1. Resumen movimientos de gas en Aprovisionamientos de gas natural y GNL. 4. Almacenamientos subterráneos

Transcripción

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3 1. Resumen movimientos de gas en Aprovisionamientos de gas natural y GNL 3. Plantas de regasificación 4. Almacenamientos subterráneos 5. Transporte de gas 6. Mercados de gas natural Récords de demanda

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5 Resumen movimientos de gas en 27 1

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7 En el año 27, la demanda del mercado nacional alcanza los GWh, un 4,3% superior a la registrada en el año 26. La demanda transportada para el sector convencional, que engloba el consumo doméstico-comercial y el industrial, asciende a GWh, un 3,7% superior a la obtenida en 26 situándose dentro de lo previsto. En el año 27, aproximadamente un 25% del total de la energía eléctrica producida en España se genera utilizando gas natural, para lo que es necesario transportar GWh, un 5,5% más que en el ejercicio anterior. Este consumo de gas natural representa un 34,8% sobre el total de la demanda, que frente al 34,4% alcanzado en el año 26, consolida a este segmento como fundamental para el desarrollo del sector. A finales del año, hay 53 grupos equivalentes de 4 MW en operación, de los que 14 se incorporan a lo largo de 27, acumulando una potencia instalada de 2.99 MW. Se acentúa el retroceso de las centrales térmicas bicombustibles, iniciado en el año 25, reduciendo su consumo desde 12,4 TWh en 25 a 2,5 TWh en el 27. En cuanto a las conexiones internacionales, destaca la reducción de las salidas, pasando de 5,9 TWh en 26 a 1,9 TWh en 27. La gestión de las conexiones internacionales ha tenido un saldo favorable de entrada de 126,7 TWh durante el año 27, un 6,3% superior al de 26. Se reduce de forma significativa ( 44,6%), el transporte de gas a los almacenamientos no básicos del Valle de Guadalquivir, pasando de 2,4 TWh en 26 a 1,3 TWh en el ejercicio 27. El mercado a tarifa experimenta, en el año 27, un descenso del 15,9%, según estaba previsto, por la reducción significativa en el segundo semestre del año a raíz de la entrada en vigor de la ITC/3992/27, según la cual a partir del 1 de julio de 27 quedan suprimidas las tarifas del grupo 2 (industriales), quedando reservado este mercado para consumidores conectados a redes iguales o inferiores a 4 bar. 5

8 Durante el mes de diciembre se supera por primera vez y en cuatro ocasiones el techo de los 1.8 que equivale a dos buques de gran capacidad, con una demanda récord del sistema gasista de GWh, el día 17 de diciembre, que incrementa en un 12% el máximo del invierno anterior. Liberalización del mercado gasista 1% La demanda destinada al mercado liberalizado representa al finalizar el año 27 un 89% sobre el total, comparado con el 86% obtenido el año anterior. Durante el ejercicio 27 continúa el refuerzo de infraestructuras del sistema gasista, tanto en plantas de regasificación como en gasoductos de transporte: 8% 6% 4% 2% % 81% 84% 86% 89% 71% 55% 38% 1% Liberalizado Regulado Entra en operación la planta de Reganosa (Mugardos-A Coruña), la sexta planta del sistema español y la séptima de la Península Ibérica. El día 12 de mayo finaliza la descarga del primer buque (Galicia Spirit-Unión Fenosa) y el 16 de mayo, la planta inicia la emisión al sistema, comenzando la operación comercial el 7 de noviembre. Capacidad Atranque Nº Tanques GNL Capacidad Tk s Capacidad Vaporización 14. m 3 GNL 2 x 15. m 3 GNL m 3 (n)/h Capacidades nominales de la planta de Reganosa 6

9 La planta de Huelva amplía su capacidad de regasificación de 1.2. a Nm 3 /h en mayo. En gasoductos, se incorporan: El gasoducto Falces-Irurzun que mejora la presión en la llegada del gas a Pamplona. La puesta en marcha se produce el mes de febrero aunque se encuentra en servicio parcialmente por reforma del último tramo. el Eje Transversal, el gasoducto Barcelona-Arbós, las estaciones de compresión de Navarra y Zaragoza, y un nuevo tanque en la planta de Sagunto. El Gestor Técnico del Sistema continúa en el año 27 desarrollando las funciones encomendadas en la Ley del Sector de Hidrocarburos, garantizando la continuidad y seguridad de suministro, así como la correcta coordinación entre los puntos de acceso, almacenamiento, transporte y distribución. Reganosa pone en marcha el gasoducto Mugardos-As Pontes-Guitiriz y ramal a la CTCC de As Pontes en mayo y, en julio, el gasoducto Abegondo-Sabón y ramal CT de Meirama. En abril, Endesa G.T. pone en marcha el gasoducto Teruel-Calamocha. Durante el año se inicia la construcción de importantes infraestructuras que entran en servicio en los próximos años, como por ejemplo, Enagás y el resto de operadores del sistema, ponen a disposición de las 12 compañías comercializadoras que operan en el mercado liberalizado su red de infraestructuras para regasificar, almacenar y transportar el gas hasta las redes de distribución. Durante el ejercicio 27, no se ejecuta ningún corte a clientes de peaje interrumpible y tampoco se registran incidencias en entradas o transporte en alta presión con repercusión en las entregas a distribución. 7

10 El 3 de julio se publica en el BOE la Ley 12/27, que modifica la Ley 34/1998 del Sector Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 23/55/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 23, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural. Mediante la citada ley, Enagás S.A., asume las funciones, derechos y obligaciones del Gestor Técnico del Sistema gasista creando una Unidad Orgánica específica que ejercerá las funciones en régimen de exclusividad y con separación contable y funcional. El Consejo de Administración de Enagás, en reunión del día 18 de octubre, aprueba la nueva estructura organizativa de la Empresa diseñada con el fin de dar cumplimiento a la exigencia legislativa citada. Además, la Ley 12/27 establece la desaparición del sistema de tarifas y la creación de una tarifa de último recurso. Este nuevo modelo, en el que el gas natural pasa a ser suministrado exclusivamente por los comercializadores, requiere la adaptación de toda la normativa actualmente en vigor que desarrolla la Ley. El Real Decreto 168/27, de 27 de julio, regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector del gas natural (BOE 28 de julio de 27), y mediante la Orden ITC/239/27, de 3 de julio, se establece el mecanismo de traspaso de clientes del mercado a tarifa al suministro de último recurso de gas natural (BOE 31 de julio de 27). El Plan de Actuación Invernal 27-28, para la operación del sistema gasista (BOE nº 293 del 7 diciembre 27), permite a Enagás, en su condición de Gestor Técnico del Sistema, limitar las exportaciones para evitar problemas de suministro durante los meses de invierno, reforzar las exigencias sobre existencias mínimas de gas natural en las plantas, así como determinar las limitaciones para extraer gas de los almacenamientos subterráneos. En el año 27, Enagás, de acuerdo con las NGTS y siguiendo la política de transparencia, hace públicos en su web informes relativos a las principales variables de Operación del Sistema. 8

11 Diagrama de Flujos SUMINISTROS IMPORTACIONES PRODUCCIÓN NACIONAL 1.4 GNL GN Golfo Pérsico Argelia Nigeria Libia 8.76 Egipto T&T NORUEGA Larrau ARGELIA Tarifa Nacional AASS no básicos H C B Bi Sg Mu EXPORTACIÓN EXPORTACIÓN MERCADOS GNL MERCADOS GN INTERNACIONALES INTERNACIONALES SERRABLO GAVIOTA Producción HUELVA Producción CARTAGENA Producción BARCELONA 7.13 Producción BILBAO Producción SAGUNTO Producción MUGARDOS MERCADO NACIONAL MERCADO LIBERALIZADO MERCADO REGULADO DEMANDA CONVENCIONAL CICLOS COMBINADOS CENTRALES TÉRMICAS DEMANDA CONVENCIONAL CENTRALES TÉRMICAS Unidad: GWh No contempla el gas del GME en tránsito para Portugal. Las cantidades que se expresan son netas de autoconsumos y diferencias de medición. 9

12 Evolución histórica de los suministros de gas Unidad: GWh/año Gas Nacional Portugal (Tuy) Noruega Argelia GN (GME) Otras procedencias Malasia Egipto Golfo Pérsico Nigeria para Portugal Nigeria para España T&T Intercambio GN TRANSGAS Noruega STGSA Australia Libia Argelia GNL 32% GN 68% GNL % % % % % % % % % % % % % 1

13 42. Evolución histórica de las ventas de gas Unidad: GWh/año Sector eléctrico ATR ATR Internacional Convencional ATR Sector eléctrico a tarifa Convencional a tarifa % % % % % % % % % % % % % 11

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15 Aprovisionamientos gas natural y GNL 2

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17 En el año 27, los aprovisionamientos de gas natural totalizan GWh, prácticamente igual a los registrados el año anterior. Un 68,4% de dichos aprovisionamientos llegan en forma de gas natural licuado (GNL), un 31,6% a través de las conexiones internacionales de Larrau, Tarifa y Badajoz, mientras que sólo el,3% corresponde a la producción nacional. Se mantiene la estructura de las fuentes de suministro, marcada en los últimos años por la clara apuesta del GNL, y un aumento del número de buques descargados procedentes de Nigeria y Argelia 11 y 126 buques respectivamente sobre un total de 425 buques descargados en el sistema español en el año 27. Las importaciones de GNL se mantienen respecto al ejercicio anterior, confirmando la apuesta por el GNL en la estructura de suministros. El gas natural consumido en España procede de 8 destinos diferentes. Origen de los Suministros al Sistema Unidad: GWh GWh % GWh % Argelia GN % Argelia GNL Golfo Pérsico GNL % % Nigeria GNL % % Egipto GNL % % Noruega GN % % Francia GN 86,2% 1.29,3% Libia GNL % % T&T GNL % % Otros GNL 44,1% - Nacional GN 814,2% 1.4,3% Portugal GN 15,% - * TOTAL % % Trasvases /Puestas en frío 19-37% * No descontadas las exportaciones de GN por las Conexiones Internacionales y la inyección en los AASS no básicos (Valle del Guadalquivir): en GWh y en GWh 68,4 % 31,6 % Argelia 37% Golfo Pérsico 13% Portugal/ Badajoz,% GNL GN Otros,3% Nacional,3% Nacional,3% Importación 99,7% Nigeria 24% Noruega 6% Libia 2% T&T 6,% Egipto 11% 15

18 Noruega España Argelia Libia Egipto Qatar Trinidad y Tobago Nigeria Omán Nº buques según origen Buque Origen Tamaño m 3 GNL Argelia Libia Nigeria Omán Qatar T&T Egipto TOTAL Tamaño G M P

19 Nº buques según puerto destino Buque Destino Tamaño m 3 GNL Barcelona Cartagena Huelva Bilbao Sagunto Mugardos TOTAL Tamaño G M P Entradas al sistema Unidad: GWh Real-7 s\real-6 GN GNL Tarifa ,6 % Larrau ,1 % Nacional ,8 % Tuy 15 - Badajoz % Total GN ,9 % Planta de Barcelona ,6 % Planta de Cartagena ,9 % Planta de Huelva ,7 % Planta de Bilbao ,5 % Planta de Sagunto ,2 % Planta de Mugardos Total GNL ,2 % Total oferta , % 17

20 Conexión Internacional de Larrau Por la conexión internacional de Larrau se transporta gas de importación y exportación conjuntamente. Unidad: GWh Larrau 27 Nominal 27 Larrau mantenimiento de 2-sep a 12-sep ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Conexión Internacional de Irún Las exportaciones por la conexión internacional de Irún se reducen un 21%, pasando de 678 GWh en 26 a 532 GWh en 27. El transporte máximo diario a través de la conexión asciende a 4,6. Unidad: GWh 1 Irún 27 Irún En julio de 26 se inaugura la C.I de Irún 4 2 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 18

21 Conexión Internacional de Tarifa Por el gasoducto Mabreb-Europa se recibe gas argelino en la conexión internacional de Tarifa para el sistema español y, en tránsito, para el sistema portugués. 1. Para cobertura del mercado español: GWh. 2. En tránsito por el sistema español para REN: GWh. Acumulado AÑO Año-6 Año-7 % s/año anterior Se incluye sólo el gas transportado para el sistema gasista español acumulado % Entradas total año Máximo diario -4% 5-feb-6 31-ene-7 Nominal 1. Nm 3 /h Unidad: GWh Ratio UTILIZACIÓN Tarifa 27 Nominal 27 Tarifa 26 91% 9% ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 19

22 Conexión Internacional de Badajoz Por la conexión internacional de Badajoz se transporta gas de importación, exportación y en tránsito a Portugal, conjuntamente. No se incluye el gas en tránsito a Portugal del GME Acumulado AÑO Entradas acumulado total año Año-6 Año-7 % s/año anterior % Máximo diario % 24-dic-6 3-dic-7 Unidad: GWh 8 Badajoz 27 Badajoz ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic -2 2

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25 Plantas de regasificación 3

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27 En el ejercicio 27, para recepcionar y procesar el GNL con destino al mercado español, están en activo las siguientes plantas de regasificación: Planta de Barcelona Planta de Huelva Planta de Cartagena Planta de Bilbao Planta de Sagunto Planta de Mugardos, que se incorpora en el mes de mayo La producción global de las plantas del sistema aumenta aproximadamente un 1%, con respecto al ejercicio 26. A diferencia del resto de las plantas del sistema, la planta de Sagunto incrementa considerablemente la producción en el 27, un 41%. Unidad: GWh año 26 año 27 %s/año 26 Barcelona % Huelva % Cartagena % Total Plantas Enagás % Bilbao % Sagunto % Mugardos nueva TOTAL ,9% 25

28 El sistema se refuerza tanto en la capacidad de almacenamiento en tanques como de vaporización y emisión a la red: Capacidad almacenamiento GNL Δ TANQUES fecha incorporación m 3 GNL a 31-dic-6 a 31-dic-7 m 3 GNL % Barcelona Cartagena Huelva Total tk s Enagás Bilbao Sagunto Reganosa 3. may/jul +3. nueva Total tk s % ene +2 feb TKs mar ene feb mar abr may jun abr +1 may TKs jun jul ago sep +1 TKs +1 TKs ago sep oct +1 nov TKs dic oct nov dic Capacidad vaporización Δ VAPORIZADORES fecha incorporación Nm 3 /h a 31-dic-6 a 31-dic-7 Nm 3 /h % Barcelona Cartagena Huelva mayo % Total vaporización Enagás % Bilbao Sagunto % Reganosa mayo nueva Total vaporización % 26

29 A continuación, se muestra la producción máxima de las plantas y su ratio de utilización, definido como el cociente entre la producción real incluyendo la carga de cisternas de GNL para las plantas satélites sobre la producción nominal, y la producción anual por planta, para el año GWh/año Producción anual Capacidad nominal Producción máx. planta % 41% 29% 54% 73% 29% Barcelona Huelva Cartagena Bilbao Sagunto Mugardos % Utilización planta Descargas buques de GNL Año 26 Año 27 GNL descargado GWh nº buques G M P CARGAS GWh nº cargas GNL descargado GWh nº buques G M P CARGAS GWh nº cargas GNL %s/año 26 Barcelona Huelva Cartagena Plantas Enagás Bilbao Sagunto Mugardos TOTAL % -11% -25% -12% -13% +36% nueva -1% 27

30 Existencias en tanques de GNL-27 Unidad: m 3 GNL Tk s GNL niveles diarios Talón Tk s Ex. equivalentes a 3, días de la capacidad de regasificación Capacidad: 54. m 3 Capacidad: 3. m 3 Capacidad: / m 3 Existencias mínimas invernales 1 metanero de 125. m 3 BARCELONA HUELVA CARTAGENA ene-7 may-7 sep-7 Capacidad: m 3 Capacidad: 3. m ene -7 abr-7 jul-7 oct-7 Capacidad: 287. m 3 Capacidad: 15. / 3. m ene-7 abr-7 jul-7 oct-7 BILBAO MUGARDOS SAGUNTO ene-7 abr-7 jul-7 oct ene-7 abr-7 jul-7 oct ene-7 abr-7 jul-7 oct-7 Total TK s SISTEMA GASISTA buques de máximo tamaño 6 x 85 GWh existencias mínimas 3, días de reserva Talón ene-7 abr-7 jul-7 oct-7 28

31 Registro de producciones en plantas - últimos años BARCELONA A Producción anual - GWh/año B Producción máxima - 24,2 274,2 257,7 333, 326,2 336, 321, 369,7 349,9 369,2 Fecha del máximo 27-ene-98 4-mar nov- 19-dic-1 1-ene-2 19-feb-3 23-nov-4 27-ene-5 12-ene-6 18-dic-7 C =A/365 Producción media diaria - 135,5 159,5 162,7 166,7 191,4 195,2 216,7 244,2 198,7 191,8 B/C Factor de carga: máxima/media 1,77 1,72 1,58 2, 1,7 1,72 1,48 1,51 1,76 1, HUELVA A Producción anual - GWh/año B Producción máxima - 39,9 86,8 13,4 138,6 129,7 144,8 194,2 38,4 33,5 323,2 Fecha del máximo 31-ago dic-99 2-dic- 29-mar-1 2-feb-2 3-jun-3 22-dic-4 28-ene-5 21-dic-6 21-mar-7 C =A/365 Producción media diaria - 6, 18,4 66,6 85,6 91,4 12,8 81,5 141,9 17,8 16,2 B/C Factor de carga: máxima/media 6,64 4,71 1,96 1,62 1,42 1,41 2,38 2,17 1,93 2,2 CARTAGENA BILBAO A Producción anual - GWh/año B Producción máxima - Fecha del máximo C =A/365 Producción media diaria - B/C Factor de carga: máxima/media A Producción anual - GWh/año B Producción máxima - Fecha del máximo C =A/365 Producción media diaria - B/C Factor de carga: máxima/media ,1 87,6 91,9 9,7 129,7 222,9 211,4 273,6 28,3 227,4 12-mar may nov- 3-nov-1 18-oct-2 18-feb-3 2-mar-4 29-nov-5 31-ene-6 18-dic-7 44,5 46,2 54, 68,1 118,1 162,4 168,4 189,7 138,6 14,4 1,93 1,9 1,7 1,33 1,1 1,37 1,26 1,44 2,2 2, , 189, 222,4 26,1 215,7 11-sep-3 11-nov-4 21-dic-5 13-sep-6 18-dic-7 5,7 82,4 15,3 137,3 124,7 1,73 2,29 2,11 1,5 1,73 SAGUNTO A Producción anual - GWh/año B Producción máxima - Fecha del máximo C =A/365 Producción media diaria - B/C Factor de carga: máxima/media ,3 215,7 24-mar-6 2-nov-7 134,2 189,2 1,63 1,14 REGANOSA A B C =A/365 B/C Producción anual - GWh/año Producción máxima - Fecha del máximo Producción media diaria - Factor de carga: máxima/media ,6 18-jul-7 28,6 2,23 29

32 1. m 3 de GNL Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PRODUCCIONES diarias Planta Producción diaria Producción Nominal ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PLANTA DE BARCELONA Periodo: del 1-ene-27 al 31-dic-27 Descarga Buques GNL Almacenamiento Tanques GNL Producción Barcelona Capacidad máxima Nominal Diaria m 3 GNL GWh GWh nº buques Talón (9%) T m 3 GNL Existencias medias tk s M m 3 GNL GWh m 3 GNL/día A Vaporización 1. Nm 3 /h Cisternas MNm 3 /día m 3 GNL/día máxima media m 3 GNL/día B m 3 GNL/día mínima Total PRODUCCIÓN periodo GWh Días de autonomía (M-T)/B RATIO UTILIZACIÓN planta producción media / producción nominal B/A Inicio periodo Fin periodo real ,5 1, , días 39% Incremento - - 3

33 1. m 3 de GNL Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL Nivel existencias GNL TKs Capacidad Máxima tks ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PRODUCCIONES diarias Planta Producción diaria Producción Nominal ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PLANTA DE HUELVA Periodo: del 1-ene-27 al 31-dic-27 Descarga Buques GNL Almacenamiento Tanques GNL Producción Huelva Capacidad máxima Nominal Diaria m 3 GNL GWh GWh nº buques Talón (9%) T m 3 GNL Existencias medias tk s M m 3 GN GWh m 3 GNL/día A Vaporización 1. Nm 3 /h Cisternas MNm 3 /día m 3 GNL/día máxima media m 3 GNL/día B m 3 GNL/día mínima Total PRODUCCIÓN periodo GWh Días de autonomía (M-T)/B RATIO UTILIZACIÓN planta producción media / producción nominal B/A Inicio periodo Fin periodo real ,5 1, ,2 días 41% Incremento - +12% 31

34 PLANTA DE CARTAGENA 1. m 3 de GNL Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks PRODUCCIONES diarias Planta Producción diaria Producción Nominal ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Periodo: del 1-ene-27 al 31-dic-27 Descarga Buques GNL Almacenamiento Tanques GNL Producción Cartagena Capacidad máxima Nominal Diaria m 3 GNL GWh GWh nº buques Talón (9%) T m 3 GNL Existencias medias tk s M m 3 GN GWh Inicio periodo Fin periodo real m 3 GNL/día A Vaporización 1. Nm 3 /h Cisternas MNm 3 /día 1,5 1,5 m 3 GNL/día máxima media B mínima m 3 GNL/día m 3 GNL/día Total PRODUCCIÓN periodo GWh Días de autonomía (M-T)/B RATIO UTILIZACIÓN planta producción media / producción nominal B/A ,5 días 29% Incremento

35 1. m 3 de GNL Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks PRODUCCIONES diarias Planta Producción diaria Producción Nominal ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PLANTA DE BILBAO Periodo: del 1-ene-27 al 31-dic-27 Descarga Buques GNL Almacenamiento Tanques GNL Producción Bilbao Capacidad máxima Nominal Diaria m 3 GNL GWh GWh nº buques Talón (9%) T m 3 GNL Existencias medias tk s M m 3 GNL GWh m 3 GNL/día A Vaporización 1. Nm 3 /h Cisternas MNm 3 /día m 3 GNL/día máxima media m 3 GNL/día B m 3 GNL/día mínima Total PRODUCCIÓN periodo GWh Días de autonomía (M-T)/B RATIO UTILIZACIÓN planta producción media / producción nominal B/A Inicio periodo Fin periodo real ,5, ,4 días 53% Incremento

36 1. m 3 de GNL Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PRODUCCIONES diarias Planta Producción diaria Producción Nominal ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic PLANTA DE SAGUNTO Periodo: del 1-ene-27 al 31-dic-27 Descarga Buques GNL Almacenamiento Tanques GNL Producción Sagunto Capacidad máxima Nominal Diaria m 3 GNL GWh GWh nº buques Talón (9%) T m 3 GNL Existencias medias tk s M m 3 GNL GWh m 3 GNL/día A Vaporización 1. Nm 3 /h Cisternas MNm 3 /día m 3 GNL/día máxima media m 3 GNL/día B m 3 GNL/día mínima Total PRODUCCIÓN periodo GWh Días de autonomía (M-T)/B RATIO UTILIZACIÓN planta producción media / producción nominal B/A Inicio periodo Fin periodo real , 1, ,1 días 72% Incremento

37 PLANTA DE MUGARDOS 1. m 3 de GNL Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL GWh Descarga Buques GNL Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks nº buques 11 3 m 3 GNL GWh Talón (9%) T m 3 GNL Existencias medias M m 3 GNL tk s GWh m 3 GNL/día A ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Vaporización 1. Nm 3 /h Cisternas MNm 3 /día m 3 GNL/día PRODUCCIONES diarias Planta máxima Producción diaria Producción Nominal media m 3 GNL/día B 38 m 3 GNL/día 1 mínima ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Periodo: del 11-may-27 al 31-dic-27 Almacenamiento Tanques GNL Producción Mugardos Capacidad máxima Nominal Diaria Total PRODUCCIÓN periodo GWh Días de autonomía (M-T)/B RATIO UTILIZACIÓN planta producción media / producción nominal B/A Inicio periodo ,8 días 32% Fin periodo real Incremento +1% - 35

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39 Almacenamientos subterráneos 4

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41 El periodo de extracción del 1 de enero al 2 de abril en los almacenamientos subterráneos acumula un total de GWh. Mediante Resolución de fecha 1 de febrero de 27, la Dirección General de Política Energética y Minas a solicitud del GTS, adelanta al 2 de febrero el periodo en el que el GTS puede poner a disposición de los usuarios una extracción adicional superior a 2. Las condiciones de asignación y disposición de dicha capacidad son las establecidas en la Regla 3ª.e del Plan de Actuación Invernal Finalizada la ola de frío el 8 de febrero, a partir del día 9 de febrero se incrementa la extracción adicional de 2 a 53,4 con una interrupción de fin de semana por exceso de existencias en el sistema para llegar al máximo técnico en el mes de marzo. reparto de hueco en los AASS para el periodo abril-7/marzo-8. La campaña de inyección comienza el 25 de abril y finaliza el 31 de octubre con llenado completo de los almacenamientos, acumulando 9.19 GWh. La inyección física a los AASS se programa para completar primero el llenado de Serrablo, Aurín y Jaca, dejando el de Gaviota para el final de verano. La extracción de noviembre y diciembre se realiza con las condiciones de asignación y disposición de la capacidad establecidas en la Regla 3ª del Plan de Actuación Invernal 27-28, acumulando un total de GWh. La Resolución de la Secretaría General de Energía de 9 de marzo de 27, modifica los porcentajes de asignación de la capacidad de almacenamiento subterráneo, así como el procedimiento de reparto, estableciendo el 39

42 GESTIÓN TOTAL AASS - 27 Unidad : GWh ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic año real real real real real real real real real real real real Capacidad del A AS S MNm C Capacidad del A AS S GWh A Existencias Iniciales A AS S A 1 - Gas colchón no ext raíble (2/3) A 2 - Gas colchón ext raíble (1/3) A 3 - Gas ope rati vo A1+A 2 Gas colchón A2+A 3 Gas útil E Entradas: INYECCIÓN (neta) I ny ección diaria (media) 9, 66,6 54,3 28,6 58,5 47,6 29,8 S Salidas: EXTRACCIÓN (bruta) Ext racción diaria (media) 78,8 77,7 32,3 3,,4 2,1 88,3 115,1 rebosa B Existencias finales A AS S B 1 - Gas colchón no ext raíble (2/3) B 2 - Gas colchón ext raíble (1/3) B 3 - Gas ope rati vo B1+B2 Gas colchón B2+B3 Gas útil Balance: A+E - S-B = PARÁMETROS MNm 3 /día I Capacidad diaria I ny ección 8,4 99,6 E Capacidad diaria Ext racción 12,5 148,3 UTILIZACIONES GWh I x 214 días I ny ección máxima - 7 meses I ny ección anual s/i ny ección máxima 42% E x 151 días Ext racción máxima - 5 meses Ext racción anual s/ext racción máxima 64% B3 B2 B1 Gráfico EXISTENCIAS año anterior ene mar may jul sep nov Gráfico (inyección/extracción) enero febrero marzo abril mayo Inyección Extracción junio julio agosto septiembre octubre noviembre diciembre -S EXTRACCIÓN pa ra el gráfico

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45 Transporte de gas 5

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47 Durante el año 27 se incorporan 239 Km de nuevos gasoductos, alcanzándose Km en operación. Gasoductos puestos en gas en 27 INFRAESTRUCTURA DIÁMETRO pulgadas LONG. Km FECHA pem COMUNIDAD AUTÓNOMA Gasoducto Falces-Irurzun feb-7 Navarra Gasoducto Teruel - Calamocha abr-7 Aragón Gasoducto Mugardos-As Pontes-Guitiriz y ramal CTCC de As Pontes 3/26/2/16 57 may-7 Galicia Gasoducto Abegondo-Sabón 16/1 45 may-7 Galicia Ramal a la CT Meirama 1 4 jul-7 Galicia 45

48 Km de gasoductos de transporte Kilómetros en servicio Con la entrada en servicio de estas nuevas infraestructuras, aumenta el margen de cobertura del transporte, con un grado de ocupación del sistema medio y máximo del 58% y el 86% (17-dic) respectivamente. Por comparación entre la capacidad del sistema gasista y su grado máximo de ocupación por gas transportado se obtiene la holgura del sistema, que mantiene una evolución creciente en el tiempo, alcanzando en este ejercicio un 14%. 46

49 Utilización sistema de transporte AASS Capacidad del Sistema Utilización diaria máx-med-mín Utilización media Saturación del sistema, Utilización del stock de gasoducto Saturación del sistema ene-2 may-2 sep-2 ene-3 may-3 sep-3 ene-4 may-4 sep-4 ene-5 may-5 sep-5 ene- 6 may-6 sep-6 ene-7 may-7 sep Acumulado Año 22 Año 23 Año 24 Año 25 Año 26 Año 27 Capacidad Sistema máxima anual TRANSPORTE diario máximo % 11-ene % 18-feb % 3-nov % 29-nov % 23-feb % 17-dic medio 75 71% % 96 74% % % % mínimo % 25-dic 422 4% 1-ene % 22-ago 643 4% 1-ene % 26-mar % 13-may Volumen TRANSPORTADO* GWh TRANSPORTE* = DEMANDA nacional + EXPORTACIONES INTERNACIONALES + GAS ALMACENADO MARISMAS + GAS INYECTADO AASS 47

50 La Coruña La Coruña Pontevedra Pontevedra Orense Lugo Huelva Huelva Asturias L eón Salamanca Salamanca Badajoz Zamora Zamora Sevilla Cáceres Cádiz Valladolid Ávila Córdoba Palencia Málaga Toledo Cantabria Segovia Burgos Burgos Madrid Ciudad Real Jaén Granada Vizcaya Álava La Rioja Soria Guadalajara Guipúzcoa Cuenca Almería Navarra Albacete Zaragoza Murcia Teruel Valencia Valencia Huesca Castellón Alicante Alicante Lérida Barcelona Gerona 45 8 Ejercicio 27 Mapas de flujo 27 Día PUNTA 17-dic GWh Día laborable tipo INVERNAL 21-nov GWh MUGARDOS 55 IRÚN 3 BILBAO MUGARDOS 31 LaCoruña Pontevedra 88 Orense Lugo NACIONAL L 711 Huelva HUELVA Asturias Asturias León Zamora Salamanca Badajoz Sevilla BILBAO Cáceres Cádiz Saldo LARRAU 62 Saldo AASS Palencia Valladolid Ávila Córdoba Málaga Toledo 12 BARCELONA Cantabria Segovia 121 Burgos 5 Madrid 28 Ciudad Real Jaén Granada Vizcaya Álava Soria Guadalajara IRÚN 57 La 28 Rioja Guipúzcoa Cuenca Almería Navarra Albacete Zaragoza Murcia GME ENAGÁS 3 REN 87 Teruel Valencia 19 MUGARDOS Huesca Castellón Saldo LARRAU 56 Saldo AASS Alicante Lérida Barcelona CARTAGENA LaCoruña Pontevedra 5 Gerona SAGUNTO Orense Lugo Asturias Asturias León Zamora Salamanca 19 BARCELONA Flujo transporte Día laborable tipo ESTIVAL 19 -jul GWh BILBAO Palencia Valladolid Ávila Cantabria Vizcaya Guipúzcoa Segovia Burgos Álava 46 La Rioja Soria Guadalajara IRÚN Saldo LARRAU 76 Saldo AASS- 4 Navarra Zaragoza Teruel Huesca Lérida 48 Barcelona Gerona BARCELONA NACIONAL HUELVA GME ENAGÁS 31 REN SAGUNTO CARTAGENA NACIONAL Huelva HUELVA Badajoz Badajoz Sevilla Sevilla 325 Cáceres 112 Cádiz Cádiz C órdoba 78 C órdoba Toledo Málaga Málaga 94 Madrid Ciudad Real Ciudad Real Jaén Granada Granada GME ENAGÁS REN Cuenca Albacete Almería Murcia Murcia Valencia Valencia 21 Castellón SAGUNTO Alicante CARTAGENA

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53 Mercados de gas natural 6

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55 La demanda nacional de gas natural acumula 48,3 TWh en 27 (~ 35,1 bcm), que representa un crecimiento del +4,3% respecto al ejercicio anterior: +3,7% en el sector convencional (doméstico-convencional + industrial). +5,5% en el gas para generación eléctrica. a tarifa ATR Unidad: GWh Real-7 s\real-6 Convencional ,1 % para Sector Eléctrico 2.4-1, % Demanda Mercado a tarifa ,9 % Convencional ,8 % para Sector Eléctrico ,4 % Demanda ATR nacional ,7 % Demanda Mercado nacional ,3 % -Convencional nacional ,7 % -Sector eléctrico ,5 % 53

56 Sistema gasista año 27 Localización demanda Pontevedra La Coruña 6,3 7,8 Lugo Lugo GALICIA Orense Huelva 5,4 7,4 ASTURIAS CANTABRIA León 21,2 2,5 CAST-LEÓN Zamora Zamora Salamanca,8,6 Cáceres EXTREMADURA Badajoz Badajoz Sevilla Cádiz Cádiz Valladolid Córdoba Palencia Málaga Palencia Toledo Segovia Segovia 27,6 Ávila 25,8 MADRID MADRID 41,5 PAÍS VASCO Burgos Burgos Jaén V izcaya Ciudad Real Ciudad Real Álava 71,5 Granada 74,2 ANDALUCÍA 11,7 11,3 NAVARRA NAVARRA Guipúzcoa Albacete MURCIA Murcia Almería Cuenca Teruel Valencia Huesca 1,8 11,7 LA RIOJA Soria Zarag Soria Zaragoza oza 2, 16,7 ARAGÓN Guadalajara Cuenca Teruel 22,3 18,9 CAST. LA MANCHA 29,6 27,2 MURCIA Valencia Castellón Alicante Lérida Tarragona 46,6 42,8 VALENCIA Ibiza Barcelona Barcelona Formentera Unidad:TWh 84,3 CATALUÑA Mallorca Gerona La demanda nacional de gas natural en 27 presenta una evolución diferenciada y creciente a lo largo del año. En el primer trimestre, las suaves temperaturas del final del invierno 6-7 impactan en una menor demanda del doméstico-comercial, y el aumento de las reservas hidráulicas que incrementan su generación disminuyendo el hueco térmico para los CTCC s provocan en ambos segmentos un descenso sensible respecto al año anterior, -5,7%. El segundo trimestre es de transición y en el tercero, tras el periodo estival, empieza a detectarse un incremento de actividad en el sector convencional. 54

57 En el cuarto trimestre, y especialmente en los 2 últimos meses con crecimientos del 33% y del 2%, se acentúa el cambio de tendencia, cerrando el año con un crecimiento de demanda del 4,3%. ac. trimestre 1 ac. trimestre 2 ac. trimestre 3 ac. trimestre 4 Convencional - 1,5% +,5% + 1,8% + 3,7% S. Eléctrico - 15,3% - 9,1% - 7,5% + 5,5% Total gas - 5,7% - 2,6% - 1,6% + 4,3% El incremento de la actividad industrial y el descenso térmico registrado en el invierno respecto al anterior, permiten alcanzar un crecimiento de la demanda convencional del 3,7%. Las temperaturas han sido en general inferiores a las de 26. La temperatura de referencia del sistema gasista en los inviernos acumula en 27 +1ºC, mientras que en 26, +53ºC, motivado por el descenso térmico registrado en los meses de noviembre y diciembre con respecto a los mismos meses de año ºC 25 ºC 2 ºC 15 ºC 1 ºC Periodo en el que las temperaturas no afectan significativamente al 5 ºC consumo de gas del sector convencional ºC ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 3 ºC 25 ºC 2 ºC 15 ºC 1 ºC Periodo en el que las temperaturas no afectan significativamente al 5 ºC consumo de gas del sector convencional ºC ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene-mar nov-dic acum. inviernos ene-mar nov-dic acum. inviernos Σ exceso 62 ºC 118 ºC 18 ºC Σ exceso 135 ºC 24 ºC 159 ºC Σ defecto -11 ºC -26 ºC -127 ºC Σ defecto -7 ºC -79 ºC -149 ºC Σ exceso + defecto -39 ºC 92 ºC 53 ºC Σ exceso + defecto 65 ºC -55 ºC 1 ºC 55

58 En el siguiente cuadro se muestra el impacto en de la temperatura en la demanda de gas para uso convencional. Existe una relación inversa, a menor temperatura mayor demanda de gas, que deja de existir en los meses estivales. Δ +1Cº INVIERNO transición VERANO transición INVIERNO ene-mar abr may-sep oct nov-dic sin efecto Cº / +17 sin efecto +1 / temperatura +demanda sin efecto - temperatura +demanda ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 56

59 La demanda eléctrica ha experimentado un crecimiento del 3,2% en el año 27. Destaca el crecimiento de un 1% en noviembre y del 4% en diciembre, con respecto a los mismos meses del año anterior. El escenario hidroeléctrico extremadamente seco con mínimos históricos junto con los mantenimientos de varios grupos nucleares en la última parte del año, aumentan la cuota de mercado de los CTCC s al 35% de la demanda total de gas natural. En la cesta de generación de electricidad para 27, aproximadamente la cuarta parte, un 24,4%, se produce con las CTCC s, inmediatamente por debajo del carbón, con un 25,7%. Durante este ejercicio, no se ejecuta ningún corte a clientes de peaje interrumpible y tampoco se registran incidencias en entradas o transporte en alta presión con repercusión en las entregas a distribución. De acuerdo con lo dispuesto en la Ley 12/27, que reforma la Ley del Sector de Hidrocarburos, en el seno de Enagás se ha dispuesto una Unidad Orgánica específica que asume las funciones, derechos y obligaciones del Gestor Técnico del Sistema, en régimen de exclusividad y con separación orgánica y funcional. 57

60 Seguimiento entregas a Centrales Térmicas 16 AÑO 1997 AÑO 1998 AÑO 1999 AÑO 2 AÑO 21 AÑO 22 AÑO 23 AÑO 24 AÑO 25 AÑO 26 AÑO ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct Consumo (GWh) ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic año Año Año Año Año Año Año Año Año Año Año Año

61 CTCC: horas equivalentes utilización 1. 9 AÑO 22 AÑO 23 AÑO 24 AÑO 25 AÑO 26 AÑO 27 MÁXIMO teórico: 18 x nº de ciclos ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic año nº ctcc Consumo (GWh) Factor utilización 3% nº ctcc Consumo (GWh) nº ctcc Consumo (GWh) % 57% nº ctcc Consumo (GWh) % nº ctcc Consumo (GWh) nº ctcc Consumo (GWh) % 39% 35% 37% 37% 53% 54% 41% 44% 45% 56% 51% 56% 46% 59

62 Mapa de entregas de gas para generación eléctrica Gas sector eléctrico CTCC CT convencionales GWh GWh GWh Mapa correspondiente al último día del periodo solicitado Anual a fecha (Utilización 46%) Grupo 4 MW CT convencional Potencia instalada en CTCC: 2.99 MW por compañía propietaria de la instalación nº CTCC CT GWh nº CTCC CT GWh AES Global-3 * BBE Electrabel Endesa Esbi GNCom HC Iberdrola U. Fenosa Viesgo ubicación por CCAA nº CTCC CT GWh nº CTCC CT GWh Andalucía Aragón Castilla-Mancha Cataluña Galicia La Rioja Murcia Navarra País Vasco Valencia

63 Demanda por CC.AA. 27 crecimiento Unidad: GWh Año 26 Año 27 s (Año 26) Año 26 Año 27 crecimiento s (Año 26) Andalucía Convencional Convencional CTCC+CT Galicia CTCC+CT 854 Total ,6% Total ,5% Aragón Asturias Cantabria Castilla La Mancha Castilla León Cataluña Extremadura Convencional CTCC+CT Total Convencional CTCC+CT Total Convencional CTCC+CT Total Convencional CTCC+CT Total Convencional CTCC+CT Total Convencional CTCC+CT Total Convencional CTCC+CT Total Convencional La Rioja CTCC+CT ,4% Total ,2% Convencional Madrid CTCC+CT ,2% Total ,5% Convencional Murcia CTCC+CT ,4% Total ,7% Convencional Navarra CTCC+CT ,2% Total ,9% Convencional Pais Vasco CTCC+CT ,8% Total ,3% Convencional Valencia CTCC+CT ,6% Total ,3% Convencional TOTAL CTCC+CT PENINSULAR ,8% Total ,3% S. Eléctrico Convencional Reparto porcentual de la demanda del Año 27 por CC.AA. 18% 5% 1% 2% 5% 5% 21% % 2% 3% 7% 7% 3% 1% 11% Andalucía Aragón Asturias Cantabria C. la Mancha Castilla León Cataluña Extremadura Galicia La Rioja Madrid Murcia Navarra Pais Vasco Valencia 61

64 Además del crecimiento citado en el volumen anual, se vuelven a registrar importantes puntas diarias de demanda. El día 17 de diciembre se alcanza la demanda récord del sistema gasista con GWh, que incrementa en un 12% el máximo del invierno anterior (el 23 de febrero, con GWh). Simultáneamente concurren frío no extremo que eleva la demanda del doméstico, resultando una demanda convencional total de GWh, con un escenario eléctrico de baja hidraulicidad y una baja generación eólica, que dan lugar a unas elevadas entregas de gas al sector eléctrico, 728 GWh (que alcanza el récord de potencia media horaria con MW a las 18:53 horas) invierno invierno feb-6 3-ene-7 Convencional invierno 7-8 en curso % inv. anterior % Gas emisión Cisternas GNL Sector Eléctrico Centrales Térmicas ccgt % +1% +28% +3% +28% invierno feb-6 invierno ene-7 invierno dic-7 nº ccgt Total mercado % 62

65 Por Comunidades Autónomas, el día récord de demanda, 17 de diciembre: Murcia destaca por un acentuado crecimiento, +45%, en relación con el récord del pasado invierno, concentrándose este aumento en la demanda de los CTCC s de la zona, con una variación de +43 GWh. Análogamente, Valencia registra un 36% de crecimiento, con 59 GWh más de entregas a los CTCC s de su zona. Las entregas de gas para el sector eléctrico en Cataluña se incrementan en 4 GWh, mientras que la demanda convencional se modera. El consumo de gas en el País Vasco se mantiene en un valor ligeramente superior al del récord del invierno anterior, compensándose el aumento del mercado convencional con el descenso del eléctrico. Madrid, con presencia de frío, supera en un 12% al valor del día punta del invierno 26/27. Con la utilización de los CTCC's ubicados en Galicia, su demanda experimenta un crecimiento de un 52%. CTCC en operación / pruebas GALICIA EXTREMADURA MURCIA Invierno 6-7 Invierno 6-7 Invierno ene-7 26,5 3-ene-7 2,2 3-ene-7 15,5 Invierno dic-7 4,3 (+52%) % s/(total) 2,2% Invierno dic-7 3,1 (+4%) % s/(total),2% Invierno dic-7 152,7 (+45%) % s/(total) 8% 63

66 VALENCIA CASTILLA LEÓN MADRID Invierno 6-7 Invierno 6-7 Invierno ene-7 159,2 3-ene-7 89,9 3-ene-7 147,1 Invierno dic-7 215,9 (+36%) % s/(total) 12% Invierno dic-7 11,1 (+12%) % s/(total) 5% Invierno dic-7 165,4 (+12%) % s/(total) 9% LA RIOJA ANDALUCÍA ARAGÓN Invierno 6-7 Invierno 6-7 Invierno ene-7 48,7 3-ene-7 266,3 3-ene-7 88,2 Invierno 7-8 Invierno 7-8 Invierno dic-7 34,8 (+28%) % s/(total) 1,9% 17-dic-7 273,6 (+3%) % s/(total) 15% 17-dic-7 94,8 % s/(total) 5% (+7%) NAVARRA PAÍS VASCO ASTURIAS Invierno 6-7 Invierno 6-7 Invierno ene-7 54,5 3-ene-7 189,3 3-ene-7 22,2 Invierno dic-7 6,7 (+11%) % s/(total) 3,3% Invierno dic-7 192,8 (+2%) % s/(total) 1% Invierno dic-7 23,7 (+7%) % s/(total) 1,3% CANTABRIA CASTILLA-MANCHA CATALUÑA Invierno 6-7 Invierno 6-7 Invierno ene-7 26,5 3-ene-7 76,6 3-ene-7 358,8 Invierno dic-7 22,7 (-14%) % s/(total) 1,2% Invierno dic-7 84,7 (+11%) % s/(total) 5% Invierno dic-7 396,9 (+11%) % s/(total) 21% 64

67 El día punta de 27 equivale a 3,2 veces el valor del día de menor demanda que, como suele ocurrir, se produce en agosto. La mayor diferencia entre laborales y festivos se da en los meses de temperaturas extremas. Esta gran variabilidad se soporta principalmente con la bajada de producción de las plantas de regasificación los fines de semana, lo que incide en la disminución del factor de utilización de las mismas. El 14 de diciembre se alcanza el récord de entregas de gas al sector eléctrico con 742 GWh, con un factor de utilización de CTCC's del 78% y un peso en la cesta de generación eléctrica del 41%: Se alcanza el máximo histórico del peso de los CTCC s en la cesta de generación, en la que destaca: - El grupo nuclear Vandellós II no recupera su funcionamiento normal, y genera un hueco térmico de 24 GWh(e)/día. - Baja generación eólica, con sólo un 11% de utilización, que conlleva 68 GWh(e)/día menos del valor esperado según los registros históricos de viento. - El producible hidráulico corresponde a año muy seco, dando lugar a 115 GWh(e)/día menos que el mismo día del invierno anterior. La demanda diaria de electricidad está en los niveles más elevados del año, 861 GWh(e)/día. Las exportaciones de electricidad están también en valores próximos a los máximos registrados. - El hueco térmico resultante de las anteriores generaciones, ( ) x 2 = 414 GWh(g)/día, lo han de cubrir el carbón y los CTCC s a gas. El carbón ya estaba en niveles próximos al nominal, por lo que la mayor parte impacta en el apoyo de los CTCC s. 65

68 Gas para el Sector Eléctrico Nm 3 /h Perfil horario entregas de gas 14-dic-7 13-dic-7 GWh 28,8 26,4 24, 21,6 19,2 16,8 14,4 12, 9,6 7,2 4, ,4, Centrales Térmicas CTCC Nº CTCC Factor utilización CTCC Punta Horaria Nm 3 /h Hora punta anterior 13-dic-7 récord actual 14-dic % *más 2 ciclos en pruebas muy iniciales 76% : h. 11: h. 51 *más 2 ciclos en pruebas muy iniciales 78% -9% +3% +2% Andalucía 189,8 Aragón 33,1 Entregas por CCAA 14 diciembre 27 () C. Valenciana 88,5 Castilla la Mancha 43,4 Cataluña 121, Murcia 19,5 La Rioja 34, Navarra 44,4 País Vasco 77,9 Galicia CTCC en operación CTCC en pruebas C. Térmica Demanda eléctrica (fuente: REE) Generación CTCC (fuente: REE) 14-dic peso s/cesta generación 41% 41% 66

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