo. Sin embargo, no es un factor relevante el comportamiento de la temperatura en un plazo mayor, teniéndose en cuenta en función de los datos sobre temperaturas registrados anteriormente. De esta forma, se puede observar cómo la demanda varía entre los meses invernales y el periodo estival, aunque estas variaciones se han ido reduciendo con el paso de los años, debido a los incrementos de demanda cada vez mayores que se presentan en los periodos estivales. Para el cálculo del efecto actividad económica sobre la demanda de energía eléctrica se toma en consideración la estimación de incrementos anuales del PIB, variable ampliamente utilizada como índice de variación de la actividad económica, y la respuesta de la demanda de electricidad a los cambios en la actividad económica. Es conveniente considerar que, según nos vamos refiriendo a un horizonte más lejano, el nivel de incertidumbre aumenta, tanto sobre las previsiones de actividad económica como, aunque en menor grado, sobre las previsiones acerca del comportamiento de la demanda. La demanda de energía eléctrica ha experimentado un fuerte crecimiento en los últimos años. Este aumento continuo se ha manifestado en un incremento del nivel de renta de los consumidores, que a su vez implica un aumento del equipamiento en los sectores doméstico y terciario, mientras se mantiene el consumo en el sector industrial. Sin embargo, los valores de consumo per cápita en España son aún inferiores a los de otros países europeos. De acuerdo con los datos del documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas Revisión , publicado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en marzo de 2006, la demanda eléctrica está experimentando un ritmo de crecimiento Figura Evolución del PIB y de la demanda eléctrica 8,0 7,0 6,0 5,0 Variación (%) 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 1,0 2, Variación PIB Variación consumo eléctrico Fuente MITYC (Documento de Planificación) y elaboración propia. 82

80 superior al del Producto Interior Bruto. Esta situación implicaría un aumento del consumo eléctrico por unidad de PIB, que contrasta con lo acaecido en la mayoría de los países europeos de nuestro entorno. La figura muestra la evolución de las variaciones del PIB y del consumo eléctrico en España en los últimos años. que los incrementos anuales de la demanda peninsular se situaban alrededor del 4%. Este incremento fue del 2,8% durante el periodo A finales de este ejercicio, la demanda alcanzó GWh, situándose de esta forma por debajo de la previsión del escenario central de crecimiento del Informe Marco Asimismo, a efectos de cobertura se han realizado varias estimaciones en función de unas previsiones de crecimiento económico, que son principalmente la previsión máxima y central, manteniendo constantes el resto de los factores, como son la temperatura y la laboralidad Demanda anual y punta de energía eléctrica peninsular en el periodo 2007 a 2011 La actualización de previsiones del operador del sistema, en línea con el incremento de la actividad económica y, por tanto, con el aumento del ritmo de crecimiento de la demanda de energía eléctrica, muestra una tendencia ascendente en las previsiones de demanda para el periodo considerado. Ya se ha mencionado en el capítulo anterior que la demanda de energía eléctrica peninsular crece anualmente, si bien en el último año dicho crecimiento se ha moderado con respecto a los años anteriores, en los Por otra parte, en cuanto a la demanda de potencia punta, cabe señalar que experimenta también una continua tendencia de crecimiento, situándose la demanda máxima de potencia horaria histórica en los MW, del 27 de enero de En el caso de la punta de demanda, la máxima experimentada hasta el momento ha resultado inferior a la prevista en el escenario de máximo crecimiento durante el invierno del Informe Marco No se han marcado máximos en el invierno , pero la punta de potencia alcanzada ( MW) ha quedado muy próxima al máximo valor histórico. Se muestran a continuación dos de los tres escenarios de demanda planteados por el Operador del Sistema en su documento Previsión de cobertura de la demanda Estas sendas de previsión han sido elaboradas bajo las hipótesis de temperatura media a lo largo de todo el periodo y distintos supuestos de crecimiento económico. Concretamente, los escenarios elegidos (superior y central) se encuentran bajo una hipótesis de crecimiento medio interanual de demanda, durante el periodo considerado, del 3,7% y del 3,4% respectivamente. Figura Previsión del crecimiento de demanda de electricidad en el periodo Escenario Central Escenario Superior Variación Variación Demanda (Gwh) GWh interanual (%) GWh interanual (%) , , , , , , , , , ,5 Fuente: REE. 83

81 De esta forma, se conforma una situación de demanda como la que muestra la figura 3.2.3, que supera en el escenario superior los GWh en el año Por otra parte, el Operador del Sistema efectúa también una previsión de demanda punta de potencia para el periodo considerado. En ella se observa de nuevo la tendencia creciente ya mencionada, que supone que la potencia demandada superará en 2011 los MW en el escenario probable establecido para invierno, mientras que será mayor de MW en el escenario extremo. En ambas previsiones se ha tenido en cuenta la efectividad de medidas adicionales de gestión de la demanda y las derivadas del Plan de Acción de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España. Los valores adoptados para el periodo estival son inferiores a los invernales, aunque presentan un ritmo de crecimiento más acusado, en la mayoría de los años, que los valores tomados para el periodo de invierno. La figura muestra, para los escenarios probable y extremo, las puntas de demanda de potencia determinadas por Red Eléctrica de España, tanto en situación de invierno como de verano. Figura Previsión de evolución de demanda anual eléctrica con temperatura media (GWh) Variación (%) Fuente: REE. Escenario central Escenario superior Figura Previsión de crecimiento de las puntas de demanda horarias de invierno y verano Invierno Verano Punta de demanda Escenario Escenario Punta de demanda Escenario Escenario (MW) Probable Extremo (MW) Probable Extremo 2007 / / / / / Fuente: REE. 84

82 De esta forma, en las estimaciones de previsiones de potencia punta del sistema se recoge el hecho, que se viene observando año tras año, de la mayor importancia relativa de la potencia punta de verano sobre la demanda anual del sistema, así como del acercamiento progresivo entre las puntas de potencia de verano y de invierno. Concretamente, el incremento de las puntas de invierno se ha situado en los últimos años alrededor del 5%, mientras que en el caso estival el incremento real, durante el periodo , ha sido cercano al 6%. Mientras que, como ya se ha mencionado, la punta de invierno alcanzó MW, la punta de verano del año 2006 se produjo el 11 de julio, con MW.* Figura Puntas de demanda de potencia en MW en verano (de junio a septiembre del año en curso) e invierno de cada año eléctrico (desde noviembre del año n hasta marzo del año n+1) MW Invierno Verano Fuente: REE y elaboración propia. Figura Factores de carga máximos 90% 80% % 70% 60% 50% Fuente: REE y elaboración propia. 85

83 Se pone de manifiesto que, si bien se prevé que las potencias máximas del sistema sigan situándose en los meses invernales, el hecho del acercamiento progresivo de las puntas de potencia en los periodos estivales a los invernales hace necesario estudiar detenidamente la cobertura de demanda en ambos periodos. Puesto que la potencia hidráulica disponible en verano es de menor cuantía que en invierno, se puede llegar a que el periodo crítico, en los estudios de seguridad del sistema, sea el estival, máxime cuando se estudian condiciones más conservadoras de año seco. Los factores de carga máximos previstos, considerados como la relación entre demanda anual máxima prevista y punta máxima prevista del sistema multiplicada por horas, se sitúan alrededor del 65% para el periodo analizado, Las figuras y muestran la evolución prevista de la demanda máxima horaria, para el periodo invernal y el estival Demanda anual y punta de energía eléctrica extrapeninsular en el periodo Durante el periodo se han venido observando crecimientos dispares de la demanda eléctrica extrapeninsular, dentro de un intervalo que va desde el 9,6% en el año 2003 hasta el incremento de sólo un 3,4% en el año Durante el año 2006, el crecimiento de la demanda extrapeninsular descendió sensiblemente respecto al ejercicio anterior, situándose en un 4,3%. Las previsiones de demanda de energía eléctrica en los sistemas extrapeninsulares se basan en la información suministrada por el operador del sistema. Según esta estimación, en el año 2007 se alcanzaría un incremento de demanda del 6,2% en Canarias y de 8,56 % en Baleares, con respecto a Figura Previsión del crecimiento de las puntas horarias de invierno / / / / /12 Escenario probable Escenario extremo Fuente: REE. 86

84 Figura Previsión del crecimiento de las puntas horarias de verano Escenario probable Escenario extremo Fuente: REE. Figura Previsiones de demanda de energía (GWh) e incrementos interanuales Sistemas (GWh) 2007 Var % 2008 Var % 2009 Var % 2010 Var % 2011 Var % Gran Canaria Tenerife Lanzarote-Fuerteventura La Palma 244,1 254,7 265,3 277,5 290,1 La Gomera 70,9 75,9 80,8 85,8 91,2 Hierro 37,8 40,2 42,8 45,6 48,6 Canarias 9.435,8 6,20% 9.955,8 5,51% ,9 5,30% ,27% ,9 5,25% Mallorca-Menorca Ibiza- Formentera Baleares ,56% ,10% ,30% ,10% ,90% Ceuta % % 324 8% 335 3% 346 3% Melilla % % 260 3% 267 3% 274 3% TOTAL ,8 7,72% ,8 5,60% ,9 5,30% ,10% ,9 5,10% Fuente: REE. En las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla se espera un importante incremento de la demanda en el año 2007, con un crecimiento del 28% y 35% respectivamente. Estos elevados incrementos responden a demandas singulares (mayores de 1 MW), tales como la entrada en servicio de una planta desaladora, un hospital, una planta depuradora de aguas residuales y nuevos desarrollos urbanísticos en Ceuta, y una planta depuradora en Melilla. Las previsiones de punta máxima de demanda en barras de central para los sistemas extrapeninsulares aparecen en la figura Estas puntas de demanda de potencia corresponderán en general a la potencia máxima en invierno en Canarias, Ceuta y Melilla, y a la potencia máxima en verano en Baleares. 87

85 Figura Previsiones de potencia punta en barras de central (MW) Sistemas (MW) Gran Canaria Tenerife Lanzarote-Fuerteventura La Palma La Gomera Hierro Canarias Mallorca-Menorca Ibiza- Formentera Baleares Ceuta Melilla TOTAL Fuente: REE y elaboración propia. Las previsiones de demanda de potencia punta resultan del mismo orden de magnitud que las obtenidas en general en el Informe marco anterior en los subsistemas insulares y extrapeninsulares, siendo ligeramente inferior para los subsistemas de La Palma, Gomera y Ceuta, y ligeramente superior en el subsistema de Hierro. Figura Previsiones de potencia punta de los subsistemas de Mallorca-Menorca e Ibiza-Formentera en el Informe Marco actual y en el precedente MW Mallorca-Menorca - Inf. Marco 2006 Mallorca-Menorca - Inf. Marco 2007 Ibiza-Formentera - Inf. Marco 2006 Ibiza-Formentera - Inf. Marco 2007 Fuente: REE y elaboración propia. 88

86 Figura Previsiones de potencia punta de los subsistemas de Tenerife y Gran Canaria en el Informe Marco actual y en el precedente MW Tenerife - Inf. Marco 2006 Tenerife - Inf. Marco 2007 Gran Canaria - Inf. Marco 2006 Gran Canaria - Inf. Marco 2007 Fuente: REE y elaboración propia. Figura Previsiones de potencia punta de los subsistemas de Ceuta y Melilla en el Informe Marco actual y en el precedente MW Ceuta - Inf. Marco 2006 Melilla - Inf. Marco 2006 Ceuta - Inf. Marco 2007 Melilla - Inf. Marco 2007 Fuente: REE y elaboración propia. 89

87 4. La previsión de la oferta de energía En el capítulo anterior de este informe se ha presentado la previsión de la demanda de energía eléctrica y gas natural para los próximos años. En este capítulo se realiza una previsión de la oferta de energía, procediendo, en los capítulos siguientes, al análisis de la cobertura de la demanda. En primer lugar, se describe la previsión de la oferta de gas natural, y en segundo lugar, se expone la oferta de producción de energía eléctrica en régimen ordinario y en régimen especial, tanto para el sistema peninsular, como para el extrapeninsular Previsión de la oferta de gas natural A continuación se expone la previsión de la oferta de gas natural para el periodo , sin considerar las posibles restricciones técnicas, de capacidad, funcionamiento u otras que pudieran existir en las infraestructuras del sistema gasista. Las previsiones de oferta se elaboran a partir de la información recabada entre las compañías comercializadoras que operan, o tienen previsto operar, en el mercado liberalizado, de las compañías transportistas que suministran al mercado a tarifa, y de los productores de gas natural en España. Para ello, las comercializadoras y transportistas facilitaron la información sobre sus contratos de aprovisionamiento indicando el país de procedencia del gas natural, el tipo de gas (GN o GNL), las empresas suministradoras, las fechas de inicio de los contratos y la duración de éstos, así como las cantidades anuales previstas. Debe tenerse en cuenta a este respecto la progresiva supresión de las tarifas de gas natural, como medida que demuestra la apuesta definitiva por el establecimiento de un auténtico mercado liberalizado. En este sentido, como ya se ha apuntado en apartados precedentes, en 2006 se suprimieron las tarifas de los grupos 1, 2.5, 2.6 y 4, si bien se crearon unas tarifas transitorias aplicables hasta mediados o finales de 2006, en función del grupo y tipo de suministro. La orden de tarifas publicada a finales de 2006, Orden ITC/3992/2006, suprime las tarifas restantes de los grupos 2 y 2bis. Asimismo, se ha establecido la supresión del sistema tarifario a partir del 1 de enero de 2008, previendo, no obstante, la creación de una tarifa de último recurso como medida de protección de los consumidores, en línea con los requerimientos de la normativa sectorial europea. La Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley del Sector de Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/55CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural, establece que serán los agentes comercializadores designados por el Gobierno los que asuman la responsabilidad del suministro de último recurso. Asimismo, dicha Ley establece la separación jurídica de las actividades de transporte de las de producción y suministro. Por lo tanto, en adelante las compañías transportistas no podrán realizar adquisiciones de gas para su venta al mercado regulado, si bien se establece un periodo transitorio de adaptación hasta el 1 de enero de En consecuencia, en un futuro próximo, los aprovisionamientos de gas natural correrán exclusivamente a cargo de los agentes comercializadores. Cabe señalar que las previsiones de los comercializadores resultan indicativas de las tendencias y características de los aprovisionamientos de gas en el futuro (países de origen, tipo de gas importado, GN ó GNL, duración de los contratos, etc.), pero no pueden considerarse concluyentes, ya que introducen un alto grado de incertidumbre al estar basadas en las previsiones de penetración de mercado y depender del éxito de las expectativas en la captación de clientes. Asimismo, la producción nacional de gas de las nuevas estructuras que prevén los productores depende de la obtención de los permisos de perforación y construcción de gasoductos de conexión con la red de transporte. Dado el elevado nivel de incertidumbre de estos suministros, así como su reducido volumen en relación con el gas 91

88 procedente de cualquier otra fuente de suministro, no se dispone de datos concluyentes sobre los mismos, por lo que no se han incluido en la oferta disponible de gas en el horizonte temporal considerado. En general, las previsiones de oferta muestran una senda inicialmente creciente de participación del GNL en el total de los aprovisionamientos, aunque al final del periodo analizado ésta decrece, situándose en torno al 71%. Esto es debido a la entrada en funcionamiento de la nueva conexión internacional directa por gasoducto con Argelia, denominada MEDGAZ, que permite incrementar los aprovisionamientos por gasoducto. Se mantienen los países de procedencia de los aprovisionamientos, con Argelia, Golfo Pérsico y Nigeria como los principales orígenes de las importaciones, creciendo en importancia al final del periodo Egipto y Trinidad y Tobago. Los siguientes apartados muestran las previsiones de oferta para el período , considerando también el grado de compromiso de los contratos de aprovisionamiento Previsión de la oferta de gas natural por orígenes La oferta de gas natural se basa en importaciones procedentes de diversos orígenes, en especial de Argelia, siendo la participación del gas nacional muy pequeña, dada la escasez de reservas nacionales. A su vez, la oferta puede llegar en forma de gas natural licuado (GNL) a las plantas de regasificación y como gas natural (GN) a través de las interconexiones internacionales. Es importante tener en cuenta el estado físico del gas natural, GN o GNL, ya que determina tanto el diseño y dimensionamiento de las infraestructuras de entrada al sistema gasista, como la operación y logística del mismo. Figura Distribución por país de origen de la oferta ZONA GEOGRÁFICA GWh GWh GWh GWh GWh Total GN Argelia Noruega Total GNL Noruega África Argelia Egipto Libia Nigeria O. Medio Omán Qatar Trinidad & Tobago Otros Total Oferta GNL/Total 70,5% 74,3% 73,7% 72,3% 70,9% Fuente: Empresas transportistas, comercializadores, productores y CNE. 92

89 La figura muestra la distribución de la oferta según su país de origen. Como se aprecia, los suministros procedentes del exterior mantienen a Argelia como principal país suministrador, seguido de Qatar y Nigeria, en consonancia con la tendencia registrada en los últimos años de diversificación de las fuentes de suministro. De acuerdo con esta previsión de oferta, no se aprecian problemas en la diversificación de suministros en el futuro. En 2006, el gas de Argelia (principal suministrador de España) representó un porcentaje de los aprovisionamientos del 32%. Esta cuota se incrementa ligeramente en las previsiones de años posteriores, debido a que la entrada en funcionamiento del gasoducto de interconexión directa con este país, MEDGAZ, compensa la reducción de los suministros en forma de GNL procedentes del mismo. Las importaciones de GN se realizarán a través de las mismas interconexiones que existen en la actualidad, el Magreb y Larrau y, a partir de 2009, la conexión con Argelia (MEDGAZ). Conviene recordar que el gas natural que entra a la península por la conexión con el Magreb se ha venido asignando principalmente al mercado a tarifa. En la actualidad, este gas es suficiente para atender el mercado a tarifa, quedando el gas no utilizado a disposición de Sagane (Grupo Gas Natural), empresa titular del contrato de largo plazo. En cuanto al peso relativo de GN y GNL ofertados cada año, se observa un aumento de aprovisionamientos de GN a finales del periodo considerado, como ya se ha indicado anteriormente, por la entrada en operación del gasoducto del MEDGAZ. El GNL mantiene un crecimiento medio anual en torno a 8,7 % en el periodo, si bien el crecimiento de las importaciones de GN a partir de 2009 produce una pequeña disminución de su peso en el balance de los aprovisionamientos previstos. Esto no reduce el protagonismo esencial del GNL en los futuros aprovisionamientos, cuya participación se mantiene siempre por encima del 70%. La conexión internacional con Argelia que ya se encuentra en funcionamiento es limitada y su capacidad está saturada con los contratos de aprovisionamiento actuales. Por otro lado, la ampliación en 2008 de la capacidad de entrada, tanto en Larrau (por ampliación de la capacidad de compresión en Haro) como en Irún (por duplicación del gasoducto Vergara-Irún), abre posibilidades de incremento de importaciones de gas procedente de Europa, no materializadas en contratos hasta la fecha Previsión de la oferta de gas natural por grado de compromiso de los contratos de aprovisionamiento En relación con los aprovisionamientos de GNL, durante el periodo , éstos se producirán principalmente desde los mismos orígenes que en el pasado, esto es, Argelia, Golfo Pérsico y Nigeria, cobrando importancia países como Egipto y Trinidad y Tobago. La figura presenta la situación actual de la oferta máxima de gas natural prevista en función de los compromisos adquiridos, o en negociación, según la información facilitada por los agentes que participan en el mercado gasista español. Figura Oferta de gas natural en relación a la situación de contratación GWh Total Contratos Comprometidos Total Contratos No Comprometidos Total Oferta Ratio C. Comprometidos/Oferta Total 99,86% 97,20% 96,62% 94,93% 94,18% Fuente: Empresas transportistas, comercializadores, productores y CNE. 93

90 Las previsiones muestran una situación del mercado en la que, por un lado, hay unos suministros de gas natural comprometidos basados en contratos, generalmente a largo plazo y, por otro lado, aparecen nuevos contratos negociados por los comercializadores en función de la captación de clientes, en competencia con otros agentes en el mercado internacional. Según puede apreciarse, la proporción de los contratos de suministro se sitúa por encima del 94% en todos los años del periodo analizado Régimen ordinario en el sistema peninsular Desde la aprobación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, la construcción de nuevas centrales de generación se convirtió en una actividad liberalizada, sometida únicamente a la libre decisión de las empresas generadoras. Las nuevas instalaciones deben ser autorizadas mediante un procedimiento administrativo de carácter reglado Previsión de la oferta de producción de energía eléctrica A continuación, se detalla la oferta de producción de energía eléctrica para el período 2007 a 2011, desglosándola en producción eléctrica de régimen ordinario, (incluyendo la incorporación de las nuevas centrales de producción de energía eléctrica de ciclo combinado a gas natural) y de régimen especial. La potencia eléctrica instalada a 31 de diciembre de 2006 es la que se refleja en la figura La nueva capacidad queda sujeta a los planes de inversión de las empresas, que analizan la rentabilidad de las nuevas instalaciones en función del crecimiento de la demanda energética y de las condiciones del mercado y del suministro. De forma análoga, las decisiones de cierre están basadas en la libre decisión de cada agente generador, aunque estas actuaciones también están sometidas a la obtención de una autorización administrativa. En estas decisiones empresariales, aparte de la vida útil de las instalaciones, pueden tener una influencia significativa, tanto la evolución de los precios del mercado, como la propia Figura Potencia eléctrica instalada en España a RÉGIMEN ORDINARIO Potencia Potencia Potencia total peninsular (MW) extrapeninsular (MW) (MW) Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas CCTG TOTAL RÉG. ORDINARIO RÉGIMEN ESPECIAL Potencia Potencia Potencia total peninsular (MW) extrapeninsular (MW) (MW) Cogeneración Eólica Hidráulica Otros TOTAL RÉG. ESPECIAL TOTAL POTENCIA Fuente: REE, Endesa y CNE. 94

91 regulación vigente. Tal es el caso de la retribución por garantía de potencia o el tratamiento regulatorio de las restricciones técnicas o medioambientales. El cálculo de la potencia instalada durante el periodo se basa en diversa información remitida por los distintos agentes. De esta forma, se han estimado dos escenarios, uno optimista o de potencia superior, que tiene en cuenta la información suministrada a esta Comisión por las empresas generadoras, y otro pesimista o de potencia inferior, que resume las conclusiones del operador del sistema (en su escenario central). Bajas previstas Durante el periodo analizado no se consideran bajas de potencia hidráulica. El resto de las bajas corresponden a grupos de carbón y fuel-gas. Teniendo como referencia los dos escenarios mencionados, se prevé la baja de un total de MW, en el escenario optimista durante el periodo En el escenario pesimista se prevé la baja de un total de MW, según información de REE. Figura Bajas de potencia instalada estimadas en el régimen ordinario en el período 2007 a 2011 Bajas (MW) Total período Escenario optimista Escenario pesimista Fuente: Agentes generadores, REE y CNE. Altas previstas Las altas en el periodo considerado se limitan, casi exclusivamente, a la incorporación de nuevas centrales de ciclo combinado. En el escenario pesimista, o de potencia inferior, se han tenido en cuenta las nuevas incorporaciones de ciclos combinados del escenario central de demanda de REE. El escenario optimista de ciclos se calculó con la información facilitada por los promotores considerando las hipótesis reflejadas en la Previsión de la oferta asociada a los ciclos combinados. Existe, además, algún incremento de la potencia nuclear motivado por el plan de repotenciación de centrales. Por otra parte, no se prevén aumentos de potencia en las centrales de carbón o de fuel/gas, aunque en estas últimas seguirá existiendo un cambio progresivo de consumo de carbón nacional hacia carbón importado, como consecuencia del Plan de la Minería. Figura Potencia en MW de régimen ordinario que se estima se dará de alta en el periodo 2007 a 2011 Altas (MW) Total período Escenario optimista Escenario pesimista Fuente: REE, agentes generadores y CNE. 95

92 Previsión de la potencia instalada en régimen ordinario A continuación se incluye la evolución prevista del equipo generador en régimen ordinario desagregada por tecnologías. Cabe mencionar que el punto de partida de esta estimación corresponde a la potencia instalada a 31 de diciembre de Escenario optimista: Figura Previsión de potencia instalada y operativa de generación eléctrica en régimen ordinario a 31 de diciembre de cada año. Sistema peninsular. Escenario de potencia superior Potencia instalada (MW) Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas CCTG Total potencia instalada Fuente: Agentes Generadores CNE. Escenario pesimista: Figura Previsión de potencia instalada y operativa de generación eléctrica en régimen ordinario. Sistema peninsular. Escenario de potencia inferior Potencia instalada (MW) Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/Gas CCTG Total potencia instalada Fuente: REE. Las previsiones de potencia en ambos escenarios se han modificado ligeramente respecto a las efectuadas en el Informe Marco precedente, debido a cambios en las incorporaciones y en las decisiones de cierre de algunos grupos por parte de los agentes generadores. Previsión de la oferta asociada a los ciclos combinados Si bien en los apartados anteriores se han tenido en consideración las altas previstas de nueva potencia de generación procedente de todas las tecnologías, se considera oportuno incluir un apartado específico dedicado exclusivamente a la previsión de incorporación de nueva potencia de generación eléctrica con ciclos combinados, dado que, como se ha dicho previamente, las altas previstas en régimen ordinario tendrán lugar casi únicamente en base a esta tecnología. Dado que la oferta de producción de energía eléctrica está sujeta a la libre decisión empresarial de sus promotores, la incorporación al sistema de nueva capacidad de 96

93 generación está condicionada en plazo y efectividad a las libres decisiones privadas que se adopten finalmente. generación de ciclos, un escenario superior que considera las siguientes hipótesis: Por ello, la mejor estimación sobre la incorporación de nuevos ciclos combinados, hay que buscarla en la información aportada por sus promotores, puesto que son éstos los que, en base a sus decisiones de inversión, conformarán el parque español futuro de producción de energía eléctrica. En la figura 4.2.6, se muestra una lista detallada de la oferta de producción eléctrica asociada a los ciclos combinados, según la información recibida de los promotores de los mismos para la elaboración de este informe. Además, se ha incluido la información sobre contratos de acceso al sistema gasista firmados por los promotores de los ciclos combinados, sobre la posesión de las autorizaciones administrativas necesarias para su construcción y sobre la posibilidad de utilización de combustible alternativo. Ciclos combinados que cuentan con contrato de acceso a la red gasista y/o autorización administrativa (ver figura 4.2.6). Se han considerado tanto los ciclos que tienen firmado el contrato de regasificación y el contrato de transporte, como aquellos que únicamente tienen firmado el contrato de regasificación, ya que se cree un indicativo suficiente del grado de firmeza del proyecto. Por lo que se refiere a las fechas de entrada en operación comercial se tiene en cuenta el año estimado por el promotor. Para proyectos con estimaciones de fechas en el segundo semestre del año, se optó por un criterio conservador de esperar su operación comercial para el siguiente año, dada la distancia temporal aún existente para las fechas expresadas y la posibilidad de retrasos en la ejecución de un proyecto tan complejo. Únicamente se recogen las previsiones de los promotores de instalar ciclos combinados en el territorio peninsular, cuya fecha de entrada en operación comercial está prevista en el periodo comprendido entre enero de 2007 y diciembre de Con el análisis de la información anterior se ha obtenido, para la previsión de oferta de nueva potencia de Para el año 2011, dada la lejanía con la fecha actual, se han tenido en cuenta otros criterios, como grado de firmeza de los aprovisionamientos o existencia de contrato de acceso a la red eléctrica. Esta previsión de ciclos es la que se incorpora en el escenario optimista de previsión de la potencia instalada en régimen ordinario. Figura Estado de los proyectos de construcción de las centrales de producción de energía eléctrica de ciclo combinado de gas Central Promotor Potencia nominal (MW) Operación comercial prevista promotor Autorización administrativa Contratos de acceso Combustible alternativo Combust. (días/periodo) Fecha de inicio de operación comercial durante 2007 Escatrón Global T 2007 Aprobada Firmados Sagunto 1 Unión Fenosa 400 2T 2007 Aprobada Firmados No Sagunto 2 Unión Fenosa 400 3T 2007 Aprobada Firmados No Sagunto 3 Unión Fenosa 400 3T 2007 Aprobada Firmados No (Continúa) 97

94 Figura Estado de los proyectos de construcción de las centrales de producción de energía eléctrica de ciclo combinado de gas (Continuación) Central Promotor Potencia nominal (MW) Operación comercial prevista promotor Autorización administrativa Contratos de acceso Combustible alternativo Combust. (días/periodo) Fecha de inicio de operación comercial durante 2007 (Cont.) Sabón Unión Fenosa 400 4T 2007 Aprobada Firmados gasóleo (5 días consecutivos, máx 40 días/año) Castejón 2 Hidrocantábrico 400 4T 2007 Aprobada Firmados Escatrón Viesgo 800 4T 2007 Aprobada Firmados Puentes Endesa 800 4T 2007 Aprobada Firmados Plana de Vent Gas Natural 800 2S 2007 Aprobada Firmados Fecha de inicio de operación comercial durante 2008 gasóleo (5 días consecutivos, máx 20 días/año) gasóleo (20 días/año, tope 5 días continuo) gasóleo (2 días consecutivos, máx 20 días/año) Castejón 4 Iberdrola 850 1T 2008 Aprobada Firmados Soto de Ribera 4 Hidrocantábrico 400 3T 2008 Aprobada Firmados Málaga Gas Natural 400 2S 2008 Aprobada Firmados Fecha de inicio de operación comercial durante 2009 Zorita Gas Natural 800 1S 2009 No Firmados Algeciras 1 Viesgo 400 3T 2009 Aprobada Firmados Algeciras 2 Viesgo 400 4T 2009 No No Besos 5 Endesa 800 4T 2009 No No Compostilla 6 Endesa 400 4T 2009 No No Compostilla 7 Endesa 400 4T 2009 No No Barcelona Gas Natural 800 2S 2009 No Firmados gasóleo (5 días consecutivos, máx 20 días/año) gasóleo (según determine la DIA) gasóleo (5 días consecutivos, máx 20 días/año) gasóleo (5 días consecutivos, máx 20 días/año) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (según determine la DIA) (Continúa) 98

95 Figura Estado de los proyectos de construcción de las centrales de producción de energía eléctrica de ciclo combinado de gas (Continuación) Central Promotor Potencia nominal (MW) Operación comercial prevista promotor Autorización administrativa Contratos de acceso Combustible alternativo Combust. (días/periodo) Fecha de inicio de operación comercial durante 2009 (Cont.) Ca s Tresorer TG 1 y 2 Endesa En operación desde 2006 Operación con gasóleo hasta disponibilidad de gas natural en 2009 Ca s Tresorer TG 3 Endesa Aprobada Ibiza TG-1 Endesa Aprobada Operación con gasóleo hasta disponibilidad de gas natural en 2009 Aceca 5 Iberdrola No Firmados Fecha de inicio de operación comercial durante 2010 Catadau Intergen T 2010 No No No Morata de Tajuña Electrabel T 2010 Aprobada Firmados No Almería Endesa 800 2T 2010 No No Estremera 1 Endesa 400 2T 2010 No No Congosto Global T 2010 No Cuarte de Huerva Global T 2010 No Paracuellos Gas Natural 800 1S 2010 No Firmados Foix Endesa 500 3T 2010 No No La Pereda Endesa 400 3T 2010 No No La Robla Global T 2010 No Huelva Energía y gas de Huelva gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) (2 d a determinar por DIA) (2 d a determinar por DIA) gasóleo (según determine la DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) (2 d a determinar por DIA) T 2010 Corbera ESB 850 4T 2010 No No No La Zarza EGL 400 2S 2010 No No Lantarón Gas Natural 800 2S 2010 No Firmados gasóleo (a determinar por la DIA) gasóleo (según determine la DIA) (Continúa) 99

96 Figura Estado de los proyectos de construcción de las centrales de producción de energía eléctrica de ciclo combinado de gas (Continuación) Central Promotor Potencia nominal (MW) Operación comercial prevista promotor Autorización administrativa Contratos de acceso Combustible alternativo Combust. (días/periodo) Fecha de inicio de operación comercial durante 2010 (Cont.) Castejón 4 Iberdrola No Firmados Alange Iberdrola No Firmados Villamanrique Iberdrola No Firmados Riba Roja Iberdrola No Firmados Ca s Tresorer TG 4 CCGT Endesa Aprobada Ibiza TG-2 Endesa Aprobada Fecha de inicio de operación comercial durante 2011 Estremera 2 Endesa 400 1T 2011 No No Fayón Endesa 800 1T 2011 No No Estremera 3 Endesa 400 2T 2011 No No Gerona Endesa 400 2T 2011 No No Escatrón Endesa 800 3T 2011 No No gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) gasóleo (limitaciones según indique DIA) Soto de Ribera 5 Hidrocantábrico 400 3T 2011 No No Aboño 1 Hidrocantábrico No No Miranda Iberdrola No Firmados Fuente: promotores de los ciclos y CNE. Figura Escenario alto de implantación de ciclos combinados (nº de grupos equivalentes de 400 MW) Nº Ciclos con contrato y/o Autorización Administrativa Fuente: CNE. 100

97 Figura Escenario alto de implantación de ciclos combinados (nº de grupos equivalentes de 400 MW) por comunidades autónomas Nº Andalucía Aragón Asturias Cantabria Castilla la Mancha Castilla y León Cataluña Comunidad Valenciana Extremadura Galicia La Rioja Madrid Murcia Navarra País Vasco TOTAL Fuente: CNE Régimen especial en el sistema peninsular Dentro del régimen especial se encuentran incluidas aquellas instalaciones cuya potencia instalada no supera los 50 MW, que utilizan fuentes de energía renovables (solar, eólica, hidráulica y biomasa), residuos y cogeneración. Bajas previstas Al igual que en el Informe Marco precedente, no se ha considerado ninguna baja en este tipo de instalaciones, ya que la experiencia ha demostrado que esta situación se da en escasas ocasiones. Altas previstas Hay que tener en cuenta que la Ley del Sector Eléctrico establece el objetivo de que las energías renovables alcancen el 12% de la demanda de energía primaria en el año En respuesta a este compromiso, en 1999 el Gobierno aprobó el Plan de Fomento de Energías Renovables, en el que se fijaron los diferentes objetivos de potencia instalada a conseguir en 2010, para cada una de las tecnologías energéticas consideradas como renovables y para los residuos sólidos urbanos. Este valor del 12% supondría que un 29,4% de la demanda eléctrica total, estaría abastecida por energías renovables en el año 2010, considerando un crecimiento de la demanda moderado, por la implementación de un plan de ahorro de energía y de eficiencia energética. Para realizar la previsión de potencia instalada de régimen especial se han considerado las previsiones realizadas en el borrador de documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas Desarrollo de las Redes de Transporte, la revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables para el período , la Estrategia Española de Ahorro y Eficiencia Energética y su Plan de Acción y, finalmente, el ritmo de crecimiento experimentado por este régimen 101

98 Figura Previsiones de evolución de potencia del régimen especial en la Península por tecnologías Potencia Instalada (MW) Cogeneración Solar (PV y Termoeléctri-ca) Eólica Hidráulica Biomasa y biogás Residuos Tratamiento de Residuos Total Fuente: CNE, Documento de Planificación y Plan de Energías Renovables. Figura Evolución prevista de las ventas de energía de instalaciones en régimen especial Energía vertida (GWh) Cogeneración Solar Eólica Hidráulica Biomasa y biogás Residuos Tratamiento de Residuos Total Fuente: CNE, Documento de Planificación y Plan de Energías Renovables. en los últimos años según los datos obtenidos por esta Comisión. Asimismo, se ha tenido en cuenta la propuesta de Real Decreto sobre energía fotovoltaica remitido recientemente a la CNE para informe. A continuación, se muestran las previsiones de potencia instalada y energía vertida por el régimen especial peninsular estimadas para el período , teniendo en cuenta todas las previsiones anteriormente mencionadas. Estas previsiones estiman que para el horizonte temporal se instalarán en la Península unos MW en régimen especial, adicionales a los instalados hasta diciembre de De este incremento, algo más de MW, es decir, casi el 65%, corresponderá a potencia eólica. La figura muestra la evolución pasada de la potencia instalada del régimen especial peninsular y la considerada hasta el año 2011 en el Documento de Planificación, así como las previsiones realizadas en años anteriores. Respecto a la distribución por tecnologías, dentro de la evolución prevista para el régimen especial, se puede decir que el crecimiento de potencia total se encuentra dentro de los rangos experimentados en los años anteriores. Cabe destacar la energía solar térmica y fotovoltaica, que son las tecnologías con mayor 102

99 Figura Evolución real y prevista de la potencia instalada del régimen especial del sistema peninsular MW Previsión del I. Marco 2003 Previsión del I. Marco 2004 Evolución real Previsión del I. Marzo 2007 Fuente: CNE, Documento de Planificación y Plan de Energías Renovables. Previsión del I. Marco 2006 crecimiento porcentual en potencia instalada, dentro del horizonte temporal considerado, seguida de la biomasa y el biogás y la energía eólica. Con un ritmo de crecimiento menor se sitúan la cogeneración y la energía hidráulica. Por último, cabe destacar un importante incremento previsto respecto a la producción en régimen especial con los residuos. La figura muestra la evolución prevista de potencia en régimen especial en la península, separado por tecnologías. Respecto al volumen de energía vertida por el régimen especial peninsular, teniendo en cuenta los objetivos y la previsión de demanda en el escenario central, establecido Figura Evolución real y prevista de la potencia del régimen especial del sistema peninsular MW Fuente: CNE y REE. Cogeneración Solar (PV y Termoeléctr.) Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat. Residuos 103

100 Figura Evolución real y prevista de la producción del régimen especial del sistema peninsular Producción en GWh % % 3% 4% % 6% 9% 10% Demanda Bruta Peninsular RE Peninsular % RE/Demanda Fuente: CNE, REE y Documento de Planificación. 15% 13% 14% 11% 17% 22% 18% 19% 20% 20% 24% % 29% 27% % 30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% en el apartado 3.2 de este mismo Informe, el régimen especial representará en el año 2011, según las previsiones efectuadas, el 31% de la demanda frente al 20% que ha representado en el proporcionada por el agente generador, añadiendo los incrementos o decrementos de potencia estimados. Islas Baleares Régimen ordinario en los sistemas extrapeninsulares En este apartado se muestran las previsiones, tanto de los incrementos y decrementos de potencia, como de potencia total instalada de régimen ordinario en los sistemas extrapeninsulares, para cada uno de los años del periodo analizado. Se han considerado dos escenarios, al igual que en el Informe Marco precedente, respondiendo el primero de ellos a las previsiones de variación de potencia instalada remitidas por el agente generador y estando basado el segundo escenario en la previsión de cobertura de la demanda del operador del sistema. Ambos escenarios parten de la potencia instalada en diciembre de 2006, de acuerdo con la información Según el escenario aportado por el agente generador, se ha supuesto la entrada en servicio de cuatro nuevas interconexiones: Península-Mallorca (400 MW), Mallorca-Menorca (100 MW), Mallorca-Ibiza (100 MW) e Ibiza-Formentera (50 MW) en 2010;infraestructuras incluidas en el Documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas , en su revisión publicado por la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en marzo de 2006, a excepción de la segunda interconexión Mallorca- Menorca, que se estudiará en el próximo ejercicio de planificación. Por otra parte, el acceso al gas natural en estos sistemas se cubriría, desde 2008, a través de la conexión por gasoducto entre la Península y las islas de Ibiza y Mallorca. 104

101 Las ventajas de la integración de la conexión eléctrica con la producción de electricidad basada en gas natural, se refieren a la optimización de la capacidad de generación en las islas, a la mayor utilización de la generación peninsular y a la posible introducción de la competencia de generación en las islas. Otra ventaja adicional de la interconexión sería el incremento de la fiabilidad del sistema balear. Se muestran, en la siguiente figura, las modificaciones de potencia previstas, en régimen ordinario, basadas tanto en la información suministrada por el agente generador, como en la información del operador del sistema. Escenario del agente generador: Figura Incrementos y decrementos de potencia previstos en Baleares Incrementos y decrementos previstos (MW) 2007(*) Mallorca-Menorca Ibiza-Formentera Total Baleares (*) En Menorca existirá además el alquiler temporal de unos grupos electrógenos de 30 MW desde el 15 de Junio al 15 de Septiembre, y en Ibiza otros 30 MW en alquiler durante los meses de Julio y Agosto de Fuente: Endesa y CNE. Figura Previsiones de potencia en Baleares Potencia acumulada (MW) Mallorca-Menorca Ibiza- Formentera Total Baleares Fuente: Endesa y CNE. Escenario del Operador del sistema: Figura Incrementos y decrementos de potencia previstos en Baleares Incrementos y decrementos previstos (MW) Mallorca-Menorca Ibiza-Formentera Total Baleares Fuente: REE. 105

102 Figura Previsiones de potencia en Baleares Potencia acumulada (MW) Mallorca-Menorca Ibiza- Formentera Total Baleares Fuente: REE. Islas Canarias Se ha supuesto la entrada en servicio de todos los refuerzos de la red de transporte, contemplados en el Documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas , en su revisión , del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Las figuras siguientes muestran, para los dos escenarios considerados, tanto las variaciones de potencia previstas, como la potencia acumulada resultante de dicha estimación. Escenario del agente generador: Figura Incrementos y decrementos de potencia previstos en Canarias Incrementos y decrementos previstos (MW) Gran Canaria-Tenerife (*) La Palma-Lanzarote-Fuerteventura Hierro-La Gomera 7, Total Canarias (*) Se ha supuesto la resolución de los problemas administrativos para la autorización y construcción de la línea de 220 KV en el sur de Tenerife. Fuente: Endesa y CNE. Figura Previsiones de potencia en Canarias Potencia acumulada (MW) Gran Canaria-Tenerife La Palma-Lanzarote-Fuerteventura Hierro-La Gomera Total Canarias Fuente: Endesa y CNE. 106

103 Escenario del Operador del Sistema: Figura Incrementos y decrementos de potencia previstos en Canarias Incrementos y decrementos previstos (MW) Gran Canaria-Tenerife La Palma-Lanzarote-Fuerteventura Hierro-La Gomera Total Canarias Fuente: REE. Figura Previsiones de potencia en Canarias Potencia acumulada (MW) Gran Canaria-Tenerife La Palma-Lanzarote-Fuerteventura Hierro-La Gomera Total Canarias Fuente: REE. Ceuta y Melilla Al igual que en los sistemas extrapeninsulares anteriormente analizados, se muestran las previsiones de los incrementos y decrementos de potencia, y de la potencia total instalada en régimen ordinario en ambos escenarios. Escenario del agente generador: Figura Incrementos y decrementos de potencia previstos en Ceuta y Melilla Incrementos y decrementos previstos (MW) Ceuta Melilla Total Ceuta y Melilla Fuente: Endesa y CNE. Figura Escenarios de potencia previstos en Ceuta y Melilla Potencia acumulada (MW) Ceuta Melilla Total Ceuta y Melilla Fuente: Endesa y CNE. 107

104 Escenario del Operador del Sistema: Figura Incrementos y decrementos de potencia previstos en Ceuta y Melilla Incrementos y decrementos previstos (MW) Ceuta Melilla 35, Total Ceuta y Melilla 67, Fuente: REE. Figura Escenarios de potencia previstos en Ceuta y Melilla Potencia acumulada (MW) Ceuta Melilla Total Ceuta y Melilla Fuente: REE Régimen especial en los sistemas extrapeninsulares potencia en energía Eólica para Baleares, pasando a 50 MW instalados en el año En cuanto a los sistemas extrapeninsulares, el Plan de Energías Renovables establece objetivos de Asimismo, para Canarias se prevee un crecimiento hasta 630 MW instalados en Por otra parte, el Plan Figura Previsión de potencia en régimen especial Previsión de potencia en Régimen Especial Potencia bruta total (MW) Baleares Cogeneración 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 Solar 5,2 9,4 13,6 17,7 21,9 Eólica 14,7 26,4 38,1 50,0 62,0 Biogás 2,5 5,0 7,5 10,1 12,6 Residuos 35,0 36,0 37,0 38,0 39,0 Total Baleares 64,4 84,8 105,2 125,8 146,5 Canarias Cogeneración 36,0 40,0 44,0 50,0 52,0 Solar 8,3 11,3 14,2 17,2 45,8 Eólica 271,4 403,5 535,7 667,8 800,0 Hidráulica 1,6 2,7 3,8 4,9 6,0 Biogás 1,8 3,5 5,3 7,1 8,9 Residuos 39,0 40,0 41,0 42,0 43,0 Total Canarias 358,0 501,0 644,0 789,0 955,6 Total Ceuta y Melilla Residuos 3,0 3,2 3,4 3,6 3,8 Total 425,4 589,0 752,6 918, ,0 Fuente: CNE, Plan de Energías Renovables; Planificación de los Sectores , PECAN

105 Energético de Canarias (PECAN 2002), amplía este objetivo en torno a la potencia eólica instalada a alcanzar para el año 2011 a 800 MW. En energía hidráulica sólo se contempla un leve crecimiento. No hay previsto en el Plan ningún incremento para energía solar termoeléctrica. El contemplado en la tabla es en exclusiva para la energía solar fotovoltaica. En la tabla se muestran las previsiones de potencia instalada para los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, separadas por las distintas tecnologías. Grupos de lignito pardo 3% Grupos de lignito negro 6% Grupos de fuel y fuel-gas 20% Grupos de carbón importado 5,5% CCTG durante su primer año de operación 10% CCTG que lleven en operación más de un año 6% En las centrales hidráulicas se ha considerado las diferencias entre el índice de Invierno (en torno a 50 %) y en verano alrededor del 40%. Régimen ordinario extrapeninsular Disponibilidad del equipo generador Régimen ordinario peninsular Para calcular las disponibilidades de la potencia instalada en las puntas de demanda de invierno y verano, es necesaria la aplicación de unos criterios que se basan principalmente en el porcentaje de indisponibilidad producido por el tiempo de revisión periódica y las averías de cada uno de los equipos generadores. Ambos factores variarán según el tipo de tecnología que emplee cada uno de los equipos. En primer lugar, se ha considerado un primer escenario determinista con la potencia neta instalada según la información aportada por el agente generador, para cada isla y para cada central. Posteriormente se ha considerado la reserva de potencia primaria, secundaria y terciaria, que totalizan dos veces la potencia disponible del grupo mayor en cada sistema. Se ha considerado un segundo escenario, también determinista, con los datos suministrados por el operador del sistema. En primer lugar se considera la potencia instalada y operativa, es decir, la potencia reducida respecto a la instalada, a consecuencia de tiempos de parada por avería de larga duración o por impedimentos ambientales. En todo momento, se ha considerado los datos de demanda de energía suministrados por el operador del sistema. Régimen especial La duración estimada de la revisión programada anual para mantenimiento es de cuatro semanas, para el equipo térmico convencional, y seis para los grupos nucleares. Además, se ha supuesto que durante la punta de invierno no hay ningún grupo en revisión. Se considera que la probabilidad de fallo fortuito de los grupos térmicos, de acuerdo con los valores totales máximos acaecidos en los últimos años y con la información de REE, es la siguiente: Grupos nucleares 2% Grupos de hulla-antracita 7% En la previsión de la potencia disponible del régimen especial se ha tomado la referencia del operador del sistema, en línea con la información propia de la CNE, considerándose unos coeficientes de disponibilidad que varían, para el régimen especial térmico 1, entre el 50 y el 58%. Estos coeficientes se ven significativamente disminuidos para el régimen especial no térmico 2, pasando a un coeficiente que se sitúa alrededor del 5%. 1 Régimen especial térmico: cogeneración, biomasa, biogás, residuos sólidos y urbanos. 2 Régimen especial no térmico: hidráulica, eólica y solar. 109

106 5. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red 5.1. La cobertura de la demanda de gas natural A partir de los escenarios de previsión de la demanda y de la oferta de gas descritos en apartados anteriores, a continuación se analizan, para el periodo , los balances de oferta-demanda de gas natural de cada año, para determinar el grado de cobertura previsto, sin tener en cuenta posibles restricciones derivadas de la infraestructura gasista. El primer apartado muestra los balances de ofertademanda de gas en cada escenario, mientras que el segundo analiza los diversos aspectos y criterios sobre la seguridad en la cobertura de la demanda de gas natural Balance oferta-demanda de gas La figura muestra los escenarios de previsión de la demanda y de la oferta anual de gas desarrollados en los capítulos anteriores y los consiguientes balances de oferta-demanda para cada escenario. En relación con el escenario de demanda central, se observa que la previsión de la oferta supera a la demanda en todos los años del horizonte temporal , cubriendo entre el 110% y el 118% de ésta a lo largo de dicho periodo. En el escenario de demanda superior, la cobertura referida anteriormente también tiene lugar en todos los años, si bien 2008 sería el año en que la oferta programada por los agentes comercializadores satisfaría la demanda de forma más ajustada, cubriendo aproximadamente el 102% de ésta. La figura muestra el grado de cobertura de la demanda según el nivel de compromiso de los aprovisionamientos previstos por los comercializadores. En general para todos los años, en el escenario central de demanda, los contratos firmados garantizarían el suministro, además, con cierto margen de seguridad, al situarse la cobertura por encima del 107% a lo largo de todo el periodo. Asimismo, en el escenario superior, los contratos firmados en la actualidad cubrirían la demanda en todos los años del periodo, salvo en 2008, año en que la cobertura se situaría un 1% por debajo del consumo previsto de gas. A modo de conclusión, de acuerdo con los datos facilitados por los comercializadores sobre sus programaciones de suministros, y teniendo en cuenta las previsiones de demanda expuestas, la cobertura sería razonablemente buena para todos los años del horizonte temporal gracias a los contratos ya firmados y a otros contratos a corto plazo, posiblemente prorrogables, que puedan irse formalizando a medida que los comercializadores tengan una previsión más ajustada de la demanda que han de satisfacer. Figura Balance de oferta-demanda de gas natural Demanda (GWh) Escenario Superior Escenario Central Oferta (GWh) Balance oferta-demanda Escenario Superior Escenario Central Fuente: CNE. 111

107 Figura Cobertura de la demanda de gas según el compromiso del aprovisionamiento Demanda (GWh) Escenario Superior Escenario Central Oferta (GWh) Contratos comprometidos Contratos no comprometidos % Comprometidos/demanda Escenario Superior 106% 99% 100% 102% 100% Escenario Central 110% 107% 110% 112% 108% Fuente: CNE Cobertura de la demanda del sistema gasista español así como la necesidad de disponibilidad de infraestructuras. Los criterios para la seguridad en la cobertura de la demanda de gas se examinan en tres grupos: la cobertura de la demanda diaria punta, las necesidades de almacenamiento y la diversificación de la oferta Cobertura de la demanda diaria punta- Índice de cobertura de puntas La Comisión Europea recomienda que se tome como política de seguridad de suministro la cobertura de una demanda punta en temperaturas extremadamente bajas, que estadísticamente tengan lugar cada veinte años y/o un invierno frío que estadísticamente tenga lugar cada cincuenta años. La probabilidad de que se produzca una situación de demanda punta extrema, así como la indisponibilidad de alguna de las infraestructuras gasistas (que se soluciona con capacidad de transporte y de emisión excedentaria) y/o interrupción temporal de alguna de las principales fuentes de importación de gas (corregida utilizando las reservas estratégicas de los almacenamientos), permite calcular el riesgo de fallo de suministro y definir el nivel de riesgo máximo que el sistema está dispuesto a asumir, Éstas son las variables que se recogen en el índice de cobertura, el cual relaciona el valor de la demanda diaria punta con la capacidad total de emisión diaria del sistema (plantas de regasificación, conexiones internacionales y almacenamientos subterráneos) descontando el fallo fortuito de alguna de las instalaciones. En el análisis que nos ocupa, se considera una capacidad de 10% sobre la demanda punta un valor aceptable del citado índice de cobertura, en analogía con el sector eléctrico. A partir de este valor, en la figura 5.1.3, se indican las necesidades teóricas de capacidad diaria de emisión del sistema gasista para dar cobertura suficiente a las previsiones de demanda punta en los diferentes escenarios de demanda considerados Necesidad de almacenamientos asociados a la demanda: reservas estratégicas y almacenamiento operativo de GNL El artículo 98 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos venía estableciendo que los transportistas y comercializadores que incorporen gas al sistema debían mantener unas existencias mínimas de 112

108 Figura Capacidad de emisión teórica del sistema para cumplir un índice de cobertura del 1, Demanda Punta del Sistema (GWh/día) Escenario Superior Escenario Central Capacidad Necesaria. Ic=1,1 (GWh/día) Escenario Superior Escenario Central Fuente: CNE. seguridad equivalentes a treinta y cinco días de sus ventas firmes. No obstante, la Ley 12/2007, de 2 de julio, por la que se modifica la Ley del Sector de Hidrocarburos, modifica dicho artículo, limitando la responsabilidad de mantener existencias mínimas de seguridad a los agentes comercializadores y consumidores directos en mercado, y eliminando la especificación concreta del número de días que deben soportar éstas, valor que se determinará en la normativa de desarrollo de la Ley. A su vez, el Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos, establece las condiciones en las que han de mantenerse los treinta y cinco días de existencias. No obstante, esta normativa está en proceso de revisión, y de acuerdo con el borrador del mismo, dicho valor se ajustará a una cifra más real y acorde con la realidad física del sistema. En cualquier caso, dado que aún no se dispone de un nuevo valor para las existencias mínimas de seguridad, en este Informe Marco se ha mantenido el análisis en base a los treinta y cinco días establecidos con anterioridad. En la figura se indican, para cada año y para cada escenario de demanda, las necesidades de almacenamiento de gas para cumplir los treinta y cinco días de existencias mínimas de gas natural. Posteriormente, en el apartado 6.1 se analiza la capacidad máxima de almacenamiento de nuestro sistema, teniendo en cuenta los almacenamientos subterráneos, el GNL y el stock en gasoductos, lo que permite hacerse una idea de las posibilidades físicas de cumplimiento con el almacenamiento de existencias mínimas de seguridad. Figura Estimación de las necesidades de Existencias Mínimas de Seguridad Demanda Firme (1) (GWh) Escenario Superior Escenario Central Existencias de Seguridad. 35 días (GWh) Escenario Superior Escenario Central (1) Demanda total menos la demanda del mercado convencional interrumpible y la demanda del mercado térmico convencional. Se considera que todos los nuevos ciclos combinados son firmes. Fuente: CNE. 113

109 Para hacer frente a una suspensión temporal del suministro, además de constituir reservas estratégicas, es necesario que exista una capacidad suficiente de extracción en los almacenamientos y de transporte en los gasoductos de conexión con los mismos, que permita que las reservas sean operativas y puedan alcanzar los puntos de consumo. En la figura se estima la capacidad de emisión diaria mínima que deberían tener los almacenamientos estratégicos para hacer frente a una suspensión temporal del suministro del mayor proveedor de gas natural, que en el horizonte temporal previsto es Argelia. No obstante, es muy difícil que esta situación tuviera lugar por motivos técnicos, teniendo en cuenta que los suministros procedentes de dicho país llegan hasta la Península, tanto a través de gasoducto, como a través de las distintas plantas de regasificación, siendo muy improbable el fallo simultáneo de los gasoductos del Magreb y Medgaz, éste último en funcionamiento a partir de 2009, y de todos los terminales de carga de los buques metaneros en Argelia o de todas las plantas de GNL en nuestro país. Figura Estimación de la Capacidad de Emisión Diaria Mínima en los Almacenamientos Estratégicos para hacer frente a una interrupción temporal del suministro del mayor proveedor Fallo de suministro (1) (Gwh) Capacidad de Emisión Diaria Mínima de Almacenamientos (GWh/día) (1) El fallo de suministro hace referencia a la cantidad de gas que habría que aportar para hacer frente a una hipotética suspensión del suministro del mayor proveedor de gas natural. Fuente: CNE. Tendiendo en cuenta la capacidad de emisión de los almacenamientos subterráneos prevista para estos años, no parece posible sustituir el fallo de suministro del mayor proveedor con una capacidad equivalente en los almacenamientos subterráneos. En la figura se ha calculado la necesidad de capacidad de extracción de los almacenamientos subterráneos necesaria si se produjera la falta de suministro del mayor proveedor por gasoducto. Posteriormente, en el apartado 6.1, se analiza la capacidad de extracción máxima de los almacenamientos. Si la falta de suministro fuera del mayor proveedor en forma de GNL, se considera que el GNL no suministrado podría ser sustituido íntegramente por un incremento del resto de los suministros de GNL ya contratados con los otros de proveedores, en base a la utilización de las flexibilidades que se suelen incluir en los contratos, así Figura Estimación de la Capacidad de Emisión Diaria Mínima en los Almacenamientos Estratégicos para hacer frente a una interrupción temporal del suministro de por gasoducto del mayor proveedor Fallo de suministro de GN (GWh) Capacidad de Emisión Diaria Mínima de Almacenamientos (GWh/día) Fuente: CNE. 114

110 como por la contratación de cargamentos adicionales contratados en el mercado de corto plazo. La figura muestra el número de cargamentos mensuales adicionales que serían necesarios, teniendo en cuenta una flexibilidad del 10% adicional a la cantidad nominal de los contratos de aprovisionamiento de GNL para cubrir el cese de suministro de GNL procedente del mayor proveedor (a la cantidad fallida se le resta la flexibilidad adicional). Como se puede observar, el fallo de suministro sólo requeriría entre uno y tres buques mensuales de m 3 de GNL contratados en el mercado spot para terminar de cubrir el gas no aportado, según el año considerado. En relación a las necesidades de almacenamiento operativo de GNL, la Disposición Final Primera del Real Decreto 1716/2004, que como se ha citado anteriormente está en proceso de revisión, modifica el artículo 29 del Real Decreto 949/2001, incluyendo en el peaje de regasificación el derecho a un almacenamiento operativo equivalente a cinco días de la capacidad diaria contratada. En la figura se indican las previsibles necesidades de almacenamiento de GNL para el conjunto de plantas de regasificación en función de la demanda y oferta previstas en capítulos anteriores, y teniendo en cuenta los citados cinco días de almacenamiento de GNL, como límite inferior de capacidad de almacenamiento Diversificación de la oferta de gas No se puede realizar una valoración precisa de la diversificación de la oferta de gas dado el grado de incertidumbre de la información respecto a los Figura Estimación de nuevos cargamentos adicionales de gas natural licuado para hacer frente a una interrupción temporal del suministro del mayor proveedor de GNL Fallo de suministro de GNL (GWh) % GNL adicional contratos otros proveedores GNL de cargamentos adicionales Número de buques de m 3 de GNL adicionales durante por mes 2,5 2,7 1,9 0,1 0,0 Fuente: CNE. Figura Capacidad necesaria de almacenamiento de GNL en plantas de regasificación Demanda a cubrir por GNL (GWh) Escenario Superior Escenario Central Necesidades mínimas de Almacenamiento de GNL (1) (Miles m 3 GNL) Escenario Superior Escenario Central (1) Suponiendo la previsión de demanda diaria punta en firme y un volumen útil del tanque del 91% Fuente: CNE. 115

111 aprovisionamientos previstos. En líneas generales, las previsiones continúan indicando a Argelia como el principal país de origen de los aprovisionamientos de gas, según la figura 5.1.9, aunque en el periodo considerado queda lejos del actual límite establecido reglamentariamente del 60%, a pesar de la entrada en funcionamiento del gasoducto Medgaz, prevista para 2009, que aumentaría los aprovisionamientos con origen en este país. Como ya se ha indicado en el capítulo 4, crecen en importancia al final del periodo los aprovisionamientos procedentes de Egipto y Trinidad y Tobago, mejorando, así, la seguridad del sistema La cobertura de la demanda de energía eléctrica Después de los apartados relativos a las previsiones de oferta y demanda desde 2007 hasta 2011, es ahora posible realizar una estimación de cuál será la necesidad de incorporación de nueva potencia, a través del análisis de la cobertura de la demanda, con la oferta disponible en cada periodo. Teniendo este cálculo como base, en un capítulo posterior será estudiada la adecuación de las inversiones previstas a las necesidades del sistema. Las necesidades de nueva capacidad van a estar determinadas por el crecimiento de la demanda, por la evolución del equipo disponible en la actualidad y por el nivel de seguridad en el suministro de energía eléctrica que se pretenda conseguir. En este sentido, se han respetado los criterios técnicos indicados por el Gestor Técnico del Sistema para la Península, mientras que se han aplicado los márgenes de seguridad marcados por el carácter conservador que mantiene esta Comisión en cuanto a los sistemas extrapeninsulares. Cabe señalar que, en general, éste y otros aspectos de los recogidos en este apartado son reflejo de la evolución de los valores y las consideraciones aportadas por REE en la información remitida a esta Comisión para la elaboración del presente informe. A continuación, se analiza la cobertura de la demanda de energía eléctrica para el sistema peninsular y su necesidad de incorporación de potencia. Posteriormente se tratará la cobertura en los sistemas extrapeninsulares Balance oferta-demanda eléctrica peninsular Las previsiones de la demanda de energía eléctrica para el período fueron presentadas en el capítulo 3. La demanda de potencia punta de energía allí calculada es de nuevo recogida en este apartado, en el que se analiza la potencia que resultará necesaria para lograr la cobertura del sistema, tanto en invierno como en verano, considerando dos situaciones distintas que darán lugar a diferentes niveles de exigencia. El estudio en ambos períodos está justificado, a pesar de que las puntas de demanda previstas sean superiores en Figura Diversificación de Abastecimientos previstos Países de origen de los aprovisionamientos previstos Argelia 32,3% 30,3% 31,1% 30,4% 31,6% Europa 7,9% 8,5% 7,5% 6,8% 6,6% África (sin Argelia) 24,4% 25,5% 23,9% 21,4% 20,1% O. Medio 18,4% 19,8% 19,4% 18,2% 17,9% Trinidad y Tobago 6,1% 6,1% 9,4% 9,7% 9,4% Origen No Especificado 10,8% 9,8% 8,6% 13,6% 14,5% Fuente: ENAGAS y Comercializadoras. 116

112 invierno, porque la disponibilidad de potencia hidráulica en verano es inferior respecto al invierno y porque el ritmo previsto de crecimiento de las puntas de demanda en verano resulta superior al de las puntas de invierno, lo que podría originar situaciones de riesgo de suministro en periodos estivales. Para elaborar el estudio de cobertura, se parte de los escenarios de demanda definidos previamente, de forma que sea posible identificar la necesidad de nueva potencia para cubrir crecimientos de demanda medios o elevados. Se considera que estos últimos son los que han de determinar el nivel de potencia mínimo deseable en el sistema. En la figura se recogen los valores de potencia punta en los diversos escenarios recogidos en el apartado 3.2 de este Informe. Por último, es necesario volver a señalar que las previsiones de invierno del año n se refieren, en realidad, al periodo invernal, que abarca desde noviembre del año n hasta marzo del año n+1. Por otra parte, en el apartado 4 se recogieron las previsiones de la oferta de producción de energía eléctrica y de potencia instalada. A continuación se señalan los elementos que se van a emplear en el análisis de cobertura, realizando algunas precisiones sobre la forma en que se incluirá cada uno de ellos. Evolución prevista de la generación en Régimen Ordinario Para el estudio de cobertura es necesario utilizar tanto la potencia del parque generador existente en régimen ordinario, como la estimación de sus altas y bajas a lo largo del periodo Asimismo, se tiene en cuenta no sólo la potencia instalada, sino la realmente operativa, es decir, detrayendo de la potencia total instalada aquella que, por haber estado sujeta a procesos de baja o a indisponibilidades de larga duración, no ha sido productiva durante ejercicios anteriores. En este caso, siguiendo la postura conservadora, en lo relativo al estudio de cobertura, se considerará que dicha potencia no estará operativa en el periodo considerado. A continuación, se suma la previsión de potencia en régimen especial a la potencia instalada y operativa en régimen ordinario, para después calcular la potencia disponible en la totalidad del sistema, que procede de la aplicación de los coeficientes de disponibilidad y los porcentajes de consumos propios sobre la potencia instalada y operativa. Con respecto a la disponibilidad, se han utilizado los criterios señalados en el apartado 4.2.5, Figura Potencia punta de invierno y verano Invierno Verano Punta de demanda Escenario Escenario Punta de demanda Escenario Escenario (MW) Probable Extremo (MW) Probable Extremo 2007 / (*) (**) / / / / (*) Las últimas previsiones de REE elevan la punta de invierno 2007/2008 en el escenario extremo desde MW previstos inicialmente a MW. (**) La demanda máxima instantánea se registró el día 31 de Julio de 2007 a las 18 h, con un valor de MW Fuente: REE. 117

113 que incluyen una estimación de las revisiones anuales programadas para mantenimiento de los grupos térmicos y una estimación de las tasas de indisponibilidad fortuita por tipo de tecnología de producción. De esta forma, se consigue estimar la potencia total disponible en centrales de régimen ordinario. Como se ha recogido en el apartado 4.2.1, se han considerado dos escenarios de evolución de potencia, aunque ahora se presentan únicamente los resultados correspondientes al escenario pesimista, o de potencia inferior, continuando así con una actitud conservadora con respecto al cierre, puesta en marcha o inoperatividad de instalaciones. Por otra parte, es adecuado en un estudio de cobertura considerar los efectos que la climatología pudiera tener sobre las instalaciones generadoras. Estos efectos se manifiestan principalmente en la disponibilidad de la potencia hidráulica, ya considerada en la incorporación del coeficiente de disponibilidad hidráulica y en la disponibilidad de las instalaciones de régimen especial. Así, aparecen dos situaciones dentro de cada uno de los escenarios y para cada año, de forma que se cubre el periodo de invierno y el de verano por separado. Ambos periodos han sido tomados, siguiendo la línea conservadora ya mencionada y adoptada a lo largo de la totalidad del presente informe, dentro de la hipótesis de año seco. Evolución prevista de la generación en Régimen Especial La potencia efectiva a efectos de cobertura garantizada por el régimen especial se ha obtenido a partir de la potencia instalada prevista en el apartado Evolución prevista de los intercambios internacionales Según la información remitida por el Operador del Sistema, existe un único contrato a largo plazo, establecido por REE y EDF hasta septiembre de 2010 y por una potencia de 300 MW, así como un contrato de exportación en punta de REE a EDF, por la misma cantidad, asociado al anterior. Dado que no existe garantía absoluta en la ejecución del contrato, se ha optado por no considerarlo en el análisis. Tampoco se han tomado en consideración los posibles contratos de intercambios intracomunitarios e internacionales a corto plazo que, aunque serán cada vez más habituales, están sometidos a grandes incertidumbres (desarrollo de los mercados eléctricos europeos, diferencial de precios entre ellos, capacidades de intercambio, etc.). De esta forma, se ha realizado una estimación conservadora del apoyo esperado por intercambios internacionales, considerándose un saldo importador nulo. Contribución prevista de gestión de la demanda y de los planes de ahorro y eficiencia energética La demanda puede tener cierta capacidad de reducir su consumo en los momentos donde pudiesen existir problemas de suministro, tanto a través de los programas existentes (interrumpibilidad y THP), como a otros que se pudieran desarrollar en el futuro, y ante precios elevados en el mercado. Esta capacidad aportaría una mayor garantía al correcto funcionamiento del sistema, pero continuando con el criterio conservador, no se ha considerado en el estudio, ya que se ha preferido identificar las necesidades de potencia que permitirían funcionar al sistema sin necesidad de emplear estos mecanismos de emergencia. No obstante, constituye un margen de seguridad adicional para los casos de demandas extremas. Por otra parte, la introducción progresiva de las medidas establecidas en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España y en Plan de Acción, de ella derivado, previsiblemente dará lugar a una limitación de la demanda de energía eléctrica que reduciría las necesidades de potencia. 118

114 Potencia total disponible Por último, y teniendo en cuenta las anteriores consideraciones, en la figura se muestra, tanto para invierno como para verano, la potencia disponible por tecnología prevista en el escenario de oferta pesimista (de potencia inferior) para cada uno de los años del periodo considerado Cobertura de la demanda en el sistema eléctrico peninsular El objeto de este apartado es aportar unos valores indicativos acerca de la potencia que sería necesario instalar, en su caso, para lograr alcanzar un nivel de seguridad de suministro razonable en los dos escenarios que representan las posibles situaciones que se pueden producir en el corto-medio plazo. Para ello, se han empleado los criterios de seguridad que se describen a continuación. Índice de Cobertura El criterio principal que se ha empleado para evaluar la necesidad de potencia en el sistema eléctrico es el índice de cobertura. Según el criterio del Operador del Sistema eléctrico, este índice debería ser igual o superior a 1,1, lo que significaría alcanzar un margen de potencia del 10% respecto a la demanda. Existen otros parámetros como la probabilidad de pérdida de carga (LOLP) que cumplen una finalidad similar, sin embargo se ha utilizado el índice de cobertura ya que se trata de un parámetro de tipo determinista que resulta de Figura Potencia disponible prevista por tecnología (MW) en el escenario pesimista o de potencia inferior Potencia Disponible (MW) Invierno 2007/ / / / /2012 Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/Gas CCGT Saldo intercambios en punta Régimen especial térmicos Régimen especial no térmicos Total potencia disponible Potencia Disponible (MW) Verano Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/Gas CCGT Saldo intercambios en punta Régimen especial térmicos Régimen especial no térmicos Total potencia disponible Fuente: REE y CNE. 119

115 fácil comprensión y, a los efectos contemplados en este estudio, se considera absolutamente apropiado. significativamente superiores a los recogidos en este estudio. En general, el índice de cobertura se define como el cociente entre la potencia disponible y la demanda punta, estando su cálculo sujeto a una serie de hipótesis que es necesario explicitar para poder valorar adecuadamente su significado. En este apartado, los índices de cobertura se han calculado a partir de la demanda punta prevista para los dos escenarios considerados, tomándose como valor de potencia disponible la mostrada en la figura anterior en el escenario de oferta pesimista y año hidráulico seco, es decir, la mínima potencia efectiva que se espera aporten las diferentes tecnologías en situación de invierno y de verano. Fuentes de incertidumbre Existen otras fuentes de incertidumbre que afectan a la garantía del suministro y que no han sido expresamente recogidas en el análisis realizado en este capítulo, como la posible escasez de fuentes energéticas primarias o infraestructuras de transporte, que son abordadas en otros capítulos de este informe. La incertidumbre sobre la disponibilidad de potencia correspondiente a intercambios internacionales no es muy relevante dado el reducido nivel de intercambios netos considerado. Finalmente, faltarían por recoger situaciones de averías de instalaciones de producción muy superiores a las medias históricas, funcionamientos atípicos de las instalaciones de régimen especial, causas de fuerza mayor, etc. que, aunque posibles, no se consideran probables. Las principales incertidumbres naturales, con respecto a la cobertura de la demanda, son el crecimiento de la demanda, la disponibilidad de nueva potencia y la disponibilidad de energía hidroeléctrica. La primera de ellas ha sido considerada en el apartado 3, a través del análisis de los escenarios de crecimiento de demanda, ambos posibles, aunque el más extremo no sea excesivamente probable. Respecto a la disponibilidad de nueva potencia, como se ha señalado con anterioridad, se ha considerado la previsión de potencia instalada de ciclos combinados que efectúa el Operador del Sistema, que a medio y largo plazo resulta inferior a la declarada por los agentes, una vez deducidas las instalaciones que no poseen contratos de acceso a la red de gas, ni autorización administrativa. La disponibilidad de energía hidroeléctrica, sin embargo, se ha incluido en el estudio mediante el empleo de los coeficientes de disponibilidad, empleando valores de año hidráulico seco, de forma que para un año hidráulico medio, la seguridad de abastecimiento del sistema estaría garantizada con valores de potencia instalada Así pues, sobre la base de las consideraciones anteriores, se procede a determinar las necesidades de nueva capacidad de generación en la península. Como se ha mencionado anteriormente, se parte de una potencia instalada total en 2006 de MW, repartidos en MW de régimen ordinario (en los que se incluyen MW de CCTG) y MW de régimen especial (en los que MW son eólicos y de cogeneración). Asimismo, se considera el escenario pesimista respecto a la incorporación de nueva potencia de generación. Se ha de recordar que se han analizado dos escenarios, uno optimista o de potencia superior, que tiene en cuenta la información suministrada a esta Comisión por las empresas generadoras, y otro pesimista o de potencia inferior, que resume las conclusiones del operador del sistema (en su escenario central). En el escenario optimista se alcanza en 2011 una potencia total en régimen ordinario MW (de los cuales MW son de CCTG, al incorporarse 62 nuevos ciclos durante el periodo ), mientras que en el pesimista, la potencia total es de MW (de los cuales MW son de CCTG, al incorporarse 36 nuevos ciclos). Por 120

116 otra parte, también se ha supuesto que prácticamente toda la incorporación de potencia en el régimen ordinario corresponde a centrales de ciclo combinado. Se ha supuesto una determinada evolución del crecimiento de la potencia instalada en régimen especial, de acuerdo con la situación actual y con los objetivos de la Revisión del Documento de Planificación y el nuevo Plan de Energías Renovables Con ello se alcanza en 2011 una potencia total en régimen especial de MW (de los cuales MW son eólicos, al incorporarse MW nuevos de esta tecnología durante el periodo , y MW son de cogeneración, al incorporarse cerca de MW nuevos de cogeneración). Coberturas en punta de invierno y de verano Una vez analizado todo lo anterior, previsión de demanda y previsión de oferta operativa actual, se Figura Índices de cobertura resultantes para invierno y verano con la potencia operativa prevista Índice de cobertura. Invierno 2007/ / / / /2012 Probable 1,18 (*) 1,16 1,15 1,17 1,17 Extremo 1,13 (*) 1,12 1,11 1,13 1,13 Índice de cobertura. Verano Probable 1,17 (* 1,18 1,16 1,17 1,18 Extremo 1,13 (* 1,14 1,12 1,13 1,14 (*) Las últimas previsiones de REE elevan la punta de invierno 2007/2008 en el escenario extremo desde MW previstos inicialmente a MW, por lo que el índice de cobertura se situaría en 1,11. Fuente: REE y CNE. Figura Comparación de la potencia eléctrica necesaria para la cobertura de la punta de la demanda de invierno, con margen de cobertura de 1,1. Se consideran los dos escenarios de demanda y el escenario pesimista de oferta de potencia disponible MW Fuente: REE y CNE Potencia instalada Esc. Pesimista Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Extremo Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Probable 121

117 Figura Comparación de la potencia eléctrica necesaria para la cobertura de la punta de la demanda de verano, con margen de cobertura de 1,1. Se consideran los dos escenarios de demanda y el escenario pesimista de oferta de potencia disponible MW Fuente: REE y CNE Potencia instalada Esc. Pesimista Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Extremo Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Probable obtienen los índices de cobertura resultantes, mostrados en la figura siguiente. Éstos alcanzan y superan en todos los casos el valor de 1,1. Sobre esta base, sería posible reducir ligeramente la potencia mínima necesaria adicional para la cobertura de la demanda en las hipótesis adoptadas, para invierno y verano. Figura Cobertura en punta de invierno y escenario probable por tecnologías Potencia disponible MW Hidráulica CCGT Régimen especial no térmicos Fuel-gas Potencia necesaria para IC=1,1 Nuclear Régimen especial térmicos Carbón Punta de demanda en invierno Fuente: CNE. 122

118 Se puede observar que la situación en la punta de 2009 es más restrictiva, ya que el índice de cobertura es inferior en ambos escenarios, tanto en invierno como en verano. Sin embargo, en todos los casos dicho índice es superior a 1,1, por lo que, bajo las consideraciones previamente efectuadas, no resultaría necesaria la instalación de potencia adicional a la ya prevista en el estudio Cobertura de la demanda en los sistemas extrapeninsulares Al igual que se hace en el apartado anterior para el sistema peninsular, se analiza ahora la cobertura de la demanda de energía eléctrica para el archipiélago balear, canario y las ciudades de Ceuta y Melilla. Para ello, es necesario establecer unas hipótesis de partida, detalladas a continuación. Al tratarse de sistemas relativamente pequeños, de mucha menos inercia que el sistema peninsular, y aislados, sin intercambios externos, el sistema determinista de alcanzar un índice de cobertura de 1,1 no es suficiente, por lo que se precisa una metodología más conservadora. Mientras no sea conocida la tasa de fallo individual del equipo generador en las actuales condiciones de operación, no es posible utilizar métodos probabilísticas para realizar un estudio de cobertura. Por ello, se siguen los criterios contenidos en los procedimientos de operación específicos, donde se procura en todo momento que la potencia horaria disponible en cada sistema aislado sea igual o superior a la suma de la demanda horaria prevista mas el 50% de la reserva de regulación primaria más el 50 % de la reserva de regulación secundaria más el 100 % de la reserva de regulación terciaria. Esto equivale a que la potencia horaria disponible en el sistema debe ser igual o superior a la suma de la demanda horaria más dos veces la potencia disponible del mayor grupo del sistema. Por último, se considera la demanda de potencia máxima prevista por el operador del sistema. Respecto a la evolución de la potencia instalada, se han considerado dos escenarios diferentes, según la información suministrada por el agente generador o la suministrada por el operador del sistema. Asimismo, se incluye en el escenario del OS la determinación del factor de garantía del sistema, definido como 1+fg=Pins/Pmax, siendo Pins la potencia instalada convencional y Pmax la punta de potencia. Islas Baleares Como se ha mencionado anteriormente, se parte de una potencia instalada total en 2006 de MW, repartidos en MW de régimen ordinario (en los que se incluyen 458 MW de CCTG) y 44 MW de régimen especial. En la actualidad existe un cable submarino a 132 kv de interconexión entre Mallorca y dos interconexiones a 30 kv entre las islas de Ibiza y Formentera. Escenario del Agente Generador: En este escenario se ha supuesto la entrada en servicio de cuatro nuevas interconexiones: Península-Mallorca (400 MW), Mallorca-Menorca (100 MW), Mallorca-Ibiza (100 MW), Ibiza-Formentera (50 MW) en 2010, incluidas en la Revisión del documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas publicado por la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio en marzo de 2006, a excepción de la segunda interconexión Mallorca- Menorca, que se estudiará en el próximo ejercicio de planificación. Se considera una potencia instalada total en 2011 de MW, repartidos en MW de régimen ordinario y 146 MW de régimen especial. A continuación se indican las reservas de seguridad resultantes en los dos subsistemas de las Islas Baleares. 123

119 Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Baleares. Datos en MW Mallorca-Menorca Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible (*) Potencia neta grupo mayor 120,6 120,6 120,6 120,6 120,6 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Ibiza-Formentera Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible ,30 274, (*) 391 Potencia neta grupo mayor 19,2 21,7 21,7 21,7 21,7 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Demanda instantánea máxima registrada en Baleares: el día 29 de agosto de 2007 fue de MW a las 22 h (máxima histórica MW a las 19 h del 28/07/2006) (*) En el cálculo anterior se considera que desde 2010 se dispondrán de 400 MW en Mallorca-Menorca procedentes de la interconexión con la península y de 100 MW en Ibiza-Formentera de la interconexión con Mallorca-Menorca. Fuente: Endesa y CNE. En 2006, el índice de cobertura resultó ser de 1,24 en el sistema Mallorca-Menorca y 1,20 en el de Ibiza- Formentera. Con el cálculo anterior, resultarían los siguientes índices de cobertura: Conforme al Anexo I de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, los índices de cobertura máximos a efectos del cobro de la retribución de la garantía de potencia por el régimen ordinario (coste fijo de generación) según la metodología descrita en el Anexo, son de 1,4 para Mallorca, 1,8 para Menorca y 1,5 para el Ibiza-Fomentera. Parece que la previsión de incorporación de potencia del agente generador mantiene este índice en el periodo considerado, por debajo de los valores máximos actualmente establecidos. Figura Evolución de los índices de cobertura en las Islas Baleares. Escenario del Agente Operador Índice de cobertura Mallorca-Menorca 1,28 1,23 1,27 1,52 1,49 Ibiza-Formentera 1,26 1,25 1,19 1,65 1,53 Fuente: Endesa y CNE. 124

120 Escenario del Operador del Sistema: Se ha realizado un ejercicio de cobertura de demanda para cada una de las siguientes islas y/o sistemas: Mallorca, Menorca, e Ibiza-Formentera. Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Baleares. Datos en MW Mallorca Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor 120,6 120,6 120,6 120,6 120,6 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia (*) -100 (*) (*) Desde 2010 podrían estar disponibles 400 MW de la interconexión con la Península, pero no han sido considerados en el cálculo Menorca Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor 37,3 48,1 48,1 48,1 48,1 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Ibiza-Formentera Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor 19,2 21,7 21,7 21,7 21,7 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia (**) -22(**) Fuente: REE y CNE. 125

121 En 2006, el índice de cobertura resultó ser de 1,38 en el Mallorca, 1,59 en Menorca y de 1,20 en el subsistema de Ibiza-Formentera. Con el cálculo anterior, resultarían los siguientes índices de cobertura, para cada sistema analizado: Figura Evolución de los índices de cobertura en las Islas Baleares. Escenario del Operador del Sistema Índice de cobertura Mallorca 1,26 1,25 1,24 1,18 1,12 Menorca 1,78 1,70 1,63 1,69 1,61 Ibiza-Formentera 1,25 1,27 1,21 1,14 1,08 Fuente: Endesa y CNE. A continuación se incluye la determinación del factor de garantía del sistema: Figura Evolución del factor de garantía del sistema en las Islas Baleares. Escenario del Operador del Sistema 1+fg Mallorca 1,37 1,36 1,35 1,28 1,21 Menorca 1,65 1,57 1,50 1,58 1,51 Ibiza-Formentera 1,33 1,35 1,29 1,22 1,16 Fuente: Endesa y CNE. Parece pues que la previsión de incorporación de potencia del operador del sistema sería suficiente en los primeros años de este periodo, siendo necesaria la potencia procedente de las interconexiones proyectadas a partir del año Islas Canarias Como se ha mencionado anteriormente, se parte de una potencia instalada total en 2006 de MW, repartidos en MW de régimen ordinario (en los que se incluyen 603 MW de CCTG) y 208 MW de régimen especial. Se muestran, en los cuadros siguientes, las modificaciones previstas de potencia, tanto basadas en la información suministrada por el agente generador, como las basadas en el operador del sistema. Escenario del Agente Generador: Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Canarias Gran Canaria Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible 869,4 992,4 992, , ,8 Potencia neta grupo mayor 74,2 74,2 74,2 74,2 74,2 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Demanda instantánea máxima registrada: 603,92 MW a las 12:48 h del 30/07/2007 (Continúa) 126

122 Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Canarias (Continuación) Tenerife Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor 74,2 74,2 74,2 74,2 74,2 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Demanda instantánea máxima registrada: 584,12 MW a las 12:52 h del 30/07/2007 Lanzarote-Fuerteventura Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Demanda instantánea máxima registrada: 267,54 MW a las 21:30 h del 30/07/2007 La Palma Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia La Gomera Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia(*) Reserva de potencia (Continúa) 127

123 Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Canarias (Continuación) Hierro Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia(*) Reserva de potencia Demanda instantánea máxima registrada: 7,01 MW a las 13:34 h del 30/07/2007 Fuente: Endesa y CNE. Con el cálculo anterior, resultarían los siguientes índices de cobertura: Figura Evolución de los índices de cobertura en las Islas Canarias. Escenario del Agente Operador Índice de cobertura Gran Canaria 1,38 1,49 1,41 1,42 1,43 Tenerife 1,34 1,50 1,41 1,41 1,41 Lanzarote- Fuerteventura 1,26 1,16 1,29 1,29 1,28 La Palma 1,67 1,87 1,78 1,69 1,61 La Gomera 1,57 1,63 1,53 1,43 1,35 Hierro 1,21 1,35 1,49 1,43 1,37 Fuente: Endesa y CNE. Conforme al Anexo I de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, los índices de cobertura máximos a efectos de cobro de la retribución de garantía de potencia por el régimen ordinario (coste fijo de generación) son : Gran Canaria y Tenerife 1,5, Lanzarote 1,6, Fuerteventura 1,7 y La Palma, La Gomera e Hierro de 1,8. Escenario del Operador del Sistema: Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Canarias Gran Canaria Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor 74,2 74,2 74,2 74,2 74,2 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia (Continúa) 128

124 Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Canarias (Continuación) Tenerife Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor 74,2 74,2 74,2 74,2 74,2 Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Lanzarote Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Fuerteventura Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia La Palma Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia (Continúa) 129

125 Figura Evolución de la reserva de generación en las Islas Canarias (Continuación) La Gomera Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Hierro Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia Reserva de potencia Fuente: REE y CNE. Con el cálculo anterior, resultarían los siguientes índices de cobertura, para cada sistema analizado: Figura Evolución de los índices de cobertura en las Islas Canarias. Escenario del Operador del Sistema Índice de cobertura Gran Canaria 1,29 1,23 1,25 1,27 1,22 Tenerife 1,32 1,24 1,26 1,19 1,19 Lanzarote 1,46 1,37 1,38 1,32 1,32 Fuerteventura 1,50 1,39 1,41 1,33 1,34 La Palma 1,55 1,48 1,41 1,47 1,39 La Gomera 1,74 1,58 1,63 1,53 1,56 Hierro 1,53 1,47 1,59 1,53 1,45 Fuente: Endesa y CNE. A continuación se incluye el la determinación del factor de garantía del sistema: Figura Evolución del factor de garantía del sistema en las Islas Canarias. Escenario del Operador del Sistema 1+fg Gran Canaria 1,48 1,40 1,42 1,44 1,36 Tenerife 1,46 1,37 1,39 1,32 1,33 Lanzarote 1,65 1,53 1,53 1,46 1,47 Fuerteventura 1,79 1,64 1,66 1,54 1,54 La Palma 1,87 1,78 1,70 1,77 1,68 La Gomera 1,95 1,78 1,84 1,72 1,75 Hierro 1,74 1,65 1,79 1,72 1,63 Fuente: Endesa y CNE. 130

126 Parece pues razonable la previsión de incorporación de potencia del operador del sistema en el periodo considerado. Ceuta y Melilla Para las Ciudades Autónomas de Ceuta y Melilla se muestran, en los siguientes cuadros las modificaciones de potencia previstas, tanto basadas en la información suministrada por el agente generador, como las basadas en el operador del sistema. Como se ha mencionado anteriormente, se parte de una potencia instalada total en 2006 de 134 MW, repartidos en 131 MW de régimen ordinario y 3 MW de régimen especial. Escenario del Agente Generador: Figura Evolución de la reserva de generación en Ceuta y Melilla Ceuta Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible 54, ,8 77,8 Potencia neta grupo mayor 11,8 11,8 11,8 11,8 11,8 Potencia neta seguridad (*) Demanda de potencia 48, ,5 61,1 63,7 Reserva -17,6-12,6-16,1-6,9-9,5 Demanda instantánea máxima registrada: 38 MW a las 21 h del 20/02/2007 Melilla Potencia instalada R.O Potencia instalada R.E Total Potencia disponible 65,3 77,1 77,1 77,1 88,9 Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad (*) Demanda de potencia 45,5 49,7 51,5 53,3 55,3 Reserva Demanda instantánea máxima registrada: 37 MW a las 11 h del 12/07/2007 (*) Calculada como Potencia disponible menos dos veces la potencia neta del grupo mayor Fuente: ENDESA y CNE. En el año 2006, el índice de cobertura en Ceuta y Melilla fue de 1,17 y 1,25 respectivamente. Con el cálculo anterior resultarían los siguientes índices: Figura Evolución de los índices de cobertura en Ceuta y Melilla. Escenario del Agente Operador Índice de cobertura Ceuta 1,12 1,20 1,13 1,27 1,22 Melilla 1,44 1,55 1,50 1,45 1,61 Fuente: Endesa y CNE. 131

127 Conforme al Anexo I de la Orden ITC/914/2006, de 30 de marzo, los índices de cobertura máximos a efectos de cobro de la retribución de garantía de potencia para el régimen ordinario (coste fijo de generación) son de 1,8 en ambos territorios. En ambas ciudades está previsto un aumento significativo del consumo eléctrico derivado de la entrada en funcionamiento de demandas singulares (desaladoras). La situación de Ceuta se ve agravada además por la falta de emplazamientos necesarios para la instalación de la nueva generación necesaria para garantizar el suministro eléctrico. La CNE insta a la Ciudad Autónoma de Ceuta a motivar a las empresas eléctricas para que inviertan en aumentar el parque generador de la ciudad, facilitando la disponibilidad de emplazamientos donde poder ubicar dicho parque generador, y solicitar asimismo la colaboración de la Autoridad Portuaria y del Ministerio de Defensa en cuanto a las condiciones de cesión de los terrenos que corresponda. Escenario del Operador del Sistema: El criterio de cobertura adoptado por el OS para estos sistemas consiste en que la potencia horaria disponible debe ser igual o superior a la suma de la demanda horaria más 2 veces el tamaño del grupo mayor del sistema más un margen de reserva de 8 MW. Figura Evolución de la reserva de potencia en Ceuta y Melilla Ceuta Potencia instalada R.O 86,2 94,2 94,2 94,2 102,2 Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor 11,8 11,8 11,8 11,8 11,8 Potencia neta seguridad Demanda de potencia 48, ,5 61,1 63,7 Reserva Melilla Potencia instalada R.O 89,3 89,3 89,3 89,3 97,3 Potencia instalada R.E Total Potencia disponible Potencia neta grupo mayor Potencia neta seguridad Demanda de potencia 45,5 49,7 51,5 53,3 55,3 Reserva (*) Calculada como Potencia disponible menos dos veces la potencia neta del grupo mayor menos 8 MW de margen de reserva Fuente: REE y CNE. Parece pues ajustada la previsión de potencia instalada en ambos sistemas, realizada por el Operador del Sistema. Con el cálculo anterior resultarían los siguientes índices de cobertura y factores de garantía del sistema en ambas Ciudades: 132

128 Figura Evolución de los índices de cobertura en Ceuta y Melilla Índice de cobertura Ceuta 1,37 1,59 1,25 1,41 1,47 Melilla 1,76 1,63 1,57 1,52 1,61 Fuente: REE y CNE. Figura Evolución del factor de garantía del sistema en Ceuta y Melilla 1+fg Ceuta 1,79 1,71 1,61 1,54 1,60 Melilla 1,96 1,80 1,73 1,68 1,76 Fuente: REE y CNE. 133

129 6. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía En este capítulo se analizan las previsiones de funcionamiento de los sistemas eléctrico y gasista a corto y medio plazo, teniendo en cuenta las hipótesis de demanda y las previsiones de desarrollo de infraestructuras de electricidad y gas indicadas en la planificación, así como la información sobre la evolución de los proyectos comunicada por los promotores de infraestructuras, analizando el grado de vulnerabilidad y proponiendo las recomendaciones necesarias para asegurar la cobertura del suministro de ambas fuentes de energía Previsiones de desarrollo y funcionamiento del sistema gasista en el periodo 2007 a Hipótesis de partida Criterios de diseño de las infraestructuras gasistas El documento de Planificación de los sectores de electricidad y gas, desarrollo de las redes de transporte definió la estrategia de desarrollo del sistema gasista español, con el objeto de asegurar la cobertura de la demanda de gas natural en condiciones adecuadas y a coste mínimo, garantizando la extensión del suministro a nuevas áreas geográficas. El dimensionado de las infraestructuras de la Red Básica para atender toda la demanda de gas debe realizarse teniendo en cuenta criterios de cobertura de demanda que garanticen el suministro, no sólo en condiciones normales de operación y demanda, sino en condiciones particulares de demanda punta y ante fallos de infraestructuras, aprovisionamientos o para hacer frente a crecimientos de demanda superiores a las previstas. En relación con los puntos de entrada del sistema, la planificación establece que la capacidad global de entrada al mismo debe ser suficiente para garantizar: La cobertura de la demanda convencional en situación de punta anual y, simultáneamente, la atención a todos los ciclos combinados. La cobertura, en caso de fallo total de cualquiera de las entradas, del 100% de la demanda convencional en situación de día laborable invernal excepto, en su caso, la demanda interrumpible existente, así como el suministro a un mínimo del 90% de los ciclos combinados considerados. Este criterio se denomina habitualmente funcionamiento del sistema en caso N-1. La existencia de una sobrecapacidad suficiente, en torno a un 10%, para asegurar la cobertura de la demanda ante la eventualidad de que la demanda de gas crezca a un ritmo superior al previsto. Para alcanzar este objetivo, el documento de planificación añade nuevos criterios de diseño y de seguridad de las infraestructuras gasistas a los que recoge la Ley 34/1998 (diversificación de aprovisionamientos y existencias mínimas). Estos criterios fueron matizados en el documento de Revisión de la Planificación para el periodo , aprobado en marzo de 2006, además de incorporar nuevas infraestructuras y actualizar las fechas de puesta en operación de aquellas infraestructuras del documento original pendientes de acometer. La planificación contempla una distribución de las entradas de gas adecuada al ámbito geográfico español que permita optimizar la distancia entre los puntos de entrada y las zonas de consumo, reduciendo la distancia media a recorrer por el gas natural y maximizando la capacidad de transporte del sistema. En relación con el sistema de transporte, son necesarios mallados de la red que permitan mejorar la seguridad de suministro ante eventuales interrupciones de las entradas al sistema o problemas en el sistema de transporte, todo ello sin sobrecostes relevantes. 135

130 Con estos criterios de diseño la planificación ha definido el conjunto de infraestructuras necesarias para cubrir la demanda prevista. Evaluaremos el comportamiento del sistema con estas infraestructuras, comparando el funcionamiento del sistema año a año con la demanda prevista, hasta la fecha final del horizonte temporal de este Informe Marco, es decir, el año Hipótesis de demanda de gas El escenario de demanda de gas anual que se considera en este capítulo se corresponde con el escenario probable descrito en el apartado 3, resumido en la figura La demanda de ciclos combinados elegida es la correspondiente al escenario de ciclos más probable. Figura Escenario probable de demanda anual GWh Demanda Convencional Demanda generación eléctrica C.T. Convencionales C.T. Ciclo combinado Total demanda Fuente: CNE. La demanda que se utiliza para el dimensionamiento de infraestructuras de transporte es la demanda del día punta (figura 6.1.2). Esta demanda punta ha sido calculada a partir de la demanda convencional anual prevista por ENAGAS, con el factor de carga medio de los últimos años, y la demanda punta de generación eléctrica, que en su mayor parte corresponde a los nuevos ciclos combinados, si bien durante el horizonte del estudio todavía se consideran aportaciones a las centrales térmicas convencionales de fuel-gas. Figura Escenarios de demanda punta considerados GWh/día Escenario central demanda punta Convencional Mercado eléctrico (Probable) TOTAL Escenario superior demanda punta Convencional Mercado eléctrico (Alto) TOTAL Fuente: CNE. 136

131 La distribución prevista de ciclos combinados por Comunidades Autónomas, con la que se han realizado las simulaciones, sería la recogida en la figura Al tratarse de una actividad liberalizada, esta previsión podría estar sujeta a diversas variaciones. De hecho, en el cuadro se presenta el Escenario de implantación de ciclos previsto por ENAGAS recogido en el Capítulo 3.1, y se compara con el Escenario Probable que recogía los proyectos con Autorización Administrativa y/o contrato de acceso a la red gasista firmado, siendo el de ENAGAS, ligeramente superior, el utilizado en la simulación. La mayor diferencia entre ambos escenarios se produce en el año Figura Escenarios de puesta en marcha de ciclos combinados (grupos de 400 MW) considerados en las simulaciones del sistema Área Mediterráneo Cataluña Comunidad Valenciana Baleares Murcia Área Ebro Aragón La Rioja Navarra País Vasco Área Oeste de Haro Galicia Asturias Cantabria Castilla y León Madrid Castilla la Mancha Andalucía Extremadura TOTAL Grupos Escenario Probable Capítulo Fuente: ENAGAS y CNE Demanda de gas en tránsito El término gas en tránsito se aplica a aquellas cantidades de gas que entran en el sistema gasista español para ser transportadas a otros países conectados a las redes españolas. En España existen actualmente en funcionamiento cinco conexiones internacionales por gasoducto, que conectan nuestro sistema gasista con Marruecos así como con los sistemas gasistas de Francia y Portugal, que podrían emplearse para el transporte de gas en tránsito. Estos gasoductos son las conexiones internacionales del Magreb, las de Badajoz y Tuy, que unen el sistema español y portugués, y las conexiones internacionales de Irún y Larrau, que unen nuestro sistema con el francés. Además, actualmente está en construcción el gasoducto Medgaz, que une directamente la Península con Argelia y 137

132 se estima que entre en funcionamiento a partir de 2009, y se prevé la construcción de una nueva interconexón, o el gasoducto de Midcat, que en un futuro podría canalizar gas en tránsito, al unir los sistemas gasitas francés y español a través de la zona oriental de los Pirienos catalanes. Categoría A.- En la que se incluyen todos los proyectos aprobados sin ningún tipo de condicionante. Categoría B.- En la que se incluyen los proyectos que están condicionados al cumplimiento de uno o varios hitos para su aprobación definitiva. El sistema actual presenta tránsitos habituales de gas desde Marruecos hasta Portugal, haciendo uso de unos 75 GWh/día, así como tránsitos a Francia, de menor cuantía, de menos de 4 GWh/día a través de Irún y, de forma puntual, a través de la interconexión de Larrau Infraestructuras de gas recogidas en la planificación En este apartado se recogen las infraestructuras a construir cada año durante el periodo , de acuerdo con la Planificación realizada por el Gobierno, indicando la fecha de puesta en marcha prevista. Se acompañan del grado de firmeza de los proyectos según la valoración del propio Ministerio, que lo divide en las siguientes categorías: Categoría C.- En la que se incluyen los proyectos en que no se ha justificado la demanda que deben atender. Las infraestructuras en esta categoría aún no tienen decidida su realización y las capacidades son meramente indicativas, ya que el dimensionamiento final dependerá de la demanda efectivamente justificada. No se recogen los ramales a ciclos combinados ya que, según indica la planificación, están condicionados a la construcción de los ciclos, ni tampoco los proyectos sin fecha de puesta en marcha en la planificación, ni aquellos proyectos clasificados con categoría C. La mejor previsión de entrada en operación de un proyecto es la que puede ofrecer el promotor del mismo. Desde esta Figura Infraestructuras previstas para el año 2007 Plantas de regasificación Transportista ENAGAS SAGGAS REGANOSA Instalación Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Huelva Ampliación emisión en 72b a m 3 (n)h 2007 A Urgente Barcelona Incremento de la capacidad de atraque hasta m 3 GNL 2007 Cartagena Incremento de la capacidad de atraque hasta m 3 GNL 2007 Sagunto Ampliación emisión en 72b a m 3 (n)/h 2007 A Mugardos Planta de Regasificación (Dimen. Inicial: Almacenamiento de m 3, y emisión en 72b de m 3 (n)/h 2007 A (Continúa) 138

133 Comisión se publica semestralmente el Informe de Seguimiento de Infraestructuras referidas en el Informe Marco, en el que los promotores de los distintos proyectos informan sobre las fechas en las que se obtienen distintos hitos relevantes en proyectos de estas características. Los sucesivos informes de Seguimiento de Infraestructuras se encuentran disponibles en la web de esta Comisión: Infraestructuras a construir en el año 2007 En la figura se recogen los proyectos de infraestructura previstos para el año 2007, o proyectos planificados para años anteriores cuya puesta en marcha se prevé en el presente año. Figura Infraestructuras previstas para el año 2007 (Continuación) Conexión internacional Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Duplicación del gasoducto Vergara Irún A Urgente Red Básica de Gasoductos Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Falces - Irurzun A Urgente* Gasoducto de suministro a la dársena de Escombreras. Fase II A Mugardos - Cabañas - As Pontes - Guitiriz A Cabañas - Betanzos - Abegondo A Abegondo - Sabón A Teruel - Calamocha B Gallur - Ejea de los Caballeros A Alcázar - Montesa A Urgente Marismas - Almonte B Duplicación Irún - Vergara A Barcelona - Martorell - Arbós A Urgente Treto - País Vasco A Urgente Zaragoza - Calatayud A Linares - Úbeda - Villacarrillo (*) A Segovia - Valverde del Majano B Arevalo - Medina del Campo B Almendralejo - Villafranca de los Barros A Mérida - Don Benito - Miajadas A Ramal a Villanueva de la Serena A Segovia Norte A Corvera - Tamón A Urgente Campo de Gibraltar Fases II y III A Urgente (Continúa) 139

134 Figura Infraestructuras previstas para el año 2007 (Continuación) Estaciones de compresión Instalación Grupos Potencia Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Nueva E.C. de Zaragoza (2+1) A Urgente Nueva E.C. de Alcázar (2+1) A Urgente Nueva E.C. de Montesa (2+1) A Urgente Infraestructuras a construir en el año 2008 En la figura se recogen los proyectos de infraestructura previstos para el año 2008 o proyectos planificados para años anteriores cuya puesta en marcha se prevé en Figura Infraestructuras previstas para el año 2008 Plantas de regasificación Transportista ENAGAS BBG Instalación Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Cartagena 4º tanque de m A Urgente Ampliación emisión en 72b a m 3 /h 2008 A Incremento del sistema de boil-off 2008 Barcelona Ampliación emisión en 72b a m 3 /h 2008 A Huelva Incremento de la capacidad de atraque hasta m 3 GNL 2008 Incremento del sistema de boil-off 2008 Bilbao 3 er tanque de m A Ampliación emisión en 72b a m 3 /h 2008 A Red Básica de Gasoductos Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Semianillo de Madrid. Fase III A Urgente* Segovia - Otero de los Herreros A Otero de los Herreros - Ávila A Montesa - Denia A Urgente* Denia - Baleares (tramo subm.) A Urgente* (Continúa) 140

135 Figura Infraestructuras previstas para el año 2008 (Continuación) Red Básica de Gasoductos Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Almería - Lorca A Urgente Lemona - Haro A Urgente Duplicación Castelnou - Tivisa A Urgente Duplicación Paterna - Tivisa A Urgente Gasoducto Insular Mallorca. San Juan de Dios - Ca s Tresorer A Urgente Gasoducto Insular Mallorca. Ca s Tresorer - Son Reus A Urgente Gasoducto Insular Ibiza A Urgente Gasoducto de conexión a Lorca A Urgente Ramal Mariña Lucense A Castropodame - Villafranca del Bierzo A Desdoblamiento Cártama - Mijas A Urgente Ramal a Aceca A Ramal a Castellón A Urgente Gasoducto Puente de la Reina - Muruarte de Reta B Estaciones de compresión Instalación Grupos Potencia Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Nueva E.C. de Denia (2+1) A Urgente Nueva E.C. de Navarra (1+1) A Urgente Ampliación E.C. de Haro (2+1) A Infraestructuras a construir en el año 2009 En la figura se recogen los proyectos de infraestructura previstos para el año Figura Infraestructuras previstas para el año 2009 Plantas de regasificación Transportista ENAGAS Instalación Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Huelva 5º tanque de m A Barcelona 7º tanque de m 3, y retirada de 2 tanques de m A (Continúa) 141

136 Figura Infraestructuras previstas para el año 2009 (Continuación) Plantas de regasificación Transportista Instalación Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación SAGGAS Sagunto 3 er tanque de m A Ampliación emisión en 72b a m 3 (n)/h 2009 A CIA Gran Canaria TRANSPORTISTA Planta de Regasificación (Dimen. Inicial: Almacenamiento de DE GAS CANARIAS m 3, y emisión en 72b de m 3 (n)/h 2009 A Conexión internacional Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Infr. asociadas a la C. I. de MEDGAZ A Urgente Red Básica de Gasoductos Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Lorca - Chinchilla A Urgente Bermeo - Lemona B Conexión al AASS de Castor B Algete - Yela A Urgente Duplicación Treto - Llanera A Zarza de Tajo - Yela A Yela - Villar Arnedo A Gasoductos insulares de Gran Canaria A Gasoducto a Barbanza A Estaciones de compresión Instalación Grupos Potencia Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Nueva E.C. de Chinchilla (1+1) A Urgente Nueva E.C. de Villar de Arnedo (2+1) A Almacenamientos Subterráneos Instalación Inyección Mm 3 (n)/ día Extracción Mm 3 (n)/ día Volumen Operativo Mm 3 (n) Gas Colchón Mm 3 (n Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Marismas (Fase II) 3,5 4, A Urgente (Continúa) 142

137 Figura Infraestructuras previstas para el año 2009 (Continuación) Almacenamientos Subterráneos Instalación Inyección Mm 3 (n)/ día Extracción Mm 3 (n)/ día Volumen Operativo Mm 3 (n) Gas Colchón Mm 3 (n Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Poseidón 1 1, A Urgente Gaviota 9,6 14, A Urgente Yela A Urgente Castor 12, A Infraestructuras a construir en el año 2010 En la figura se recogen los proyectos de infraestructura previstos para el año Figura Infraestructuras previstas para el año 2010 Plantas de regasificación Transportista Instalación Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Cartagena ENAGAS 5º tanque de m A Barcelona 8º tanque de m 3, y retirada del tanque de m A BBG Bilbao 4º tanque de m A CIA Tenerife TRANSPORTISTA Planta de Regasificación (Dimen. Inicial: Almacenamiento de DE GAS CANARIAS m 3, y emisión en 72b de m 3 (n)/h 2010 A Red Básica de Gasoductos Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Musel - Llanera A Duplicación Villapresente - Burgos A Nuevo gasoducto Tivissa - Arbós A Martorell - Figueras A Gasoductos insulares de Tenerife A Onda - Teruel B Son Reus - Inca - Alcudia A Gasoducto a Besós A 143

138 Infraestructuras a construir en el año 2011 En la figura se recogen los proyectos de infraestructura previstos para el año Figura Infraestructuras previstas para el año 2011 Plantas de regasificación Transportista SAGGAS Instalación Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Sagunto 4º tanque de m A Red Básica de Gasoductos Instalación Longitud (Km) Diámetro (pulgadas) Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Gasoducto Granadilla - Santa Cruz de Tenerife A Gasoducto Norte de Tenerife A Gasoducto Norte de Gran Canaria A Gasoducto Norte de Tenerife - Ramal a la CTCC de Candelaria A Gasoducto Norte de Gran Canaria - Ramal a la CTCC de Jinamar A Almacenamientos Subterráneos Instalación Inyección Mm 3 (n)/ día Extracción Mm 3 (n)/ día Volumen Operativo Mm 3 (n) Gas Colchón Mm 3 (n Fecha de puesta en marcha Planificación Grupo de planificación Reus 2011 B Proyectos de infraestructuras a largo plazo más relevantes El documento de Revisión de la Planificación de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las Redes de Transporte recoge la propuesta de desarrollo de infraestructuras de la red básica a acometer desde el año 2006 a Los grandes proyectos de infraestructuras considerados a largo plazo son los siguientes: Proyecto Medgaz. Este proyecto de conexión submarina entre Argelia y España por Almería, tiene una longitud aproximada de 200 km, alcanzando en su recorrido profundidades entorno a los m. Su capacidad inicial será de unos 300 GWh/día (8 bcm/año). Se prevé que entre en funcionamiento a mediados de Además, deben considerarse como parte de este proyecto el gasoducto Almería Lorca Chinchilla y la futura estación de compresión en Chinchilla que 144

139 permiten la integración de la conexión internacional en el sistema gasista. A principios del año 2006, la Comisión Nacional de Energía remitió informes favorables al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, sobre sus propuestas de autorización directa a los promotores para la construcción de las instalaciones de la conexión internacional y del gasoducto Almería Lorca Chinchilla, para que se asegure que su puesta en operación se realiza en los plazos adecuados para permitir la entrada y transporte hasta los puntos de entrega final de los caudales de gas previstos. Duplicación del eje Paterna Tivissa Barcelona, constituido por los gasoductos Paterna Tivissa», Tivissa Arbos, Arbos Barcelona y Tivissa Castelnou, permitirá, por un lado, adecuar la capacidad de transporte con la de producción de las plantas de Barcelona, Sagunto y Cartagena aliviando la congestión existente en el eje del Levante; por otro lado, posibilitará el suministro al área de influencia de dichas plantas en situación de vulnerabilidad (n-1) por fallo de una de ellas y que actualmente es crítica en el caso de Barcelona; y, por último, permitirá atender el suministro sin restricciones de las centrales de ciclo combinado previstas en dicho área. Almacenamientos subterráneos, el desarrollo de nuevas capacidades es fundamental para satisfacer las necesidades existentes por la práctica dependencia de aprovisionamientos de gas natural del exterior, así como por la obligación legalmente establecida del mantenimiento de existencias mínimas de seguridad. Las ampliaciones de los almacenamientos subterráneos existentes, y la entrada en funcionamiento de nuevos almacenamientos subterráneos, previstas para el año 2009, son las actuaciones más destacables en este sentido. Con la información disponible, remitida por los promotores de los almacenamientos subterráneos a esta Comisión para la elaboración del Informe de Seguimiento de Infraestructuras, se preven retrasos en la entrada en operación respecto a las fechas de planificación para varias de estas infraestructuras. Entre ellas, cabe citar la adecuación de los yacimientos de Poseidón y Marismas, una vez agotados, como almacenamientos subterráneos; el acondicionado del antiguo yacimiento petrolífero de Amposta como almacenamiento subterráneo de gas natural (proyecto Castor); y la puesta en operación del almacenamiento de Yela, en Guadalajara, que, por su cercanía, aumentará la seguridad de suministro de la zona centro, caracterizada por estar alejada de las entradas del sistema y tener un consumo muy estacional. Gasificación de las Islas Canarias. Se prevé la construcción de dos plantas de regasificación que permitirán la introducción del gas natural en las islas. Ambas plantas tienen la clasificación de A, y se situarán en la Isla de Gran Canaria y en la Isla de Tenerife. Las fechas de entrada en operación de dichas infraestructuras sería durante 2011 en ambos casos, según su promotor, si bien en el documento de revisión de la planificación se preveían para Planta de regasificación de Gijón, ubicada en el Puerto del Musel, permitirá incrementar la entrada de gas en la cornisa cantábrica y reducir la distancia entre las zonas de consumo y los puntos de entrada del sistema. Además, facilitaría el suministro de las nuevas centrales de ciclo combinado previstas en dicho área. Según la información facilitada por el Gestor Técnico del Sistema para la elaboración del presente Informe Marco, no se prevé que entre en operación hasta el año 2011, aunque en la planificación estaba prevista para Otra de las consecuencias positivas de esta planta sería que, junto al desarrollo de los gasoductos Musel Llanera y Llanera Treto, reforzaría la seguridad del suministro en la cornisa cantábrica en una situación de vulnerabilidad (n-1) por fallo de una de las plantas situadas en la misma (Bilbao, Gijón y Mugardos). 145

140 Adecuación de las infraestructuras a la demanda Una vez reseñadas las infraestructuras previstas para cada año, de acuerdo con la planificación, en este apartado se recoge la capacidad de las mismas y se enfrenta a la demanda horaria punta prevista para cada año. Se incluyen las simulaciones del funcionamiento del sistema gasista con el escenario de demanda considerado y las infraestructuras disponibles cada año. Las simulaciones han sido facilitadas por ENAGAS, en su papel de Gestor Técnico del Sistema. Cabe señalar que, cuando existen varios puntos de entrada que vierten en un mismo eje de transporte, la cifra conjunta sobre capacidad transportable tiene un mayor significado que los datos por puntos de entrada, que tienen un carácter más orientativo dada la incertidumbre sobre el comportamiento futuro de los usuarios. Por último, a la hora de analizar la capacidad del sistema para cubrir la demanda, el GTS no ha considerado: Aquellas conexiones internacionales sin contratos firmes de abastecimiento, por la incertidumbre sobre el sentido dominante de su flujo; Cada año se consideran todas las infraestructuras que van a estar disponibles a lo largo del año hasta diciembre, de forma que las simulaciones realizadas pueden considerarse como representativas del invierno que comienza a finales de ese año. Así cuando nos referimos, por ejemplo, al año 2008, puede entenderse que las simulaciones representan el invierno 2008/09. La utilización de las infraestructuras de entrada dependerá del comportamiento de los distintos actores del sistema. Por ello, al realizar las simulaciones incluidas en este estudio, ENAGAS ha considerado que para cubrir la demanda hasta el invierno se utilizan, en primer lugar, las conexiones internacionales con contratos de abastecimiento a largo plazo, en segundo lugar las plantas de regasificación y en último lugar, cuando sea necesario, los almacenamientos subterráneos. Se considera importante reseñar que, a partir del invierno , el GTS estima que la entrada de gas por la conexión internacional de Larrau no es necesaria para garantizar el suministro en el área del Ebro. La conexión internacional de Larrau a partir del invierno Aquellos nuevos almacenamientos subterráneos que, utilizando los periodos típicos de llenado, se prevé que no logren finalizar el llenado inicial de la estructura; Las nuevas infraestructuras de entrada que tienen más ajustada su puesta en marcha en las fechas previstas en la planificación, bien sea por la envergadura de la inversión, bien por los trámites de autorización pendientes, o bien por los tiempos de construcción. La posible variación del almacenamiento operativo en gasoductos. Esto es una hipótesis conservadora, ya que en la punta que tuvo lugar el 30 de enero de 2007, el gas inmovilizado en gasoductos contribuyó a la cobertura de la demanda con 24 GWh, que supuso un 1,5% de ésta. No se aplican condiciones de interrumpibilidad, por lo que el estudio se efectúa para la integridad de la demanda. En el caso de las plantas de regasificación, no se ha dado prioridad a una planta sobre otra, sino que se ha considerado para todas idénticos grados de utilización, dentro de las restricciones que impone la red de transporte y la demanda de su zona de influencia Funcionamiento del sistema gasista en el año 2007 El escenario de demanda a cubrir en este año sería el indicado en la figura

141 Figura Demanda punta prevista para el año 2007 GWh/día Mm 3 (n)/h Nº grupos Escenario central demanda punta Convencional ,11 Mercado eléctrico 816 2,92 51 TOTAL ,04 51 Escenario superior demanda punta TOTAL ,91 51 Fuente: CNE Los medios de producción para el año 2007 se recogen en la figura Figura Capacidad de los medios de producción para el año Capacidad Nominal Capacidad transportable GWh/día Mm 3 (n)/h GWh/día Mm 3 (n)/h % s/ Nominal Barcelona 461 1, ,50 91% Huelva 377 1, ,35 100% Cartagena 335 1, ,14 95% Bilbao 223 0, ,59 74% Sagunto 223 0, ,59 74% Mugardos 115 0, ,13 31% Tarifa 354 1, ,27 100% Larrau 80 0, , % Irún n.d n.d n.d n.d n.d Gaviota 61 0, ,22 100% Serrablo 63 0, ,23 100% Marismas 20 0, ,07 100% TOTAL , ,44 90% Fuente: ENAGAS y CNE. En la figura se muestran las instalaciones puestas en marcha y el escenario de demanda convencional y de ciclos combinados (51 grupos de 400 MW) para el año En la simulación aportada por el GTS, se ha supuesto un índice de simultaneidad de funcionamiento de ciclos combinados del 79%, que aunque inferior al considerado en los inviernos de años posteriores (por encima del 90% en todos ellos) responde a los requerimientos de potencia punta de esta tecnología estimados por REE, según ha informado el GTS. Tal y como se desprende de la simulación, el sistema estaría en condiciones de atender la demanda punta prevista, con un margen de cobertura del 18%, si se tiene en cuenta la capacidad nominal de emisión de los diferentes puntos de entrada a la red de transporte, aunque éste se vería reducido hasta el 6% si se tiene en cuenta la capacidad de vehiculación de gas que tiene la red de gasoductos y que condiciona las capacidades de emisión de los puntos de entrada. Cabe hacer mención de algunos puntos de entrada cuya producción nominal podría estar condicionada por la red de transporte. 147

142 Figura Funcionamiento del sistema en el año 2007 con el escenario de demanda convencional normal y los ciclos combinados considerados por CNE Referencia: P_REE 27-nov bar bar hacia Villapresente m 3 (n)/h bar por Irún m 3 (n)/h SIMULACIÓN TRANSPORTE DE GAS invierno demanda punta coordinada con REE Larrau m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar por Tuy bar 0 m 3 (n)/h GME Transgas m 3 (n)/h para Tuy Enagas m 3 (n)/h Interc. Badajoz m 3 (n)/h Convencional GWh Sector eléctrico 725 GWh 51 CCTC 70% cronog. nov-07 hacia León m 3 (n)/h hacia Valladolid m 3 (n)/h por Ruta Plata m 3 (n)/h hacia G. Extremadura m 3 (n)/h hacia Madrid m 3 (n)/h de Burgos a Haro m 3 (n)/h bar bar Huelva a EC m 3 (n)/h hacia el Norte m 3 (n)/h FCV Getafe m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar Eje II a Madrid m 3 (n)/h Huelva a G. Ext m 3 (n)/h GME a eje I m 3 (n)/h Tarifa bar GME-Transgas m 3 (n)/h GME-Sagane m 3 (n)/h Restricciones en Escombreras válv. Alfarrás m 3 (n)/h Up Press.: bar ARBOS m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar PUERTOLLANO m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar SEVILLA m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar TMSSA m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar Medios de PRODUCCIÓN BARCELONA bar m 3 (n)/h BARCELONA bar m 3 (n)/h MARISMAS bar m 3 (n)/h MUGARDOS bar m 3 (n)/h CARTAGENA bar m 3 (n)/h Estaciones de COMPRESIÓN MADRID m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar ALMENDRALEJO m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar ZAMORA m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar HARO m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar HUELVA bar m 3 (n)/h P. SAGUNTO bar m 3 (n)/h SERRABLO bar m 3 (n)/h BILBAO bar m 3 (n)/h GAVIOTA bar m 3 (n)/h PATERNA m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar CREVILLENTE m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar CORDOBA m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar CORDOBA m 3 (n)/h Up Press.: bar Dn Press.: bar Fuente: ENAGAS. En particular, la planta de Murgados, para poder evacuar toda su capacidad de producción, necesita la puesta en marcha de los ciclos combinados asociados a su construcción. La planta de Barcelona podría ver reducida su capacidad transportable a 72 bar en el supuesto que la duplicación del Barcelona Arbós no fuera puesta en marcha en el año Las plantas de Cartagena y Sagunto están condicionadas, tanto por la puesta en marcha de los ciclos combinados en su área de influencia, como por la duplicación del gasoducto Paterna Tivissa. Además, dado que el Eje transversal y las dos estaciones de compresión asociadas no serán puestos en marcha en el año 2007, la capacidad de producción transportable de las plantas del Levante es inferior a la suma de sus capacidades nominales. La capacidad de emisión de la planta de Bilbao seguirá condicionada parcialmente a la demanda local, hasta la construcción de la duplicación del gasoducto Lemona Haro y la ampliación de la E.C. de Haro. En consecuencia, con las instalaciones y presupuestos de demanda punta considerados, se podría atender toda la 148

143 demanda convencional y de ciclos combinados, bajo el escenario central de demanda punta. Por otro lado, bajo el supuesto del escenario superior de demanda punta, la capacidad nominal de entrada al sistema permitiría cubrir ésta con un margen del 5%, aunque teniendo en cuenta la capacidad transportable reflejada en la figura , ésta demanda punta no sería cubierta en su totalidad. No obstante, han de tenerse presentes las siguientes circunstancias, que mitigan una hipotética falta de capacidad en situación de punta superior. Por un lado, el sistema cuenta con la posibilidad de cortar el suministro a la demanda interrumpible que, de acuerdo con la lista de puntos de suministro de peaje interrumpible presentados y aceptados conforme a las resoluciones 14314, de 25 de julio de 2006, y 16479, de 11 de septiembre de 2007, asciende a unos 142 GWh/día. Por otro lado, la hipótesis de demanda punta del escenario superior considera el consumo simultáneo de, prácticamente, la totalidad de los consumidores, en particular el funcionamiento de todos los ciclos combinados previstos, lo cual conllevaría el uso elevado de todas las entradas del sistema, equilibrando los flujos de gas y disminuyendo así las necesidades de transporte entre zonas. En definitiva, al situarse las demandas próximas a los puntos de entrada, las posibles restricciones del sistema de transporte tendrían una repercusión menor sobre el funcionamiento del sistema Funcionamiento del sistema gasista en el año 2008 El escenario de demanda a cubrir en este año sería el indicado en la figura Figura Demanda punta prevista para el año GWh/día Mm 3 (n)/h Nº grupos Escenario central demanda punta Convencional ,49 Mercado eléctrico 907 3,25 55 TOTAL , Escenario superior demanda punta TOTAL ,63 55 Fuente: CNE. Los medios de producción para el año 2008 se recogen en la figura En la figura se muestran las instalaciones puestas en marcha y el escenario de demanda convencional y el escenario de ciclos combinados (55 grupos de 400 MW) para el año De acuerdo con la figura , el sistema presenta una capacidad nominal de entrada de GWh/día, si bien la demanda punta atendida podría verse reducida hasta GWh/día, teniendo en cuenta las restricciones que impone el sistema de transporte a dicha capacidad nominal. Por tanto, con la demanda punta prevista del escenario central, existiría un margen de cobertura del 18,7%, si se tiene en cuenta la capacidad de emisión de los diferentes puntos de entrada a la red de transporte, y del 3,4% si se tiene en cuenta la capacidad de vehiculación de gas que tiene la red de gasoductos y que condiciona las capacidades de emisión de los puntos de entrada. 149

144 Figura Capacidad de los medios de producción para el año Capacidad Nominal Capacidad transportable GWh/día Mm 3 (n)/h GWh/día Mm 3 (n)/h % s/ Nominal Barcelona 502 1, ,735 96% Huelva 377 1, ,15 85% Cartagena 377 1, ,15 85% Bilbao 335 1, ,85 71% Sagunto ,85 85% Mugardos 115 0, ,4 97% Tarifa 354 1, ,27 100% Larrau 80 0, , % Irún n.d n.d n.d n.d. Gaviota 61 0, ,132 60% Serrablo 64 0, ,135 60% Marismas 20 0, ,042 60% TOTAL , ,00 87% Fuente: ENAGAS y CNE. Figura Funcionamiento del sistema en el año 2008 con el escenario de demanda convencional normal y los ciclos combinados considerados por CNE Ref.: punta2008 SIMULACIÓN DEL SISTEMA GASISTA 2008 PUNTA INVERNAL: GWh/día gas emisión GWh/día 55 ctcc (91%) 907 GWh/día Leyenda de colores: origen del gas según Fuente dominante BARCELONA m 3 (n)/h BARCELONA m 3 (n)/h CARTAGENA m 3 (n)/h SAGUNTO m 3 (n)/h HUELVA m 3 (n)/h BILBAO m 3 (n)/h GME m 3 (n)/h REGANOSA m 3 (n)/h LARRAU m 3 (n)/h GAVIOTA m 3 (n)/h SERRABLO m 3 (n)/h MARISMAS m 3 (n)/h Fuente: ENAGAS. 150

145 Además, si se considerase una variación del almacenamiento operativo en gasoductos de 24 GWh, similar al registrado en la punta de 30 de enero de 2007, se lograría un 1,1% adicional, lo que proporcionaría un margen de cobertura de punta del 4,5%. La disponibilidad de este gas para cobertura de punta dependerá de las necesidades del mismo que se diera en días precedentes (ver figura ). Por otra parte, cabe indicar que en la simulación del GTS no se consideran la capacidad de entrada por Irún. La emisión de los almacenamientos subterráneos se limita al 60% de su capacidad, por lo que quedarían 57,5 GWh de capacidad adicional, que aportaría un 2,7% adicional al margen de cobertura de punta. No obstante, la ubicación de la demanda de ciclos combinados puede condicionar el resultado final de la simulación. Si ésta se situase en zonas en las que en la simulación la capacidad transportable de gas al sistema se encuentra por debajo de la nominal de entrada, aquélla podría verse incrementada. Es decir, en la simulación se empleó una simultaneidad de ciclos combinados del 91%, lo que supone 50 grupos de 400 MW. Si se ubicase su demanda próxima a entradas al sistema con congestión, como Sagunto o Cartagena, reduciendo demanda eléctrica en zonas más delicadas para el sistema, se aumentaría la capacidad transportable. Además, si los 5 grupos restantes entrasen a operar a plena carga, podrían hacerlo siempre que se encuentren próximos a entradas congestionadas. Optimizar el funcionamiento de los ciclos combinados de cara a una operación en punta que aumentase la capacidad transportable requeriría una coordinación entre el Gestor Técnico del Sistema gasista y el Operador del Sistema eléctrico. Bajo el supuesto del escenario superior de demanda punta, la capacidad nominal de entrada al sistema permitiría cubrir ésta con un margen del 6%, aunque teniendo en cuenta la capacidad transportable reflejada en la figura , ésta demanda punta no sería cubierta en su totalidad. No obstante, son igualmente válidas las apreciaciones realizadas para el invierno anterior, en relación con la demanda interrumpible y la distribución equilibrada de la demanda junto a los puntos de entrada, que minimice los esfuerzos de transporte de la red Funcionamiento del sistema gasista en el año 2009 El escenario de demanda a cubrir en este año sería el indicado en la figura La capacidad de los medios de producción para el año 2009 se recoge en la figura : En la figura se muestra para el año 2009 las instalaciones puestas en marcha, así como el escenario de demanda convencional y de ciclos combinados (64 grupos de 400 MW). Figura Demanda punta prevista para el año GWh/día Mm 3 (n)/h Nº grupos Escenario central demanda punta Convencional ,88 Mercado eléctrico ,93 64 TOTAL ,81 64 Escenario superior demanda punta TOTAL ,67 64 Fuente: CNE. 151

146 Figura Capacidad de los medios de producción para el año Capacidad Nominal Capacidad transportable GWh/día Mm 3 (n)/h GWh/día Mm 3 (n)/h % s/ Nominal Barcelona 502 1, ,765 98% Huelva 377 1, ,025 76% Cartagena 377 1, ,24 92% Bilbao 335 1, % Sagunto 335 1, ,83 69% Mugardos 115 0, , % Tarifa 354 1, ,27 100% Medgaz 255 0, , % Larrau 80 0, , % Irún n.d. n.d. n.d. n.d. Gaviota 61 0, ,132 60% Serrablo 64 0, ,135 60% Marismas 47 0, ,102 60% Poseidón Yela Castor TOTAL , ,11 88% Fuente: ENAGAS y CNE. Figura Funcionamiento del sistema en el año 2009 con el escenario de demanda convencional normal y los ciclos combinados considerados por CNE Ref.: punta2009 SIMULACIÓN DEL SISTEMA GASISTA 2009 PUNTA INVERNAL: GWh/día gas emisión GWh/día 64 ctcc (95%) GWh/día Leyenda de colores: origen del gas según Fuente dominante BARCELONA m 3 (n)/h BARCELONA m 3 (n)/h CARTAGENA m 3 (n)/h SAGUNTO m 3 (n)/h HUELVA m 3 (n)/h BILBAO m 3 (n)/h REGANOSA m 3 (n)/h GME m 3 (n)/h MEDGAZ m 3 (n)/h LARRAU m 3 (n)/h GAVIOTA m 3 (n)/h SERRABLO m 3 (n)/h MARISMAS m 3 (n)/h Fuente: ENAGAS. 152

147 En la simulación del Gestor Técnico del Sistema se indica que el sistema podría atender GWh/día de demanda punta (capacidad transportable). Por tanto, con la demanda prevista, existiría un margen de cobertura de la demanda del 18% si se tiene en cuenta la capacidad nominal de emisión de los diferentes puntos de entrada a la red de transporte, y del 3,4% si se tiene en cuenta la capacidad de vehiculación de gas que tiene la red de gasoductos y que condiciona las capacidades de emisión de los puntos de entrada. Al igual que en el apartado anterior, se limitó la extracción de los almacenamientos subterráneos al 60% y no se consideró gás introducido por Irún. Deben además tenerse en cuenta las consideraciones del apartado anterior en cuanto a la localización de la demanda eléctrica, lo que aumentaría la capacidad de vehiculación de gas. Si se considerase una extracción de almacenamientos subterráneos al 100%, equivalente a 69 GWh adicionales, y una disponibilidad de almacenamiento operativo de transporte de 24 GWh, se añadiría un 3,8% adicional de capacidad de cobertura de punta, para un margen total del 7,2%. Según se desprende de la información remitida por los promotores de las infraestructuras citadas anterioremente, éstas serían puestas en marcha antes del invierno , por lo cual, de no existir retrasos adicionales en su construcción, los márgenes de cobertura negativos indicados anteriormente no tendrían lugar, según la hipótesis de demanda punta considerada (escenario central). De acuerdo con el escenario superior de demanda punta y las infraestructuras consideradas en la simulación, la capacidad nominal de entrada al sistema permitiría cubrir ésta con un margen del 6%, aunque teniendo en cuenta la capacidad transportable reflejada en la figura , dicha punta no sería cubierta en su totalidad. De nuevo son aplicables las observaciones realizadas en los apartados anteriores a este respecto Funcionamiento del sistema gasista en el año 2010 El escenario de demanda a cubrir en este año sería el indicado en la figura Además, el GTS indica, mediante otra simulación, que suponiendo que la estación de compresión de Montesa no estuviese disponible, el margen de cobertura de la punta se reduciría al 1,1%, sin considerar las capacidades adicionales señaladas en el párrafo anterior. Por otro lado, en una nueva simulación se aprecia que sin la entrada del gasoducto del MEDGAZ (pero con la estación de compresión de Montesa), el margen de cobertura se reduce al 0,6%, sin las consideraciones adicionales mencionadas. Si faltaran ambas infraestructuras, el margen de cobertura resultaría ser negativo (demanda superior a la capacidad transportable), con -2,7%. Si las infraestructuras que no estuviesen diponibles fuesen el gasoducto Lemona Haro y la ampliación de la estación de compresión de Haro, el margen de cobertura sería negativo, con un valor de -0,4%. La capacidad de los medios de producción para el año 2010 se recoge en la figura En la figura se muestra para el año 2010 las instalaciones puestas en marcha, así como el escenario de demanda convencional y de ciclos combinados (70 grupos de 400 MW). En la simulación del Gestor Técnico del Sistema se indica que el sistema podría atender GWh/día de demanda punta (capacidad transportable). Por tanto, con la demanda prevista, existiría un margen de cobertura de la demanda del 3,2%, considerando la extracción de los almacenamientos subterráneos al 60%, sin disponibilidad de almacenamiento operativo de transporte y sin la conexión internacional de Larrau. Si se incluyen estas posibilidades, la demanda transportable se incrementaría en un 7,5% hasta alcanzar un total del 10,7%. 153

148 Figura Demanda punta prevista para el año GWh/día Mm 3 (n)/h Nº grupos Escenario central demanda punta Convencional ,11 Mercado eléctrico ,42 69 TOTAL ,52 69 Escenario superior demanda punta TOTAL ,28 70 Fuente: CNE. Figura Capacidad de los medios de producción para el año Capacidad Nominal Capacidad transportable GWh/día Mm 3 (n)/h GWh/día Mm 3 (n)/h % s/ Nominal Barcelona 544 1, ,827 94% Huelva 377 1, ,250 93% Cartagena 377 1, , % Bilbao 335 1, , % Sagunto 335 1, , % Mugardos 115 0, , % Tarifa 354 1, , % Medgaz 255 0, , % Larrau Irún Gaviota 61 0, ,132 60% Serrablo 64 0, ,135 60% Marismas 47 0, ,102 60% Poseidón 17 0, ,038 60% Yela Castor TOTAL , ,830 95% Fuente: ENAGAS y CNE. Para el invierno , retrasos en la construcción de determinadas infraestructuras, como el gasoducto Castenou Tivissa, la duplicación del gasoducto Tivissa Paterna, el gasoducto Bilbao Treto Llanera reducirían el margen de cobertura del sistema. Por otro lado, para el escenario superior de demanda punta y las infraestructuras consideradas en esta simulación, la capacidad nominal de entrada al sistema no daría cobertura a la totalidad de los consumos. Además de las consideraciones previas (no se tiene en cuenta la interconexión de Larrau), serían aplicables las observaciones realizadas en los apartados anteriores a este respecto Funcionamiento del sistema gasista en el año 2011 El escenario de demanda a cubrir en este año sería el indicado en la figura

149 Figura Funcionamiento del sistema en el año 2010 con el escenario de demanda convencional normal y los ciclos combinados considerados por CNE Ref.: punta2010 SIMULACIÓN DEL SISTEMA GASISTA 2010 PUNTA INVERNAL: GWh/día gas emisión GWh/día 70 ctcc (97%) GWh/día Leyenda de colores: origen del gas según Fuente dominante BARCELONA m 3 (n)/h SAGUNTO m 3 (n)/h BARCELONA m 3 (n)/h HUELVA m 3 (n)/h CARTAGENA m 3 (n)/h BILBAO m 3 (n)/h REGANOSA m 3 (n)/h GME m 3 (n)/h MEDGAZ m 3 (n)/h LARRAU 0 m 3 (n)/h GAVIOTA m 3 (n)/h SERRABLO m 3 (n)/h MARISMAS m 3 (n)/h POSEIDÓN m 3 (n)/h Fuente: ENAGAS. Figura Demanda punta prevista para el año GWh/día Mm 3 (n)/h Nº grupos Escenario central demanda punta Convencional ,35 Mercado eléctrico ,72 69 TOTAL ,07 69 Escenario superior demanda punta TOTAL ,79 80 Fuente: CNE. La capacidad de los medios de producción para el año 2011 se recoge en la figura : En la figura , se muestra para el año 2011 las instalaciones puestas en marcha, así como el escenario de demanda convencional y de ciclos combinados (80 grupos de 400 MW). En la simulación del Gestor Técnico del Sistema, se indica que el sistema podría atender GWh/día de demanda punta (capacidad transportable). Por tanto, con la demanda prevista, existiría un margen de cobertura del 12,3% si se tiene en cuenta la capacidad de emisión de los diferentes puntos de entrada a la red de transporte, y del 5,5% si se tiene en cuenta la 155

150 Figura Capacidad de los medios de producción para el año Capacidad Nominal Capacidad transportable GWh/día Mm 3 (n)/h GWh/día Mm 3 (n)/h % s/ Nominal Barcelona 544 1, ,932 99% Huelva 377 1, ,25 93% Cartagena 377 1, ,35 100% Bilbao 335 1, ,2 100% Sagunto 335 1, ,2 100% Mugardos 115 0, ,35 85% Musel 223 0, ,65 81% Tarifa 354 1, ,27 100% Medgaz 255 0, , % Larrau Irún Gaviota 112 0,4 67 0,24 60% Serrablo 64 0, ,135 60% Marismas 47 0, ,102 60% Poseidón 17 0, ,038 60% Yela Castor TOTAL , ,63 94% Gran Canaria n.d. n.d Tenerife n.d. n.d Fuente: ENAGAS y CNE. capacidad de vehiculación de gas que tiene la red de gasoductos y que condiciona las capacidades de emisión de los puntos de entrada. Se recuerda que no se consideran las entradas de gas por Larrau, ni la variación del gas de almacenamiento operativo de transporte y la extracción de los almacenamientos subterráneos se limita al 60%. En consecuencia, el sistema podría atender toda la demanda convencional y de ciclos combinados en el caso más desfavorable de que todos los ciclos funcionen prácticamente al 100% de su capacidad Capacidad de transporte del sistema. Seguridad de suministro España es un país sin apenas yacimientos de gas donde existen zonas con altas demandas alejadas de las entradas del sistema, como el centro del país. Por tanto, dado que la construcción de los gasoductos de transporte está íntimamente ligada a la situación, tanto de los puntos de entrada al sistema gasista, como de los puntos donde se produzca la demanda, es comprensible que se realice un importante esfuerzo en el transporte, por la elevada distancia a recorrer. El resto de consideraciones vertidas en años anteriores son igualmente válidas para éste. En el diseño de los gasoductos de transporte y entradas al sistema, como criterios básicos, se intenta reducir al mínimo la distancia media de transporte, y optimizar el 156

151 Figura Funcionamiento del sistema en el año 2011 con el escenario de demanda convencional normal y los ciclos combinados considerados por CNE Ref.: punta2011 SIMULACIÓN DEL SISTEMA GASISTA 2011 PUNTA INVERNAL: GWh/día gas emisión GWh/día 80 ctcc (94%) GWh/día Leyenda de colores: origen del gas según Fuente dominante BARCELONA m 3 (n)/h SAGUNTO m 3 (n)/h BARCELONA m 3 (n)/h HUELVA m 3 (n)/h CARTAGENA m 3 (n)/h BILBAO m 3 (n)/h MUSEL m 3 (n)/h REGANOSA m 3 (n)/h GME m 3 (n)/h MEDGAZ m 3 (n)/h LARRAU 0 m 3 (n)/h GAVIOTA m 3 (n)/h SERRABLO m 3 (n)/h MARISMAS m 3 (n)/h POSEIDÓN m 3 (n)/h Fuente: ENAGAS. diámetro para aprovechar al máximo las ventajas de las economías de escala. Además, en un país con la elevada tasa de crecimiento de demanda que tiene España, es aconsejable diseñar los gasoductos con un diámetro suficiente que permita tener capacidad para atender la demanda que se pueda dar en un horizonte no inferior a diez años, añadiendo la compresión adecuada. Este horizonte temporal se ampliaría si fuese previsible encontrar problemas en la duplicación de los gasoductos. Por otra parte, desde el punto de vista de la seguridad de suministro, es aconsejable el aumento del mallado de la red para minimizar los riesgos ante posibles fallos en las entradas del sistema. En este sentido, las grandes infraestructuras previstas en el horizonte de este estudio como el Eje transversal, C.I. Medgaz, el almacenamiento subterráneo de Yela, así como el propio gasoducto Algete Yela Villar de Arnedo, responden a este criterio 1. Además, las duplicaciones previstas de la red de transporte, junto con las estaciones de compresión asociadas, cuya primera finalidad es el aumento de capacidad de transporte, sirven igualmente para aumentar la garantía de suministro. Son destacables por su magnitud, el eje Paterna Tivissa - Barcelona, el Tivissa Castelnou, el Villapresente Burgos, el Treto Llanera y los gasoductos en el País Vasco Vergara Irún, Lemona Haro y Bermeo Lemona. 1 Infraestructuras asociadas a: Eje transversal: gasoducto Alcázar de S. Juan Montesa y las dos estaciones de compresión situadas en sus extremos. C.I. Medgaz: gasoducto Almería Lorca Chinchilla y estación de compresión de Chinchilla. Almacenamiento subterráneo de Yela: gasoductos Algete Yela, Zarza del Tajo Yela y Yela Arnedo. 157

152 Capacidad de almacenamiento del sistema En este apartado se analiza, en primer lugar, la capacidad de almacenamiento de los tanques de GNL, verificando los días de autonomía que proporcionan aquellas plantas a las que pertenecen. Posteriormente, se analiza la capacidad de almacenamiento del sistema en relación con la necesidad de disponer de 35 2 días de existencias mínimas Capacidad de almacenamiento en tanques de GNL En una planta de regasificación, las instalaciones de almacenamiento de GNL permiten acoplar las entradas de gas procedentes de las descargas de buques, que se realizan de forma discreta, con las salidas de gas de las plantas por medio de la emisión de éste a la red de transporte, que se realiza de forma continua. La autonomía de una planta es el parámetro que relaciona la capacidad de almacenamiento con la capacidad de emisión e indica el tiempo que puede estar una planta emitiendo gas natural sin necesidad de que se realice una descarga de GNL en sus instalaciones. descarga de un buque de GNL, pues nos da información sobre la suficiencia de su dimensionamiento para seguir operando en el supuesto de producirse un retraso en la descarga de buques, por ejemplo, por cierres de puertos. En lo que sigue se analiza, para el horizonte , la autonomía de los tanques de GNL en cada una de las plantas de regasificación, suponiendo que operan a capacidad nominal, que el 9% del volumen total de los tanques corresponde a los talones y que se cumplen las fechas previstas por los promotores enviadas para la realización del Informe de Seguimiento de Infraestructuras para la puesta en marcha de las diferentes infraestructuras. Se determinan dos valores: El máximo número de días de autonomía de cada planta suponiendo que los tanques están llenos. El mínimo número de días de autonomía de cada planta cuando los tanques se encuentran en los momentos previos a la descarga y disponen de espacio libre para albergar el GNL transportado por un buque grande (p.e. de m 3 GNL). El resultado de este análisis en el horizonte previsto por el informe se muestra en la figura El máximo de días de autonomía tiene lugar cuando los tanques están llenos de GNL, siendo entonces el factor determinante de la autonomía de la planta el régimen de emisión, que puede variar en función de las necesidades del sistema gasista. Es evidente, por tanto, que a menor producción de gas natural mayor será la autonomía de la planta. Un punto interesante en este análisis es determinar la autonomía de las plantas en los momentos previos a la 2 En la actualidad el Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la corporación de reservas estratégicas de productos petrolíferos, está en vías de modificación, por lo que el número de días de almacenamiento requerido podría reducirse. No obstante, como se ha indicado antes, la operación de las plantas no es independiente, y está vinculada a la operación conjunta del sistema, y dependen, tanto del régimen de funcionamiento del resto de entradas del sistema, como de las posibles restricciones existentes en la red transporte que puedan afectarles, por lo que podrían operar por debajo de su capacidad nominal. Bajo estas circunstancias, obviamente sus días de autonomía aumentarían. En la figura se muestra un cálculo indicativo de los días de autonomía, suponiendo que nos encontramos en el escenario central de demanda punta previsto y que, para cubrirla, las entradas intervienen en el siguiente orden: primero los gasoductos internacionales, después las 158

153 Figura Días de Autonomía de Tanques de GNL operando a capacidad nominal min max min max min max min max min max Barcelona 5,3 7,2 4,9 6,6 4,9 6,6 5,3 6,9 7,0 8,6 Cartagena 2,7 5,3 4,8 7,1 4,8 7,1 4,8 7,1 7,2 9,6 Huelva 5,2 7,5 5,2 7,5 5,2 7,5 7,6 9,9 7,6 9,9 Bilbao 4,3 8,2 4,3 8,2 4,3 8,2 4,3 8,2 4,3 8,2 Sagunto 4,6 8,8 3,5 6,6 5,6 8,2 5,6 8,2 8,4 11,0 Mugardos 8,4 16,0 8,4 16,0 8,4 16,0 8,4 16,0 8,4 16,0 Musel 4,3 8,2 Gran Canaria 1,9 22,8 Tenerife 1,9 22,8 Fuente: CNE. Figura Días de Autonomía de Tanques de GNL produciendo bajo hipótesis de cobertura de demanda por el orden: entradas internacionales, plantas, yacimientos y almacenamiento min max min max min max min max min max Barcelona 6,0 8,1 5,3 7,2 5,3 7,2 5,3 6,9 7,2 8,9 Cartagena 3,0 5,9 5,2 7,7 5,3 7,8 4,8 7,2 7,5 9,9 Huelva 5,8 8,4 5,6 8,1 5,7 8,2 7,7 10,0 7,9 10,3 Bilbao 4,9 9,3 4,7 8,9 4,8 9,0 4,4 8,3 4,5 8,6 Sagunto 3,8 7,2 6,2 9,0 5,7 8,3 8,7 11,4 Mugardos 9,1 17,3 9,2 17,5 8,5 16,1 8,7 16,6 Musel (Gijón) 4,5 8,6 Gran Canaria 1,9 22,8 Tenerife 1,9 22,8 Fuente: CNE. plantas de regasificación sin hacer distinción entre ellas, luego si fueran necesarios los yacimientos y en último lugar los almacenamientos subterráneos. Como fechas de entrada en operación de las nuevas plantas o ampliación de las existentes se consideran las facilitadas por los distintos promotores para la realización del Informe de Seguimiento de Infraestructuras. A la vista de estos resultados, la conclusión es que en el horizonte temporal estudiado todas las plantas de 159

154 regasificación tienen una autonomía máxima por encima de los cinco días. Si se tiene en cuenta la autonomía en los momentos previos a la descarga de buque grande (p.e. de m 3 GNL), durante 2007 Cartagena y Bilbao son las únicas plantas que no superan los 5 días en la Península. En el resto del periodo considerado, Bilbao no llega a los 5 días de mínimo en ninguno de los años, Sagunto en 2008 y Musel en En cualquier caso este valor es conservador, ya que ha de tenerse en cuenta que es improbable que se repita la demanda punta durante varios días consecutivos. Las plantas de Gran Canaria y Tenerife, por disponer de un solo tanque, no llegan a los 2 días de autonomía en los momentos previos a la descarga de buques, lo que podría ocasionarles problemas de autonomía puntualmente Capacidad de almacenamiento del sistema en relación con la demanda La obligación de mantenimiento de 35 días de existencias mínimas, de acuerdo con el Real Decreto 1716/2004, actualmente en revisión, se calcula sobre la base de los consumos o ventas firmes de gas natural. Además, este Real Decreto indica que para el cómputo de las existencias mínimas de seguridad que deben mantener los sujetos, se tendrán en cuenta las cantidades almacenadas en forma de gas licuado en plantas de regasificación, el gas en los almacenamientos subterráneos que pueda extraerse para su puesta en el mercado, las existencias en los gasoductos, y las existencias a bordo de buques de GNL que se encuentren en tránsito o pendientes de descargar. Figura Capacidad de los almacenamientos en relación con la demanda GWh Tanques de GNL Peninsulares Barcelona Cartagena Huelva Bilbao Sagunto Mugardos Musel Almacenamientos Subterráneos (Gas útil + Extraible Medios Mecanicos) Serrablo Gaviota Marismas Poseidón Castor St. Bárbara (Yela) Stock Gasoductos TOTAL ALMACENAMIENTO (GWh) Demanda firme anual estimada Demanda firme media diaria Capacidad almacenamiento máximo sistema (días) Fuente: CNE. 160

155 En la figura se muestra la capacidad máxima de almacenamiento del sistema, medida en número medio de días de ventas firmes, que se podrían almacenar, que para el periodo fluctuaría entre 38 y 42 días. Para su cálculo, se ha utilizado la demanda firme del día medio anual correspondiente al escenario central, considerando como hipótesis que el mercado térmico convencional es interrumpible y que todos los nuevos ciclos son firmes y, por tanto, deben disponer de reservas estratégicas. Se ha supuesto que todas las instalaciones están al 100 % de llenado y no se ha computado el gas inmovilizado (talón de los tanques y llenado de tubo, y gas colchón que no se puede extraer por medios mecánicos, aproximadamente 2/3 del mismo. Respecto a los resultados obtenidos se deben hacer las siguientes matizaciones. También se pueden computar como existencias mínimas, el volumen de gas de los buques en tránsito o pendientes de descargar. Si consideramos un promedio de un metanero de m 3 de GNL en camino o pendiente de descarga en cada una de las plantas en funcionamiento, habría que añadir, en función del año, entre 3,6 o 4,1 días de capacidad de almacenamiento adicional. No obstante, resultará muy difícil que el nivel medio anual de almacenamiento de gas en el sistema supere los 35 días establecidos por la legislación, si se tiene en cuenta la utilización como almacenamiento estacional de los almacenamientos subterráneos (que se llenan en verano y se vacían en invierno) y la operativa de las plantas de regasificación. Si se retrasa la puesta en marcha de los nuevos almacenamientos subterráneos, según refleja el último informe de seguimiento de infraestructuras, los valores de días almacenados serían notablemente inferiores a lo señalado por la legislación actual Disponibilidad del gas almacenado como existencias de seguridad El mantenimiento de unos niveles mínimos de existencias de seguridad tiene por objetivo asegurar el suministro en caso de producirse situaciones de restricción en el abastecimiento de gas hacia España. En ese supuesto, resulta necesario analizar la disponibilidad del gas almacenado, es decir, la velocidad a la que se pueden llevar las existencias de gas a los consumidores españoles. La disponibilidad de las existencias dependerá del tipo de almacenamiento considerado: el gas de gasoductos es de utilización inmediata, el gas en plantas de regasificación depende de la capacidad de regasificación y de la demanda, y puede ser movilizado muy rápidamente. La disponibilidad del gas almacenado en los almacenamientos subterráneos depende de la capacidad de extracción, así como de la capacidad de conexión de estos almacenamientos con la red de gasoductos. La figura relaciona la capacidad de extracción de los almacenamientos con la capacidad de emisión del sistema para el periodo En todo el periodo, , la capacidad de extracción de los almacenamientos se situará por debajo del 10% de la capacidad total del sistema. Estos valores, inferiores progresivamente, son consecuencia directa de las ampliaciones y nuevas puestas en funcionamiento de las entradas del sistema que se llevarán a cabo durante estos años. Hasta que no se produzca la entrada en funcionamiento de los nuevos almacenamientos subterráneos de Yela y Castor, la capacidad de extracción relativa se situará en valores muy bajos. Existe en la actualidad una parálisis inversora en el desarrollo de los almacenamientos subterráneos de alguno de los proyectos incluidos en la planificación, que puede llevar a la existencia de una capacidad de almacenamiento muy reducida en relación con una demanda en franco crecimiento. 161

156 Figura Comparación entre la capacidad de extracción de los almacenamientos subterráneos con la capacidad de emisión del sistema y la capacidad de extracción de la planta de Barcelona Capacidades de producción sistema GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día Capacidad Producción TOTAL Capacidad Producción AASS Capacidad Producción Barcelona Cobertura de la demanda con AASS (%) Sobre la producción total 6,3% 5,7% 6,1% 6,2% 5,6% Sobre la producción de Barcelona 31,2% 28,6% 34,9% 32,2% 32,2% Fuente: ENAGAS y CNE. En relación a lo que representa la capacidad de extracción de los almacenamientos subterráneos respecto de una de las entradas del sistema, esto es, indisponibilidad simple o N-1, si se realiza la comparación con la capacidad de emisión de la planta de Barcelona por ser el punto con mayor capacidad de entrada del sistema, el grado de cobertura, en 2008, estaría por debajo del 30%, mientras que a partir del 2009 se situaría por encima del 32%. Si se dispusiese de las infraestructuras de Castor y Yela se cubriría totalmente la capacidad de producción de la planta de Barcelona. de entrada y el escenario central de demanda punta. Por lo tanto, salvo en el año 2010, se cumple el criterio de cobertura considerado en la planificación para el periodo considerado, al disponer de un mínimo del 10 % de capacidad excedentaria. Los resultados obtenidos son congruentes con el análisis que se había realizado hasta ahora del sistema, bien entendido que el cuadro anterior refleja la capacidad nominal de entrada, pero no refleja las posibles restricciones que, en su caso, pudieran existir en el sistema de transporte y distribución Cobertura de la demanda en territorio peninsular con las infraestructuras previstas En la figura se compara la demanda del día punta de cada año (demanda punta año normal) con la capacidad nominal de los puntos de entrada, para obtener la diferencia o grado de cobertura entre la capacidad de entrada y la demanda. Considerando el sistema gasista en su conjunto, tras la entrada en funcionamiento de la planta de Sagunto y las ampliaciones de las plantas realizadas en 2006, así como los proyectos en curso y planificados, el grado de cobertura de la demanda oscila entre el 108% y el 118 % si se tiene en cuenta la capacidad nominal de los puntos Bajo las hipótesis anteriores, se puede concluir que no es previsible que se presenten problemas de cobertura de demanda salvo que se dieran situaciones de demanda punta superiores a las previstas y la capacidad de las entradas en ese momento fuese inferior a la descrita, principalmente porque las plantas de regasificación pueden ver disminuida su capacidad por falta de abastecimiento de gas si se producen cierres de puertos. No obstante, bajo el supuesto del escenario superior de demanda punta, la capacidad transportable del sistema no sería suficiente para cubrir dicha demanda en su totalidad. En consonancia con esto, además de tenerse en cuenta posibles actuaciones, como el corte de la demanda interrumpible, se considera urgente el desarrollo de los Ejes de transporte que incrementan el mallado de la red 162

157 Figura : Balance de la capacidad máxima de entrada al sistema y la demanda punta GWh/día Plantas Regasificación Barcelona Cartagena Huelva Bilbao Sagunto Mugardos Musel (Gijón) 223 Almacenamientos Subterráneos Serrablo Gaviota Marismas Poseidón Castor St. Bárbara (Yela) Entradas Internacionales Tarifa Larrau Medgaz Yacimientos Nacionales Almacenamiento operativo de transporte según punta de 30/01/ TOTAL Balance Capacidad - Demanda Punta Escenario Central Escenario Superior Escenario Superior Demanda Interrumpible Grado de Cobertura Escenario Central 118,2% 114,6% 115,5% 108,3% 110,4% Escenario Superior 105,2% 102,8% 105,1% 100,4% 103,0% Escenario Superior Demanda Interrumpible 105,9% 103,4% 105,7% 100,9% 103,5% Fuente CNE. actual, de forma acorde con el desarrollo en paralelo de las capacidades de entrada al sistema. Por otro lado, la hipótesis de demanda punta del escenario superior considera el consumo simultáneo de, prácticamente, la totalidad de los consumidores, en particular el funcionamiento de todos los ciclos combinados previstos, lo cual conllevaría el uso elevado de todas las entradas del sistema, equilibrando los flujos de gas y disminuyendo así las necesidades de transporte entre zonas. En definitiva, al situarse las demandas próximas a los puntos de entrada, las 163

158 posibles restricciones del sistema de transporte tendrían una repercusión menor sobre el funcionamiento del sistema. En 2010, se produce una situación ajustada de cobertura en el escenario de punta extrema de demanda. Esta situación debería verse paliada en años posteriores por la entrada en operación de los almacenamientos subterráneos de Yela, Castor y la ampliación de Gaviota. En el caso de fallo de la mayor entrada al sistema, que es la planta de Barcelona, en la siguiente figura se muestra el grado de cobertura de la demanda en función de distintos escenarios, como sería el aplicar interrumpibilidad convencional y suministrar el 90% de los ciclos combinados, según indica la planificación. Se puede observar que en el escenario de punta central, el sistema estaría muy próximo al cumplimiento de este Figura Grado de cobertura en situación n-1 Sin Barcelona: Criterio n-1 GWh/día Escenario Central 94,7% 91,2% 94,6% 87,5% 90,7% Escenario Central sin interrumpible 95,4% 91,9% 95,2% 88,0% 91,2% Escenario Central sin interrumpible y sin 10% CCGT 101,3% 97,4% 100,8% 93,2% 96,5% Escenario Superior 84,2% 81,8% 86,2% 81,1% 84,6% Escenario Superior sin Interrumpible 84,8% 82,4% 86,7% 81,5% 85,1% Escenario Superior sin Interrumpible y sin 10% CCGT 88,8% 86,1% 90,7% 85,4% 89,1% Fuente CNE. criterio en 2008, 2010 y 2011, haciéndolo en 2007 y En la actualidad, la interrumpibilidad se puede aplicar desde dos vías: una regulada, a través del peaje interrumpible a consumidores que se encuentran en gasoductos saturados; la otra interrumpibilidad es de tipo comercial, y aplica en función de contratos libremente pactados entre comercializador y consumidor. Como ya se ha citado anteriormente en este informe, de acuerdo con la lista de puntos de suministro de peaje interrumpible presentados y aceptados conforme a las resoluciones 14314, de 25 de julio de 2006, y 16479, de 11 de septiembre de 2007, la demanda interrumpible asciende a unos 142 GWh/día. Para la elaboración del presente informe no se tuvo acceso a datos de interrumpibilidad comercial. La interrumpiblidad regulada a través de peaje es la que se muestra en el capítulo 3.1, dedicado a la demanda. Se define de forma anual en función de las condiciones de saturación de los distintos gasoductos del sistema. Su estimación a medio-largo plazo depende de las posibilidades de ubicación de demanda, que son, en parte, externas a los agentes que intervienen en la elaboración del presente informe Suministro de gas natural licuado en camiones cisterna La carga de cisternas es una actividad de operación discontinua, la cual tiene lugar en las plantas de regasificación de forma independiente a la propia de regasificación del GNL que, por el contrario, se desarrolla de manera continua. En la actualidad, existen 164

159 en España 14 cargaderos de cisternas que permiten la carga de unas de 235 cisternas diarias. Nueve de estos cargaderos se localizan en las terminales de regasificación propiedad de ENAGAS, Sagunto y Mugardos tienen dos cada una y el restante se encuentra en la planta de Bilbao. La figura muestra la capacidad de los cargaderos de camiones cisterna existentes en España. El consumo de GNL trasportado en cisternas ha estado creciendo a ritmos muy elevados, en torno al 20% anual, durante los últimos años, y hoy en día supone en torno al 3,5% de la demanda convencional en España, como se observa en la figura Por tanto, el crecimiento de la demanda de GNL en cisternas ha sido superior a la reducción que se produce como consecuencia de la llegada del gas natural por canalización a las poblaciones que disponen de las plantas satélites. Figura Capacidad de los cargaderos de camiones cisterna por planta de regasificación en España Número de Capacidad de carga Capacidad de carga(*) Planta de Regasificación cargaderos (n.º cisternas/día) (GWh/día) Barcelona Cartagena Huelva Bilbao ,5 Sagunto ,5 Mugardos ,5 TOTAL ,5 (*) Capacidad camión cisterna estándar: 0,3 GWh. Fuente: ENAGAS y BBG. Figura Evolución del suministro de gas natural mediante camiones cisterna de GNL Gas natural Demanda de GNL Incremento Cisternas de GNL distribuido mediante respecto a la de demanda Año cargadas (*) cisternas de GNL (**) demanda convencional de GNL respecto (n.º cisternas/año) (GWh/día) (%) al año anterior (%) ,50% ,00% 23,81% ,56% 24,10% ,65% 9,74% ,38% -1,46% ,36% -3,35% (*) Capacidad camión cisterna estándar: 0,3 GWh (**) El GNL cargado en cisternas con destino plantas satélite de redes de distribución se ha considerado como canalizado en el del presente informe, salvo en la estadística ahora presentada. Fuente: ENAGAS, BBG y CNE. 165

160 En los últimos años la demanda de suministro de GNL ha estado condicionada por restricciones de capacidad técnica de los cargaderos, que no eran suficientes para atenderla, por lo que se contrajo su crecimiento, siendo incluso negativo en los dos últimos años. A las restricciones técnicas se acumulan las limitaciones de circulación de las cisternas de GNL los domingos y festivos y la modulación actual del transporte por carretera de los camiones cisternas de GNL, dando lugar en los últimos años a una capacidad máxima de transporte estimada de cisternas/año frente a la teórica de De hecho, en los últimos tres años, se han presentado ante la CNE varias denegaciones de acceso relacionadas con la contratación de carga de cisternas, lo que pone de manifiesto, y confirma, el grado de saturación de la actividad. No obstante, la reciente puesta en marcha de las plantas de Sagunto y Mugardos (2 cargaderos cada una) puede aliviar esta situación Sistemas extrapeninsulares Canarias Los planes de gasificación en la Comunidad Autónoma de Canarias prevén la construcción de dos plantas de regasificación, una en la isla de Gran Canaria y otra en la isla de Tenerife, con previsión de puesta en marcha, según la Planificiación desarrollada por el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo, en el año 2009 y 2010 respectivamente. Ambas plantas están clasificadas con categoría A en la Planificación y su dimensionamiento se ha hecho teniendo en cuenta la demanda eléctrica presente y futura, y la demanda convencional de gas natural prevista. Asociados a la construcción de ambas plantas se desarrollarán los gasoductos para el suministro de gas natural a los ciclos combinados previstos. La planta de regasificación de Gran Canaria, promovida por la sociedad Compañía Transportista de Gas Canarias, supone la construcción de una terminal de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL con las correspondientes instalaciones marítimas para descarga de metaneros de m 3. La planta consistirá en un tanque de GNL de m 3 de capacidad de almacenamiento y una capacidad de emisión de m 3 (n)/h, que se consideran suficientes para atender la demanda insular hasta el año La planta se emplazará en el polígono industrial de Arinaga, en el término municipal de Agüimes. En relación con la terminal de regasificación de Tenerife, que será gemela a la anterior, se emplazará en el puerto de Granadilla y está prevista para No obstante, en la actualidad el promotor de ambas infraestructuas presenta una previsión de fechas de puesta en marcha estimadas para el año Información referente a los proyectos mencionados se puede obtener en el Informe de Seguimiento de Infraestructuras ( En Gran Canaria, inicialmente el gas natural suministrado se destinará a cubrir la demanda de gas para generación eléctrica. Se espera, el desarrollo de gasoductos de transporte asociados a la construcción de la planta, con una longitud conjunta de aproximadamente 51 km, que conectarían la terminal de regasificación con Las Palmas de Gran Canaria y con San Bartolomé de Tirajana, alimentando a las centrales térmicas de Tirajana y Jinámar, así como a clientes domésticos e industriales. En Tenerife, además del suministro inicial para generación eléctrica, se pretende suministrar gas a la refinería existente en la isla. Para dichos suministros, así como para clientes domésticos e industriales, se desarrollará un gasoducto de transporte, con una longitud de aproximadamente 49 km, que conectarían la terminal de regasificación con Santa Cruz de Tenerife. La figura muestra la ubicación y principales características de las infraestructuras de gas previstas en Tenerife y Gran Canaria. 166

161 Figura Plantas de regasificación de Tenerife y Gran canaria SANTA CRUZ DE TENERIFE CANDELARIA GRANADILLA 150 LAS PALMAS DE GRAN CANARIA JINAMAR m SAN BARTOLOMÉ DE TIRAJANA AGÜIMES 150 PLANTA DE AGÜIMES PLANTA DE GRANADILLA m Fuente: Compañía Transportista de Gas Canarias, S.A. y Planificación de Infraestructuras Islas Baleares Según la Adenda a la Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas, aprobada por el Consejo de Ministros el 5 de diciembre de 2003, que determina las infraestructuras para el abastecimiento energético a desarrollar en las Islas Baleares, en lo que se refiere al suministro de gas natural, se prevé que el más importante será el dedicado a la generación eléctrica, constituyendo esta aplicación el 90% de la estimación total de la demanda en el horizonte de este Informe Marco. Para cubrir estas previsiones de demanda de los mercados convencional y eléctrico, se decidió la construcción de un gasoducto que conecte la Península con las islas de Mallorca e Ibiza. El gasoducto previsto partirá del término municipal de Denia (Valencia), donde se instalará una estación de compresión y medida, y llegará a Ibiza en las proximidades de Cala Gració. Desde ahí saldrá el tramo de red que lleve el gas natural hasta la ciudad de Ibiza y continúe hasta Mallorca, entrando en los terrenos de la actual central térmica de San Juan de Dios, desde donde Figura Gasoducto de conexión de las Islas Baleares con la Península Mallorca San Juan de Dios Denia Cala Gació Ibiza Formentera Estación de compresión en proyecto Gasoducto en proyecto Fuente: MINECO. 167

162 saldrán los gasoductos para alimentar a las centrales térmicas y conectar con la actual red de distribución de gas. En la figura se representan las principales infraestructuras previstas. El gasoducto de interconexión Peninsular-Insular presentará una longitud total de 332 km con un tramo peninsular de 65 km y 24 y otro submarino de 267 km y 20. La profundidad máxima del tramo submarino no superará los m. La puesta en marcha del gasoducto se prevé para el año 2008, clasificándose en la planificación del Ministerio de Industria, Comercio y Turismo con el carácter de urgente. Este gasoducto se complementa con diferentes tramos insulares que atenderán la demanda de la zona. En el 2008, y también con una calificación de urgente, se prevé la entrada en funcionamiento de los gasoductos insulares de Ibiza (17 km en 10 ) y Mallorca (21 km en 20 y14 ). Más adelante, en 2010 y con una calificación de tipo A, se prevé ampliar la red de transporte de Mallorca a través del gasoducto Son Reus- Inca- Alcudia (45 km en 10 ). En la actualidad, los promotores de las infraestructuas necesarias para la gasificación de Baleares presentan una previsión de fechas de puesta en marcha estimadas para el año Información referente a los proyectos mencionados se puede obtener en el Informe de Seguimiento de Infraestructuras ( Actualmente, se distribuye gas propanado en Mallorca a cerca de clientes, a los que se podría realizar el cambio a gas natural Conclusiones sobre el funcionamiento del sistema gasista en el periodo Los importantes aumentos en la demanda de gas natural previstos, tanto para el mercado convencional como para la alimentación de nuevas centrales de ciclo combinado, exigen la ejecución de un gran esfuerzo de construcción de nuevas infraestructuras de transporte, regasificación y almacenamiento de gas natural, contempladas en la Planificación Obligatoria. Considerando el sistema gasista en su conjunto, tras la entrada en funcionamiento de las planta de Sagunto y Mugardos, las ampliaciones de las plantas realizadas en los últimos años, así como los proyectos en curso y planificados según las fechas de puesta en marcha previstas por los promotores, y el escenario central de implantación de ciclos combinados, el grado de cobertura de la demanda oscila entre el 108 % y el 118 % si se tiene en cuenta la capacidad nominal de los puntos de entrada y, por lo tanto, se cumple el criterio de cobertura considerado en la planificación, al disponer de un mínimo del 10 % de capacidad excedentaria, salvo en el año No obstante, si se tiene en cuenta la capacidad transportable, esto es, la capacidad de vehiculación de gas que tiene la red de gasoductos y que condiciona las capacidades de emisión de los puntos de entrada, el grado de cobertura de la demanda punta del escenario central oscila entre el 102 % y el 104%. Por otro lado, en el escenario superior de demanda punta, con todos los ciclos funcionando al 100%, la capacidad nominal de producción es suficiente para el suministro de la demanda, si bien la capacidad transportable no garantiza la cobertura total de dicha demanda. En este caso, habría de tenerse en consideración el recurso a las diferentes flexibilidades del sistema, entre las que cabe destacar la aplicación de las condiciones de interrumpibilidad. El criterio de seguridad denominado n-1 (atender la demanda en caso de fallo de alguna de las entradas al sistema) se cumple en dos años del periodo considerado en el escenario central de demanda. El cumplimiento de este criterio depende de la demanda que se declare como interrumpible en cada momento. 168

163 También pueden existir algunos problemas de suministro de ámbito local, en caso de producirse condiciones climatológicas extremas, si se producen retrasos en la puesta en servicio de algunas nuevas infraestructuras. 2. A la vista del presente informe se consideran como infraestructuras más urgentes para los próximos años las siguientes: La adecuación de los yacimientos de Poseidón y Marismas como almacenamientos subterráneos y la puesta en operación de los nuevos AA.SS. de Yela y Castor, así como la ampliación de Gaviota, necesarios tanto por la capacidad de almacenamiento que aportan como por el refuerzo de la seguridad de suministro que suponen ante el fallo de uno de los puntos de entrada del sistema. Los tanques de almacenamiento en las plantas de regasificación, para aumentar la autonomía de dichas instalaciones ante problemas de suministro. Son también urgentes los siguientes gasoductos de refuerzo para atender los crecimientos de la demanda local: El Semianillo Suroeste de Madrid, previsto en Planificación para el Los gasoductos Treto País Vasco y Campo de Gibraltar, previstos en Planificación para el El gasoducto submarino a Baleares y los tramos insulares, previstos en Planificación para Ramales a Aceca y Castellón, previstos en Planificación para el Duplicación del eje Paterna Tivissa Barcelona, constituido por los gasoductos Paterna Tivissa», Tivissa Arbos, Arbos Barcelona y Tivissa Castelnou, junto con el gasoducto Montesa Alcázar de San Juan, así como als estaciones de compresión asociadas, para eliminar la congestión del Eje del Levante y las restricciones de salida de la planta de Barcelona. La construcción del gasoducto Lemona Haro y la ampliación de E.C. de Haro, para aumentar la capacidad de salida de la planta de Bilbao y el almacenamiento de Gaviota. La construcción de la C.I. Medgaz, así como el gasoducto Almería Lorca Chinchilla y la futura estación de compresión en Chinchilla que permiten su integración en el sistema gasista, ya que facilita una segunda vía de abastecimiento de gas natural desde Argelia y compensa la relación existente entre abastecimientos de GNL y gas natural. 3. La reducida capacidad de almacenamiento subterráneo es uno de los problemas del sistema gasista español, ya que el desarrollo de nuevos almacenamientos es una actividad que requiere fuertes inversiones y largos periodos de tiempo de investigación y desarrollo. El crecimiento esperado de la demanda de gas requiere ser complementado con un desarrollo equivalente de la capacidad de almacenamiento, crecimiento que no se está produciendo en la actualidad, lo que puede agravar el déficit de capacidad de almacenamiento de nuestro sistema, teniendo en cuenta la dependencia externa de nuestros aprovisionamientos de gas. Igual de importante resulta la ampliación de la capacidad de inyección y sobre todo de extracción de los almacenamientos subterráneos, que permitan tener disponible el gas natural almacenado para hacer frente a contingencias puntuales, internas o externas, a nuestro sistema gasista. 169

164 6.2. Previsiones de desarrollo y funcionamiento del sistema eléctrico en el periodo 2007 a 2011 La planificación de la red de transporte atiende a tres tipos de criterios: técnicos, económicos y estratégicos, que están relacionados entre sí. Los criterios técnicos persiguen el cumplimiento de los requisitos de seguridad y fiabilidad para las futuras configuraciones de la red, requisitos que han de ser coherentes con los criterios técnicos establecidos en los procedimientos de operación del sistema. Los criterios económicos permiten decidir entre las distintas opciones alternativas resultantes tras la aplicación de los criterios técnicos. Se incorporan al plan de desarrollo las instalaciones que aporten beneficios económicos al sistema, evaluados por el ahorro de costes que significa su puesta en servicio. La función objetivo a minimizar es la siguiente: Costes de instalaciones + Costes de operación Cada nueva instalación de la red objeto del análisis producirá un determinado efecto en los componentes de la función objetivo. Los costes de instalaciones incluyen la valoración de la inversión asociada a las instalaciones que conforman cada actuación de los programas de desarrollo de la red de transporte, así como los costes de operar y mantener las mismas. Para la cuantificación de los costes de instalaciones se considera una amortización de duración igual a la vida estimada de las mismas. operación se realiza utilizando un modelo de explotación anual en el que, considerando un perfil de precios, se simulan un elevado número de estados del sistema empleando una perspectiva probabilística de acuerdo con las hipótesis consideradas en los escenarios. Las instalaciones que forman el plan de desarrollo son aquellas que permiten minimizar la función objetivo, es decir, los costes del sistema para alcanzar el nivel de fiabilidad mínimo establecido para la red de transporte en el Real Decreto 1955/2000 expresado en un tiempo de interrupción equivalente a la punta del sistema de 15 minutos por año. El valor otorgado a la energía no suministrada es el que garantiza, mediante el desarrollo de la red de transporte, el nivel de fiabilidad requerido. Los refuerzos necesarios para la evacuación de la nueva generación se determinan en base a los informes sobre las solicitudes de acceso, teniendo en cuenta que dicho acceso sólo se puede denegar cuando no se disponga de capacidad suficiente para cumplir con los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema y, en este caso, se deben proponer alternativas de acceso en otro punto de conexión o de realización, si ello fuera posible, de los refuerzos necesarios en la red de transporte para eliminar la restricción de acceso. La incorporación de toda nueva instalación debe realizarse de forma que las operaciones de conexión y desconexión al sistema no provoquen una degradación de la topología de la red de transporte ni de su operación, para ello se establecen ciertos criterios como son: Limitación del número de nudos no mallados entre dos nudos mallados. Los costes de operación evalúan los costes variables de explotación derivados de la expansión de la red de transporte. Estos costes están asociados a las pérdidas de transporte y a las restricciones técnicas que se producen en el sistema. La evaluación de los costes de Limitación en la concentración de generación en un nudo. Coordinación entre los planes de desarrollo de la red de transporte y de las redes de distribución para conseguir 170

165 la máxima eficiencia desde el punto de vista económico y el medioambiental, evitando en lo posible redundancias innecesarias tanto en la red de distribución como en sus apoyos desde la red de transporte. Las configuraciones preferentes para el diseño de los nuevos elementos de la red de transporte, establecidas en los Procedimientos de Operación del Sistema 13.1 y 13.3, son las siguientes: Línea de 400 kv de doble circuito con conductor Cóndor en triplex. Línea de 220 kv de doble circuito con conductor Gull en dúplex. Subestación de 400 kv en interruptor y medio o anillo evolucionable. Subestación de 220 kv en interruptor y medio, anillo evolucionable o doble barra con acoplamiento. Las subestaciones se construirán preferentemente con tecnología de aislamiento en aire salvo que, por condicionantes de espacio, medioambientales, o de otro tipo, sea necesario utilizar tecnología con aislamiento blindado o mixto. Las subestaciones existentes de simple barra o doble barra que se amplíen, y en su estado final alcancen cuatro o más posiciones sin contar el posible acoplamiento, deberán evolucionar a una configuración de las recogidas en el Procedimiento de Operación del Sistema Debido a la incidencia en inversión, operación, mantenimiento, detección de fallos y reparación principalmente, los soterramientos de líneas serán objeto de estudios específicos, evitándose como criterio general los soterramientos parciales que den lugar a tramos discontinuos aéreo-subterráneo en la misma línea. En situaciones excepcionales para la definición de los nuevos refuerzos de la red de transporte se podrán considerar líneas con tres o más circuitos incluso de distinto nivel de tensión. Estas instalaciones atenderán la demanda de nuevos refuerzos en el caso de detectarse grandes dificultades para la construcción de nuevas líneas en simple y/o doble circuito convencionales. Sin embargo, el diseño de estas instalaciones multicircuito habrá de tener en cuenta la posibilidad de hacer descargos para trabajos de mantenimiento en uno cualquiera de los circuitos permaneciendo el resto trabajando en tensión, así como la incidencia de su contingencia en el comportamiento del sistema Infraestructuras de transporte de energía eléctrica De acuerdo con la información aportada por el gestor del sistema tanto en la planificación como en el programa anual de instalaciones de las redes de transporte, las actuaciones en la red de transporte de energía eléctrica necesarias lo largo del horizonte de planificación, desde 1 de abril de 2005 hasta 31 de diciembre de 2011 pueden ser clasificadas atendiendo a las siguientes motivaciones: MRdT: Mallado de la Red de Transporte: estas actuaciones se derivan de la necesidad de garantía de suministro general y local, constituyendo la motivación fundamental en el conjunto de las actuaciones. CInt: Refuerzo de las conexiones internacionales: son las actuaciones asociadas con el refuerzo de las líneas de conexión internacional, integradas en la necesidad de aumento de la capacidad de intercambio del sistema, en particular con los sistemas periféricos y especialmente con el sistema europeo. ATA: Alimentación a cargas singulares (Tren Alta Velocidad): actuaciones asociadas a los requisitos de alimentación eléctrica a cargas singulares, 171

166 especialmente exigibles por los nuevos trenes de alta velocidad previstos. Actuaciones tipo A: Actuaciones aprobadas sin ningún tipo de condicionante EvRO: Evacuación de generación de régimen ordinario: son las actuaciones asociadas a la evacuación de los grupos de generación en régimen ordinario. EvRE: Evacuación de generación en régimen especial (eólica, tratamiento de purines, etc.). Actuaciones asociadas a las previsiones de instalación de nueva generación de régimen especial (en particular eólica) y que hacen necesario no sólo el refuerzo de líneas, sino la de actuaciones de evacuación directa a la RdT mediante nuevas subestaciones. ApD: Apoyo a la distribución y demanda de grandes consumidores, excepto ATA. Son las actuaciones asociadas a la necesidad de garantizar el suministro local. Las instalaciones se han identificado según la función que cumplen en el sistema como: Actuaciones tipo B1: Actuaciones condicionadas con probabilidad muy alta. Actuaciones tipo B2: Actuaciones condicionadas con probabilidad moderada. Actuaciones tipo C: Actuaciones pendientes de estudio, bien porque todavía no se ha recibido/resuelto la solicitud de acceso de generación/demanda que la justifica, o bien porque se trata de una actuación cuyo análisis se deja para la próxima planificación que abarcará un periodo de 10 años. ZONA NOROESTE: GALICIA El desarrollo de la red de transporte en Galicia viene exigido por la necesidad de: Mallado de la Red de Transporte Instalaciones estructurales: solucionan los problemas que afectan al buen funcionamiento del sistema en su conjunto en el horizonte y escenarios estudiados. Refuerzo de la alimentación al mercado local. Plan Eólico Estratégico de Galicia. Instalaciones de conexión: facilitan el enlace con la red de transporte de centrales de generación, subestaciones de distribución y consumidores. A continuación se exponen, para cada una de las seis zonas de explotación en que se divide el sistema eléctrico peninsular español y para el sistema insular, las actuaciones en la red de transporte necesarias para los próximos ejercicios, así como su justificación cualitativa. Instalación de nuevos grupos térmicos de ciclo combinado a gas natural Asimismo, cabe destacar que en el programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006 aparece en esta zona como actuación excepcional la subestación de Tomeza 220 kv blindada (tipo GIS) que recoja las ampliaciones previstas en la subestación de Lourizán 220 kv. Estas actuaciones se clasifican, dependiendo de sí su ejecución este o no condicionada al cumplimiento de alguna condición previa, en los siguientes tipos: La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la zona en el periodo

167 Figura Actuaciones planificadas en la zona noroeste: Galicia. Periodo ZONA NORTE: PRINCIPADO DE ASTURIAS, CANTABRIA Y PAIS VASCO El desarrollo de la red de transporte en estas CCAA incluye cuatro importantes actuaciones, orientadas al mallado de la red de 400 kv, facilitar la evacuación de la generación localizada en zonas excedentarias (Galicia y Asturias) y apoyar a los mercados locales: Eje Asturias-Galicia. Eje Norte (Asturias-Cantabria-País Vasco). Línea D/C Lada-Velilla. Mallado de red en la zona de Abanto (Músquiz)- Ziérbana (Puerto de Bilbao)-Santurce. 173

168 Asimismo se prevé el refuerzo de la red de 220 kv para apoyo a la alimentación de mercados y evacuación de nueva generación. Por otro lado, cabe destacar que en el programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006 aparece en esta zona como actuación excepcional, que la alimentación a Cantabria Oriental se va a llevar a cabo desde la alimentación a Treto desde Udalla por una nueva subestación Solórzano 220 kv, alimentada desde el nivel de 400 kv mediante una entrada/salida en el circuito previsto de Penagos-Abantos 400 kv. La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la zona en el periodo Figura Actuaciones planificadas en la zona norte: Asturias-Cantabria-País Vasco. Periodo ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGON Y CATALUÑA El desarrollo de la red de transporte incluye las actuaciones necesarias que cumplen las siguientes funciones: Mallado de la red de transporte. Alimentación a mercados locales. Evacuación de régimen especial Instalación de nuevos ciclos combinados a gas natural. Refuerzo de las interconexiones internacionales En base al programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006, en la zona de Cataluña, debido a las elevadas corrientes de Cortocircuito que se detectan en la actualidad y en los horizontes de estudio en la red de 220 kv en Barcelona, resulta necesario desmallar diferentes subestaciones de la red de transporte tanto existentes como programadas mediante doble acoplamiento entre ellas. En el corto 174

169 plazo, se ha de llevar a cabo este tipo de actuaciones en las subestaciones de Santa Coloma, Finestrelles y Collblanc. Actuaciones urgentes en Gerona Alternativa a la nueva subestación Juiá 400 kv Asimismo, en el citado documento aparecen como actuaciones excepcionales en Cataluña las siguientes: Alternativa a la Conexión de Riudarenes 400 kv Apoyo del enlace Lérida-Barcelona La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la zona en el periodo Figura Actuaciones planificadas en la zona nordeste: Navarra-La Rioja-Aragón-Cataluña y detalle de Barcelona. Periodo

170 ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEON, CASTILLA-LA MANCHA Y EXTREMADURA El desarrollo de la red de transporte en estas CCAA viene determinado por las siguientes actuaciones: Evacuación de generación eólica y apoyo a zonas de mercado local. Apoyo mutuo entre Castilla-La Mancha y Extremadura con zonas adyacentes. Asimismo, en el citado documento aparecen como actuaciones excepcionales tanto en Castilla-León como en Castilla la Mancha, las siguientes: Castilla-León. Retraso del proyecto SUMA (Suministro a Madrid). Debido al retraso del doble circuito planificado de 400 kv Tordesillas-Segovia-Moraleja/Tordesillas- Cereal, columna vertebral del proyecto SUMA, se plantea como actuación excepcional y urgente para la alimentación al Tren de Alta Velocidad (TAV) en Segovia una entrada/salida en la línea de 220 kv Tordesilla-Otero. Interconexión con Portugal. En base al programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006, en la zona de Extremadura el eje de simple circuito programado en Almaraz-La Garrovilla-Brovales 400 kv deberá estar preparado para doble circuito.. Castilla-La Mancha. Nuevo transformador Olmedilla 400/220 kv y repotenciación Aceca-Valdemoro 220 kv debido a sobrecargas detectadas en la operación en tiempo real. La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la zona en el periodo Figura Actuaciones planificadas en la zona centro: Castilla y León, Castilla-La Mancha y Extremadura. Periodo

171 ZONA DE MADRID El desarrollo de la red de transporte en esta región viene determinado por las siguientes necesidades: Apoyar a la demanda desde la red de transporte. Reforzar los ejes de transporte que alimentan la Comunidad. Evacuación de nueva generación. En base al programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006, en la zona de Madrid debido a las elevadas corrientes de cortocircuito que se detectan en la actualidad y en los horizontes de estudio de la red de 220 kv en Madrid, resulta necesario desmallar diferentes subestaciones de la red de transporte tanto existentes como futuras mediante la creación de dos subestaciones conectadas mediante doble acoplamiento entre ellas. Igualmente, se propone la conexión provisional de la futura subestación Palafox 220 kv con las subestaciones de Mazarredo 220 kv y Vicálvaro 220 kv, como una solución transitoria hasta el año Asimismo, en el citado documento aparecen como actuación excepcional en Madrid el nuevo segundo circuito Canillejas-Simancas 220 kv para asegurar el correcto funcionamiento de la red de transporte y garantizar el suministro de las nuevas demandas solicitadas en la zona de Madrid. La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la zona en el periodo Figura Actuaciones planificadas en la zona de Madrid. Periodo

172 ZONA LEVANTE: COMUNIDAD VALENCIANA Y MURCIA El desarrollo de red en estas Comunidades Autónomas viene determinado por las siguientes necesidades: Apoyo a la demanda desde la red de transporte. Refuerzo del eje entre Aragón y Valencia. Evacuación de nueva generación. Interconexión entre el sistema peninsular y las Islas Baleares En base al programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006, en la zona de la Comunidad Valenciana, aparecen como actuaciones excepcionales las siguientes: Nueva Red de Transporte en la Zona de Alicante con la finalidad de poder satisfacer los importantes incrementos de suministro previstos en dicha zona. Por otra parte, debido a los elevados flujos de potencia observados en el eje costero de 220 kv resulta necesario el desmallado de la futura subestación San Miguel 220 kv que se realizará mediante dos subestaciones de 220 kv con doble acoplamiento entre ellas. Nueva Red de transporte en Costa Blanca (sur de Valencia y norte de Alicante) debido a que, tanto por el elevado incremento de la demanda observado en esta zona en los últimos años, como por el elevado incremento previsto, la red de de distribución existente resulta claramente insuficiente para alimentar la demanda en el horizonte analizado. La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la zona en el periodo Figura Actuaciones planificadas en la zona Levante: Comunidad Valenciana y Murcia. Periodo

173 ZONA SUR: ANDALUCÍA El desarrollo de la red en esta Comunidad Autónoma atiende a las siguientes necesidades: Refuerzos estructurales. Evacuación de generación. Apoyo en zonas de mercado de Andalucía. En base al programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006, en la zona de Andalucía se va a llevar a cabo la conexión PuertoReal-Entrada/Salida Gazules-Nueva Casares y el desarrollo planificado de la red de 220 kv en la zona de Cadiz, así como el apoyo desde la red de 400 kv mediante la actuación recogida en al revisión de la planificación doble circuito Arcos de la Frontera- Cartuja 400 kv. Asimismo, en el citado documento aparecen como actuaciones excepcionales en Andalucía las siguientes: Mallado de la Red de Transporte entre las subestaciones de 220 kv de Centenario y Quintos Alimentación Zona Úbeda Repotenciación Colón-Torrearenillas 220 kv Nueva subestación Cristóbal Colón 220 kv Blindada (tipo GIS) Nuevo Transformador Don Rodrigo 400/220 kv debido al retraso de la subestación y transformación de Sevilla Este, y para evitar los problemas de sobrecargas en los transformadores existentes. La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la zona en el periodo Figura Actuaciones planificadas en la zona Sur: Andalucía. Periodo

174 BALEARES En el sistema eléctrico de Mallorca, caben destacar las siguientes actuaciones: En base al programa actual de instalaciones de las redes de transporte de diciembre de 2006, en la zona de las Islas Baleares aparecen como actuaciones excepcionales las siguientes: Nueva subestación de Cas Tresorer 220/66 kv, conectada a la red de 220 kv mediante dos circuitos a Son Orlandis, y a la red de 66 kv mediante cuatro circuitos a San Juan de Dios y un doble circuito a Son Molinas. Creación de un tercer eje de evacuación de Alcudia mediante una nueva línea de 220 kv entre Alcudia y Son Reus. Paso a 132 kv de las líneas de 66 kv Bessons - Porto Cristo - Cala Millor y a 220 kv del doble circuito Valldurgent - Sta Ponsa (Calviá) 66 kv. En la red de 66 kv se han planificado cambios de conductor para evitar cuellos de botella y nuevas subestaciones por demanda. Dada la dificultad para realizar actuaciones en la zona de Rafal, debido a su impacto medioambiental, se plantea sustituir las actuaciones en la red de 66 kv de la zona prevista en la planificación por una nueva alimentación en 220 kv que proporcione una solución a largo plazo. Con objeto de poder integrar en la red de transporte la futura turbina de gas 4 en Mahón, y con ello contribuir a la garantía de suministro en la isla, se considera necesario modificar el conductor en la repotenciación de las líneas Mahón-Dragonera 132 kv con objeto de que se puedan alcanzar los 280 MVA por circuito frente a los 160 MVA previstos. La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la isla en el periodo Figura Actuaciones planificadas en la isla de Palma. Periodo

175 En el sistema de Ibiza se prevé una reestructuración importante. Interconexión de los subsistemas Mallorca - Menorca e Ibiza - Formentera mediante un enlace submarino, con una capacidad de 100 MW entre Santa Ponsa (Mallorca) y Torrente (Ibiza), y un nuevo enlace submarino de 50 MW entre Torrente y Forementera. Creación de nueva subestación de Torrente 132/66 kv y duplicación de los ejes de 66 kv que se dejarán preparados para su paso a 132 kv. En el sistema eléctrico en Menorca se han planificado dos nuevas subestaciones, Oeste y Poima y la repotenciación de las líneas de evacuación de la central de Mahón. La ampliación de la capacidad de transporte del enlace con Mallorca se estudiará en la revisión de la planificación La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en las islas en el periodo Figura Actuaciones planificadas en Menorca-Ibiza-Formentera. Periodo CANARIAS En el sistema eléctrico de Gran Canaria se refuerza el suministro a la zona sur mediante la creación de la nueva subestación de 220/66 kv Santa Agueda, unida a Barranco de Tirajana mediante dos circuitos de 220 kv. También se mejora el suministro a la capital mediante la nueva subestación de Lomo del Cardo 220 kv unida a Jinamar mediante dos circuitos. La red de 220 kv propuesta en Gran Canaria se completa con la aparición 181

176 de la nueva subestación Barranco de Tirajana 2 para facilitar la evacuación de un segundo ciclo combinado en las mejores condiciones de seguridad posibles. Así mismo se programan nuevas unidades de transformación en todas las subestaciones de 220 kv, tanto nuevas como existentes, salvo en Barranco de Tirajana 2. En lo referente a la red de 66 kv de Gran Canaria se prevén repotenciaciones de líneas existentes, transformación de simples circuitos en dobles circuitos y líneas completamente nuevas, así como nuevas subestaciones, especialmente en la zona sur, en la zona de la capital y al oeste de la capital. Así mismo, se ha previsto el cierre del anillo de 66 kv uniendo Guía con Mogán a través de las nuevas subestaciones Galdar/Agaete y La Aldea. El propósito de estas actuaciones es poder suministrar la demanda prevista en las adecuadas condiciones de seguridad y calidad. En el sistema eléctrico de Tenerife se refuerza el suministro a la zona sur mediante la creación de la nueva subestación de 220/66 kv Los Vallitos, unida a Granadilla mediante dos circuitos de 220 kv. También se mejora el suministro a la capital mediante la nueva subestación de Buenos Aires 220 kv unida a Candelaria mediante dos circuitos, y reforzar el suministro a la zona norte mediante dos líneas de 220 kv desde Candelaria hasta la nueva subestación de Cuesta de la Villa 220 kv. La red de 220 kv planificada en Tenerife se completa con la aparición de la nueva subestación Granadilla 2 para facilitar la evacuación de un segundo ciclo combinado en las mejores condiciones de seguridad posibles. Así mismo se prevén nuevas unidades de transformación en todas las subestaciones de 220 kv, tanto nuevas como existentes, salvo en Granadilla 2. Por otro lado, tras el paso de la tormenta tropical Delta por la isla de Tenerife, se ha planificado la reconstrucción de los ejes de transporte dañados, Candelaria-Geneto y Candelaria-Granadilla, en 66 kv preparados para un posterior cambio de tensión a 220 kv en 2009 y 2010, respectivamente, lo que permite reforzar la alimentación de la zona metropolitana de Santa Cruz y la interconexión entre las centrales de Tenerife. La figura representa las actuaciones de la red de transporte planificadas en la isla en el periodo Figura Actuaciones planificadas en Gran Canaria. Periodo