Índice 1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16

1. Introducción Este documento es el resultado del análisis realizado por el Gestor Técnico del Sistema (GTS) sobre las perspectivas de cobertura de la demanda de gas natural en el Sistema español para el próximo invierno 2016-2017 Además, constituye el soporte técnico base para la propuesta del Plan de Actuación Invernal 2016-2017 que realiza el GTS ante la DGPEyM, y cuyo objetivo es la seguridad de suministro del Sistema en el periodo invernal minimizando los riesgos ante posibles contingencias Incluye los escenarios definidos en el Reglamento (UE) 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo de 20 de octubre de 2010, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas 2

Índice 1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16 2. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 16-17 3. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 4. Existencias de Seguridad 5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 16-17 3

Análisis del invierno 15-16 4

Seguimiento de la demanda de gas invernal Invierno 2015-2016 La demanda convencional registró durante el invierno 15-16 un descenso del 2,2% respecto al invierno 14-15 Corregidos los efectos de laboralidad y temperatura se produce un incremento de la demanda convencional en el invierno 15-16 en torno al 1,6%* En el invierno 15-16, las entregas de gas para generación eléctrica descendieron un 1,7% respecto al invierno anterior *Ref: Informe Programa Mensual de la Demanda de Gas Natural publicado en la Web de Enagás 5

Análisis de temperaturas últimos inviernos Durante el invierno 15-16 no se ha declararon olas de frío. La última declarada fue en el invierno 14-15, se concentró entre los días 2-feb y 10-feb, y fue publicada en la Nota de Operación nº2 (2015). Nota: Temperatura media de referencia del sistema gasista: ponderación de las temperaturas correspondientes a observatorios meteorológicos con núcleos altos de consumo doméstico. INVIERNO 14-15 INVIERNO 15-16 Ola de frío Temperaturas medias de los últimos inviernos En el invierno 15-16 la temperatura media diaria se ha situado en 10 ºC, superando en media diaria a los últimos 7 inviernos gasistas (9,3 ºC) Unidad: ᵒC/día 6

Detalle mensual de demanda Convencional y eléctrica GWh/día DEMANDA CONVENCIONAL MEDIA mensual 14-15 MEDIA mensual 15-16 RANGO mensual 14-15 RANGO mensual 15-16 En el invierno 15-16 el valor máximo diario registrado de la demanda convencional es inferior al del invierno anterior un 8,2%. SECTOR ELECTRICO GWh/día El valor máximo diario de demanda de gas para generación eléctrica del invierno 15-16 se registra en diciembre de 2015, un 16% superior al del año anterior 7

Detalle mensual de demanda global Descenso del valor máximo diario de demanda total en el invierno 15-16 del 0,81 % con respecto al invierno 14-15. Los valores medios se han mantenido durante los meses de diciembre, enero y febrero GWh/día DEMANDA TOTAL MEDIA mensual 14-15 MEDIA mensual 15-16 RANGO mensual 14-15 RANGO mensual 15-16 MEDIA mensual 14-15 MEDIA mensual 15-16 RANGO mensual 14-15 RANGO mensual 15-16 8

Aprovisionamientos GN y GNL Unidad: TWh APROVISIONAMIENTO GNL APROVISIONAMIENTO GN TOTAL APROVISIONAMIENTOS En el invierno 12-13 el suministro en forma de GN superó al de GNL, tendencia que se mantiene en la actualidad En el inverno 15-16, el 42% del aprovisionamiento se suministró en forma de GNL y el 58% restante en forma de GN 9

Conexiones Internacionales Entradas TOTAL Unidad: TWh En el invierno 15-16 incrementan las entradas por las CCII un 5% Destaca el incremento de importaciones a través de Almería (13%) Las importaciones por el VIP PIRINEOS y el VIP IBÉRICO se mantienen en lo mismo niveles del inv. 14-15 10

Conexiones Internacionales Salidas Unidad: TWh Las exportaciones en el invierno 15-16 acumulan un valor de 13,4 TWh, lo que supone un incremento del 27% respecto al invierno anterior TOTAL 11

Plantas de Regasificación Producción (Regasificación + carga de cisternas) Unidad: TWh La producción global de las plantas en el invierno 15-16 fue de 64,9 TWh, descendiendo un 2% respecto al invierno anterior. Lo más significativo fue el incremento en la planta de Sagunto y Barcelona de 26% y 12% respectivamente y el descenso de Cartagena y Reganosa de 36% y 31% respectivamente. 12

Existencias operativas de GNL Variabilidad En la siguiente gráfica, se muestra la banda de variabilidad del nivel de existencias de GNL desde el invierno 05-06 al invierno 14-15, calculada con un intervalo de confianza del 95%, con mínimos cercanos a los 2.500 GWh y máximos entorno de los 14.000 GWh Las existencias en tanques del invierno 15-16 han permanecido en general dentro de banda de variabilidad de los años anteriores, aunque bien, situándose ligeramente por encima de la media. Banda variabilidad estadística GNL GWh 13

Almacenamientos subterráneos Información física INYECCIÓN/EXTRACCIÓN Unidad: TWh Perfil extracción diaria invierno 15-16 TOTAL (*) La campaña de extracción del invierno 15-16 finalizó con un volumen acumulado de 7,2 TWh, un 32% inferior a la campaña 14-15 (*) Inyección en marzo-16 para configurar las existencias estratégicas 14

Existencias operativas en AA.SS GWh Existencias útiles disponibles La variabilidad de las existencias útiles disponibles en AASS en la últimas campañas de extracción, está marcada por tres factores: 1. requisitos de existencias de carácter estratégico 2. capacidad de los almacenamientos 3. nivel de contratación de la capacidad, que depende a su vez de otros factores complejos relacionados con la estrategia de cada compañía Grado de Utilización campaña de extracción GWh * Los requerimientos de existencias estratégicas pasaron de 10 días de ventas firmes del año anterior, en el invierno 11-12, a 20 días en el invierno 12-13, lo que explica el fuerte descenso de existencia útiles disponibles a partir del invierno 11-12 * Valor máximo que se alcanzará con la actual situación de hueco contratado 15

Previsión de demanda 16-17 Variables relacionadas Información facilitada por: Dirección de Servicios GTS Predicción Demanda 17

Demanda convencional Escenario en condiciones normales de temperatura Escenario base de demanda. Realizado a través del sistema de previsión PREDICTORES medio plazo. Se define como el correspondiente a condiciones normales de temperatura. Se diferencian 3 niveles escalonados de demanda en días laborables: Grado1: 1.000 GWh/día. Laborables de diciembre hasta mediados de febrero Grado2: 900 GWh/día. Laborables de la segunda quincena de noviembre, segunda quincena de febrero y primera de marzo Grado3: 800 GWh/día. Laborables del inicio y final del invierno 18

Demanda convencional Punta PROBABLE y EXTREMA Invernal 2016-2017 Inviernos La punta probable invernal de demanda convencional prevista para el invierno 2016-2017, considera que se presentan las temperaturas más bajas de los últimos 5 años, alcanzando los 1.150 GWh/día La punta extrema invernal de demanda convencional prevista para el invierno 2016-2017, considera que se presentan las temperaturas más bajas de los últimos 20 años, alcanzando los 1.235 GWh/día 19

Demanda convencional punta PROBABLE Desagregación escenario base demanda inverno 2016-2017 20

Demanda sector eléctrico Escenarios previstos para el invierno 2016-2017 21

Punta invernal de gas natural Evolución de los últimos inviernos Unidad: GWh/d PUNTA EXTREMA PUNTA PROBABLE 22

UBICACIÓN GEOGRÁFICA Punta DEMANDA TOTAL Previsión invierno 2016-2017 PUNTA PROBABLE Sector eléctrico: 370 GWh/día Demanda convencional: 1.150 GWh/día Total Demanda: 1. 520 GWh/día PUNTA EXTREMA Sector eléctrico: 500 GWh/día Demanda convencional: 1.235 GWh/día Total Demanda: 1.735 GWh/día 23

Escenarios Reglamento (UE) nº 994/2010 Apartado 1. Artículo 8. semana Temperaturas normales Temperaturas más frías de los últimos 20 años D 1.500 6.500 8.000 Peaje Grupo 3 2.100 D 645 Peaje Grupo 3 3.600 1.195 1.840 mes baja eolicidad 1 nuclear indisponible 28.100? Peaje Grupo 3 9.000 D 3.000 30.800 Peaje Grupo 3 12.000 D 1.000 5.100 6.100 baja eolicidad 1 nuclear indisponible 24

Escenarios probabilísticos olas de frío/ calor Previsión invierno 2016-2017 Probabilidad 26% 2 olas de calor Duración < 7 días -3 TWh -8 TWh Probabilidad 1% 1 ola calor intensa o 2 olas calor Probabilidad 79% 1 ola de calor Duración < 7 días -1,5 TWh Probabilidad 83% 1 ola de frío Duración < 7 días +1,5 TWh NORMAL Probabilidad 26% 2 olas de frío Duración < 7 días +3 TWh +8 TWh Probabilidad 1% 1 ola frío intensa o 2 olas frío 25

Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda 27

Esquema General Security of Supply Capacidad del sistema Margen de seguridad (N-1 > 100%) Flexibilidad de instalaciones Dilatada experiencia en el desarrollo y gestión de plantas de GNL y CCII Regulación Articular un marco de actuación estable favoreciendo el normal funcionamiento del mercado Promover planes de contingencia y medidas eficientes Existencias Diversidad de fuentes y rutas marítimas (GNL) y conexiones (GN) Estratégicas: movilización en situación de emergencia Operativas: uutilización en situación normal para la gestión de balance (PAI) Europa Coordinación regional España es una ruta fiable para el aprovisionamiento de Europa (GN y GNL) Operación Coordinación operadores nacionales e internacionales (acuerdos operativos, mantenimientos,.) para garantizar la continuidad y calidad del servicio Colaboración entre agentes del sistema Mercado organizado: señal de precio y medidas excepcionales ante un insuficiente funcionamiento del mismo 28

Capacidades del sistema 29

Capacidad de entrada al sistema Invierno 2016-2017 MUGARDOS 126 MUSEL BILBAO 228 VIP PIRINEOS IMP. 165 EXP. 225 BARCELONA 559 Información ago-16 VIP IBERICO IMP. 80 EXP. 144 AA.SS. 171 SAGUNTO 290 HUELVA 392 CARTAGENA 392 TARIFA 444 MEDGAZ 290 Se contempla la capacidad máxima en AASS que se presentan al inicio de la campaña de extracción La capacidad de exportación a Francia se ha incrementado hasta 225 GWh/día. La capacidad de importación acordada en la OS 2015 es de 165 GWh/día, no obstante, el sistema español dispone de capacidad para importar hasta 225 GWh/día 30

Capacidad en Plantas de GNL Invierno 2016-2017 La capacidad de emisión conjunta de las seis plantas de regasificación es de 1.916 GWh/día El sistema cuenta con una capacidad total de almacenamiento de 22.718 GWh repartidos en 25 tanques de GNL En los últimos años la contratación de las plantas se formaliza cada vez más en el corto plazo Capacidad de regasificación en plantas GNL (fuente SL-ATR a 2-ago-16) GWh/día Capacidad de almacenamiento en tanques GNL miles m3 GNL A fecha de la consulta en el SL-ATR, en la planta de Cartagena para el próximo invierno no hay contratación de regasificación 31

Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2016-2017 * De cara al invierno 2016-2017, el Sistema contará con: Capacidad total de importación de 979 GWh/día Capacidad total de exportación de 369 GWh/día * La capacidad de importación acordada en la OS 2015 es de 165 GWh/día, no obstante, el sistema español dispone de capacidad para importar hasta 225 GWh/día a partir de la entrada en operación de la EC de Irún 32

Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2016-2017 CCII con Norte de África La CI Tarifa registra una contratación para el invierno 2016-2017 en torno a 265 GWh/día, equivalentes al 60% de su capacidad, mientras que en el invierno 15-16 fue del 78%. Por su parte, la CI Almería registra niveles de contratación cercanos al 77% de su capacidad nominal frente al 96% alcanzado en el invierno 15-16. GWh/día Tarifa Contratado importación Disponible importación Almería Información SL-ATR consultada en ago-16 33

Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2016-2017 España Francia Francia España VIP PIRINEOS En el invierno 16-17, la capacidad de importación a través del VIP con Francia está contratada al 90%. En el sentido exportador, la contratación es del 56% de la capacidad nominal. GWh/día VIP Pirineos Invierno 15/16 Invierno 16/17 Información SL-ATR consultada en ago-16 34

Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2015-2016 España Portugal Portugal España VIP IBÉRICO De cara al invierno 16-17, la capacidad nominal de importación se encuentra 100% disponible para el mercado En cuanto a los valores de exportación, tanto la capacidad nominal como la contratación se mantienen en valores similares a los del invierno 15-16 GWh/día VIP Ibérico Invierno 15/16 Invierno 16/17 Información SL-ATR consultada en ago-16 35

Capacidad útil en AASS Invierno 2016-2017 La capacidad útil de los AASS para la campaña 2016-2017 asciende a 31.725 GWh, un 2% superior a la campaña anterior. Este incremento es debido al AS Yela. La diferencia entre la capacidad útil y la capacidad contratada, es susceptible de se contratada durante el invierno. GWh Evolución Capacidad Útil De la capacidad útil ofertada, se ha contratado a la fecha de publicación de este informe, 21.774 GWh, quedando disponibles para contratar 6.453 GWh remanentes bajo el mecanismo First-come, first-served (FCFS) 36

Operación en AASS Invierno 2016-2017 Descontando las existencias estratégicas, cuya movilización corresponde al Gobierno en situación de emergencia, el gas disponible para atender las operaciones extracción/inyección programadas por los agentes es aproximadamente 4,7 TWh Unidad: GWh Invierno 2015-2016 Previsión invierno 2016-2017 Δ (A) Gas Util 24.756 21.774-12% (B) Existencias Estratégica 16.457 17.033 4% (A-B) Gas Disponible 8.299 4.741-43% CICLO DE INYECCIÓN GWh/día 140 Existe capacidad 100 técnica de inyección 60 para alcanzar el 20 llenado de la 20 capacidad 60 contratada durante 100 el mes de octubre 140 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 EXTRACCIÓN INYECCIÓN Extracción real Máx. Capacidad prevista de inyección* Inyección real Movimientos año anterior * Máxima capacidad prevista actualizada a día 13-ago-15 37

Margen de seguridad 38

Cobertura de la demanda invernal La programación mensual de cobertura de mercado de cada comercializador, se rige según lo dispuesto en el Protocolo de Detalle PD-07 donde se establece el calendario para la programación mensual de plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y red de transporte Escenarios de Demanda invierno 16-17 vs Margen de seguridad Con la capacidad de entrada y el nivel de mallado que presenta el Sistema de Transporte español, queda garantizada la cobertura del 100% del mercado gasista en cualquier situación de demanda, siempre que no haya limitaciones en la importación del aprovisionamiento El margen de seguridad esperado en el escenario de punta extrema, respecto a la capacidad transportable y considerando una exportación máxima, es del 51% Sin embargo, el margen de seguridad para el cumplimiento de la Fórmula N-1 (Artículo 6 del Reglamento UE 994/2010) analizado en el caso base de Planificación, con la mayor entrada parada (planta Barcelona), es del 25% 39

Existencias de seguridad 41

Existencias mínimas de seguridad 42

Evolución Existencias Mínimas de Seguridad (EMS) Ley 34/1998 (7-octubre) Art.98: Transportistas, comercializadores y consumidores cualificados Art. 52: CORES, control de cumplimiento Ley 12/2007 (2- julio) A partir del 1 de enero de 2012, las EMS no podrán incluir reservas de carácter operativo ITC 3128/2011 (17-noviembre) Estratégicas de 10 a 20 días a partir de 1-abr- 12 35 días 20 días 10 estratégicos 10 operativos 10 días 20 días 1998 2004 2007 ene-08 dic-11 ene-12 abr-12 may-15 RD 1716/2004 (23 de julio) Art. 17: contabilización EMS RD 1766/2007 (28-diciembre) Mod. Art. 17 del RD 1716/2004: Estratégicas (10 días) y Existencias operativas (8+2 días)* 1-jul-08: Comercializadores y consumidores cualificados * Estratégicas: 10 días en AASS básicos (incluyendo 1/3 gas colchón) * Existencias de carácter operativo: 10 días, de lo cuales 2 días todo el año en plantas o AASS (excluyendo 1/3 gas colchón) o plantas satélites y 8 días en octubre en AASS o almacenamiento no básico Ley 8/2015 (23 de mayo) Mod. Art. 98: habilita al Gobierno al distinguir el carácter estratégico y operativo Mod. Art. 52: CORES, adquisición, constitución, mantenimiento y gestión 43

Existencias mínimas de seguridad Marco Regulatorio Art. 52,98 y 101 de la Ley 34/1998 (modificación 22 may 15) RD 1716/2004, RD 1766/2007, Ley 12/2007, ITC 3128/2011 Volumen Agentes Obligados Estratégicas: 20 días ventas firmes de año anterior. En el año 15-16 fueron de 16.412 GWh y para el 16-17 serán de 17.033 GWh. Comercializadores de gas natural y los consumidores directos en el mercado Agentes Habilitados Comercializadores y consumidores directos CORES: Adquisición, constitución, mantenimiento y gestión (Art 52 ley 34/1998, modificado en Ley 8/2015) Ubicación Estratégicas: Almacenamientos básicos (Art 98 ley 34/1998, modificado en Ley 8/2015) Vigencia Estratégicas : 1 abr (a) a 31 mar (a+1) Movilización Estratégicas: Gobierno, previo acuerdo del consejo de ministros, en situación de emergencia Control CORES 44

Reserva operativa invernal 45

Reserva operativa invernal Desde el inverno 2005-2006 con la RESOLUCIÓN de 28 de noviembre de 2005, de la DGPEyM, por la que se aprueba el Plan de Actuación Invernal 2005-2006, el sistema cuenta con un plan para operativa invernal del sistema Las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista, aprobadas por Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, son uno de los elementos normativos básicos para garantizar el funcionamiento del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural En el capítulo 9, denominado «operación normal del sistema», se contempla la posibilidad de que el GTS, en colaboración con los operadores y usuarios, elabore anualmente un plan de gestión invernal para complementar durante el período invernal las reglas de operación normal del sistema Todos los planes publicados hasta el vigente (Resolución de 8 de octubre de 2013, de la DGPEyM) establecen que los comercializadores y consumidores cualificados con capacidad contratada de acceso al sistema mantengan una reserva de gas operativo durante el periodo invernal 46

Reserva operativa invernal Resolución de 8 de octubre de 2013, de la DGPEyM Marco Regulatorio NGTS 9 ( ITC 3126/2005) Resolución 8-oct-2013 Volumen 2 días de la capacidad contratada de regasificación y cisternas 2 días de la capacidad contratada de entrada en CCII y yacimientos nacionales, destinada al suministro del mercado nacional Para el inv. 2016-17 se espera que las existencias del PAI se sitúen entorno a 2.099 GWh Agentes Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema Ubicación Plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos Vigencia 1 nov año (a) a 31 mar año (a+1) El GTS podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas Movilización Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema Control GTS 47

Plan de Actuación Invernal (PAI) Evolución reserva operativa Desde el invierno 08-09 al invierno 11-12, el descenso progresivo del nivel de existencias se explica por la menor contratación en el sistema acorde al descenso de la demanda de gas, mientras que a partir del invierno 11-12 se incorpora adicionalmente el efecto de la modificación de la regla 1ª del PAI, la cual con lleva niveles inferiores de mantenimiento de existencias Evolución Reserva Operativa (PAI) GWh Monótona existencias invernales de GNL GWh En la monótona de existencias invernales de GNL se observa que prácticamente el 100% de los días las existencias en plantas cubren los requerimientos de la regla 1ª del PAI 48

Cobertura: escenarios Reglamento 994/2010 Invierno 2016-2017 Con la contratación prevista para el próximo invierno, 2 días de existencias equivalentes (regla 1ª del Plan Invernal) permitirían cubrir el incremento de demanda en el escenario de temperaturas extremas durante una semana (art. 8, 1.a) del Reglamento UE 994/2010 Si dicho escenario se prolonga durante un mes (art. 8, 1.b), el sistema precisaría suministro adicional para la cobertura del mismo SEMANA de temperaturas consecutivas más frías de los últimos 20 años MES de temperaturas consecutivas más frías de los últimos 20 años Unidad: GWh baja eolicidad 1 nuclear indisponible baja eolicidad 1 nuclear indisponible Δ Convencional 1.122 2.978 Δ Sector eléctrico 645 4.001 ΔTOTAL 1.767 6.979 Reserva Operativa (regla 1º PAI 16-17) [1.863-2.100] [1.863-2100] COBERTURA 105% 27% *Las existencias del plan invernal con la contratación actual ascienden a 1.902 GWh. Sin embargo, a medida que avance el invierno dichas existencias podrían alcanzar los 2.100 GWh (promedio de existencias de los inviernos 14-15 y 15-16 49

Plan de Actuación Invernal: 2016-2017 51

Plan de Actuación Invernal 2016-2017 Reglas invernales El Plan de Actuación Invernal propuesto por el GTS se adapta a lo establecido en la legislación vigente e incluye las reglas que se detallan a continuación y será de aplicación desde el 1 de noviembre al 31 de marzo del año siguiente. Adicionalmente, en función de la situación real del Sistema Gasista, el Gestor Técnico del Sistema (GTS) podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas El Plan de Actuación Invernal para el invierno 2016-2017 presenta la siguiente estructura: Primero: Reglas o Regla 1ª: Existencias mínimas de gas natural licuado (GNL) en plantas de regasificación, contiene las mismas obligaciones que el Plan de Actuación Invernal vigente (Resolución de 8 de octubre de 2013 de la DGPEyM) respecto al mantenimiento de existencias de seguridad en función de la capacidad de entrada contratada en plantas de regasificación, conexiones internacionales y yacimientos nacionales o Regla 2ª: Olas de frío, similar a regla del Plan de Actuación Invernal vigente, se alertará sobre las olas de frío previstas. Segundo: Definición de Ola de frío o Idéntica a la definición establecida en los últimos inviernos eliminando el concepto de zonas Tercero: Entrada en vigor 52

Plan de Actuación Invernal 2016-2017 Primero. Reglas Regla 2ª Olas de frío 1. El GTS informará a los usuarios de la previsión de demanda punta total convencional del sistema, con detalle gas emisión y cisternas. El incremento de demanda convencional en situación de «ola de frío», será estimado por el GTS mediante sus sistemas de predicción. Con carácter orientativo, se dará el detalle, de acuerdo con la siguiente tabla: Demanda punta prevista (GWh/día) Demanda en día normal (GWh/día) Demanda convencional gas emisión 1.100 960 - Cisternas 50 40 TOTAL DEMANDA 1.150 1.000 53