Progreso mensual de la demanda de gas natural Enero 2015 Dirección de Servicios y Aplicaciones para la Operación 9-febrero-2015
Invierno 14-15 Ene-15 : Datos reales Feb-15 a Mar-15: Datos previstos 1
Evolución demanda Nacional enero 2015 Detalle por sectores de mercado ene-15 vs ene-14 Convencional Sector eléctrico D/C + PyMES: temperaturas mas frías que en enero del año pasado han dado lugar a un incremento de +1,8 TWh respecto ene-14 Sector industrial: Descenso de -1,7 TWh, concentrado principalmente en el sector de la electricidad, el sector químico y la construcción. Incremento en la demanda de gas para generación eléctrica en ene-15 de +1,5 TWh, debido principalmente a una menor eolicidad, -1,6 TWh(e), y una disminución de la producción hidráulica,-1,6 TWh(e) Información procedente del proceso de los Repartos diarios del SL-ATR 2
Evolución de la DEMANDA Acumulados últimos 12 meses: TAM (feb-14 ene-15) CONVENCIONAL TWh/año = S. ELÉCTRICO TWh/año 3
TEMPERATURAS Sistema Gasista: ene-15 1 En ene-15 las temperaturas registradas se sitúan dentro de la normalidad para este mes En su conjunto ene-15 se clasifica como mes FRÍO 2 El mes de enero más cálido de los últimos 10 años ha sido el del año 2014 El mes de enero más frío de los últimos 10 años es el correspondiente al año 2006 3 En enero de 2015 no se ha registrado ninguna ola de frío al igual que en enero de 2014 5
Efecto temperatura en la demanda de gas natural Probabilidad TIPO 1: Invierno muy cálido Prob. superar demanda 90% TIPO 2: Invierno cálido Prob. superar demanda 70% TIPO 3: Invierno normal Prob. superar demanda 50% TIPO 4: Invierno frío Prob. superar demanda 30% TIPO 5: Invierno muy frío Prob. superar demanda 10% Ene-14 MUY CÁLIDO Ene-15 FRÍO Probabilidad Eneros desde 1990 Enero 2015 Enero 2014 6
Demanda D/C + PyMES ene-15 Gas Emisión GWh/d 1,8 TWh/mes Temperatura Referencia Sistema Gasista Información procedente del proceso de los Repartos diarios del SL-ATR D/C+PYMES: si bien las temperaturas de enero de 2014 y 2015 se encuentran dentro de las bandas de normalidad, las temperaturas registradas en enero de 2015 son significativamente más frías que en enero de 2014, lo que ha provocado el aumento de la demanda del sector DC + PyMES +1,8 TWh. 7
Demanda convencional Corrección temperatura y laboralidad ene-15 Sector Convencional Descenso (-0,4%) -0,1 TWh/mes -6,6 % 1 +1,8 TWh/mes 2 3-1,7 TWh/mes - 0,2 TWh/mes 8
Evolución Mercado CISTERNAS de GNL -14% ene-15 s/ ene-14. TAM 12 meses (ene-15 vs ene-14): -10% Evolución TAM 12 meses cisternas GNL por planta origen 2.967 GWh/año 9.941 cargas 77% 2.412 GWh/año 8.079 cargas 44% 2.135 GWh/año 7.152 cargas 39% 1.768 GWh/año 5.921 cargas 32% 1.367 GWh/año 4.579 cargas 36% (*) reincorporación del servicio de carga de cisternas en la planta de Bilbao a finales de nov-14 45 GWh/año 150 cargas 1% 9
Comparativa Mix de generación ene-15 vs ene-14 En el mes de enero de 2015 las entregas de gas para generación eléctrica aumentan en +1,5 TWh(g)/mes, respecto al mismo período del año anterior. -0,4 TWh/mes -1,6 TWh/mes -1,6 TWh/mes +0,7 TWh/mes Demanda +exports: +0,3 TWh/mes +3,7 TWh/mes Parada programada de la central nuclear de Ascó II 11
Condicionantes hueco térmico ene-15 vs ene-14 Reparto hueco térmico 41% 30% 59% 70% Crecimiento del hueco térmico +117 GWh(e)/día ene-15 vs ene-14 debido princip. a -51 GWh/día eólica -51 GWh/día hidráulica ene-14 % gas mix de generación ene-15 % carbón mix de generación En el mes de enero de 2015 el hueco térmico ha aumentado 117 GWh/d respecto al mismo período del año anterior, debido principalmente a la decrecimiento de energía hidráulica y eólica La disminución del hueco térmico viene dado por el crecimiento tanto de la generación con CTCC s (+0,7 TWh(e)) como por la generación con carbón (+3 TWh(e)) 12
Demanda Sector eléctrico ene-15 Detalle mix generación Descenso de la generación eólica de 1,5 TWh, respecto del mismo período del año pasado. Descenso del resto de tecnologías rég.especial de 0,4 TWh El hueco térmico aumenta en 3,6 TWh, correspondiendo 3 TWh a la generación con carbón y, 0,7 Twh a los CTCC s El % de cobertura del gas en el hueco térmico desciende en 11 puntos respecto a ene-14 El factor de utilización de CTCC s crece de un 9% en ene-14 a un 12% en ene-15 El rendimiento de CTCC muy similar en ene-15 (46%) respecto a ene-14 (45%), con consumos mensuales y nº horas de funcionamiento muy parecidos en ambos periodos Mix generación Sistema peninsular ene-14 ene-15 ene-15 vs ene-14 Hidráulica TWh (e) 4,0 2,4-40% Nuclear TWh (e) 4,7 5,5 15% Eólica TWh (e) 6,5 5,0-24% Resto TWh (e) 4,3 3,9-9% HUECO TÉRMICO TWh (e) 3,9 7,5 94% % gas en HT 41% 30% % carbón HT 59% 70% Carbón TWh (e) 2,3 5,3 131% CTCC TWh (e) 1,6 2,3 41% % utilización potencia 9% 12% R.E.Equivalente 45% 46% Demanda b.c. 22,1 22,7 3% crecimiento demanda b.c. 2,8% TOTAL SECTOR ELÉCTRICO * TWh (g) 3,8 5,3 39% * Total Sector Eléctrico= Ciclos peninsulares + CTCC s Baleares + Centrales Térmicas Convencionales 13
Demanda total gas natural marco europeo Enero 2015 vs enero 2014 * Para Francia solo se disponen datos de GRTGas, que supone ~ 80% de la demanda total de Francia 15
Índice Grandes consumidores (IRE) El índice IRE tiene como objetivo facilitar una información adelantada de la evolución del consumo eléctrico de los grandes consumidores por sectores de actividad. REE publica este índice mensualmente y elabora un indicador agregado así como el desglose en actividades industriales y actividades de servicios. +1,1% Disminuye el crecimiento respecto al mes anterior Diciembre-14: +1,1% +3,5% Fuente: REE 16
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