Informe Marco 2008 - Comisión Nacional de EnergÃa
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<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong><br />
sobre la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica y gas natural, y su cobertura — — <strong>2008</strong>
INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA<br />
DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS<br />
NATURAL, Y SU COBERTURA<br />
<strong>2008</strong>
Edita: CNE<br />
Comisión <strong>Nacional</strong> <strong>de</strong> la Energía<br />
Alcalá 47<br />
28014 Madrid<br />
Télf.: 91 432 96 00<br />
www.cne.es<br />
Depósito Legal: M. 21.659-2009<br />
Preimpresión, impresión y encua<strong>de</strong>rnación:<br />
Sociedad Anónima <strong>de</strong> Fotocomposición<br />
Talisio, 9. 28027 Madrid
Índice<br />
1. Introducción 11<br />
1.1. Antece<strong>de</strong>ntes 11<br />
1.2. Objeto <strong>de</strong>l informe 12<br />
1.3. Ámbito temporal 12<br />
1.4. Organización <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong>-<strong>Marco</strong> 12<br />
2. Situación actual <strong>de</strong> los sistemas gasista y eléctrico 15<br />
2.1. Estado actual <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> gas natural 18<br />
2.1.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural año 2007 19<br />
2.1.1.1. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda agregada 19<br />
2.1.1.2. La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural por<br />
Comunida<strong>de</strong>s Autónomas 26<br />
2.1.1.3. Oferta anual <strong>de</strong> interrumpibilidad e<br />
interrumpibilidad comercial 27<br />
2.1.1.4. Evolución <strong>de</strong> la liberalización <strong>de</strong>l Mercado<br />
<strong>de</strong> gas 30<br />
2.1.1.5. Desaparición <strong>de</strong> las tarifas reguladas y<br />
establecimiento <strong>de</strong> la tarifa <strong>de</strong> último recurso 31<br />
2.1.2. La oferta <strong>de</strong> gas natural 32<br />
2.1.3. Las infraestructuras actuales <strong>de</strong> gas natural 34<br />
2.1.3.1.1. Plantas <strong>de</strong> Regasificación 35<br />
2.1.3.1.2. Gasoductos <strong>de</strong> conexión<br />
internacional 37<br />
2.1.3.1.3. Yacimientos <strong>de</strong> gas nacionales 38<br />
2.1.3.1.4. Gasoductos <strong>de</strong> transporte 39<br />
2.1.3.1.5. Estaciones <strong>de</strong> compresión 39<br />
2.1.3.1.6. Gasoductos <strong>de</strong> distribución 39<br />
2.1.3.1.7. Almacenamientos Subterráneos <strong>de</strong><br />
gas natural 41<br />
2.1.4. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista durante el año<br />
2007. Invierno 2007/08 42<br />
2.1.4.1. Normas <strong>de</strong> Gestión Técnica y Plan Invernal 46<br />
2.1.4.2. Invierno 2007-<strong>2008</strong> 46<br />
2.1.4.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l Sistema Gasista en la<br />
semana <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta 47<br />
2.1.4.4. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento y niveles <strong>de</strong><br />
existencias <strong>de</strong> gas durante el año 2007 50<br />
2.1.4.4.1. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong><br />
gas en España 50
Índice<br />
2.1.4.4.2. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
<strong>de</strong>l sistema en relación con la<br />
<strong>de</strong>manda 51<br />
2.1.4.4.3. Niveles <strong>de</strong> existencias en los<br />
almacenamientos subterráneos<br />
durante 2007 51<br />
2.1.4.4.4. Disponibilidad <strong>de</strong>l gas almacenado<br />
como existencias <strong>de</strong> seguridad 52<br />
2.1.5. Resumen <strong>de</strong> la situación actual <strong>de</strong> las infraestructuras 53<br />
2.2. Estado actual <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> energía eléctrica 53<br />
2.2.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica año<br />
2007 54<br />
2.2.1.1. Demanda <strong>de</strong> energía eléctrica 54<br />
2.2.1.2. La oferta <strong>de</strong> energía eléctrica. Cobertura <strong>de</strong><br />
la <strong>de</strong>manda 58<br />
2.2.2. Infraestructuras <strong>de</strong> transporte y distribución <strong>de</strong><br />
energía eléctrica 72<br />
2.2.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema eléctrico durante el año<br />
2007 76<br />
3. La previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía 81<br />
3.1. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural 81<br />
3.1.1. Sobre la información solicitada a los agentes 81<br />
3.1.2. Estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional para el<br />
período 2009-2012 81<br />
3.1.2.1. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas<br />
natural <strong>de</strong>l mercado convencional 82<br />
3.1.2.2. Estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> gas<br />
natural <strong>de</strong>l mercado convencional 85<br />
3.1.3. Demanda <strong>de</strong> gas para el mercado <strong>de</strong> generación<br />
eléctrica para el período 2009-2012 86<br />
3.1.3.1. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas para<br />
el mercado <strong>de</strong> generación eléctrica 86<br />
3.1.3.1.1. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong><br />
gas natural para centrales térmicas<br />
convencionales 86<br />
3.1.3.1.2. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas<br />
natural para ciclos combinados 87
Índice<br />
3.1.3.1.3. Demanda anual <strong>de</strong> gas para el<br />
mercado <strong>de</strong> generación eléctrica 91<br />
3.1.3.2. Estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria punta <strong>de</strong><br />
gas natural en el mercado <strong>de</strong> generación<br />
eléctrica 93<br />
3.1.4. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total <strong>de</strong> gas natural 2009-<br />
2012 93<br />
3.1.4.1. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas natural 94<br />
3.1.4.2. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria punta <strong>de</strong> gas<br />
natural 96<br />
3.1.5. Seguimiento <strong>de</strong> las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda: <strong>Informe</strong><br />
<strong>Marco</strong> 2007 vs. <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong> 96<br />
3.2. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica 97<br />
3.2.1. Demanda anual y punta <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
peninsular en el período 2009 a 2012 99<br />
3.2.2. Demanda anual y punta <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
extrapeninsular en el período 2009-2012 102<br />
4. La previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> energía 107<br />
4.1. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural 107<br />
4.1.1. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural por orígenes 109<br />
4.1.2. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural por grado <strong>de</strong><br />
compromiso <strong>de</strong> los contratos <strong>de</strong> aprovisionamiento 111<br />
4.2. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía eléctrica 112<br />
4.2.1. Régimen ordinario en el sistema peninsular 112<br />
4.2.2. Régimen especial en el sistema peninsular 119<br />
4.2.3. Régimen ordinario en los sistemas extrapeninsulares 123<br />
4.2.4. Régimen especial en los sistemas extrapeninsulares 126<br />
5. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural y <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
sin consi<strong>de</strong>rar restricciones <strong>de</strong> red 129<br />
5.1. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural 129<br />
5.1.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas 129<br />
5.1.2. Diversificación <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas 130<br />
5.1.3. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l sistema gasista español 131<br />
5.1.3.1. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria punta-<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> puntas 131
Índice<br />
5.1.3.2. Necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamientos para<br />
cumplir las obligaciones <strong>de</strong> existencias<br />
mínimas <strong>de</strong> seguridad 132<br />
5.1.3.3. Necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamientos para<br />
aten<strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda frente a posibles<br />
contingencias en la oferta externa <strong>de</strong> gas al<br />
sistema gasista español 135<br />
5.1.3.4. Necesidad <strong>de</strong> almacenamiento operativo <strong>de</strong><br />
GNL para disponer <strong>de</strong> autonomía en las<br />
plantas 138<br />
5.2. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica 138<br />
5.2.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda eléctrica peninsular 139<br />
5.2.2. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en el sistema eléctrico<br />
peninsular 141<br />
5.2.3. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en los sistemas<br />
extrapeninsulares 146<br />
6. La unión <strong>de</strong> la oferta y la <strong>de</strong>manda: la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong><br />
energía 163<br />
6.1. Previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo y funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
en el período 2009 a 2012 163<br />
6.1.1. Hipótesis <strong>de</strong> partida 163<br />
6.1.1.1. Criterios <strong>de</strong> diseño <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
gasistas 163<br />
6.1.1.2. Hipótesis <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas 164<br />
6.1.1.3. Demanda <strong>de</strong> gas en tránsito 165<br />
6.1.2. Infraestructuras <strong>de</strong> gas recogidas en la planificación 167<br />
6.1.2.1. Infraestructuras a construir en el año <strong>2008</strong> 168<br />
6.1.2.2. Infraestructuras a construir en el año 2009 170<br />
6.1.2.3. Infraestructuras a construir en el año 2010 171<br />
6.1.2.4. Infraestructuras a construir en el año 2011 173<br />
6.1.2.5. Infraestructuras a construir en el año 2012 174<br />
6.1.2.6. Proyectos <strong>de</strong> infraestructuras a largo plazo<br />
más relevantes 176<br />
6.1.3. A<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> las infraestructuras a la <strong>de</strong>manda 177<br />
6.1.3.1. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista en el<br />
invierno <strong>2008</strong>/2009 178<br />
6.1.3.2. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista en el<br />
invierno 2009/2010 181
Índice<br />
6.1.3.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista en el<br />
invierno 2010/2011 185<br />
6.1.3.4. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista en el<br />
invierno 2011/2012 188<br />
6.1.3.5. Análisis <strong>de</strong> vulnerabilidad N-1. Fallo <strong>de</strong> la<br />
planta <strong>de</strong> Barcelona 191<br />
6.1.4. Capacidad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>l sistema. Seguridad <strong>de</strong><br />
suministro 193<br />
6.1.5. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong>l sistema 193<br />
6.1.5.1. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento en tanques<br />
<strong>de</strong> GNL 194<br />
6.1.5.2. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong>l sistema<br />
en relación con la <strong>de</strong>manda 196<br />
6.1.5.3. Disponibilidad <strong>de</strong>l gas almacenado como<br />
existencias <strong>de</strong> seguridad 198<br />
6.1.6. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en territorio peninsular con<br />
las infraestructuras previstas 199<br />
6.1.7. Suministro <strong>de</strong> gas natural licuado en camiones<br />
cisterna 202<br />
6.1.8. Sistemas extrapeninsulares 203<br />
6.1.8.1. Canarias 203<br />
6.1.8.2. Islas Baleares 205<br />
6.1.9. Conclusiones sobre el funcionamiento <strong>de</strong>l sistema<br />
gasista en el período <strong>2008</strong>-2012 206<br />
6.2. Previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo y funcionamiento <strong>de</strong>l sistema eléctrico<br />
en el período <strong>2008</strong> a 2016 209<br />
6.2.1. Infraestructuras <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía eléctrica 210<br />
6.2.2. Refuerzos que se consi<strong>de</strong>ran prioritarios y <strong>de</strong>ben ser<br />
ejecutados <strong>de</strong> forma inmediata 230<br />
6.2.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema en el horizonte<br />
<strong>2008</strong>-2012 239<br />
6.2.4. Otras cuestiones que pue<strong>de</strong>n mejorar la seguridad <strong>de</strong>l<br />
suministro 240<br />
7. Consi<strong>de</strong>raciones económicas en los planes <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras <strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s reguladas 241<br />
7.1. Consi<strong>de</strong>raciones económicas <strong>de</strong> los Planes<br />
<strong>de</strong> Desarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> transporte<br />
<strong>de</strong>l sector gasista 241
Índice<br />
7.2. Consi<strong>de</strong>raciones económicas <strong>de</strong> los planes <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras eléctricas 246<br />
8. Consi<strong>de</strong>raciones sobre la seguridad <strong>de</strong> suministro 251<br />
8.1. Seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong>l sistema gasista español 251<br />
8.1.1. Capacida<strong>de</strong>s adicionales en proyecto o en<br />
construcción 251<br />
8.1.2. Calidad y nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las instalaciones 256<br />
8.1.3. Medidas <strong>de</strong>stinadas a aten<strong>de</strong>r los momentos <strong>de</strong><br />
máxima <strong>de</strong>manda y la insuficiencia <strong>de</strong> uno o más<br />
suministradores 259<br />
8.2. Seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong>l sistema eléctrico 261<br />
8.2.1. Calidad <strong>de</strong> suministro 261<br />
8.2.2. Nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s 264<br />
9. Consi<strong>de</strong>raciones medioambientales 269<br />
9.1. La emisión <strong>de</strong> contaminantes en los sectores energéticos 273<br />
9.2. El impacto <strong>de</strong> la industria eléctrica en el medioambiente 275<br />
9.2.1. Emisiones <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos proce<strong>de</strong>ntes<br />
<strong>de</strong> las centrales termoeléctricas 275<br />
9.2.2. Residuos proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> las centrales nucleares 279<br />
9.2.3. Fomento <strong>de</strong>l régimen especial 280<br />
9.2.4. Fomento <strong>de</strong> la eficiencia energética 281<br />
9.3. Impacto y consi<strong>de</strong>raciones medioambientales en la construcción<br />
<strong>de</strong> re<strong>de</strong>s 283<br />
10. Conclusiones 285<br />
10.1. Sobre la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural a corto<br />
plazo 285<br />
10.2. Sobre la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> electricidad a corto<br />
plazo 288<br />
11. Recomendaciones 293<br />
11.1. Seguimiento <strong>de</strong> las recomendaciones anteriores 293<br />
11.2. Nuevas recomendaciones 298
1. Introducción<br />
1.1. Antece<strong>de</strong>ntes<br />
La Comisión <strong>Nacional</strong> <strong>de</strong> Energía lleva realizando <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
2001 y con periodicidad anual, un informe-marco que<br />
incluye las previsiones sobre la evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong> energía eléctrica y gas, así como la situación y<br />
perspectiva <strong>de</strong> la oferta energética con un horizonte<br />
temporal <strong>de</strong> cuatro años. Dichos informes 1 se<br />
comenzaron a realizar por encargo <strong>de</strong>l Vicepresi<strong>de</strong>nte<br />
Segundo <strong>de</strong>l Gobierno para Asuntos Económicos y<br />
Ministro <strong>de</strong> Economía.<br />
En el mismo sentido, la CNE recibió, el 24 <strong>de</strong> mayo <strong>de</strong><br />
2004, la petición <strong>de</strong>l Secretario General <strong>de</strong> Energía, <strong>de</strong>l<br />
Ministerio <strong>de</strong> Industria, Turismo y Comercio, <strong>de</strong> realizar<br />
un informe sobre el grado <strong>de</strong> vulnerabilidad <strong>de</strong> los<br />
sistemas eléctrico y gasista a corto, medio y largo plazo,<br />
proponiendo en su caso, las actuaciones que esta<br />
Comisión consi<strong>de</strong>rase oportunas.<br />
En consecuencia, la CNE ha elaborado un nuevo “<strong>Informe</strong><br />
marco sobre la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica y gas natural,<br />
y su cobertura” en el año <strong>2008</strong>. De manera análoga a los<br />
informes anteriores, se analiza en <strong>de</strong>talle la previsión <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda y la oferta, así como la a<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras para garantizar la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
durante los próximos años (2009-2012).<br />
Cabe señalar también que el Consejo <strong>de</strong> Administración<br />
<strong>de</strong> esta Comisión, en su sesión celebrada el día 21 <strong>de</strong><br />
febrero <strong>de</strong> 2002, acordó aprobar la propuesta <strong>de</strong><br />
procedimiento para el seguimiento <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
referidas en el <strong>Informe</strong>-<strong>Marco</strong>. De acuerdo con el citado<br />
procedimiento se estableció un proceso <strong>de</strong> comunicación<br />
con los promotores <strong>de</strong> dichas infraestructuras, que<br />
posibilita el envío <strong>de</strong> información por parte <strong>de</strong> éstos para<br />
el seguimiento <strong>de</strong> las infraestructuras, que se ha venido<br />
realizando <strong>de</strong>s<strong>de</strong> marzo <strong>de</strong> 2002 hasta la fecha con<br />
periodicidad semestral.<br />
1<br />
Los informes <strong>de</strong> años anteriores se encuentran disponibles en<br />
la página web: www.cne.es<br />
Por otro lado, en la Directiva 2003/55/CE, <strong>de</strong> 26 <strong>de</strong> junio<br />
<strong>de</strong> 2003, sobre normas comunes para el mercado interior<br />
<strong>de</strong>l gas natural y por la que se <strong>de</strong>roga la Directiva 98/30/<br />
CE, en su artículo 5, sobre supervisión <strong>de</strong> la seguridad<br />
<strong>de</strong>l suministro, establece que:<br />
“Los Estados miembros se harán cargo <strong>de</strong> la supervisión<br />
<strong>de</strong> los aspectos relacionados con la seguridad <strong>de</strong>l<br />
suministro. Cuando los Estados miembros lo consi<strong>de</strong>ren<br />
oportuno, podrán <strong>de</strong>legar esta función a las autorida<strong>de</strong>s<br />
reguladoras mencionadas en el apartado 1 <strong>de</strong>l artículo<br />
25. Esta supervisión abarcará, en particular, el equilibrio<br />
entre la oferta y la <strong>de</strong>manda en el mercado nacional, el<br />
nivel <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y la oferta futuras previstas, las<br />
capacida<strong>de</strong>s adicionales en proyecto o en construcción,<br />
la calidad y el nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s, así<br />
como las medidas <strong>de</strong>stinadas a hacer frente a los<br />
momentos <strong>de</strong> máxima <strong>de</strong>manda y a las insuficiencias <strong>de</strong><br />
uno o más suministradores. Todos los años, antes <strong>de</strong>l 31<br />
<strong>de</strong> julio a más tardar, las autorida<strong>de</strong>s competentes<br />
publicarán un informe con los resultados <strong>de</strong> la<br />
supervisión <strong>de</strong> dichas activida<strong>de</strong>s, así como las medidas<br />
adoptadas o previstas para solventar los problemas<br />
hallados, y lo presentarán sin <strong>de</strong>mora a la Comisión”.<br />
Análogamente, la Directiva 2003/54/CE, <strong>de</strong> 26 <strong>de</strong> junio<br />
<strong>de</strong> 2003, sobre normas comunes para el mercado interior<br />
<strong>de</strong> la electricidad y por la que se <strong>de</strong>roga la Directiva<br />
96/92/CE, en su artículo 4 sobre supervisión <strong>de</strong> la<br />
seguridad <strong>de</strong>l suministro establece que:<br />
“Los Estados miembros se harán cargo <strong>de</strong> supervisar los<br />
aspectos relacionados con la seguridad <strong>de</strong>l suministro.<br />
Cuando los Estados miembros lo consi<strong>de</strong>ren a<strong>de</strong>cuado,<br />
podrán encomendar esta tarea a las autorida<strong>de</strong>s<br />
reguladoras contempladas en el apartado 1 <strong>de</strong>l artículo<br />
23. Esta supervisión abarcará, en particular, el equilibrio<br />
entre la oferta y la <strong>de</strong>manda en el mercado nacional, el<br />
nivel <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda prevista y las capacida<strong>de</strong>s adicionales<br />
en proyecto o en construcción, la calidad y el nivel <strong>de</strong><br />
mantenimiento <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s, así como las medidas<br />
<strong>de</strong>stinadas a hacer frente a los momentos <strong>de</strong> máxima<br />
11
<strong>de</strong>manda y a las insuficiencias <strong>de</strong> uno o más<br />
suministradores. Cada dos años, antes <strong>de</strong>l 31 <strong>de</strong> julio a<br />
más tardar, las autorida<strong>de</strong>s competentes publicarán un<br />
informe con los resultados <strong>de</strong> la supervisión <strong>de</strong> dichos<br />
aspectos, así como las medidas adoptadas o previstas<br />
para solventar los problemas hallados, y lo presentarán<br />
sin <strong>de</strong>mora a la Comisión”.<br />
1.2. Objeto <strong>de</strong>l informe<br />
El objeto <strong>de</strong> este informe es realizar un análisis para el<br />
corto-medio plazo sobre la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l<br />
sistema eléctrico y gasista, <strong>de</strong>tectando la influencia que<br />
la variación en los plazos <strong>de</strong> construcción <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras pueda tener sobre la cobertura. Teniendo<br />
en cuenta los plazos previstos <strong>de</strong> entrada en<br />
funcionamiento <strong>de</strong> las diferentes infraestructuras y la<br />
revisión <strong>de</strong> la Planificación Anual, se analizará con<br />
mayor <strong>de</strong>talle las distintas alternativas y su posible<br />
repercusión en el sistema, realizando las<br />
recomendaciones que se consi<strong>de</strong>ren oportunas.<br />
Al mismo tiempo, en línea con lo establecido con las<br />
Directivas citadas en el apartado anterior, se supervisa<br />
el equilibrio entre la oferta y la <strong>de</strong>manda en el mercado<br />
nacional, el nivel <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y la oferta futuras<br />
previstas, las capacida<strong>de</strong>s adicionales en proyecto o en<br />
construcción, la calidad y el nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong><br />
las re<strong>de</strong>s, las medidas <strong>de</strong>stinadas a hacer frente a los<br />
momentos <strong>de</strong> máxima <strong>de</strong>manda y a las insuficiencias <strong>de</strong><br />
uno o más suministradores y la seguridad <strong>de</strong>l<br />
suministro.<br />
De igual forma que en años anteriores, para la<br />
realización <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> se ha requerido la participación<br />
<strong>de</strong> los agentes implicados. Dicha participación ha sido<br />
encauzada a través <strong>de</strong> los Consejos Consultivos <strong>de</strong><br />
Electricidad e Hidrocarburos, como órganos <strong>de</strong><br />
asesoramiento <strong>de</strong> la Comisión. De esta manera, se ha<br />
hecho partícipes en la elaboración <strong>de</strong>l informe a todos<br />
los agentes, a través <strong>de</strong> su representación en los Consejos<br />
Consultivos y, en particular, por su especial relevancia y<br />
responsabilidad, a los Gestores Técnicos <strong>de</strong> los sistemas<br />
eléctrico y <strong>de</strong> gas natural.<br />
A tal fin, se ha solicitado y recibido información <strong>de</strong> los<br />
Gestores Técnicos <strong>de</strong> los sistemas eléctrico y gasista,<br />
empresas generadoras eléctricas en régimen ordinario y<br />
especial, promotores <strong>de</strong> ciclos combinados, compañías <strong>de</strong><br />
distribución eléctrica, IDAE, compañías <strong>de</strong> transporte y<br />
distribución <strong>de</strong> gas natural y comercializadores. El<br />
proceso ha continuado con el análisis y evaluación <strong>de</strong> la<br />
información recibida, dando lugar a la confección <strong>de</strong>l<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, que ha sido sometido a la aprobación <strong>de</strong>l<br />
Consejo <strong>de</strong> Administración <strong>de</strong> la Comisión <strong>Nacional</strong> <strong>de</strong><br />
Energía.<br />
1.3. Ámbito temporal<br />
Como ya ha sido referenciado en el apartado anterior, el<br />
horizonte temporal contemplado es <strong>de</strong> corto-medio plazo:<br />
en este caso, cuatro años, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> 2009 a 2012, período<br />
mínimo en el que se pue<strong>de</strong> actuar, en caso <strong>de</strong> que se<br />
<strong>de</strong>tecten problemas, y puedan ser puestos en servicio los<br />
refuerzos que permitan cubrir la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> forma<br />
segura.<br />
1.4. Organización <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong>-<strong>Marco</strong><br />
El informe se estructura presentando, en primer lugar, la<br />
situación actual <strong>de</strong> los dos sistemas sujetos a<br />
consi<strong>de</strong>ración: gas natural y energía eléctrica. En ambos,<br />
se analiza el estado actual <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, la oferta, las<br />
infraestructuras y se <strong>de</strong>scribe <strong>de</strong> forma <strong>de</strong>tallada su<br />
funcionamiento en el año 2007, aportando también<br />
algunos datos relativos a <strong>2008</strong>, si bien hay que tener en<br />
cuenta que éstos tienen aún carácter provisional a fecha<br />
<strong>de</strong> cierre <strong>de</strong> este informe.<br />
En el capítulo 3 se realiza la previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
para ambos sistemas en el horizonte consi<strong>de</strong>rado.<br />
En el capítulo 4 se estima la previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong><br />
energía en ambos sistemas. La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas para las<br />
12
nuevas centrales <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía eléctrica <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado se convierte en oferta para el sistema eléctrico.<br />
En el capítulo 5 se analiza la cobertura <strong>de</strong>l suministro<br />
para ambos sistemas, sin consi<strong>de</strong>rar posibles restricciones<br />
<strong>de</strong> la red.<br />
En el capítulo 6 se analiza el estado <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
actuales, las incorporaciones previstas y su repercusión en<br />
la cobertura <strong>de</strong>l suministro. Para ello se consi<strong>de</strong>ran posibles<br />
restricciones en la red <strong>de</strong> transporte y las consecuencias<br />
que los retrasos en la construcción <strong>de</strong> infraestructuras<br />
puedan tener en la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda.<br />
El capítulo 7 <strong>de</strong>scribe los costes que suponen los nuevos<br />
refuerzos <strong>de</strong> red.<br />
El capítulo 8 <strong>de</strong>sarrolla los aspectos relativos a la<br />
seguridad <strong>de</strong> suministro que contemplan las Directivas <strong>de</strong><br />
gas y electricidad en relación con las capacida<strong>de</strong>s<br />
adicionales en proyecto o construcción, la calidad y el<br />
nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s, así como las<br />
medidas <strong>de</strong>stinadas a hacer frente a los momentos <strong>de</strong><br />
máxima <strong>de</strong>manda e insuficiencia <strong>de</strong> uno o más<br />
suministradores.<br />
El capítulo 9 estima la repercusión que pue<strong>de</strong> tener en el<br />
medio ambiente la previsión <strong>de</strong> la oferta y <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
energía consi<strong>de</strong>radas.<br />
Por último, en los capítulos 10 y 11 se presentan las<br />
recomendaciones y conclusiones que se <strong>de</strong>spren<strong>de</strong>n <strong>de</strong>l<br />
presente informe.<br />
13
2. Situación actual <strong>de</strong> los sistemas gasista y eléctrico<br />
La preocupación por la seguridad <strong>de</strong> suministro energético<br />
fue el origen <strong>de</strong> la elaboración <strong>de</strong> las sucesivas ediciones<br />
<strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> sobre la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica y<br />
gas natural, y su cobertura por parte <strong>de</strong> esta Comisión, y <strong>de</strong>l<br />
proceso <strong>de</strong> planificación <strong>de</strong> infraestructuras <strong>de</strong> transporte<br />
eléctrico y gasista llevado a cabo por el Gobierno.<br />
Dicha preocupación por la seguridad <strong>de</strong> suministro<br />
energético es compartida también en el contexto europeo,<br />
en el que paulatinamente se incrementa la <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong><br />
terceros países. Así lo <strong>de</strong>muestran las disposiciones al<br />
respecto incluidas en la Directivas sobre el mercado interior<br />
<strong>de</strong>l gas (Directiva 55/2003/CE) y <strong>de</strong> la electricidad<br />
(Directiva 54/2003/CE), y la Directiva 2004/67/CE sobre<br />
medidas para garantizar la seguridad <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas<br />
natural.<br />
En marzo <strong>de</strong> 2006, la Comisión Europea hizo público el<br />
informe <strong>de</strong>nominado “Libro Ver<strong>de</strong>. Estrategia europea<br />
para una energía sostenible, competitiva y segura”,<br />
don<strong>de</strong> se <strong>de</strong>finen tres gran<strong>de</strong>s objetivos energéticos<br />
estratégicos, entre los que se encuentra la seguridad <strong>de</strong><br />
abastecimiento. Este objetivo persigue frenar la creciente<br />
<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> la UE <strong>de</strong> la energía importada, mediante<br />
la diversificación <strong>de</strong> fuentes <strong>de</strong> energías, reducción <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda, creación <strong>de</strong> un marco que estimule las<br />
a<strong>de</strong>cuadas inversiones para hacer frente al crecimiento <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda, mejora <strong>de</strong>l equipamiento que permita aten<strong>de</strong>r<br />
las situaciones <strong>de</strong> emergencia, mejora <strong>de</strong> las condiciones<br />
<strong>de</strong> las empresas europeas para acce<strong>de</strong>r a los recursos<br />
globales y la garantía para todos <strong>de</strong>l acceso a la energía.<br />
En relación con la seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> gas y<br />
electricidad, <strong>de</strong>staca en el Libro Ver<strong>de</strong> la propuesta <strong>de</strong><br />
implantación plena <strong>de</strong> los mercados interiores <strong>de</strong> gas y<br />
electricidad. Según se señala en el mismo, esta tarea podría<br />
llevarse a cabo mediante la elaboración <strong>de</strong> un código <strong>de</strong><br />
red europeo, el establecimiento <strong>de</strong> un organismo regulador<br />
europeo y <strong>de</strong> un centro europeo <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> energía, la<br />
mejora <strong>de</strong> las interconexiones, la creación <strong>de</strong> un marco que<br />
estimule las inversiones, una separación <strong>de</strong> activida<strong>de</strong>s más<br />
eficaz y el reforzamiento <strong>de</strong> la competitividad.<br />
El mercado interior <strong>de</strong> la energía <strong>de</strong>be lograrse <strong>de</strong> forma<br />
que garantice la seguridad <strong>de</strong> abastecimiento y la<br />
solidaridad entre los Estados Miembros. Como posibles<br />
medidas para alcanzar este fin, el Libro Ver<strong>de</strong> apunta a<br />
la revisión <strong>de</strong> la legislación comunitaria vigente sobre las<br />
reservas <strong>de</strong> petróleo y gas, la creación <strong>de</strong> un observatorio<br />
europeo <strong>de</strong>l suministro energético que aumente la<br />
transparencia sobre las cuestiones relativas a la seguridad<br />
<strong>de</strong> abastecimiento en la UE, el aumento <strong>de</strong> cooperación<br />
entre operadores <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s y la posible creación <strong>de</strong> una<br />
agrupación europea oficial <strong>de</strong> operadores <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s, el<br />
establecimiento <strong>de</strong> normas comunes sobre la seguridad<br />
física <strong>de</strong> infraestructuras y un mayor grado <strong>de</strong><br />
transparencia sobre las reservas energéticas, a nivel<br />
europeo.<br />
Asimismo, se indica la necesidad <strong>de</strong> abrir un <strong>de</strong>bate<br />
sobre la seguridad <strong>de</strong> abastecimiento y <strong>de</strong> <strong>de</strong>finir una<br />
política energética exterior común.<br />
En 2007 la Comisión Europea avanza <strong>de</strong>cididamente<br />
hacia la apertura <strong>de</strong> los mercados eléctrico y gasista, en<br />
línea con las directrices marcadas en el Libro Ver<strong>de</strong>.<br />
Concretamente, en el mes <strong>de</strong> septiembre presenta una<br />
propuesta <strong>de</strong> “tercer paquete legislativo”, dirigida a<br />
garantizar la capacidad efectiva <strong>de</strong> elección <strong>de</strong> los<br />
consumidores a unos precios más justos, con una energía<br />
más limpia y garantizando la seguridad <strong>de</strong> suministro. La<br />
propuesta compren<strong>de</strong> la modificación <strong>de</strong> las actuales<br />
Directivas sobre el mercado interior <strong>de</strong>l gas<br />
(Directiva 55/2003/CE) y <strong>de</strong> la electricidad<br />
(Directiva 54/2003/CE), <strong>de</strong> los actuales Reglamentos <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> gas (Reglamento 1775/2005) y <strong>de</strong> las<br />
condiciones <strong>de</strong> acceso para el comercio transfronterizo<br />
<strong>de</strong> electricidad (Reglamento 1228/2003) y un nuevo<br />
Reglamento por el que se establece la Agencia para la<br />
cooperación <strong>de</strong> los reguladores energéticos.<br />
Entre las medidas que se contemplan en el mismo, cabe<br />
<strong>de</strong>stacar las siguientes. Se refuerza la separación <strong>de</strong> las<br />
activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> red <strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> suministro, ya<br />
sea a través <strong>de</strong> la separación <strong>de</strong> propiedad <strong>de</strong> los agentes,<br />
15
o mediante operadores <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s in<strong>de</strong>pendientes. Se<br />
extien<strong>de</strong> la regulación existente a las infraestructuras <strong>de</strong><br />
regasificación y almacenamiento y se amplían los<br />
requerimientos <strong>de</strong> transparencia. Se incrementa la<br />
in<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> los reguladores nacionales y se crea<br />
una agencia <strong>de</strong> regulación europea. Asimismo, se<br />
profundiza en la cooperación entre operadores <strong>de</strong> las<br />
re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte, <strong>de</strong> forma que se faciliten, no sólo las<br />
condiciones <strong>de</strong> acceso e interoperabilidad <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s, sino<br />
también la planificación conjunta <strong>de</strong> las inversiones en<br />
infraestructuras relevantes <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l ámbito <strong>de</strong>l mercado<br />
europeo. Se promueve también una mayor solidaridad<br />
entre los Estados miembros, <strong>de</strong> forma que éstos tengan<br />
más posibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> prestarse ayuda frente a las<br />
amenazas relacionadas con el abastecimiento energético<br />
En relación con la seguridad <strong>de</strong> suministro en nuestro<br />
país, es conveniente <strong>de</strong>stacar, como ya se apuntaba en<br />
pasados informes marco, el cada vez mayor grado <strong>de</strong><br />
inter<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia entre los sistemas gasista y eléctrico, y<br />
la importancia <strong>de</strong> la coordinación entre ambos sistemas,<br />
ya que en 2007 la generación eléctrica representó el 35%<br />
<strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> gas y en <strong>2008</strong> dicho valor creció aún<br />
más, hasta un 38% <strong>de</strong>l consumo total.<br />
Para el sistema eléctrico, la <strong>de</strong>manda peninsular en el<br />
año 2007 alcanzó un valor <strong>de</strong> 261.273 GWh, lo cual<br />
supone un incremento <strong>de</strong>l 3,1% respecto al año anterior,<br />
situándose por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong>l escenario <strong>de</strong> previsión central<br />
<strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> 2007. Este incremento<br />
es más mo<strong>de</strong>rado que en los años anteriores. Durante el<br />
invierno 2007-<strong>2008</strong> se alcanzó una <strong>de</strong>manda máxima<br />
horaria <strong>de</strong> 44.876 MW, el 17 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007,<br />
alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong> las 20 horas, pasando a ser el valor máximo<br />
histórico registrado hasta la fecha, y rompiendo con la<br />
ten<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> los años anteriores en los que las puntas <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda experimentaban su máximo en los primeros<br />
meses <strong>de</strong>l año. Este valor superó en un 3,5% a la punta<br />
anterior.<br />
<strong>2008</strong>, pue<strong>de</strong> afirmarse que el crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
eléctrica ha resultado inferior a los valores registrados en<br />
años anteriores. Según la información disponible, la<br />
<strong>de</strong>manda peninsular ha sido <strong>de</strong> 263.961 GWh, apenas un<br />
1% superior a la <strong>de</strong> 2007. Este escaso crecimiento <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda eléctrica va en línea con el empeoramiento <strong>de</strong><br />
la situación económica <strong>de</strong>l país a lo largo <strong>de</strong> <strong>2008</strong> y el<br />
menor crecimiento <strong>de</strong>l PIB, que según los últimos datos<br />
publicados, ronda el 1,2%. A<strong>de</strong>más, la máxima <strong>de</strong>manda<br />
horaria registrada ha sido <strong>de</strong> 42.961 MW (15 <strong>de</strong><br />
diciembre), valor inferior en un 4,3% al máximo<br />
histórico correspondiente al 17 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007.<br />
Por lo que se refiere al gas natural, la <strong>de</strong>manda en 2007<br />
fue <strong>de</strong> 408.431 GWh, lo que supone un incremento <strong>de</strong> un<br />
4,3% sobre la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l año 2006. Ésta se sitúa entre<br />
los valores previstos en los escenarios inferior y central<br />
<strong>de</strong>l informe marco anterior, siendo un 1% inferior a la<br />
<strong>de</strong>manda estimada en el escenario central. En relación con<br />
la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> gas natural, ésta tuvo lugar el 17 <strong>de</strong><br />
diciembre <strong>de</strong> 2007, alcanzando un valor <strong>de</strong> 1.863 GWh,<br />
que sobrepasó en un 12% el registro máximo <strong>de</strong>l invierno<br />
2006-2007, <strong>de</strong> 30 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2007 (1.662 GWh).<br />
A fecha <strong>de</strong> cierre <strong>de</strong> este informe, según datos aún<br />
provisionales, pendientes <strong>de</strong> confirmar por el Gestor<br />
Técnico <strong>de</strong>l Sistema, la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas en <strong>2008</strong> fue <strong>de</strong><br />
449.591 GWh, lo cual significa un incremento <strong>de</strong>l 10,1%<br />
respecto <strong>de</strong>l año anterior. El responsable <strong>de</strong> este<br />
incremento ha sido el consumo <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
generación eléctrica <strong>de</strong> ciclo combinado, ya que, <strong>de</strong><br />
forma sectorial, mientras que la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l sector<br />
convencional se redujo en un 1,6%, la <strong>de</strong>manda eléctrica<br />
se vio incrementada en un 32%. Con respecto a la<br />
<strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> gas natural, el valor máximo<br />
alcanzado en lo que llevamos <strong>de</strong> invierno, concretamente<br />
el día 9 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2009, ha sido <strong>de</strong> 1.789 GWh,<br />
inferior al máximo histórico, registrado durante el<br />
invierno anterior.<br />
Aunque en el momento <strong>de</strong> redacción <strong>de</strong> este informe<br />
sólo se dispone <strong>de</strong> datos provisionales para el ejercicio<br />
La interacción <strong>de</strong> los sistemas eléctrico y gasista tiene<br />
lugar <strong>de</strong>bido al uso <strong>de</strong>l gas natural para la generación<br />
16
<strong>de</strong> energía eléctrica con distintos tipos <strong>de</strong> tecnología,<br />
como es el caso <strong>de</strong> la cogeneración, las centrales<br />
mixtas <strong>de</strong> fuel/gas y, sobre todo, los ciclos combinados.<br />
En 2007, la energía eléctrica generada en barras <strong>de</strong><br />
central a partir <strong>de</strong> ciclos combinados <strong>de</strong> gas natural<br />
representó más <strong>de</strong> la cuarta parte <strong>de</strong>l total <strong>de</strong> la<br />
producción eléctrica, un 26%, situándose únicamente<br />
por <strong>de</strong>trás <strong>de</strong> la generación a partir <strong>de</strong>l carbón, que<br />
supuso un 27,5%. Aún a falta <strong>de</strong> datos <strong>de</strong> cierre<br />
<strong>de</strong>finitivos, en <strong>2008</strong> la energía eléctrica generada por<br />
los ciclos combinados representó en torno al 32% <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda anual, esto es, casi un tercio <strong>de</strong> ésta,<br />
situándose por encima <strong>de</strong> cualquier otra tecnología <strong>de</strong><br />
generación.<br />
En consecuencia, la seguridad <strong>de</strong> suministro eléctrico va<br />
a venir afectada cada vez más por la disponibilidad <strong>de</strong><br />
las infraestructuras <strong>de</strong> gas para suministrar combustible a<br />
las centrales <strong>de</strong> ciclo combinado, tecnología en la que se<br />
sustenta gran parte <strong>de</strong>l incremento futuro <strong>de</strong> potencia <strong>de</strong><br />
generación eléctrica. Esta interacción se analizará en<br />
<strong>de</strong>talle en capítulos posteriores.<br />
Evolución <strong>de</strong> la estructura energética en España<br />
En el año 2007, el gas natural en España registró un<br />
crecimiento <strong>de</strong>l 0,5% respecto a su participación en la<br />
cesta <strong>de</strong> fuentes <strong>de</strong> energía primaria <strong>de</strong>l año 2006,<br />
ocupando ya <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el año 2003, el segundo lugar en<br />
importancia <strong>de</strong>spués <strong>de</strong>l petróleo. Así, la participación<br />
<strong>de</strong>l gas natural en el balance <strong>de</strong> energía primaria en 2007<br />
alcanza el 21,50%. Del resto <strong>de</strong> energías primarias, el<br />
petróleo <strong>de</strong>crece un 0,8% con respecto a 2006, <strong>de</strong>crece<br />
también la nuclear en un 1,1% y experimentan un<br />
incremento el carbón, <strong>de</strong>l 1%, y las renovables, <strong>de</strong>l 0,6%.<br />
El peso <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong>l gas natural como energía final,<br />
también aumenta su participación durante 2007 en un<br />
0,7% (ver figuras 2.1.1 y 2.1.2).<br />
Figura 2.1.1. Estructura <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> energía primaria en España<br />
Año Carbón Petróleo Gas Natural Nuclear E. Renovables<br />
1994 18,40% 53,50% 6,70% 14,80% 6,50%<br />
1995 18,30% 54,00% 7,40% 14,30% 5,60%<br />
1996 15,40% 54,60% 8,30% 14,50% 7,20%<br />
1997 16,40% 53,50% 10,30% 13,40% 6,50%<br />
1998 15,70% 54,00% 10,30% 13,50% 6,30%<br />
1999 17,20% 52,80% 11,30% 12,80% 5,40%<br />
2000 17,30% 51,70% 12,20% 13,00% 5,60%<br />
2001 15,30% 52,20% 12,80% 13,00% 6,50%<br />
2002 16,50% 51,20% 14,20% 12,40% 5,30%<br />
2003 14,90% 50,90% 15,60% 11,80% 6,60%<br />
2004 14,80% 50,00% 17,40% 11,70% 6,30%<br />
2005 14,60% 49,60% 19,90% 10,30% 5,70%<br />
2006 12,80% 49,10% 21,00% 10,90% 6,40%<br />
2007 13,80% 48,30% 21,50% 9,80% 7,00%<br />
Fuente: CORES-MITYC.<br />
17
Figura 2.1.2. Estructura <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> energía final en España<br />
Año Carbón Prod. Petrolíferos Gas Natural Electricidad E. Renovables<br />
1994 4,30% 64,80% 8,20% 17,40% 5,30%<br />
1995 3,70% 65,10% 9,10% 17,30% 4,80%<br />
1996 3,30% 64,80% 9,90% 17,30% 4,70%<br />
1997 3,00% 64,70% 10,50% 17,20% 4,50%<br />
1998 3,10% 64,10% 11,60% 17,10% 4,20%<br />
1999 3,00% 62,40% 12,70% 17,80% 4,10%<br />
2000 2,80% 61,60% 13,60% 18,10% 3,90%<br />
2001 2,70% 61,00% 14,10% 18,40% 3,80%<br />
2002 2,60% 60,30% 14,80% 18,60% 3,80%<br />
2003 2,40% 59,60% 15,50% 18,90% 3,60%<br />
2004 2,30% 59,00% 16,10% 19,00% 3,60%<br />
2005 2,30% 57,80% 17,00% 19,50% 3,60%<br />
2006 2,20% 58,20% 15,70% 20,60% 3,40%<br />
2007 2,30% 57,10% 16,40% 20,40% 3,70%<br />
Fuente: CNE-CORES-MITYC (SGE).<br />
La electricidad, como energía final, experimenta un<br />
ligero retroceso en su participación en el balance <strong>de</strong><br />
energía final a lo largo <strong>de</strong> los últimos años. En 2007 la<br />
electricidad representó el 20,40% <strong>de</strong> la energía final<br />
consumida, siendo ésta la segunda fuente en importancia,<br />
como energía final <strong>de</strong> nuestro país, tras los productos<br />
<strong>de</strong>rivados <strong>de</strong>l petróleo.<br />
2.1. Estado actual <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> gas natural<br />
El sector <strong>de</strong>l gas natural en España ha experimentado en<br />
los últimos años cambios relevantes en su estructura y<br />
funcionamiento, motivados esencialmente por los<br />
principios liberalizadores establecidos en las Directivas<br />
Europeas que propugnan la apertura <strong>de</strong> los mercados a la<br />
competencia entre operadores, en beneficio <strong>de</strong> los<br />
consumidores y que se incorporaron y <strong>de</strong>sarrollaron en la<br />
legislación española a partir <strong>de</strong> la Ley 34/1998, <strong>de</strong> 7 <strong>de</strong><br />
octubre, <strong>de</strong>l sector <strong>de</strong> hidrocarburos.<br />
Durante 2007 se ha avanzado un paso más en este<br />
sentido, siendo preciso <strong>de</strong>stacar la publicación, en el mes<br />
<strong>de</strong> julio, <strong>de</strong> la Ley 12/2007, <strong>de</strong> 2 <strong>de</strong> julio, por la que se<br />
modifica la Ley 34/1998 <strong>de</strong>l Sector <strong>de</strong> Hidrocarburos,<br />
con el fin <strong>de</strong> adaptarla a lo dispuesto en la Directiva<br />
2003/55/CE <strong>de</strong>l Parlamento Europeo y <strong>de</strong>l Consejo,<br />
sobre normas comunes para el mercado interior <strong>de</strong>l gas<br />
natural. Si bien la mayor parte <strong>de</strong> las disposiciones <strong>de</strong> la<br />
Directiva ya estaban incluidas en nuestro or<strong>de</strong>namiento<br />
jurídico, dicha Ley profundiza en la separación jurídica y<br />
funcional <strong>de</strong> las <strong>de</strong>nominadas activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> red, <strong>de</strong> las<br />
activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> producción y suministro, eliminando la<br />
posible competencia entre los distribuidores y<br />
comercializadores en el sector <strong>de</strong> suministro, con la<br />
<strong>de</strong>saparición <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> tarifas y la creación <strong>de</strong> una<br />
tarifa <strong>de</strong> último recurso, suministrada por el<br />
comercializador <strong>de</strong> último recursos. Asimismo, se<br />
refuerza la in<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong>l Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema, exigiendo la separación jurídica y funcional <strong>de</strong><br />
18
éste, y se crea la Oficina <strong>de</strong> Cambios <strong>de</strong> Suministrador,<br />
al objeto <strong>de</strong> garantizar que el <strong>de</strong>recho <strong>de</strong> cambio <strong>de</strong><br />
suministrador se ejerza bajo los principios <strong>de</strong> objetividad,<br />
transparencia y no discriminación.<br />
Por otro lado, en diciembre <strong>de</strong> 2007 se publica también el<br />
Real Decreto 1766/2007, por el que se modifica el Real<br />
Decreto 1716/2004, relativo a la obligación <strong>de</strong><br />
mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad, la<br />
diversificación <strong>de</strong> abastecimientos <strong>de</strong> gas natural y la<br />
Corporación <strong>de</strong> Reservas Estratégicas <strong>de</strong> Productos<br />
Petrolíferos. Éste adapta dichas obligaciones a la nueva<br />
situación <strong>de</strong>l mercado, reduciendo los requerimientos <strong>de</strong><br />
diversificación <strong>de</strong> aprovisionamiento al 50%, limitando el<br />
cumplimiento <strong>de</strong> esta norma a los sujetos cuya cuota <strong>de</strong><br />
importación supere el 7% anual. A<strong>de</strong>más, mientras que el<br />
conjunto <strong>de</strong> los aprovisionamientos <strong>de</strong>l principal<br />
proveedor no superen el 50%, no se exigirá el<br />
cumplimiento <strong>de</strong> la diversificación <strong>de</strong> manera individual a<br />
cada empresa. En relación con el mantenimiento <strong>de</strong><br />
existencias <strong>de</strong> seguridad, las obligaciones se reducen <strong>de</strong><br />
35 días <strong>de</strong> las ventas firmes, a 20 días <strong>de</strong> existencias <strong>de</strong><br />
existencias estratégicas.<br />
También en relación con el almacenamiento subterráneo,<br />
el criterio <strong>de</strong> asignación <strong>de</strong> la capacidad proporcional a<br />
las obligaciones <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> existencias, se ve<br />
completado con la realización <strong>de</strong> subastas para la<br />
adjudicación <strong>de</strong> la capacidad restante, la primera <strong>de</strong> las<br />
cuales se ha realizado a principios <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>.<br />
2.1.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural<br />
año 2007<br />
La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas se clasifica en dos gran<strong>de</strong>s mercados,<br />
el mercado convencional, que agrupa los suministros <strong>de</strong><br />
gas <strong>de</strong>stinados al consumo resi<strong>de</strong>ncial, al sector servicios<br />
y al sector industrial, y el mercado eléctrico, que agrupa<br />
los suministros <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>stinados a la generación en<br />
centrales eléctricas. El consumo <strong>de</strong> gas se reparte<br />
geográficamente entre las distintas Comunida<strong>de</strong>s<br />
Autónomas <strong>de</strong> un modo heterogéneo, como consecuencia<br />
<strong>de</strong>l diferente grado <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
transporte y distribución, así como <strong>de</strong> las diversas<br />
necesida<strong>de</strong>s relacionadas con el mercado doméstico,<br />
industrial y eléctrico. A partir <strong>de</strong>l año 2002, los mayores<br />
crecimientos <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> gas se producen en las<br />
provincias en las que han ido entrando en funcionamiento<br />
los nuevos ciclos combinados.<br />
En el año 2007 la cuota <strong>de</strong>l mercado liberalizado<br />
alcanzaba el 89% sobre el total <strong>de</strong> ventas <strong>de</strong> gas natural,<br />
produciéndose también un aumento progresivo <strong>de</strong>l<br />
número <strong>de</strong> empresas que <strong>de</strong>sarrollan la actividad <strong>de</strong><br />
comercialización <strong>de</strong> gas en España.<br />
2.1.1.1. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda agregada<br />
El consumo <strong>de</strong> gas natural en España se situó durante el<br />
año 2007 en 408.431 GWh, registrando un crecimiento<br />
<strong>de</strong>l 4,3% respecto al año 2006. Este crecimiento es<br />
similar al <strong>de</strong>l año 2006, pero inferior a los<br />
experimentados en años prece<strong>de</strong>ntes. Destaca el dato<br />
relativo al crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda para generación<br />
eléctrica <strong>de</strong>l 5%, que si bien es positivo, es bastante<br />
inferior al previsto a principios <strong>de</strong> 2007. Por otro lado, la<br />
<strong>de</strong>manda convencional, que por primera vez había<br />
disminuido en términos absolutos durante el ejercicio<br />
anterior, se recupera en 2007, con un crecimiento <strong>de</strong>l 4%.<br />
De acuerdo con la información disponible sobre el año<br />
<strong>2008</strong> a fecha <strong>de</strong> cierre <strong>de</strong> este informe, la <strong>de</strong>manda total<br />
se situó en 449.591 GWh, lo cual representa un<br />
crecimiento <strong>de</strong>l 10,1% respecto a 2007. Se alcanza <strong>de</strong><br />
nuevo en este período una tasa <strong>de</strong> crecimiento elevada,<br />
superior a la registrada en los dos ejercicios anteriores, lo<br />
cual ha sido <strong>de</strong>bido al fuerte incremento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong>l sector eléctrico, que creció un 32%, puesto que la<br />
<strong>de</strong>manda convencional se vio reducida en un 1,6%.<br />
Durante el mes <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007 el consumo diario<br />
<strong>de</strong> gas supera por primera vez, y en cuatro ocasiones, el<br />
nivel <strong>de</strong> los 1.800 GWh/día —que equivale a dos buques<br />
<strong>de</strong> gran capacidad—, con una <strong>de</strong>manda diaria récord <strong>de</strong>l<br />
19
Figura 2.1.3. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda agregada <strong>de</strong> gas natural en España<br />
GWh Crecimiento %<br />
2004 2005 2006 2007 <strong>2008</strong>* 05/04 06/05 07/06 08/07<br />
Demanda Agregada 319.600 375.894 391.435 408.431 449.591 18% 4% 4% 10%<br />
Demanda Convencional 252.929 264.724 256.777 266.372 262.057 5% –3% 4% –2%<br />
Demanda <strong>de</strong> Generación<br />
eléctrica 66.671 111.170 134.658 142.059 187.534 67% 21% 5% 32%<br />
(*) Demanda provisional, con datos a cierre <strong>de</strong> este informe.<br />
Fuente: ENAGAS-GTS.<br />
sistema gasista <strong>de</strong> 1.863 GWh, el día 17 <strong>de</strong> diciembre, que<br />
incrementa en un 12% el máximo <strong>de</strong>l invierno anterior.<br />
Des<strong>de</strong> el año 2002, la estructura <strong>de</strong> tarifas y peajes<br />
clasifica a los consumidores <strong>de</strong> gas por niveles <strong>de</strong><br />
presión, y <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> cada nivel <strong>de</strong> presión, por volumen<br />
<strong>de</strong> consumo. En general, los suministros en presiones<br />
inferiores a 4 bar (grupo tarifario 3) correspon<strong>de</strong>n a<br />
consumidores doméstico-comerciales, mientras que los<br />
suministros <strong>de</strong>l grupo 1 y 2, en presión superior a 4<br />
bares, correspon<strong>de</strong>n a usos industriales y otros gran<strong>de</strong>s<br />
consumidores, como las centrales <strong>de</strong> generación<br />
eléctrica. A<strong>de</strong>más, existen algunos clientes y re<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
distribución no conectadas con la red <strong>de</strong> transporte, en<br />
las que el suministro se realiza a través <strong>de</strong> camiones<br />
cisterna que alimentan plantas satélite <strong>de</strong> gas natural<br />
licuado.<br />
La figura 2.1.4 muestra la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>sagregada por<br />
estructura <strong>de</strong> tarifas / escalones <strong>de</strong> consumo.<br />
Figura 2.1.4. Demanda <strong>de</strong> gas natural por estructura <strong>de</strong> tarifas / escalones <strong>de</strong> consumo<br />
2006 2007<br />
GWh % sobre total GWh % sobre total<br />
Consumo <strong>de</strong> gas por escalones <strong>de</strong> presión 374.025 95,53% 391.754 96,10%<br />
Grupo 3. Suministro a P < 4 bar 54.077 13,81% 60.236 14,78%<br />
Grupo 2. Suministro a 4 bar < P < 60 bar 163.612 41,79% 167.851 41,17%<br />
Grupo 1. Suministro a P > 60 bar 156.336 39,93% 163.667 40,15%<br />
Tarifa Interrumpible 3.000 0,77% – –<br />
Tarifa <strong>de</strong> Materia Prima 5.698 1,46% 6.158 1,51%<br />
GNL en cisternas para clientes con planta<br />
satélite propia<br />
8.793 2,25% 9.753 2,39%<br />
DEMANDA AGREGADA 391.516 100% 407.665 100%<br />
Nota: No incluye el aire propanado.<br />
Fuente: CNE.<br />
20
A continuación se analiza la evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
gas para el mercado convencional y para el mercado<br />
eléctrico, que evolucionan <strong>de</strong> forma muy diferente y<br />
requieren un análisis particularizado.<br />
Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional<br />
El mercado convencional agrupa los suministros <strong>de</strong> gas<br />
<strong>de</strong>stinados al consumo resi<strong>de</strong>ncial, al sector servicios y<br />
al sector industrial.<br />
El consumo convencional <strong>de</strong> gas natural en España se<br />
situó durante el año 2007 en 266.286 GWh. Esta cifra<br />
supuso un aumento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional <strong>de</strong>l<br />
3,70% respecto al año 2006 (Ver figura 2.1.5).<br />
Demanda mercado doméstico-comercial (grupo 3)<br />
El consumo <strong>de</strong>l grupo 3, que en general se correspon<strong>de</strong><br />
con el segmento doméstico y comercial, representó en<br />
el año 2007 aproximadamente el 15% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
convencional, siendo uno <strong>de</strong> sus usos fundamentales el<br />
<strong>de</strong> calefacción, motivo por el cual tres cuartas partes<br />
<strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong>l grupo 3 se realiza entre los meses <strong>de</strong><br />
octubre a marzo y su comportamiento está fuertemente<br />
correlacionado con la temperatura. En la figura 2.1.6 se<br />
Figura 2.1.5. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional<br />
GWh<br />
Crecimiento<br />
2003 2004 2005 2006 2007 04/03 05/04 06/05 07/06<br />
Convencional 235.209 262.929 264.724 256.777 266.286 11,79% 0,68% –3,00% 3,70%<br />
Conectado a<br />
Red Básica 224.931 253.510 255.931 247.984 256.533 12,71% 0,95% –3,11% 3,45%<br />
Conectado a<br />
Planta Satélite 10.278 9.419 8.744 8.793 9.753 –8,36% –7,17% 0,56% 10,92%<br />
Fuente: ENAGAS, CNE y Distribuidoras.<br />
Figura 2.1.6. Estacionalidad <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l grupo 3 y evolución <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> clientes<br />
12.000.000<br />
Consumo grupo 3<br />
10.000.000<br />
8.000.000<br />
6.000.000<br />
4.000.000<br />
2.000.000<br />
0<br />
Ene-03<br />
Mar-03<br />
May-03<br />
Jul-03<br />
Sep-03<br />
Nov-03<br />
Ene-04<br />
Mar-04<br />
May-04<br />
Jul-04<br />
Sep-04<br />
Nov-04<br />
Ene-05<br />
Mar-05<br />
May-05<br />
Jul-05<br />
Sep-05<br />
Nov-05<br />
Ene-06<br />
Mar-06<br />
May-06<br />
Jul-06<br />
Sep-06<br />
Nov-06<br />
Ene-07<br />
Mar-07<br />
May-07<br />
Jul-07<br />
Sep-07<br />
Nov-07<br />
Fuente: CNE.<br />
Consumo Clientes Grupo 3<br />
21
muestra la elevada estacionalidad <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong>l<br />
grupo 3<br />
En la figura 2.1.7 se muestra el consumo unitario <strong>de</strong> gas<br />
por cliente en las distintas provincias pudiéndose<br />
observar que las comunida<strong>de</strong>s con más consumo unitario<br />
son las <strong>de</strong>l centro <strong>de</strong> España (Aragón y las dos mesetas),<br />
la zona norte <strong>de</strong> España presenta consumos por cliente<br />
cercanos a la media nacional mientras que en la zona <strong>de</strong>l<br />
mediterráneo los consumos por cliente son mucho más<br />
bajos.<br />
Los datos van <strong>de</strong>s<strong>de</strong> los 20.100 kWh / cliente y año en la<br />
provincia <strong>de</strong> Teruel, hasta los 4.500 kWh / cliente y año<br />
<strong>de</strong> Valencia, siendo la media nacional <strong>de</strong> unos 9000 kWh /<br />
cliente y año.<br />
Figura 2.1.7. Consumo unitario <strong>de</strong> gas por cliente en las distintas provincias<br />
Ratio Consumo (MWh)/Cliente por provincias en 2007<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Teruel<br />
Segovia<br />
Soria<br />
Zamora<br />
Burgos<br />
Palencia<br />
Valladolid<br />
Salamanca<br />
León<br />
Ávila<br />
Huesca<br />
Zaragoza<br />
Álava<br />
Badajoz<br />
Ciudad Real<br />
Albacete<br />
Cuenca<br />
Toledo<br />
Guadalajara<br />
Almería<br />
Madrid<br />
Tarragona<br />
Lérida<br />
Media <strong>Nacional</strong><br />
Gerona<br />
Guipúzcoa<br />
Lugo<br />
Asturias<br />
Vizcaya<br />
Barcelona<br />
Orense<br />
Pontevedra<br />
Cáceres<br />
La Coruña<br />
Cantabria<br />
Jaén<br />
Córdoba<br />
Baleares<br />
Castellón<br />
Granada<br />
Murcia<br />
Sevilla<br />
Cádiz<br />
Alicante<br />
Huelva<br />
Málaga<br />
Valencia<br />
Fuente: CNE.<br />
La extensión <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas natural al mercado<br />
doméstico se ve reflejado por el crecimiento en el<br />
número <strong>de</strong> clientes totales, que fue en 2007 <strong>de</strong> 326.000<br />
clientes, valor que es ligeramente inferior al crecimiento<br />
medio <strong>de</strong> los últimos cinco años, que es <strong>de</strong> 357.000<br />
clientes /año (ver figura 2.1.8). En los últimos 3 años, el<br />
número <strong>de</strong> clientes domésticos <strong>de</strong> gas natural se ha<br />
incrementado <strong>de</strong> 5,6 millones a 6,8 millones <strong>de</strong> clientes,<br />
siendo este crecimiento en clientes el principal<br />
responsable <strong>de</strong> la evolución interanual <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l<br />
grupo 3.<br />
En relación con la extensión <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas<br />
natural por la geografía nacional, el número <strong>de</strong><br />
municipios con acceso al gas natural continúa<br />
incrementándose, en paralelo con la extensión <strong>de</strong> las<br />
re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte y distribución, a un ritmo <strong>de</strong> unas 50-<br />
60 nuevas poblaciones con acceso al gas natural al año.<br />
22
Figura 2.1.8. Evolución <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> clientes doméstico-comerciales y municipios<br />
Variables relacionadas<br />
con la evolución <strong>de</strong>l<br />
mercado convencional<br />
2004 2005 2006 2007<br />
2005/2004 2006/2005 2007/2006<br />
Abs % Abs % Abs %<br />
N.º clientes Doméstico-<br />
Comercial (miles) 5.653 6.041 6.476 6.782 388 6,9% 435 7,2% 306 4,7%<br />
N.º municipios con<br />
suministro <strong>de</strong> gas<br />
natural/ manufacturado 1.158 1.204 1.248 1.325 46 4,0% 44 3,7% 77 6,2%<br />
Fuente: CNE y SEDIGAS.<br />
Demanda <strong>de</strong>l mercado industrial<br />
A<strong>de</strong>más <strong>de</strong> los usos energéticos <strong>de</strong>l gas natural en los<br />
diferentes sectores industriales, tiene especial relevancia<br />
el consumo <strong>de</strong> gas para cogeneración y, en menor<br />
medida, para la producción <strong>de</strong> amoniaco.<br />
La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>l sector industrial presenta una<br />
estacionalidad mucho menos acusada que la <strong>de</strong>manda<br />
doméstica, y por el contrario, es algo más sensible a las<br />
variaciones en el precio <strong>de</strong>l gas y a la actividad<br />
económica, en el medio plazo.<br />
En relación a la situación <strong>de</strong> la economía, como ilustra la<br />
figura 2.1.9, en 2007 el PIB creció a un ritmo <strong>de</strong> 3,8 y<br />
el índice <strong>de</strong> producción industrial creció a un ritmo <strong>de</strong><br />
2,3 puntos. Los datos relativos al primer trimestre <strong>de</strong><br />
<strong>2008</strong> muestran un cambio <strong>de</strong> ten<strong>de</strong>ncia hacia menores<br />
crecimientos, llegando a alcanzar tasas negativas en el<br />
índice <strong>de</strong> producción industrial.<br />
Por lo que se refiere al crecimiento <strong>de</strong>l número <strong>de</strong><br />
clientes industriales, éste se mantuvo relativamente<br />
constante entre 2005 y 2007 (figura 2.1.10). Cabe<br />
<strong>de</strong>stacar el crecimiento <strong>de</strong> los consumidores para<br />
generación eléctrica (centrales <strong>de</strong> ciclo combinado a gas<br />
natural), que continúa su crecimiento en el año 2007,<br />
alcanzando a finales <strong>de</strong>l mismo la cifra <strong>de</strong> 53 ciclos en<br />
funcionamiento. Aunque estos consumidores tienen el<br />
mismo peaje que los consumidores industriales, por su<br />
importancia en la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas, la evolución <strong>de</strong> su<br />
consumo <strong>de</strong> gas se analiza en un apartado específico.<br />
Figura 2.1.9. Evolución <strong>de</strong>l PIB y <strong>de</strong>l índice <strong>de</strong> producción industrial<br />
Año PIB Índice <strong>de</strong> Producción industrial<br />
2003 3 1,6<br />
2004 3,2 0,4<br />
2005 3,5 0,3<br />
2006 3,9 3,3<br />
2007 3,8 2,3<br />
1. er trimestre 2007 4,1 5,1<br />
1. er trimestre <strong>2008</strong> 2,7 –3,7<br />
Fuente: INE y Banco <strong>de</strong> España.<br />
23
Figura 2.1.10. Evolución <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> clientes industriales<br />
Número <strong>de</strong> consumidores 2003 2004 2005 2006 2007<br />
2004/2003 2005/2004 2006/2005 2007/2006<br />
Abs % Abs % Abs % Abs %<br />
Industriales 4.477 4.887 5.087 5.076 5.061 410 9% 200 4% –11 0% –15 0%<br />
Convencional 4.458 4.862 5.057 5.038 5.008 404 9% 195 4% –19 0% –30 –1%<br />
Eléctrico 19 25 30 38 53 6 32% 5 20% 8 27% 15 39%<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural como materia prima para la<br />
fabricación <strong>de</strong> amoniaco representó en 2007 un 2% <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda convencional. En los últimos años se ha<br />
mantenido constante en torno a 6.000 GWh/año (ver<br />
figura 2.1.4). Durante el año 2007 se ha eliminado la tarifa<br />
especial <strong>de</strong> gas para materia prima, y se ha introducido un<br />
peaje temporal para usuarios <strong>de</strong> gas como materia prima,<br />
con vigencia hasta el 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2009. A partir <strong>de</strong><br />
esta fecha, no se contempla en la normativa vigente un trato<br />
diferenciado respecto <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong> consumidores industriales.<br />
En 2007, el 3,7% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional se<br />
suministró <strong>de</strong>s<strong>de</strong> plantas satélite en forma <strong>de</strong> GNL a<br />
puntos <strong>de</strong> consumo no conectados al sistema <strong>de</strong><br />
transporte. La figura 2.1.5 contiene la cantidad <strong>de</strong> GNL<br />
suministrado a plantas satélite <strong>de</strong> consumidores finales;<br />
los suministros por planta satélite a través <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
distribución se incluyen en el gas canalizado. El<br />
crecimiento <strong>de</strong> este mercado se ha visto limitado en<br />
ocasiones por la saturación <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> carga <strong>de</strong><br />
cisternas en las plantas <strong>de</strong> regasificación.<br />
Figura 2.1.11. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> los grupos 1 y 2<br />
35.000<br />
Consumo grupos 1 y 2<br />
30.000<br />
25.000<br />
20.000<br />
GWh<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
Ene-03<br />
Abr-03<br />
Jul-03<br />
Oct-03<br />
Ene-04<br />
Abr-04<br />
Jul-04<br />
Oct-04<br />
Ene-05<br />
Abr-05<br />
Jul-05<br />
Oct-05<br />
Ene-06<br />
Abr-06<br />
Jul-06<br />
Oct-06<br />
Ene-06<br />
Abr-06<br />
Jul-07<br />
Oct-07<br />
Fuente: CNE.<br />
24
Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> generación<br />
eléctrica<br />
Dentro <strong>de</strong>l mercado <strong>de</strong> generación eléctrica se pue<strong>de</strong><br />
distinguir, en función <strong>de</strong> las tecnologías <strong>de</strong><br />
generación, entre centrales térmicas convencionales y<br />
centrales <strong>de</strong> ciclo combinado. En el año 2007, el<br />
consumo <strong>de</strong> gas natural para generación eléctrica<br />
creció un 5% con respecto al año anterior, alcanzando<br />
un consumo <strong>de</strong> 142.059 GWh (ver figura 2.1.12),<br />
<strong>de</strong>bido a la entrada <strong>de</strong> nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado.<br />
Figura 2.1.12. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda generación eléctrica<br />
GWh 2003 2004 2005 2006 2007<br />
Crecimiento<br />
04/03 05/04 06/05 07/06<br />
Térmicas Convencionales 11.158 12.576 12.441 6.061 2.518 13% –1% –51% –58%<br />
Ciclos Combinados 28.872 54.095 98.729 128.597 139.541 87% 83% 30% 9%<br />
Total 40.030 66.671 111.170 134.658 142.059 67% 67% 21% 5%<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
La mayor eficiencia energética <strong>de</strong> los ciclos combinados<br />
provoca que el crecimiento <strong>de</strong>l mercado <strong>de</strong> generación<br />
eléctrica se concentre en esta tecnología, aunque el<br />
crecimiento <strong>de</strong>l 9% en el año 2007 se encuentra por<br />
<strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> las previsiones <strong>de</strong> crecimiento elaboradas al<br />
principio <strong>de</strong>l año. Aún así, se trata <strong>de</strong>l segmento <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas que crece con mayor velocidad,<br />
habiéndose multiplicado por cuatro en los últimos cinco<br />
años.<br />
En la cesta <strong>de</strong> generación <strong>de</strong> electricidad para 2007,<br />
aproximadamente la cuarta parte se produjo con las<br />
centrales <strong>de</strong> ciclo combinado a gas natural. A finales <strong>de</strong>l<br />
año, había 53 grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW en<br />
operación, <strong>de</strong> los que 14 se incorporaron a lo largo <strong>de</strong><br />
2007, acumulando una potencia instalada <strong>de</strong> 20.990 MW.<br />
La ubicación <strong>de</strong> estos consumidores se muestra en el<br />
siguiente apartado. Por otra parte, el factor <strong>de</strong> utilización<br />
medio <strong>de</strong> los CTCC pasó <strong>de</strong>l 56% en 2006, al 46% en<br />
2007.<br />
A<strong>de</strong>más, el 14 <strong>de</strong> diciembre se alcanza el record <strong>de</strong><br />
entregas <strong>de</strong> gas al sector eléctrico con 742 GWh, con un<br />
factor <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong> los ciclos <strong>de</strong>l 78% y un peso <strong>de</strong><br />
esta tecnología en la cesta <strong>de</strong> generación eléctrica <strong>de</strong>l 41%.<br />
La contribución <strong>de</strong> las centrales convencionales a la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas en 2007 se redujo un 58% respecto a<br />
2006. El motivo <strong>de</strong> este comportamiento se pue<strong>de</strong><br />
encontrar en su mayor coste <strong>de</strong> generación, sobre todo <strong>de</strong><br />
la tecnología fuel-gas, que se ve <strong>de</strong>splazada por las<br />
nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo combinado <strong>de</strong> mayor eficiencia.<br />
En general, las centrales <strong>de</strong> tecnología fuel-gas funcionan<br />
para cubrir las puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda eléctrica o en los<br />
mercados <strong>de</strong> operación gestionados por Red Eléctrica<br />
para solucionar las restricciones técnicas <strong>de</strong> red.<br />
25
Figura 2.1.13. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas para generación eléctrica<br />
18.000<br />
16.000<br />
14.000<br />
12.000<br />
GWh/mes<br />
10.000<br />
8.000<br />
6.000<br />
4.000<br />
2.000<br />
0<br />
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic<br />
2003 2004 2005 2006 2007<br />
Fuente: CNE; ENAGAS.<br />
2.1.1.2. La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural<br />
por Comunida<strong>de</strong>s Autónomas<br />
El 58,6% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total <strong>de</strong> gas natural en el año<br />
2007 se concentró en cuatro Comunida<strong>de</strong>s Autónomas:<br />
Cataluña (19,9%), Andalucía (18,2%), País Vasco (9,7%)<br />
y Comunidad Valenciana (10,8%). Estas mismas<br />
Comunida<strong>de</strong>s Autónomas fueron las que habían<br />
concentrado la mayor parte <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en el año<br />
2006 (59% <strong>de</strong>l total).<br />
Castilla La Mancha (7%), y Cataluña y Comunidad<br />
Valenciana (6%). En el resto <strong>de</strong> Comunida<strong>de</strong>s<br />
Autónomas hubo un incremento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda inferior al<br />
nacional (4%) o bien una contracción <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda.<br />
Las Comunida<strong>de</strong>s con mayores consumos industriales en<br />
términos absolutos son Andalucía, Cataluña, Comunidad<br />
Valenciana, País Vasco y Murcia, hay que <strong>de</strong>stacar que<br />
entre todas ellas absorben el 71% <strong>de</strong>l consumo industrial<br />
en España.<br />
Los mayores incrementos <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda en términos<br />
absolutos se han dado en las Comunida<strong>de</strong>s Autónomas<br />
<strong>de</strong> Cataluña (4.805 GWh), Murcia (3.353 GWh),<br />
Comunidad Valenciana (2.628 GWh), Aragón (2.196<br />
GWh) y Madrid (2.113 GWh). Estos incrementos se<br />
<strong>de</strong>ben en parte al consumo <strong>de</strong> los nuevos grupos <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado instalados en dichas Comunida<strong>de</strong>s<br />
Autónomas.<br />
En términos relativos, los mayores incrementos <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda han tenido lugar en Galicia (17%), Baleares<br />
(16%), Murcia (14%), Aragón (12%), Madrid (9%),<br />
Si se observa el peso <strong>de</strong>l consumo industrial <strong>de</strong>ntro<br />
<strong>de</strong> cada CC.AA., en Murcia, Andalucía, Comunidad<br />
Valenciana, La Rioja, Castilla-La Mancha y País<br />
Vasco éste supone más <strong>de</strong>l 90% <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> gas<br />
natural.<br />
Los mayores consumos domésticos y comerciales<br />
(grupo 3) se concentran en Cataluña y Madrid,<br />
Comunida<strong>de</strong>s que absorben el 56% <strong>de</strong>l consumo total en<br />
España <strong>de</strong> este grupo. En Madrid el consumo doméstico<br />
representa el 62,8% <strong>de</strong>l total, frente a una media <strong>de</strong><br />
14,8% a nivel nacional.<br />
26
Figura 2.1.14. Consumo <strong>de</strong> Gas Natural por CCAA<br />
(En MWh) 2006 2007 Variación 2007 s/2006<br />
CCAA<br />
Total<br />
S.<br />
Regulado<br />
M.<br />
Liberalizado<br />
Total ABS %<br />
ANDALUCÍA 72.339.038 5.475.808 68.793.508 74.269.316 1.930.278 3%<br />
ARAGÓN 17.617.568 2.006.618 17.806.775 19.813.393 2.195.826 12%<br />
ASTURIAS 5.269.828 1.447.833 3.950.146 5.397.979 128.151 2%<br />
BALEARES 472.926 548.359 0 548.359 75.433 16%<br />
CANTABRIA 7.927.670 721.993 6.844.353 7.566.345 –361.325 –5%<br />
CASTILLA-LA MANCHA 18.151.237 3.841.138 15.519.634 19.360.772 1.209.535 7%<br />
CASTILLA Y LEÓN 21.333.213 3.246.775 17.932.363 21.179.138 –154.075 –1%<br />
CATALUÑA 76.380.827 9.362.346 71.823.538 81.185.884 4.805.057 6%<br />
EXTREMADURA 1.191.336 465.602 699.309 1.164.911 –26.425 –2%<br />
GALICIA 6.508.738 963.341 6.670.557 7.633.897 1.125.159 17%<br />
LA RIOJA 11.049.471 548.853 9.193.272 9.742.125 –1.307.346 –12%<br />
MADRID 24.018.395 10.080.547 16.050.645 26.131.192 2.112.797 9%<br />
MURCIA 24.184.692 375.536 27.161.679 27.537.215 3.352.523 14%<br />
NAVARRA 12.727.152 1.264.405 11.732.834 12.997.240 270.087 2%<br />
PAÍS VASCO 42.142.224 3.433.867 35.914.226 39.348.093 –2.794.131 –7%<br />
COM. VALENCIANA 41.408.494 3.300.957 40.735.459 44.036.417 2.627.923 6%<br />
GNL en Cisternas para Clientes<br />
con Planta Satélite Propia 8.793.184 — 9.752.814 9.752.814 959.630 11%<br />
TOTAL 391.515.996 47.083.980 360.581.112 407.665.091 16.149.096 4%<br />
Fuente: CNE.<br />
En la figura 2.1.15 se muestra la ubicación <strong>de</strong> los ciclos<br />
combinados y centrales térmicas <strong>de</strong> generación eléctrica<br />
y la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> los mismos por Comunida<strong>de</strong>s<br />
Autónomas en 2007.<br />
2.1.1.3. Oferta anual <strong>de</strong> interrumpibilidad<br />
e interrumpibilidad comercial<br />
A<strong>de</strong>más <strong>de</strong> los almacenamientos, una <strong>de</strong> las herramientas<br />
<strong>de</strong> flexibilidad <strong>de</strong> las que dispone el sector gasista es la<br />
gestión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, a través <strong>de</strong> los acuerdos <strong>de</strong><br />
interrumpibilidad con los clientes, a cambio <strong>de</strong> un menor<br />
precio o peaje. Los consumos acogidos a la<br />
interrumpibilidad tienen, como ventaja adicional, que se<br />
les exime <strong>de</strong>l mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong><br />
seguridad.<br />
Los contratos <strong>de</strong> interrumpibilidad pue<strong>de</strong>n emplearse en<br />
los períodos <strong>de</strong> tiempo en los cuales existe una situación<br />
muy ajustada entre la oferta y la <strong>de</strong>manda: para los casos<br />
<strong>de</strong> incrementos abruptos no previsibles en la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
gas (olas <strong>de</strong> tiempo frío), en casos <strong>de</strong> interrupción<br />
27
Figura 2.1.15. Consumo <strong>de</strong> Gas Natural para Generación Eléctrica por CCAA<br />
CC.AA N.º CTCC N.º CT GWh<br />
Andalucía 12 1 40.471<br />
Aragón 5 1 5.762<br />
Castilla-La Mancha 2 2 9.764<br />
Cataluña 6 3 25.052<br />
Galicia 3 0 854<br />
La Rioja 2 0 7.965<br />
Murcia 8 0 19.662<br />
Navarra 3 0 6.349<br />
País Vasco 5 1 15.571<br />
Valencia 7 0 10.611<br />
TOTAL 53 8 142.061<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
imprevista <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas (fallo <strong>de</strong> una instalación,<br />
interrupción <strong>de</strong> la ca<strong>de</strong>na <strong>de</strong> aprovisionamiento, etc), o<br />
en caso <strong>de</strong> infraestructuras <strong>de</strong> transporte saturadas.<br />
La Resolución <strong>de</strong> 25 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> 2006, <strong>de</strong> la Dirección<br />
General <strong>de</strong> Política Energética y Minas, por la que se<br />
regulan las condiciones <strong>de</strong> asignación y el procedimiento<br />
<strong>de</strong> aplicación <strong>de</strong> la interrumpibilidad en el sistema<br />
gasista establecía dos tipos o modalida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
interrumpibilidad.<br />
a) Interrumpibilidad comercial<br />
Se instrumenta a través <strong>de</strong> contratos firmados entre el<br />
consumidor final y el comercializador en condiciones<br />
libremente pactadas,<br />
Los consumidores finales que sean instalaciones <strong>de</strong><br />
generación eléctrica sólo podrán firmar contratos <strong>de</strong><br />
interrumpibilidad comercial <strong>de</strong> duración máxima anual y<br />
con autorización previa <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema<br />
Eléctrico.<br />
b) Peaje interrumpible<br />
Se instrumenta a través <strong>de</strong> un convenio entre el<br />
consumidor final, el comercializador y el Gestor Técnico<br />
<strong>de</strong>l Sistema Gasista, con el objeto <strong>de</strong> resolver situaciones<br />
<strong>de</strong> falta <strong>de</strong> gas en el sistema que sean consecuencia <strong>de</strong><br />
inci<strong>de</strong>ntes imputables a las infraestructuras involucradas<br />
en la ca<strong>de</strong>na <strong>de</strong> aprovisionamiento.<br />
La Or<strong>de</strong>n ITC/4100/2005, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong> diciembre, por la que<br />
se establecen los peajes y cánones asociados al acceso <strong>de</strong><br />
terceros a las instalaciones gasistas, introdujo, a través <strong>de</strong><br />
su artículo 12, un peaje <strong>de</strong> acceso a las instalaciones<br />
gasistas en la modalidad interrumpible.<br />
A<strong>de</strong>más, el Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema propondrá<br />
anualmente las zonas con posibilidad <strong>de</strong> congestión y el<br />
volumen máximo <strong>de</strong> gas interrumpible en cada zona<br />
expresado en MWh/día.<br />
De acuerdo con la Resolución 11 <strong>de</strong> septiembre <strong>de</strong> 2007<br />
<strong>de</strong> la Dirección General <strong>de</strong> Política Energética y Minas,<br />
28
las necesida<strong>de</strong>s máximas <strong>de</strong> capacidad interrumpible para<br />
el período comprendido entre el 1 <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong> 2007 y<br />
el 30 <strong>de</strong> septiembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong> serán las siguientes:<br />
• Interrumpibilidad tipo “A” (5 días/año <strong>de</strong> interrupción):<br />
50 GWh/día.<br />
• Interrumpibilidad tipo “B” (10 días/año <strong>de</strong> interrupción):<br />
100 GWh/día.<br />
Con carácter general, estas necesida<strong>de</strong>s serán cubiertas<br />
con solicitu<strong>de</strong>s <strong>de</strong> consumidores ubicados en las<br />
comunida<strong>de</strong>s autónomas <strong>de</strong> Cataluña, Aragón, Navarra y<br />
La Rioja. No obstante, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> las cantida<strong>de</strong>s<br />
anteriormente propuestas se reservan <strong>de</strong>terminados<br />
caudales para los ramales consi<strong>de</strong>rados como saturados<br />
según se indica a continuación:<br />
• Ramal a Alcora, interrumpibilidad tipo “B”:<br />
3 GWh/día.<br />
• Ramal <strong>de</strong> Pamplona, interrumpibilidad tipo “B”:<br />
3 GWh/día.<br />
• Ramal <strong>de</strong> Villapresente, interrumpibilidad tipo “B”:<br />
4,5 GWh/día.<br />
• Comunida<strong>de</strong>s Autónomas <strong>de</strong> Extremadura, Castilla-La<br />
Mancha, Madrid, y provincias <strong>de</strong> Huelva, Sevilla,<br />
Córdoba, Cádiz, Málaga, Jaén, Granada, Segovia,<br />
Palencia, Valladolid, Salamanca y Zamora,<br />
interrumpibilidad tipo “B” 35 GWh/día, para hacer<br />
frente a Situaciones <strong>de</strong> Operación Excepcional.<br />
Se <strong>de</strong>claran gasoductos estructuralmente saturados los<br />
siguientes:<br />
• Ramal a Aceca.<br />
• Ramal a Castellón.<br />
• Ramal a Besós.<br />
Como resultado <strong>de</strong>l proceso, resultó la asignación <strong>de</strong><br />
peaje interrumpible a 16 consumidores para el período <strong>de</strong><br />
1 <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong> 2007 a 31 <strong>de</strong> septiembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong>. El<br />
volumen <strong>de</strong> consumo acogido a peajes interrumpibles en<br />
el año 2007 fue <strong>de</strong> 20.948 GWh, representando el 5%<br />
<strong>de</strong>l mercado <strong>de</strong> gas en España, en términos <strong>de</strong> energía.<br />
A<strong>de</strong>más el volumen <strong>de</strong> consumo acogido a<br />
interrumpibilidad comercial fue <strong>de</strong> 20.917 GWh.<br />
Figura 2.1.16. Volumen <strong>de</strong> consumo firme, consumo a peaje interrumpible y consumo con interrumpibilidad<br />
comercial en el año 2007<br />
Consumo anual<br />
GWh /año<br />
Máximo<br />
consumo diario<br />
Consumo firme 365.800 Sin datos<br />
Consumo a peaje interrumpible 20.948 150 GWh/ día<br />
Interrumpibilidad comercial 20.917 Sin datos<br />
Total 407.665 1.863 GWh/día<br />
Fuente: CNE.<br />
29
2.1.1.4. Evolución <strong>de</strong> la liberalización<br />
<strong>de</strong>l Mercado <strong>de</strong> gas<br />
La libertad <strong>de</strong> elección <strong>de</strong> comercializador se inició en el<br />
año 1998 para los gran<strong>de</strong>s consumidores, extendiéndose<br />
progresivamente hasta permitir la libre elección a todos<br />
los consumidores <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el 1 enero <strong>de</strong> 2003.<br />
En términos <strong>de</strong> volumen <strong>de</strong> consumo, el mercado<br />
liberalizado supuso en el año 2007 un 89% <strong>de</strong>l consumo<br />
<strong>de</strong> gas, quedando limitado el mercado regulado al 11%<br />
<strong>de</strong>l total. Como se pue<strong>de</strong> observar en la figura 2.1.17, el<br />
mercado minorista <strong>de</strong> gas natural ha experimentado<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> el año 1999 una transición progresiva <strong>de</strong>l<br />
suministro regulado al suministro liberalizado.<br />
Figura 2.1.17. Evolución <strong>de</strong>l proceso <strong>de</strong> liberalización <strong>de</strong>l mercado minorista <strong>de</strong>l gas natural por consumo<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> el año 1999 hasta el año <strong>2008</strong><br />
450.000<br />
400.000<br />
83%<br />
86%<br />
89%<br />
96%<br />
350.000<br />
300.000<br />
250.000<br />
200.000<br />
10%<br />
38%<br />
55%<br />
70%<br />
80%<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
0<br />
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 <strong>2008</strong>*<br />
Suministro regulado<br />
Mercado liberalizado<br />
(*) Datos provisionales.<br />
Fuente: CNE.<br />
A finales <strong>de</strong> 2007, se encontraban operando 15 grupos<br />
empresariales en el mercado <strong>de</strong> comercialización <strong>de</strong> gas<br />
natural.<br />
mes <strong>de</strong>l año anterior. Aún así, todavía permanecían en el<br />
mercado regulado unos cuatro millones <strong>de</strong><br />
consumidores.<br />
La figura 2.1.18 muestra que el mercado minorista <strong>de</strong><br />
gas natural ha experimentado <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el año 2003 un<br />
traspaso <strong>de</strong> clientes <strong>de</strong>l suministro regulado al mercado<br />
liberalizado, llegando en 2007 a alcanzar el número <strong>de</strong><br />
clientes en el mercado liberalizado un porcentaje <strong>de</strong>l<br />
40,1%.<br />
En relación a la progresiva eliminación <strong>de</strong> las tarifas <strong>de</strong> gas<br />
natural, como medida que <strong>de</strong>muestra la apuesta <strong>de</strong>finitiva<br />
por el establecimiento <strong>de</strong> un auténtico mercado<br />
liberalizado, a lo largo <strong>de</strong> 2007 se han suprimido las tarifas<br />
restantes <strong>de</strong> los grupos 2 y 2 bis 1 . Previamente, en 2006 se<br />
habían suprimido las tarifas <strong>de</strong> los grupos 1, 2 (2.5 y 2.6<br />
Esto supone que en diciembre <strong>de</strong> 2007, un total <strong>de</strong><br />
2.701.528 consumidores habían elegido libremente una<br />
empresa comercializadora, un 14% más que en el mismo<br />
1<br />
La Or<strong>de</strong>n ITC/3992/2006, suprime a partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong><br />
2007 las tarifas vigentes <strong>de</strong>l grupo 2 (2.1, 2.2, 2.3 y 2.4) y las<br />
<strong>de</strong>l grupo 2 bis (2.1 bis, 2.2 bis, 2.3 bis y 2.4 bis).<br />
30
Figura 2.1.18. Evolución <strong>de</strong>l proceso <strong>de</strong> liberalización <strong>de</strong>l mercado minorista <strong>de</strong>l gas natural por número <strong>de</strong><br />
clientes <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el año 2002 hasta el año 2007<br />
8.000.000<br />
7.000.000<br />
6.000.000<br />
5.000.000<br />
4.953.374<br />
0,03%<br />
5.290.481<br />
3,24%<br />
6.053.496<br />
5.632.137<br />
21,64% 34,63%<br />
6.411.033<br />
36,95%<br />
6.737.358<br />
40,10%<br />
Clientes<br />
4.000.000<br />
3.000.000<br />
2.000.000<br />
99,97%<br />
96,76%<br />
78,36%<br />
65,37% 63,05% 59,90%<br />
1.000.000<br />
0<br />
2002 2003 2004 2005 2006 2007<br />
Suministro regulado<br />
Mercado liberalizado<br />
Fuente: CNE.<br />
únicamente) y 4, si bien se crearon unas tarifas transitorias<br />
aplicables hasta mediados o finales <strong>de</strong> 2006 2 , en función<br />
<strong>de</strong>l grupo y tipo <strong>de</strong> suministro.<br />
2.1.1.5. Desaparición <strong>de</strong> las tarifas reguladas<br />
y establecimiento <strong>de</strong> la tarifa <strong>de</strong> último<br />
recurso<br />
La Ley 34/1998, <strong>de</strong> 7 <strong>de</strong> octubre, <strong>de</strong>l sector <strong>de</strong><br />
hidrocarburos, recientemente modificada por la Ley<br />
12/2007, <strong>de</strong> 2 <strong>de</strong> julio, suprime, en el año <strong>2008</strong>, el<br />
sistema tarifario <strong>de</strong> gas natural y prevé el establecimiento<br />
<strong>de</strong> una tarifa <strong>de</strong> último recurso. La tarifa <strong>de</strong> último<br />
recurso es el precio máximo que podrán cobrar los<br />
comercializadores <strong>de</strong> último recurso a los consumidores<br />
con <strong>de</strong>recho a acogerse a la misma, es <strong>de</strong>cir, todos<br />
2<br />
De acuerdo con la Or<strong>de</strong>n ITC/4100/2005: Tarifas transitorias A,<br />
aplicables al grupo 1 hasta el 30 <strong>de</strong> junio <strong>de</strong> 2006, Tarifas transitorias<br />
B, aplicables a los grupos 2.5 y 2.6 hasta el 31 <strong>de</strong> diciembre<br />
<strong>de</strong> 2006, Tarifas transitorias C, aplicables a las centrales eléctricas<br />
en el grupo 4 hasta el 31 <strong>de</strong> marzo <strong>de</strong> 2006 y Tarifas transitorias<br />
D, aplicables a los consumos no eléctricos en el grupo 4 hasta el<br />
30 <strong>de</strong> junio <strong>de</strong> 2006.<br />
aquellos consumidores conectados a gasoductos <strong>de</strong><br />
presión menor o igual a 4 bar. En este grupo <strong>de</strong><br />
consumidores están incluidos todos los consumidores<br />
domésticos <strong>de</strong> gas.<br />
El Real Decreto 1068/2007, que regula la puesta en<br />
marcha <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> último recurso en el sector <strong>de</strong><br />
gas natural, <strong>de</strong>signa a las empresas comercializadoras <strong>de</strong><br />
gas que prestarán el servicio <strong>de</strong> último recurso: En<strong>de</strong>sa<br />
Energía, S.A.; Gas Natural Servicios, S.A.; Iberdrola, S.A.;<br />
Naturgas Energía Comercializadora, S.A.U.; Unión<br />
Fenosa Comercial, S.L.<br />
De acuerdo con la Or<strong>de</strong>n ITC/2309/2007, a partir <strong>de</strong>l 1<br />
<strong>de</strong> julio <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, los consumidores que sigan siendo<br />
suministrados por una empresa distribuidora en el<br />
régimen <strong>de</strong> tarifa regulada, sin haber elegido una<br />
empresa comercializadora, pasarán a ser suministrados<br />
por el comercializador <strong>de</strong> último recurso perteneciente al<br />
grupo empresarial <strong>de</strong> la empresa distribuidora. A partir<br />
<strong>de</strong> ese momento, se enten<strong>de</strong>rán automáticamente<br />
extinguidos los contratos <strong>de</strong> suministro a tarifa realizados<br />
entre los distribuidores y los consumidores.<br />
31
A partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> <strong>2008</strong> se reduce<br />
progresivamente el número <strong>de</strong> consumidores con <strong>de</strong>recho<br />
a acogerse a la tarifa <strong>de</strong> último recurso. Esta reducción<br />
afecta sólo a gran<strong>de</strong>s consumidores, en función <strong>de</strong>l<br />
volumen <strong>de</strong> consumo anual <strong>de</strong> gas, y <strong>de</strong> acuerdo con el<br />
siguiente calendario:<br />
Figura 2.1.19. Calendario <strong>de</strong> aplicación <strong>de</strong> la tarifa <strong>de</strong> último recurso<br />
CALENDARIO DE APLICACIÓN DE LA TARIFA DE ÚLTIMO RECURSO<br />
(para consumidores conectados a gasoductos <strong>de</strong> presión ≤ 4 bar)<br />
Fecha <strong>de</strong> aplicación<br />
A partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> <strong>2008</strong><br />
A partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> <strong>2008</strong><br />
A partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> 2009<br />
A partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> 2010<br />
Consumidores con <strong>de</strong>recho a acogerse<br />
a la tarifa <strong>de</strong> último recurso<br />
Todos los consumidores<br />
Todos los consumidores con consumo anual < 3 GWh<br />
Todos los consumidores con consumo anual < 2 GWh<br />
Todos los consumidores con consumo anual < 1 GWh<br />
Fuente: CNE.<br />
2.1.2. La oferta <strong>de</strong> gas natural<br />
En el año 2007 los aprovisionamientos <strong>de</strong> gas natural<br />
en España se situaron en 409.798 GWh,<br />
manteniéndose prácticamente al mismo nivel que los<br />
aprovisionamientos <strong>de</strong>l año anterior. Se recuerda que<br />
el incremento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda se situó en el 4,3%<br />
respecto a 2006, por lo que la diferencia entre esta<br />
cifra y el reducido crecimiento <strong>de</strong> los<br />
aprovisionamientos se <strong>de</strong>be principalmente a las<br />
variaciones <strong>de</strong> las existencias <strong>de</strong>l gas almacenado en el<br />
sistema.<br />
Figura 2.1.20. Evolución <strong>de</strong> los aprovisionamientos por estado físico <strong>de</strong>l gas<br />
2005 2006 2007 Crecimiento<br />
GWh % GWh % GWh % 05/04 06/05 07/06<br />
Aprovisionamientos 387.502 409.798 409.947 17,35% 5,75% 0,04%<br />
GN 135.319 34,92% 125.992 30,74% 129.589 31,62% 9,66% –6,89% 2,85%<br />
GNL 252.183 65,08% 283.806 69,26% 280.358 68,41% 21,95% 12,54% –1,21%<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
Des<strong>de</strong> 2002 las importaciones <strong>de</strong> GNL han venido<br />
incrementándose año a año a un ritmo elevado, con<br />
valores interanuales <strong>de</strong> crecimiento en el entorno <strong>de</strong>l<br />
20%. No obstante, en 2007 esta ten<strong>de</strong>ncia ha cambiado<br />
<strong>de</strong> signo y los aprovisionamientos en forma <strong>de</strong> GNL se<br />
han reducido en un 1,21% con respecto a 2006. Por su<br />
parte, las importaciones por gasoducto se incrementaron<br />
en 2007 un 2,9% respecto a 2006.<br />
32
Descripción <strong>de</strong> los abastecimientos <strong>de</strong> gas<br />
natural por origen y tipo <strong>de</strong> gas<br />
El abastecimiento <strong>de</strong> gas al mercado español está<br />
condicionado por su situación geográfica, por la ausencia<br />
casi total <strong>de</strong> producción nacional, así como por las<br />
escasas interconexiones con Europa.<br />
Estos aspectos provocan una alta <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> los<br />
abastecimientos <strong>de</strong> gas por vía marítima, en forma <strong>de</strong><br />
GNL, que en el año 2007 representaron un 68,4% <strong>de</strong> los<br />
aprovisionamientos, mientras que las entradas por<br />
gasoducto representaron el 31,6% restante.<br />
Durante el año 2007, el mercado español se<br />
abasteció <strong>de</strong> un conjunto <strong>de</strong> diez países. El principal<br />
país aprovisionador es Argelia, con un porcentaje<br />
<strong>de</strong>l 34,40%. Nigeria (24,31%), Qatar (12,93%),<br />
Egipto (10,29%), Noruega (6,53%), Trinidad y<br />
Tobago (6,44%), Libia (2,24%) y Omán (1,36%)<br />
completan el grupo <strong>de</strong> países más importantes en la<br />
estructura <strong>de</strong> abastecimiento. La producción<br />
nacional es muy reducida (0,26% <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong><br />
gas en España).<br />
En la figura 2.1.21, se comparan los abastecimientos<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> 2004.<br />
Figura 2.1.21. Origen <strong>de</strong> los aprovisionamientos<br />
35%<br />
30%<br />
25%<br />
20%<br />
15%<br />
10%<br />
5%<br />
0%<br />
<strong>Nacional</strong><br />
Argelia<br />
GN<br />
Argelia<br />
GNL<br />
Libia<br />
Noruega<br />
Países<br />
Golfo<br />
Trinidad<br />
& Tobago<br />
Nigeria<br />
Egipto<br />
Francia<br />
GN<br />
2004 2005 2006 2007<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
A lo largo <strong>de</strong> 2007 el gas natural incorporado por<br />
gasoducto provino <strong>de</strong> los gasoductos <strong>de</strong>l Magreb y Lacq-<br />
Calahorra. La producción <strong>de</strong> gas natural <strong>de</strong>l yacimiento<br />
<strong>de</strong> Poseidón supone el 0,26% <strong>de</strong>l total <strong>de</strong> los<br />
abastecimientos.<br />
El principal país aprovisionador <strong>de</strong> gas natural por<br />
gaseoducto es Argelia con un porcentaje <strong>de</strong>l 80%,<br />
seguido <strong>de</strong> Noruega (20%), excluyendo <strong>de</strong> este<br />
cálculo las importaciones por gasoducto con origen<br />
<strong>de</strong>clarado en Francia y Portugal, ya que no son<br />
países productores <strong>de</strong> gas y por lo tanto,<br />
correspon<strong>de</strong>n en realidad a otros orígenes sin<br />
especificar.<br />
El principal país aprovisionador <strong>de</strong> GNL al mercado<br />
español es Nigeria, con un porcentaje <strong>de</strong>l 36%, seguido<br />
<strong>de</strong> Qatar (20%), Argelia (16%) y Egipto (15%), que <strong>de</strong><br />
forma conjunta fueron responsables <strong>de</strong>l 87% <strong>de</strong> las<br />
importaciones totales <strong>de</strong> gas natural licuado. A<strong>de</strong>más, en<br />
33
el año 2007 se recibió GNL proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> Trinidad y<br />
Tobago, Libia y Omán.<br />
favorable, ya que contribuye a mejorar la seguridad <strong>de</strong><br />
los suministros <strong>de</strong>l sistema gasista español.<br />
Por otro lado, ha aumentado el número <strong>de</strong> buques<br />
<strong>de</strong>scargados en el sistema español en el año 2007,<br />
alcanzando la cifra <strong>de</strong> 425, <strong>de</strong> los cuales 110 proce<strong>de</strong>n<br />
Argelia y 126 <strong>de</strong> Nigeria.<br />
Es importante reseñar el nivel creciente <strong>de</strong><br />
diversificación <strong>de</strong> suministros, en los últimos años, para<br />
el mercado español. Una mayor diversificación es<br />
En 2007, el gas natural consumido en España proce<strong>de</strong> <strong>de</strong><br />
10 <strong>de</strong>stinos diferentes cuyo <strong>de</strong>talle se muestra en la<br />
figura 2.1.22.<br />
Respecto a la situación <strong>de</strong>l año 2006, la proporción <strong>de</strong><br />
gas abastecido a España ha aumentado <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Argelia,<br />
Nigeria y Noruega, disminuyendo <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Qatar, Egipto, y<br />
Trinidad y Tobago.<br />
Figura 2.1.22. Evolución <strong>de</strong>l abastecimiento <strong>de</strong> gas natural por países<br />
Proce<strong>de</strong>ncia<br />
Año 2006 Año 2006 Año 2007 Año 2007<br />
GWh % GWh %<br />
Argelia 131.703 32,30% 138.140 34,40%<br />
Nigeria 83.161 20,40% 97.609 24,31%<br />
Qatar 62.602 15,30% 51.923 12,93%<br />
Egipto 50.468 12,40% 41.321 10,29%<br />
Noruega 23.768 5,80% 26.229 6,53%<br />
Trinidad y Tobago 37.255 9,10% 25.853 6,44%<br />
Libia 7.914 1,90% 9.005 2,24%<br />
Omán 9.675 2,40% 5.468 1,36%<br />
Francia 739 0,20% 906 0,23%<br />
España 858 0,20% 1.037 0,26%<br />
Portugal 150 0,04% 4.064 1,01%<br />
TOTAL 408.293 100% 401.556 100%<br />
Fuente: CNE.<br />
[Nota: Las cantida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> gas asignadas a Portugal y Francia se correspon<strong>de</strong>n con importaciones <strong>de</strong> gas <strong>de</strong> terceros<br />
países (principalmente <strong>de</strong> Argelia y Nigeria), que tienen entrada en la Unión Europea a través <strong>de</strong> la aduana<br />
portuguesa o francesa, y que posteriormente se envían <strong>de</strong>s<strong>de</strong> estos países hasta España.]<br />
2.1.3. Las infraestructuras actuales <strong>de</strong> gas natural<br />
En lo que a infraestructuras gasistas se refiere, lo más<br />
relevante, durante el período analizado, es la puesta en<br />
marcha <strong>de</strong> la Planta <strong>de</strong> Regasificación <strong>de</strong> Mugardos, que<br />
entró en pruebas en mayo <strong>de</strong> 2007, junto con las<br />
ampliaciones <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> ENAGAS, que aumentan<br />
la capacidad <strong>de</strong> entrada al sistema y el gasoducto<br />
transversal, que une el eje <strong>de</strong> Levante con el centro <strong>de</strong> la<br />
península, puesto en marcha en toda su extensión en<br />
agosto <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
En la figura 2.1.23 se muestra el mapa <strong>de</strong><br />
infraestructuras actuales <strong>de</strong> la red gasista.<br />
34
Figura 2.1.23. Mapa <strong>de</strong> infraestructuras<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
y transporte secundario<br />
PLANTA DE MUGARDOS<br />
PLANTA DEL MUSEL<br />
150<br />
PLANTA DE BILBAO<br />
150<br />
800<br />
150<br />
150<br />
AASS GAVIOTA<br />
Ferrol<br />
413<br />
Luarca Avilés<br />
400 800 150 150<br />
150<br />
150 238<br />
20”<br />
Gijón<br />
1.546<br />
8”<br />
A Coruña<br />
20”<br />
Santan<strong>de</strong>r 12” C.I.IRÚN<br />
Castro U.<br />
14” Villalba<br />
Laredo Bilbao S. Sebastián<br />
Oviedo<br />
12”<br />
3er Trimestre-<strong>2008</strong><br />
Curtis<br />
Langreo<br />
12” Treto Santurze 16”<br />
Irún<br />
Lugo<br />
Arrigorriaga Durango<br />
. FRANCIA<br />
Santiago<br />
Lesaka<br />
C.I<br />
20”<br />
16”<br />
16”<br />
24”<br />
Puentecesures<br />
Vergara Pamplona Larrau<br />
20”<br />
Caldas <strong>de</strong> Reis<br />
La Robla<br />
Guardo Reinosa<br />
AASS SERRABLO<br />
Vitoria<br />
8” Lumbier<br />
Ponferrada<br />
Aguilar <strong>de</strong><br />
8”<br />
Santovenia<br />
Miranda 30”<br />
Pontevedra<br />
León Campoo<br />
Briviesca<br />
Estella<br />
26” Sangüesa 820 283<br />
6”<br />
10”<br />
Astorga<br />
Viana<br />
10”<br />
26”<br />
Vigo<br />
16”<br />
Ourense<br />
Villamañan<br />
26” Haro<br />
Huesca<br />
Palencia Burgos Logroño<br />
Tuy<br />
30” Tu<strong>de</strong>la 20”<br />
20”<br />
12”<br />
Villar <strong>de</strong><br />
Zuera<br />
6” Monzón<br />
Benavente<br />
Villamayor<br />
4”<br />
Gerona<br />
Villanueva G.<br />
Arnedo<br />
Tamarite <strong>de</strong> Litera<br />
8” 4” Lerma<br />
Sariñena<br />
Manresa 16”<br />
20”<br />
12”<br />
Alfarrás<br />
12”<br />
20”<br />
10”<br />
Toro<br />
10” Montmeló<br />
Braga<br />
Zamora<br />
Valladolid<br />
Soria<br />
26”<br />
12”<br />
12”<br />
150 150<br />
Agreda<br />
Aranda<br />
Zaragoza<br />
20”<br />
Igualada<br />
20”<br />
Lérida<br />
12”<br />
20”<br />
16” Mataró<br />
Tor<strong>de</strong>sillas<br />
Peñafiel<br />
6”<br />
6”<br />
24”<br />
12”<br />
12”<br />
Cuellar<br />
10”<br />
Subirats<br />
26”<br />
Barcelona 1.650<br />
4” 20”<br />
Olmedo<br />
Almazán<br />
Castelnou<br />
20”<br />
PLANTA DE BARCELONA<br />
26” Medina <strong>de</strong>l Turégano<br />
Calatayud<br />
Oporto<br />
Caspe<br />
28”<br />
Campo<br />
12”<br />
4”<br />
Reus<br />
12”<br />
8”<br />
24”<br />
Bañeras 80 80<br />
150<br />
150<br />
150 150<br />
Viseu<br />
Salamanca<br />
Andorra Alcañiz Tivissa<br />
Segovia<br />
Tarragona<br />
Guarda<br />
14”<br />
20”<br />
26”-36”<br />
40 40<br />
12”<br />
Peñaranda <strong>de</strong><br />
Villalba 16”<br />
Algete<br />
Tortosa<br />
20”<br />
Bracamonte<br />
Guadalajara<br />
Castor<br />
Ávila<br />
12”<br />
10”<br />
Alcalá<br />
Villafames<br />
Madrid Rivas<br />
Teruel<br />
Borriol<br />
Getafe 16” 12” 26”<br />
AASS DE<br />
12”<br />
26”<br />
20” 26”<br />
Alcora<br />
Plasencia<br />
26”<br />
Cuenca<br />
8”<br />
CARRIZO<br />
12”<br />
Castellón<br />
Nules<br />
10” Torrijos Aranjuez<br />
750 250 200<br />
12” 8” Tarancón<br />
Segorbe<br />
Leiria<br />
Talavera<br />
Fuentes<br />
Chilches<br />
Toledo Alameda Quintanar <strong>de</strong><br />
Lliria<br />
150<br />
150<br />
Sagunto 150 150<br />
Cáceres<br />
Los<br />
<strong>de</strong> la Sagra la Or<strong>de</strong>n<br />
28”<br />
Puzol<br />
Paterna<br />
Yébenes<br />
32”<br />
28”<br />
Valencia PLANTA<br />
Cheste<br />
Portalegre<br />
DE SAGUNTO<br />
20” 6”<br />
Campomaior<br />
Alcázar <strong>de</strong><br />
Ciudad Real<br />
San Juan<br />
Carlet<br />
Mérida<br />
24”<br />
Lisboa<br />
Santa Cruz <strong>de</strong><br />
28”<br />
Puertollano<br />
Chinchilla<br />
Mu<strong>de</strong>la<br />
16/10/8”<br />
26”<br />
Albacete Cau<strong>de</strong>te<br />
Agullent<br />
Badajoz<br />
12”<br />
12”<br />
PLANTA DE GRAN CANARIA<br />
32”<br />
Xixona<br />
Almendralejo<br />
32”<br />
32”<br />
Mouro<br />
30” Alicante<br />
150<br />
150<br />
120<br />
Viches<br />
120<br />
6”<br />
Sines<br />
Elche<br />
Linares<br />
10”<br />
Córdoba<br />
12”<br />
Murcia<br />
PLANTA DE CARTAGENA<br />
PLANTA<br />
10”<br />
DE SINES<br />
PALANCARES 26”<br />
16”<br />
1.200<br />
Jaén<br />
Totana<br />
150<br />
Fuente-<br />
Álamo 8”<br />
150<br />
900<br />
1.350<br />
Sevilla<br />
150<br />
Huelva<br />
30” Aguilar <strong>de</strong> la F.<br />
20”<br />
Lorca20”<br />
8”<br />
55<br />
105 127<br />
150 150<br />
Puente Genil 10”<br />
Cartagena<br />
10”<br />
48”<br />
PLANTA DE TENERIFE<br />
150<br />
150 150<br />
100<br />
Osuna<br />
Granada<br />
10”<br />
30”<br />
MARISMAS<br />
20”<br />
Almacenamiento subterráneo (enMm 3 (n) gas)<br />
60<br />
10”<br />
Planta <strong>de</strong> regasificación (en miles <strong>de</strong> m 3 <strong>de</strong> gnl)<br />
10”<br />
Arcos<br />
Almería<br />
Jerez<br />
Almacenamiento subterráneo<br />
16”<br />
POSEIDON<br />
Málaga<br />
Planta <strong>de</strong> regasificación<br />
(en proyecto)<br />
PLANTA DE HUELVA<br />
(en proyecto oen construcción)<br />
Cádiz<br />
10”<br />
Mijas<br />
Motril<br />
Capacidad <strong>de</strong> extracción (en miles m 3 (n)/h <strong>de</strong> gas)<br />
Capacidad <strong>de</strong> regasificación (miles <strong>de</strong> m 3 (n)/h)<br />
Estepona<br />
Estación <strong>de</strong> compresión<br />
Capacidad <strong>de</strong> regasificación (en construcción)<br />
12”<br />
16” Algeciras<br />
Estación <strong>de</strong> compresión (en construcción)<br />
Yacimiento<br />
Gasoducto <strong>de</strong> transporte<br />
C.I. MARRUECOS<br />
Conexión internacional (en miles m 3 (n)/h ) (en construcción)<br />
43<br />
480<br />
1.271<br />
14,3<br />
330<br />
Fuente: CNE.<br />
2.1.3.1.1. Plantas <strong>de</strong> Regasificación<br />
La novedad más relevante durante el período analizado<br />
es la puesta en marcha <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong><br />
Mugardos, que comenzó sus pruebas <strong>de</strong> emisión a la<br />
red general básica en mayo <strong>de</strong> 2007. Esta planta cuenta<br />
con dos tanques <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL <strong>de</strong><br />
150.000 m 3 cada uno y una capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong><br />
412.800 m 3 (n)/h.<br />
Con respecto a las plantas <strong>de</strong> regasificación ya<br />
existentes, en el año 2007 únicamente tuvo lugar el<br />
incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong><br />
Huelva en 150.000 m 3 (n)/h, alcanzando ésta un valor<br />
final <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> 1.350.000 m 3 (n)/h.<br />
Asimismo, a mediados <strong>de</strong> <strong>2008</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
emisión <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Cartagena también se vio<br />
incrementada en 150.000 m 3 (n)/h, así como en un<br />
nuevo tanque <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL <strong>de</strong><br />
150.000 m 3 .<br />
En la figura 2.1.24 se <strong>de</strong>scribe la capacidad actual <strong>de</strong> las<br />
seis plantas <strong>de</strong> regasificación existentes, en función <strong>de</strong><br />
sus parámetros básicos: los muelles <strong>de</strong> atraque <strong>de</strong> buques<br />
metaneros, los tanques <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL, la<br />
35
Figura 2.1.24. Capacidad actual <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación españolas<br />
Planta <strong>de</strong><br />
regasificación<br />
Capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamiento<br />
N.º Tanques<br />
<strong>de</strong> GNL<br />
Capacidad<br />
<strong>de</strong> atraque<br />
máxima<br />
Capacidad<br />
<strong>de</strong><br />
emisión<br />
m 3 (m 3 <strong>de</strong> GNL) P (bar) m 3 /hora<br />
Días <strong>de</strong><br />
autonomía<br />
máximos<br />
(*)<br />
Días <strong>de</strong><br />
autonomía<br />
mínimos<br />
(*)<br />
Capacidad carga<br />
<strong>de</strong> cisternas.<br />
N.º cisternas/día<br />
2 × 40.000 45 600.000<br />
Barcelona<br />
2 × 80.000 1 × 80.000 72 1.050.000<br />
2 × 150.000 1 × 140.000 TOTAL: 1.650.000<br />
TOTAL: 540.000<br />
1 × 60.000<br />
7,4 5,6 50<br />
1 × 100.000 1 × 80.000<br />
Cartagena<br />
1 × 127.000<br />
1 × 150.000<br />
1 × 140.000<br />
72 1.350.000 7,4 5,0 50<br />
TOTAL: 437.000<br />
1 × 55.000<br />
Huelva<br />
Bilbao<br />
Sagunto<br />
Mugardos<br />
1 × 105.000<br />
2 × 150.000<br />
TOTAL: 460.000<br />
2 × 150.000<br />
TOTAL: 300.000<br />
2 × 150.000<br />
TOTAL: 300.000<br />
2 × 150.000<br />
TOTAL: 300.000<br />
140.000 72 1.350.000 7,8 5,4 50<br />
140.000 72 800.000 8,5 4,6 15<br />
140.000 72 750.000 9,1 4,9 35<br />
140.000 72 412.800 16,5 9,0 15<br />
TOTAL TOTAL: 2.337.000 6.312.800 9,1 5,4 215<br />
(*) Los días <strong>de</strong> autonomía se calculan como los días que, regasificando a capacidad nominal, se tarda en consumir el gas <strong>de</strong> los<br />
tanques llenos, <strong>de</strong>scontando el mínimo <strong>de</strong> llenado o talón (9%).<br />
(**) Los días <strong>de</strong> autonomía mínimos se calculan como los días que, regasificando a capacidad nominal, se tarda en consumir el gas<br />
<strong>de</strong> los tanques cuando se espera la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> un buque gran<strong>de</strong>, 125.000 m 3 <strong>de</strong> GNL, <strong>de</strong>scontando el talón (9%).<br />
Fuente: Enagás.<br />
capacidad <strong>de</strong> los equipos <strong>de</strong> regasificación y la capacidad<br />
<strong>de</strong> carga <strong>de</strong> cisternas <strong>de</strong> GNL con <strong>de</strong>stino a las plantas<br />
satélites.<br />
Es necesario señalar que la emisión <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación, en punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, pue<strong>de</strong> ser superior<br />
a la señalada en la figura 2.1.24 si se contempla el<br />
36
funcionamiento <strong>de</strong> los equipos <strong>de</strong> vaporización <strong>de</strong><br />
emergencia 3 . Asimismo, otro factor a tener en cuenta es<br />
que la capacidad <strong>de</strong> emisión pue<strong>de</strong> verse limitada por los<br />
gasoductos <strong>de</strong> salida <strong>de</strong> la planta, y la <strong>de</strong>manda diaria <strong>de</strong><br />
su zona <strong>de</strong> influencia.<br />
A partir <strong>de</strong> las existencias <strong>de</strong> GNL en las plantas y la<br />
capacidad <strong>de</strong> producción, se establece la autonomía <strong>de</strong> la<br />
planta. En los momentos previos a la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> un<br />
buque metanero, <strong>de</strong>be haber espacio libre en los tanques<br />
<strong>de</strong> las plantas para albergar el GNL transportado en el<br />
buque. En tales circunstancias, y suponiendo que se<br />
espera la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> un buque gran<strong>de</strong> (por ejemplo <strong>de</strong><br />
125.000 m 3 GNL), las autonomías <strong>de</strong> las plantas pasan a<br />
ser <strong>de</strong> 4,6 días para Bilbao, 4,9 para Sagunto, 5,0 para<br />
Cartagena, 5,4 para Huelva, 5,6 para Barcelona, y 9 para<br />
Mugardos.<br />
2.1.3.1.2. Gasoductos <strong>de</strong> conexión internacional<br />
España dispone <strong>de</strong> cinco conexiones internacionales<br />
por gasoducto, dos con Francia por Larrau (Navarra) e<br />
Irún (San Sebastián), otra con Marruecos por Tarifa<br />
3<br />
La capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> emergencia <strong>de</strong> Barcelona es <strong>de</strong><br />
100.000 m 3 (n)/h, en Bilbao <strong>de</strong> 135.000 m 3 (n)/h, en Sagunto <strong>de</strong><br />
150.000 m 3 (n)/h, en Cartagena <strong>de</strong> 450.000 m 3 (n)/h y en Huelva<br />
<strong>de</strong> 400.000 m 3 (n)/h.<br />
(Cádiz), y dos con Portugal por Badajoz y Tuy<br />
(Pontevedra).<br />
En general, las conexiones internacionales por gasoducto<br />
se operan con flujos bastante constantes que se a<strong>de</strong>cuan<br />
a la flexibilidad <strong>de</strong> los contratos <strong>de</strong> compra <strong>de</strong> gas y a la<br />
necesidad <strong>de</strong> cumplir la cláusula <strong>de</strong> compra garantizada<br />
“take or pay”. Des<strong>de</strong> la puesta en marcha <strong>de</strong>l gasoducto<br />
<strong>de</strong>l Magreb en 1996, las entradas <strong>de</strong> gas natural por<br />
gasoducto a la Península han permanecido más o menos<br />
constantes, por lo que a medida que ha crecido la<br />
<strong>de</strong>manda, la proporción GN/GNL se ha ido<br />
<strong>de</strong>sequilibrando a favor <strong>de</strong>l GNL. Esta ten<strong>de</strong>ncia, se<br />
rompió en 2004, tras la ampliación <strong>de</strong>l gasoducto <strong>de</strong>l<br />
Magreb, y volverá a romperse en el futuro, tras la<br />
entrada en funcionamiento <strong>de</strong>l gasoducto <strong>de</strong><br />
interconexión Medgaz, previsiblemente a finales <strong>de</strong> 2009,<br />
que unirá la Península directamente con Argelia.<br />
Las capacida<strong>de</strong>s, nominal y punta, <strong>de</strong> las conexiones<br />
internacionales durante el año 2007 se indican en la<br />
figura 2.1.25.<br />
La capacidad máxima para el mercado español <strong>de</strong> la<br />
conexión internacional <strong>de</strong>l Magreb es <strong>de</strong> 1.270.000 m 3 (n)/h<br />
(355 GWh/día). No obstante, la capacidad real máxima <strong>de</strong><br />
producción conjunta <strong>de</strong> la interconexión y <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong><br />
Figura 2.1.25. Flujos <strong>de</strong> gas contractuales diarios y anuales <strong>de</strong> las conexiones internacionales por gasoducto<br />
en 2007<br />
Localización<br />
Capacidad Nominal<br />
Punta <strong>de</strong> producción<br />
GWh/día GWh/día Fecha <strong>de</strong> punta<br />
Larrau 87 86 16/03/2007<br />
Irún (salida) –4 –4,6 07/11/2007<br />
Tarifa 355 320 23/02/<strong>2008</strong><br />
Badajoz 68 59 24/11/2007<br />
Tuy 18 20 26/01/2007<br />
TOTAL CONEX. INT. 524 480<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
37
Huelva estaría finalmente limitada por la capacidad <strong>de</strong> la<br />
red <strong>de</strong> transporte, en concreto por la capacidad <strong>de</strong><br />
vehiculación <strong>de</strong> las estaciones <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Algete y<br />
Almendralejo, y la <strong>de</strong>manda que existiese, tanto aguas<br />
arriba, como aguas abajo <strong>de</strong> ambas estaciones.<br />
La capacidad <strong>de</strong> la conexión internacional <strong>de</strong> Larrau<br />
pue<strong>de</strong> llegar a alcanzar un máximo <strong>de</strong> 330.000 m 3 (n)/h<br />
(92 GWh/día), para lo cual la compañía solicitante<br />
<strong>de</strong>berá aportar el correspondiente certificado <strong>de</strong><br />
aumento <strong>de</strong> presión en la frontera hispano-francesa,<br />
aportado por el operador <strong>de</strong> la estación <strong>de</strong> compresión<br />
<strong>de</strong> Mont en territorio francés. El aumento <strong>de</strong> presión<br />
que es necesario certificar para alcanzar el citado<br />
caudal es <strong>de</strong> 0,048 bar por cada 1.000 m 3 (n)/h que<br />
convertido a unida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> energía supone, para un Po<strong>de</strong>r<br />
Calorífico Superior <strong>de</strong> 11,63 kWh/m 3 (n), un aumento<br />
<strong>de</strong> 0,172 bar por cada GWh/día. La capacidad <strong>de</strong><br />
exportación está condicionada a la existencia <strong>de</strong> flujos<br />
<strong>de</strong> entrada <strong>de</strong> acuerdo al Plan Invernal.<br />
Por la conexión internacional <strong>de</strong> Tuy, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la entrada en<br />
servicio <strong>de</strong> la Planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> Sines en el<br />
Sistema <strong>de</strong> Portugal, hay una capacidad <strong>de</strong> 18 GWh/día.<br />
Para acce<strong>de</strong>r a la misma, el solicitante <strong>de</strong> capacidad<br />
<strong>de</strong>berá aportar el correspondiente certificado <strong>de</strong> aumento<br />
<strong>de</strong> presión en la frontera hispano-portuguesa aportado<br />
por el operador portugués. El aumento <strong>de</strong> presión que es<br />
necesario certificar para alcanzar el citado caudal es <strong>de</strong><br />
0,154 bar por cada 1.000 m3(n)/h, que para un Po<strong>de</strong>r<br />
Calorífico Superior <strong>de</strong> 11,63 kWh/m3(n) supone un<br />
aumento <strong>de</strong> 0,551 bar por cada GWh/día.<br />
La capacidad <strong>de</strong> la conexión <strong>de</strong> Irún esta limitada en<br />
función <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en su zona <strong>de</strong> influencia y <strong>de</strong> las<br />
presiones <strong>de</strong> operación existentes en la red española,<br />
concretamente en la posición <strong>de</strong> Vergara, y en la red<br />
francesa, en Biriatou. Esta interconexión viene siendo<br />
habitualmente utilizada como salida.<br />
Es importante tener en cuenta que las Conexiones<br />
Internacionales, en general, presentan la posibilidad<br />
<strong>de</strong> operar el gasoducto en los dos sentidos <strong>de</strong> flujo,<br />
<strong>de</strong> entrada a España (importación) o <strong>de</strong> salida <strong>de</strong><br />
España (exportación). Esta característica aporta una<br />
capacidad adicional a la nominal en contraflujo,<br />
condicionada a las nominaciones realizadas por los<br />
usuarios con acceso al mismo a ambos lados <strong>de</strong> la<br />
frontera, así como una mayor flexibilidad <strong>de</strong><br />
operación en su gestión. Así, las Conexiones<br />
Internacionales <strong>de</strong> Larrau, y Tuy podrían consi<strong>de</strong>rarse<br />
eventualmente como salida, y Badajoz como entrada<br />
<strong>de</strong>l Sistema, condicionadas a los necesarios acuerdos<br />
<strong>de</strong> intercambios comerciales y/o condiciones técnicas<br />
necesarias.<br />
2.1.3.1.3. Yacimientos <strong>de</strong> gas nacionales<br />
En la actualidad, la producción <strong>de</strong> gas natural en España<br />
se encuentra en <strong>de</strong>clive en los yacimientos existentes,<br />
hecho contrastable por la reducción <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
producción máxima (y producción anual) respecto a años<br />
anteriores.<br />
Destacan los yacimientos <strong>de</strong> Poseidón, Marismas y<br />
Palancares. Poseidón es un yacimiento marino situado en<br />
el Golfo <strong>de</strong> Cádiz. Marismas y Palancares son<br />
yacimientos terrestres, situados en el valle <strong>de</strong>l<br />
Guadalquivir. En Marismas se han realizado pruebas a lo<br />
largo <strong>de</strong>l año 2007 para validar su viabilidad como<br />
almacenamiento subterráneo.<br />
El incremento <strong>de</strong> la producción nacional <strong>de</strong> gas<br />
natural <strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> la viabilidad técnico-económica<br />
<strong>de</strong> nuevas prospecciones en estudio en la<br />
actualidad.<br />
La emisión <strong>de</strong> los yacimientos podría llegar a alcanzar<br />
los valores recogidos en la figura 2.1.26.<br />
38
Figura 2.1.26. Capacidad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> los yacimientos <strong>de</strong> gas disponible a emitirse al Sistema Gasista<br />
Yacimiento<br />
Capacidad nominal<br />
<strong>de</strong> emisión (GWh/día)<br />
Gwh/día<br />
Punta <strong>de</strong> producción<br />
Fecha<br />
Valle <strong>de</strong>l Guadalquivir (Marismas y<br />
Palancares)<br />
24 15 20/01/2007<br />
Poseidón (Golfo <strong>de</strong> Cádiz) No <strong>de</strong>finido 7 27/03/<strong>2008</strong><br />
Fuente: ENAGAS.<br />
2.1.3.1.4. Gasoductos <strong>de</strong> transporte<br />
2.1.3.1.5. Estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
Los gasoductos <strong>de</strong> transporte en España totalizan en<br />
torno a 9.000 Km., <strong>de</strong> los cuales más <strong>de</strong>l 84%<br />
pertenecen a ENAGAS, perteneciendo el resto a Gas<br />
Natural Transporte, En<strong>de</strong>sa Gas Transportista,<br />
Naturgas Energía Transporte, Transportista Regional<br />
<strong>de</strong>l Gas, Infraestructuras Gasistas <strong>de</strong> Navarra,<br />
SAGGAS, Reganosa e Iberdrola Infraestructuras<br />
Gasistas.<br />
Durante 2007 se incorporaron 239 km <strong>de</strong> nuevos<br />
gasoductos <strong>de</strong> tran<br />
sporte, repartidos entre los tramos que se citan a<br />
continuación:<br />
• Gasoducto Falces-Irurzun (58 km)<br />
• Gasoducto Teruel-Calamocha (75 km)<br />
• Gasoducto Mugardos-As Pontes-Guitiriz y ramal<br />
CTCC <strong>de</strong> As Pontes (57 km)<br />
• Gasoducto Abegondo-Sabón (45 km)<br />
• Ramal a la CT Meirama (4 km)<br />
• Ramal a Campo <strong>de</strong> Gibraltar Fase II (14,5 km)<br />
Durante <strong>2008</strong> cabe <strong>de</strong>stacar la puesta en marcha <strong>de</strong> los<br />
gasoductos Eje Transversal en toda su extensión (264<br />
km), Barcelona-Arbós (72 km), Semianillo Suroeste Fase<br />
II-Alpedrete-Griñón (73 km), Arévalo-Medina <strong>de</strong>l Campo<br />
(30 km) y Vergara-Zaldivia (28,5 km).<br />
El sistema <strong>de</strong> transporte español tenía en 2007 doce<br />
estaciones <strong>de</strong> compresión. De estas doce estaciones, once<br />
son propiedad <strong>de</strong> ENAGAS y la otra propiedad <strong>de</strong><br />
Gasoducto <strong>de</strong> Extremadura, participada por ENAGAS.<br />
La figura 2.1.27 muestra las características principales<br />
<strong>de</strong> las estaciones <strong>de</strong> compresión.<br />
En <strong>2008</strong> se han incorporado al sistema las estaciones <strong>de</strong><br />
compresión <strong>de</strong> Zaragoza y <strong>de</strong> Alcázar <strong>de</strong> San Juan.<br />
El sistema <strong>de</strong> transporte cuenta, asimismo, con unas 350<br />
estaciones <strong>de</strong> regulación y/o medida, más <strong>de</strong> 50<br />
cromatógrafos y aproximadamente 200 equipos <strong>de</strong><br />
odorización.<br />
2.1.3.1.6. Gasoductos <strong>de</strong> distribución<br />
La red <strong>de</strong> distribución en España a finales <strong>de</strong>l año 2007 estaba<br />
formada por más <strong>de</strong> 55.000 km <strong>de</strong> gasoducto. El material más<br />
utilizado en las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución es el polietileno (por<br />
encima <strong>de</strong>l 75%) y el segundo material más utilizado es el<br />
acero (en torno al 20%). Las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> alta presión son todas <strong>de</strong><br />
acero, mientras que en las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> baja presión se encuentran,<br />
a<strong>de</strong>más <strong>de</strong>l polietileno, otros materiales como la fundición<br />
dúctil, el PVC, la plancha asfaltada o el amianto-cemento que,<br />
por ser materiales obsoletos, están siendo sustituidos<br />
paulatinamente por el primero en los últimos años.<br />
39
Figura 2.1.27. Características <strong>de</strong> las estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
INSTALACIÓN<br />
Caudal máximo<br />
vehiculable<br />
(m 3 (n)/h)<br />
Potencia (HP)<br />
Número <strong>de</strong><br />
compresores<br />
E. C. <strong>de</strong> Arbós (Tarragona) 1.042.000 36.343 4+1<br />
E. C. <strong>de</strong> Tivissa (Tarragona) 486.000 44.922 2+1<br />
E. C. Haro (La Rioja) 270.000 13.176 2+1<br />
E. C. Sevilla (Sevilla) 1.140.000 58.495 2+1<br />
E. C. Algete (Madrid) 130.000 11.018 1+1<br />
E. C. Almodóvar (Ciudad Real) 450.000 14.100 2+1<br />
E. C. Zamora (Zamora) 375.000 16.937 2+1<br />
E. C. Paterna (Valencia) 600.000 28.577 3+1<br />
E. C. Crevillente (Valencia) 611.000 30.039 1+1<br />
E. C. Villafranca (Córdoba) 1.600.000 77.250 4+1<br />
E. C. Almendralejo (Badajoz)<br />
Portugal 440.000<br />
Ruta <strong>de</strong> la Plata 220.000<br />
29.307 4+1<br />
E. C. Zaragoza 375.000 18.784 2+1<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
También forman parte <strong>de</strong> la infraestructura española <strong>de</strong><br />
distribución más <strong>de</strong> 2.100 estaciones <strong>de</strong> regulación y más<br />
<strong>de</strong> 40 sistemas <strong>de</strong> odorización.<br />
Aunque todas las Comunida<strong>de</strong>s Autónomas<br />
Peninsulares disponen <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> gas natural, el<br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras y la introducción <strong>de</strong>l<br />
gas natural es más reciente en zonas como Galicia,<br />
Extremadura, Andalucía Oriental, la parte occi<strong>de</strong>ntal <strong>de</strong><br />
Castilla León, Castilla La Mancha y Murcia. En<br />
algunos núcleos el suministro se realiza mediante<br />
plantas satélite <strong>de</strong> GNL que permiten a<strong>de</strong>lantar la<br />
llegada <strong>de</strong>l gas natural.<br />
Uno <strong>de</strong> los objetivos <strong>de</strong> la Planificación es la extensión<br />
<strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas natural a la mayor parte <strong>de</strong> los<br />
núcleos urbanos importantes y centros industriales,<br />
consi<strong>de</strong>rando que la llegada <strong>de</strong>l gas natural supone un<br />
apoyo fundamental al <strong>de</strong>sarrollo económico y social.<br />
La especificación <strong>de</strong> las zonas <strong>de</strong> gasificación prioritaria<br />
para asegurar el <strong>de</strong>sarrollo homogéneo <strong>de</strong>l sistema<br />
gasista, en todo el territorio nacional, <strong>de</strong>be realizarse en<br />
el marco <strong>de</strong> la Planificación <strong>de</strong>l sistema, con la<br />
participación <strong>de</strong> las distintas Administraciones y <strong>de</strong><br />
acuerdo con el artículo 4 <strong>de</strong> la Ley <strong>de</strong>l Sector <strong>de</strong><br />
Hidrocarburos. La <strong>de</strong>finición <strong>de</strong> estas áreas es una<br />
<strong>de</strong>cisión política que supera el ámbito técnico en el que<br />
se realiza este estudio, y por ello no se efectúa en el<br />
mismo ninguna propuesta <strong>de</strong> zonas <strong>de</strong> gasificación<br />
prioritaria.<br />
La figura 2.1.28 muestra las empresas distribuidoras que<br />
operan en la geografía nacional.<br />
40
Figura 2.1.28. Empresas <strong>de</strong> distribución que operan en cada Comunidad Autónoma<br />
Gas Directo<br />
Gas Galicia<br />
Gas Natural Distribución SDG<br />
Gas La Coruña<br />
Gas Natural<br />
Distribución SDG Gas Natural Cantabria<br />
Naturgas Distribución Gas Natural<br />
Distribución SDG<br />
Gas Natural<br />
Distribución SDG<br />
Distribuidora Regional <strong>de</strong>l Gas Gas Rioja<br />
Distribuiora Septentrional <strong>de</strong>l Gas<br />
Gas Natural Distribución SDG<br />
Gas Natural Castilla-León<br />
Naturgas Distribución<br />
Tolosa Gasa<br />
Gas Natural Distribución<br />
Gas Navarra<br />
Gas Natural<br />
Distribución SDG<br />
Gas Aragón<br />
Gas Natural<br />
Distribución SDG<br />
Naturgas Distribución<br />
Gas Natural<br />
Distribución SDG<br />
Gas Directo<br />
Gas Natural<br />
Distribución SDG<br />
Distribución y Comercialización<br />
<strong>de</strong> Gas <strong>de</strong> Extremadura<br />
Gas Natural Distribución SDG<br />
Naturgas<br />
Gas Castilla-La Mancha<br />
Gas Natural Distribución SDG<br />
CEGAS<br />
Gas Alicante<br />
Gas Natural Distribución SDG<br />
Gesa Gas<br />
Gas Andalucía<br />
Gas Directo<br />
Gas Natural Distribución SDG<br />
Meridional <strong>de</strong>l Gas<br />
Gas Natural Murcia<br />
Gas Natural<br />
Nota: En negrita distribuidora con mayor número <strong>de</strong> puntos <strong>de</strong> suministro.<br />
Fuente: CNE.<br />
2.1.3.1.7. Almacenamientos Subterráneos <strong>de</strong> gas<br />
natural<br />
El gas natural en España se almacena <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l<br />
sistema gasista, en los almacenamientos subterráneos,<br />
en los tanques <strong>de</strong> GNL y, en una pequeña proporción,<br />
en los propios gasoductos.<br />
En la actualidad España posee dos almacenamientos<br />
subterráneos, que son antiguos yacimientos <strong>de</strong>pletados <strong>de</strong><br />
gas natural, Serrablo (Huesca) propiedad <strong>de</strong> ENAGAS S. A.<br />
y Gaviota (situado a 8 km <strong>de</strong> la costa <strong>de</strong> Vizcaya)<br />
propiedad <strong>de</strong> RIPSA y operado por ENAGAS.<br />
La figura 2.1.29 muestra las características <strong>de</strong> ambos<br />
almacenamientos.<br />
Figura 2.1.29. Características <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos <strong>de</strong> gas natural en el momento actual<br />
Almacenamientos<br />
Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
Mm 3 (n)<br />
Capacidad <strong>de</strong> vehiculación<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Gas colchón(*) Gas útil Gas total Inyección Extracción<br />
SERRABLO (Aurín y Jaca) 420 680 1.100 3,9 6,8<br />
GAVIOTA 1.700 979 2.679 4,5 5,7<br />
TOTAL 2.120 1.659 3.779 8,4 12,5<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
41
2.1.4. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
durante el año 2007. Invierno 2007/08<br />
Como ya se ha citado anteriormente, la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong><br />
gas natural en España durante el año 2007 fue <strong>de</strong> 408.432<br />
GWh, que registra un incremento <strong>de</strong>l 4,3% sobre la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l año anterior. En cuanto a la <strong>de</strong>manda punta<br />
diaria registrada en el invierno 2007/08, el record <strong>de</strong>l día<br />
15 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007, con 1.863 GWh, sobrepasó en<br />
un 12,1% el record anterior, <strong>de</strong> 1.662 GWh, registrado<br />
durante el invierno 2006/07, el 30 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2007.<br />
Tal como se pone <strong>de</strong> manifiesto en la figura 2.1.30, en<br />
el año 2007 el GNL supuso el 68% <strong>de</strong>l suministro al<br />
mercado nacional frente al 32% <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> GN.<br />
La producción nacional <strong>de</strong> gas natural aumentó un<br />
28% respecto al año 2006, si bien dicho incremento se<br />
<strong>de</strong>be más bien a la extracción <strong>de</strong> gas <strong>de</strong> los<br />
yacimientos que se encuentran efectuando pruebas<br />
para su transformación en almacenamientos<br />
subterráneos.<br />
El 97,6% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual se suministró <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la red<br />
<strong>de</strong> gasoductos, mientras que el 2,4% restante fue<br />
transportado en camiones cisterna <strong>de</strong>s<strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación, hasta las plantas satélite <strong>de</strong> GNL<br />
repartidas por la geografía nacional. Por su parte, las<br />
mermas y autoconsumos <strong>de</strong>l sistema supusieron<br />
3.455 GWh durante el año 2007 (un 0,8% <strong>de</strong>l total <strong>de</strong><br />
entradas al sistema).<br />
Figura 2.1.30. Estructura <strong>de</strong> aprovisionamiento y balance <strong>de</strong> gas en el año 2007 (GWh/año)<br />
Aprovisionamiento<br />
Sistema Español<br />
Entradas en el Sistema<br />
GNL 280.358 68%<br />
GN 129.589<br />
32%<br />
Emisión<br />
Barcelona 70.013 17,1% Barcelona 378 0,1%<br />
Cartagena 38.122 9,3% Huelva -213 -0,1%<br />
Huelva 58.468 14,3% Cartagena 297 0,1%<br />
Bilbao 45.532 11,1% Bilbao -731 -0,2%<br />
Variación Existencias<br />
Demanda <strong>de</strong> Gas<br />
y Variaciones <strong>de</strong> Existencias<br />
Sagunto 59.035 14,4% Sagunto -227 -0,1%<br />
Mugardos 8.909 2,2% Mugardos 716 0,2%<br />
Total Plantas GNL 280.079 68,4% Total Plantas GNL -496 -0,1%<br />
Larrau 26.306 6,4% Serrablo -1.772 -0,4%<br />
Tarifa 95.743 23,4% Gaviota -2.022 -0,5%<br />
Tui/Badajoz 6.500 1,6% Total AA. SS. -3.794 -0,9%<br />
Conex. Internac. 128.549 31,4% Inyección yacimientos 281 0,1%<br />
Yacimientos Nacion. 1.040 0,3% Gasoducto -110 0,0%<br />
Mermas y autoconsumos<br />
3.455 0,8%<br />
TOTAL Aprovisionamiento<br />
Sistema Español<br />
409.947 94,8%<br />
TOTAL Producción<br />
Sistema Español<br />
Demanda<br />
<strong>Nacional</strong><br />
Transportada<br />
Por Cisternas GNL 9.753 2,4%<br />
Por Gasoducto 398.679 97,6%<br />
409.668 94,8% TOTAL DEMANDA 408.432 100,0%<br />
GN 22.366 100% Huelva 0,0%<br />
Tránsito a Portugal GNL 0% Tarifa 22.366 100% Entregas a Portugal 22.366 5,2%<br />
TOTAL 22.366 5,2% 22.366 5,2%<br />
Tránsito a Francia GN 0,0% Exportación mercados GN intern.<br />
1.857 0,4%<br />
Otros Tránsitos GNL 0,0% 322 Exportación GNL internac.<br />
322 0,1%<br />
TOTAL Entradas<br />
432.313 TOTAL Producción 432.356 TOTAL Salidas<br />
432.977<br />
Fuente ENAGAS y CNE.<br />
En la figura 2.1.31, se observa que Tarifa y Barcelona<br />
son los puntos <strong>de</strong> entrada al sistema con mayor peso,<br />
con el 23% y el 17% <strong>de</strong> los suministros<br />
respectivamente. No obstante, la aportación <strong>de</strong> ambos<br />
ha venido disminuyendo en términos relativos en el<br />
cómputo global, en pro <strong>de</strong> una distribución más<br />
equilibrada <strong>de</strong> los suministros a través <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong> los<br />
puntos <strong>de</strong> entrada.<br />
42
Figura 2.1.31. Estructura <strong>de</strong> los medios <strong>de</strong> producción <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> gas natural (GWh/año)<br />
450.000<br />
GWh<br />
400.000<br />
350.000<br />
300.000<br />
250.000<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
1%<br />
15%<br />
9%<br />
32%<br />
4%<br />
1%<br />
3%<br />
13% 13%<br />
10% 12%<br />
12%<br />
15%<br />
29%<br />
29%<br />
1%<br />
2%<br />
10%<br />
11%<br />
21%<br />
17%<br />
13% 13%<br />
28%<br />
26%<br />
3%<br />
1%<br />
8%<br />
19%<br />
9%<br />
9%<br />
25%<br />
6%<br />
18%<br />
10%<br />
13%<br />
23%<br />
2%<br />
6%<br />
6%<br />
13% 9%<br />
12% 11%<br />
15%<br />
14%<br />
10%<br />
14%<br />
18%<br />
17%<br />
2%<br />
50.000<br />
0<br />
39% 35% 29% 29% 27% 27%<br />
29% 25% 23%<br />
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007<br />
C.I. Tarifa P.R. Barcelona P.R. Sagunto P.R. Huelva P.R. Bilbao<br />
P.R. Cartagena C.I. Larrau P.R. Mugardos Yacimientos <strong>Nacional</strong>es C.I. Tuy/Badajoz<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
Analizando el funcionamiento <strong>de</strong>l sistema frente al<br />
hipotético fallo <strong>de</strong> una <strong>de</strong> las entradas (criterio n-1),<br />
actualmente, los fallos más difíciles <strong>de</strong> suplir serían<br />
Tarifa, por el volumen <strong>de</strong> gas que se introduce a través<br />
<strong>de</strong> esta conexión internacional, y la Planta <strong>de</strong> Barcelona,<br />
que es el punto <strong>de</strong> entrada <strong>de</strong>l sistema con mayor<br />
capacidad y fuente <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> una <strong>de</strong>manda local<br />
significativa, difícilmente suministrable <strong>de</strong>s<strong>de</strong> otros<br />
puntos <strong>de</strong> entrada. Sin embargo, como se ha apuntado<br />
anteriormente, hoy en día el sistema <strong>de</strong> transporte está<br />
más equilibrado que en años pasados, lo que a nivel<br />
técnico, pue<strong>de</strong> dar lugar a una reducción <strong>de</strong> las distancias<br />
medias entre los puntos <strong>de</strong> entrada y los <strong>de</strong> consumo.<br />
En relación con las plantas <strong>de</strong> regasificación, cabe<br />
apuntar el incremento <strong>de</strong> la producción, respecto <strong>de</strong><br />
2006, <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Sagunto, cuya aportación <strong>de</strong> gas al<br />
sistema fue ligeramente superior a la <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong><br />
Huelva, así como la puesta en marcha <strong>de</strong> la Planta <strong>de</strong><br />
Mugardos, a mediados <strong>de</strong> 2007, que supone un nuevo<br />
punto <strong>de</strong> suministro a tener en cuenta.<br />
Son <strong>de</strong>cisivos los papeles que juegan en su zona <strong>de</strong><br />
influencia la Planta <strong>de</strong> Barcelona, básicamente en<br />
Cataluña, y la <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Bilbao, en el País<br />
Vasco.<br />
En la figura 2.1.32 se muestran, para el año 2007, las<br />
<strong>de</strong>scargas <strong>de</strong> gas realizadas en las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación, la capacidad nominal <strong>de</strong> emisión y el<br />
factor <strong>de</strong> utilización real.<br />
El factor <strong>de</strong> utilización promedio <strong>de</strong> las plantas ha sido<br />
<strong>de</strong>l 47%, situándose tres puntos por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong>l factor <strong>de</strong><br />
utilización registrado en el año anterior. Por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong>l<br />
valor medio se situaron las plantas <strong>de</strong> Cartagena, con un<br />
29%, Mugardos, con un 32%, Barcelona, con un 39% y<br />
Huelva, con un 41%. La planta <strong>de</strong> Bilbao también redujo<br />
su factor <strong>de</strong> utilización, si bien se situó por encima <strong>de</strong> la<br />
media (53%), mientras que la planta <strong>de</strong> Sagunto<br />
experimentó un incremento notable en su uso, con un<br />
factor <strong>de</strong> utilización (72%) muy superior al <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong><br />
las plantas.<br />
43
Figura 2.1.32. Factor <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación en el año 2007<br />
Punto <strong>de</strong> entrada<br />
Volumen <strong>de</strong> entradas<br />
<strong>de</strong> gas TWh<br />
Capacidad nominal<br />
GWh/día<br />
Factor <strong>de</strong> utilización<br />
real %<br />
Barcelona 70,01 487 39%<br />
Huelva (1) 58,47 402 41%<br />
Cartagena 38,12 359 29%<br />
Bilbao (2) 45,53 234 53%<br />
Sagunto 59,04 225 72%<br />
Mugardos (3) 8,91 117 32%<br />
TOTAL 280,08 1.824 47%<br />
(1) Durante los 4 primeros meses <strong>de</strong> 2007, tuvo una capacidad <strong>de</strong> 359 GWh/día.<br />
(2) Se ha tenido en cuenta su limitación <strong>de</strong> emisión por la red <strong>de</strong> transporte.<br />
(3) Inicio <strong>de</strong> fase <strong>de</strong> pruebas en mayo <strong>de</strong> 2007.<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
El número <strong>de</strong> metaneros <strong>de</strong>scargados durante el 2007<br />
aumentó, respecto al año anterior en 28 buques más, si<br />
bien el volumen <strong>de</strong> GNL emitido por las plantas creció<br />
únicamente un 1%.<br />
Figura 2.1.33. Funcionamiento <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación en el año 2007<br />
100%<br />
90%<br />
80%<br />
70%<br />
60%<br />
50%<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
11 8.909<br />
97 59.035<br />
52 45.532<br />
61<br />
38.122<br />
97<br />
58.468<br />
107 70.013<br />
Número <strong>de</strong> buques <strong>de</strong>scargados<br />
Producción anual GWh<br />
425 280.079<br />
Mugardos<br />
Sagunto<br />
Bilbao<br />
Cartagena<br />
Huelva<br />
Barcelona<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
Durante el año 2007, se cargaron en cisternas <strong>de</strong> GNL<br />
unos 11.700 GWh, apenas un 4,5% más que en el<br />
período anterior. La entrada en funcionamiento <strong>de</strong> los<br />
gasoductos <strong>de</strong> transporte previstos en la Planificación,<br />
especialmente el Eje Transversal en <strong>2008</strong>, han<br />
posibilitado el suministro <strong>de</strong> gas a nuevas zonas y, <strong>de</strong><br />
44
existir plantas satélite en dichas zonas, la conexión <strong>de</strong><br />
éstas al sistema, con la consiguiente disminución <strong>de</strong> las<br />
necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> capacidad para el suministro <strong>de</strong> gas por<br />
medio <strong>de</strong> cisternas <strong>de</strong> GNL, lo que permitirá aliviar el<br />
estado <strong>de</strong> congestión que presentaban los carga<strong>de</strong>ros <strong>de</strong><br />
cisternas en el pasado.<br />
En relación con las existencias en los almacenamientos<br />
subterráneos, se <strong>de</strong>be indicar que las estructuras<br />
alcanzaron prácticamente su nivel máximo <strong>de</strong> llenado a<br />
principios <strong>de</strong>l mes <strong>de</strong> noviembre.<br />
En la figura 2.1.34 se recogen los flujos <strong>de</strong> gas en la<br />
Península Ibérica durante el año 2007.<br />
Figura 2.1.34. Flujos <strong>de</strong> gas natural en el año 2007 en TWh<br />
8,9<br />
PLANTA DE MUGARDOS<br />
PLANTA DEBILBAO<br />
AASS GAVIOTA<br />
Ferrol<br />
Luarca<br />
Avilés<br />
1.546<br />
8”<br />
”<br />
Gijón<br />
A Coruña<br />
20 ”<br />
Santan<strong>de</strong>r<br />
12 ” Castro U.<br />
Bilbao S. Sebastián<br />
14 ”<br />
Laredo<br />
Oviedo<br />
12 ”<br />
12 ”<br />
Treto<br />
Curtis<br />
Langreo<br />
Santurze<br />
16 ”<br />
Irún<br />
C.I.FRANCIA - LARRAU<br />
Lugo<br />
Arrigorriaga<br />
Durango<br />
Santiago<br />
Lesaka<br />
16 ”<br />
16 ”<br />
24 ”<br />
Puentecesures<br />
Vergara<br />
Pamplona<br />
Larrau<br />
20 ”<br />
Reinosa<br />
Caldas <strong>de</strong> Reis<br />
20 ”<br />
AASS SERRABLO<br />
Vitoria<br />
Lumbier<br />
Ponferrada<br />
Aguilar <strong>de</strong><br />
8”<br />
8”<br />
Santovenia<br />
León<br />
Campoo<br />
Miranda 30 ”<br />
Estella<br />
Pontevedra<br />
10 ”<br />
Briviesca<br />
26 ” Sangüesa 820<br />
6”<br />
Astorga<br />
10 ”<br />
Viana<br />
”<br />
Vigo<br />
Ourense<br />
16 ”<br />
Villamañan<br />
26 ”<br />
Haro<br />
Palencia Burgos Logroño<br />
Huesca<br />
Tuy<br />
12 ”<br />
30 ”<br />
Tu<strong>de</strong>la<br />
Villar <strong>de</strong><br />
Zuera 20 ” 6” Monzón<br />
Benavente<br />
Villamayor<br />
20 ”<br />
4”<br />
Gerona<br />
Villanueva G.<br />
Arnedo<br />
Tamarite <strong>de</strong> Litera<br />
8” 4” Lerma<br />
20 ”<br />
Sariñena 12 ”<br />
Alfarrás<br />
Manresa<br />
16 ”<br />
20 ”<br />
10 ”<br />
Toro 12 ”<br />
Zamora<br />
Valladolid<br />
Soria<br />
26 ”<br />
12 ” 10 ” Montmeló<br />
Braga<br />
12 ”<br />
Zaragoza<br />
20 ”<br />
20 ”<br />
Mataró<br />
Tor<strong>de</strong>sillas<br />
Peñafiel<br />
6”<br />
6”<br />
Igualada 12 ”<br />
Lérida<br />
12 ” 16 ”<br />
12 ”<br />
20 ”<br />
26 ” 4” 20 ”<br />
Subirats Barcelona<br />
Olmedo<br />
Almazán<br />
Castelnou<br />
24 ”<br />
20 ”<br />
PLANTA DE<br />
26 ” Medina <strong>de</strong>l<br />
Oporto<br />
28 ”<br />
Turégano<br />
”<br />
Caspe<br />
BARCELONA<br />
Campo<br />
4”<br />
12 ”<br />
12 ”<br />
24 ”<br />
Bañeras<br />
Viseu<br />
Salamanca<br />
Andorra<br />
Alcañiz<br />
Tivissa<br />
Segovia<br />
Tarragona<br />
Guarda<br />
26 ”-36 ”<br />
20 ”<br />
70,0<br />
14 ”<br />
12<br />
Villalba<br />
Tortosa<br />
20 ”<br />
Algete<br />
”<br />
16 ”<br />
Ávila<br />
Guadalajara<br />
12 ”<br />
10 ”<br />
Alcalá<br />
Villafames<br />
Madrid<br />
Rivas<br />
Teruel<br />
Borriol<br />
Getafe<br />
16 ” 12 ” 26 ”<br />
12 ”<br />
26 ”<br />
26 ”<br />
Alcora Plasencia<br />
26 ”<br />
12 ”<br />
Cuenca<br />
8”<br />
Castellón<br />
10 ” Torrijos Aranjuez<br />
12 ”<br />
Tarancón<br />
Segorbe Nules 8”<br />
Leiria<br />
Talavera<br />
Fuentes<br />
Chilches<br />
(TWh)<br />
Toledo<br />
Alameda<br />
Quintanar<strong>de</strong><br />
Lliria<br />
Sagunto<br />
Cáceres<br />
<strong>de</strong> la Sagra la Or<strong>de</strong>n<br />
28 ”<br />
Los<br />
Puzol<br />
59,0<br />
Yébenes<br />
32 ”<br />
Paterna<br />
28 ”<br />
Valencia<br />
Cheste<br />
412<br />
Portalegre<br />
20 ” 6”<br />
Campomaior<br />
Alcázar <strong>de</strong><br />
PLANTA DE SAGUNTO<br />
Ciudad Real<br />
San Juan<br />
Carlet<br />
Mérida<br />
24 ”<br />
Lisboa<br />
Santa Cruz <strong>de</strong><br />
28 ”<br />
Puertollano<br />
Mu<strong>de</strong>la<br />
16/10/8 ”<br />
26 ”<br />
Albacete<br />
Cau<strong>de</strong>te<br />
Agullent<br />
Badajoz<br />
12 ”<br />
12 ”<br />
32 ”<br />
Xixona<br />
Almendralejo<br />
32 ”<br />
32 ”<br />
Mouro<br />
Viches<br />
30 ”<br />
Alicante<br />
6”<br />
Sines<br />
Elche<br />
Linares<br />
10 ”<br />
24,2<br />
Córdoba<br />
12 ”<br />
Murcia<br />
PLANTA<br />
-0,3<br />
DE SINES<br />
26 ”<br />
16 ”<br />
Jaén<br />
Totana<br />
10 ”<br />
PALANCARES<br />
Fuente-Álamo<br />
8”<br />
Sevilla<br />
Lorca<br />
30 ”<br />
Huelva<br />
Aguilar <strong>de</strong> la F.<br />
20 ” 8”<br />
20 ”<br />
Puente Genil<br />
10 ”<br />
10 ”<br />
Cartagena<br />
48 ”<br />
38,1<br />
10 ”<br />
30<br />
Osuna<br />
Granada<br />
(TWh)<br />
MARISMAS<br />
20 ”<br />
”<br />
10 ”<br />
PLANTA DE CARTAGENA<br />
58,5<br />
10 ”<br />
POSEIDON<br />
Arcos<br />
Jerez<br />
16 ”<br />
Málaga<br />
Almería<br />
0,3<br />
PLANTA DE HUELVA<br />
10 ”<br />
Mijas<br />
Motril<br />
Cádiz<br />
Estepona<br />
0,3<br />
22,4<br />
6,5<br />
1,1<br />
0,01<br />
27,6<br />
44,3<br />
16 ”<br />
12 ”<br />
Algeciras<br />
C.I.MARRUECOS<br />
60,5<br />
45,5<br />
10,6<br />
5,5<br />
95,7 22,4<br />
2,0<br />
C.I.FRANCIA - IRUN<br />
0,0<br />
26,3<br />
1,8<br />
8,5<br />
6,6<br />
0,5<br />
1,3<br />
20,9<br />
14,3<br />
Transporte para<br />
<strong>de</strong>manda española<br />
Transito hacia Portugal<br />
o Francia (TWh)<br />
Exportaciones GNL<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
A la vista <strong>de</strong>l mapa <strong>de</strong> flujos, figura 2.1.34, hay que<br />
<strong>de</strong>stacar los siguientes puntos:<br />
– Las Comunida<strong>de</strong>s Autónomas más occi<strong>de</strong>ntales <strong>de</strong> la<br />
Península, en concreto Andalucía, Extremadura, Castilla<br />
La Mancha, Castilla y León, Madrid, Asturias y<br />
Cantabria se han seguido suministrando con el gas<br />
proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> Huelva, Tarifa y los yacimientos <strong>de</strong>l<br />
Guadalquivir, que también proporcionaron gas para<br />
aten<strong>de</strong>r a la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> Portugal. A<strong>de</strong>más, quedó un<br />
pequeño remanente <strong>de</strong> estos orígenes que pasó a través<br />
<strong>de</strong> la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Haro hacia el Este y País<br />
45
Vasco. Por tanto existió un notable esfuerzo <strong>de</strong> transporte<br />
Sur-Norte.<br />
– La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> Galicia fue suministrada en su mayor<br />
parte <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la nueva planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong><br />
Mugardos. Esta planta ha reducido las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
transporte en la zona noroeste.<br />
– El gas natural que consumió Cataluña se suministró en<br />
gran medida <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona, si bien<br />
también recibió gas proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Sagunto.<br />
– De la misma forma, Cartagena suministró en su<br />
totalidad la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> Murcia y parte <strong>de</strong> la <strong>de</strong> la<br />
Comunidad Valenciana.<br />
– La planta <strong>de</strong> Sagunto suministró la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> la<br />
Comunidad Valenciana que no satisfizo la <strong>de</strong><br />
Cartagena, suministrando, a<strong>de</strong>más, gas a Aragón y una<br />
parte a Cataluña<br />
– La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> Navarra, La Rioja y País Vasco se ha<br />
satisfecho con gas proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> la interconexión <strong>de</strong><br />
Larrau y la planta <strong>de</strong> Bilbao, junto con la extracción <strong>de</strong><br />
almacenamientos.<br />
GNL en el conjunto <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
equivalentes a 3 días <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> regasificación<br />
contratada y un nivel <strong>de</strong> existencias <strong>de</strong> GNL en cada<br />
planta don<strong>de</strong> tenga capacidad contratada equivalente a 2<br />
días <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> regasificación contratada en<br />
dicha planta.<br />
– Obligación <strong>de</strong> los comercializadores con clientes <strong>de</strong>l<br />
grupo 3 <strong>de</strong> tener capacidad disponible suficiente en las<br />
entradas <strong>de</strong>l sistema para cubrir su <strong>de</strong>manda en caso <strong>de</strong><br />
ola <strong>de</strong> frío.<br />
El contenido <strong>de</strong> este Plan Invernal simplifica el número<br />
<strong>de</strong> reglas contempladas en años anteriores, aportando<br />
mayor flexibilidad en la operación <strong>de</strong> los<br />
almacenamientos subterráneos y en la conexión<br />
internacional con Argelia, responsabilizando a cada<br />
agente <strong>de</strong> su mercado y <strong>de</strong> la gestión <strong>de</strong> su capacidad<br />
contratada.<br />
2.1.4.2. Invierno 2007-<strong>2008</strong><br />
2.1.4.1. Normas <strong>de</strong> Gestión Técnica y Plan<br />
Invernal<br />
Con objeto <strong>de</strong> complementar las reglas <strong>de</strong> operación<br />
normal <strong>de</strong>l sistema durante el invierno, tal y como<br />
indican las NGTS, el 15 <strong>de</strong> noviembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, la<br />
Dirección General <strong>de</strong> Política Energética y Minas aprobó<br />
la Resolución por la que se aprobaba el Plan <strong>de</strong><br />
Actuación Invernal para la Operación <strong>de</strong>l Sistema<br />
Gasista, <strong>de</strong> aplicación entre el 1 <strong>de</strong> noviembre y el 31 <strong>de</strong><br />
cada año.<br />
Las reglas principales establecidas por este Plan <strong>de</strong><br />
Actuación Invernal son:<br />
– Limitación a las exportaciones, garantizando unas<br />
entradas mínimas por Larrau <strong>de</strong> 175.000 m 3 (n) /h (50<br />
GWh/día) para suministrar a los consumos en el valle <strong>de</strong>l<br />
Ebro, don<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte está saturada.<br />
– Obligación <strong>de</strong> que cada usuario <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación mantenga un nivel <strong>de</strong> existencias <strong>de</strong><br />
Durante el invierno 2007-08 las temperaturas se<br />
mantuvieron <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> los rangos <strong>de</strong> normalidad<br />
esperados y, en consecuencia, no se <strong>de</strong>claró ninguna ola<br />
<strong>de</strong> frío en ese período. Las temperaturas más bajas se<br />
registraron en el fin <strong>de</strong> semana anterior al día <strong>de</strong><br />
consumo punta invernal, que tuvo lugar el 17 <strong>de</strong><br />
diciembre <strong>de</strong> 2007.<br />
Cabe apuntar que durante los tres primeros trimestres <strong>de</strong><br />
2007 la <strong>de</strong>manda acumulada había venido registrando<br />
valores inferiores a los <strong>de</strong>l año anterior, según pue<strong>de</strong><br />
observarse en la figura 2.1.35. No obstante, el<br />
incremento <strong>de</strong> la actividad industrial, el <strong>de</strong>scenso térmico<br />
medio respecto al año anterior y el escenario<br />
hidroeléctrico seco –con mínimos históricos– unido a la<br />
parada por mantenimiento <strong>de</strong> varios grupos nucleares en<br />
la última parte <strong>de</strong>l año, dieron lugar a un incremento<br />
significativo <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas durante el último<br />
trimestre <strong>de</strong>l año, que hizo que se invirtiera la ten<strong>de</strong>ncia<br />
<strong>de</strong> consumo hasta esa fecha y que el cómputo anual<br />
registrara finalmente un crecimiento positivo, <strong>de</strong>l 4,3%.<br />
46
Figura 2.1.35. Crecimiento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda acumulada, por trimestres, respecto al mismo período <strong>de</strong>l año 2006<br />
Acumulado 1 er<br />
Trimestre 2007<br />
Acumulado 2.º<br />
Trimestre 2007<br />
Acumulado 3 er<br />
Trimestre 2007<br />
Acumulado 4.º<br />
Trimestre 2007<br />
Sector convencional –1,5% +0,5% +1,8% +3,7%<br />
Sector eléctrico –15,3% –9,1% –7,5% +5,5%<br />
Total –5,7% –2,6% –1,6% +4,3%<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
El sistema ha respondido perfectamente a las<br />
necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, sin que se produjeran<br />
acontecimientos operativos <strong>de</strong> relevancia durante este<br />
invierno.<br />
2.1.4.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l Sistema Gasista<br />
en la semana <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta<br />
La punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas se produce en los días <strong>de</strong><br />
invierno <strong>de</strong> menores temperaturas. Esta estacionalidad<br />
asociada a la temperatura es muy acusada en el sector<br />
doméstico, pero también se produce en el resto <strong>de</strong><br />
consumidores (industria y generación eléctrica). En el<br />
caso <strong>de</strong>l sector eléctrico, la estacionalidad está asociada<br />
a más variables que a la propia temperatura, dado que el<br />
consumo <strong>de</strong> gas en los ciclos combinados <strong>de</strong>pen<strong>de</strong><br />
también <strong>de</strong> la hidraulicidad, precio <strong>de</strong>l mercado<br />
eléctrico, <strong>de</strong>l grado <strong>de</strong> funcionamiento <strong>de</strong>l régimen<br />
especial o <strong>de</strong> la disponibilidad <strong>de</strong> otras tecnologías <strong>de</strong><br />
generación.<br />
A continuación se analiza la capacidad <strong>de</strong>l sistema para<br />
aten<strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> la punta invernal <strong>de</strong> gas, que tuvo<br />
lugar durante el invierno 2007/08.<br />
Como ya se ha dicho, la punta diaria <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
nacional tuvo lugar el día 17 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007 con<br />
1.863 GWh, un 12% superior a la punta <strong>de</strong>l invierno<br />
anterior (ver figura 2.1.36). De los 1.863 GWh, 54 GWh<br />
fueron suministros a plantas satélites <strong>de</strong> GNL a través <strong>de</strong><br />
cisternas.<br />
El consumo convencional canalizado representó el 62%<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total en este día, mientras que el consumo<br />
<strong>de</strong> las CTCC supuso una <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l 38%.<br />
En este día se emitieron a la red básica <strong>de</strong> gasoductos<br />
1.698 GWh <strong>de</strong> gas, <strong>de</strong> manera que los 111 GWh<br />
restantes, hasta alcanzar los 1.809 GWh <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> gasoductos, se consumieron <strong>de</strong>l<br />
almacenamiento operativo en gasoductos.<br />
Figura 2.1.36. Demanda <strong>de</strong> gas el día punta <strong>de</strong> los inviernos 2006/07 y 2007/08<br />
Demanda punta: 17 diciembre <strong>de</strong> 2007<br />
Datos: GWh/día Invierno 06/07 Invierno 07/08 Incremento<br />
Convencional (firme e interrumpible) 1.040 1.075 3%<br />
CCGT 549 703 28%<br />
Térmica convencional 24 31 29%<br />
Toral <strong>de</strong>manda Red Básica 1.613 1.809 12%<br />
Plantas satélite 49 54 10%<br />
TOTAL 1.662 1.863 12%<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
47
En la figura 2.1.37 se pone <strong>de</strong> manifiesto la relación<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda transportada por gasoducto (la<br />
<strong>de</strong>manda nacional y la <strong>de</strong> tránsito internacional,<br />
exceptuando la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> plantas satélites), con las<br />
capacida<strong>de</strong>s utilizadas en la producción real <strong>de</strong> ese<br />
día.<br />
Figura 2.1.37. A<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> las infraestructuras a la <strong>de</strong>manda para el día punta<br />
<strong>de</strong>l invierno 2007/08<br />
PUNTOS DE ENTRADA<br />
Producción real<br />
(GWh/día)<br />
Capacidad Nominal<br />
(GWh/día)<br />
Barcelona 320 487<br />
Cartagena 157 359<br />
Huelva 241 402<br />
Bilbao 183 234<br />
Sagunto 211 225<br />
Mugardos 32 117<br />
TOTAL PLANTAS<br />
1.144<br />
(54 para cisternas <strong>de</strong> GNL)<br />
1.824<br />
Larrau 56 87<br />
Tarifa 300 355<br />
Tuy 0 18<br />
Badajoz 59 68<br />
Irún 0 –4<br />
Yacimientos nacionales 11 18<br />
TOTAL PRODUCCIÓN 1.570 2.366<br />
Almacenamientos subterráneos 128 145<br />
TOTAL 1.698 2.512<br />
BALANCE PRODUCCIÓN / DEMANDA TRANSPORTADA 93,9% 138,8%<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
Tal como se observa, la producción en el día punta fue<br />
un 6,1% inferior a la <strong>de</strong>manda y supuso un uso <strong>de</strong>l 68%<br />
<strong>de</strong> la capacidad nominal <strong>de</strong> los medios <strong>de</strong> producción a<br />
disposición <strong>de</strong>l sistema. Las ligeras diferencias existentes<br />
entre la producción y la <strong>de</strong>manda durante los días<br />
laborales se compensaron con el stock <strong>de</strong> los gasoductos<br />
el cual, según se aprecia en la figura 2.1.38, se recuperó<br />
a lo largo <strong>de</strong> la semana.<br />
En 2007 la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l día punta fue 3,2 veces superior<br />
al menor valor diario registrado a lo largo <strong>de</strong>l año, que<br />
típicamente se produce en el mes <strong>de</strong> agosto. Las<br />
diferencias <strong>de</strong> producción entre laborales y festivos se<br />
soportan, principalmente, con la bajada <strong>de</strong> producción <strong>de</strong><br />
las plantas <strong>de</strong> regasificación los fines <strong>de</strong> semana, lo cual<br />
da lugar a una disminución <strong>de</strong>l factor <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong><br />
éstas.<br />
48
Figura 2.1.38. Producción y <strong>de</strong>manda transportada en la semana punta <strong>de</strong>l invierno 2007/<strong>2008</strong><br />
GWh<br />
1.900<br />
1.800<br />
1.700<br />
1.600<br />
1.500<br />
1.400<br />
1.300<br />
1.200<br />
1.100<br />
1.000<br />
Jueves<br />
13/12/2007<br />
Viernes<br />
14/12/2007<br />
Sábado<br />
15/12/2007<br />
Domingo<br />
16/12/2007<br />
Lunes<br />
17/12/2007<br />
Martes<br />
18/12/2007<br />
Miércoles<br />
19/12/2007<br />
Producción<br />
Demanda<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
En relación con la <strong>de</strong>manda punta para generación<br />
eléctrica, ésta tuvo lugar el 14 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007, tres<br />
días antes <strong>de</strong>l récord conjunto <strong>de</strong>l sistema gasista. En<br />
dicha fecha, el consumo <strong>de</strong> gas por el sector eléctrico fue<br />
<strong>de</strong> 742 GWh, lo cual significó un factor <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong><br />
los ciclos combinados <strong>de</strong>l 78%, que en la cesta <strong>de</strong><br />
generación eléctrica nacional supusieron el 41% <strong>de</strong>l<br />
suministro eléctrico.<br />
El alto grado <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong> los ciclos fue <strong>de</strong>bido a<br />
una conjunción <strong>de</strong> circunstancias, como que la<br />
<strong>de</strong>manda diaria y las exportaciones <strong>de</strong> electricidad<br />
estaban en los niveles más elevados <strong>de</strong>l año, el grupo<br />
nuclear Van<strong>de</strong>llós II no había recuperado aún su<br />
funcionamiento normal, había una baja generación<br />
eólica (con un 11% <strong>de</strong> utilización) y el producible<br />
hidráulico correspondía a una año muy seco. Todo ello<br />
hace que el hueco <strong>de</strong> generación sea cubierto por el<br />
carbón y los ciclos combinados. Dado que el carbón ya<br />
estaba en niveles próximos a los nominales, fue la<br />
tecnología <strong>de</strong> ciclo combinado la que generó la<br />
producción eléctrica necesaria para cubrir la <strong>de</strong>manda<br />
punta en su totalidad.<br />
El invierno 2007/<strong>2008</strong> ha puesto <strong>de</strong> manifiesto varios<br />
datos fundamentales acerca <strong>de</strong>l sistema gasista español.<br />
Entre ellos, cabe <strong>de</strong>stacar los siguientes:<br />
– La capacidad <strong>de</strong> transporte ha sido suficiente para<br />
asegurar la <strong>de</strong>manda, y el menor crecimiento <strong>de</strong> ésta<br />
sobre lo previsto, ha propiciado tener mayor margen <strong>de</strong><br />
maniobra. No obstante, las nuevas infraestructuras que<br />
están previstas en los próximos años son necesarias para<br />
asegurar la cobertura <strong>de</strong> una <strong>de</strong>manda en la que se prevé<br />
crecimiento, pese a la <strong>de</strong>saceleración <strong>de</strong> éste con relación<br />
a períodos prece<strong>de</strong>ntes.<br />
– La vulnerabilidad frente a contingencias externas o<br />
internas al sistema, en particular por la escasa<br />
capacidad <strong>de</strong> almacenamiento subterráneo, está siendo<br />
resuelta en gran medida con las exigencias impuestas<br />
por los Planes Invernales, que obligan a los usuarios a<br />
mantener unas existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad en el<br />
conjunto <strong>de</strong> tanques <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
equivalentes a 3 días <strong>de</strong> la capacidad contratada o<br />
reservada y también establecen unos niveles mínimos<br />
<strong>de</strong> llenado que cada planta <strong>de</strong>be respetar durante el<br />
período invernal.<br />
49
A pesar <strong>de</strong>l buen funcionamiento <strong>de</strong>l sistema durante<br />
este invierno, aún existen zonas muy localizadas que, a<br />
lo largo <strong>de</strong> los últimos años, registran bajas presiones en<br />
la red <strong>de</strong> transporte y en las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución <strong>de</strong> su<br />
área <strong>de</strong> influencia. Este es el caso <strong>de</strong> los gasoductos<br />
Ramal a Alcora (Castellón), Ramal a Pamplona, Ramal a<br />
Aceca, Ramal a Castellón, Gasoducto Planta <strong>de</strong><br />
Barcelona-Besós (Sea-Line), Ramal <strong>de</strong> Villapresente y<br />
Gasoducto Vergara-Irún.<br />
2.1.4.4. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento y niveles<br />
<strong>de</strong> existencias <strong>de</strong> gas durante el año 2007<br />
almacenamientos subterráneos y en los tanques <strong>de</strong><br />
GNL <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> la<br />
pequeña cantidad <strong>de</strong> gas presente en los propios<br />
gasoductos.<br />
La capacidad nominal <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> los<br />
tanques <strong>de</strong> GNL así como <strong>de</strong> los gasoductos, se ve<br />
disminuida por la necesidad <strong>de</strong> mantener una<br />
cantidad <strong>de</strong> gas inmovilizado, sin po<strong>de</strong>r ser extraído,<br />
con el fin <strong>de</strong> mantener siempre el nivel <strong>de</strong><br />
existencias necesario para el correcto funcionamiento<br />
<strong>de</strong> las instalaciones.<br />
2.1.4.4.1. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> gas<br />
en España<br />
La figura 2.1.39 muestra la capacidad máxima útil <strong>de</strong><br />
almacenamiento <strong>de</strong>l sistema durante 2007.<br />
El gas natural en España pue<strong>de</strong> almacenarse, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l<br />
sistema gasista, fundamentalmente en los<br />
A<strong>de</strong>más, ha <strong>de</strong> tenerse en cuenta que las instalaciones<br />
anteriores (almacenamientos subterráneos, tanques <strong>de</strong><br />
Figura 2.1.39. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento máximo útil por instalación utilizada en la operación<br />
<strong>de</strong>l sistema<br />
INSTALACIÓN<br />
Capacidad máxima útil 2007 (1)<br />
(GWh)<br />
Tanques <strong>de</strong> GNL 13.887<br />
Barcelona 3.429<br />
Cartagena 1.822<br />
Huelva 2.921<br />
Bilbao 1.905<br />
Sagunto 1.905<br />
Mugardos 1.905<br />
Almacenamientos Subterráneos 27.513<br />
Serrablo 9.537<br />
Gaviota 17.976<br />
Stock Gasoductos (Valor medio) 744<br />
TOTAL 42.144<br />
(1) La capacidad indicada en esta figura para los almacenamientos subterráneos incluye el tercio <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> gas colchón<br />
que es extraíble por medios mecánicos; para los tanques <strong>de</strong> GNL y stock <strong>de</strong> gasoductos se ha <strong>de</strong>scontado el nivel mínimo <strong>de</strong> llenado<br />
o talón.<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
50
Figura 2.1.40. Existencias en almacenamientos subterráneos en el año 2007<br />
30.000<br />
25.000<br />
20.000<br />
GWh<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre<br />
Gas colchón extraíble por medios mecánicos<br />
Gas útil<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
GNL y gasoductos) no se utilizan exclusivamente como<br />
almacenamientos <strong>de</strong> gas, puesto que se emplean en la<br />
operación diaria <strong>de</strong>l sistema gasista y, por lo tanto, su<br />
nivel <strong>de</strong> llenado siempre será inferior al 100% <strong>de</strong> su<br />
capacidad. Por ejemplo, es necesario regasificar para<br />
conseguir el hueco necesario en los tanques <strong>de</strong> las<br />
plantas antes <strong>de</strong> la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> un nuevo buque.<br />
2.1.4.4.2. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
<strong>de</strong>l sistema en relación con la <strong>de</strong>manda<br />
El Real Decreto 1766/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> diciembre, por el<br />
que se modifica el Real Decreto 1716/2004, <strong>de</strong> 23 <strong>de</strong><br />
julio, redujo el número <strong>de</strong> días al que se obliga a los<br />
agentes <strong>de</strong>l sistema a mantener existencias mínimas <strong>de</strong><br />
seguridad, estableciendo éste en 20 días calculados sobre<br />
la base <strong>de</strong> las ventas o consumos firmes <strong>de</strong> gas natural.<br />
La <strong>de</strong>manda firme durante el año 2007 fue 365.800<br />
GWh, una vez excluidos los suministros interrumpibles 4 .<br />
Por tanto, la <strong>de</strong>manda diaria firme media durante dicho<br />
año fue <strong>de</strong> 1.002 GWh.<br />
4<br />
Como interrumpibles se consi<strong>de</strong>ran tanto los clientes sujetos a<br />
peaje interrumpible como la interrumpibilidad comercial.<br />
En consecuencia, el número <strong>de</strong> días <strong>de</strong> ventas firmes<br />
medio que hubiera podido almacenar el sistema en 2007<br />
(capacidad máxima útil <strong>de</strong> almacenamiento entre<br />
<strong>de</strong>manda diaria firme media) suponiendo que todas las<br />
instalaciones estén al 100% <strong>de</strong> llenado, sería <strong>de</strong> 42 días.<br />
Cabe reseñar que, a partir <strong>de</strong> la entrada en vigor <strong>de</strong>l Real<br />
Decreto 1766/2007 previamente mencionado, la<br />
normativa ya no permite consi<strong>de</strong>rar en este cálculo el<br />
volumen <strong>de</strong> gas contenido en los buques en tránsito o<br />
pendientes <strong>de</strong> <strong>de</strong>scargar.<br />
2.1.4.4.3. Niveles <strong>de</strong> existencias en los<br />
almacenamientos subterráneos<br />
durante 2007<br />
En el año 2007, los almacenamientos subterráneos<br />
tuvieron unas existencias medias <strong>de</strong> gas útil <strong>de</strong> 15.300<br />
GWh/mes. Las estructuras alcanzaron su nivel máximo<br />
<strong>de</strong> llenado en octubre, al inicio <strong>de</strong>l período invernal<br />
2007/<strong>2008</strong>.<br />
El grado <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong> estas instalaciones como<br />
almacenamiento operativo durante 2007 se pone <strong>de</strong><br />
manifiesto en la alta movilidad <strong>de</strong>l gas almacenado en<br />
51
las mismas. La inyección diaria máxima que se alcanzó<br />
fue <strong>de</strong> 99,6 GWh/día, siendo la inyección media <strong>de</strong> 42<br />
GWh/día a lo largo <strong>de</strong>l período <strong>de</strong> siete meses en que<br />
ésta tuvo lugar. En cuanto a la extracción diaria máxima,<br />
ésta fue <strong>de</strong> 148 GWh, con una extracción media <strong>de</strong> 95<br />
GWh/día durante el período <strong>de</strong> seis meses en que ésta<br />
tuvo lugar.<br />
La figura 2.1.41 muestra la operación <strong>de</strong> los<br />
almacenamientos subterráneos en 2007.<br />
Figura 2.1.41. Operación <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos en 2007<br />
GWh<br />
2.500<br />
2.000<br />
1.500<br />
1.000<br />
500<br />
0<br />
–500<br />
–1.000<br />
–1.500<br />
–2.000<br />
–2.500<br />
–3.000<br />
–3.500<br />
–4.000<br />
Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre<br />
Inyección<br />
Extracción<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
2.1.4.4.4. Disponibilidad <strong>de</strong>l gas almacenado<br />
como existencias <strong>de</strong> seguridad<br />
El mantenimiento <strong>de</strong> unos niveles mínimos <strong>de</strong> existencias<br />
<strong>de</strong> seguridad tiene por objetivo asegurar el suministro en<br />
caso <strong>de</strong> que se produzcan situaciones <strong>de</strong> restricción en el<br />
abastecimiento <strong>de</strong> gas hacia España. En ese supuesto,<br />
resulta necesario analizar la disponibilidad <strong>de</strong>l gas<br />
almacenado, es <strong>de</strong>cir, la velocidad a la que se pue<strong>de</strong>n<br />
llevar las existencias <strong>de</strong> gas a los consumidores<br />
españoles.<br />
La disponibilidad <strong>de</strong> las existencias <strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong>l tipo <strong>de</strong><br />
almacenamiento consi<strong>de</strong>rado: el gas <strong>de</strong> gasoductos es <strong>de</strong><br />
utilización inmediata, el gas en plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
<strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> regasificación y <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda, y pue<strong>de</strong> ser movilizado muy rápidamente. La<br />
disponibilidad <strong>de</strong>l gas almacenado en los<br />
almacenamientos subterráneos <strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> la capacidad<br />
<strong>de</strong> extracción, así como <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> la conexión<br />
<strong>de</strong> estos almacenamientos con la red <strong>de</strong> gasoductos.<br />
La figura 2.1.42 relaciona la capacidad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong><br />
los almacenamientos con la capacidad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong>l<br />
sistema en 2007. En este año la capacidad <strong>de</strong> extracción<br />
<strong>de</strong> los almacenamientos se situó en torno al 6% <strong>de</strong> la<br />
capacidad total <strong>de</strong>l sistema y consigue cubrir, en caso <strong>de</strong><br />
indisponibilidad simple (o criterio N-1) el 30% <strong>de</strong> la<br />
producción transportable <strong>de</strong> Barcelona, punto con mayor<br />
capacidad <strong>de</strong> entrada en el sistema, y el 41% <strong>de</strong> la<br />
capacidad <strong>de</strong> entrada por Tarifa, punto por don<strong>de</strong> se<br />
introduce el mayor volumen anual <strong>de</strong> gas natural.<br />
52
Figura 2.1.42. Comparación entre la capacidad <strong>de</strong> extracción <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos con<br />
la capacidad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong>l sistema y la capacidad <strong>de</strong> producción máxima <strong>de</strong> dos entradas<br />
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DEL SISTEMA<br />
2007<br />
(GWh/día)<br />
Capacidad Producción TOTAL 2.366<br />
Capacidad Producción AASS 145<br />
Capacidad Producción Barcelona (transportable) 487<br />
Capacidad <strong>de</strong> Entrada <strong>de</strong> Tarifa 355<br />
COBERTURA DE LA DEMANDA CON AASS (%)<br />
Sobre la producción total 6%<br />
Sobre la producción <strong>de</strong> Barcelona 30%<br />
Sobre la producción <strong>de</strong> Tarifa 41%<br />
Fuente: ENAGAS y elaboración propia.<br />
2.1.5. Resumen <strong>de</strong> la situación actual<br />
<strong>de</strong> las infraestructuras<br />
Durante el invierno 2007/<strong>2008</strong> la capacidad <strong>de</strong> transporte<br />
fue suficiente para asegurar la <strong>de</strong>manda. Para ello se<br />
utilizó el 74% <strong>de</strong> la capacidad nominal <strong>de</strong> los medios <strong>de</strong><br />
producción <strong>de</strong>l sistema en día punta.<br />
La operación <strong>de</strong>l sistema también se ha visto facilitada<br />
gracias a la aprobación <strong>de</strong> las Normas <strong>de</strong> Gestión<br />
Técnica <strong>de</strong>l Sistema, que entraron en vigor el 1 <strong>de</strong><br />
noviembre <strong>de</strong> 2005, así como a los avances <strong>de</strong> los<br />
grupos <strong>de</strong> trabajo para la modificación/adaptación <strong>de</strong><br />
éstas.<br />
La vulnerabilidad frente a contingencias externas o<br />
internas al sistema fue coadyuvado con las obligaciones<br />
impuestas por el Plan Invernal 2007/08, principalmente<br />
mediante el mantenimiento <strong>de</strong> unas existencias mínimas<br />
<strong>de</strong> seguridad en el conjunto <strong>de</strong> tanques <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación equivalentes a 3 días <strong>de</strong> la capacidad<br />
contratada o reservada.<br />
Des<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista <strong>de</strong> las infraestructuras, se pue<strong>de</strong>n<br />
<strong>de</strong>stacar las siguientes conclusiones:<br />
1. Durante 2007 se han puesto en marcha la planta <strong>de</strong><br />
regasificación <strong>de</strong> Mugardos y se ha ampliado la<br />
capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Huelva, lo cual<br />
mantuvo el margen <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
respecto a años anteriores, pese al incremento <strong>de</strong>l<br />
12% <strong>de</strong>l consumo punta.<br />
2. Las inversiones efectuadas en plantas <strong>de</strong><br />
regasificación han reducido el riesgo <strong>de</strong>l sistema<br />
asociado a la posible falta <strong>de</strong> GNL en las plantas, que<br />
pue<strong>de</strong> ocurrir en caso <strong>de</strong> cierre <strong>de</strong> puertos por malas<br />
condiciones meteorológicas (en España o en los<br />
puertos <strong>de</strong> carga), u otros problemas <strong>de</strong><br />
aprovisionamiento.<br />
3. No obstante, actualmente el mayor riesgo <strong>de</strong>l<br />
sistema <strong>de</strong>riva <strong>de</strong>l lento progreso en los<br />
<strong>de</strong>sarrollos <strong>de</strong> nuevos almacenamientos<br />
subterráneos.<br />
2.2. Estado actual <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica<br />
A continuación, se analiza la situación <strong>de</strong>l sistema<br />
eléctrico español, diferenciando el sistema peninsular <strong>de</strong><br />
los sistemas extrapeninsulares, en cuanto a <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
energía eléctrica y a cobertura <strong>de</strong> la misma, con el fin <strong>de</strong><br />
53
<strong>de</strong>terminar la situación real <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, oferta e<br />
infraestructuras <strong>de</strong> transporte y distribución en el punto<br />
<strong>de</strong> partida <strong>de</strong>l estudio.<br />
Los datos que se recogen en este capítulo correspon<strong>de</strong>n<br />
casi exclusivamente a 2007. Aunque el año <strong>2008</strong> esté ya<br />
vencido, se requieren varios meses para recopilar y<br />
procesar toda la información <strong>de</strong> los equipos <strong>de</strong> medida,<br />
tanto <strong>de</strong> pequeña generación como <strong>de</strong> consumos,<br />
interconexiones, pérdidas en la red, etc.; en consecuencia,<br />
no se dispone en la fecha <strong>de</strong> redacción <strong>de</strong> este informe <strong>de</strong><br />
datos completos y fiables <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>. Así, el análisis<br />
parte <strong>de</strong> 2007 y se traslada al 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong><br />
según los datos provisionales disponibles y estimando el<br />
resto <strong>de</strong> parámetros con la mejor previsión posible.<br />
2.2.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica año 2007<br />
2.2.1.1. Demanda <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica peninsular crece<br />
anualmente, si bien en los últimos años dicho<br />
crecimiento se ha mo<strong>de</strong>rado con respecto a los años<br />
anteriores. Concretamente, en el año 2007, el crecimiento<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía respecto al año anterior ha sido<br />
<strong>de</strong>l 3,1%, situándose por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> las previsiones <strong>de</strong><br />
crecimiento <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> 2007 (que lo situaban en<br />
torno al 3,6% en el escenario central y el 4% en el<br />
escenario superior). En <strong>2008</strong>, este incremento ha sido <strong>de</strong><br />
apenas un 1%, esencialmente, como consecuencia <strong>de</strong>l<br />
empeoramiento <strong>de</strong> la situación económica a lo largo <strong>de</strong>l<br />
año y en línea con el menor crecimiento <strong>de</strong>l PIB que,<br />
según los últimos datos publicados, rondaría el 1,2%.<br />
En 2007, la <strong>de</strong>manda máxima horaria se situó en<br />
44.876 MW el día 17 <strong>de</strong> diciembre, alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong> las 20<br />
horas, pasando a ser el valor máximo histórico<br />
registrado hasta la fecha, y rompiendo con la ten<strong>de</strong>ncia<br />
<strong>de</strong> los años anteriores en los que las puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
experimentaban su máximo en los primeros meses <strong>de</strong>l<br />
año. Esta punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda ha resultado ligeramente<br />
superior al valor previsto por el escenario probable <strong>de</strong>l<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> prece<strong>de</strong>nte (44.700 MW), pero por<br />
<strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> la previsión en el escenario extremo<br />
(46.300 MW). En <strong>2008</strong>, la <strong>de</strong>manda máxima horaria ha<br />
sido <strong>de</strong> 42.961 MW (15 <strong>de</strong> diciembre), no superando el<br />
máximo histórico registrado el año anterior.<br />
Figura 2.2.1. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda Peninsular<br />
Sistema Peninsular (GWh) Enero-Diciembre Variación porcentual<br />
1998 173.081 6,6%<br />
1999 184.354 6,5%<br />
2000 195.010 5,8%<br />
2001 205.643 5,5%<br />
2002 211.516 2,9%<br />
2003 225.850 6,8%<br />
2004 236.000 4,5%<br />
2005 246.189 4,3%<br />
2006 253.744 3,1%<br />
2007 261.273 3,1%<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
54
En lo referente a sectores <strong>de</strong> consumo, la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l<br />
sistema Peninsular se pue<strong>de</strong> clasificar en cuatro gran<strong>de</strong>s<br />
grupos:<br />
• Industrial. Incluye a gran<strong>de</strong>s consumidores industriales<br />
acogidos a la tarifa G-4 a muy alta tensión,<br />
consumidores industriales con suministro<br />
interrumpible, consumidores industriales y <strong>de</strong> servicios<br />
acogidos a la tarifa horaria <strong>de</strong> potencia y consumidores<br />
industriales con tarifa general <strong>de</strong> alta tensión.<br />
• PYME’s. Empresas <strong>de</strong> servicios y pequeña industria<br />
con suministro en baja tensión.<br />
• Doméstico. Consumidores <strong>de</strong>l sector servicios, pequeña<br />
oficina y doméstico con suministro en baja tensión.<br />
• Servicios y otros. Incluye los consumos <strong>de</strong><br />
distribuidores <strong>de</strong> energía eléctrica no acogidos al Real<br />
Decreto 1538/1987, los consumos para riegos agrícolas<br />
y forestales en alta y baja tensión, el consumo eléctrico<br />
para el alumbrado público y los consumos <strong>de</strong> los<br />
medios <strong>de</strong> transporte que utilizan la tracción eléctrica.<br />
Figura 2.2.2. Distribución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda peninsular por grupos <strong>de</strong> consumidores, tanto suministrados a<br />
tarifa como a precio libre en 2007<br />
3%<br />
49%<br />
31%<br />
Domésticos<br />
PYME<br />
Industrial<br />
Servicios<br />
17%<br />
Fuente: CNE.<br />
En cuanto a la situación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda peninsular por<br />
áreas geográficas en el año 2007, cabe <strong>de</strong>stacar que las<br />
Comunida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> Cataluña, Andalucía y Madrid son las<br />
mayores <strong>de</strong>mandantes, mientras que las Comunida<strong>de</strong>s<br />
peninsulares con menor <strong>de</strong>manda son La Rioja,<br />
Cantabria, Extremadura y Navarra, con una <strong>de</strong>manda<br />
inferior a los 5.500 GWh.<br />
En la figura 2.2.3 se muestra un balance <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica por Comunida<strong>de</strong>s Autónomas peninsulares y su<br />
<strong>de</strong>manda en barras <strong>de</strong> central.<br />
55
Figura 2.2.3. Balance eléctrico peninsular<br />
Balance eléctrico<br />
Peninsular 2007 (GWh)<br />
Andalucía Aragón Asturias<br />
Comunidad<br />
Valenciana<br />
Cantabria<br />
Castilla-<br />
La Mancha<br />
Castilla y<br />
León<br />
Cataluña Extremadura Galicia La Rioja Madrid Murcia Navarra País Vasco<br />
Hidráulica 592 2.324 1.303 924 730 531 8.485 2.866 2.250 5.867 78 50 51 114 186<br />
Nuclear 0 0 0 6.241 0 8.515 3.478 20.916 15.953 0 0 0 0 0 0<br />
Carbón 14.827 7.535 17.112 0 0 1.162 15.362 778 0 13.637 0 0 0 0 1.419<br />
Fuel/gas 9 0 0 92 0 1.609 0 411 0 161 0 0 30 0 85<br />
Ciclo Combinado 19.949 2.493 0 5.156 0 4.429 0 11.229 0 301 4.046 0 9.879 3.102 7.554<br />
Régimen ordinario 35.377 12.352 18.415 12.413 730 16.246 27.325 36.200 18.203 19.966 4.124 50 9.960 3.216 9.244<br />
– Consumos generación –1.042 –526 –1.088 –400 –8 –996 –1.335 –1.359 –595 –805 –89 –1 –251 –65 –192<br />
Régimen Especial 6.375 6.729 1.630 2.283 1.763 6.449 7.331 5.593 91 9.640 1.132 1.251 1.386 3.367 2.055<br />
Generación Neta 40.710 18.555 18.957 14.296 2.485 21.699 33.321 40.434 17.699 28.801 5.167 1.300 11.095 6.518 11.107<br />
– Consumos Bombeo –431 –285 –149 –759 –935 –309 –729 –425 –83 –245 0 0 0 0 0<br />
+ Saldo Intercambios –442 –7.400 –6.827 14.164 3.267 –9.368 –18.710 7.549 –12.775 –8.803 –3.285 30.157 –2.070 –1.085 9.878<br />
Demanda (b.c.) 2007 39.837 10.870 11.981 27.701 4.817 12.022 13.882 47.558 4.841 19.753 1.882 31.457 9.025 5.433 20.985<br />
Demanda (b.c.) 2006 38.926 10.864 11.292 26.301 4.810 11.419 13.535 46.379 4.431 19.082 1.762 30.468 8.141 5.326 20.703<br />
D % 2007/2006 2,3 0,1 6,1 5,3 0,1 5,3 2,6 2,5 9,3 3,5 6,8 3,2 10,8 2,0 1,4<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
56
Por su parte, la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l sistema extrapeninsular<br />
experimentó en el año 2007 un crecimiento global <strong>de</strong>l<br />
3,2% respecto al año anterior, alcanzando la cantidad <strong>de</strong><br />
15.579 GWh. En <strong>2008</strong>, esta <strong>de</strong>manda creció un 2,1%,<br />
hasta los 15.906 GWh (véase la figura 2.2.4).<br />
La figura 2.2.5 muestra el balance eléctrico<br />
extrapeninsular por sistemas a finales <strong>de</strong>l año 2007.<br />
Respecto al <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> <strong>de</strong>l año anterior, el<br />
incremento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda fue inferior al previsto (según el<br />
escenario <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema).<br />
Figura 2.2.4. Evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda extrapeninsular<br />
Sistema Extrapeninsular (GWh) Enero-Diciembre Variación porcentual<br />
1998 9.254 7,6%<br />
1999 10.077 8,9%<br />
2000 10.794 7,1%<br />
2001 11.581 7,3%<br />
2002 11.969 3,4%<br />
2003 13.121 9,6%<br />
2004 13.818 5,3%<br />
2005 14.505 5,0%<br />
2006 15.095 4,1%<br />
2007 15.579 3,2%<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Figura 2.2.5. Balance eléctrico extrapeninsular<br />
Balance eléctrico extrapeninsular<br />
en 2007 (GWh)<br />
Islas<br />
Baleares<br />
Islas<br />
Canarias<br />
Ceuta Melilla TOTAL<br />
Hidráulica 0 0 0 0 0<br />
Carbón 3.195 0 0 0 3.195<br />
Fuel/gas 1.399 6.465 216 203 8.283<br />
Ciclo combinado 1.555 2.525 0 0 4.080<br />
Generación auxiliar 13 135 0 0 148<br />
Producc. Bruta R.O. 6.162 9.125 216 203 15.706<br />
Cons. en generación –310 –501 –17 –18 –846<br />
Producción neta 5.852 8.624 199 185 14.860<br />
Régimen especial 122 589 0 9 719<br />
TOTAL 5.974 9.213 199 194 15.579<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
57
2.2.1.2. La oferta <strong>de</strong> energía eléctrica. Cobertura<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
El parque generador peninsular, a finales <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong><br />
2007, estaba constituido por 85.377 MW, <strong>de</strong> los que<br />
61.498 MW correspon<strong>de</strong>n al régimen ordinario 5 y el<br />
resto al régimen especial 6 .<br />
A lo largo <strong>de</strong>l año 2007 se han producido incrementos en<br />
la potencia instalada <strong>de</strong> régimen ordinario <strong>de</strong>rivados<br />
principalmente <strong>de</strong> la instalación <strong>de</strong> grupos <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado. Por otra parte, también en el régimen<br />
ordinario, se han producido las bajas <strong>de</strong> los dos grupos <strong>de</strong><br />
fuel-gas <strong>de</strong> Algeciras y <strong>de</strong> la central <strong>de</strong> carbón <strong>de</strong> Soto 1.<br />
Los nuevos grupos <strong>de</strong> ciclo combinado y las bajas en<br />
2007, <strong>de</strong>finitivas y en proceso, se <strong>de</strong>tallan en la<br />
figura 2.2.7. En <strong>2008</strong> sólo se ha puesto en marcha un ciclo<br />
combinado <strong>de</strong> 400MW, Soto <strong>de</strong> la Ribera 4, aunque se han<br />
producido a<strong>de</strong>más pequeños incrementos <strong>de</strong> potencia en<br />
otros 15; respecto a las bajas, cabe <strong>de</strong>stacar la <strong>de</strong> Sant<br />
Adrià 2, central <strong>de</strong> fuel con 350MW <strong>de</strong> potencia instalada.<br />
5<br />
Régimen ordinario: aquél en el que el esquema regulador es el<br />
mercado <strong>de</strong> producción en el que se cruzan ofertas y <strong>de</strong>mandas <strong>de</strong><br />
electricidad y don<strong>de</strong> se establecen los precios como consecuencia<br />
<strong>de</strong> su funcionamiento como mercado organizado. Pertenecen a<br />
este régimen las instalaciones <strong>de</strong> generación convencionales.<br />
6<br />
Régimen especial: es un régimen <strong>de</strong> producción que da un trato<br />
diferenciado respecto <strong>de</strong>l régimen ordinario a las instalaciones <strong>de</strong><br />
producción <strong>de</strong> energía eléctrica abastecidas por recursos o fuentes<br />
<strong>de</strong> energía renovables, residuos y cogeneración.<br />
Por otra parte, la potencia instalada en régimen especial<br />
ha experimentado en la península un incremento en el<br />
año 2007 superior al 12%. En términos <strong>de</strong> producción<br />
<strong>de</strong>staca fundamentalmente el crecimiento en energía<br />
eólica y en solar fotovoltaica, con incrementos también<br />
en la energía proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> la cogeneración y <strong>de</strong> la<br />
biomasa.<br />
Figura 2.2.6. Parque generador peninsular<br />
Potencia Instalada Peninsular a 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007 (MW)<br />
Régimen Ordinario<br />
Hidráulica 16.657<br />
Nuclear 7.716<br />
Carbón 11.357<br />
Fuel/gas 4.810<br />
CCTG 20.958<br />
TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO 61.498<br />
Régimen Especial<br />
Cogeneración 6.034<br />
Eólica 13.724<br />
Hidráulica 1.907<br />
Otros 2.214<br />
TOTAL RÉGIMEN ESPECIAL 23.879<br />
TOTAL POTENCIA 85.377<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
58
Figura 2.2.7. Variación <strong>de</strong>l equipo generador en 2007<br />
Altas <strong>de</strong>l equipo generador en 2007<br />
(MW)<br />
Bajas <strong>de</strong>l equipo generador<br />
en 2007 (MW)<br />
Grupos en proceso <strong>de</strong> baja e<br />
indisponibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> larga<br />
duración (MW)*<br />
Castejón 3 (1) 416 Algeciras 1 220 637<br />
Castelnou (2) 71 Algeciras 2 533<br />
Castellón 4 (1) 800 Castellón 1 542<br />
Escatrón 3 (1) 800 Castellón 2 542<br />
Escatrón Peaker (1) 196 Soto <strong>de</strong> la Ribera 1 67<br />
Plana <strong>de</strong>l Vent 1 404 TOTAL 1.904<br />
Plana <strong>de</strong>l Vent 2 400<br />
Puentes <strong>de</strong> García Rodríguez CC (1) 784<br />
Sabón 3 (1) 396<br />
Sagunto 1 397<br />
Sagunto 2 389<br />
Sagunto 3 405<br />
TOTAL 5.458<br />
(1) Grupo <strong>de</strong> CCTG en pruebas.<br />
(2) Actualización <strong>de</strong> potencia.<br />
* Compren<strong>de</strong> unida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> generación térmica que no funcionaron en el año 2007 por encontrarse inmersas en un proceso <strong>de</strong> baja<br />
aún no resuelto o en situación <strong>de</strong> indisponibilidad <strong>de</strong> larga duración.<br />
Fuente: REE, Ministerio <strong>de</strong> ITyC y CNE.<br />
En cuanto a la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica<br />
peninsular, en la figura 2.2.8 aparecen reflejados los<br />
porcentajes <strong>de</strong> cobertura por tipo <strong>de</strong> fuente durante<br />
2007.<br />
Dentro <strong>de</strong>l régimen ordinario, las instalaciones <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado aportaron un 30% <strong>de</strong> la producción<br />
peninsular bruta, mientras que la hidráulica representó un<br />
12%, la nuclear un 25% y el carbón un 32%. Respecto al<br />
año 2006, se observa un <strong>de</strong>scenso <strong>de</strong> la producción<br />
nuclear y <strong>de</strong> fuel-gas, mientras que la energía proce<strong>de</strong>nte<br />
<strong>de</strong> las centrales <strong>de</strong> ciclo combinado ha experimentado un<br />
crecimiento, al igual que la generación a partir <strong>de</strong><br />
carbón, alcanzando entre ambas un total <strong>de</strong>l 62% <strong>de</strong> la<br />
producción (ver figura 2.2.9).<br />
En <strong>2008</strong>, el peso <strong>de</strong> algunas tecnologías ha variado<br />
consi<strong>de</strong>rablemente respecto a los valores anteriores.<br />
Destaca el incremento <strong>de</strong>l ciclo combinado, que llega a<br />
producir el 42% <strong>de</strong>l régimen ordinario y el <strong>de</strong>scenso <strong>de</strong>l<br />
carbón hasta el 21%.<br />
Si se compara la potencia instalada con la punta <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda, como se muestra en la figura 2.2.10, a<br />
diferencia <strong>de</strong> lo sucedido en el año prece<strong>de</strong>nte, se<br />
mantiene el proceso <strong>de</strong> alejamiento entre la punta<br />
máxima <strong>de</strong>l año y la potencia instalada en régimen<br />
ordinario. No obstante, como consecuencia <strong>de</strong> la<br />
variabilidad <strong>de</strong> la hidraulicidad y <strong>de</strong> la aleatoriedad <strong>de</strong><br />
las indisponibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong>l parque térmico, no toda la<br />
potencia instalada se encuentra disponible durante los<br />
episodios <strong>de</strong> máximo consumo. Por tanto, para<br />
<strong>de</strong>terminar el valor real <strong>de</strong>l margen <strong>de</strong> capacidad, es<br />
preciso conocer la previsión <strong>de</strong> potencia disponible, con<br />
el fin <strong>de</strong> evitar situaciones en las que no sea posible<br />
aten<strong>de</strong>r la totalidad <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda.<br />
59
Figura 2.2.8. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda peninsular en 2007<br />
90,0%<br />
80,4%<br />
70,0%<br />
50,0%<br />
30,0%<br />
21,8%<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
10,0%<br />
–10,0%<br />
–2,2%<br />
Produc. RO Produc. RE Intercambios internacionales<br />
Figura 2.2.9. Distribución <strong>de</strong> la producción peninsular bruta en régimen ordinario en 2007<br />
12%<br />
30%<br />
1%<br />
25%<br />
Hidráulica<br />
Nuclear<br />
Carbón<br />
Fuel/gas<br />
Ciclo combinado<br />
32%<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Figura 2.2.10. Relación entre punta horaria <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda y potencia instalada total y en régimen ordinario en<br />
el sistema peninsular<br />
100.000<br />
80.000<br />
60.000<br />
40.000<br />
20.000<br />
0<br />
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007<br />
Potencia peninsular instalada RO (MW)<br />
Potencia peninsular instalada RO + RE (MW)<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia media horaria para la punta máxima (MW)<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
60
La diversificación en el parque generador extrapeninsular<br />
es menor que en el caso peninsular. A finales <strong>de</strong><br />
diciembre <strong>de</strong> 2007, éste estaba constituido por 4.861<br />
MW, <strong>de</strong> los que 4.571 MW correspondían al régimen<br />
ordinario y los restantes al régimen especial.<br />
para cubrir un déficit <strong>de</strong> generación respecto a la<br />
planificada durante la punta <strong>de</strong> verano, representando<br />
casi el 1% <strong>de</strong>l total <strong>de</strong> energía <strong>de</strong>mandada. En <strong>2008</strong>, el<br />
peso <strong>de</strong>l fuel-oil ha caído al 53%, en beneficio <strong>de</strong> los<br />
ciclos combinados y <strong>de</strong>l régimen especial.<br />
La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda extrapeninsular <strong>de</strong>pen<strong>de</strong><br />
principalmente <strong>de</strong>l equipo térmico instalado, basado<br />
fundamentalmente en carbón <strong>de</strong> importación en el<br />
sistema Mallorca-Menorca y en combustibles líquidos en<br />
los <strong>de</strong>más sistemas. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda durante<br />
2007 ha sido similar a la <strong>de</strong>l año anterior, aunque se ha<br />
producido un importante incremento <strong>de</strong> la energía<br />
proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> las centrales <strong>de</strong> ciclo combinado respecto<br />
al año 2006, siendo el aporte <strong>de</strong> los grupos <strong>de</strong> fuel<br />
(incluyendo los grupos <strong>de</strong> ciclo combinado) el 74% <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda, los <strong>de</strong> carbón el 20,5% y la energía adquirida<br />
al régimen especial el 4,6%, habiéndose instalado<br />
a<strong>de</strong>más una serie <strong>de</strong> grupos electrógenos <strong>de</strong> emergencia<br />
La potencia instalada en régimen ordinario en territorio<br />
nacional en el año 2007 distribuida por Comunida<strong>de</strong>s<br />
Autónomas, refleja que Cataluña, con 9.519 MW, es la<br />
Comunidad que cuenta con mayor potencia instalada en<br />
régimen ordinario, <strong>de</strong>bido principalmente a las nuevas<br />
instalaciones <strong>de</strong> ciclos combinados. Le siguen en<br />
importancia Andalucía con 8.194 MW, que era en 2006<br />
la comunidad con mayor potencia instalada, y Castilla y<br />
León con 7.152 MW, gracias a la potencia hidráulica y<br />
térmica convencional. Las Comunida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> Ceuta,<br />
Madrid, Melilla y Cantabria son las que cuentan con<br />
menor potencia instalada, inferior a los 400 MW (ver<br />
figura 2.2.11).<br />
Figura 2.2.11. Potencia instalada (MW) por CCAA en el año 2007<br />
Autonomía Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/gas CCTG Total 2007<br />
Andalucía 1.046 — 2.051 308 4.789 8.194<br />
Aragón 1.284 — 1.342 — 1.798 4.424<br />
Asturias 661 — 2.628 — — 3.289<br />
Baleares — — 510 686 697 1.893<br />
C. Valenciana 1.326 1.085 — 0 2.791 5.202<br />
Canarias 1 — — 1.918 603 2.522<br />
Cantabria 389 — — — — 389<br />
Castilla-La Mancha 725 1.066 221 948 774 3.734<br />
Castilla y León 3.979 466 2.707 — — 7.152<br />
Cataluña 2.206 3.142 160 1.570 2.441 9.519<br />
Ceuta — — — 71 — 71<br />
Extremadura 2.148 1.957 — — — 4.105<br />
Galicia 2.681 — 2.031 470 1.180 6.362<br />
La Rioja 8 — — — 790 798<br />
Madrid 59 — — — — 59<br />
Melilla — — — 85 — 85<br />
Murcia 28 — — 578 3.260 3.866<br />
Navarra 11 — — — 1.186 1.197<br />
País Vasco 105 — 217 936 1.949 3.207<br />
TOTAL 16.657 7.716 11.867 7.570 22.258 66.068<br />
Fuente: REE y ENDESA.<br />
61
Figura 2.2.12. Potencia extrapeninsular instalada<br />
Potencia instalada extrapeninsular<br />
en 2007 (MW)<br />
Islas<br />
Baleares<br />
Islas<br />
Canarias<br />
Ceuta<br />
y Melilla<br />
TOTAL<br />
Hidráulica 0 1 0 1<br />
Carbón 510 0 0 510<br />
Fuel / gas 686 1.866 156 2.708<br />
Ciclo Combinado 697 603 0 1.300<br />
Generación Auxiliar 0 52 0 52<br />
Total R. Ordinario 1.892 2.522 156 4.571<br />
Régimen especial 47 241 3 290<br />
Total Potencia Instalada 1.939 2.763 159 4.861<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
La potencia instalada en los sistemas extrapeninsulares<br />
en 2007 se refleja en la figura 2.2.12, diferenciada<br />
también en función <strong>de</strong> las distintas tecnologías existentes.<br />
Producción en régimen ordinario<br />
Producción hidroeléctrica<br />
Las centrales hidroeléctricas tienen una influencia<br />
relevante en la cobertura anual <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, ya que<br />
constituyen una fuente <strong>de</strong> energía <strong>de</strong> coste reducido,<br />
aunque su producción varía enormemente en función <strong>de</strong><br />
la hidraulicidad. Se pue<strong>de</strong> <strong>de</strong>stacar en los últimos años<br />
un abanico que oscila entre una participación <strong>de</strong>l 14,3%<br />
(39.424 GWh) registrados durante el año 2001, <strong>de</strong>finido<br />
como húmedo, y una participación <strong>de</strong>l 9% (19.170 GWh)<br />
durante el año 2005. En 2007 la producción<br />
hidroeléctrica supuso un 12% (26.352 GWh) <strong>de</strong> la<br />
producción bruta peninsular en régimen ordinario.<br />
A finales <strong>de</strong> 2007, la potencia hidráulica instalada en el<br />
sistema peninsular era <strong>de</strong> 16.657 MW. Este año la<br />
producción hidráulica total ha sido un 4% superior a la<br />
<strong>de</strong>l año anterior, a pesar <strong>de</strong> que se han producido<br />
<strong>de</strong>scensos apreciables <strong>de</strong> la producción en las cuencas<br />
<strong>de</strong>l sur.<br />
La evolución <strong>de</strong> la producción hidráulica en 2007 y 2006<br />
se refleja en la figura 2.2.14.<br />
Figura 2.2.13. Producción peninsular bruta por cuenca hidrográfica<br />
Cuencas hidrográficas<br />
Potencia Producción (GWh) Variación Porcentual<br />
MW 2007 2006 07/06<br />
Norte 4.194 8.672 9.526 –9,0<br />
Duero 3.556 7.951 5.979 33,0<br />
Tajo-Júcar-Segura 4.175 3.853 3.850 0,1<br />
Guadiana 233 78 97 –19,3<br />
Guadalquivir-Sur 1.016 565 825 –31,5<br />
Ebro-Pirineo 3.483 5.232 5.054 3,2<br />
Total sistema peninsular 16.657 26.352 25.330 4,0<br />
Fuente: REE.<br />
62
Figura 2.2.14. Producción <strong>de</strong> energía hidráulica en el sistema peninsular<br />
5.000<br />
4.500<br />
4.000<br />
3.500<br />
3.000<br />
2.500<br />
2.000<br />
1.500<br />
1.000<br />
500<br />
0<br />
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic<br />
GWh 2006 GWh 2007<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Por otra parte, el análisis <strong>de</strong> las reservas hidroeléctricas,<br />
según datos <strong>de</strong> 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007, refleja que el<br />
porcentaje <strong>de</strong> llenado en la Península es <strong>de</strong>l 31,4%,<br />
mientras que el producible total (incluyendo tanto las<br />
reservas anuales como las hiperanuales) es <strong>de</strong> 5.633<br />
GWh, valor que supone una disminución <strong>de</strong>l 43%<br />
respecto al registrado en diciembre <strong>de</strong>l año 2006, cuando<br />
las reservas totales ascendían a 9.851 GWh.<br />
Producción nuclear<br />
Por lo que se refiere a la producción nuclear, ésta ha<br />
cubierto aproximadamente un 25% (55.102 GWh) <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda bruta peninsular durante 2007. Contrariamente<br />
a lo que suce<strong>de</strong> con la producción hidroeléctrica, la<br />
nuclear es una tecnología <strong>de</strong> base con una utilización<br />
constante y muy elevada. Por ello, no es <strong>de</strong> extrañar que<br />
la cuota <strong>de</strong> generación nuclear a lo largo <strong>de</strong> este ejercicio<br />
se haya mantenido en línea con la <strong>de</strong>l año anterior (si<br />
bien la cantidad <strong>de</strong> energía total generada por esta<br />
tecnología ha disminuido más <strong>de</strong>l 8% respecto a 2006<br />
<strong>de</strong>bido fundamentalmente a la mayor participación <strong>de</strong> las<br />
centrales <strong>de</strong> ciclo combinado y a la ligera recuperación<br />
<strong>de</strong> la producción hidroeléctrica).<br />
En la figura 2.2.15 se muestra la potencia <strong>de</strong> cada una<br />
<strong>de</strong> las centrales instaladas, la producción durante los dos<br />
últimos ejercicios, la variación entre ambos (que muestra<br />
la estabilidad en la producción nuclear antes mencionada)<br />
y los índices <strong>de</strong> disponibilidad <strong>de</strong> las centrales.<br />
63
Figura 2.2.15. Balance <strong>de</strong> producción nuclear peninsular. Diciembre 2007<br />
Centrales nucleares<br />
Potencia<br />
(MW)<br />
Producción (GWh)<br />
2006 2007<br />
Variación<br />
Porcentual<br />
07/0<br />
Disponibilidad<br />
2007<br />
(%)<br />
Almaraz I 974 7.446 8.523 14,5 100,0<br />
Almaraz II 983 7.493 7.430 –0,8 88,6<br />
Ascó I 1.028 7.772 7.917 1,9 90,8<br />
Ascó II 1.027 8.379 7.467 –10,9 88,5<br />
Cofrentes 1.085 9.219 6.241 –32,3 68,0<br />
José Cabrera (*) — 417 0 — —<br />
Garoña 466 3.837 3.478 –9,4 86,6<br />
Trillo I 1.066 8.243 8.515 3,3 92,0<br />
Van<strong>de</strong>llós II 1.087 7.319 5.532 –24,4 61,1<br />
Total sistema Peninsular 7.716 60.126 55.102 –8,4 83,9<br />
(*) Baja en abril 2006.<br />
Fuente: REE.<br />
Producción térmica convencional y con ciclos<br />
combinados <strong>de</strong> gas natural<br />
Peninsular<br />
La producción térmica, dadas sus características <strong>de</strong><br />
operación y disponibilidad, cubre habitualmente las<br />
oscilaciones <strong>de</strong> la producción hidráulica. Dicha<br />
producción históricamente ha <strong>de</strong>pendido <strong>de</strong>l carbón<br />
autóctono, pero en la actualidad, la prepon<strong>de</strong>rancia <strong>de</strong><br />
este combustible va cediendo ante la importancia<br />
creciente <strong>de</strong>l gas natural, utilizado en las centrales<br />
térmicas <strong>de</strong> ciclo combinado.<br />
Por otra parte, la reconversión que se ha llevado a cabo<br />
en el sector <strong>de</strong>l carbón nacional, en el ámbito <strong>de</strong>l Plan<br />
1998-2005 <strong>de</strong> la Minería <strong>de</strong>l Carbón y Desarrollo<br />
Alternativo <strong>de</strong> las Comarcas Mineras, y los mayores<br />
condicionantes medioambientales que afectan<br />
fundamentalmente a las emisiones <strong>de</strong> SO 2<br />
, están<br />
produciendo en este colectivo <strong>de</strong> centrales una<br />
sustitución <strong>de</strong> carbón nacional por carbón <strong>de</strong><br />
importación.<br />
El nuevo sistema <strong>de</strong> comercio <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
que<br />
comenzó a funcionar en 2005, constituye una nueva<br />
barrera para el carbón, <strong>de</strong>bido a sus altas emisiones<br />
específicas.<br />
En la figura 2.2.16 se observa la evolución mensual<br />
experimentada por la producción térmica en los dos<br />
últimos años. Se constata una producción en torno al 5%<br />
superior en 2007 con respecto a 2006, <strong>de</strong>bido<br />
principalmente a la incorporación <strong>de</strong> nuevas unida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
ciclo combinado y al <strong>de</strong>scenso <strong>de</strong> la producción<br />
hidráulica durante los últimos meses <strong>de</strong>l año.<br />
La potencia y la producción <strong>de</strong> los grupos térmicos<br />
no nucleares a finales <strong>de</strong> 2007 se muestran en la<br />
figura 2.2.17.<br />
64
Figura 2.2.16. Producción <strong>de</strong> energía térmica convencional en el sistema peninsular<br />
16.000<br />
14.000<br />
12.000<br />
10.000<br />
8.000<br />
6.000<br />
4.000<br />
2.000<br />
0<br />
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic<br />
GWh 2006 GWh 2007<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Figura 2.2.17. Balance <strong>de</strong> producción térmica convencional peninsular. Diciembre 2007<br />
Tecnología<br />
Potencia<br />
(MW)<br />
Producción (GWh)<br />
2006 2007<br />
Variación<br />
Porcentual<br />
07/06<br />
Disponibilidad<br />
2007<br />
(%)<br />
Hulla + Antracita 5.880 32.412 35.751 10,3 84,7<br />
Carbón importado 1.944 12.127 14.132 16,5 96,6<br />
Lignito negro 1.502 8.641 8.313 –3,8 85,1<br />
Lignito pardo 2.031 12.826 13.637 6,3 91,2<br />
Total Carbón 11.357 66.006 71.833 8,8 90,4<br />
Fuel-Gas 4.810 5.905 2.397 –59,4 74,0<br />
Ciclo Combinado Gas Natural 20.958 63.506 68.139 7,3 92,4<br />
Total sistema peninsular 37.125 135.417 142.369 5,1% 87,7<br />
Fuente: REE.<br />
La potencia instalada en 2007 distribuida por<br />
Comunida<strong>de</strong>s Autónomas y centrales se muestra a<br />
continuación (véase figura 2.2.18).<br />
Durante el año 2007 se ha producido un incremento <strong>de</strong><br />
la potencia peninsular térmica convencional <strong>de</strong>bido a la<br />
instalación <strong>de</strong> nuevos grupos <strong>de</strong> ciclo combinado.<br />
La potencia en centrales <strong>de</strong> ciclo combinado, que utilizan<br />
gas natural para su funcionamiento, ha superado en 2007<br />
los 20.000 MW instalados. Este tipo <strong>de</strong> instalaciones,<br />
que están operando en España <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el año 2002,<br />
presentan distintas ventajas frente al mix <strong>de</strong> generación<br />
tradicional, entre las que <strong>de</strong>stacan el aumento <strong>de</strong> la<br />
diversificación y el incremento <strong>de</strong> la eficiencia<br />
energética, ya que su rendimiento se sitúa alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong>l<br />
55%, notablemente superior al <strong>de</strong> las centrales térmicas<br />
convencionales (35%).<br />
65
Figura 2.2.18. Potencia térmica instalada en 2007 en el sistema peninsular según áreas geográficas<br />
Comunidad Autónoma Nombre Central Tecnología Potencia (MW)<br />
Andalucía Puente Nuevo Hulla+antracita 324<br />
Litoral <strong>de</strong> Almería Carbón importado 1.159<br />
Los Barrios Carbón importado 568<br />
Algeciras (*) Fuel/gas —<br />
C.Colón Fuel/gas 308<br />
San Roque 1 Ciclo combinado 397<br />
San Roque 2 Ciclo combinado 400<br />
Arcos 1 Ciclo combinado 396<br />
Arcos 2 Ciclo combinado 379<br />
Arcos 3 Ciclo combinado 844<br />
Palos 1 Ciclo combinado 401<br />
Palos 2 Ciclo combinado 396<br />
Palos 3 Ciclo combinado 398<br />
Campo <strong>de</strong> Gibraltar 1 Ciclo combinado 393<br />
Campo <strong>de</strong> Gibraltar 2 Ciclo combinado 388<br />
Colón 4 Ciclo combinado 398<br />
Aragón Escatrón Lignito negro 80<br />
Escucha Lignito negro 160<br />
Teruel Lignito negro 1.102<br />
Castelnou Ciclo combinado 802<br />
Escatrón 3 (1) Ciclo combinado 800<br />
Escatrón Peaker (1) Ciclo combinado 196<br />
Asturias Aboño Hulla+antracita 916<br />
Lada Hulla+antracita 513<br />
Narcea Hulla+antracita 595<br />
Soto <strong>de</strong> la Ribera Hulla+antracita 604<br />
Castilla-La Mancha José Cabrera (***) Nuclear —<br />
Trillo I Nuclear 1.066<br />
Puertollano Hulla+antracita 221<br />
Aceca Fuel/gas 628<br />
Aceca 3 Ciclo combinado 400<br />
Aceca 4 Ciclo combinado 374<br />
GICC (Elcogás) Fuel/gas 320<br />
66
Figura 2.2.18. Potencia térmica instalada en 2007 en el sistema peninsular según áreas geográficas (cont.)<br />
Comunidad Autónoma Nombre Central Tecnología Potencia (MW)<br />
Castilla y León Garoña Nuclear 466<br />
Anllares Hulla+antracita 365<br />
Compostilla Hulla+antracita 1.171<br />
Guardo Hulla+antracita 516<br />
La Robla Hulla+antracita 655<br />
Cataluña Ascó I Nuclear 1.028<br />
Ascó II Nuclear 1.027<br />
Van<strong>de</strong>llós II Nuclear 1.087<br />
Cercs Lignito negro 160<br />
Foix Fuel/gas 520<br />
San Adrián Fuel/gas 1.050<br />
Besós 3 Ciclo combinado 412<br />
Besós 4 Ciclo combinado 400<br />
Tarragona En<strong>de</strong>sa Ciclo combinado 400<br />
Tarragona Power Ciclo combinado 424<br />
Plana <strong>de</strong>l Vent 1 Ciclo combinado 404<br />
Plana <strong>de</strong>l Vent 2 Ciclo combinado 400<br />
C.Valenciana Cofrentes Nuclear 1.085<br />
Castellón (**) Fuel/gas —<br />
Castellón 3 Ciclo combinado 800<br />
Castellón 4 (1) Ciclo combinado 800<br />
Sagunto 1 Ciclo combinado 397<br />
Sagunto 2 Ciclo combinado 389<br />
Sagunto 3 Ciclo combinado 405<br />
Extremadura Almaraz I Nuclear 974<br />
Almaraz II Nuclear 983<br />
Galicia Meirama Lignito pardo 563<br />
Puentes García Rodríguez Lignito pardo 1.468<br />
Sabón Fuel/gas 470<br />
Puentes García Rodriguez 5 (1) Ciclo combinado 784<br />
Sabón 3 (1) Ciclo combinado 396<br />
La Rioja Arrúbal 1 Ciclo combinado 393<br />
Arrúbal 2 Ciclo combinado 397<br />
67
Figura 2.2.18. Potencia térmica instalada en 2007 en el sistema peninsular según áreas geográficas (cont.)<br />
Comunidad Autónoma Nombre Central Tecnología Potencia (MW)<br />
Murcia Cartagena 1 Ciclo combinado 425<br />
Cartagena 2 Ciclo combinado 425<br />
Cartagena 3 Ciclo combinado 419<br />
Escombreras Fuel/gas 578<br />
El Fangal 1 Ciclo combinado 390<br />
El Fangal 2 Ciclo combinado 394<br />
El Fangal 3 Ciclo combinado 394<br />
Escombreras 6 Ciclo combinado 814<br />
Navarra Castejón 1 Ciclo combinado 393<br />
Castejón 2 Ciclo combinado 378<br />
Castejón 3 (1) Ciclo combinado 416<br />
País Vasco Amorebieta Ciclo combinado 749<br />
Pasajes <strong>de</strong> San Juan Carbón importado 217<br />
Santurce Fuel/gas 936<br />
Bahía <strong>de</strong> Bizkaia Ciclo combinado 800<br />
Santurce 4 Ciclo combinado 400<br />
Total térmica Peninsular 44.841<br />
(*) Baja en agosto 2007.<br />
(**) Baja en diciembre 2007.<br />
(***) Baja en abril 2006.<br />
Fuente: REE.<br />
La figura 2.2.19 muestra la evolución que ha<br />
experimentado la potencia instalada <strong>de</strong> este tipo <strong>de</strong><br />
tecnología en la Península durante los últimos<br />
años.<br />
Por otra parte, la producción bruta alcanzada por estas<br />
centrales se situó en el año 2007 alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong> los 68.000<br />
GWh, lo que representa un aumento <strong>de</strong> más <strong>de</strong>l 7%<br />
respecto a la producción durante 2006 (63.506 GWh).<br />
68
Figura 2.2.19. Evolución en la potencia instalada peninsular <strong>de</strong> centrales <strong>de</strong> ciclo combinado con turbina <strong>de</strong><br />
gas (MW)<br />
25.000<br />
20.000<br />
15.000<br />
MW<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
Mar-02<br />
Jul-02<br />
Nov-02<br />
Mar-03<br />
Jul-03<br />
Nov-03<br />
Mar-04<br />
Jul-04<br />
Nov-04<br />
Mar-05<br />
Jul-05<br />
Nov-05<br />
Mar-06<br />
Jul-06<br />
Nov-06<br />
Mar-07<br />
Jul-07<br />
Nov-07<br />
Fuente: CNE y MITYC.<br />
Extrapeninsular<br />
La producción extrapeninsular está basada principalmente<br />
en tres tecnologías: centrales convencionales (ciclo <strong>de</strong><br />
vapor), motores diesel y turbinas <strong>de</strong> gas, consumiendo,<br />
en todas ellas, productos petrolíferos y, en el caso <strong>de</strong> la<br />
central convencional <strong>de</strong> Alcudia, carbón <strong>de</strong> importación.<br />
En el último año cabe <strong>de</strong>stacar la puesta en marcha <strong>de</strong><br />
un nuevo grupo <strong>de</strong> ciclo combinado en Baleares, que<br />
utilizan como combustible gasóleo, en sustitución <strong>de</strong> dos<br />
grupos existentes con anterioridad <strong>de</strong> turbina <strong>de</strong> gas, así<br />
como la entrada en servicio <strong>de</strong> otros dos grupos <strong>de</strong><br />
producción Diesel (Fuel) también en Baleares. También<br />
cabe mencionar la puesta en funcionamiento <strong>de</strong> un grupo<br />
tipo Diesel (fuel) en Ceuta y otro en Melilla, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong><br />
la instalación <strong>de</strong> una serie <strong>de</strong> grupos electrógenos en el<br />
Sistema Eléctrico Insular Canario que, en base a la<br />
disposición adicional primera <strong>de</strong> la Or<strong>de</strong>n ITC/914/2006,<br />
<strong>de</strong> 30 <strong>de</strong> marzo, son instalaciones que <strong>de</strong> forma<br />
transitoria garantizan la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en<br />
<strong>de</strong>terminadas zonas. Todo esto ha supuesto un aumento<br />
respecto a la potencia instalada en régimen ordinario a<br />
finales <strong>de</strong> 2006, en el sistema extrapeninsular, <strong>de</strong> 203<br />
MW, siendo, en <strong>de</strong>talle, la mostrada en la figura 2.2.20,<br />
según información suministrada por la empresa<br />
generadora.<br />
69
Figura 2.2.20. Potencia térmica instalada en el sistema extrapeninsular<br />
Localización Central Tecnología<br />
Potencia Bruta<br />
a 31/12/2007 (MW)<br />
Ceuta Diesel 71,10<br />
Melilla Diesel 58,62<br />
Electrógeno 12,00<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 14,70<br />
Islas Baleares Ibiza Turbina <strong>de</strong> gas 89,00<br />
Diesel 185,30<br />
Formentera Turbina <strong>de</strong> gas 14,00<br />
Mahón Diesel 47,40<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 121,00<br />
Alcudia C.Vapor (carbón) 510,00<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 75,00<br />
Son Reus Turbina <strong>de</strong> gas 154,00<br />
Ciclo Combinado 232,80<br />
Ciclo Combinado 225,00<br />
Cas Tresorer Turbina <strong>de</strong> gas 238,70<br />
Islas Canarias Jinámar C.Vapor (fuel) 233,15<br />
Diesel 84,00<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 98,45<br />
Banco Tirajana C. Vapor (fuel) 160,00<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 75,00<br />
CCTG 226,10<br />
CCTG 151,00<br />
S.E. Guía Electrógeno 7,60<br />
Can<strong>de</strong>laria C. Vapor (fuel) 160,00<br />
Diesel 36,00<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 140,80<br />
Granadilla C.Vapor (fuel) 160,00<br />
Diesel 48,00<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 128,10<br />
CCTG 226,10<br />
S.E. Guía <strong>de</strong> Isora Electrógeno 8,70<br />
S.E. Los Vallitos Electrógeno 11,57<br />
Punta Gran<strong>de</strong> Diesel 151,56<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 60,95<br />
S.E. Playa Blanca Electrógeno 12,00<br />
Las Salinas Diesel 108,22<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 78,36<br />
S.E. Gran Tarajal Electrógeno 12,50<br />
Los Guinchos Diesel 83,44<br />
Turbina <strong>de</strong> gas 24,30<br />
El Mulato Hidráulica 0,80<br />
El Palmar Diesel 20,42<br />
Diesel móvil 2,48<br />
Llanos Blancos Diesel 11,46<br />
Diesel móvil 1,28<br />
Total 4.570,96<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa.<br />
70
PRODUCCIÓN EN RÉGIMEN ESPECIAL<br />
La potencia instalada en régimen especial ha<br />
continuado con la ten<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> crecimiento,<br />
experimentando un incremento durante 2007 superior<br />
al 12%. En la figura 2.2.21 se pue<strong>de</strong> observar la<br />
evolución <strong>de</strong> la potencia en régimen especial instalada<br />
en la Península por tecnologías durante el período<br />
1990-2007.<br />
La energía cedida a la red durante 2007 ha<br />
experimentado un crecimiento superior al 11% respecto<br />
al año anterior, repartido <strong>de</strong> forma <strong>de</strong>sigual por<br />
tecnologías, <strong>de</strong>stacando sobre todo el incremento <strong>de</strong> la<br />
producción mediante energía solar fotovoltaica y eólica,<br />
así como la recuperación <strong>de</strong> la producción <strong>de</strong> las<br />
instalaciones <strong>de</strong> cogeneración, que el año anterior sufrió<br />
un retroceso. Esto ha supuesto que la <strong>de</strong>manda<br />
peninsular fuera cubierta en 2007 en casi un 22% por la<br />
producción en régimen especial.<br />
En el sistema extrapeninsular, el crecimiento anual <strong>de</strong> la<br />
potencia instalada se sitúa por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> las tasas<br />
peninsulares, en torno al 7%, siendo éste un ritmo <strong>de</strong><br />
crecimiento superior al <strong>de</strong> años anteriores. De la misma<br />
forma, el índice <strong>de</strong> penetración en la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda también es menor, con un 6% en Canarias y un<br />
2% en Baleares.<br />
En la figura 2.2.22 se muestra la potencia total y la<br />
energía vertida a la red durante el año 2007 por este tipo<br />
<strong>de</strong> instalaciones.<br />
La distribución <strong>de</strong> energía vertida por el régimen<br />
especial y <strong>de</strong> la potencia instalada en cada una <strong>de</strong> las<br />
Comunida<strong>de</strong>s Autónomas se muestra en la<br />
figura 2.2.23. Destacan Andalucía como principal<br />
productora <strong>de</strong> energía proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong>l tratamiento <strong>de</strong><br />
residuos y <strong>de</strong> la biomasa, Cataluña en cuanto a la<br />
producción mediante cogeneración, País Vasco<br />
respecto a la producción mediante residuos, y Galicia<br />
en el aprovechamiento <strong>de</strong> las energías hidráulica y<br />
eólica, <strong>de</strong>spuntando a<strong>de</strong>más en cuanto a la<br />
producción mediante ésta última tecnología la<br />
autonomía <strong>de</strong> Castilla-La Mancha, comunidad en la<br />
cual también la producción mediante energía solar<br />
fotovoltaica ha experimentado un importante auge en<br />
este año.<br />
Figura 2.2.21. Evolución <strong>de</strong> la potencia instalada en régimen especial en el sistema peninsular<br />
30.000<br />
25.000<br />
20.000<br />
MW<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
Fuente: CNE.<br />
0<br />
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007<br />
Cogeneración Solar PV Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat. Residuos<br />
71
Figura 2.2.22. Potencia instalada y producción peninsular y extrapeninsular en 2007<br />
PENINSULAR EXTRAPENINSULAR TOTAL<br />
RÉGIMEN ESPECIAL<br />
Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía<br />
(MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh)<br />
Cogeneración 6.034 17.526 41 7 6.075 17.532<br />
Solar fotovoltaica 658 472 25 21 682 493<br />
Eólica 13.724 26.997 149 361 13.873 27.358<br />
Hidráulica 1.907 4.113 0 1 1.908 4.115<br />
Biomasa 531 2.180 0 0 531 2.180<br />
Residuos 498 2.389 75 329 573 2.719<br />
Trat. Residuos 527 3.397 0 0 527 3.397<br />
TOTAL 23.879 57.074 290 719 24.169 57.793<br />
Fuente: CNE.<br />
2.2.2. Infraestructuras <strong>de</strong> transporte y<br />
distribución <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
La red <strong>de</strong> transporte es uno <strong>de</strong> los elementos<br />
fundamentales en el funcionamiento <strong>de</strong>l sistema eléctrico,<br />
ya que es el nexo <strong>de</strong> unión que permite llevar la energía<br />
eléctrica <strong>de</strong>s<strong>de</strong> las zonas <strong>de</strong> producción hasta las áreas <strong>de</strong><br />
consumo.<br />
La unión <strong>de</strong> los centros <strong>de</strong> producción con las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
distribución y clientes finales específicos se lleva a cabo<br />
por la red <strong>de</strong> transporte, que se divi<strong>de</strong> en transporte<br />
primario y secundario. La red <strong>de</strong> transporte primario está<br />
constituida por las instalaciones con tensiones nominales<br />
iguales o superiores a 380 kV y las interconexiones<br />
internacionales, mientras que la red <strong>de</strong> transporte<br />
secundario la constituyen las instalaciones con tensiones<br />
nominales iguales o superiores a 220 kV no incluidas en<br />
el transporte primario, y por aquellas otras instalaciones<br />
<strong>de</strong> tensiones nominales inferiores a 220 kV, que cumplan<br />
funciones <strong>de</strong> transporte.<br />
La evolución <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> transporte en la península ha<br />
seguido una trayectoria creciente en el tiempo, tanto en<br />
lo relativo a circuitos (<strong>de</strong> 400 kV y <strong>de</strong> 220 kV), como en<br />
capacidad <strong>de</strong> transformación. Dicha evolución aparece<br />
representada en la figura 2.2.24.<br />
Durante el año 2007, se han puesto en operación 138 km<br />
<strong>de</strong> circuito <strong>de</strong> 400 kV, y 50 km <strong>de</strong> circuito en el nivel <strong>de</strong><br />
tensión <strong>de</strong> 220 kV. Asimismo, se han puesto en servicio<br />
cuatro nuevas subestaciones <strong>de</strong> 400 kV y seis <strong>de</strong> 220 kV,<br />
mientras que la capacidad <strong>de</strong> transformación 400 kV/AT<br />
ha aumentado en 3.250 MVA. La figura 2.2.25 <strong>de</strong>talla<br />
las subestaciones puestas en servicio en el ejercicio<br />
2007:<br />
Según los datos <strong>de</strong>l boletín mensual <strong>de</strong> Red Eléctrica <strong>de</strong><br />
España correspondiente al mes <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007, la<br />
red <strong>de</strong> transporte está compuesta por los elementos<br />
contenidos en la figura 2.2.26.<br />
Como resumen indicar que la red <strong>de</strong> transporte<br />
peninsular correspon<strong>de</strong> a una red mallada que origina<br />
relativamente pocas restricciones. A<strong>de</strong>más, <strong>de</strong>staca la<br />
elevada disponibilidad <strong>de</strong> las instalaciones que la<br />
componen (98,09%) y las reducidas interrupciones <strong>de</strong>l<br />
suministro <strong>de</strong>bidas a inci<strong>de</strong>ncias en esta red.<br />
72
Figura 2.2.23. Energía vertida y potencia instalada en régimen especial en CCAA por tecnologías durante 2007<br />
COGENERACIÓN SOLAR EÓLICA HIDRÁULICA BIOMASA RESIDUOS TRAT. RESIDUOS<br />
AÑO 2007<br />
Energía<br />
Vendida<br />
(GWh)<br />
Potencia<br />
Instalada<br />
(MW)<br />
Energía<br />
Vendida<br />
(GWh)<br />
Potencia<br />
Instalada<br />
(MW)<br />
Energía<br />
Vendida<br />
(GWh)<br />
Potencia<br />
Instalada<br />
(MW)<br />
Energía<br />
Vendida<br />
(GWh)<br />
Potencia<br />
Instalada<br />
(MW)<br />
Energía<br />
Vendida<br />
(GWh)<br />
Potencia<br />
Instalada<br />
(MW)<br />
Energía<br />
Vendida<br />
(GWh)<br />
Potencia<br />
Instalada<br />
(MW)<br />
Energía<br />
Vendida<br />
(GWh)<br />
Potencia<br />
Instalada<br />
(MW)<br />
ANDALUCÍA 2.866 660 52 71 1.260 882 106 126 727 165 381 78 982 154<br />
ARAGÓN 1.749 522 6 8 3.947 1.628 683 245 92 22 251 65<br />
ASTURIAS 300 69 0 0 399 214 209 78 195 21 525 73 2 4<br />
BALEARES 7 8 2 1 6 4 107 34<br />
CANARIAS 33 19 23 355 146 1 0 213 38<br />
CANTABRIA 1.451 288 1 1 0 18 232 68 18 3 61 10<br />
CASTILLA LA MANCHA 1.089 440 91 160 4.823 3.076 267 112 178 46<br />
CASTILLA Y LEÓN 1.501 513 65 85 4.443 2.564 533 212 26 14 762 112<br />
CATALUÑA 3.282 1.264 29 38 517 359 619 318 128 38 265 59 754 80<br />
CEUTA Y MELILLA 0 0 9 3<br />
COMUNIDAD VALENCIANA 1.247 632 59 77 932 447 6 31 19 10 20 56 0 1<br />
EXTREMADURA 16 9 31 59 21 20 1 23 4<br />
GALICIA 1.516 628 3 3 6.647 2.827 817 433 206 51 336 67 114 15<br />
LA RIOJA 58 50 5 8 990 438 69 23 10 4<br />
MADRID 724 279 14 13 67 58 217 43 162 30 67 0<br />
MURCIA 797 231 32 68 163 145 35 15 16 3 13 10 332 70<br />
NAVARRA 250 114 78 60 2.454 935 312 108 168 40 103 15<br />
PAÍS VASCO 678 334 5 7 422 189 137 60 180 70 627 115 6 8<br />
Total 2007 17.532 6.075 493 682 27.358 13.873 4.115 1.908 2.180 531 2.719 573 3.397 527<br />
Fuente: CNE.<br />
73
Figura 2.2.24. Evolución <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> 400 y 220 kV (km) y <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> transformación<br />
Red (km)<br />
Capacidad <strong>de</strong> transformación 400/AT (MVA)<br />
400 kV 220 kV REE Otras empresas Total<br />
1998 14.538 15.801 16.988 25.699 42.687<br />
1999 14.538 15.900 17.913 26.144 44.057<br />
2000 14.918 16.003 19.613 26.149 45.762<br />
2001 15.180 16.179 20.213 27.499 47.712<br />
2002 16.066 16.288 27.853 14.856 42.709<br />
2003 16.591 16.339 32.503 14.856 47.359<br />
2004 16.840 16.456 36.553 14.856 51.409<br />
2005* 16.846 16.533 54.209 800 55.009<br />
2006 17.042 16.759 55.409 800 56.209<br />
2007 17.180 16.809 58.359 800 59.159<br />
(*) Los datos <strong>de</strong> 2002 y 2005 reflejan la adquisición <strong>de</strong> activos por Red Eléctrica a otras empresas.<br />
Fuente: REE<br />
Figura 2.2.25. Nuevas subestaciones. Año 2007<br />
Huéneja<br />
Ayora<br />
Gaussa<br />
Bechi<br />
400 kV 220 kV<br />
Morvedre<br />
Palafox<br />
Jordana<br />
San Cugat<br />
Zamudio<br />
San Miguel <strong>de</strong> Salinas<br />
Fuente: REE.<br />
Figura 2.2.26. Red <strong>de</strong> Transporte<br />
Instalaciones <strong>de</strong> la RdT en servicio 400 kV 220 kV<br />
Subestaciones Posiciones 1.009 2.135<br />
Transformación (1) N.º <strong>de</strong> unida<strong>de</strong>s 116 1<br />
Reactancias N.º <strong>de</strong> unida<strong>de</strong>s 37 43<br />
Con<strong>de</strong>nsadores N.º <strong>de</strong> unida<strong>de</strong>s 2 11<br />
Submarinos Longitud (km) 29 –<br />
Cables Longitud (km) 26 –<br />
(1) Solamente se consi<strong>de</strong>ran los transformadores pertenecientes a la Red <strong>de</strong> Transporte.<br />
Fuente: Boletín mensual REE. Diciembre 2007.<br />
74
Las conexiones internacionales<br />
Los intercambios internacionales <strong>de</strong> energía eléctrica se<br />
producen a través <strong>de</strong> las interconexiones con Francia,<br />
Andorra, Portugal y Marruecos. La capacidad <strong>de</strong><br />
intercambio <strong>de</strong> potencia a través <strong>de</strong> estas interconexiones<br />
viene <strong>de</strong>terminada por la capacidad física <strong>de</strong> las líneas<br />
que conforman la interconexión, <strong>de</strong>scontando <strong>de</strong> ella la<br />
reserva <strong>de</strong> capacidad necesaria para mantener los<br />
sistemas acoplados ante fallos <strong>de</strong> elementos <strong>de</strong>l sistema<br />
(líneas, incluyendo las propias líneas <strong>de</strong> interconexión,<br />
grupos generadores, etc.) y otras reservas necesarias para<br />
tener en cuenta <strong>de</strong>svíos involuntarios <strong>de</strong> regulación.<br />
en zonas próximas a las fronteras que pue<strong>de</strong>n llegar a<br />
saturar, en <strong>de</strong>terminados casos, las re<strong>de</strong>s internas. En el<br />
caso <strong>de</strong> la interconexión con Portugal, la generación<br />
hidráulica a ambos lados <strong>de</strong> la frontera condiciona <strong>de</strong><br />
manera importante la capacidad, siendo la gestión <strong>de</strong> la<br />
producción <strong>de</strong> las cuencas <strong>de</strong>l Duero y Tajo a lo largo<br />
<strong>de</strong>l año la causa principal <strong>de</strong> las variaciones observadas.<br />
REE tiene dos contratos <strong>de</strong> intercambio internacional <strong>de</strong><br />
energía eléctrica suscritos con anterioridad a la entrada<br />
en vigor <strong>de</strong> la Ley 54/1997, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong> noviembre, <strong>de</strong>l<br />
Sector Eléctrico, uno en el que EDF suministra a REE y<br />
otra en el que REE suministra a EDF.<br />
La capacidad teórica <strong>de</strong> intercambio 7 no es un valor fijo,<br />
ya que cambia en el tiempo <strong>de</strong>pendiendo <strong>de</strong> la variación en<br />
los niveles <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, la configuración <strong>de</strong> la generación,<br />
la capacidad térmica estacional <strong>de</strong> los elementos <strong>de</strong><br />
transporte y las indisponibilida<strong>de</strong>s (fortuitas o<br />
programadas) <strong>de</strong> los elementos <strong>de</strong> transporte y generación.<br />
Las variaciones <strong>de</strong> la capacidad comercial se <strong>de</strong>ben, en<br />
parte, al cambio <strong>de</strong> capacidad térmica <strong>de</strong> las líneas. Sin<br />
embargo resulta <strong>de</strong>cisiva la estructura <strong>de</strong> la generación<br />
en diferentes períodos, así como los valores <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
El transporte y las conexiones<br />
con las islas e interislas<br />
No existen conexiones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica entre la Península y las islas, existiendo, sin<br />
embargo, dos conexiones interislas en Baleares (Menorca-<br />
Mallorca e Ibiza-Formentera) y otras dos en Canarias<br />
(Lanzarote-Fuerteventura y Lanzarote-La Graciosa).<br />
La figura 2.2.27 muestra los elementos <strong>de</strong> transporte y<br />
la capacidad <strong>de</strong> transformación en ambos sistemas.<br />
7<br />
De acuerdo con las <strong>de</strong>finiciones adoptadas por la ETSO (European<br />
Transmision System Operators), la capacidad teórica <strong>de</strong><br />
intercambio (TTC) entre dos sistemas vecinos es el máximo programa<br />
<strong>de</strong> intercambio compatible con los criterios <strong>de</strong> seguridad<br />
<strong>de</strong> ambos sistemas.<br />
La red <strong>de</strong> distribución <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
Se consi<strong>de</strong>ran instalaciones <strong>de</strong> distribución todas las<br />
líneas eléctricas <strong>de</strong> tensión inferior a 220 kV, salvo<br />
Figura 2.2.27. Sistema <strong>de</strong> transporte y transformación en Canarias<br />
Sistema <strong>de</strong> transporte<br />
y transformación en<br />
Baleares<br />
Canarias<br />
2006 2007 2006 2006<br />
Líneas <strong>de</strong> 220 kV (km) 173 173 164 164<br />
Líneas <strong>de</strong> 132 kV (km) 158 158<br />
Líneas V
aquellas que se consi<strong>de</strong>ren integradas en la red <strong>de</strong><br />
transporte. Asimismo, se consi<strong>de</strong>rarán elementos<br />
constitutivos <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> distribución todos aquellos<br />
activos <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> comunicaciones, protecciones,<br />
control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y<br />
<strong>de</strong>más elementos necesarios para el a<strong>de</strong>cuado<br />
funcionamiento <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución.<br />
consecuencia <strong>de</strong> los incumplimientos <strong>de</strong> los límites<br />
establecidos en la norma, entrarán en vigor a partir <strong>de</strong>l<br />
día 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong>l año siguiente a la finalización <strong>de</strong>l<br />
período <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong>l procedimiento <strong>de</strong> registro y<br />
control. El mencionado procedimiento <strong>de</strong> registro y<br />
control fue regulado mediante la ORDEN ECO/797/2002,<br />
<strong>de</strong> 22 <strong>de</strong> marzo.<br />
La actividad <strong>de</strong> distribución es aquella que tiene por<br />
objeto principal la transmisión <strong>de</strong> energía eléctrica <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte hasta los puntos <strong>de</strong> consumo en<br />
las a<strong>de</strong>cuadas condiciones <strong>de</strong> calidad.<br />
2.2.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema eléctrico<br />
durante el año 2007<br />
Funcionamiento <strong>de</strong>l mercado <strong>de</strong> producción<br />
La Ley 54/1997, <strong>de</strong>l Sector Eléctrico, liberaliza la<br />
distribución a través <strong>de</strong> la generalización <strong>de</strong>l acceso a las<br />
re<strong>de</strong>s, <strong>de</strong> manera que la eficiencia económica que se<br />
<strong>de</strong>riva <strong>de</strong> la existencia <strong>de</strong> una única red es puesta a<br />
disposición <strong>de</strong> los diferentes sujetos <strong>de</strong>l sistema eléctrico<br />
y <strong>de</strong> los consumidores. No obstante, la retribución <strong>de</strong> la<br />
distribución continuará siendo fijada administrativamente,<br />
evitándose así el posible abuso <strong>de</strong> las posiciones <strong>de</strong><br />
dominio <strong>de</strong>terminadas por la existencia <strong>de</strong> una única red.<br />
En su artículo 16.3., la Ley 54/1997 establece que la<br />
retribución <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong> distribución se establecerá<br />
reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que<br />
haya <strong>de</strong> correspon<strong>de</strong>r a cada sujeto atendiendo a los<br />
siguientes criterios: costes <strong>de</strong> inversión, operación y<br />
mantenimiento <strong>de</strong> las instalaciones, energía circulada,<br />
mo<strong>de</strong>lo que caracterice las zonas <strong>de</strong> distribución, los<br />
incentivos que correspondan por la calidad <strong>de</strong> suministro<br />
y la reducción <strong>de</strong> pérdidas, así como otros costes<br />
necesarios para <strong>de</strong>sarrollar la actividad”.<br />
Por otra parte, en el Capítulo II (Titulo IV) <strong>de</strong>l Real<br />
Decreto 1955/2000, <strong>de</strong> 1 <strong>de</strong> diciembre, queda regulada la<br />
Calidad <strong>de</strong>l Servicio, entendido como conjunto <strong>de</strong><br />
características, técnicas y comerciales inherentes al<br />
suministro eléctrico exigible a las empresas distribuidoras<br />
tanto a nivel zonal como a nivel individual.<br />
Concretamente en el artículo 105.2 <strong>de</strong>l Real Decreto, se<br />
establece que la implantación <strong>de</strong> los <strong>de</strong>scuentos, como<br />
La formulación <strong>de</strong> ofertas y el resultado <strong>de</strong> la casación<br />
durante el año 2007 ha sido sensible a las condiciones <strong>de</strong><br />
hidraulicidad acaecidas, así como a la evolución <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> electricidad.<br />
Durante este período, el volumen <strong>de</strong> contratación en el<br />
mercado diario ha ascendido a 199.776 GWh, lo que<br />
supone un aumento <strong>de</strong>l 69,6% respecto al año anterior.<br />
El aumento <strong>de</strong>l volumen <strong>de</strong> energía proce<strong>de</strong> <strong>de</strong> la<br />
comparación con el mismo período <strong>de</strong> 2006, don<strong>de</strong> se<br />
consi<strong>de</strong>raba <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el 3 <strong>de</strong> marzo <strong>de</strong> 2006 el proceso <strong>de</strong><br />
asimilación a contratos bilaterales entre distribución y<br />
producción en régimen ordinario, establecido en el<br />
Real Decreto-Ley 3/2006, proceso que no es <strong>de</strong><br />
aplicación a partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> marzo <strong>de</strong> 2007, como<br />
consecuencia <strong>de</strong> la publicación <strong>de</strong> la Or<strong>de</strong>n<br />
ITC/400/2007.<br />
Las energías indicadas correspon<strong>de</strong>n a las cantida<strong>de</strong>s<br />
negociadas en el sistema eléctrico español más el saldo<br />
en la interconexión con Portugal, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la entrada en<br />
funcionamiento el 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> 2007 <strong>de</strong>l proceso <strong>de</strong><br />
separación <strong>de</strong> mercados entre España y Portugal.<br />
Las adquisiciones correspondientes a comercializadores y<br />
consumidores cualificados han representado un<br />
porcentaje <strong>de</strong>l 1,97% respecto al mercado diario, con un<br />
volumen <strong>de</strong> 3.844 GWh, situación notablemente inferior<br />
a la <strong>de</strong> 2006.<br />
76
El precio medio final pon<strong>de</strong>rado <strong>de</strong> 2007 (4,6 c€/<br />
kWh) es alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong> un 29% inferior al <strong>de</strong> 2006 (6,5<br />
c€/kWh).<br />
En cuanto a la contratación a lo largo <strong>de</strong>l período 1998-<br />
2007, el consumo a precio libre en España ha seguido la<br />
evolución que muestra la figura 2.2.28.<br />
Figura 2.2.28. Cuota <strong>de</strong> compras mensuales <strong>de</strong> comercializadores y consumidores cualificados españoles<br />
frente a la <strong>de</strong>manda total <strong>de</strong>l mercado<br />
45<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
%<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Ene-99<br />
May-99<br />
Sep-99<br />
Ene-00<br />
May-00<br />
Sep-00<br />
Ene-01<br />
May-01<br />
Sep-01<br />
Ene-02<br />
May-02<br />
Sep-02<br />
Ene-03<br />
May-03<br />
Sep-03<br />
Ene-04<br />
May-04<br />
Sep-04<br />
Ene-05<br />
May-05<br />
Sep-05<br />
Ene-06<br />
May-06<br />
Sep-06<br />
Ene-07<br />
May-07<br />
Sep-07<br />
Fuente: CNE.<br />
Funcionamiento <strong>de</strong> las interconexiones<br />
El saldo total <strong>de</strong> los intercambios físicos durante el año<br />
2007 ha sido exportador en 5.754 GWh, lo que supone<br />
un importante incremento respecto al año 2006, en el que<br />
el saldo exportador fue <strong>de</strong> 3. GWh. Esta situación está<br />
motivada principalmente por el importante volumen <strong>de</strong><br />
exportaciones a Portugal.<br />
En el conjunto <strong>de</strong>l año, los valores promedio <strong>de</strong><br />
utilización <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> intercambio comercial más<br />
<strong>de</strong>stacados se han situado en la interconexión con<br />
Portugal, en sentido exportador, don<strong>de</strong> se ha registrado<br />
un saldo <strong>de</strong> transacciones <strong>de</strong> 7.506 GWh, y en la<br />
interconexión con Francia, en sentido importador, con un<br />
saldo <strong>de</strong> transacciones <strong>de</strong> 3.115 GWh. (véase<br />
figura 2.2.29).<br />
Por otra parte, el saldo <strong>de</strong> las transacciones realizadas<br />
por los agentes, tanto a través <strong>de</strong>l mercado como <strong>de</strong>bido<br />
a la ejecución <strong>de</strong> contratos bilaterales físicos, fue<br />
exportador en 8.136 GWh.<br />
A continuación, se ofrece un resumen <strong>de</strong> los intercambios<br />
internacionales <strong>de</strong> energía eléctrica, <strong>de</strong>tallando las<br />
cuantías importadas y exportadas, así como el saldo<br />
resultante (véanse figuras 2.2.30 y 2.2.31).<br />
77
Figura 2.2.29. Transacciones internacionales programadas por tipo <strong>de</strong> agente e interconexión (GWh)<br />
GWh<br />
Comercializadoras Agentes generadores<br />
Agentes externos<br />
(****)<br />
Programa <strong>de</strong><br />
Intercambios (***)<br />
Acciones coordinadas<br />
<strong>de</strong> balance<br />
Contratos previos a<br />
la Ley 54/1997<br />
Total<br />
Imp Exp Imp Exp Imp Exp Imp Exp Imp Exp Imp Exp Imp Exp Saldo<br />
Francia (*) 1.678 433 403 715 2.756 574 0 0 4 46 2.415 0 (**) 7.256 1.768 5.487<br />
Portugal (***) 0 1.580 0 15 1.585 2.899 11 4.609 11 1 0 0 1.607 9.103 –7.496<br />
Andorra 0 261 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 261 –261<br />
Marruecos 0 0 0 0 11 3.495 0 0 0 0 0 0 11 3.495 –3.484<br />
Total 1.678 2.275 403 729 4.353 6.968 11 4.609 15 47 2.415 0 8.874 14.627 –5.754<br />
(*) Incluye intercambios con otros países europeos.<br />
(**) Contrato ejecutado únicamente en nueva modalidad financiera.<br />
(***) Des<strong>de</strong> el 1/7/7: Mercado integrado MIBEL, diario e intradiario, con aplicación <strong>de</strong> Market Splitting en caso <strong>de</strong> congestiones en la interconexión Portugal-España.<br />
(****) La Ley 17/2007 estableció, a partir <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, la eliminación <strong>de</strong> la figura <strong>de</strong> agente externo que pasa a ser incluida en la figura <strong>de</strong> comercializador.<br />
Fuente: REE.<br />
78
Figura 2.2.30. Resumen <strong>de</strong> los intercambios internacionales <strong>de</strong> energía eléctrica en 2007<br />
Transacciones internacionales en 2007 (GWh) Importación Exportación Saldo<br />
Contratos previos a la Ley 57/1997 2.415 0 (**) 2.415<br />
Transacciones (mercado + contratos bilaterales físicos) 6.444 14.581 –8.136<br />
Francia (*) 4.837 1.722 3.115<br />
Portugal 1.596 9.103 –7.506<br />
Andorra 0 261 –261<br />
Marruecos 11 3.495 –3.484<br />
Acciones coordinadas <strong>de</strong> balance F-E 4 46 –43<br />
Acciones coordinadas <strong>de</strong> balance P-E 11 1 11<br />
Total intercambios programados 8.874 14.627 –5.754<br />
Desvíos <strong>de</strong> regulación objeto <strong>de</strong> compensación 3<br />
Saldo físico <strong>de</strong> los intercambios internacionales –5.750<br />
(*) Incluye intercambios con otros países europeos.<br />
(**) Contrato ejecutado únicamente en nueva modalidad financiera.<br />
Fuente: REE.<br />
Figura 2.2.31. Intercambios internacionales físicos <strong>de</strong> energía eléctrica en el año 2007 (GWh)<br />
Lindoso<br />
Cartelle<br />
400kV<br />
0<br />
6.570<br />
Conchas<br />
132 kV<br />
0<br />
0<br />
Lindoso<br />
Bemposta 713<br />
208 Al<strong>de</strong>adávila 220 kV<br />
Pocinho 44<br />
865 Al<strong>de</strong>adávila 220 kV<br />
Pocinho 21<br />
879 Saucelle 220 kV<br />
Falagueira 301<br />
689 Cedillo 400 kV<br />
Elvas 0<br />
166 Badajoz 66 kV<br />
Alqueva 1.073<br />
273 Brovales 400 kV<br />
Barrancos<br />
1<br />
0<br />
0 Encinasola 15 kV<br />
1<br />
Erron<strong>de</strong>nia<br />
Argia<br />
0<br />
385<br />
304<br />
424<br />
Irún 132 kV<br />
Arkale 220 kV<br />
Hernani 400 kV<br />
Argia<br />
2.014<br />
200<br />
Pragnéres<br />
Lac D’oo Margineda<br />
(Andorra)<br />
Baixas<br />
556<br />
0<br />
Biescas 220 kV<br />
Benós 110 kV<br />
0<br />
262<br />
0<br />
101<br />
Adrall 110 kV<br />
Vic 400 kV<br />
3.723<br />
P. Cruz<br />
400 kV<br />
22<br />
3.501<br />
Melloussa (Marruecos)<br />
Fuente: REE.<br />
79
Niveles <strong>de</strong> utilización en punta en 2007<br />
La punta máxima <strong>de</strong>l año natural se produjo el día 17 <strong>de</strong><br />
diciembre <strong>de</strong> 2007, entre las 19 y las 20 horas,<br />
alcanzando 44.876 MW <strong>de</strong> potencia media horaria, el<br />
máximo histórico. Esta punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda fue cubierta<br />
con 39.042 MW <strong>de</strong> potencia neta perteneciente al<br />
equipo generador <strong>de</strong>l régimen ordinario, 5.385 MW <strong>de</strong>l<br />
régimen especial y 449 MW proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong><br />
intercambios internacionales. La punta máxima <strong>de</strong><br />
potencia <strong>de</strong>mandada se ha cubierto <strong>de</strong> la siguiente forma<br />
en los últimos años.<br />
Figura 2.2.32. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> potencia media horaria para la punta máxima. Año 2007<br />
2006 2007<br />
Cobertura para la punta máxima<br />
30 enero 19-20 h 17 diciembre 19-20 h<br />
MW % MW %<br />
Nuclear 7.588 18 7.180 16<br />
Térmica clásica 12.646 30 10.321 23<br />
CCTG 10.538 25 16.604 37<br />
Hidráulica 4.215 10 4.936 11<br />
Régimen especial 7.166 17 5.385 12<br />
Int. Internacionales 0 0 449 1<br />
TOTAL 42.153 100 44.876 100<br />
Fuente: REE.<br />
80
3. La previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía<br />
Una vez <strong>de</strong>scrito en el capítulo anterior el estado <strong>de</strong> los<br />
sistemas <strong>de</strong> gas natural y eléctrico en cuanto a situación<br />
actual <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, oferta y cobertura, se exponen a<br />
continuación los capítulos que abordan la previsión <strong>de</strong><br />
estos aspectos en el horizonte temporal 2009-2012.<br />
empleadas para realizar las previsiones. Los siguientes<br />
apartados muestran las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual y<br />
punta <strong>de</strong>l mercado convencional y el <strong>de</strong> generación<br />
eléctrica, así como la previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda total para el<br />
período 2009-2012.<br />
Así, en este apartado se realiza una estimación <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía para los próximos años. Este análisis<br />
será seguido, en los apartados siguientes, por la previsión<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista <strong>de</strong> la oferta y cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda sin consi<strong>de</strong>rar las limitaciones que pueda<br />
imponer la red <strong>de</strong> suministro, para posteriormente<br />
examinar la repercusión que ésta pue<strong>de</strong> tener en la<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda futura.<br />
A continuación se analiza, en primer lugar, la previsión<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural y, en segundo lugar, la<br />
previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica.<br />
3.1. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural<br />
Las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda futura <strong>de</strong> gas para el período<br />
2009-2012 se elaboran a partir <strong>de</strong> las informaciones<br />
recabadas <strong>de</strong> los distintos sujetos que actúan en el sistema<br />
gasista, promotores <strong>de</strong> ciclos combinados ENAGAS y REE.<br />
3.1.1. Sobre la información solicitada<br />
a los agentes<br />
La información disponible para la elaboración <strong>de</strong>l<br />
presente capítulo proviene <strong>de</strong> la recibida <strong>de</strong>l Gestor<br />
Técnico <strong>de</strong>l Sistema (GTS), <strong>de</strong> los transportistas, <strong>de</strong> las<br />
distribuidoras, <strong>de</strong> las comercializadoras, y <strong>de</strong> los datos<br />
contenidos en la base <strong>de</strong> datos <strong>de</strong> liquidaciones SIFCO<br />
(Sistema <strong>de</strong> Información Facturaciones y Consumos <strong>de</strong>l<br />
sector <strong>de</strong>l gas).<br />
Asimismo, se han tenido en cuenta las previsiones <strong>de</strong><br />
implantación <strong>de</strong> nuevos ciclos combinados, remitidas por<br />
los distintos promotores para el seguimiento <strong>de</strong><br />
infraestructuras <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, históricos <strong>de</strong><br />
funcionamiento <strong>de</strong> ciclos combinados ya en producción,<br />
y necesida<strong>de</strong>s futuras <strong>de</strong> generación eléctrica y cobertura<br />
<strong>de</strong> puntas mediante ciclos combinados, facilitadas por el<br />
Operador <strong>de</strong>l Sistema Eléctrico.<br />
Las estimaciones se realizan en términos anuales y <strong>de</strong><br />
punta. La previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual se emplea para<br />
<strong>de</strong>finir las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> aprovisionamientos en<br />
condiciones <strong>de</strong> seguridad y fiabilidad; la <strong>de</strong>manda punta<br />
permite analizar, valorar y justificar las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> infraestructuras <strong>de</strong>l sistema gasista.<br />
Como consecuencia <strong>de</strong> los distintos orígenes y<br />
comportamientos <strong>de</strong> los mercados que componen la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural, las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda se<br />
realizan a partir <strong>de</strong> la estimación <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda para el<br />
mercado convencional y <strong>de</strong> la <strong>de</strong>l mercado para<br />
generación eléctrica.<br />
El GTS remitió su previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, distinguiendo<br />
entre mercado convencional y <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l sector<br />
eléctrico, en dos escenarios: probable y alto.<br />
Los distribuidores remitieron las previsiones <strong>de</strong> gas<br />
vehiculado, en las nuevas zonas que está previsto que se<br />
gasifiquen, con la <strong>de</strong>sagregación correspondiente.<br />
Asimismo, los comercializadores remitieron sus<br />
previsiones <strong>de</strong> ventas <strong>de</strong> gas para el período solicitado<br />
<strong>de</strong>stinadas al mercado eléctrico.<br />
3.1.2. Estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional<br />
para el período 2009-2012<br />
El capítulo se organiza en un primer apartado que<br />
<strong>de</strong>scribe las informaciones recabadas <strong>de</strong> los sujetos<br />
El mercado convencional agrupa los consumos<br />
tradicionales <strong>de</strong> gas, esto es, el consumo doméstico-<br />
81
comercial y el consumo <strong>de</strong>l sector industrial <strong>de</strong>stinado a<br />
los procesos productivos, especialmente con carácter<br />
térmico. Dentro <strong>de</strong> este mercado se engloban también los<br />
suministros realizados <strong>de</strong>s<strong>de</strong> planta satélite <strong>de</strong> GNL a las<br />
zonas no conectadas a la red <strong>de</strong> transporte.<br />
3.1.2.1. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas<br />
natural <strong>de</strong>l mercado convencional<br />
Para la estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural <strong>de</strong>l<br />
mercado convencional, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> la información<br />
remitida por el GTS, la CNE ha contado con una nueva<br />
herramienta propia que le ha permitido simular diversos<br />
escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, en función <strong>de</strong> diversas<br />
estimaciones <strong>de</strong> las variables que inci<strong>de</strong>n directamente en<br />
el consumo <strong>de</strong> este mercado.<br />
La citada herramienta <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
convencional permite diferenciar entre grupos tarifarios,<br />
<strong>de</strong>bido a la diferente naturaleza <strong>de</strong> los mismos y a las<br />
diferentes variables que condicionan su consumo.<br />
Por un lado, el grupo 3 se correspon<strong>de</strong>, en general, con<br />
los consumidores doméstico-comerciales. A<strong>de</strong>más <strong>de</strong>l<br />
número <strong>de</strong> clientes conectados al sistema, el consumo <strong>de</strong><br />
este segmento está condicionado significativamente por<br />
las condiciones meteorológicas, que a su vez <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>n<br />
<strong>de</strong> la localización geográfica <strong>de</strong> los suministros, así<br />
como por el calendario laboral <strong>de</strong> cada año, etc.<br />
Para estimar la senda <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> nuevos<br />
consumidores a este grupo, se ha tenido en cuenta la<br />
ten<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> crecimiento registrada durante los últimos<br />
años, realizando, en consecuencia, una extrapolación<br />
básicamente lineal, que supone la adición <strong>de</strong> 300.000<br />
nuevos clientes anuales a lo largo <strong>de</strong>l período. Por otro<br />
lado, en cuanto a las condiciones meteorológicas se han<br />
simulado dos escenarios, uno <strong>de</strong> temperaturas medias<br />
durante todo el período y otro en el que se suce<strong>de</strong>n<br />
varios períodos invernales fríos. Para este último, se ha<br />
tomado como referencia el período invernal más riguroso<br />
<strong>de</strong> los últimos años, el invierno 2001-2002. El mo<strong>de</strong>lo<br />
tiene también en consi<strong>de</strong>ración las festivida<strong>de</strong>s en cada<br />
uno <strong>de</strong> los años <strong>de</strong>l horizonte temporal.<br />
La figura 3.1.1 resume los dos escenarios simulados<br />
para el grupo 3.<br />
Según se observa, en el escenario probable, en el que se<br />
han consi<strong>de</strong>rado temperaturas medias a lo largo <strong>de</strong> todo<br />
el período, la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> este grupo experimentaría un<br />
incremento medio <strong>de</strong>l 1,9%, mientras que en el escenario<br />
alto, en el que se han consi<strong>de</strong>rado períodos invernales<br />
rigurosos, el incremento medio <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda sería el<br />
3,6% interanual.<br />
Por otro lado, se pronostica la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong> los<br />
grupos, que compren<strong>de</strong> a los diferentes sectores<br />
industriales, mercado <strong>de</strong> cogeneración, producción <strong>de</strong><br />
amoniaco, etc., sin incluir el consumo <strong>de</strong>l sector<br />
eléctrico, que se estima <strong>de</strong> forma in<strong>de</strong>pendiente en un<br />
epígrafe posterior. Para ello, la herramienta ha agrupado<br />
internamente los consumos <strong>de</strong> aquellos clientes que<br />
presentan una forma similar y que, a priori, podrían<br />
respon<strong>de</strong>r a dinámicas homólogas <strong>de</strong> consumo,<br />
i<strong>de</strong>ntificando cinco “cúmulos” o patrones equivalentes <strong>de</strong><br />
Figura 3.1.1. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l grupo 3 en los escenarios probable y alto<br />
Demanda <strong>de</strong>l Grupo 3<br />
(GWh)<br />
2009 2010 2011 2012 Incremento medio %<br />
Escenario probable 63.167 64.343 65.514 67.019 1,9%<br />
Escenario alto 64.309 66.597 68.967 71.421 3,6%<br />
Fuente: CNE.<br />
82
<strong>de</strong>manda. Estos cúmulos agrupan perfiles que presentan<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> una clara componente estacional hasta una<br />
componente básicamente plana, pasando por ten<strong>de</strong>ncias<br />
estacionales más suaves o por reducciones drásticas <strong>de</strong><br />
consumo durante los períodos estivales.<br />
La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l sector industrial (se excluye el sector<br />
eléctrico) ha presentado un mayor grado <strong>de</strong> complejidad<br />
a la hora <strong>de</strong> ajustar los mo<strong>de</strong>los explicativos, dada la<br />
naturaleza y diversidad <strong>de</strong> los consumidores que engloba,<br />
cuyas dinámicas <strong>de</strong> consumo respon<strong>de</strong>n a muy diversos<br />
factores. Éstos van <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la adición al sistema <strong>de</strong> nuevos<br />
consumidores, <strong>de</strong>bido a la extensión <strong>de</strong> las zonas <strong>de</strong><br />
gasificación, hasta el diferencial <strong>de</strong> precios entre distintas<br />
fuentes energéticas, que pue<strong>de</strong> hacer rentable o no la<br />
incorporación <strong>de</strong> una cogeneración a un proceso<br />
industrial y su funcionamiento, pasando por la actividad<br />
<strong>de</strong>l propio proceso industrial, que respon<strong>de</strong> a la<br />
coyuntura económica, no sólo a nivel nacional, sino<br />
también a nivel internacional. En cualquier caso, se han<br />
tenido en cuenta dos escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda para este<br />
sector, que respon<strong>de</strong>n a una dinámica <strong>de</strong> crecimiento<br />
industrial mo<strong>de</strong>rado.<br />
Conviene tener en cuenta también que, como ya se ha<br />
indicado en informes prece<strong>de</strong>ntes, todo parece indicar que<br />
la <strong>de</strong>manda convencional en España ha alcanzado un<br />
momento <strong>de</strong> madurez, en el que las modificaciones, al alza<br />
o a la baja, <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>n fuertemente <strong>de</strong> la<br />
climatología (especialmente para los consumos <strong>de</strong> carácter<br />
doméstico-comercial) y <strong>de</strong> la coyuntura económica <strong>de</strong>l<br />
momento, más que <strong>de</strong>l incremento <strong>de</strong>l número <strong>de</strong><br />
consumidores. Esta apreciación cobra especial relevancia<br />
en el momento actual, en el que el estado <strong>de</strong> crisis<br />
económica generalizada, con previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>crecimiento<br />
<strong>de</strong> la actividad productiva, tiene una repercusión directa<br />
sobre el consumo <strong>de</strong> gas, añadiendo, a<strong>de</strong>más, un<br />
significativo grado <strong>de</strong> incertidumbre a las previsiones <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda realizadas en este contexto <strong>de</strong> inestabilidad.<br />
Un factor que pue<strong>de</strong> impulsar la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural<br />
es la publicación <strong>de</strong>l Real Decreto 616/2007, <strong>de</strong> 11 <strong>de</strong><br />
mayo, sobre fomento <strong>de</strong> la cogeneración, así como el<br />
Real Decreto 661/2007, <strong>de</strong> 25 <strong>de</strong> mayo, por el que se<br />
regula la actividad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía eléctrica en<br />
régimen especial, que parece relanzar la actividad <strong>de</strong><br />
cogeneración, a la vez que permite la hibridación <strong>de</strong><br />
tecnologías renovables con gas natural.<br />
Otro factor que podría influir notablemente en la<br />
<strong>de</strong>manda convencional sería la estabilización <strong>de</strong> los<br />
precios <strong>de</strong>l gas natural. Los altos precios registrados en<br />
períodos anteriores, que dieron lugar a que las<br />
cogeneraciones funcionasen con factores <strong>de</strong> carga<br />
inferiores, podrían revertir en el futuro, provocando un<br />
incremento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural <strong>de</strong> esta facción<br />
<strong>de</strong>l consumo convencional. Por el contrario, en<br />
contraposición a esta ten<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> consumo creciente, la<br />
notable <strong>de</strong>saceleración experimentada por el sector <strong>de</strong> la<br />
construcción, que engloba diversas industrias que<br />
consumen gas natural en sus procesos productivos<br />
(ladrilleras, azulejeras, etc.) dará lugar a una disminución<br />
<strong>de</strong> su <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas. Ambos efectos influyen, con<br />
sentidos contrarios, en la estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total<br />
<strong>de</strong>l sector convencional, lo cual pone <strong>de</strong> manifiesto la<br />
complejidad o multitud <strong>de</strong> factores que intervienen en la<br />
estimación <strong>de</strong> este consumo.<br />
De la combinación <strong>de</strong> los escenarios citados<br />
anteriormente y teniendo en cuenta los resultados <strong>de</strong> las<br />
predicciones remitidas por el GTS, así como las últimas<br />
previsiones macroeconómicas <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong><br />
Economía y Hacienda 1 , a efectos <strong>de</strong> este informe se han<br />
<strong>de</strong>terminado dos escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda convencional,<br />
uno probable y otro alto, que posteriormente servirán,<br />
junto con los diferentes escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
eléctrica, para <strong>de</strong>terminar las sendas <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
total <strong>de</strong>l sector gasista. Ambos escenarios se recogen en<br />
la figura 3.1.2.<br />
1<br />
Escenario macroeconómico, <strong>de</strong> la Dirección General <strong>de</strong> Análisis<br />
Macroeconómico y Economía Internacional <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong><br />
Economía y Hacienda, <strong>de</strong> fecha 19 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2009.<br />
83
Figura 3.1.2. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en el mercado convencional en el escenario más probable y alto<br />
Demanda <strong>de</strong>l Mercado Convencional<br />
(GWh)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Incremento<br />
medio %<br />
Escenario probable - Grupo 3 63.167 64.343 65.514 67.019 1,9%<br />
Escenario probable - Resto <strong>de</strong> grupos 196.730 197.655 198.939 200.367 0,1%<br />
Total Escenario probable 259.897 261.997 264.453 267.386 0,5%<br />
Escenario probable - Grupo 3 64.309 66.597 68.967 71.421 3,6%<br />
Escenario probable - Resto <strong>de</strong> grupos 198.330 203.350 208.625 214.617 1,8%<br />
Total Escenario alto 262.639 269.947 277.592 286.038 2,2%<br />
Fuente: ENAGAS, empresas distribuidoras y CNE.<br />
Según se aprecia en la figura anterior, en el escenario<br />
probable, que ha sido elaborado con la nueva<br />
herramienta <strong>de</strong> predicción y engloba hipótesis <strong>de</strong><br />
incremento <strong>de</strong> consumo muy mo<strong>de</strong>radas, el valor <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda estaría, salvo en 2012, por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong>l valor <strong>de</strong><br />
consumo alcanzado en 2007, creciendo <strong>de</strong>s<strong>de</strong> su mínimo<br />
en 2009 a una tasa media interanual <strong>de</strong>l 0,5% durante el<br />
período 2009-2012. Como se pone <strong>de</strong> manifiesto, dicha<br />
tasa <strong>de</strong> crecimiento no sería homogénea a lo largo <strong>de</strong>l<br />
período consi<strong>de</strong>rado, ya que, en línea con las previsiones<br />
más recientes <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Economía, en 2009 se<br />
espera una contracción <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional,<br />
<strong>de</strong>rivada <strong>de</strong> las estimaciones <strong>de</strong> recesión económica. En<br />
años posteriores, sin embargo, se espera una<br />
recuperación <strong>de</strong>l consumo, si bien <strong>de</strong> forma mo<strong>de</strong>rada,<br />
experimentando incrementos interanuales inferiores al<br />
1% en todo caso. En el escenario alto se han adoptado<br />
unas hipótesis económicas algo más optimistas, así<br />
como unas condiciones climatológicas adversas, <strong>de</strong><br />
modo que se estima un incremento medio <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
convencional <strong>de</strong>l un 2,2% a lo largo <strong>de</strong>l período<br />
consi<strong>de</strong>rado.<br />
Figura 3.1.2 bis. Escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda convencional probable y alto<br />
300.000<br />
280.000<br />
GWh/año<br />
260.000<br />
240.000<br />
220.000<br />
2006 2007 <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario probable Convencional<br />
Escenario alto Convencional<br />
Fuente: ENAGAS, empresas distribuidoras y CNE.<br />
84
3.1.2.2. Estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> gas<br />
natural <strong>de</strong>l mercado convencional<br />
Para el cálculo <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta se ha utilizado el<br />
siguiente procedimiento: partiendo <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual,<br />
se calcula la <strong>de</strong>manda diaria media correspondiente a<br />
cada año y se multiplica por un factor <strong>de</strong> punta, a fin <strong>de</strong><br />
ajustar la <strong>de</strong>manda a la estacionalidad <strong>de</strong>l consumo<br />
convencional durante el período invernal. De este modo<br />
se estima la <strong>de</strong>manda punta para el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
más probable, que correspon<strong>de</strong>ría a un factor <strong>de</strong> 1,55<br />
(recogido en la planificación y que correspon<strong>de</strong> con el<br />
histórico <strong>de</strong> los últimos inviernos) y para el escenario <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda alta, que correspon<strong>de</strong>ría a un factor <strong>de</strong> 1,69<br />
(este factor se ajustaría a un escenario <strong>de</strong> punta extrema<br />
tanto industrial como doméstico comercial).<br />
Comúnmente se <strong>de</strong>nomina factor <strong>de</strong> carga al cociente<br />
entre el uso medio y la capacidad máxima <strong>de</strong> una<br />
infraestructura. Los factores empleados <strong>de</strong>ben enten<strong>de</strong>rse<br />
como valores inversos <strong>de</strong>l factor <strong>de</strong> carga <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
convencional.<br />
En la figura 3.1.4 aparecen las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
punta <strong>de</strong>l mercado convencional, realizadas por el GTS<br />
para el período analizado en el presente <strong>Informe</strong><br />
<strong>Marco</strong>.<br />
A la vista <strong>de</strong> los resultados obtenidos, las previsiones<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta convencional para el escenario<br />
calculado en base al factor <strong>de</strong> punta 1,69 son muy<br />
similares a las estimaciones <strong>de</strong>l escenario más probable<br />
realizadas por ENAGAS. Por lo tanto, se asumirá aquél<br />
como escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l mercado<br />
convencional, a efectos <strong>de</strong> los cálculos que se realizan a<br />
continuación, en este informe, en particular, a efectos<br />
<strong>de</strong> análisis <strong>de</strong> la cobertura teniendo en cuenta la red<br />
gasista.<br />
Figura 3.1.3. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l mercado convencional<br />
GWh/día 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario <strong>de</strong> punta probable (f = 1,55) 1.104 1.113 1.123 1.135<br />
Demanda día punta extrema (f = 1,69) 1.203 1.213 1.224 1.238<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 3.1.4. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l mercado convencional en los escenarios probable y alto<br />
Demanda punta (GWh/día)<br />
Mercado convencional<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Escenario probable 1.215 1.258 1.282 1.300<br />
Escenario alto 1.363 1.423 1.488 1.542<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
85
Figura 3.1.5. Escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l mercado convencional <strong>de</strong> ENAGAS vs. escenarios estimados<br />
por la CNE<br />
1.800<br />
1.600<br />
1.400<br />
1.200<br />
GWh/día<br />
1.000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
Máximo histórico<br />
(17/12/07)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Escenario alto ENAGAS<br />
Escenario probable ENAGAS<br />
Demanda día punta (f = 1,69) Demanda día punta (f = 1,55)<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
3.1.3. Demanda <strong>de</strong> gas para el mercado <strong>de</strong><br />
generación eléctrica para el período<br />
2009-2012<br />
La previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda para generación eléctrica se<br />
elabora a partir <strong>de</strong> varios escenarios que atien<strong>de</strong>n a las<br />
distintas fuentes <strong>de</strong> información-Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema Eléctrico, Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema Gasista,<br />
promotores <strong>de</strong> ciclos y distribuidoras –dando lugar a<br />
diversas previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica y <strong>de</strong><br />
funcionamiento <strong>de</strong> las nuevas centrales eléctricas <strong>de</strong> gas<br />
natural.<br />
Para englobar todas las posibilida<strong>de</strong>s verosímiles<br />
planteadas, se han realizado tres escenarios para la<br />
previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas y dos para la <strong>de</strong>manda<br />
punta. Para elaborar dichos escenarios se distingue entre<br />
centrales térmicas convencionales y ciclos combinados.<br />
3.1.3.1. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas<br />
para el mercado <strong>de</strong> generación eléctrica<br />
3.1.3.1.1. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong><br />
gas natural para centrales térmicas<br />
convencionales<br />
Las previsiones se han elaborado a partir <strong>de</strong> la información<br />
recibida <strong>de</strong> los gestores técnicos <strong>de</strong> los sistemas gasista y<br />
eléctrico, y <strong>de</strong> las empresas distribuidoras.<br />
Dichas estimaciones convergen en que la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
natural para centrales térmicas convencionales caerá<br />
Figura 3.1.6. Previsión <strong>de</strong>manda anual para centrales térmicas convencionales<br />
GWh/año 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario probable 2.853 1.900 1.567 1.203<br />
% vs <strong>2008</strong> 100 67 55 42<br />
Fuente: ENAGAS, distribuidoras y CNE.<br />
86
paulatinamente como consecuencia <strong>de</strong>l cierre previsto <strong>de</strong><br />
estos grupos, <strong>de</strong> acuerdo con la normativa <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s<br />
instalaciones <strong>de</strong> combustión, así como <strong>de</strong>l final <strong>de</strong> la vida<br />
útil <strong>de</strong> algunos <strong>de</strong> ellos. En relación con el informe <strong>de</strong>l<br />
año anterior, estas previsiones apuntan hacia una<br />
disminución <strong>de</strong> la generación eléctrica proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> esta<br />
tecnología, aún más acusada que la estimada previamente.<br />
En cualquier caso, pue<strong>de</strong>n darse circunstancias que hagan<br />
aumentar puntualmente la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> este tipo <strong>de</strong><br />
centrales, como baja hidraulicidad, situaciones operativas<br />
o <strong>de</strong>manda eléctrica por encima <strong>de</strong> las previsiones.<br />
3.1.3.1.2. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas<br />
natural para ciclos combinados<br />
La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural para ciclos combinados<br />
<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rá, en primer lugar, <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> centrales<br />
instaladas y, en segundo lugar, <strong>de</strong> sus horas <strong>de</strong><br />
funcionamiento.<br />
Al ser una actividad liberalizada sujeta a la libre<br />
actuación <strong>de</strong> los agentes, el número <strong>de</strong> ciclos<br />
combinados que finalmente sean implantados en España<br />
es incierto. A<strong>de</strong>más, los trámites para obtener las<br />
autorizaciones administrativas pue<strong>de</strong>n dilatar el período<br />
<strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> su construcción más allá <strong>de</strong> lo previsto.<br />
Igualmente, en función <strong>de</strong> la evolución real <strong>de</strong>l mercado<br />
eléctrico y el grado <strong>de</strong> avance en la puesta en servicio <strong>de</strong><br />
otros ciclos combinados, los promotores podrán<br />
modificar sus proyectos iniciales <strong>de</strong> inversión,<br />
acelerando, retrasando o incluso abandonando la<br />
implantación <strong>de</strong> alguno <strong>de</strong> los ciclos previstos.<br />
Del mismo modo, el funcionamiento <strong>de</strong> estas centrales es<br />
incierto y se regirá por el comportamiento propio <strong>de</strong>l<br />
mercado eléctrico, que <strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> variables tales como<br />
el diferencial <strong>de</strong> precios <strong>de</strong>l gas natural respecto al precio<br />
<strong>de</strong>l pool eléctrico, la disponibilidad <strong>de</strong> otros grupos<br />
generadores y <strong>de</strong> otros combustibles (hidráulicas, carbón,<br />
etc.), restricciones técnicas <strong>de</strong>l sistema eléctrico, la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> electricidad, etc.<br />
Aparte <strong>de</strong> la hidraulicidad, que condicionará<br />
notablemente el funcionamiento <strong>de</strong> las centrales <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado, cabe <strong>de</strong>stacar otras dos variables que también<br />
influirán en la generación a partir <strong>de</strong> ciclos combinados.<br />
Por un lado, el grado <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong> las centrales<br />
térmicas <strong>de</strong> carbón, que están sujetas, tanto <strong>de</strong> los<br />
precios internacionales <strong>de</strong>l combustible, como a los cada<br />
vez más restrictivos criterios medioambientales. Éstos<br />
podrán condicionar el número <strong>de</strong> horas <strong>de</strong><br />
funcionamiento <strong>de</strong> las centrales a carbón, con una<br />
ten<strong>de</strong>ncia a la baja, <strong>de</strong> modo que dicha potencia será<br />
sustituida en gran medida por la generación proce<strong>de</strong>nte<br />
<strong>de</strong> los ciclos combinados. En cualquier caso, la<br />
sustitución efectiva <strong>de</strong> la generación a partir <strong>de</strong> centrales<br />
térmicas <strong>de</strong> carbón la <strong>de</strong> ciclos combinados <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rá<br />
fuertemente, a corto plazo, <strong>de</strong> la evolución relativa <strong>de</strong> los<br />
precios <strong>de</strong>l gas natural y <strong>de</strong>l carbón, así como <strong>de</strong>l coste<br />
<strong>de</strong> los <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> emisión asociados. Y, por otro lado,<br />
<strong>de</strong>l factor <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> las turbinas eólicas,<br />
fuertemente condicionadas a las condiciones<br />
meteorológicas existentes en cada momento.<br />
De acuerdo con la Planificación <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong><br />
Industria, Turismo y Comercio, se consi<strong>de</strong>ra que, <strong>de</strong>ntro<br />
<strong>de</strong>l horizonte temporal consi<strong>de</strong>rado, la práctica totalidad<br />
<strong>de</strong> las nuevas incorporaciones <strong>de</strong> generación en régimen<br />
ordinario correspon<strong>de</strong>rán a centrales <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado. No obstante, también se prevé la<br />
construcción <strong>de</strong> grupos supercríticos <strong>de</strong> carbón, que<br />
serían alternativos a los ciclos combinados situados en<br />
las mismas ubicaciones. En cualquier caso, éstos no se<br />
consi<strong>de</strong>ran a efectos <strong>de</strong> las previsiones realizadas en<br />
este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, por estar fuera <strong>de</strong>l horizonte<br />
temporal <strong>de</strong>l estudio.<br />
Teniendo en cuenta todos estos aspectos y las<br />
diferentes informaciones facilitadas, finalmente se han<br />
consi<strong>de</strong>rado las previsiones a partir <strong>de</strong> la información<br />
<strong>de</strong> los promotores <strong>de</strong> los ciclos, las estimaciones <strong>de</strong><br />
ENAGAS y las previsiones incluidas en la<br />
Planificación <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Industria Turismo y<br />
Comercio.<br />
87
Previsiones <strong>de</strong> los Promotores<br />
Previsión <strong>de</strong>l documento <strong>de</strong> Planificación<br />
Con la información facilitada por los promotores se han<br />
construido dos escenarios <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos, uno<br />
alto (consi<strong>de</strong>ra todos los proyectos) y otro central<br />
(consi<strong>de</strong>ra aquellos proyectos que poseen autorización<br />
administrativa y/o contratos <strong>de</strong> acceso a regasificación<br />
firmados). Se estima que el escenario más plausible <strong>de</strong><br />
implantación <strong>de</strong> ciclos combinados para el período<br />
consi<strong>de</strong>rado es el central, dado que al disponer en<br />
muchos casos <strong>de</strong> autorizaciones pue<strong>de</strong> converger mejor<br />
en los plazos. Así se ha venido corroborando a través <strong>de</strong><br />
la experiencia adquirida en la elaboración <strong>de</strong> los<br />
sucesivos <strong>Informe</strong>s marco. Para la elaboración <strong>de</strong> estas<br />
previsiones se ha utilizado la información más<br />
actualizada <strong>de</strong> que se dispone, correspondiente a la<br />
remitida por los promotores durante el cuarto trimestre<br />
<strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
Presenta dos sendas <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> ciclos, uno <strong>de</strong><br />
ellos basado en el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l<br />
operador <strong>de</strong>l sistema eléctrico y el otro basado en un<br />
escenario <strong>de</strong> punta eficiente, elaborado bajo la hipótesis<br />
<strong>de</strong> una a<strong>de</strong>cuada respuesta a la puesta en marcha <strong>de</strong>l<br />
Plan <strong>de</strong> Acción <strong>de</strong> la Estrategia <strong>de</strong> Ahorro y Eficiencia<br />
Energética (E4) <strong>de</strong>l MITYC. Dado que ambos escenarios<br />
contemplan únicamente la potencia para cubrir la<br />
<strong>de</strong>manda peninsular, se han añadido los grupos <strong>de</strong><br />
Baleares, a partir <strong>de</strong> 2009, cuando se disponga <strong>de</strong><br />
gasoducto <strong>de</strong> conexión con la Península, y los grupos <strong>de</strong><br />
Tenerife, a partir <strong>de</strong> 2012, cuando se disponga <strong>de</strong> la<br />
planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> Tenerife (los grupos <strong>de</strong> Gran<br />
Canaria quedarían fuera <strong>de</strong>l horizonte temporal <strong>de</strong> este<br />
informe, al estar prevista la puesta en marcha <strong>de</strong> la<br />
planta ubicada en dicha isla para 2013).<br />
Previsión <strong>de</strong> ENAGAS<br />
Escenarios <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos<br />
Construye sus previsiones <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos <strong>de</strong><br />
acuerdo con la información que recibe <strong>de</strong> las compañías<br />
que <strong>de</strong>ben solicitar acceso y capacidad a la red <strong>de</strong> gas<br />
para el suministro <strong>de</strong> las plantas y la disponibilidad <strong>de</strong><br />
infraestructuras <strong>de</strong> gas prevista.<br />
De acuerdo con las fuentes <strong>de</strong> información <strong>de</strong>scritas, los<br />
escenarios <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos consi<strong>de</strong>rados se<br />
indican en la figura 3.1.7. En ella se muestra la potencia<br />
prevista en base a la equivalencia <strong>de</strong> ésta en número <strong>de</strong><br />
grupos <strong>de</strong> 400 MW.<br />
Figura 3.1.7. Previsión <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos combinados según los distintos sujetos<br />
Escenario <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos<br />
n.º <strong>de</strong> grupos <strong>de</strong> 400 MW<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Escenario Alto Promotores 59 65 76 101<br />
Escenario Central Promotores 59 65 73 85<br />
Planificación Escenario eficiencia 58 65 66 71<br />
Planificación Escenario <strong>de</strong>l Operador 61 71 74 81<br />
Escenario <strong>de</strong> ENAGAS 61 65 75 90<br />
Fuente: ENAGAS, REE, Planificación, promotores y CNE.<br />
88
Las previsiones <strong>de</strong> los distintos escenarios son muy<br />
similares, al serlo también los criterios seguidos para<br />
estimar la entrada en operación <strong>de</strong> ciclos combinados,<br />
según pue<strong>de</strong> observarse <strong>de</strong> forma gráfica en la<br />
figura 3.1.8.<br />
Figura 3.1.8. Previsión implantación <strong>de</strong> CCGT’s en distintos escenarios<br />
110<br />
N.º <strong>de</strong> ciclos combinados previstos (grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW)<br />
100<br />
90<br />
80<br />
70<br />
60<br />
50<br />
<strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario Alto Promotores<br />
Escenario central Promotores<br />
Planificación Escenario eficiencia Planificación Escenario <strong>de</strong>l Operador<br />
Escenario <strong>de</strong> ENAGAS<br />
Fuente: ENAGAS, REE, Planificación, promotores y CNE.<br />
Figura 3.1.9. Escenario probable <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos combinados<br />
N.º Ciclos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario probable 59 65 73 85<br />
Fuente: CNE.<br />
NOTA: Este escenario <strong>de</strong> ciclos, consi<strong>de</strong>rado como probable para la previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda gasista, no coinci<strong>de</strong> con el escenario<br />
consi<strong>de</strong>rado para la previsión <strong>de</strong> la oferta eléctrica. El motivo resi<strong>de</strong> en las diferentes hipótesis asumidas para cada uno <strong>de</strong> los<br />
sectores, con el objeto <strong>de</strong> adoptar la más conservadora en cada uno <strong>de</strong> ellos, a efectos <strong>de</strong>l posterior cálculo <strong>de</strong> cobertura con red.<br />
En consecuencia, en el caso <strong>de</strong>l sector gasista, se ha consi<strong>de</strong>rado como fecha <strong>de</strong> puesta en marcha <strong>de</strong> los ciclos, y por lo tanto,<br />
como fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> gas asociado, la indicada por los promotores. No obstante, <strong>de</strong> acuerdo con la experiencia<br />
adquirida en el proceso <strong>de</strong> seguimiento <strong>de</strong> infraestructuras que viene realizando esta Comisión, en el caso <strong>de</strong>l sector eléctrico se<br />
ha consi<strong>de</strong>rado un cierto retraso <strong>de</strong> la puesta en marcha <strong>de</strong> los ciclos, y por lo tanto, <strong>de</strong> la fecha a partir <strong>de</strong> la que la potencia <strong>de</strong><br />
generación asociada estaría disponible, según se <strong>de</strong>talla más a<strong>de</strong>lante.<br />
El escenario más dispar es el alto <strong>de</strong> promotores, ya que<br />
consi<strong>de</strong>ra todos los posibles proyectos contemplados por<br />
éstos. No obstante es el más improbable, ya que algunos <strong>de</strong><br />
ellos constituyen aún meras hipótesis, o se plantean <strong>de</strong><br />
forma excluyente entre sí, <strong>de</strong> forma que la <strong>de</strong>cisión por<br />
alguno <strong>de</strong> los proyectos pue<strong>de</strong> implicar el <strong>de</strong>scarte <strong>de</strong> otros.<br />
89
Por tanto, como senda probable <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos<br />
se consi<strong>de</strong>ra la correspondiente al escenario central <strong>de</strong><br />
los promotores, que es prácticamente similar a la<br />
propuesta por ENAGAS, y difiere <strong>de</strong> ésta casi<br />
exclusivamente en el número <strong>de</strong> ciclos previsto para el<br />
último año <strong>de</strong>l período.<br />
Escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas para generación<br />
con ciclos combinados <strong>de</strong> gas<br />
El ciclo combinado es una tecnología <strong>de</strong> generación <strong>de</strong><br />
alto rendimiento con funcionamiento en base (en torno al<br />
55%). A cargas parciales, pue<strong>de</strong>n registrarse caídas en el<br />
rendimiento que se pue<strong>de</strong>n situar entre el 5% y el 10%.<br />
Si a<strong>de</strong>más se aña<strong>de</strong>n continuos arranques y paradas <strong>de</strong><br />
los grupos, la eficiencia sería menor.<br />
Ante los escenarios consi<strong>de</strong>rados, parece posible que<br />
algunos grupos <strong>de</strong> ciclo combinado tengan un<br />
funcionamiento en base, mientras que otros grupos se<br />
<strong>de</strong>diquen a la cobertura <strong>de</strong> puntas, compensando el mayor<br />
precio en esas horas la pérdida <strong>de</strong> eficiencia <strong>de</strong>l grupo.<br />
A continuación se <strong>de</strong>scriben las hipótesis y condiciones<br />
que se han tenido en cuenta para la estimación <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda para generación con ciclos combinados <strong>de</strong> gas<br />
en cada uno <strong>de</strong> los escenarios consi<strong>de</strong>rados.<br />
1. En el escenario alto <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>bida a los ciclos<br />
propuestos por los promotores (especificados en la<br />
senda probable <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos, figura 3.1.9),<br />
ésta se calcula suponiendo un funcionamiento medio<br />
<strong>de</strong> 4.400 horas al año, que equivale a un factor <strong>de</strong><br />
carga anual <strong>de</strong>l 50%. Las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
anual se obtienen en función <strong>de</strong> la potencia promedio<br />
instalada en cada uno <strong>de</strong> los años <strong>de</strong>l período.<br />
2. En el escenario central <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>bida a los ciclos<br />
propuestos por los promotores (especificados en la<br />
senda probable <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos, figura 3.1.9),<br />
el consumo <strong>de</strong> gas se calcula suponiendo un<br />
funcionamiento medio <strong>de</strong> 3.500 horas al año, lo cual<br />
supone un factor <strong>de</strong> carga anual <strong>de</strong>l 40%. De forma<br />
equivalente al caso anterior, las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
anual se obtienen en función <strong>de</strong> la potencia promedio<br />
instalada en cada uno <strong>de</strong> los años <strong>de</strong>l período.<br />
3. En el escenario propuesto por ENAGAS, éste<br />
proporciona una estimación en base a un simulador<br />
que consi<strong>de</strong>ra la evolución <strong>de</strong> la estructura <strong>de</strong><br />
generación para años futuros, potencia y mix <strong>de</strong><br />
generación, teniendo en cuenta el grado <strong>de</strong> sustitución<br />
existente entre cada tecnología y consi<strong>de</strong>rando<br />
distintos escenarios <strong>de</strong> precios.<br />
4. El escenario <strong>de</strong> eficiencia <strong>de</strong> la Panificación <strong>de</strong>l<br />
MITYC se ha elaborado bajo la hipótesis <strong>de</strong> una<br />
a<strong>de</strong>cuada respuesta a la puesta en marcha <strong>de</strong>l Plan <strong>de</strong><br />
Acción <strong>de</strong> la Estrategia <strong>de</strong> Ahorro y Eficiencia<br />
Energética (E4). Dado que este escenario consi<strong>de</strong>ra<br />
exclusivamente la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda peninsular,<br />
se ha añadido una estimación <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> los ciclos<br />
combinados previstos tanto en las islas Baleares como<br />
en Canarias, <strong>de</strong> acuerdo con las fechas <strong>de</strong> incorporación<br />
al sistema previstas por los promotores. La simulación<br />
se realiza bajo la hipótesis <strong>de</strong> año hidráulico medio.<br />
5. El escenario <strong>de</strong>l operador eléctrico incluido en la<br />
Planificación <strong>de</strong>l MITYC coinci<strong>de</strong> con las necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> energía a cubrir con los nuevos grupos <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado en una hipótesis <strong>de</strong> funcionamiento<br />
continuista, sin una aplicación activa <strong>de</strong> los planes <strong>de</strong><br />
eficiencia diseñados por el Ministerio. De forma<br />
equivalente al escenario <strong>de</strong>scrito en el punto anterior,<br />
en este escenario se aplican también las hipótesis<br />
relativas a la adición <strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong> los ciclos<br />
insulares así como a la consi<strong>de</strong>ración <strong>de</strong> año hidráulico<br />
medio en la simulación.<br />
De acuerdo con las fuentes <strong>de</strong> información <strong>de</strong>scritas los<br />
escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas para ciclos combinados,<br />
según los distintos sujetos –promotores, ENAGAS y<br />
REE– se muestran en la figura 3.1.10.<br />
A partir <strong>de</strong> las figuras 3.1.10 y 3.1.11, para la previsión<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural se escogen los tres escenarios<br />
siguientes que, a juicio <strong>de</strong> esta Comisión, engloban todas<br />
las opciones factibles.<br />
90
Figura 3.1.10. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas <strong>de</strong> ciclos combinados en distintos escenarios<br />
Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda (GWh/año) 2009 2010 2011 2012<br />
1. Promotores Alto 186.770 204.951 228.091 261.147<br />
2. Promotores Central 149.416 163.961 182.472 208.918<br />
3. Enagas 159.063 171.344 182.159 195.200<br />
4. Planificación Escenario eficiencia 158.286 167.805 177.324 182.326<br />
5. Planificación Escenario <strong>de</strong>l Operador eléctrico 169.631 177.490 185.348 197.963<br />
Fuente: ENAGAS, REE, promotores y CNE.<br />
Figura 3.1.11. Representación gráfica <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas <strong>de</strong> ciclos combinados prevista en los distintos<br />
escenarios<br />
300.000<br />
250.000<br />
200.000<br />
GWh/año<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
0<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Promotores Alto Promotores Central ENAGAS<br />
Planificación Escenario<br />
eficiencia<br />
Planificación Escenario<br />
<strong>de</strong>l Operador eléctrico<br />
Fuente: ENAGAS, REE, promotores y CNE.<br />
• Escenario superior <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas para ciclos:<br />
Coinci<strong>de</strong> con el escenario alto <strong>de</strong> los promotores.<br />
• Escenario central <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas para ciclos:<br />
Coinci<strong>de</strong> con el escenario <strong>de</strong>l operador eléctrico<br />
consi<strong>de</strong>rado en la Planificación <strong>de</strong>l MITYC, que es<br />
muy similar al <strong>de</strong>l operador gasista, ENAGAS.<br />
• Escenario inferior <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas para ciclos:<br />
Coinci<strong>de</strong> con una combinación <strong>de</strong>l escenario central <strong>de</strong><br />
promotores, para los tres primeros años <strong>de</strong>l período, y<br />
<strong>de</strong>l escenario <strong>de</strong> eficiencia <strong>de</strong> la Planificación, para los<br />
dos últimos años.<br />
3.1.3.1.3. Demanda anual <strong>de</strong> gas para el mercado<br />
<strong>de</strong> generación eléctrica<br />
Combinando los escenarios previstos para los mercados<br />
<strong>de</strong> centrales térmicas convencionales (figura 3.1.6) y<br />
ciclos combinados (figura 3.1.12), se obtienen los<br />
siguientes escenarios <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda total para<br />
el mercado <strong>de</strong> generación eléctrica.<br />
La progresiva implantación <strong>de</strong> grupos <strong>de</strong> ciclo combinado,<br />
para cubrir la <strong>de</strong>manda eléctrica prevista, supone una<br />
91
Figura 3.1.12. Escenario <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural para CCGT’s<br />
GWh/año 2009 2010 2011 2012<br />
Incremento<br />
promedio anual<br />
Escenario superior 186.770 204.951 228.091 261.147 9,05%<br />
Escenario central 169.631 177.490 185.348 197.963 1,75%<br />
Escenario inferior 149.416 163.961 177.324 182.326 –0,32%<br />
Fuente: ENAGAS, REE, Promotores y CNE.<br />
Figura 3.1.13. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas natural para generación eléctrica<br />
M. Generación eléctrica<br />
GWh/año<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Incremento<br />
promedio anual<br />
Escenario superior 189.623 206.851 229.658 262.351 8,76%<br />
Escenario central 172.484 179.390 186.915 199.166 1,52%<br />
Escenario inferior 152.269 165.861 178.891 183.529 –0,54%<br />
Fuente: CNE.<br />
reducción progresiva <strong>de</strong> las horas <strong>de</strong> funcionamiento para<br />
los ciclos. En la figura 3.1.14 se pue<strong>de</strong> observar cómo el<br />
factor <strong>de</strong> carga <strong>de</strong> los grupos <strong>de</strong> generación <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado se reduce progresivamente hasta el final <strong>de</strong>l<br />
horizonte consi<strong>de</strong>rado. Un factor <strong>de</strong> carga <strong>de</strong>l 44%,<br />
previsto para 2009, supone un funcionamiento equivalente<br />
a 3.900 horas a plena potencia. En 2012, con un factor <strong>de</strong><br />
carga <strong>de</strong>l 35%, las horas <strong>de</strong> funcionamiento se reducen a<br />
3.150 horas a plena potencia.<br />
En cualquier caso, como ya se ha indicado<br />
anteriormente, las horas <strong>de</strong> funcionamiento finales <strong>de</strong><br />
este tipo <strong>de</strong> centrales <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rán <strong>de</strong> diversos factores<br />
<strong>de</strong> diferente índole, relacionados con las condiciones<br />
<strong>de</strong> mercado, con la disponibilidad <strong>de</strong> otras<br />
tecnologías, con las condiciones meteorológicas u<br />
otros.<br />
La necesidad <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> grupos <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado no <strong>de</strong>be sólo analizarse <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong><br />
vista <strong>de</strong> generación energética, sino también<br />
consi<strong>de</strong>rando las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> punta y<br />
respaldo <strong>de</strong> otras tecnologías para garantizar el<br />
suministro, como la eólica.<br />
Figura 3.1.14. Factor <strong>de</strong> carga <strong>de</strong> los ciclos combinados en el escenario central<br />
Factor <strong>de</strong> carga (%) 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario central 43,5% 41,3% 38,4% 35,2%<br />
Fuente: CNE.<br />
92
3.1.3.2. Estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria<br />
punta <strong>de</strong> gas natural en el mercado <strong>de</strong><br />
generación eléctrica<br />
Se ha supuesto que la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> este mercado<br />
correspon<strong>de</strong> a las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> gas natural <strong>de</strong> las<br />
centrales <strong>de</strong> ciclo combinado y centrales térmicas<br />
convencionales que emplean gas natural como<br />
combustible. El consumo unitario <strong>de</strong> cada grupo, el<br />
número final <strong>de</strong> ciclos combinados implantados, su<br />
localización <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l sistema gasista y su fecha <strong>de</strong><br />
entrada en funcionamiento, <strong>de</strong>terminan el esfuerzo en<br />
infraestructuras necesarias para garantizar su<br />
suministro.<br />
Para estimar la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> los ciclos combinados,<br />
se consi<strong>de</strong>ra una <strong>de</strong>manda para cada grupo <strong>de</strong> 400 MW<br />
<strong>de</strong>, aproximadamente, unos 18 GWh/día (65.000 m 3 (n)/h<br />
con un P.C.S. <strong>de</strong> 11,63 kWh/m 3 (N), suponiendo un<br />
funcionamiento <strong>de</strong> 24 horas al día). Se presentan dos<br />
escenarios, punta probable y punta extrema.<br />
En el escenario <strong>de</strong> punta probable, se ha tenido en cuenta<br />
el funcionamiento simultáneo <strong>de</strong> un 80% <strong>de</strong> las centrales<br />
<strong>de</strong> ciclo combinado, valor que coinci<strong>de</strong> <strong>de</strong> forma<br />
aproximada con el factor <strong>de</strong> simultaneidad <strong>de</strong> ciclos<br />
alcanzado en las puntas históricas registradas hasta la<br />
fecha, así como <strong>de</strong> la totalidad <strong>de</strong> las centrales térmicas<br />
convencionales.<br />
Por otro lado, en el escenario <strong>de</strong> punta extrema se ha<br />
tenido en cuenta el funcionamiento simultáneo <strong>de</strong> todas<br />
las centrales <strong>de</strong> generación eléctrica, tanto<br />
convencionales como <strong>de</strong> ciclo combinado, suponiendo<br />
que no existen restricciones ni en la red general básica<br />
<strong>de</strong> gasoductos ni en la red eléctrica.<br />
Cabe apuntar que el escenario <strong>de</strong> punta probable ofrecido<br />
por ENAGAS, que consi<strong>de</strong>ra un factor <strong>de</strong> simultaneidad<br />
<strong>de</strong> generación entre ciclos <strong>de</strong> forma que se cubra la<br />
punta eléctrica invernal prevista por el Operador <strong>de</strong>l<br />
Sistema Eléctrico, se sitúa entre los escenarios <strong>de</strong> punta<br />
extrema y probable <strong>de</strong>finidos previamente.<br />
3.1.4. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total<br />
<strong>de</strong> gas natural 2009-2012<br />
La <strong>de</strong>manda total <strong>de</strong> gas natural se obtiene agregando la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural para el mercado convencional y<br />
para el mercado <strong>de</strong> generación eléctrica. Combinando los<br />
escenarios <strong>de</strong> las previsiones <strong>de</strong> ambos mercados se<br />
obtienen los tres escenarios <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
anual y <strong>de</strong>manda diaria punta <strong>de</strong> gas natural propuestos:<br />
inferior, central y superior.<br />
Figura 3.1.15. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> gas natural para generación eléctrica<br />
GWh/día 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario punta extremo 1.081 1.185 1.329 1.545<br />
Escenario punta probable 867 950 1.064 1.237<br />
Fuente: CNE.<br />
93
3.1.4.1. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual<br />
<strong>de</strong> gas natural<br />
Los tres escenarios <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual se<br />
obtienen combinando el escenario <strong>de</strong>l mercado<br />
convencional con los escenarios para el mercado <strong>de</strong><br />
generación eléctrica:<br />
Escenario Demanda Anual Inferior: Resulta <strong>de</strong> agregar la<br />
<strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>l escenario probable <strong>de</strong>l<br />
mercado convencional y el escenario inferior <strong>de</strong>l mercado<br />
para generación eléctrica. En este escenario no se iguala,<br />
hasta 2012 la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>.<br />
Escenario Demanda Anual Central: Resulta <strong>de</strong> agregar<br />
la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas en el escenario alto <strong>de</strong>l<br />
mercado convencional y el escenario central <strong>de</strong>l<br />
mercado para generación eléctrica. En este escenario,<br />
en el año 2010 se prevé la misma <strong>de</strong>manda que en<br />
<strong>2008</strong>.<br />
Escenario Demanda Anual Superior: Resulta <strong>de</strong> agregar<br />
la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas en el escenario alto <strong>de</strong>l<br />
mercado convencional y el escenario superior <strong>de</strong>l<br />
mercado <strong>de</strong> generación eléctrica. En este escenario la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> 2009 sería ligeramente superior a la <strong>de</strong><br />
<strong>2008</strong>.<br />
Figura 3.1.16. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas natural en el escenario inferior<br />
GWh 2009 2010 2011 2012<br />
Incremento medio<br />
[%]<br />
Demanda Convencional 259.897 261.997 264.453 267.386 0,5%<br />
Demanda generación eléctrica 152.269 165.861 178.891 183.529 –0,5%<br />
C.T. Convencionales 2.853 1.900 1.567 1.203 –19,4%<br />
C.T. Ciclo combinado 149.416 163.961 177.324 182.326 –0,3%<br />
Total <strong>de</strong>manda 412.165 427.859 443.345 450.915 0,1%<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 3.1.17. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas natural en el escenario central<br />
GWh 2009 2010 2011 2012<br />
Incremento medio<br />
[%]<br />
Demanda Convencional 262.639 269.947 277.592 286.038 2,2%<br />
Demanda generación eléctrica 172.484 179.390 186.915 199.166 1,5%<br />
C.T. Convencionales 2.853 1.900 1.567 1.203 –19,4%<br />
C.T. Ciclo combinado 169.631 177.490 185.348 197.963 1,8%<br />
Total <strong>de</strong>manda 435.123 449.337 464.507 485.204 1,9%<br />
Fuente: CNE.<br />
94
Figura 3.1.18. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas natural en el escenario superior<br />
GWh 2009 2010 2011 2012<br />
Incremento medio<br />
[%]<br />
Demanda Convencional 262.639 269.947 277.592 286.038 2,2%<br />
Demanda generación eléctrica 189.623 206.851 229.658 262.351 8,8%<br />
C.T. Convencionales 2.853 1.900 1.567 1.203 –19,4%<br />
C.T. Ciclo combinado 186.770 204.951 228.091 261.147 9,0%<br />
Total <strong>de</strong>manda 452.262 476.798 507.249 548.388 5,1%<br />
Fuente: CNE.<br />
En la figura 3.1.19 se recogen estos resultados en una tabla resumen.<br />
Figura 3.1.19. Resumen <strong>de</strong> los escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual <strong>de</strong> gas natural<br />
Demanda anual TOTAL<br />
(GWh)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Incremento medio<br />
[%]<br />
Escenario Superior 452.262 476.798 507.249 548.388 5,1%<br />
Escenario Central 435.123 449.337 464.507 485.204 1,9%<br />
Escenario Inferior 412.165 427.859 443.345 450.915 0,1%<br />
Fuente: CNE.<br />
En la figura 3.1.20 se muestra el gráfico <strong>de</strong> la evolución<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total <strong>de</strong> gas natural a partir <strong>de</strong>l año 2001,<br />
en los tres escenarios <strong>de</strong> previsión para el período<br />
<strong>2008</strong>-2012.<br />
Figura 3.1.20. Evolución <strong>de</strong> la previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural por escenarios<br />
600.000<br />
550.000<br />
500.000<br />
GWh/año<br />
450.000<br />
400.000<br />
350.000<br />
300.000<br />
250.000<br />
200.000<br />
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario Superior Escenario Central Escenario Inferior Real<br />
Fuente: CNE.<br />
95
3.1.4.2. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria punta<br />
<strong>de</strong> gas natural<br />
coinci<strong>de</strong> con la aplicación <strong>de</strong>l factor <strong>de</strong> punta 1,69 a la<br />
<strong>de</strong>manda media anual.<br />
La previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda diaria punta <strong>de</strong> gas natural se<br />
obtiene agregando la <strong>de</strong>manda diaria punta <strong>de</strong> los<br />
mercados <strong>de</strong> gas convencional y <strong>de</strong> generación eléctrica<br />
recogidos en las figuras 3.1.2 y 3.1.12.<br />
Combinando los distintos escenarios <strong>de</strong> los dos mercados<br />
se establecen escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda diaria punta para el<br />
conjunto <strong>de</strong>l Sistema Gasista (figura 3.1.21).<br />
Escenario <strong>de</strong> punta central: Resulta <strong>de</strong> agregar la<br />
<strong>de</strong>manda punta probable <strong>de</strong>l mercado <strong>de</strong> generación<br />
eléctrica, que consi<strong>de</strong>raba un factor <strong>de</strong> simultaneidad <strong>de</strong><br />
ciclos <strong>de</strong>l 80%, y la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l mercado<br />
convencional también en el escenario más probable, que<br />
Escenario <strong>de</strong> punta superior: Resulta <strong>de</strong> agregar la<br />
<strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l escenario extremo <strong>de</strong>l mercado <strong>de</strong><br />
generación eléctrica, que consi<strong>de</strong>ra el funcionamiento<br />
simultáneo <strong>de</strong>l 100% <strong>de</strong> los ciclos combinados, y la<br />
<strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l mercado convencional en el escenario<br />
más probable, que coinci<strong>de</strong> con la aplicación <strong>de</strong>l factor<br />
<strong>de</strong> punta 1,69 a la <strong>de</strong>manda media anual.<br />
La <strong>de</strong>manda punta prevista es superior todos los años a<br />
la punta histórica <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda y registra un crecimiento<br />
superior a la <strong>de</strong>manda anual prevista, siguiendo la<br />
ten<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> los últimos años. Se trata, a<strong>de</strong>más, <strong>de</strong> la<br />
hipótesis conservadora, ya que en base a estas<br />
previsiones se hacen los análisis <strong>de</strong> cobertura.<br />
Figura 3.1.21. Previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta según Escenario<br />
GWh/día 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario superior 2.284 2.399 2.553 2.783<br />
Escenario central 2.070 2.163 2.289 2.475<br />
Fuente: CNE.<br />
3.1.5. Seguimiento <strong>de</strong> las previsiones <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda: <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> 2007 vs.<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong><br />
Las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda convencional facilitadas por<br />
los agentes que actúan en el sector gasista, realizadas en<br />
el año 2007, presentan diferencias respecto <strong>de</strong> las<br />
remitidas para el nuevo <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>, en<br />
el período <strong>de</strong> coinci<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> estudio <strong>de</strong> ambos informes<br />
(<strong>2008</strong>-2011). Fundamentalmente, la diferencia se basa en<br />
la revisión a la baja <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional, siendo<br />
ésta entre un 19% y un 22% inferior, en 2009 y 2011<br />
respectivamente.<br />
Las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda para generación eléctrica <strong>de</strong>l<br />
presente informe ajustan la franja <strong>de</strong> predicción realizada<br />
en el informe anterior, reduciendo la dispersión entre las<br />
estimaciones <strong>de</strong> los distintos escenarios. De hecho, en el<br />
escenario central se realiza una revisión ligeramente al<br />
alza, mientras que en el escenario superior se realiza una<br />
revisión a la baja.<br />
Combinando ambas <strong>de</strong>mandas, eléctrica y<br />
convencional, las previsiones <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> actual<br />
suponen una reducción <strong>de</strong> las previsiones incluidas en<br />
el <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> <strong>de</strong> 2007, según se aprecia en la<br />
figura 3.1.22. En valores promedio, el nuevo escenario<br />
central supone una reducción <strong>de</strong>l 9% <strong>de</strong> los valores<br />
estimados en el ejercicio anterior, mientras que en el<br />
escenario superior supone una reducción media<br />
aproximada <strong>de</strong>l 13%.<br />
96
Figura 3.1.22. Escenarios <strong>de</strong> las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda para generación eléctrica <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong> y<br />
<strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> 2007<br />
700.000<br />
600.000<br />
500.000<br />
GWh/día<br />
400.000<br />
300.000<br />
200.000<br />
100.000<br />
0<br />
<strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Superior <strong>2008</strong> Central <strong>2008</strong> Superior 2007 Central 2007<br />
Fuente: CNE.<br />
3.2. Previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica<br />
La estimación <strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
electricidad es fundamental para el cálculo <strong>de</strong> cobertura<br />
que se realiza más a<strong>de</strong>lante. Las previsiones aquí<br />
presentadas recogen las hipótesis establecidas por Red<br />
Eléctrica <strong>de</strong> España, S.A. en su documento “Previsión <strong>de</strong><br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>2008</strong>-2012”, <strong>de</strong> mayo <strong>de</strong> <strong>2008</strong>,<br />
revisado posteriormente en febrero <strong>de</strong> 2009, tras el<br />
cambio <strong>de</strong> coyuntura económica que ha tenido lugar en<br />
<strong>2008</strong> y que ha alterado las previsiones <strong>de</strong> crecimiento<br />
económico.<br />
En la estimación <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual a largo plazo se<br />
tienen en cuenta los factores <strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong> la<br />
actividad económica y laboralidad, básicos para analizar<br />
la potencial evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica. El<br />
primero <strong>de</strong> estos factores es consi<strong>de</strong>rado como el que<br />
más peso tiene en la evolución <strong>de</strong>l consumo eléctrico a<br />
largo plazo. En este sentido, <strong>de</strong>staca la influencia que la<br />
<strong>de</strong>mografía tiene en la estimación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda. La<br />
ten<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong>mográfica se muestra ascen<strong>de</strong>nte en los<br />
próximos años, <strong>de</strong> acuerdo con los estudios <strong>de</strong><br />
proyección poblacional en el corto plazo (<strong>2008</strong>-2018)<br />
elaborados por el INE.<br />
Para el cálculo <strong>de</strong>l efecto actividad económica sobre la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica se toma en consi<strong>de</strong>ración la<br />
estimación <strong>de</strong> incrementos anuales <strong>de</strong>l PIB, variable<br />
ampliamente utilizada como índice <strong>de</strong> variación <strong>de</strong> la<br />
actividad económica, y la respuesta <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
electricidad a los cambios en la actividad económica. Es<br />
conveniente consi<strong>de</strong>rar que, según nos vamos refiriendo<br />
a un horizonte más lejano, el nivel <strong>de</strong> incertidumbre<br />
aumenta, tanto sobre las previsiones <strong>de</strong> actividad<br />
económica como, aunque en menor grado, sobre las<br />
previsiones acerca <strong>de</strong>l comportamiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda.<br />
En cuanto al efecto laboralidad, se consi<strong>de</strong>ra básicamente<br />
el número <strong>de</strong> días laborables <strong>de</strong>l año. Dado que este efecto<br />
es el mismo para todos los años, las diferencias vienen<br />
marcadas por los años bisiestos, los cuales, con un día más<br />
<strong>de</strong> actividad, generan un ligero incremento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
respecto al año anterior. Otras aproximaciones sobre el<br />
calendario anual no proporcionan resultados <strong>de</strong> variaciones<br />
97
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda significativos, al presuponerse que el número<br />
<strong>de</strong> días laborables y festivos permanece constante.<br />
Por otra parte, el efecto temperatura es <strong>de</strong> gran<br />
importancia dada la sensibilidad que presenta la <strong>de</strong>manda<br />
ante variaciones importantes <strong>de</strong> la temperatura en el<br />
corto plazo. Sin embargo, no es un factor relevante en un<br />
plazo mayor, para lo que se tienen en cuenta los<br />
históricos <strong>de</strong> registros <strong>de</strong> temperatura. De esta forma, se<br />
pue<strong>de</strong> observar cómo la <strong>de</strong>manda varía entre los meses<br />
invernales y el período estival, aunque estas variaciones<br />
se han ido reduciendo con el paso <strong>de</strong> los años, <strong>de</strong>bido a<br />
los incrementos <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda cada vez mayores que se<br />
presentan en los períodos estivales.<br />
La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica ha experimentado un<br />
fuerte crecimiento en la última década. Este continuo<br />
aumento se ha originado en un incremento <strong>de</strong>l nivel <strong>de</strong><br />
renta <strong>de</strong> los consumidores, que a su vez implica un<br />
aumento <strong>de</strong>l equipamiento en los sectores doméstico y<br />
terciario, mientras se mantiene el consumo en el sector<br />
industrial. Sin embargo, los valores <strong>de</strong> consumo per<br />
cápita en España son aún inferiores a los <strong>de</strong> otros países<br />
europeos.<br />
La <strong>de</strong>manda eléctrica nacional (incluyendo<br />
extrapeninsulares) ha venido creciendo hasta 2006 a<br />
ritmos superiores a lo que lo hacía el Producto Interior<br />
Bruto. Esta situación implica un aumento <strong>de</strong>l consumo<br />
eléctrico por unidad <strong>de</strong> PIB, que contrasta con lo<br />
acaecido en la mayoría <strong>de</strong> los países europeos <strong>de</strong> nuestro<br />
entorno. Sin embargo, en los tres últimos años el<br />
crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica ha sido inferior al<br />
<strong>de</strong>l PIB, en parte <strong>de</strong>bido a la introducción <strong>de</strong> medidas <strong>de</strong><br />
ahorro y eficiencia energética. La figura 3.2.1 muestra la<br />
evolución <strong>de</strong> las variaciones <strong>de</strong>l PIB y <strong>de</strong>l consumo<br />
eléctrico en España en los últimos años.<br />
A efectos <strong>de</strong> cuantificar la futura <strong>de</strong>manda eléctrica se<br />
han realizado varias estimaciones en función <strong>de</strong> unas<br />
previsiones <strong>de</strong> crecimiento económico (PIB), temperatura<br />
(media histórica) y la laboralidad (según calendario).<br />
Figura 3.2.1. Evolución <strong>de</strong>l PIB y <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica<br />
8,0<br />
7,0<br />
6,0<br />
5,0<br />
Variación (%)<br />
4,0<br />
3,0<br />
2,0<br />
1,0<br />
0,0<br />
–1,0<br />
–2,0<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
2007<br />
Variación PIB<br />
Variación consumo eléctrico<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
98
3.2.1. Demanda anual y punta <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica peninsular en el período 2009<br />
a 2012<br />
Ya se ha mencionado en el capítulo anterior que la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica peninsular ha venido<br />
creciendo anualmente hasta la fecha, si bien en los<br />
últimos años dicho crecimiento se ha mo<strong>de</strong>rado con<br />
respecto a los años anteriores, en los que los incrementos<br />
anuales <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda peninsular se situaban alre<strong>de</strong>dor<br />
<strong>de</strong>l 4%. Este incremento fue <strong>de</strong>l 2,8% durante el período<br />
2006-2007. A finales <strong>de</strong> este ejercicio, la <strong>de</strong>manda<br />
alcanzó 261.273 GWh, situándose <strong>de</strong> esta forma por<br />
<strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> la previsión <strong>de</strong>l escenario central <strong>de</strong><br />
crecimiento <strong>de</strong>l <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> 2007. En <strong>2008</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda peninsular ha sido <strong>de</strong> 263.961 GWh, apenas un<br />
1% superior a la <strong>de</strong> 2007; este escaso crecimiento se<br />
<strong>de</strong>be fundamentalmente al empeoramiento <strong>de</strong> la situación<br />
económica <strong>de</strong>l país a lo largo <strong>de</strong> <strong>2008</strong> y el menor<br />
crecimiento <strong>de</strong>l PIB, que según los últimos datos<br />
publicados, ronda el 1,2%.<br />
La última actualización <strong>de</strong> previsiones <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l<br />
sistema para el período 2009-2012, en línea con el<br />
escenario <strong>de</strong> recesión económica que se ha producido en<br />
el último trimestre <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, muestra una ten<strong>de</strong>ncia<br />
<strong>de</strong>scen<strong>de</strong>nte en las previsiones <strong>de</strong> incrementos <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda eléctrica al inicio <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado, con<br />
una mo<strong>de</strong>rada recuperación en los últimos años <strong>de</strong>l<br />
período.<br />
Para <strong>de</strong>terminar el efecto <strong>de</strong> la economía sobre la<br />
<strong>de</strong>manda eléctrica se ha partido <strong>de</strong> una hipótesis <strong>de</strong><br />
crecimiento <strong>de</strong>l PIB en el año 2009 <strong>de</strong> –1,6%, valor<br />
coinci<strong>de</strong>nte con las últimas previsiones <strong>de</strong>l Gobierno y<br />
cercano a los previstos por diversas instituciones. Este<br />
dato constituye el punto <strong>de</strong> partida <strong>de</strong>l escenario central,<br />
al que acompañan uno inferior (<strong>de</strong> menor crecimiento <strong>de</strong>l<br />
PIB) y otro superior; así como un escenario adicional <strong>de</strong><br />
mejora <strong>de</strong> la eficiencia energética, lo que reduce la<br />
<strong>de</strong>manda prevista. En el resto <strong>de</strong>l período, el PIB<br />
mantiene tasas <strong>de</strong> crecimiento negativas hasta 2010, y<br />
una lenta recuperación en los últimos años.<br />
Se muestran en la figura 3.2.2 los dos escenarios <strong>de</strong><br />
evolución <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda peninsular más restrictivos <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
el punto <strong>de</strong> vista <strong>de</strong> la cobertura <strong>de</strong> entre los planteados<br />
por el Operador <strong>de</strong>l Sistema en su documento “Previsión<br />
<strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>2008</strong>-2012”, según revisión<br />
<strong>de</strong> febrero <strong>de</strong> 2009.<br />
Figura 3.2.2. Previsión <strong>de</strong>l crecimiento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> electricidad en el período <strong>2008</strong>-2012<br />
Demanda (TWh)<br />
TWh<br />
Escenario Central<br />
Variación interanual<br />
(%)<br />
TWh<br />
Escenario Superior<br />
Variación interanual<br />
(%)<br />
<strong>2008</strong> (dato real) 264 1 264 1<br />
2009 260 –1,6 262 –0,6<br />
2010 261 0,5 265 1,1<br />
2011 266 1,9 271 2,4<br />
2012 272 2,4 279 2,9<br />
Fuente: REE.<br />
99
De esta forma, se conforma una situación <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda,<br />
en sus mayores previsiones, como la que muestra la<br />
figura 3.2.3.<br />
Por otra parte, el Operador <strong>de</strong>l Sistema efectúa también<br />
una previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> potencia para el<br />
período analizado en dos escenarios diferentes: uno<br />
Extremo, para el que se consi<strong>de</strong>ran rachas <strong>de</strong> temperatura<br />
<strong>de</strong>sfavorables, y otro Medio, mo<strong>de</strong>rado por la efectividad<br />
<strong>de</strong> la aplicación <strong>de</strong> medidas <strong>de</strong> gestión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
(Plan <strong>de</strong> Acción <strong>de</strong> la Estrategia <strong>de</strong> Ahorro y Eficiencia<br />
Energética en España). En ambos se observa una<br />
ten<strong>de</strong>ncia creciente continuada, aunque mucho más suave<br />
que la prevista en estudios anteriores para el mismo<br />
período.<br />
La figura 3.2.4 muestra, para los escenarios Medio y<br />
Extremo, las puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> potencia<br />
<strong>de</strong>terminadas por Red Eléctrica <strong>de</strong> España, tanto en<br />
invierno como <strong>de</strong> verano.<br />
Figura 3.2.3. Previsión <strong>de</strong> evolución <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual eléctrica con temperatura media (TWh)<br />
320.000<br />
310.000<br />
300.000<br />
290.000<br />
GWh<br />
280.000<br />
270.000<br />
260.000<br />
250.000<br />
240.000<br />
<strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario Central<br />
Escenario Superior<br />
Fuente: REE.<br />
Figura 3.2.4. Previsión <strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong> las puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda horarias <strong>de</strong> invierno y verano<br />
Invierno<br />
Verano<br />
Punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
(MW)<br />
Escenario<br />
Medio<br />
Escenario<br />
Extremo<br />
Punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
(MW)<br />
Escenario<br />
Medio<br />
Escenario<br />
Extremo<br />
<strong>2008</strong>/09 44.259 (*) <strong>2008</strong> 40.156 (**)<br />
2009/10 46.500 48.900 2009 42.800 44.500<br />
2010/11 47.600 50.200 2010 44.000 45.500<br />
2011/12 48.500 51.600 2011 45.000 46.500<br />
2012/13 49.400 53.300 2012 46.000 47.800<br />
(*)<br />
Valor real <strong>de</strong> potencia media horaria correspondiente a la hora 20 <strong>de</strong>l 13 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2009.<br />
(**)<br />
Valor real <strong>de</strong> potencia media horaria correspondiente a la hora 14 <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
Fuente: REE.<br />
100
El crecimiento <strong>de</strong> las puntas <strong>de</strong> invierno no es paralelo al<br />
<strong>de</strong> las <strong>de</strong> verano. En el pasado, tal como se pue<strong>de</strong> observar<br />
en la figura siguiente, ha habido años en los que una <strong>de</strong> las<br />
puntas ha aumentado más que la otra, principalmente como<br />
efecto <strong>de</strong> las rachas <strong>de</strong> temperatura; y hasta es normal que<br />
se presenten años con evoluciones contrapuestas.<br />
Los factores <strong>de</strong> carga máximos previstos, consi<strong>de</strong>rados<br />
como la relación entre <strong>de</strong>manda anual máxima prevista y<br />
punta máxima prevista <strong>de</strong>l sistema multiplicada por 8.760<br />
horas (8.784 en años bisiestos), se sitúan alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong>l<br />
60% para el período analizado en este informe, 2009-<br />
2012.<br />
Figura 3.2.5. Puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> potencia en MW en verano (<strong>de</strong> junio a septiembre <strong>de</strong>l año en curso)<br />
e invierno <strong>de</strong> cada año eléctrico (<strong>de</strong>s<strong>de</strong> noviembre <strong>de</strong>l año n hasta marzo <strong>de</strong>l año n+1)<br />
49.000<br />
44.000<br />
39.000<br />
MW<br />
34.000<br />
29.000<br />
24.000<br />
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007<br />
Invierno<br />
Verano<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Figura 3.2.6. Factores <strong>de</strong> carga máximos<br />
90,0%<br />
80,0%<br />
%<br />
70,0%<br />
60,0%<br />
50,0%<br />
<strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Finalmente, las figuras 3.2.7 y 3.2.8 muestran<br />
gráficamente la evolución prevista <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong><br />
potencia máxima, para los períodos invernal y<br />
estival.<br />
101
Figura 3.2.7. Previsión <strong>de</strong>l crecimiento <strong>de</strong> las puntas horarias <strong>de</strong> invierno<br />
60.000<br />
58.000<br />
56.000<br />
54.000<br />
MW<br />
52.000<br />
50.000<br />
48.000<br />
46.000<br />
44.000<br />
42.000<br />
<strong>2008</strong>/09 2009/10 2010/11 2011/12 2012/13<br />
Esc. Eficiente<br />
Esc. Extremo<br />
Fuente: REE.<br />
Figura 3.2.8. Previsión <strong>de</strong>l crecimiento <strong>de</strong> las puntas horarias <strong>de</strong> verano<br />
55.000<br />
53.000<br />
51.000<br />
49.000<br />
47.000<br />
MW<br />
45.000<br />
43.000<br />
41.000<br />
39.000<br />
37.000<br />
35.000<br />
<strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Esc. Eficiente<br />
Esc. Extremo<br />
Fuente: REE.<br />
3.2.2. Demanda anual y punta <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica extrapeninsular en el período<br />
2009-2012<br />
Durante el período 1999-<strong>2008</strong> se han venido observando<br />
crecimientos dispares <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica<br />
extrapeninsular, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> un intervalo que va <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el<br />
9,6% en el año 2003 hasta el incremento <strong>de</strong> sólo un<br />
1,7% en el año <strong>2008</strong>, siendo, por tanto, durante este año<br />
<strong>2008</strong>, el crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda extrapeninsular<br />
inferior al <strong>de</strong>l ejercicio anterior, marcando el incremento<br />
mínimo <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> este intervalo contemplado.<br />
102
Figura 3.2.9. Previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía (GWh) e incrementos interanuales<br />
Sistemas (GWh) 2009 Var % 2010 Var % 2011 Var % 2012 Var %<br />
Gran Canaria 3.727,0 3.781,0 3.875,0 3.981,0<br />
Tenerife 3.711,0 3.782,0 3.886,0 3.999,0<br />
Lanzarote-Fuerteventura 1.600,0 1.678,0 1.769,0 1.874,0<br />
La Palma 266,0 273,2 282,0 291,6<br />
La Gomera 73,1 75,3 78,4 82,6<br />
Hierro 45,8 47,8 50,2 52,8<br />
Canarias 9.422,9 1,1% 9.637,3 2,3% 9.940,6 3,1% 10.281,0 3,4%<br />
Mallorca-Menorca 5.427,0 5.535,6 5.701,7 5.872,7<br />
Ibiza-Formentera 813,0 829,3 854,2 879,8<br />
Baleares 6.240,0 2,2% 6.364,9 2,0% 6.555,9 3,0% 6.752,5 3,0%<br />
Ceuta 237,8 10,6% 260,4 9,5% 286,9 10,2% 306,1 6,7%<br />
Melilla 218,6 4,5% 228,0 4,3% 237,4 4,1% 254,6 7,2%<br />
TOTAL 16.119,3 1,7% 16.490,6 2,3% 17.020,8 3,2% 17.594,2 3,4%<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica en los<br />
sistemas extrapeninsulares se basan en la información<br />
suministrada por el operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
Estas estimaciones han sido revisadas a la baja<br />
respecto a las inicialmente realizadas también por el<br />
Operador <strong>de</strong>l Sistema, teniendo en cuenta la<br />
<strong>de</strong>sfavorable coyuntura económica que se ha ido<br />
produciendo a lo largo <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>, que provoca un<br />
menor crecimiento esperado <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
energía.<br />
En la ciudad autónoma <strong>de</strong> Ceuta se espera un importante<br />
incremento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda que respon<strong>de</strong> a <strong>de</strong>mandas<br />
singulares (mayores <strong>de</strong> 1 MW), tales como la entrada en<br />
servicio <strong>de</strong> dos módulos nuevos en una planta<br />
<strong>de</strong>saladora, un hospital, un centro penitenciario, y una<br />
estación marítima.<br />
Las previsiones <strong>de</strong> punta máxima <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda en barras<br />
<strong>de</strong> central para los sistemas extrapeninsulares aparecen<br />
en la figura 3.2.10. Estas puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> potencia<br />
correspon<strong>de</strong>rán en general a la potencia máxima en<br />
invierno en Canarias, Ceuta y Melilla, y a la potencia<br />
máxima en verano en Baleares.<br />
Las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> potencia punta resultan<br />
inferiores en general a las consi<strong>de</strong>radas en el <strong>Informe</strong><br />
<strong>Marco</strong> anterior en los subsistemas insulares y<br />
extrapeninsulares, puesto que, como ya se ha indicado,<br />
han sido revisadas a la baja a la vista <strong>de</strong> la coyuntura<br />
económica <strong>de</strong>sfavorable que se ha ido <strong>de</strong>sarrollando a lo<br />
largo <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>, y para la que se prevé una cierta<br />
duración en el tiempo. Sólo se han mantenido previsiones<br />
<strong>de</strong>l mismo or<strong>de</strong>n que las realizadas en el anterior<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> en el Sistema <strong>de</strong> Baleares, no habiéndose<br />
modificado, en este caso, las previsiones iniciales.<br />
103
Figura 3.2.10. Previsiones <strong>de</strong> potencia punta en barras <strong>de</strong> central (MW)<br />
Sistemas (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria 615 643 672 706<br />
Tenerife 620 650 681 716<br />
Lanzarote-Fuerteventura 275 294 315 337<br />
La Palma 50 52 54 57<br />
La Gomera 13 14 15 16<br />
Hierro 8 8 9 9<br />
Canarias 1.581 1.661 1.746 1.841<br />
Mallorca-Menorca 1.156 1.202 1.250 1.300<br />
Ibiza-Formentera 190 198 206 214<br />
Baleares 1.346 1.400 1.456 1.514<br />
Ceuta 45 49 54 56<br />
Melilla 41 42 44 47<br />
TOTAL 3.013 3.152 3.299 3.458<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Figura 3.2.11. Previsiones <strong>de</strong> potencia punta <strong>de</strong> los subsistemas <strong>de</strong> Mallorca-Menorca e Ibiza-Formentera en<br />
el <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> actual y en el prece<strong>de</strong>nte<br />
1.600<br />
1.400<br />
1.200<br />
1.000<br />
MW<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
2007 <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca-Menorca-Inf. <strong>Marco</strong> 2007 Mallorca-Menorca-Inf. <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong><br />
Ibiza- Formentera-Inf. <strong>Marco</strong> 2007 Ibiza- Formentera-Inf. <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong><br />
Fuente: REE y CNE.<br />
104
Figura 3.2.12. Previsiones <strong>de</strong> potencia punta <strong>de</strong> los subsistemas <strong>de</strong> Tenerife y Gran Canaria en el <strong>Informe</strong><br />
<strong>Marco</strong> actual y en el prece<strong>de</strong>nte<br />
850<br />
800<br />
750<br />
700<br />
MW<br />
650<br />
600<br />
550<br />
500<br />
2007 <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Tenerife-Inf. <strong>Marco</strong> 2007 Tenerife-Inf. <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong><br />
Gran Canaria-Inf. <strong>Marco</strong> 2007 Gran Canaria-Inf. <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong><br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Figura 3.2.13. Previsiones <strong>de</strong> potencia punta <strong>de</strong> los subsistemas <strong>de</strong> Ceuta y Melilla en el <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong><br />
actual y en el prece<strong>de</strong>nte<br />
70<br />
60<br />
50<br />
40<br />
MW<br />
30<br />
20<br />
10<br />
0<br />
2007 <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta-Inf. <strong>Marco</strong> 2007 Ceuta-Inf. <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong><br />
Melilla-Inf. <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong> Melilla-Inf. <strong>Marco</strong> 2007<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
105
4. La previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> energía<br />
En el capítulo anterior <strong>de</strong> este informe se ha presentado<br />
la previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica y gas<br />
natural para los próximos años. En este capítulo se<br />
realiza una previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> energía,<br />
procediendo, en los capítulos siguientes, al análisis <strong>de</strong> la<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda.<br />
Previsión <strong>de</strong> Oferta <strong>de</strong> GNL en el Mundo<br />
A finales <strong>de</strong> 2007, hay en el mundo 15 países<br />
productores <strong>de</strong> GNL, según se muestra en la<br />
figura 4.1.1, con una capacidad <strong>de</strong> licuación instalada <strong>de</strong><br />
192 bcm anuales.<br />
En primer lugar, se <strong>de</strong>scribe la previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong><br />
gas natural, y en segundo lugar, se expone la oferta <strong>de</strong><br />
producción <strong>de</strong> energía eléctrica en régimen ordinario y<br />
en régimen especial, tanto para el sistema peninsular,<br />
como para el extrapeninsular.<br />
4.1. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas<br />
natural<br />
La oferta <strong>de</strong> gas natural en España se basa en<br />
importaciones proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> diversos orígenes, siendo la<br />
participación <strong>de</strong>l gas nacional muy pequeña, dada la<br />
escasez <strong>de</strong> reservas nacionales.<br />
El gas natural se importa a España a través <strong>de</strong><br />
gasoductos, y mediante buques metaneros que<br />
<strong>de</strong>scargan el gas natural licuado en las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación.<br />
La oferta <strong>de</strong> gas natural a España mediante<br />
gasoducto viene condicionada a la situación geográfica<br />
<strong>de</strong> los yacimientos <strong>de</strong> gas, y está limitada por la<br />
capacidad <strong>de</strong> importación <strong>de</strong> las conexiones<br />
internacionales por gasoducto. En la actualidad se<br />
importa gas argelino a través <strong>de</strong> la conexión<br />
Magreb-Europa, a través <strong>de</strong> Marruecos, y gas <strong>de</strong>l Mar<br />
<strong>de</strong>l Norte a través <strong>de</strong> las conexiones con Francia. Está<br />
prevista la entrada en funcionamiento <strong>de</strong>l gasoducto<br />
MEDGAZ a finales <strong>de</strong> 2009, que permitirá aumentar la<br />
oferta <strong>de</strong> gas argelino, evitando a<strong>de</strong>más el tránsito por<br />
Marruecos.<br />
Por el contrario, la oferta <strong>de</strong> GNL es mundial, pudiendo<br />
importarse gas a España <strong>de</strong>s<strong>de</strong> cualquier país que<br />
disponga <strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong> licuefacción.<br />
En 2007 Qatar ha sido el primer productor y exportador<br />
mundial <strong>de</strong> GNL, <strong>de</strong>splazando a Indonesia, que mantenía<br />
el li<strong>de</strong>razgo mundial <strong>de</strong> la producción <strong>de</strong> GNL <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
hace más <strong>de</strong> 10 años. Los incrementos previstos en la<br />
producción <strong>de</strong> Qatar para el período 2007-2010, así<br />
como su posición geográfica estratégica, que le permite<br />
abastecer tanto al mercado atlántico como al mercado<br />
pacífico, le convierte en la principal referencia para la<br />
fijación <strong>de</strong> los precios <strong>de</strong>l mercado <strong>de</strong> GNL, tanto spot<br />
como a largo plazo.<br />
Se espera que la capacidad <strong>de</strong> licuefacción mundial se<br />
incremente casi un 50% durante el período 2007-2012,<br />
siendo notable el incremento en la capacidad <strong>de</strong><br />
licuefacción en Qatar (+43,4bcm), Rusia (+9,6 bcm),<br />
Australia (+9,2 bcm) y Yemen (+6,7 bcm).<br />
En el período consi<strong>de</strong>rado se prevé la incorporación <strong>de</strong><br />
cuatro nuevos países a la producción <strong>de</strong> GNL: Angola,<br />
Yemen, Rusia y Perú.<br />
A partir <strong>de</strong> 2012 y hasta el año 2020, los crecimientos <strong>de</strong><br />
la capacidad <strong>de</strong> licuación más importantes se producirán en<br />
Australia, que podría multiplicar por cuatro su producción<br />
<strong>de</strong> GNL para el año 2020, compensando así las dificulta<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> Indonesia <strong>de</strong> mantener su producción actual <strong>de</strong> GNL,<br />
<strong>de</strong>bido al incremento <strong>de</strong> su consumo interno. Cabe señalar<br />
que, salvo el caso citado <strong>de</strong> Australia, no se encuentra<br />
confirmado ningún proyecto adicional <strong>de</strong> instalación <strong>de</strong><br />
nueva capacidad <strong>de</strong> licuación a partir <strong>de</strong>l año 2012.<br />
Capacidad <strong>de</strong> regasificación instalada en el Mundo<br />
La capacidad <strong>de</strong> regasificación instalada en el Mundo es<br />
consi<strong>de</strong>rablemente mayor que la capacidad <strong>de</strong> licuefacción.<br />
107
Figura 4.1.1. Capacidad <strong>de</strong> licuefacción<br />
2007 2012<br />
bcm % bcm %<br />
Cuenca Atlántica 74,1 39% 90 31%<br />
Argelia 20,3 27% 24,8 28%<br />
Angola 0 0% 5 6%<br />
Egipto 12 16% 12 13%<br />
Guinea Ecuatorial 3,7 5% 3,7 4%<br />
Libia 0,7 1% 3 3%<br />
Nigeria 17,8 24% 21,9 24%<br />
Noruega 4,2 6% 4,2 5%<br />
Trinidad y Tobago 15,4 21% 15,4 17%<br />
Oriente Medio 46,8 24% 99,9 35%<br />
Abu Dhabi 5,8 12% 5,8 6%<br />
Omán 10,6 23% 10,6 11%<br />
Qatar 30,4 65% 76,8 77%<br />
Yemen 0 0% 6,7 7%<br />
Cuenca Pacífica 71,5 37% 98,5 34%<br />
Australia 14,7 21% 23,9 24%<br />
Brunei 7,2 10% 7,2 7%<br />
EE.UU 1,5 2% 1,5 2%<br />
Indonesia 25 35% 28 28%<br />
Malasia 23,1 32% 23,9 24%<br />
Perú 0 0% 4,4 4%<br />
Rusia 0 0% 9,6 10%<br />
Total Capacidad <strong>de</strong> licuación 192,4 100% 288,4 100%<br />
Fuente: Cedigaz.<br />
A finales <strong>de</strong> 2007, se encuentran operando 64 plantas <strong>de</strong><br />
regasificación, con una capacidad <strong>de</strong> 585 bcm anuales,<br />
tres veces superior a la capacidad <strong>de</strong> licuación. A<strong>de</strong>más, se<br />
prevé un aumento muy importante <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> plantas<br />
<strong>de</strong> regasificación instaladas, existiendo 17 plantas en<br />
construcción, y otras 67 en proyecto.<br />
La existencia <strong>de</strong> exce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong><br />
regasificación y el aumento <strong>de</strong> la flota <strong>de</strong> buques<br />
metaneros configuran un escenario en el que el GNL<br />
tendrá un papel fundamental en el arbitraje <strong>de</strong> precios<br />
entre los distintos mercados regionales <strong>de</strong>l gas<br />
natural.<br />
108
Figura 4.1.2. Capacidad <strong>de</strong> regasificación<br />
Terminales <strong>de</strong> regasificación Operando En construcción En proyecto<br />
Europa 17 6 24<br />
América-Cuenca atlántica 9 7 22<br />
América-Cuenca pacífica – – 5<br />
Asia-Pacífico 38 4 16<br />
Número total <strong>de</strong> plantas 64 17 67<br />
Capacidad <strong>de</strong> regasificación (bcm/año) 585 164 807<br />
Fuente: CNE, elaboración propia.<br />
En la actualidad la flota <strong>de</strong> barcos metaneros es <strong>de</strong> 250<br />
buques (<strong>de</strong> los cuales 4 son <strong>de</strong> una capacidad superior a<br />
200.000 m 3 ) y se encuentran en construcción o bajo<br />
pedido firme otros 130 buques (<strong>de</strong> los cuales 50 son <strong>de</strong><br />
una capacidad superior a 200.000 m 3 ), lo que permitirán<br />
que la flota <strong>de</strong> metaneros se mo<strong>de</strong>rnice y aumente<br />
sustancialmente su capacidad en el período analizado.<br />
4.1.1. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural<br />
por orígenes<br />
Los siguientes apartados muestran las previsiones <strong>de</strong><br />
oferta en España para el período 2009-2012, así como el<br />
grado <strong>de</strong> compromiso <strong>de</strong> los contratos <strong>de</strong><br />
aprovisionamiento.<br />
Para ello, las comercializadoras facilitaron la información<br />
sobre sus contratos <strong>de</strong> aprovisionamiento indicando el<br />
país <strong>de</strong> proce<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong>l gas natural, el tipo <strong>de</strong> gas (por<br />
gasoducto o GNL), las empresas suministradoras, las<br />
fechas <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> los contratos y la duración <strong>de</strong> éstos,<br />
así como las cantida<strong>de</strong>s anuales previstas. Cabe señalar<br />
que las previsiones <strong>de</strong> los comercializadores resultan<br />
indicativas <strong>de</strong> las ten<strong>de</strong>ncias y características <strong>de</strong> los<br />
aprovisionamientos <strong>de</strong> gas en el futuro, pero no pue<strong>de</strong>n<br />
consi<strong>de</strong>rarse concluyentes, ya que introducen un alto<br />
grado <strong>de</strong> incertidumbre al estar basadas en las<br />
previsiones <strong>de</strong> penetración <strong>de</strong> mercado y <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>r <strong>de</strong>l<br />
éxito <strong>de</strong> las expectativas en la captación <strong>de</strong> clientes. Por<br />
otra parte, es importante tener en cuenta la incertidumbre<br />
<strong>de</strong>rivada <strong>de</strong> posibles arbitrajes <strong>de</strong> precios entre mercados<br />
que pue<strong>de</strong>n originar el <strong>de</strong>svío <strong>de</strong> buques <strong>de</strong> GNL a otros<br />
mercados distintos al español.<br />
La Ley 12/2007, <strong>de</strong> 2 <strong>de</strong> julio, por la que se modifica la<br />
Ley <strong>de</strong>l Sector <strong>de</strong> Hidrocarburos, con el fin <strong>de</strong> adaptarla<br />
a lo dispuesto en la Directiva 2003/55CE <strong>de</strong>l Parlamento<br />
Europeo y <strong>de</strong>l Consejo, <strong>de</strong> 26 <strong>de</strong> junio <strong>de</strong> 2003, sobre<br />
normas comunes para el mercado interior <strong>de</strong>l gas natural,<br />
establece que serán los agentes comercializadores<br />
<strong>de</strong>signados por el Gobierno los que asuman la<br />
responsabilidad <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> último recurso.<br />
Asimismo, dicha Ley establece la separación jurídica <strong>de</strong><br />
las activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> las <strong>de</strong> producción y<br />
suministro. Por lo tanto, en a<strong>de</strong>lante las compañías<br />
transportistas <strong>de</strong>jan <strong>de</strong> realizar adquisiciones <strong>de</strong> gas para<br />
su venta al mercado regulado.<br />
En consecuencia, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, los<br />
aprovisionamientos <strong>de</strong> gas natural corren exclusivamente<br />
a cargo <strong>de</strong> los agentes comercializadores.<br />
A continuación se expone en la figura 4.1.3 la previsión<br />
<strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural para el período 2009-2012, <strong>de</strong><br />
acuerdo a la información remitida a la CNE por las<br />
comercializadoras, sin consi<strong>de</strong>rar las posibles restricciones<br />
técnicas, <strong>de</strong> capacidad, funcionamiento u otras que<br />
pudieran existir en las infraestructuras <strong>de</strong>l sistema gasista.<br />
109
Figura 4.1.3. Distribución por país <strong>de</strong> origen <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> GN y GNL<br />
(GWh) 2009 2010 2011 2012<br />
Total gasoducto 146.962 177.767 187.487 191.677<br />
Argelia (Magreb-Europa) 101.085 99.190 99.760 102.950<br />
Argelia (Medgaz)* 24.877 57.577 66.727 67.727<br />
Noruega 21.000 21.000 21.000 21.000<br />
Total GNL 362.995 370.079 391.384 411.542<br />
Noruega 17.500 17.500 17.500 17.500<br />
África 154.841 146.880 135.870 135.870<br />
Argelia 56.211 50.440 45.940 45.940<br />
Egipto 22.500 22.500 22.500 22.500<br />
Libia 0 0 0 0<br />
Nigeria 76.130 73.940 67.430 67.430<br />
O. Medio 60.130 60.130 60.130 60.130<br />
Omán 5.500 5.500 5.500 5.500<br />
Qatar 54.630 54.630 54.630 54.630<br />
Trinidad & Tobago 45.100 49.100 49.100 49.100<br />
Sin especificar origen 85.424 96.469 128.784 148.942<br />
Total Oferta 509.957 547.846 578.871 603.219<br />
GNL/Total 71,2% 67,6% 67,6% 68,2%<br />
* No está incluida la previsión <strong>de</strong> oferta <strong>de</strong> Sonatrach y Gaz <strong>de</strong> France, con una participación en el Medgaz <strong>de</strong>l 36% y el 12% respectivamente.<br />
Fuente: Empresas transportistas, comercializadores, productores y CNE.<br />
Como se aprecia, los suministros proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong>l exterior<br />
mantienen a Argelia como principal país suministrador,<br />
seguido <strong>de</strong> Nigeria, Qatar, Trinidad y Tobago, Noruega,<br />
Egipto y Omán.<br />
Las previsiones <strong>de</strong> oferta muestran una senda creciente,<br />
tanto a través <strong>de</strong> gasoducto como en forma <strong>de</strong> GNL,<br />
aunque no en la misma medida. Mientras que el<br />
incremento medio anual <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> GNL para el<br />
período <strong>2008</strong>-2012 es <strong>de</strong>l 6,0%, el incremento medio<br />
anual <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural mediante gasoducto para<br />
dicho período es <strong>de</strong>l 15,35%, como consecuencia <strong>de</strong> la<br />
entrada en funcionamiento <strong>de</strong> la nueva conexión<br />
internacional directa por gasoducto con Argelia,<br />
<strong>de</strong>nominada MEDGAZ.<br />
En valores absolutos, se prevé que la oferta a través <strong>de</strong><br />
gasoducto aumente en torno a 73.000 GWh <strong>de</strong> gas<br />
argelino a lo largo <strong>de</strong>l período <strong>2008</strong>-2012.<br />
Respecto al GNL se prevé que la oferta <strong>de</strong> GNL aumente<br />
en 79.000 GWh, siendo notable el incremento <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
Trinidad y Tobago (+18.000 GWh), pero quedando el<br />
origen <strong>de</strong> la mayoría <strong>de</strong> los crecimientos <strong>de</strong> oferta por<br />
110
Figura 4.1.4. Distribución <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural a través <strong>de</strong> gasoducto y en forma <strong>de</strong> GNL<br />
700.000<br />
600.000<br />
500.000<br />
400.000<br />
300.000<br />
200.000<br />
100.000<br />
0<br />
<strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
GN Argelia (Magreb-Europa) GN Noruega (Larrau) GN Argelia (Medgaz) Total GNL<br />
Fuente: Empresas transportistas, comercializadores, productores y CNE.<br />
especificar. Las previsiones <strong>de</strong> oferta <strong>de</strong> Nigeria, Qatar,<br />
Noruega, Egipto y Omán se mantienen constantes a lo<br />
largo <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado.<br />
La entrada en funcionamiento <strong>de</strong>l MEDGAZ supone, por<br />
lo tanto, un aumento <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas argelino y una<br />
disminución <strong>de</strong>l peso <strong>de</strong>l GNL respecto a la oferta total<br />
<strong>de</strong> gas natural, que pasa <strong>de</strong>l 73,7% en <strong>2008</strong>, al 67,6% en<br />
2010 y 2011.<br />
De acuerdo con la previsión <strong>de</strong> oferta remitida a la CNE<br />
por los comercializadores, no se aprecian problemas en<br />
la diversificación <strong>de</strong> suministros en el futuro. Se prevé<br />
que la oferta <strong>de</strong> gas proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> Argelia aumente <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
el 33,0% registrado en <strong>2008</strong> hasta el 37,8% en 2010, año<br />
inmediatamente posterior a la puesta en marcha <strong>de</strong>l<br />
MEDGAZ.<br />
elevado. La ampliación <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> entrada, en<br />
Larrau abre posibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> incremento <strong>de</strong><br />
importaciones <strong>de</strong> gas proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> Europa, no<br />
materializadas en contratos hasta la fecha. La nueva<br />
capacidad se asignarán mediante Open Suscription<br />
Procedure para el período 2009-2013 y mediante Open<br />
Season <strong>de</strong>s<strong>de</strong> 2013 en a<strong>de</strong>lante.<br />
Por el contrario, el grado <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong> la capacidad<br />
<strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación es inferior al <strong>de</strong> las<br />
interconexiones internacionales por gasoducto, y se prevé<br />
su disminución tras la puesta en funcionamiento <strong>de</strong>l<br />
MEDGAZ.<br />
4.1.2. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas natural<br />
por grado <strong>de</strong> compromiso <strong>de</strong> los contratos<br />
<strong>de</strong> aprovisionamiento<br />
La capacidad <strong>de</strong> las conexiones internacionales <strong>de</strong>l<br />
Magreb-Europa y el MEDGAZ se encuentra saturada con<br />
los contratos <strong>de</strong> aprovisionamiento actuales, y el grado<br />
<strong>de</strong> utilización <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> la conexión<br />
internacional con Francia por Larrau es también muy<br />
La figura 4.1.5 presenta la situación actual <strong>de</strong> la oferta<br />
máxima <strong>de</strong> gas natural prevista en función <strong>de</strong> los<br />
compromisos adquiridos, o en negociación, según la<br />
información facilitada por los agentes que participan en<br />
el mercado gasista español.<br />
111
Figura 4.1.5. Oferta <strong>de</strong> gas natural en relación a la situación <strong>de</strong> contratación<br />
GWh 2009 2010 2011 2012<br />
Total Contratos Comprometidos 499.217 529.886 551.911 572.659<br />
Total Contratos No Comprometidos 10.740 17.960 26.960 30.560<br />
Total Oferta 509.957 547.846 578.871 603.219<br />
Ratio C. Comprometidos/Oferta Total 97,89% 96,72% 95,34% 94,93%<br />
Fuente: Empresas transportistas, comercializadores, productores y CNE.<br />
Las previsiones muestran una situación <strong>de</strong>l mercado en<br />
la que, por un lado, hay unos suministros <strong>de</strong> gas natural<br />
comprometidos basados en contratos, generalmente a<br />
largo plazo y, por otro lado, aparecen nuevos contratos<br />
negociados por los comercializadores en función <strong>de</strong> la<br />
captación <strong>de</strong> clientes, en competencia con otros agentes<br />
en el mercado internacional. Según pue<strong>de</strong> apreciarse, la<br />
proporción <strong>de</strong> los contratos <strong>de</strong> suministro se sitúa por<br />
encima <strong>de</strong>l 94% en todos los años <strong>de</strong>l período<br />
analizado.<br />
4.2.1. Régimen ordinario en el sistema<br />
peninsular<br />
Des<strong>de</strong> la entrada en vigor <strong>de</strong> la Ley 54/1997, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong><br />
noviembre, <strong>de</strong>l Sector Eléctrico, la construcción <strong>de</strong><br />
nuevas centrales <strong>de</strong> generación se convirtió en una<br />
actividad liberalizada, sometida únicamente a la libre<br />
<strong>de</strong>cisión <strong>de</strong> las empresas generadoras. Las nuevas<br />
instalaciones <strong>de</strong>ben ser autorizadas mediante un<br />
procedimiento administrativo <strong>de</strong> carácter reglado.<br />
4.2. Previsión <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> producción<br />
<strong>de</strong> energía eléctrica<br />
A continuación, se <strong>de</strong>talla la previsión <strong>de</strong> oferta <strong>de</strong><br />
producción <strong>de</strong> energía eléctrica para el período 2009 a<br />
2012, <strong>de</strong>sglosándola en producción eléctrica <strong>de</strong> régimen<br />
ordinario y <strong>de</strong> régimen especial, incluyendo la<br />
incorporación <strong>de</strong> las nuevas centrales <strong>de</strong> producción <strong>de</strong><br />
energía eléctrica en el año previsto <strong>de</strong> su puesta en<br />
marcha.<br />
La potencia eléctrica instalada a 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong><br />
2007 es la que se refleja en la figura 4.2.1. En el<br />
momento <strong>de</strong> redacción <strong>de</strong> este texto no se dispone <strong>de</strong><br />
datos completos para el año <strong>2008</strong>, por lo que la<br />
estimación parte <strong>de</strong> los valores reales <strong>de</strong> 2007 y los<br />
extrapola a <strong>2008</strong> consi<strong>de</strong>rando las altas y bajas<br />
conocidas más una estimación <strong>de</strong> los datos con carácter<br />
provisional.<br />
La nueva capacidad queda sujeta a los planes <strong>de</strong><br />
inversión <strong>de</strong> las empresas, que analizan la rentabilidad <strong>de</strong><br />
las nuevas instalaciones en función <strong>de</strong>l crecimiento <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda energética y <strong>de</strong> las condiciones <strong>de</strong>l mercado y<br />
<strong>de</strong>l suministro.<br />
De forma análoga, las <strong>de</strong>cisiones <strong>de</strong> cierre están basadas<br />
en la libre <strong>de</strong>cisión <strong>de</strong> cada agente generador, aunque<br />
estas actuaciones también están sometidas a la obtención<br />
<strong>de</strong> una autorización administrativa. En estas <strong>de</strong>cisiones<br />
empresariales, aparte <strong>de</strong> la vida útil <strong>de</strong> las instalaciones,<br />
pue<strong>de</strong>n tener una influencia significativa, tanto la<br />
evolución <strong>de</strong> los precios <strong>de</strong>l mercado, como la propia<br />
regulación vigente, tal es el caso <strong>de</strong> la retribución por<br />
capacidad o el tratamiento regulatorio <strong>de</strong> las restricciones<br />
técnicas o medioambientales.<br />
El cálculo <strong>de</strong> la potencia instalada durante el período<br />
2009-2012 se basa en diversa información remitida por<br />
112
Figura 4.2.1. Potencia eléctrica instalada en España a 31-12-2007, incluyendo grupos en pruebas<br />
preoperacionales<br />
RÉGIMEN ORDINARIO<br />
Potencia<br />
peninsular (MW)<br />
Potencia<br />
extrapeninsular (MW)<br />
Potencia total<br />
(MW)<br />
Hidráulica 16.657 1 16.658<br />
Nuclear 7.716 0 7.716<br />
Carbón 11.357 510 11.867<br />
Fuel/gas 4.810 2.760 7.570<br />
CCTG 20.958 1.300 22.258<br />
TOTAL RÉG. ORDINARIO 61.498 4.571 66.069<br />
RÉGIMEN ESPECIAL<br />
Potencia<br />
peninsular (MW)<br />
Potencia<br />
extrapeninsular (MW)<br />
Potencia total<br />
(MW)<br />
Cogeneración 6.034 41 6.075<br />
Eólica 13.724 149 13.873<br />
Hidráulica 1.907 0 1.907<br />
Otros 2.214 100 2.314<br />
TOTAL RÉG. ESPECIAL 23.879 290 24.169<br />
TOTAL POTENCIA 85.377 4.861 90.238<br />
Fuente: REE, En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
los distintos agentes <strong>de</strong>l sistema eléctrico, actualizada a<br />
finales <strong>de</strong> <strong>2008</strong>. De esta forma, se han consi<strong>de</strong>rado dos<br />
escenarios, uno basado en la información suministrada a<br />
esta Comisión por las empresas promotoras <strong>de</strong><br />
instalaciones <strong>de</strong> generación eléctrica, y otro que<br />
contempla las previsiones <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
Bajas previstas<br />
De mantenerse la situación prevista <strong>de</strong> reducción <strong>de</strong>l<br />
crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y escasez <strong>de</strong> financiación,<br />
podrían producirse retrasos e incluso cancelaciones en<br />
proyectos <strong>de</strong> construcción <strong>de</strong> nuevas centrales; esto<br />
podría alterar los planes <strong>de</strong> cierre y <strong>de</strong>smantelamiento <strong>de</strong><br />
las centrales existentes. No obstante lo anterior, los<br />
grupos acogidos a las 20.000 horas <strong>de</strong> funcionamiento <strong>de</strong><br />
la Directiva <strong>de</strong> Gran<strong>de</strong>s Instalaciones <strong>de</strong> Combustión<br />
tienen el compromiso <strong>de</strong> clausuran su actividad en 2015.<br />
En consecuencia, es difícil realizar una previsión <strong>de</strong> los<br />
cierres que tendrán lugar en los próximos años, hasta<br />
2012.<br />
Durante el período analizado no se consi<strong>de</strong>ran bajas <strong>de</strong><br />
potencia hidráulica o nuclear. En el escenario <strong>de</strong> los<br />
promotores se incluyen 1.160 MW sobre los que los<br />
agentes indicaron a esta Comisión en mayo <strong>de</strong> <strong>2008</strong> su<br />
intención <strong>de</strong> darlos <strong>de</strong> baja entre 2009 y 2012. El<br />
operador <strong>de</strong>l sistema no consi<strong>de</strong>ra bajas térmicas en el<br />
período analizado.<br />
Altas previstas<br />
Las altas se <strong>de</strong>ben esencialmente a la incorporación <strong>de</strong><br />
nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo combinado, aunque también se<br />
prevén incrementos <strong>de</strong> potencia hidráulica,<br />
principalmente en pequeñas centrales.<br />
113
Figura 4.2.2. Bajas estimadas <strong>de</strong> potencia instalada en el régimen ordinario para el período <strong>2008</strong> a 2012<br />
Bajas (MW) <strong>2008</strong>(*) 2009 2010 2011 2012<br />
TOTAL<br />
Período<br />
Escenario promotores –377 –290 –290 –290 –290 –1.537<br />
Escenario operador 0 0 0 0 –377<br />
(*) Último valor provisional publicado por el operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
Fuente: Agentes generadores, REE y CNE.<br />
Figura 4.2.3. Altas estimadas <strong>de</strong> potencia instalada en el régimen ordinario para el período <strong>2008</strong> a 2012<br />
Altas (MW) <strong>2008</strong> (*) 2009 2010 2011 2012<br />
TOTAL<br />
Período<br />
Escenario promotores 735 150 2.112 1.612 1.413 6.021<br />
Escenario operador 0 2.073 829 1.659 5.296<br />
(*) Último valor provisional publicado por el operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
Fuente: Agentes generadores, REE y CNE.<br />
Por otra parte, no se prevén apenas aumentos <strong>de</strong> potencia<br />
en las centrales <strong>de</strong> fuel/gas o <strong>de</strong> carbón, aunque en estas<br />
últimas seguirá existiendo un cambio progresivo <strong>de</strong><br />
consumo <strong>de</strong> carbón nacional hacia carbón importado,<br />
como consecuencia <strong>de</strong>l Plan <strong>de</strong> la Minería.<br />
Los dos escenarios que se incluyen en la siguiente tabla<br />
han sido elaborados con previsiones realizadas por los<br />
agentes en los últimos meses <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
Previsión <strong>de</strong> la potencia instalada en régimen<br />
ordinario<br />
– Se consi<strong>de</strong>ra un retraso <strong>de</strong> un trimestre sobre la fecha<br />
<strong>de</strong> puesta en marcha <strong>de</strong> cada grupo prevista por su<br />
promotor. La fecha prevista por el promotor es la que<br />
aparece en la figura 4.2.6.<br />
– Se consi<strong>de</strong>ran únicamente los ciclos combinados que<br />
cuentan con contrato <strong>de</strong> acceso a la red gasista y/o<br />
autorización administrativa (ver figura 4.2.6), tanto si<br />
tienen firmado el contrato <strong>de</strong> regasificación y el<br />
contrato <strong>de</strong> transporte, como si únicamente tienen<br />
firmado el contrato <strong>de</strong> regasificación, ya que se cree<br />
un indicativo suficiente <strong>de</strong>l grado <strong>de</strong> firmeza <strong>de</strong>l<br />
proyecto.<br />
A continuación se incluye la senda <strong>de</strong> evolución <strong>de</strong>l<br />
equipo generador en régimen ordinario, <strong>de</strong>sagregada por<br />
tecnologías, en cada uno <strong>de</strong> los escenarios consi<strong>de</strong>rados.<br />
El escenario <strong>de</strong> los promotores que aparece en la<br />
figura 4.2.4 se ha calculado aplicando <strong>de</strong>terminados<br />
criterios conservadores a los datos aportados por los<br />
agentes para las nuevas instalaciones. Esto es:<br />
Las previsiones <strong>de</strong> potencia en ambos escenarios se<br />
han modificado respecto a las efectuadas en el<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> prece<strong>de</strong>nte. Esto se <strong>de</strong>be<br />
fundamentalmente a cambios en las <strong>de</strong>cisiones <strong>de</strong> los<br />
agentes o en los trámites <strong>de</strong> construcción y puesta en<br />
marcha <strong>de</strong> las instalaciones, así como en las <strong>de</strong>cisiones<br />
<strong>de</strong> cierre <strong>de</strong> algunos grupos por parte <strong>de</strong> los<br />
propietarios.<br />
114
Escenario promotores:<br />
Figura 4.2.4. Previsión <strong>de</strong> potencia instalada <strong>de</strong> generación eléctrica en régimen ordinario a 31 <strong>de</strong> diciembre<br />
<strong>de</strong> cada año. Sistema peninsular. Escenario <strong>de</strong> los promotores modificado con las hipótesis<br />
arriba indicadas<br />
Potencia instalada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Hidráulica 16.699 16.711 17.122 17.210<br />
Nuclear 7.716 7.716 7.716 7.716<br />
Carbón 11.367 11.367 11.367 11.367<br />
Fuel/gas 4.128 3.838 3.548 3.258<br />
CCTG 21.767 23.867 25.067 26.392<br />
Total potencia instalada 61.677 63.499 64.820 65.943<br />
Fuente: agentes generadores y CNE.<br />
Escenario operador:<br />
Figura 4.2.5. Previsión <strong>de</strong> potencia instalada y operativa <strong>de</strong> generación eléctrica en régimen ordinario.<br />
Sistema peninsular. Escenario <strong>de</strong>l operador<br />
Potencia Instalada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Hidráulica 16.657 16.657 16.657 16.657<br />
Nuclear 7.716 7.716 7.716 7.716<br />
Carbón 11.359 11.359 11.359 11.359<br />
Fuel/Gas 4.418 4.418 4.418 4.418<br />
CCTG 21.667 23.740 24.570 26.228<br />
Total potencia instalada 61.817 63.890 64.720 66.378<br />
Fuente: REE.<br />
Detalle <strong>de</strong> la previsión <strong>de</strong> la oferta asociada a nuevas<br />
instalaciones <strong>de</strong> generación en régimen ordinario<br />
Dado que la oferta <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía eléctrica está<br />
sujeta a la libre <strong>de</strong>cisión empresarial <strong>de</strong> sus promotores,<br />
la incorporación al sistema <strong>de</strong> nueva capacidad <strong>de</strong><br />
generación está condicionada en plazo y efectividad a las<br />
libres <strong>de</strong>cisiones privadas que finalmente se adopten.<br />
Por ello, la mejor estimación sobre la incorporación <strong>de</strong><br />
nuevas centrales eléctricas, hay que buscarla en la<br />
información aportada por sus promotores, puesto que son<br />
éstos los que, en base a sus <strong>de</strong>cisiones <strong>de</strong> inversión,<br />
conformarán el futuro parque español <strong>de</strong> producción <strong>de</strong><br />
energía eléctrica.<br />
En la figura 4.2.6, se muestra una lista <strong>de</strong>tallada <strong>de</strong> la<br />
nueva oferta <strong>de</strong> producción eléctrica en ciclo<br />
combinado, según la información recibida <strong>de</strong> los<br />
promotores para la elaboración <strong>de</strong> este informe marco.<br />
A<strong>de</strong>más, en el caso <strong>de</strong> los ciclos combinados, se ha<br />
incluido la información sobre contratos <strong>de</strong> acceso al<br />
115
sistema gasista firmados, sobre la posesión <strong>de</strong> las<br />
autorizaciones administrativas necesarias para su<br />
construcción y sobre la posibilidad <strong>de</strong> utilización <strong>de</strong><br />
combustible alternativo.<br />
Únicamente se recogen en esta tabla las instalaciones con<br />
fecha prevista <strong>de</strong> entrada en operación comercial, según<br />
sus promotores, en el período comprendido entre enero<br />
<strong>de</strong> 2009 y diciembre <strong>de</strong> 2012.<br />
Figura 4.2.6. Proyectos <strong>de</strong> construcción <strong>de</strong> nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo combinado <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica<br />
Central<br />
Promotor<br />
Potencia<br />
nominal<br />
(MW)<br />
Operación<br />
comercial<br />
prevista por<br />
el promotor<br />
Autorización<br />
administrativa<br />
Contratos<br />
<strong>de</strong> acceso<br />
Combustible<br />
alternativo<br />
Combust.<br />
(días/período)<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2009<br />
Escatrón Global 3 100<br />
En operación<br />
(14/01/2009)<br />
Aprobada Firmado No<br />
Málaga Global 3 400 1/2/2009 Aprobada Firmado No<br />
Málaga Gas Natural 100 31/8/2009 No Firmado<br />
gasoil<br />
(a <strong>de</strong>terminar<br />
por DIA)<br />
Arrúbal 3 Gas Natural 100 18/12/2009 No Firmado<br />
gasoil<br />
(a <strong>de</strong>terminar<br />
por DIA)<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2010<br />
Besós 5 En<strong>de</strong>sa 800 2/2/2010 Aprobada Firmado No<br />
Algeciras 1 E.ON 400 30/5/2010 Aprobada Firmado<br />
Algeciras 2 E.ON 400 30/5/2010 Aprobada Firmado<br />
Barcelona Gas Natural 800 15/9/2010 Aprobada Firmado<br />
gasóleo A (20<br />
días/año, 5 días<br />
continuo)<br />
gasóleo A (20<br />
días/año, 5 días<br />
continuo)<br />
gasoil<br />
(12h continuo,<br />
20días/año)<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2011<br />
Compostilla 6 En<strong>de</strong>sa 400 1/2/2011 No No No<br />
Soto <strong>de</strong> Ribera 5 Hidrocantábrico 400 1/2/2011 Aprobada No<br />
gasoil (20 días/<br />
año, 5 días<br />
continuo)<br />
Compostilla 7 En<strong>de</strong>sa 400 1/4/2011 No No No<br />
Alange Iberdrola 850 30/9/2011 No No No<br />
Soto <strong>de</strong> Ribera 5 Electrabel 400 1/10/2011 Aprobada No No<br />
Solvay E.ON 500 30/12/2011 No No No<br />
Aceca 5 Iberdrola 425 31/12/2011 No Firmado No<br />
Lantarón Iberdrola 800 31/12/2011 No No No<br />
(Continúa)<br />
116
Figura 4.2.6. Proyectos <strong>de</strong> construcción <strong>de</strong> nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo combinado <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica (Continuación)<br />
Central<br />
Promotor<br />
Potencia<br />
nominal<br />
(MW)<br />
Operación<br />
comercial<br />
prevista por<br />
el promotor<br />
Autorización<br />
administrativa<br />
Contratos<br />
<strong>de</strong> acceso<br />
Combustible<br />
alternativo<br />
Combust.<br />
(días/período)<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2012<br />
Fayón En<strong>de</strong>sa 800 2/2/2012 No No No<br />
La Pereda En<strong>de</strong>sa 400 1/3/2012 No No No<br />
La Zarza EGL 400 30/4/2012 No No gasóleo<br />
Corvera ESB 860 1/6/2012 No No No<br />
Foix En<strong>de</strong>sa 500 1/6/2012 No No No<br />
Riba Roja Iberdrola 850 30/6/2012 No No No<br />
Huelva<br />
Energía y gas <strong>de</strong><br />
Huelva<br />
1200 31/7/2012 No No No<br />
Paracuellos Gas Natural 800 1/11/2012 No Firmado<br />
gasoil<br />
(a <strong>de</strong>terminar<br />
por DIA)<br />
Lantarón Gas Natural 800 1/11/2012 No Firmado<br />
gasoil<br />
(a <strong>de</strong>terminar<br />
por DIA)<br />
Trubia Iberdrola 400 1/12/2012 No No No<br />
Escatrón En<strong>de</strong>sa 850 1/12/2012 No No No<br />
Miranda <strong>de</strong> Ebro Iberdrola 1100 31/12/2012 No No No<br />
Villamanrique Iberdrola 850 31/12/2012 No No No<br />
Fuente: promotores y CNE.<br />
En la tabla siguiente se recoge la distribución por<br />
comunida<strong>de</strong>s autónomas <strong>de</strong>l total <strong>de</strong> grupos <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado equivalentes <strong>de</strong> 400 MW instalados según el<br />
escenario <strong>de</strong> los promotores, aplicando un retraso<br />
trimestral y consi<strong>de</strong>rando sólo las instalaciones que<br />
disponen <strong>de</strong> autorización o contrato <strong>de</strong> acceso.<br />
Figura 4.2.7. Escenario <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos combinados (n.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW) por<br />
comunida<strong>de</strong>s autónomas según el escenario <strong>de</strong> los promotores modificado con los criterios <strong>de</strong><br />
la CNE arriba indicados<br />
N.º Ciclos con contrato y/o<br />
Autorización Administrativa<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Andalucía 13 15 15 15<br />
Aragón 5 5 5 5<br />
Asturias 2 2 3 3<br />
Cantabria 0 0 0 0<br />
Castilla-La Mancha 0 0 0 0<br />
(Continúa)<br />
117
Figura 4.2.7. Escenario <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos combinados (n.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW) por<br />
comunida<strong>de</strong>s autónomas según el escenario <strong>de</strong> los promotores modificado con los criterios <strong>de</strong><br />
la CNE arriba indicados (Continuación)<br />
N.º Ciclos con contrato y/o<br />
Autorización Administrativa<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Castilla y León 2 2 2 2<br />
Cataluña 6 10 10 10<br />
Comunidad Valenciana 7 7 7 7<br />
Extremadura 0 0 0 0<br />
Galicia 3 3 3 3<br />
La Rioja 2 2 2 2<br />
Madrid 0 0 0 3<br />
Murcia 8 8 8 8<br />
Navarra 3 3 3 3<br />
País Vasco 5 5 5 5<br />
TOTAL 56 62 63 67<br />
Fuente: promotores y CNE.<br />
Figura 4.2.8. Proyectos <strong>de</strong> construcción <strong>de</strong> nuevas centrales hidráulicas <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
(mayores <strong>de</strong> 10MW)<br />
Central<br />
Promotor<br />
Comunidad<br />
Autónoma<br />
Potencia<br />
nominal<br />
(MW)<br />
Tecnología<br />
Operación<br />
comercial<br />
prevista por el<br />
promotor<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2009<br />
Belesar Unión Fenosa Galicia 40 Embalse 2009<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2010<br />
Ninguna<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2011<br />
Moralets En<strong>de</strong>sa Aragón 400 Bombeo puro 2T 2011<br />
Fecha <strong>de</strong> inicio <strong>de</strong> operación comercial durante 2012<br />
La Muela II Iberdrola Comunidad Valenciana 840 Bombeo mixto 2012<br />
San Esteban II Iberdrola Galicia 175 Bombeo puro 2012<br />
Fuente: promotores y CNE.<br />
118
La figura 4.2.8 recoge otras centrales importantes, <strong>de</strong><br />
tecnología distinta al ciclo combinado, con previsión<br />
<strong>de</strong> puesta en marcha en el período <strong>de</strong>l informe.<br />
4.2.2. Régimen especial en el sistema peninsular<br />
Dentro <strong>de</strong>l régimen especial se encuentran incluidas<br />
aquellas instalaciones cuya potencia instalada no supera los<br />
50 MW, que utilizan fuentes <strong>de</strong> energía renovables (solar,<br />
eólica, hidráulica y biomasa), residuos y cogeneración.<br />
Bajas previstas<br />
Al igual que en el <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> prece<strong>de</strong>nte, no se ha<br />
consi<strong>de</strong>rado ninguna baja en este tipo <strong>de</strong> instalaciones,<br />
ya que la experiencia ha <strong>de</strong>mostrado que esta situación<br />
se da en escasas ocasiones.<br />
renovables y para los residuos sólidos urbanos. Este valor<br />
<strong>de</strong>l 12% supondría que un 29,4% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica<br />
total, estaría abastecida por energías renovables en el año<br />
2010, consi<strong>de</strong>rando un crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
mo<strong>de</strong>rado, por la implementación <strong>de</strong> un plan <strong>de</strong> ahorro<br />
<strong>de</strong> energía y <strong>de</strong> eficiencia energética.<br />
Para realizar la previsión <strong>de</strong> potencia instalada <strong>de</strong> régimen<br />
especial se han consi<strong>de</strong>rado las previsiones realizadas en el<br />
documento <strong>de</strong> “Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> electricidad<br />
y gas <strong>2008</strong>-2016. Desarrollo <strong>de</strong> las Re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> Transporte”,<br />
la revisión <strong>de</strong>l Plan <strong>de</strong> Fomento <strong>de</strong> las Energías Renovables<br />
para el período 2005-2010, la Estrategia Española <strong>de</strong><br />
Ahorro y Eficiencia Energética 2004-2012 y su Plan <strong>de</strong><br />
Acción <strong>2008</strong>-2012 y, finalmente, el ritmo <strong>de</strong> crecimiento<br />
experimentado por este régimen en los últimos años según<br />
los datos obtenidos por esta Comisión.<br />
Altas previstas<br />
Hay que tener en cuenta que la Ley <strong>de</strong>l Sector Eléctrico<br />
establece el objetivo <strong>de</strong> que las energías renovables<br />
alcancen el 12% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía primaria en el<br />
año 2010. En respuesta a este compromiso, en 1999 el<br />
Gobierno aprobó el Plan <strong>de</strong> Fomento <strong>de</strong> Energías<br />
Renovables, en el que se fijaron los diferentes objetivos<br />
<strong>de</strong> potencia instalada a conseguir en 2010, para cada una<br />
<strong>de</strong> las tecnologías energéticas consi<strong>de</strong>radas como<br />
Asimismo, se ha tenido en cuenta la entrada en vigor <strong>de</strong>l<br />
nuevo Real Decreto sobre energía fotovoltaica para<br />
instalaciones que obtengan su inscripción <strong>de</strong>finitiva en el<br />
registro administrativo correspondiente, con posterioridad<br />
al 29 <strong>de</strong> septiembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
A continuación, se muestran las previsiones <strong>de</strong> potencia<br />
instalada y energía vertida por el régimen especial<br />
peninsular estimadas para el período 2009-2012, teniendo<br />
en cuenta todas las previsiones anteriormente mencionadas.<br />
Figura 4.2.9. Previsiones <strong>de</strong> evolución <strong>de</strong> potencia <strong>de</strong>l régimen especial en la Península por tecnologías<br />
Potencia Instalada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Cogeneración 7.123 7.247 7.370 7.494<br />
Solar (PV y Termoeléctrica) 3.800 4.760 5.660 5.360<br />
Eólica 16.220 18.360 20.500 21.900<br />
Hidráulica 2.080 2.160 2.240 2.282<br />
Biomasa y biogas 1.353 1.907 2.360 2.400<br />
Residuos 610 660 710 760<br />
Tratamiento <strong>de</strong> Residuos 650 675 700 700<br />
Total 31.836 35.769 39.540 41.896<br />
Fuente: CNE, Documento <strong>de</strong> Planificación y Plan <strong>de</strong> Energías Renovables.<br />
119
Figura 4.2.10. Previsiones <strong>de</strong> evolución <strong>de</strong> ventas <strong>de</strong> energía <strong>de</strong>l régimen especial en la Península por<br />
tecnologías<br />
Energía vertida (GWh) 2009 2010 2011 2012<br />
Cogeneración 20.557 20.913 21.269 21.627<br />
Solar 3.540 4.614 5.244 5.874<br />
Eólica 35.865 40.572 45.580 48.576<br />
Hidráulica 4.992 5.184 5.376 5.477<br />
Biomasa y biogas 5.967 7.828 9.689 9.853<br />
Residuos 2.894 3.132 3.369 3.606<br />
Tratamiento <strong>de</strong> Residuos 4.190 4.351 4.512 4.512<br />
Total 78.005 86.594 95.038 99.525<br />
Fuente: CNE, Documento <strong>de</strong> Planificación y Plan <strong>de</strong> Energías Renovables.<br />
Estas previsiones estiman que para el horizonte temporal<br />
2009-2012 se instalarán en la Península más <strong>de</strong> 13.000<br />
MW en régimen especial, adicionales a los instalados hasta<br />
diciembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong>. De este incremento, algo más <strong>de</strong> 9.600<br />
MW, es <strong>de</strong>cir, casi el 54% correspon<strong>de</strong>rá a potencia eólica.<br />
La figura 4.2.11 muestra la evolución que ha<br />
experimentado la potencia instalada <strong>de</strong>l régimen<br />
especial peninsular y la consi<strong>de</strong>rada hasta el año 2012<br />
según el Documento <strong>de</strong> Planificación para <strong>2008</strong>-2012<br />
elaborado por la Secretaría General <strong>de</strong> la Energía<br />
<strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Industria, Turismo y Comercio,<br />
el Plan <strong>de</strong> Energías Renovables y los datos<br />
actualizados en la CNE, así como las previsiones<br />
realizadas para el <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> <strong>de</strong> años<br />
anteriores.<br />
Figura 4.2.11. Evolución real y prevista <strong>de</strong> la potencia instalada <strong>de</strong>l régimen especial <strong>de</strong>l sistema peninsular<br />
MW<br />
45.000<br />
40.000<br />
35.000<br />
30.000<br />
25.000<br />
20.000<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 <strong>2008</strong> 2010 2012<br />
Previsión Inf. <strong>Marco</strong> 2003 Previsión Inf. <strong>Marco</strong> 2004 Previsión Inf. <strong>Marco</strong> 2006<br />
Evolución real Previsión Inf. <strong>Marco</strong> 2007 Previsión Inf. <strong>Marco</strong> <strong>2008</strong><br />
Fuente: CNE, Documento <strong>de</strong> Planificación y Plan <strong>de</strong> Energías Renovables.<br />
120
Respecto a la distribución por tecnologías, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> la<br />
evolución prevista para el régimen especial, se pue<strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>cir que el crecimiento <strong>de</strong> potencia total se encuentra<br />
<strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> los rangos experimentados en los años<br />
anteriores. Cabe <strong>de</strong>stacar la energía solar térmica y<br />
fotovoltaica, tecnología con un importante crecimiento<br />
porcentual esperado en potencia instalada, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l<br />
horizonte temporal consi<strong>de</strong>rado, así como la previsión<br />
optimista en cuanto a la evolución <strong>de</strong> la potencia a<br />
instalar con la tecnología <strong>de</strong> la biomasa y el biogás y, por<br />
otra parte, el constante e importante incremento esperado<br />
en la producción mediante la energía eólica. Con un<br />
ritmo <strong>de</strong> crecimiento menor se sitúan la cogeneración y<br />
la energía hidráulica. Por último, cabe mencionar las<br />
buenas expectativas en cuanto al incremento previsto<br />
respecto a la producción en régimen especial con los<br />
residuos.<br />
La figura 4.2.12 muestra la evolución prevista <strong>de</strong><br />
potencia en régimen especial en la península, separado<br />
por tecnologías.<br />
Respecto al volumen <strong>de</strong> energía vertida por el régimen<br />
especial peninsular, teniendo en cuenta los objetivos y<br />
la previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda en el escenario central,<br />
establecido en el apartado 3.2 <strong>de</strong> este mismo <strong>Informe</strong>,<br />
el régimen especial representará en el año 2012, según<br />
las previsiones efectuadas, más <strong>de</strong>l 32% <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda frente al 22% que ha representado en el<br />
2007.<br />
Figura 4.2.12. Evolución real y prevista <strong>de</strong> la potencia <strong>de</strong>l régimen especial <strong>de</strong>l sistema peninsular<br />
MW<br />
45.000<br />
40.000<br />
35.000<br />
30.000<br />
25.000<br />
20.000<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
0<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
2007<br />
<strong>2008</strong><br />
2009<br />
2010<br />
2011<br />
2012<br />
Cogeneración Solar (PV y Termoeléctr.) Eólica Hidráulica Biomasa Residuos Trat. Residuos<br />
Fuente: CNE, Plan <strong>de</strong> Energías Renovables 2005-2010, Documento <strong>de</strong> Planificación <strong>de</strong> los Sectores <strong>2008</strong>-2016.<br />
121
Figura 4.2.13. Evolución real y prevista <strong>de</strong> la producción <strong>de</strong>l régimen especial <strong>de</strong>l sistema peninsular<br />
350.000<br />
300.000<br />
30,4%<br />
32,4%<br />
35%<br />
32,5%<br />
30%<br />
Producción en GWh<br />
250.000<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
0<br />
1,2%<br />
1990<br />
1991<br />
2,2%<br />
2,8% 5,6%<br />
4,0%<br />
6,3%<br />
8,7% 9,8% 11,5%<br />
13,2%<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
14,8%<br />
13,8%<br />
2000<br />
2001<br />
19,6%<br />
18,3%<br />
16,8%<br />
20,5%<br />
20,6%<br />
21,8%<br />
25,2%<br />
28,3%<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
2007<br />
<strong>2008</strong><br />
2009<br />
2010<br />
Demanda Bruta Peninsular RE Peninsular % RE/Demanda<br />
2011<br />
2012<br />
25%<br />
20%<br />
15%<br />
10%<br />
5%<br />
0%<br />
Fuente: CNE, REE y Documento <strong>de</strong> Planificación.<br />
4.2.3. Régimen ordinario en los sistemas<br />
extrapeninsulares<br />
En este apartado se muestran las previsiones, tanto <strong>de</strong> los<br />
incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia, como <strong>de</strong><br />
potencia total instalada <strong>de</strong> régimen ordinario en los<br />
sistemas extrapeninsulares, para cada uno <strong>de</strong> los años <strong>de</strong>l<br />
período analizado.<br />
Se han consi<strong>de</strong>rado dos escenarios, al igual que en el<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> prece<strong>de</strong>nte, respondiendo el primero <strong>de</strong><br />
ellos a las previsiones <strong>de</strong> variación <strong>de</strong> potencia instalada<br />
remitidas por el agente generador y estando basado el<br />
segundo escenario en la previsión <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
Ambos escenarios parten <strong>de</strong> la potencia instalada en<br />
diciembre <strong>de</strong> 2007, <strong>de</strong> acuerdo con la información<br />
proporcionada por el agente generador, añadiendo<br />
los incrementos o <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia<br />
estimados.<br />
Islas Baleares<br />
Según el escenario aportado por el agente generador, se ha<br />
supuesto la entrada en servicio <strong>de</strong> cuatro nuevas<br />
interconexiones: Península-Mallorca (400 MW), Mallorca-<br />
Menorca (100 MW), Mallorca-Ibiza (100 MW) e<br />
Ibiza-Formentera (50 MW) antes <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong>l año 2011,<br />
infraestructuras incluidas el Documento <strong>de</strong> Planificación<br />
<strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> electricidad y gas <strong>2008</strong>-2016.<br />
Por otra parte, el acceso al gas natural en estos sistemas<br />
se cubriría a través <strong>de</strong> la conexión por gasoducto entre la<br />
Península y las islas <strong>de</strong> Ibiza y Mallorca, cuya entrada en<br />
servicio está prevista para junio <strong>de</strong> 2009. A<strong>de</strong>más, en<br />
2012 está previsto otro gasoducto Mallorca-Menorca que<br />
permitirá abastecer <strong>de</strong> este combustible a la central <strong>de</strong><br />
Mahón.<br />
Las ventajas <strong>de</strong> la integración <strong>de</strong> la conexión eléctrica con<br />
la producción <strong>de</strong> electricidad basada en gas natural, se<br />
refieren a la optimización <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> generación en<br />
122
las islas, a la mayor utilización <strong>de</strong> la generación peninsular<br />
y a la posible introducción <strong>de</strong> la competencia <strong>de</strong> generación<br />
en las islas. Otra ventaja adicional <strong>de</strong> la interconexión sería<br />
el incremento <strong>de</strong> la fiabilidad <strong>de</strong>l sistema balear.<br />
Se muestran, en la siguiente figura, las modificaciones<br />
<strong>de</strong> potencia previstas, en régimen ordinario, basadas tanto<br />
en la información suministrada por el agente generador,<br />
como en la información <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
Escenario <strong>de</strong>l agente generador:<br />
Figura 4.2.14. Incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia previstos en Baleares<br />
Incrementos y <strong>de</strong>crementos<br />
previstos (MW)<br />
2009(*) 2010 2011 2012<br />
Mallorca-Menorca 200 75 0 0<br />
Ibiza-Formentera 25 50 25 0<br />
Total Baleares 225 125 25 0<br />
(*) En Ibiza existirá a<strong>de</strong>más el alquiler temporal <strong>de</strong> unos grupos electrógenos <strong>de</strong> apoyo alquilados por ENDESA durante un período<br />
aproximado <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el 15 <strong>de</strong> junio al 15 <strong>de</strong> septiembre, con una potencia nominal bruta aproximada <strong>de</strong> 8 MW.<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Figura 4.2.15. Previsiones <strong>de</strong> potencia en Baleares<br />
Potencia acumulada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca-Menorca 1.854 1.929 1.929 1.929<br />
Ibiza-Formentera 338 388 413 413<br />
Total Baleares 2.192 2.317 2.342 2.342<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Escenario <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema:<br />
Figura 4.2.16. Incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia previstos en Baleares<br />
Incrementos y <strong>de</strong>crementos<br />
previstos (MW)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca-Menorca 125 75 0 0<br />
Ibiza-Formentera 0 50 0 50<br />
Total Baleares 125 125 0 50<br />
Fuente: REE.<br />
Figura 4.2.17. Previsiones <strong>de</strong> potencia en Baleares<br />
Potencia acumulada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca-Menorca 1.749 1.824 1.824 1.824<br />
Ibiza-Formentera 301 351 351 401<br />
Total Baleares 2.050 2.175 2.175 2.225<br />
Fuente: REE.<br />
123
Islas Canarias<br />
Se ha supuesto la entrada en servicio <strong>de</strong> todos los<br />
refuerzos <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte contemplados en el<br />
documento <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong> 2005 sobre la Revisión 2005-<br />
2011 <strong>de</strong> la Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> la electricidad<br />
y el gas 2002-2011 elaborado por la Subdirección <strong>de</strong><br />
Planificación Energética <strong>de</strong> la Secretaría General <strong>de</strong><br />
Energía <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Industria, Turismo y Comercio.<br />
Las figuras siguientes muestran, para los dos escenarios<br />
consi<strong>de</strong>rados, tanto las variaciones <strong>de</strong> potencia previstas,<br />
como la potencia acumulada resultante <strong>de</strong> dicha<br />
estimación.<br />
Escenario <strong>de</strong>l agente generador:<br />
Figura 4.2.18. Incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia previstos en Canarias<br />
Incrementos y <strong>de</strong>crementos<br />
previstos (MW)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria-Tenerife 0 150 150 150<br />
La Palma-Lanzarote-Fuerteventura 0 15 84 18<br />
Hierro-La Gomera 4 4 4 10<br />
Total Canarias 4 169 238 178<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Figura 4.2.19. Previsiones <strong>de</strong> potencia en Canarias<br />
Potencia acumulada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria-Tenerife 2.180 2.330 2.480 2.630<br />
La Palma-Lanzarote-Fuerteventura 550 565 649 667<br />
Hierro-La Gomera 39 43 47 57<br />
Total Canarias 2.769 2.938 3.175 3.353<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Escenario <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema:<br />
Figura 4.2.20. Incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia previstos en Canarias<br />
Incrementos y <strong>de</strong>crementos<br />
previstos (MW)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria-Tenerife 70 436 178 –110<br />
La Palma-Lanzarote-Fuerteventura 36 48 10 51<br />
Hierro-La Gomera 2 3 13 3<br />
Total Canarias 108 487 201 –56<br />
Fuente: REE.<br />
124
Figura 4.2.21. Previsiones <strong>de</strong> potencia en Canarias<br />
Potencia acumulada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria-Tenerife 2.153 2.589 2.767 2.657<br />
La Palma-Lanzarote-Fuerteventura 633 681 691 742<br />
Hierro-La Gomera 39 42 55 58<br />
Total Canarias 2.825 3.312 3.513 3.457<br />
Fuente: REE.<br />
Ceuta y Melilla<br />
Al igual que en los sistemas extrapeninsulares<br />
anteriormente analizados, se muestran las previsiones <strong>de</strong><br />
los incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia, y <strong>de</strong> la<br />
potencia total instalada en régimen ordinario en ambos<br />
escenarios.<br />
Escenario <strong>de</strong>l agente generador:<br />
Figura 4.2.22. Incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia previstos en Ceuta y Melilla<br />
Incrementos y <strong>de</strong>crementos<br />
previstos (MW)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta 14 12 0 12<br />
Melilla 0 0 12 0<br />
Total Ceuta y Melilla 14 12 12 12<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Figura 4.2.23. Escenarios <strong>de</strong> potencia previstos en Ceuta y Melilla<br />
Potencia acumulada (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta 85 97 97 109<br />
Melilla 85 85 97 97<br />
Total Ceuta y Melilla 170 182 194 206<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
125
Escenario <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema:<br />
Figura 4.2.24. Incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> potencia previstos en Ceuta y Melilla<br />
Incrementos y <strong>de</strong>crementos<br />
previstos (MW)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta 12 8 8 0<br />
Melilla 12 0 0 0<br />
Total Ceuta y Melilla 24 8 8 0<br />
Fuente: REE.<br />
Figura 4.2.25. Escenarios <strong>de</strong> potencia previstos en Ceuta y Melilla<br />
Potencia acumulada (MW) 2009 2010 2011 (*) 2012<br />
Ceuta 66 74 82 82<br />
Melilla 77 77 77 77<br />
Total Ceuta y Melilla 142 150 158 158<br />
(*) La puesta en servicio <strong>de</strong>l Grupo <strong>de</strong>nominado Ceurta13, prevista en el anterior estudio <strong>de</strong> cobertura 2007-2016 para el año 2012,<br />
se a<strong>de</strong>lanta un año.<br />
Fuente: REE.<br />
4.2.4. Régimen especial en los sistemas<br />
extrapeninsulares<br />
objetivo en torno a la potencia eólica instalada a alcanzar<br />
para el año 2011 a 800 MW.<br />
En cuanto a los sistemas extrapeninsulares, el “Plan <strong>de</strong><br />
Energías Renovables 2005-2010” establece objetivos <strong>de</strong><br />
potencia en energía Eólica para Baleares, pasando a 50<br />
MW instalados en el año 2010.<br />
En energía hidráulica sólo se contempla un leve<br />
crecimiento. No hay previsto en el Plan ningún incremento<br />
para energía solar termoeléctrica. El contemplado en la<br />
tabla es en exclusiva para la energía solar fotovoltaica.<br />
Asimismo, para Canarias se prevé un crecimiento hasta<br />
630 MW instalados en 2010. Por otra parte, el Plan<br />
Energético <strong>de</strong> Canarias (PECAN 2002), amplía este<br />
En la figura 4.2.26 se muestran las previsiones <strong>de</strong><br />
potencia instalada para los sistemas eléctricos insulares y<br />
extrapeninsulares, separadas por las distintas tecnologías.<br />
126
Figura 4.2.26. Previsión <strong>de</strong> potencia en régimen especial<br />
Previsión <strong>de</strong> potencia en Régimen Especial<br />
Potencia bruta total (MW)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Baleares Cogeneración 9,0 10,0 11,0 12,0<br />
Solar 13,6 17,7 21,9 26,1<br />
Eólica 30,0 50,0 62,0 65,0<br />
BioGas 5,0 7,5 10,1 12,6<br />
Residuos 37,0 38,0 39,0 40,0<br />
Total Baleares 94,6 123,2 144,0 155,7<br />
Canarias Cogeneración 44,0 50,0 52,0 54,0<br />
Solar 34,0 42,0 50,0 55,0<br />
Eólica 300,0 600,0 800,0 850,0<br />
Hidráulica 3,8 4,9 6,0 7,1<br />
BioGas 5,3 7,1 8,9 10,7<br />
Residuos 41,0 42,0 43,0 44,0<br />
Total Canarias 428,1 746,0 959,9 1.020,8<br />
Solar 0,5 0,9 1,3 1,5<br />
Residuos 3,4 3,6 3,8 4,0<br />
Total Ceuta y Melilla 3,9 4,5 5,1 5,5<br />
Total 526,6 873,7 1.109,0 1.182,0<br />
Fuente: CNE, Plan <strong>de</strong> Energías Renovables, Planificación <strong>de</strong> los Sectores <strong>2008</strong>-2016, PECAN 2002.<br />
127
5. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural y <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica sin consi<strong>de</strong>rar restricciones <strong>de</strong> red<br />
5.1. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural<br />
A partir <strong>de</strong> los escenarios <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y<br />
<strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>scritos en apartados anteriores, a<br />
continuación se analizan, para el período 2009-2012, los<br />
balances <strong>de</strong> oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural <strong>de</strong> cada año,<br />
para <strong>de</strong>terminar el grado <strong>de</strong> cobertura previsto, sin tener<br />
en cuenta posibles restricciones <strong>de</strong>rivadas <strong>de</strong> la<br />
infraestructura gasista.<br />
El primer apartado muestra los balances <strong>de</strong> oferta-<strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong> gas en cada escenario, mientras que en los siguientes se<br />
analizan los diversos aspectos y criterios sobre la seguridad<br />
en la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural, en particular,<br />
la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria punta, las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
almacenamiento para aten<strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda frente a posibles<br />
contingencias en la oferta externa <strong>de</strong> gas al sistema gasista<br />
español, y el grado <strong>de</strong> diversificación <strong>de</strong> la oferta.<br />
En los capítulos posteriores <strong>de</strong> este informe se<br />
compararán las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamiento en<br />
función <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda prevista, con la capacidad prevista<br />
<strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong>l sistema gasista español.<br />
5.1.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
capítulos anteriores y los consiguientes balances <strong>de</strong><br />
oferta-<strong>de</strong>manda para cada escenario.<br />
En relación con el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda central, se<br />
observa que la previsión <strong>de</strong> la oferta supera a la <strong>de</strong>manda<br />
en todos los años <strong>de</strong>l horizonte temporal 2009-2012,<br />
cubriendo por encima <strong>de</strong>l 117% <strong>de</strong> ésta en cualquiera <strong>de</strong><br />
los casos..<br />
En el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda superior, la cobertura<br />
referida anteriormente también tiene lugar en todos los<br />
años, siendo 2012 el año en que la oferta programada<br />
por los agentes comercializadores estaría más ajustada<br />
para satisfacer la <strong>de</strong>manda, aunque incluso en este caso<br />
se supera ésta en un 10%.<br />
La figura 5.1.2 muestra el grado <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda según el nivel <strong>de</strong> compromiso <strong>de</strong> los<br />
aprovisionamientos previstos por los comercializadores. En<br />
general para todos los años, en el escenario central <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda, los contratos firmados garantizarían<br />
holgadamente el suministro, cubriendo aproximadamente el<br />
115% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda. Asimismo, en el escenario superior,<br />
los contratos firmados en la actualidad también cubrirían la<br />
totalidad <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda prevista durante todo el período.<br />
La figura 5.1.1 muestra los escenarios <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda y <strong>de</strong> la oferta anual <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>sarrollados en los<br />
A modo <strong>de</strong> conclusión, <strong>de</strong> acuerdo con los datos<br />
facilitados por los comercializadores sobre sus<br />
Figura 5.1.1. Balance <strong>de</strong> oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Demanda (GWh)<br />
Escenario Superior 452.262 476.798 507.249 548.388<br />
Escenario Central 435.123 449.337 464.507 485.204<br />
Oferta (GWh) 509.957 547.846 578.871 603.219<br />
Balance oferta-<strong>de</strong>manda<br />
Escenario Superior 57.695 71.048 71.622 54.831<br />
Escenario Central 74.834 98.509 114.364 118.015<br />
Fuente: CNE.<br />
129
Figura 5.1.2. Balance <strong>de</strong> oferta-<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural por grado <strong>de</strong> compromiso<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Demanda (GWh)<br />
Escenario Superior 452.262 476.798 507.249 548.388<br />
Escenario Central 435.123 449.337 464.507 485.204<br />
Oferta (GWh)<br />
Contratos comprometidos 499.217 529.886 551.911 572.659<br />
Contratos no comprometidos 10.740 17.960 26.960 30.560<br />
% Comprometidos/<strong>de</strong>manda<br />
Escenario Superior 110% 111% 109% 104%<br />
Escenario Central 115% 118% 119% 118%<br />
Fuente: CNE.<br />
programaciones <strong>de</strong> suministros, y teniendo en cuenta las<br />
previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda expuestas, en el escenario central<br />
la cobertura sería buena para todos los años <strong>de</strong>l horizonte<br />
temporal 2009-2012, gracias a los contratos ya firmados.<br />
5.1.2. Diversificación <strong>de</strong> la oferta <strong>de</strong> gas<br />
Como se ha comentado anteriormente, en el capítulo 4,<br />
la oferta <strong>de</strong> gas natural en España se basa en<br />
importaciones proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> diversos orígenes, siendo<br />
mínima la participación <strong>de</strong>l gas nacional, dada la escasez<br />
<strong>de</strong> reservas nacionales. El alto grado <strong>de</strong> <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong><br />
las importaciones <strong>de</strong> gas obliga a diversificar la<br />
proce<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> los aprovisionamientos con el objeto <strong>de</strong><br />
garantizar el suministro al sistema español.<br />
La Ley 34/1998, <strong>de</strong> 7 <strong>de</strong> octubre, <strong>de</strong>l Sector <strong>de</strong><br />
Hidrocarburos, modificada por la Ley 12/2007, establece<br />
que los comercializadores <strong>de</strong> gas natural <strong>de</strong>berán<br />
diversificar sus aprovisionamientos cuando en la suma <strong>de</strong><br />
todos ellos la proporción <strong>de</strong> los provenientes <strong>de</strong> un<br />
mismo país sea superior al 60%.<br />
Con la entrada en operación <strong>de</strong> nuevas plantas <strong>de</strong><br />
regasificación y <strong>de</strong> nuevos agentes en el mercado, el<br />
objetivo <strong>de</strong> diversificación <strong>de</strong> suministros previsto<br />
inicialmente en la Ley 34/1998, se ha venido cumpliendo<br />
con holgura en los últimos años. Por ello, a través <strong>de</strong>l<br />
Real Decreto 1766/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> diciembre, por el que<br />
se modifica el Real Decreto 1716/2004, <strong>de</strong> 23 <strong>de</strong> julio,<br />
que regula la obligación <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> existencias<br />
mínimas <strong>de</strong> seguridad, la diversificación <strong>de</strong><br />
abastecimiento <strong>de</strong> gas natural y la corporación <strong>de</strong><br />
reservas estratégicas <strong>de</strong> productos petrolíferos, se redujo<br />
dicho objetivo hasta el 50%.<br />
Partiendo <strong>de</strong> la información analizada en el capítulo 4<br />
sobre el origen <strong>de</strong> los aprovisionamientos, para realizar<br />
los análisis <strong>de</strong> los siguientes apartados se ha procedido a<br />
repartir los suministros <strong>de</strong> GNL con origen no<br />
especificado entre los países proveedores <strong>de</strong> GNL a<br />
España <strong>de</strong> manera proporcional a las cantida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong>claradas.<br />
El principal país aprovisionador es Argelia y, según las<br />
previsiones para el período 2009-2012, con la entrada en<br />
funcionamiento <strong>de</strong>l gasoducto Medgaz, previsto para<br />
2009, que aumentará los aprovisionamientos con origen<br />
en este país, continuará siendo el principal país<br />
aprovisionador, llegando a aprovisionar un 40% <strong>de</strong>l<br />
130
Figura 5.1.3. Diversificación <strong>de</strong> abastecimientos previstos<br />
Países <strong>de</strong> origen <strong>de</strong> los<br />
aprovisionamientos previstos<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Argelia 39% 41% 41% 40%<br />
Argelia (GN) 25% 29% 29% 28%<br />
Argelia (GNL) 14% 12% 12% 12%<br />
Noruega 9% 8% 8% 8%<br />
Noruega (GN) 4% 4% 4% 3%<br />
Noruega (GNL) 4% 4% 5% 5%<br />
Egipto 6% 6% 6% 6%<br />
Libia 0% 0% 0% 0%<br />
Nigeria 20% 18% 17% 18%<br />
Omán 1% 1% 1% 1%<br />
Qatar 14% 13% 14% 14%<br />
Trinidad & Tobago 12% 12% 13% 13%<br />
Fuente: Empresas transportistas, comercializadores, productores y CNE.<br />
mercado español, aunque queda lejos <strong>de</strong>l actual límite<br />
establecido reglamentariamente <strong>de</strong>l 50%. Se aprecian, no<br />
obstante, ten<strong>de</strong>ncias opuestas para el gas por gasoducto y<br />
para el GNL, ya que aumenta el aprovisionamiento <strong>de</strong><br />
gas argelino por gasoducto, por la entrada <strong>de</strong>l Medgaz,<br />
mientras que disminuye el aprovisionamiento <strong>de</strong> gas<br />
argelino por GNL.<br />
Los porcentajes <strong>de</strong> aprovisionamientos <strong>de</strong> GNL<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> Nigeria, Egipto y Omán se mantienen<br />
aproximadamente constantes en el horizonte 2009-2012.<br />
Se aprecia un aumento en al porcentaje <strong>de</strong> GNL<br />
proveniente <strong>de</strong> Trinidad & Tobago.<br />
A<strong>de</strong>más, en los próximos cuatro años, varios países<br />
pondrán en servicio plantas <strong>de</strong> licuación <strong>de</strong> GNL, por lo<br />
que también podrían recibirse cargamentos <strong>de</strong> Angola,<br />
Guinea Ecuatorial y Yemen, aunque actualmente los<br />
comercializadores que operan en España no tienen<br />
contratos comprometidos con estos países para el<br />
mercado español.<br />
5.1.3. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l sistema<br />
gasista español<br />
Los criterios para la seguridad en la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas se examinan en tres grupos: las<br />
necesida<strong>de</strong>s para la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria punta,<br />
las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamiento para cumplir con las<br />
obligaciones <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad y las<br />
necesida<strong>de</strong>s para hacer frente a contingencias en la oferta<br />
exterior <strong>de</strong> gas.<br />
5.1.3.1. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria<br />
punta-Índice <strong>de</strong> cobertura<br />
<strong>de</strong> puntas<br />
La Comisión Europea recomienda que se tome como<br />
política <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong> suministro la cobertura <strong>de</strong> una<br />
<strong>de</strong>manda punta en temperaturas extremadamente bajas,<br />
que estadísticamente tengan lugar cada veinte años y/o<br />
un invierno frío que estadísticamente tenga lugar cada<br />
cincuenta años.<br />
131
La probabilidad <strong>de</strong> que se produzca una situación <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda punta extrema, así como la indisponibilidad <strong>de</strong><br />
alguna <strong>de</strong> las infraestructuras gasistas (que se soluciona<br />
con capacidad <strong>de</strong> transporte y <strong>de</strong> emisión exce<strong>de</strong>ntaria)<br />
y/o interrupción temporal <strong>de</strong> alguna <strong>de</strong> las principales<br />
fuentes <strong>de</strong> importación <strong>de</strong> gas (corregida utilizando las<br />
reservas estratégicas <strong>de</strong> los almacenamientos<br />
subterráneos y <strong>de</strong> GNL), permite calcular las<br />
consecuencias <strong>de</strong>l fallo <strong>de</strong> suministro y las necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> disponibilidad <strong>de</strong> infraestructuras.<br />
Éstas son las variables que se recogen en el índice <strong>de</strong><br />
cobertura, el cual relaciona el valor <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda diaria<br />
punta con la capacidad total <strong>de</strong> emisión diaria <strong>de</strong>l<br />
sistema (plantas <strong>de</strong> regasificación, conexiones<br />
internacionales y almacenamientos subterráneos)<br />
<strong>de</strong>scontando el fallo fortuito <strong>de</strong> alguna <strong>de</strong> las<br />
instalaciones.<br />
5.1.3.2. Necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamientos para<br />
cumplir las obligaciones <strong>de</strong> existencias<br />
mínimas <strong>de</strong> seguridad<br />
El artículo 98 <strong>de</strong> la Ley 34/1998, <strong>de</strong> 7 <strong>de</strong> octubre, <strong>de</strong>l<br />
Sector <strong>de</strong> Hidrocarburos venía estableciendo que los<br />
transportistas y comercializadores que incorporen gas al<br />
sistema <strong>de</strong>bían mantener unas existencias mínimas <strong>de</strong><br />
seguridad equivalentes a treinta y cinco días <strong>de</strong> sus<br />
ventas firmes. No obstante, la Ley 12/2007, <strong>de</strong> 2 <strong>de</strong><br />
julio, por la que se modifica la Ley <strong>de</strong>l Sector <strong>de</strong><br />
Hidrocarburos, cambia dicho artículo, limitando la<br />
responsabilidad <strong>de</strong> mantener existencias mínimas <strong>de</strong><br />
seguridad a los agentes comercializadores y<br />
consumidores directos en mercado, y eliminando la<br />
especificación concreta <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> días que <strong>de</strong>ben<br />
soportar éstas, valor que se <strong>de</strong>terminará en la normativa<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la Ley.<br />
En el análisis que nos ocupa, se consi<strong>de</strong>ra una<br />
capacidad <strong>de</strong>l 10% sobre la <strong>de</strong>manda punta un valor<br />
aceptable <strong>de</strong>l citado índice <strong>de</strong> cobertura, en línea con<br />
los criterios <strong>de</strong> diseño <strong>de</strong> la red básica señalados en la<br />
Planificación. A partir <strong>de</strong> este valor, en la figura<br />
5.1.4, se indican las necesida<strong>de</strong>s teóricas <strong>de</strong> capacidad<br />
diaria <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong>l sistema gasista para dar<br />
cobertura suficiente a las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
punta en los diferentes escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
consi<strong>de</strong>rados.<br />
Por su parte, el Real Decreto 1766/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong><br />
diciembre, por el que se modifica el Real Decreto<br />
1716/2004, <strong>de</strong> 23 <strong>de</strong> julio, por el que se regula la<br />
obligación <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong><br />
seguridad, la diversificación <strong>de</strong> abastecimiento <strong>de</strong> gas<br />
natural y la corporación <strong>de</strong> reservas estratégicas <strong>de</strong><br />
productos petrolíferos, fija en 20 días <strong>de</strong> sus ventas o<br />
consumos <strong>de</strong> carácter firme la obligación <strong>de</strong><br />
mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas que <strong>de</strong>berán<br />
mantener los sujetos que intervienen en el sector <strong>de</strong>l gas<br />
Figura 5.1.4. Capacidad <strong>de</strong> emisión teórica <strong>de</strong>l sistema para cumplir un índice <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong>l 1,1<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Demanda Punta <strong>de</strong>l Sistema (GWh/día)<br />
Escenario Superior 2.284 2.399 2.553 2.783<br />
Escenario Central 2.070 2.163 2.289 2.475<br />
Capacidad Necesaria. Ic=1,1 (GWh/día)<br />
Escenario Superior 2.513 2.638 2.809 3.061<br />
Escenario Central 2.277 2.379 2.518 2.722<br />
Fuente: CNE.<br />
132
natural, y establece las condiciones en las que han <strong>de</strong><br />
mantenerse los 20 días <strong>de</strong> existencias:<br />
1. 10 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año natural<br />
anterior, en todo momento, en concepto <strong>de</strong><br />
existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong> carácter<br />
estratégico. Dichas existencias se mantendrán en<br />
almacenamientos subterráneos <strong>de</strong> la Red Básica,<br />
pudiéndose computar en dicha cuantía la parte <strong>de</strong>l<br />
gas colchón <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos<br />
extraíble por medios mecánicos.<br />
2. Unas existencias <strong>de</strong> carácter operativo equivalentes a<br />
10 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año natural anterior,<br />
que se computarán <strong>de</strong>l siguiente modo:<br />
a) 2 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año anterior,<br />
que se acreditarán como media <strong>de</strong> los valores<br />
diarios en todos y cada uno <strong>de</strong> los meses <strong>de</strong>l<br />
período comprendido entre el día 1 <strong>de</strong> abril <strong>de</strong>l<br />
año n y el 31 <strong>de</strong> marzo <strong>de</strong>l año n+1. Dichas<br />
existencias se podrán mantener en plantas <strong>de</strong><br />
regasificación o en almacenamientos<br />
subterráneos excluyendo el gas colchón, o en<br />
plantas satélites.<br />
b) 8 días <strong>de</strong> sus ventas firmes durante el año n-1,<br />
como media durante el mes <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong>l año<br />
n, que se acreditarán como media <strong>de</strong> los valores<br />
diarios <strong>de</strong> cada uno <strong>de</strong> los días <strong>de</strong>l mes <strong>de</strong><br />
octubre. Dichas existencias se mantendrán en<br />
cualquier tipo <strong>de</strong> almacenamiento subterráneo o<br />
en instalaciones <strong>de</strong> almacenamiento que no<br />
pertenezcan a la red básica <strong>de</strong> gas natural.<br />
Dado que en algún momento <strong>de</strong>l año, ha <strong>de</strong> disponerse<br />
<strong>de</strong> 20 días <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad, en este<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> se ha realizado el análisis en base a los<br />
20 días establecidos.<br />
Con el fin <strong>de</strong> a<strong>de</strong>cuar el criterio <strong>de</strong> asignación <strong>de</strong> la<br />
capacidad <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos a la<br />
nueva normativa establecida mediante Real Decreto<br />
1766/2007, en la Or<strong>de</strong>n ITC/3862/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong><br />
diciembre, por la que se establece el mecanismo <strong>de</strong><br />
asignación <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> los almacenamientos<br />
subterráneos <strong>de</strong> gas natural y se crea un mercado <strong>de</strong><br />
capacidad, se prevé la asignación <strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamiento tanto a los sujetos obligados al<br />
mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad<br />
(incluyendo las estratégicas y las operativas) como para<br />
aquellos comercializadores que suministren a los<br />
consumidores conectados a gasoductos <strong>de</strong> presión <strong>de</strong><br />
diseño inferior a 4 bares y para el gas <strong>de</strong> maniobra.<br />
Teniendo en cuenta estos criterios, las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
almacenamiento se resumen en la figura 5.1.5:<br />
Según se indicó en el apartado 2.1.3.3, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> los<br />
almacenamientos, una <strong>de</strong> las herramientas <strong>de</strong> flexibilidad<br />
que dispone el sector gasista es la gestión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda,<br />
a través <strong>de</strong> los acuerdos <strong>de</strong> interrumpibilidad con los<br />
clientes, que pue<strong>de</strong>n a<strong>de</strong>más llevar asociado menor peaje.<br />
Los consumos acogidos a la interrumpibilidad tienen,<br />
como ventaja adicional, que se les exime <strong>de</strong>l<br />
mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad.<br />
Para evaluar la <strong>de</strong>manda interrumpible en el período<br />
2009-2012, se ha <strong>de</strong>sarrollado un mo<strong>de</strong>lo <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda propio que pon<strong>de</strong>ra <strong>de</strong> manera diferenciada, la<br />
evolución <strong>de</strong>l grado <strong>de</strong> interrumpibilidad <strong>de</strong> cada tipo <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda: la <strong>de</strong>manda convencional, la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
centrales térmicas y la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> ciclos combinados.<br />
En la figura 5.1.7 se indican, para cada año y para el<br />
escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda central, las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
almacenamiento <strong>de</strong> gas para cumplir los veinte días <strong>de</strong><br />
existencias mínimas <strong>de</strong> gas natural, así como para<br />
mantener la posibilidad <strong>de</strong> asignación <strong>de</strong> 30 días <strong>de</strong><br />
existencias <strong>de</strong> modulación para los consumidores con<br />
<strong>de</strong>recho a la tarifa <strong>de</strong> último recurso. Las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
almacenamiento <strong>de</strong> cada año se calculan a partir <strong>de</strong> las<br />
estimaciones <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda firme <strong>de</strong>l año anterior<br />
Más a<strong>de</strong>lante, en el capítulo 6.1 <strong>de</strong> este informe se<br />
analiza la capacidad prevista <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
133
Figura 5.1.5. Necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamiento para aten<strong>de</strong>r a las obligaciones <strong>de</strong> EEMM<br />
Necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamiento<br />
(N.º <strong>de</strong> días equivalentes)<br />
Carácter <strong>de</strong> las existencias<br />
Criterio <strong>de</strong> cálculo <strong>de</strong> las necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> almacenamiento subterráneo<br />
10 días Estratégicas Ventas firmes en el año anterior<br />
10 días (2 todo el año y 10 en octubre) Operativas Ventas firmes 1 en el año anterior<br />
30 días Modulación Ventas totales a consumidores con <strong>de</strong>recho<br />
a acogerse a tarifa <strong>de</strong> último recurso.<br />
500 GWh Gas <strong>de</strong> maniobra Destinado “gas <strong>de</strong> maniobra” <strong>de</strong>l GTS<br />
Capacidad <strong>de</strong> AASS remanente Almacenamiento Comercial Asignación mediante subasta competitiva<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 5.1.6. Volumen <strong>de</strong> consumo firme, consumo a peaje interrumpible y consumo con interrumpibilidad<br />
comercial en el año 2007<br />
Consumo anual<br />
GWh/año<br />
Máximo consumo diario<br />
Consumo firme 365.800 Sin datos<br />
Consumo a peaje interrumpible 20.948 150 GWh/día<br />
Interrumpibilidad comercial 20.917 Sin datos<br />
Total 407.665 1.863 GWh/día<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 5.1.7. Estimación <strong>de</strong> las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong> almacenamiento estratégico, operativo y <strong>de</strong><br />
modulación en función <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda firme prevista para el período 2009-2012<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Demanda total (escenario central) (GWh) 435.123 449.337 464.507 485.204<br />
Demanda Firme 389.561 403.031 416.480 434.777<br />
Demanda interrumpible 45.562 46.306 48.027 50.427<br />
Demanda Grupo 3 64.309 66.597 68.967 71.421<br />
Existencias <strong>de</strong> Seguridad (GWh)<br />
Existencias estratégicas 11.079 10.673 11.042 11.410<br />
Existencias operativas 11.079 10.673 11.042 11.410<br />
Existencias modulación 5.104 5.286 5.474 5.669<br />
Gas <strong>de</strong> maniobra 500 500 500 500<br />
Total necesida<strong>de</strong>s almacenamiento 27.763 27.131 28.058 28.989<br />
Fuente: CNE.<br />
1<br />
Aunque la obligación <strong>de</strong> almacenamiento se calcula en función<br />
<strong>de</strong> las ventas firmes, la ITC/3862/2007 asignó la capacidad<br />
<strong>de</strong> almacenamiento subterráneo en función <strong>de</strong> las ventas<br />
totales.<br />
134
almacenamiento subterráneo y <strong>de</strong> GNL, y se compara<br />
con las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> acuerdo con<br />
la <strong>de</strong>manda prevista.<br />
5.1.3.3. Necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamientos para<br />
aten<strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda frente a posibles<br />
contingencias en la oferta externa <strong>de</strong> gas<br />
al sistema gasista español<br />
Dada la <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia externa <strong>de</strong> España, don<strong>de</strong> el 100%<br />
<strong>de</strong> los aprovisionamientos <strong>de</strong> gas viene <strong>de</strong>l exterior,<br />
resulta necesario contar con un sistema que disponga <strong>de</strong><br />
una capacidad <strong>de</strong> almacenamiento que permita aten<strong>de</strong>r la<br />
<strong>de</strong>manda frente a posibles contingencias en la oferta<br />
externa <strong>de</strong> gas al sistema español, evitando situaciones<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>sabastecimiento.<br />
operativas las plantas <strong>de</strong> regasificación españolas para la<br />
recepción <strong>de</strong> GNL <strong>de</strong> otros países.<br />
Para hacer frente a este escenario, se consi<strong>de</strong>ra que la<br />
pérdida <strong>de</strong> suministros <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Argelia (pérdida <strong>de</strong> entre el<br />
37 y el 40% en los aprovisionamientos a España) <strong>de</strong>be<br />
sustituirse, en parte, a través <strong>de</strong> la extracción <strong>de</strong> los<br />
almacenamientos subterráneos, y en parte a través <strong>de</strong> un<br />
aumento <strong>de</strong> la emisión <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> GNL, utilizando<br />
la capacidad <strong>de</strong> regasificación exce<strong>de</strong>ntaria existente.<br />
En la figura 5.1.8 se estima la capacidad <strong>de</strong> emisión<br />
diaria mínima exce<strong>de</strong>ntaria que <strong>de</strong>bería tener el sistema<br />
gasista para hacer frente a una suspensión temporal <strong>de</strong>l<br />
suministro <strong>de</strong>l mayor proveedor <strong>de</strong> gas natural, que en el<br />
horizonte temporal previsto es Argelia.<br />
Para hacer frente a una suspensión temporal <strong>de</strong>l<br />
suministro externo a España, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> constituir<br />
reservas estratégicas, es necesario que exista una<br />
capacidad suficiente <strong>de</strong> extracción en los<br />
almacenamientos y <strong>de</strong> transporte en los gasoductos <strong>de</strong><br />
conexión con los mismos, o alternativamente, disponer<br />
<strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> GNL exce<strong>de</strong>ntaria, <strong>de</strong><br />
manera que permita que las reservas en almacenamientos<br />
subterráneos o tanques <strong>de</strong> GNL sean operativas y puedan<br />
alcanzar los puntos <strong>de</strong> consumo.<br />
Cabe señalar como medida adicional la posibilidad <strong>de</strong><br />
acudir a los mecanismos <strong>de</strong> flexibilidad por el lado <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas, esto es, la gestión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
interrumpible (estimada pue<strong>de</strong> ser en torno a un 10% <strong>de</strong><br />
la <strong>de</strong>manda total), para hacer frente a estas contingencias<br />
externas.<br />
• Suspensión temporal <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong>l mayor<br />
proveedor <strong>de</strong> gas natural a España<br />
Este escenario consi<strong>de</strong>ra una paralización total <strong>de</strong> la<br />
producción <strong>de</strong> gas en el país argelino, lo que provocaría<br />
la suspensión <strong>de</strong> todos sus suministros a Europa, tanto<br />
por gasoducto como por barco, pero se mantendrían<br />
• Suspensión temporal <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas<br />
natural a través <strong>de</strong>l Magreb<br />
Este escenario consi<strong>de</strong>ra una suspensión <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong><br />
gas a través <strong>de</strong>l gasoducto <strong>de</strong>l Magreb, pero se mantendrían<br />
operativas el resto <strong>de</strong> las entradas <strong>de</strong> gas al sistema.<br />
Para hacer frente a este escenario, se consi<strong>de</strong>ra que la pérdida<br />
<strong>de</strong> suministros <strong>de</strong> Argelia a través <strong>de</strong>l gasoducto <strong>de</strong>l Magreb<br />
<strong>de</strong>be sustituirse, a partes iguales, a través <strong>de</strong> la extracción <strong>de</strong><br />
los almacenamientos subterráneos y a través <strong>de</strong> un aumento<br />
<strong>de</strong> la emisión <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> GNL, utilizando la capacidad<br />
<strong>de</strong> regasificación exce<strong>de</strong>ntaria existente.<br />
En la figura 5.1.9 se estima la capacidad <strong>de</strong> emisión<br />
mínima diaria exce<strong>de</strong>ntaria que <strong>de</strong>bería tener el sistema<br />
gasista para hacer frente a una suspensión temporal <strong>de</strong>l<br />
suministro a través <strong>de</strong>l gasoducto <strong>de</strong>l Magreb.<br />
• Suspensión temporal <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas<br />
natural a través <strong>de</strong>l Medgaz<br />
Este escenario consi<strong>de</strong>ra una suspensión <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong><br />
gas a través <strong>de</strong>l gasoducto <strong>de</strong>l Medgaz, pero se mantendrían<br />
operativas el resto <strong>de</strong> las entradas <strong>de</strong> gas al sistema.<br />
135
Figura 5.1.8. Estimación <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> emisión diaria mínima necesaria para hacer frente a una<br />
interrupción temporal <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong>l mayor proveedor<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Fallo <strong>de</strong> suministro (1) (GWh) 199.472 224.991 234.957 242.673<br />
Porcentaje sobre el suministro total 39% 41% 41% 40%<br />
Capacidad mínima diaria a cubrir (GWh/día) 546 616 644 663<br />
Capacidad <strong>de</strong> emisión mínima diaria <strong>de</strong> almacenamientos<br />
(GWh/día) (33% <strong>de</strong>l fallo)<br />
Capacidad exce<strong>de</strong>ntaria mínima diaria <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> GNL<br />
(67% <strong>de</strong>l fallo)<br />
180 203 212 219<br />
366 413 431 444<br />
(1) El fallo <strong>de</strong> suministro hace referencia a la cantidad <strong>de</strong> gas que habría que aportar para hacer frente a una hipotética suspensión<br />
<strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong>l mayor proveedor <strong>de</strong> gas natural.<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 5.1.9. Estimación <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> emisión diaria mínima necesaria para hacer frente a una<br />
interrupción temporal <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas a través <strong>de</strong>l Magreb<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Fallo <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> GN por el Magreb (GWh) 101.085 99.190 99.760 102.950<br />
Porcentaje sobre el suministro total 20% 18% 17% 17%<br />
Capacidad mínima diaria a cubrir (GWh/día) 277 272 273 281<br />
Capacidad <strong>de</strong> emisión mínima diaria <strong>de</strong> almacenamientos<br />
(GWh/día) (50% <strong>de</strong>l fallo)<br />
Capacidad exce<strong>de</strong>ntaria mínima diaria <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> GNL<br />
(50% <strong>de</strong>l fallo)<br />
138 136 137 141<br />
138 136 137 141<br />
Fuente: CNE.<br />
Para hacer frente a este escenario, se consi<strong>de</strong>ra que la<br />
pérdida <strong>de</strong> suministros <strong>de</strong> Argelia a través <strong>de</strong>l gasoducto<br />
<strong>de</strong>l Medgaz <strong>de</strong>be sustituirse, a partes iguales, a través <strong>de</strong><br />
la extracción <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos y a<br />
través <strong>de</strong> un aumento <strong>de</strong> la emisión <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
GNL, utilizando la capacidad <strong>de</strong> regasificación<br />
exce<strong>de</strong>ntaria existente.<br />
En la figura 5.1.10 se estima la capacidad <strong>de</strong> emisión<br />
mínima diaria exce<strong>de</strong>ntaria que <strong>de</strong>bería tener el sistema<br />
gasista para hacer frente a una suspensión temporal <strong>de</strong>l<br />
suministro a través <strong>de</strong>l gasoducto <strong>de</strong>l Medgaz.<br />
• Suspensión temporal <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong>l mayor<br />
proveedor <strong>de</strong> GNL a España<br />
Este escenario consi<strong>de</strong>ra la suspensión temporal <strong>de</strong>l<br />
suministro <strong>de</strong> GNL <strong>de</strong>l mayor proveedor <strong>de</strong> GNL a<br />
España, que en el horizonte 2009-2012 es Nigeria, con<br />
un porcentaje que oscila entre el 17% y el 20% <strong>de</strong>l<br />
aprovisionamiento <strong>de</strong> gas a España.<br />
Cabe señalar que este escenario consi<strong>de</strong>ra una parada en<br />
la producción <strong>de</strong>l GNL proveniente <strong>de</strong> Nigeria, por lo<br />
que afectará no sólo a España sino, en general, al<br />
136
Figura 5.1.10. Estimación <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> emisión diaria mínima necesaria para hacer frente a una<br />
interrupción temporal <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas a través <strong>de</strong>l Medgaz<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Fallo <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> GN por el Medgaz (GWh) 24.877 57.577 66.727 67.727<br />
Porcentaje sobre el suministro total 5% 11% 12% 11%<br />
Capacidad mínima diaria a cubrir (GWh/día) 68 158 183 185<br />
Capacidad <strong>de</strong> emisión mínima diaria <strong>de</strong> almacenamientos<br />
(GWh/día) (50% <strong>de</strong>l fallo)<br />
Capacidad exce<strong>de</strong>ntaria mínima diaria <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> GNL<br />
(50% <strong>de</strong>l fallo)<br />
Fuente: CNE.<br />
34 79 91 93<br />
34 79 91 93<br />
suministro <strong>de</strong> <strong>de</strong> GNL en toda la cuenca atlántica, que se<br />
vería reducido en un 25%.<br />
el mercado <strong>de</strong> corto plazo (cargamentos spot), atrayendo<br />
cargamentos <strong>de</strong>stinados hacia otros mercados.<br />
La capacidad <strong>de</strong> licuefacción <strong>de</strong> Nigeria en el año 2007<br />
era <strong>de</strong> 16.400 miles <strong>de</strong> toneladas, aproximadamente el<br />
25% <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> licuefacción total <strong>de</strong> la cuenca<br />
atlántica. La cantidad <strong>de</strong>stinada a Europa fue <strong>de</strong> 12.394<br />
miles <strong>de</strong> toneladas <strong>de</strong> GNL, <strong>de</strong> las cuales 6.431 miles <strong>de</strong><br />
toneladas se <strong>de</strong>stinaron al mercado español, esto es,<br />
aproximadamente el 52% <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> Nigeria a<br />
Europa. El porcentaje restante tiene como <strong>de</strong>stinos<br />
Francia, Portugal y Turquía. A<strong>de</strong>más, otras 2.032 miles<br />
<strong>de</strong> toneladas fueron <strong>de</strong>stinadas a Estados Unidos.<br />
La figura 5.1.11 muestra el número <strong>de</strong> cargamentos<br />
mensuales adicionales que serían necesarios para cubrir<br />
el cese <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> GNL proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong>l principal<br />
país proveedor <strong>de</strong>l mercado español. Para hacer frente a<br />
este escenario, se consi<strong>de</strong>ra que se requiere<br />
aproximadamente la mitad <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> emisión<br />
<strong>de</strong> los almacenamientos y entre cuatro y cinco buques<br />
mensuales <strong>de</strong> 130.000 m 3 <strong>de</strong> GNL contratados en el<br />
mercado spot para terminar <strong>de</strong> cubrir el gas no aportado,<br />
según el año consi<strong>de</strong>rado.<br />
Se consi<strong>de</strong>ra que el GNL no suministrado tendría que ser<br />
sustituido con gas extraído <strong>de</strong> los almacenamientos y a<br />
través <strong>de</strong> la contratación <strong>de</strong> cargamentos adicionales en<br />
Este escenario afectaría a la capacidad <strong>de</strong> licuación <strong>de</strong> la<br />
cuenca atlántica, lo que pue<strong>de</strong> encarecer notablemente el<br />
precio <strong>de</strong> los cargamentos spot <strong>de</strong> GNL.<br />
Figura 5.1.11. Estimación <strong>de</strong> cargamentos adicionales <strong>de</strong> GNL para hacer frente a una interrupción temporal<br />
<strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong>l mayor proveedor <strong>de</strong> GNL a España<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Fallo <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> GNL (GWh) 99.559 100.010 100.499 105.675<br />
Porcentaje sobre el suministro total 20% 18% 17% 18%<br />
Capacidad <strong>de</strong> emisión diaria mínima <strong>de</strong> almacenamiento<br />
(GWh/día) (50% <strong>de</strong>l fallo)<br />
Número <strong>de</strong> buques <strong>de</strong> 130.000 m 3 <strong>de</strong> GNL adicionales por<br />
mes (50% <strong>de</strong>l fallo)<br />
Fuente: CNE.<br />
136 137 138 145<br />
4,7 4,7 4,7 4,9<br />
137
5.1.3.4. Necesidad <strong>de</strong> almacenamiento operativo<br />
<strong>de</strong> GNL para disponer <strong>de</strong> autonomía en<br />
las plantas<br />
En relación a las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> almacenamiento<br />
operativo <strong>de</strong> GNL, la Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong><br />
electricidad y gas <strong>2008</strong>-2016 establece unos criterios <strong>de</strong><br />
diseño para el dimensionamiento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamiento <strong>de</strong> GNL <strong>de</strong> cada una <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación <strong>de</strong>l sistema gasista español, <strong>de</strong> manera que<br />
pueda hacerse frente a posibles contingencias<br />
meteorológicas (cierres <strong>de</strong> puertos).<br />
Según estos criterios, para hacer frente a esta<br />
eventualidad, cada planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong>berá<br />
disponer <strong>de</strong> una capacidad <strong>de</strong> almacenamiento operativa<br />
<strong>de</strong> GNL (adicional al nivel mínimo operativo <strong>de</strong><br />
llenado) en relación con la producción <strong>de</strong> forma<br />
continuada a su capacidad nominal, tal que le permita<br />
con un nivel <strong>de</strong> llenado <strong>de</strong>l 50% disponer <strong>de</strong> una<br />
autonomía mínima <strong>de</strong> 3 ó 4 días, según la planta se<br />
encuentre ubicada en el Mediterráneo, o en el Atlántico<br />
o el Cantábrico.<br />
En la figura 5.1.12 se indican las previsibles necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL para el conjunto <strong>de</strong> plantas<br />
<strong>de</strong> regasificación en función <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y oferta<br />
previstas en capítulos anteriores, para una autonomía <strong>de</strong><br />
8 días <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL (para un nivel <strong>de</strong><br />
llenado <strong>de</strong>l 100% <strong>de</strong>l volumen útil) como límite inferior<br />
<strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong> almacenamiento.<br />
En caso <strong>de</strong> que se consi<strong>de</strong>re necesario disponer <strong>de</strong> mayor<br />
grado <strong>de</strong> autonomía en las plantas, será preciso aumentar<br />
en mayor medida la capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong><br />
GNL.<br />
Figura 5.1.12. Capacidad necesaria <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL en plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Demanda a cubrir por GNL (GWh)<br />
Escenario Superior 305.300 299.031 319.762 356.711<br />
Escenario Central 288.161 271.570 277.020 293.527<br />
Necesida<strong>de</strong>s mínimas <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL para 8 días <strong>de</strong> autonomía (1) (Miles m 3 GNL)<br />
Escenario Superior 2.058 2.206 2.407 2.704<br />
Escenario Central 1.781 1.901 2.064 2.305<br />
(1) Suponiendo la previsión <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda diaria punta en firme y un volumen útil <strong>de</strong>l tanque <strong>de</strong>l 91%.<br />
Fuente: CNE.<br />
5.2. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica<br />
Después <strong>de</strong> los apartados relativos a las previsiones <strong>de</strong><br />
oferta y <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>s<strong>de</strong> 2009 hasta 2012, es ahora<br />
posible realizar un análisis <strong>de</strong> la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
prevista con la oferta disponible en cada período. De este<br />
modo se <strong>de</strong>terminará el grado <strong>de</strong> a<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> las<br />
futuras necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> generación en el sistema con las<br />
inversiones previstas para la incorporación <strong>de</strong> nueva<br />
potencia.<br />
Las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> nueva capacidad van a estar<br />
<strong>de</strong>terminadas por el crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, por la<br />
evolución <strong>de</strong>l equipo disponible en la actualidad y por el<br />
nivel <strong>de</strong> seguridad en el suministro <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
138
que se pretenda conseguir. Para la <strong>de</strong>finición <strong>de</strong>l nivel <strong>de</strong><br />
seguridad necesario, se han respetado los criterios<br />
técnicos indicados por el Operador <strong>de</strong>l Sistema para la<br />
Península, mientras que se han aplicado los márgenes <strong>de</strong><br />
seguridad marcados por el carácter conservador que<br />
mantiene esta Comisión en cuanto a los sistemas<br />
extrapeninsulares.<br />
En primer lugar, se analiza la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong> energía eléctrica en el sistema peninsular y su<br />
necesidad <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> potencia. Posteriormente<br />
se tratará la cobertura en los sistemas extrapeninsulares.<br />
5.2.1. Balance oferta-<strong>de</strong>manda eléctrica<br />
peninsular<br />
A continuación, se señalan los elementos que se van a<br />
emplear en el análisis <strong>de</strong> cobertura, realizando algunas<br />
precisiones sobre la forma en que se incluirá cada uno <strong>de</strong><br />
ellos.<br />
Evolución prevista <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en el sistema<br />
peninsular<br />
Las previsiones <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica para<br />
el período 2009-2012 fueron presentadas en el capítulo 3,<br />
en forma <strong>de</strong> dos escenarios que darán lugar a diferentes<br />
niveles <strong>de</strong> exigencia al sistema. La máxima <strong>de</strong>manda <strong>de</strong><br />
potencia media horaria se recoge <strong>de</strong> nuevo en este<br />
apartado, en el que se analiza la potencia que resultará<br />
necesaria para lograr su cobertura, tanto en la punta <strong>de</strong><br />
invierno como <strong>de</strong> verano.<br />
El estudio <strong>de</strong>l período veraniego está justificado, a pesar<br />
<strong>de</strong> que las puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda previstas sean superiores<br />
en invierno, porque difiere la disponibilidad <strong>de</strong> potencia<br />
eléctrica, especialmente la <strong>de</strong> la potencia hidráulica, que<br />
en verano suele ser sensiblemente inferior, pudiéndose<br />
producir situaciones <strong>de</strong> riesgo <strong>de</strong> suministro.<br />
Finalmente, se consi<strong>de</strong>ra que los resultados más<br />
<strong>de</strong>sfavorables que resulten <strong>de</strong>l análisis <strong>de</strong> los distintos<br />
escenarios es lo que <strong>de</strong>terminará el nivel <strong>de</strong> potencia<br />
mínimo <strong>de</strong>seable en el sistema.<br />
En la figura 5.2.1 se muestran los valores <strong>de</strong> punta <strong>de</strong><br />
potencia obtenidos según las hipótesis recogidas en el<br />
apartado 3.2 <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong>.<br />
Evolución prevista <strong>de</strong> la potencia instalada en<br />
el sistema peninsular: disponibilidad <strong>de</strong>l equipo<br />
generador<br />
Para el estudio <strong>de</strong> cobertura es necesario utilizar tanto la<br />
potencia <strong>de</strong>l parque generador existente en régimen<br />
ordinario, como la estimación <strong>de</strong> sus altas y bajas a lo<br />
largo <strong>de</strong>l período 2009-2012. Asimismo, siguiendo una<br />
postura conservadora, no se tiene en cuenta directamente<br />
la potencia instalada sino la realmente operativa, es <strong>de</strong>cir,<br />
<strong>de</strong>trayendo <strong>de</strong> la potencia total instalada aquella que, por<br />
Figura 5.2.1. Previsión <strong>de</strong> potencia punta <strong>de</strong> invierno y <strong>de</strong> verano<br />
Invierno<br />
Verano<br />
Punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
(MW)<br />
Escenario<br />
Medio<br />
Escenario<br />
Extremo<br />
Punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
(MW)<br />
Escenario<br />
Medio<br />
Escenario<br />
Extremo<br />
2009/10 46.500 48.900 2009 42.800 44.500<br />
2010/11 47.600 50.200 2010 44.000 45.500<br />
2011/12 48.500 51.600 2011 45.000 46.500<br />
2012/13 49.400 53.300 2012 46.000 47.800<br />
Fuente: REE.<br />
139
haber estado sujeta a procesos <strong>de</strong> baja, a<br />
indisponibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> larga duración o a condicionantes<br />
medioambientales, no ha sido productiva durante<br />
ejercicios anteriores.<br />
A continuación, se calcula la potencia disponible en la<br />
totalidad <strong>de</strong>l sistema peninsular, tanto en régimen<br />
ordinario como en régimen especial, aplicando sobre la<br />
potencia operativa unos coeficientes <strong>de</strong> disponibilidad y<br />
consumos propios. Con respecto a la disponibilidad, se<br />
ha estimado el volumen <strong>de</strong> revisiones anuales<br />
programadas para mantenimiento <strong>de</strong> los grupos térmicos.<br />
La duración estimada <strong>de</strong> la revisión programada anual<br />
para mantenimiento es <strong>de</strong> cuatro semanas, para el equipo<br />
térmico convencional, y seis para los grupos nucleares.<br />
A<strong>de</strong>más, se ha supuesto que durante la punta <strong>de</strong> invierno<br />
no hay ningún grupo en revisión.<br />
Por otra parte, se estiman las tasas <strong>de</strong> indisponibilidad<br />
fortuita por fallo para cada tipo <strong>de</strong> tecnología <strong>de</strong><br />
producción, así como los efectos que la climatología<br />
pudiera tener sobre las instalaciones generadoras. Los<br />
efectos climatológicos se manifiestan principalmente en<br />
la disponibilidad <strong>de</strong> la potencia hidráulica y en la<br />
disponibilidad <strong>de</strong> las instalaciones <strong>de</strong> régimen especial.<br />
Siguiendo la línea conservadora ya mencionada y<br />
adoptada a lo largo <strong>de</strong> la totalidad <strong>de</strong>l presente informe,<br />
se trabaja con la hipótesis <strong>de</strong> año seco.<br />
Se consi<strong>de</strong>ran las siguientes probabilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> fallo<br />
fortuito <strong>de</strong> los grupos térmicos, <strong>de</strong> acuerdo con los<br />
valores totales máximos acaecidos en los últimos años y<br />
con la información <strong>de</strong> REE:<br />
• Grupos nucleares: 6%<br />
• Grupos <strong>de</strong> hulla-antracita: 5%<br />
• Grupos <strong>de</strong> lignito pardo: 5%<br />
• Grupos <strong>de</strong> lignito negro: 5%<br />
• Grupos <strong>de</strong> fuel y fuel-gas: 32%<br />
• Grupos <strong>de</strong> carbón importado: 3,5%<br />
• CCTG durante su primer año <strong>de</strong> operación: 10%<br />
• CCTG que lleven en operación más <strong>de</strong> un año: 6%<br />
En las centrales hidráulicas se ha consi<strong>de</strong>rado las<br />
diferencias entre el índice <strong>de</strong> invierno (en torno al 50%)<br />
y <strong>de</strong> verano (alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong>l 40%).<br />
En la previsión <strong>de</strong> la potencia disponible <strong>de</strong>l régimen<br />
especial se ha tomado la referencia <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l<br />
sistema, en línea con la información propia <strong>de</strong> la CNE,<br />
consi<strong>de</strong>rándose unos coeficientes <strong>de</strong> disponibilidad que<br />
varían, para el régimen especial térmico 2 , entre el 50 y el<br />
58%. Estos coeficientes se ven significativamente<br />
disminuidos para el régimen especial no térmico 3 ,<br />
pasando a un coeficiente que se sitúa alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong>l 5%.<br />
De este modo, se obtiene finalmente un resultado distinto<br />
para cada año, estación, escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda y<br />
escenario <strong>de</strong> oferta. En este informe se presentan<br />
únicamente los valores <strong>de</strong> potencia mínima que resultan<br />
más <strong>de</strong>sfavorables para el sistema eléctrico en cada año y<br />
estación, continuando así con una actitud conservadora<br />
con respecto al cierre, puesta en marcha o inoperatividad<br />
<strong>de</strong> instalaciones.<br />
Evolución prevista <strong>de</strong> los intercambios<br />
internacionales<br />
Existe un único contrato <strong>de</strong> importación a largo plazo,<br />
establecido entre REE y EDF hasta septiembre <strong>de</strong> 2010 y<br />
por una potencia <strong>de</strong> 300 MW, así como un contrato <strong>de</strong><br />
exportación en punta <strong>de</strong> REE a EDF, por la misma<br />
cantidad, asociado al anterior. Dado que no existe<br />
garantía absoluta en la ejecución <strong>de</strong>l contrato, se ha<br />
optado por no consi<strong>de</strong>rarlo en el análisis.<br />
Tampoco se han tomado en consi<strong>de</strong>ración los posibles<br />
contratos <strong>de</strong> intercambios intracomunitarios e<br />
internacionales a corto plazo que, aunque serán cada vez<br />
más habituales, están sometidos a gran<strong>de</strong>s incertidumbres<br />
(<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> los mercados eléctricos europeos,<br />
2<br />
Régimen especial térmico: cogeneración, biomasa, biogás, residuos<br />
sólidos y urbanos.<br />
3<br />
Régimen especial no térmico: hidráulica, eólica y solar.<br />
140
diferencial <strong>de</strong> precios entre ellos, capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
intercambio, etc.).<br />
De esta forma, se ha realizado una estimación<br />
conservadora <strong>de</strong>l apoyo esperado por intercambios<br />
internacionales, consi<strong>de</strong>rándose un saldo importador<br />
nulo.<br />
Contribución prevista <strong>de</strong> gestión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y<br />
<strong>de</strong> los planes <strong>de</strong> ahorro y eficiencia energética<br />
La <strong>de</strong>manda pue<strong>de</strong> tener cierta capacidad <strong>de</strong> reducir su<br />
consumo en los momentos don<strong>de</strong> pudiesen existir<br />
problemas <strong>de</strong> suministro, tanto a través <strong>de</strong> los programas<br />
existentes (servicio <strong>de</strong> interrumpibilidad), como a otros<br />
que se pudieran <strong>de</strong>sarrollar en el futuro, y ante precios<br />
elevados en el mercado. Esta capacidad aportaría una<br />
mayor garantía al correcto funcionamiento <strong>de</strong>l sistema,<br />
pero continuando con el criterio conservador, sólo se ha<br />
consi<strong>de</strong>rado <strong>de</strong> forma parcial en el escenario medio <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda, ya que se ha preferido i<strong>de</strong>ntificar las<br />
necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> potencia que permitirían funcionar al<br />
sistema sin necesidad <strong>de</strong> emplear estos mecanismos <strong>de</strong><br />
emergencia. No obstante, constituye un margen <strong>de</strong><br />
seguridad adicional para los casos <strong>de</strong> <strong>de</strong>mandas extremas.<br />
Potencia total disponible<br />
Así, teniendo en cuenta las anteriores consi<strong>de</strong>raciones, en<br />
la figura 5.2.2 se muestra, tanto para invierno como para<br />
verano, la potencia disponible por tecnología prevista en<br />
el escenario <strong>de</strong> oferta <strong>de</strong> potencia inferior para cada uno<br />
<strong>de</strong> los años <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado.<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> las inversiones previstas. Para ello, se han<br />
empleado los criterios <strong>de</strong> seguridad que se <strong>de</strong>scriben a<br />
continuación.<br />
Índice <strong>de</strong> Cobertura<br />
El criterio principal que se ha empleado para evaluar la<br />
necesidad <strong>de</strong> potencia en el sistema eléctrico es el índice<br />
<strong>de</strong> cobertura. Según el criterio <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l sistema<br />
eléctrico, este índice <strong>de</strong>bería ser igual o superior a 1,1, lo<br />
que significaría alcanzar un margen <strong>de</strong> potencia <strong>de</strong>l 10%<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda.<br />
Existen otros parámetros como la probabilidad <strong>de</strong><br />
pérdida <strong>de</strong> carga (LOLP) que cumplen una finalidad<br />
similar, sin embargo se ha utilizado el índice <strong>de</strong><br />
cobertura ya que se trata <strong>de</strong> un parámetro <strong>de</strong> tipo<br />
<strong>de</strong>terminista que resulta <strong>de</strong> fácil comprensión y, a los<br />
efectos contemplados en este estudio, se consi<strong>de</strong>ra<br />
absolutamente apropiado.<br />
En general, el índice <strong>de</strong> cobertura se <strong>de</strong>fine como el<br />
cociente entre la potencia disponible y la <strong>de</strong>manda punta,<br />
estando su cálculo sujeto a una serie <strong>de</strong> hipótesis que es<br />
necesario explicitar para po<strong>de</strong>r valorar a<strong>de</strong>cuadamente su<br />
significado. En este apartado, los índices <strong>de</strong> cobertura se<br />
han calculado a partir <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta prevista para<br />
los dos escenarios consi<strong>de</strong>rados, tomándose como valor<br />
<strong>de</strong> potencia disponible la mostrada en la figura anterior<br />
en el escenario <strong>de</strong> oferta pesimista y año hidráulico seco,<br />
es <strong>de</strong>cir, la mínima potencia efectiva que se espera<br />
aporten las diferentes tecnologías en situación <strong>de</strong><br />
invierno y <strong>de</strong> verano.<br />
5.2.2. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en el sistema<br />
eléctrico peninsular<br />
El objeto <strong>de</strong> este apartado es aportar unos valores<br />
indicativos acerca <strong>de</strong> la potencia que sería necesario<br />
instalar, en su caso, para lograr alcanzar un nivel <strong>de</strong><br />
seguridad <strong>de</strong> suministro razonable en los próximos cinco<br />
años, así como <strong>de</strong>terminar la a<strong>de</strong>cuación a la futura<br />
Fuentes <strong>de</strong> incertidumbre<br />
Las principales incertidumbres naturales, con respecto a<br />
la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, son el crecimiento <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda, la disponibilidad <strong>de</strong> nueva potencia y la<br />
disponibilidad <strong>de</strong> energía hidroeléctrica. La primera <strong>de</strong><br />
ellas ha sido consi<strong>de</strong>rada en el apartado 3, a través <strong>de</strong>l<br />
análisis <strong>de</strong> los escenarios <strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda,<br />
141
Figura 5.2.2. Potencia disponible prevista por tecnología (MW) en el escenario pesimista o <strong>de</strong> potencia<br />
inferior<br />
Potencia Disponible (MW)<br />
Invierno<br />
2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013<br />
Hidráulica 8.272 8.272 8.272 8.272<br />
Nuclear 7.008 7.008 7.008 7.008<br />
Carbón 10.276 10.276 10.276 10.276<br />
Fuel/Gas 2.676 2.470 2.249 2.028<br />
CCGT 20.033 21.806 22.594 24.043<br />
Saldo intercambios en punta 0 0 0 0<br />
Régimen especial térmicos 4.588 4.955 5.318 5.499<br />
Régimen especial no térmicos 1.800 2.018 2.242 2.311<br />
Total potencia disponible 54.652 56.805 57.960 59.438<br />
Potencia Disponible (MW)<br />
Verano<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Hidráulica 6.689 6.689 6.689 6.689<br />
Nuclear 6.859 6.859 6.859 6.859<br />
Carbón 10.168 10.168 10.168 10.168<br />
Fuel/Gas 2.558 2.361 2.150 1.939<br />
CCGT 19.760 20.634 21.886 22.981<br />
Saldo intercambios en punta 0 0 0 0<br />
Régimen especial térmicos 4.443 4.806 5.150 5.334<br />
Régimen especial no térmicos 1.714 1.934 2.165 2.236<br />
Total potencia disponible 52.191 53.451 55.067 56.207<br />
Fuente: REE, promotores y CNE.<br />
ambos posibles, aunque el más extremo no sea<br />
excesivamente probable.<br />
Respecto a la disponibilidad <strong>de</strong> nueva potencia, como se<br />
ha señalado con anterioridad, se ha consi<strong>de</strong>rado cada año<br />
la inferior <strong>de</strong> entre la previsión <strong>de</strong> potencia instalada que<br />
efectúa el operador <strong>de</strong>l sistema y la obtenida <strong>de</strong> la<br />
información facilitada por los agentes sobre sus planes<br />
<strong>de</strong> promoción y cierre <strong>de</strong> instalaciones; <strong>de</strong>ducidas las<br />
instalaciones que no poseen contratos <strong>de</strong> acceso a la red<br />
<strong>de</strong> gas, ni autorización administrativa.<br />
La disponibilidad <strong>de</strong> energía hidroeléctrica, sin embargo,<br />
se ha incluido en el estudio mediante el empleo <strong>de</strong> los<br />
coeficientes <strong>de</strong> disponibilidad, empleando valores <strong>de</strong> año<br />
hidráulico seco, <strong>de</strong> forma que para un año hidráulico<br />
medio, la seguridad <strong>de</strong> abastecimiento <strong>de</strong>l sistema estaría<br />
garantizada con valores <strong>de</strong> potencia instalada<br />
significativamente superiores a los recogidos en este<br />
estudio.<br />
Existen otras fuentes <strong>de</strong> incertidumbre que afectan a la<br />
garantía <strong>de</strong>l suministro y que no han sido expresamente<br />
142
ecogidas en el análisis realizado en este capítulo, como<br />
la posible escasez <strong>de</strong> fuentes energéticas primarias o<br />
infraestructuras <strong>de</strong> transporte, que son abordadas en otros<br />
capítulos <strong>de</strong> este informe. Finalmente, faltarían por<br />
recoger situaciones <strong>de</strong> averías <strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong><br />
producción muy superiores a las medias históricas,<br />
funcionamientos atípicos <strong>de</strong> las instalaciones <strong>de</strong> régimen<br />
especial, causas <strong>de</strong> fuerza mayor, etc. que, aunque<br />
posibles, no se consi<strong>de</strong>ran probables.<br />
Así pues, sobre la base <strong>de</strong> las consi<strong>de</strong>raciones anteriores,<br />
se proce<strong>de</strong> a <strong>de</strong>terminar las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> nueva<br />
capacidad <strong>de</strong> generación en la península. Como se ha<br />
mencionado, se parte <strong>de</strong> una potencia instalada total en<br />
2007 <strong>de</strong> 85.377 MW, repartidos en 61.498 MW <strong>de</strong><br />
régimen ordinario (en los que se incluyen 20.958 MW <strong>de</strong><br />
CCTG) y 23.879 MW <strong>de</strong> régimen especial (en los que<br />
13.724 MW son eólicos y 6.034 <strong>de</strong> cogeneración). Esta<br />
potencia se incrementa hasta el 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong>,<br />
según los últimos datos provisionales disponibles en el<br />
momento <strong>de</strong> redactar este informe, hasta alcanzar los<br />
61.817 MW <strong>de</strong> régimen ordinario (en los que se incluyen<br />
21.667 MW <strong>de</strong> CCTG) y 28.465 MW <strong>de</strong> régimen<br />
especial (<strong>de</strong> los cuales 15.134 MW son eólicos y 6.300<br />
MW <strong>de</strong> cogeneración).<br />
En ambos escenarios <strong>de</strong> evolución <strong>de</strong> la potencia<br />
instalada en el largo plazo, tanto el correspondiente al<br />
operador <strong>de</strong>l sistema como el elaborado por la CNE con<br />
la información proporcionada por los promotores, se<br />
alcanzan en 2012 unos 66.000 MW en el régimen<br />
ordinario peninsular (<strong>de</strong> los cuales unos 26.300 MW son<br />
<strong>de</strong> CCTG, al incorporarse 13 nuevos ciclos durante el<br />
período 2009-2012).<br />
Respecto al régimen especial, se ha supuesto una<br />
<strong>de</strong>terminada evolución <strong>de</strong>l crecimiento <strong>de</strong> la potencia<br />
instalada, <strong>de</strong> acuerdo con la situación actual y con los<br />
objetivos <strong>de</strong> la Revisión 2005-2011 <strong>de</strong>l Documento <strong>de</strong><br />
Planificación y el nuevo Plan <strong>de</strong> Energías Renovables<br />
2005-2010. Con ello se alcanza en 2012 una potencia<br />
total en régimen especial <strong>de</strong> 41.896 MW (<strong>de</strong> los cuales<br />
23.400 MW son eólicos y 7.370 MW son <strong>de</strong><br />
cogeneración.<br />
Cobertura en punta <strong>de</strong> invierno y <strong>de</strong> verano<br />
Una vez realizado el análisis <strong>de</strong> cobertura con las<br />
consi<strong>de</strong>raciones anteriores, se obtienen los índices<br />
mostrados en la figura siguiente. Éstos alcanzan y<br />
superan ampliamente en todos los casos el valor <strong>de</strong> 1,10.<br />
En consecuencia, podría afirmarse que, bajo las<br />
consi<strong>de</strong>raciones previamente efectuadas, no se prevé que<br />
el sistema eléctrico vaya a presentar problemas <strong>de</strong><br />
cobertura en los próximos años, ni en invierno ni en<br />
verano, aunque los márgenes <strong>de</strong> potencia en la punta <strong>de</strong><br />
invierno son ligeramente más ajustados que los<br />
veraniegos.<br />
Figura 5.2.3. Índices <strong>de</strong> cobertura resultantes para verano e invierno con la potencia operativa prevista<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura.<br />
Verano<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Probable 1,22 1,21 1,22 1,22<br />
Extremo 1,17 1,17 1,18 1,18<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura.<br />
Invierno<br />
2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013<br />
Probable 1,18 1,19 1,20 1,20<br />
Extremo 1,12 1,13 1,12 1,12<br />
Fuente: REE, promotores y CNE.<br />
143
Otra forma <strong>de</strong> apreciar la holgura <strong>de</strong>l sistema es comparar<br />
la potencia eléctrica instalada necesaria para realizar la<br />
cobertura <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda con un margen <strong>de</strong><br />
reserva <strong>de</strong>l 10% (IC=1,10) con la oferta <strong>de</strong> potencia<br />
prevista, en cada período y escenario. El resultado se<br />
presenta en los dos gráficos siguientes, en los que se<br />
observa igualmente una mayor restricción en la cobertura<br />
en los escenarios <strong>de</strong> punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda invernal, aunque<br />
el margen <strong>de</strong> reserva se mantiene en todo momento por<br />
encima <strong>de</strong>l nivel <strong>de</strong> seguridad establecido, por lo que no<br />
resultaría necesaria la instalación <strong>de</strong> potencia adicional a<br />
la ya prevista en el estudio.<br />
Figura 5.2.4. Comparación <strong>de</strong> la potencia eléctrica prevista con la necesaria para un margen <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong><br />
1,1 en la punta <strong>de</strong> invierno<br />
MW<br />
115.000<br />
110.000<br />
105.000<br />
100.000<br />
95.000<br />
90.000<br />
85.000<br />
80.000<br />
<strong>2008</strong>/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013<br />
Oferta estimada <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> potencia instalada<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Extrema<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Media<br />
Fuente: REE, promotores y CNE.<br />
Figura 5.2.5. Comparación <strong>de</strong> la potencia eléctrica prevista con la necesaria para un margen <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong><br />
1,1 en la punta <strong>de</strong> verano<br />
MW<br />
115.000<br />
110.000<br />
105.000<br />
100.000<br />
95.000<br />
90.000<br />
85.000<br />
80.000<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Oferta estimada <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> potencia instalada<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Extrema<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Media<br />
Fuente: REE, promotores y CNE.<br />
144
Finalmente, se presenta en el siguiente gráfico la<br />
distribución por tecnologías <strong>de</strong> la potencia disponible<br />
para la cobertura <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong> invierno. Se aprecia<br />
nuevamente que la punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda extrema pue<strong>de</strong> ser<br />
cubierta sin problemas en todo el período, incluso<br />
incrementada en un 10% su valor. No obstante lo<br />
anterior, en este último caso, podría ser necesario acoplar<br />
al sistema todo tipo <strong>de</strong> tecnologías en los próximos<br />
inviernos, incluidas las más caras como el fuel-oil. A este<br />
respecto, hay que recordar que se han consi<strong>de</strong>rado en el<br />
análisis una serie <strong>de</strong> hipótesis conservadoras que reducen<br />
el valor <strong>de</strong> la potencia disponible consi<strong>de</strong>rada,<br />
especialmente, en el caso <strong>de</strong>l régimen especial.<br />
Cobertura en punta <strong>de</strong> invierno y <strong>de</strong> verano<br />
consi<strong>de</strong>rando restricciones <strong>de</strong> red<br />
peninsulares <strong>de</strong> régimen ordinario, esencialmente, ciclos<br />
combinados.<br />
Según la información aportada, la mayor parte <strong>de</strong> estas<br />
restricciones presentan soluciones que han sido ya<br />
contempladas en la planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong><br />
electricidad y gas diseñada por el Ministerio <strong>de</strong> Industria,<br />
Turismo y Comercio para los próximos años. Sin<br />
embargo, existen otras restricciones que no han sido<br />
incorporadas en el actual documento <strong>de</strong> planificación, así<br />
como, otras más que podrían surgir con la puesta en<br />
marcha <strong>de</strong> nuevas instalaciones previstas <strong>de</strong> generación<br />
que vierten su energía en un mismo nudo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte. En cualquier caso, dichas restricciones podrán<br />
ser tenidas en cuenta en las próximas revisiones <strong>de</strong> la<br />
planificación.<br />
Entre la información facilitada a esta Comisión por el<br />
operador <strong>de</strong>l sistema para la elaboración <strong>de</strong>l estudio que<br />
se presenta en este informe, se encuentra una relación <strong>de</strong><br />
las restricciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte que tanto en el<br />
corto como en el largo plazo, podrían limitar la<br />
evacuación <strong>de</strong> la energía generada por las centrales<br />
Con el fin <strong>de</strong> analizar el impacto que pudieran tener<br />
estas últimas restricciones sobre la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda en el corto plazo, se ha reproducido el cálculo<br />
<strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura expuestos en el apartado<br />
anterior minorando la potencia disponible <strong>de</strong> ciclos<br />
combinados según el actual grado <strong>de</strong> restricción <strong>de</strong> la<br />
Figura 5.2.6. Cobertura en punta <strong>de</strong> invierno por tecnologías<br />
MW<br />
65.000<br />
60.000<br />
55.000<br />
50.000<br />
45.000<br />
40.000<br />
35.000<br />
30.000<br />
25.000<br />
20.000<br />
15.000<br />
10.000<br />
5.000<br />
Fuente: CNE.<br />
0<br />
<strong>2008</strong>/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013<br />
Nuclear Régimen especial Carbón<br />
Hidráulica CCGT Fuel-gas<br />
Potencia necesaria para IC = 1,1 Punta extrema <strong>de</strong>manda<br />
145
evacuación. Los resultados obtenidos muestran que, bajo<br />
el escenario <strong>de</strong> potencia disponible más pesimista, y<br />
teniendo en cuenta las limitaciones <strong>de</strong> evacuación<br />
aportadas por el operador <strong>de</strong>l sistema podrían presentarse<br />
ante puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> invierno extremas índices <strong>de</strong><br />
cobertura inferiores al 10%.<br />
5.2.3. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en los sistemas<br />
extrapeninsulares<br />
Al igual que se hace en el apartado anterior para el<br />
sistema peninsular, se analiza ahora la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica para el archipiélago balear,<br />
canario y las ciuda<strong>de</strong>s <strong>de</strong> Ceuta y Melilla. Para ello, es<br />
necesario establecer unas hipótesis <strong>de</strong> partida, <strong>de</strong>talladas<br />
a continuación.<br />
Se trata <strong>de</strong> sistemas relativamente pequeños, <strong>de</strong> mucha<br />
menos inercia que el sistema peninsular, y aislados, sin<br />
intercambios externos, por lo que el sistema <strong>de</strong>terminista<br />
<strong>de</strong> alcanzar un índice <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> 1,1 no es<br />
suficiente, y se precisa una metodología más<br />
conservadora. Por otra parte, se han consi<strong>de</strong>rado dos<br />
escenarios diferentes, según la información suministrada<br />
por el agente generador o la suministrada por el operador<br />
<strong>de</strong>l sistema.<br />
El Real Decreto 1747/2003, <strong>de</strong> 19 <strong>de</strong> diciembre, por el<br />
que se regulan los Sistemas Eléctricos Insulares y<br />
Extrapeninsulares (SEIE), <strong>de</strong>termina que será Red<br />
Eléctrica el operador <strong>de</strong>l Sistema en cada SEIE (Islas<br />
Canarias, Islas Baleares, Ceuta y Melilla). El Artículo 2<br />
<strong>de</strong> dicho Real Decreto, relativo a la planificación<br />
eléctrica, establece que en cada uno <strong>de</strong> los sistemas que<br />
conforman los SEIE se <strong>de</strong>finirá una potencia necesaria,<br />
que será objeto <strong>de</strong> retribución, <strong>de</strong> forma probabilística,<br />
<strong>de</strong> manera que la probabilidad <strong>de</strong> la pérdida <strong>de</strong> carga sea<br />
inferior, en términos mensuales, a 1 día cada 10 años.<br />
Por tanto, este Real Decreto introduce el criterio<br />
probabilístico para la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y la<br />
planificación <strong>de</strong>l equipo generador a largo plazo, a través<br />
<strong>de</strong> conceptos tales como LOLP (Loss of Load<br />
Probability), LOLE (Loss of Load Expectation) y DNS<br />
(Demand not supplied).<br />
En los estudios <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda a largo plazo<br />
elaborados por el Operador <strong>de</strong>l Sistema en los años 2004,<br />
2005 y 2006, se utilizó un criterio <strong>de</strong>terminista, <strong>de</strong>bido a<br />
la falta <strong>de</strong> disponibilidad <strong>de</strong> datos históricos suficientes<br />
<strong>de</strong> tasas <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong> los grupos térmicos <strong>de</strong> los SEIE. Sin<br />
embargo, para el año 2007, Red Eléctrica <strong>de</strong> España,<br />
como Operador <strong>de</strong>l Sistema que es, ha realizado el<br />
estudio <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda a largo plazo <strong>de</strong><br />
forma probabilística, en base a los siguientes parámetros:<br />
– LOLE (Loss of Load Expectation): Número esperado<br />
<strong>de</strong> horas <strong>de</strong> un año en las que la potencia disponible <strong>de</strong><br />
un sistema eléctrico es inferior a la <strong>de</strong>manda.<br />
– LOLP (Loss of Load Probability): Probabilidad <strong>de</strong> que,<br />
en un período <strong>de</strong>terminado, la potencia disponible <strong>de</strong>l<br />
sistema sea inferior a la <strong>de</strong>manda.<br />
– LOLA (Loss of Load Application): Aplicación<br />
<strong>de</strong>sarrollada por Red Eléctrica para el cálculo <strong>de</strong> los<br />
índices <strong>de</strong> fiabilidad <strong>de</strong> los sistemas.<br />
Los cálculos <strong>de</strong> los índices se realizan horariamente <strong>de</strong><br />
manera in<strong>de</strong>pendiente, utilizándose para cada hora la<br />
<strong>de</strong>manda esperada, los grupos disponibles y las tasas <strong>de</strong><br />
fallo <strong>de</strong> cada grupo. Los resultados mensuales obtenidos<br />
mediante la aplicación <strong>de</strong>terminan la a<strong>de</strong>cuación o no <strong>de</strong><br />
un sistema eléctrico para un mes dado, calculados como<br />
suma o promedio, según corresponda, <strong>de</strong> todos los<br />
resultados horarios <strong>de</strong> un mismo mes.<br />
El valor <strong>de</strong> referencia a utilizar es <strong>de</strong> LOLE=0,2 horas/<br />
mes, según condición establecida en el Real Decreto<br />
1747/2003 don<strong>de</strong> se especifica que la pérdida <strong>de</strong> carga<br />
habrá <strong>de</strong> ser inferior a 1 día cada 10 años.<br />
Por su parte, según la información suministrada por el<br />
agente generador, éste ha <strong>de</strong>terminado las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
potencia <strong>de</strong> acuerdo con el Real Decreto 1747/2003, así<br />
como según los Procedimientos Operativos aprobados en<br />
la Resolución <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> abril <strong>de</strong> 2006 <strong>de</strong> la Secretaría<br />
146
General <strong>de</strong> Energía, por la que se aprueban un conjunto<br />
<strong>de</strong> procedimientos <strong>de</strong> carácter técnico e instrumental<br />
necesarios para realizar la a<strong>de</strong>cuada gestión técnica <strong>de</strong><br />
los sistemas eléctricos insulares y extrapeninsulares, y<br />
que fija los valores <strong>de</strong> reserva <strong>de</strong> regulación a mantener<br />
en los SEIE, procurando en todo momento que la<br />
potencia horaria disponible en cada sistema aislado sea<br />
igual o superior a la suma <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda horaria prevista<br />
más el 50% <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> regulación primaria más el<br />
50% <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> regulación secundaria más el 100%<br />
<strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> regulación terciaria, lo que significa que<br />
la que la potencia horaria disponible en el sistema <strong>de</strong>be<br />
ser igual o superior a la suma <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda horaria más<br />
dos veces la potencia disponible <strong>de</strong>l mayor grupo <strong>de</strong>l<br />
sistema. Por último, en los cálculos aportados por el<br />
agente generador también se incluye la esperanza<br />
matemática <strong>de</strong> pérdida <strong>de</strong> carga (LOLE).<br />
Islas Baleares<br />
Como se ha mencionado anteriormente, se parte <strong>de</strong> una<br />
potencia instalada total en 2007 <strong>de</strong> 1.939 MW, repartidos<br />
en 1.892 MW <strong>de</strong> régimen ordinario (en los que se<br />
incluyen 697 MW <strong>de</strong> Centrales <strong>de</strong> Ciclo Combinado) y<br />
47 MW <strong>de</strong> régimen especial.<br />
Los datos provisionales aportados por el Operador <strong>de</strong>l<br />
Sistema para <strong>2008</strong>, totalizan una potencia instalada a 31<br />
<strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2.046 MW, repartidos en 1.958 MW<br />
correspondientes a potencia instalada en régimen<br />
ordinario y 88 MW en régimen especial.<br />
El sistema eléctrico balear cuenta con 2 subsistemas<br />
eléctricamente aislados: Mallorca-Menorca e Ibiza-<br />
Formentera. El subsistema Mallorca-Menorca está unido<br />
mediante una interconexión a 132 kV y el subsistema<br />
Ibiza-Formentera con dos interconexiones a 30 kV.<br />
Escenario <strong>de</strong>l Agente Generador:<br />
En este escenario se ha supuesto la entrada en servicio <strong>de</strong><br />
cuatro nuevas interconexiones: Península-Mallorca (400<br />
MW), Mallorca-Menorca (100 MW), Mallorca-Ibiza (100<br />
MW), Ibiza-Formentera (50 MW), antes <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong>l<br />
año 2011, incluidas en el documento <strong>de</strong> Planificación <strong>de</strong><br />
los Sectores <strong>de</strong> Electricidad y Gas <strong>2008</strong>-2016 publicado<br />
por la Secretaría General <strong>de</strong> Energía <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong><br />
Industria, Turismo y Comercio en mayo <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
Se consi<strong>de</strong>ra una potencia instalada total en 2012 <strong>de</strong><br />
2.498 MW, repartidos en 2.342 MW <strong>de</strong> régimen<br />
ordinario y 156 MW <strong>de</strong> régimen especial.<br />
A continuación se indican las reservas <strong>de</strong> seguridad<br />
resultantes en los dos subsistemas <strong>de</strong> las Islas<br />
Baleares.<br />
Figura 5.2.7. Evolución <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> generación en las Islas Baleares. Datos en MW<br />
Mallorca-Menorca 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 1.854 1.929 1.929 1.929<br />
Potencia instalada R.E. 95 123 144 156<br />
Total Potencia disponible 1.520 1.647 2.145 2.134<br />
Potencia neta grupo mayor 121 121 200 200<br />
Potencia neta seguridad 1.279 1.406 1.745 1.734<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 1.216 1.281 1.350 1.421<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia 63 125 395 313<br />
(Continúa)<br />
147
Figura 5.2.7. Evolución <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> generación en las Islas Baleares. Datos en MW (Continuación)<br />
Ibiza-Formentera 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 338 388 413 413<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
Total Potencia disponible 266 291 355 355<br />
Potencia neta grupo mayor 22 22 43 43<br />
Potencia neta seguridad 223 248 270 270<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 230 243 256 269<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia –7 5 14 1<br />
Fuente: ENDESA y CNE.<br />
En los cálculos anteriores se incluyen en potencia<br />
disponible, a partir <strong>de</strong> 2011, los 400 MW que se podrán<br />
transportar a través <strong>de</strong> la interconexión Mallorca-<br />
Península. A<strong>de</strong>más, también a partir <strong>de</strong> 2011, en el<br />
sistema Ibiza-Formentera se consi<strong>de</strong>ran 100 MW más <strong>de</strong><br />
potencia disponible que se podrá transportar con la<br />
interconexión Mallorca-Ibiza.<br />
En 2007, el índice <strong>de</strong> cobertura resultó ser <strong>de</strong> 1,28 en el<br />
sistema Mallorca-Menorca y 1,26 en el <strong>de</strong> Ibiza-<br />
Formentera. Con a previsión anterior, resultarían los<br />
siguientes índices <strong>de</strong> cobertura:<br />
Figura 5.2.8. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Baleares<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca-Menorca 1,25 1,29 1,59 1,50<br />
Ibiza-Formentera 1,16 1,20 1,39 1,32<br />
Fuente: ENDESA y CNE.<br />
Conforme al Anexo I <strong>de</strong> la Or<strong>de</strong>n ITC/914/2006, <strong>de</strong> 30<br />
<strong>de</strong> marzo, los índices <strong>de</strong> cobertura máximos a efectos<br />
<strong>de</strong>l cobro <strong>de</strong> la retribución <strong>de</strong> la garantía <strong>de</strong> potencia<br />
(coste fijo <strong>de</strong> generación) son <strong>de</strong> 1,4 para Mallorca, 1,8<br />
para Menorca y 1,5 para Ibiza-Fomentera. Parece pues<br />
que la previsión <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> potencia <strong>de</strong>l agente<br />
generador mantiene, en general, el índice <strong>de</strong> cobertura<br />
en el período consi<strong>de</strong>rado por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong>l índice máximo.<br />
La esperanza matemática <strong>de</strong> pérdida <strong>de</strong> carga (LOLE)<br />
calculada según el agente generador aporta los siguientes<br />
resultados:<br />
Figura 5.2.9. Esperanza matemática <strong>de</strong> pérdida <strong>de</strong> carga en las Islas Baleares<br />
LOLE (días/año) 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca 0,0096 0,0007 0,0000 0,0000<br />
Menorca 0,0230 0,0172 0,0013 0,0054<br />
Ibiza-Formentera 0,0074 0,0030 0,0000 0,0000<br />
Fuente: ENDESA y CNE.<br />
148
Los datos anteriores aportados por el Agente Generador<br />
se refieren a las previsiones elaboradas a lo largo <strong>de</strong>l<br />
año <strong>2008</strong>. Sin embargo, la situación económica en ese<br />
período ha sufrido una importante recesión, por lo que<br />
se producirá una contención <strong>de</strong>l incremento previsto<br />
inicialmente <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, lo que revertirá en unos<br />
mejores índices <strong>de</strong> cobertura siempre que se mantengan<br />
las actuales condiciones <strong>de</strong> la oferta. Esta Comisión ha<br />
elaborado nuevas previsiones <strong>de</strong> potencia punta en<br />
barras <strong>de</strong> central para el Sistema Balear, según se<br />
<strong>de</strong>talla en la figura 3.2.10 <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>.<br />
Consi<strong>de</strong>rando estas nuevas previsiones en cuanto a<br />
punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, pero manteniendo la potencia<br />
disponible <strong>de</strong>terminada anteriormente por el agente<br />
Generador, obtendríamos los siguientes índices <strong>de</strong><br />
cobertura:<br />
Figura 5.2.10. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Baleares: actualizado según puntas <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda previstas por CNE<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca-Menorca 1,31 1,37 1,72 1,64<br />
Ibiza-Formentera 1,40 1,47 1,73 1,66<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa, REE y CNE.<br />
Escenario <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema:<br />
Se ha realizado una caracterización <strong>de</strong> la cobertura<br />
probabilística <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda para cada uno <strong>de</strong> los tres<br />
subsistemas eléctricos <strong>de</strong> la Islas Baleares: Mallorca,<br />
Menorca e Ibiza-Formentera.<br />
Para cada SEI se muestran los siguientes resultados:<br />
• LOLE: Probabilidad <strong>de</strong> pérdida <strong>de</strong> carga, en horas/mes.<br />
• Umbral LOLE: Valor <strong>de</strong> referencia para el LOLE, fijado<br />
en 0,2 horas/mes (equivalente a 1 día cada 10 años).<br />
• EDNS: Energía no suministrada esperada, en MWh/<br />
mes.<br />
• Punta: Valor mensual <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda esperada,<br />
en MW.<br />
• Disponibilidad media: Promedio mensual <strong>de</strong> la<br />
disponibilidad <strong>de</strong>l equipo generador, en MW<br />
(<strong>de</strong>pendiente <strong>de</strong> la magnitud <strong>de</strong>l equipo instalado, los<br />
mantenimientos programados <strong>de</strong>l mismo y los fallos<br />
fortuitos).<br />
Los resultados probabilísticos <strong>de</strong> la cobertura <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda agregados a nivel anual son los siguientes:<br />
Figura 5.2.11. Evolución anual <strong>de</strong> los parámetros <strong>de</strong> cobertura en las Islas Baleares<br />
Mallorca 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 1.497 1.572 1.572 1.572<br />
Potencia instalada R.E. 94,6 123,2 144 155,7<br />
LOLE horas/año 0,31 0,01 0,00 0,01<br />
EDNS MWh/año 11,10 0,28 0,04 0,46<br />
Punta MW 1.077,00 1.136,00 1.198,00 1.262,00<br />
Disponibilidad Media MW 1.242,96 1.427,28 1.540,18 1.532,77<br />
(Continúa)<br />
149
Figura 5.2.11. Evolución anual <strong>de</strong> los parámetros <strong>de</strong> cobertura en las Islas Baleares (continuación)<br />
Menorca 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 252 252 252 252<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 0,00 0,01 0,00 0,00<br />
EDNS MWh/año 0,03 0,05 0,00 0,00<br />
Punta MW 139,00 145,00 152,00 159,00<br />
Disponibilidad Media MW 194,28 209,61 208,53 209,00<br />
Ibiza-Formentera 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 301 351 351 401<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 0,63 0,00 0,03 0,00<br />
EDNS MWh/año 4,81 0,01 0,29 0,03<br />
Punta MW 230,00 243,00 256,00 269,00<br />
Disponibilidad Media MW 248,24 287,84 322,28 342,11<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Parece pues que, según los datos anteriores, consi<strong>de</strong>rando<br />
el valor <strong>de</strong> referencia máximo <strong>de</strong>l LOLE, fijado en 2,4<br />
horas/año, el Sistema Eléctrico Insular <strong>de</strong> Baleares<br />
cumpliría los criterios probabilísticos <strong>de</strong> cobertura<br />
establecidos en el Real Decreto 1747/2003.<br />
Consi<strong>de</strong>rando en los datos anteriores la disponibilidad<br />
media como la potencia disponible, podríamos elaborar<br />
según un criterio <strong>de</strong>terminista los siguientes índices <strong>de</strong><br />
cobertura:<br />
Figura 5.2.12. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Baleares<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca 1,15 1,26 1,29 1,21<br />
Menorca 1,40 1,45 1,37 1,31<br />
Ibiza-Formentera 1,08 1,18 1,26 1,27<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Tal y como se ha indicado para el anterior escenario,<br />
estas previsiones han sido elaboradas durante <strong>2008</strong>, año<br />
en que la coyuntura económica ha sufrido una importante<br />
<strong>de</strong>saceleración no consi<strong>de</strong>rada en estos estudios <strong>de</strong><br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda. Consi<strong>de</strong>rando la situación<br />
actual, cabe preveer una recesión <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda que, en<br />
el supuesto <strong>de</strong> que se mantengan las previsiones <strong>de</strong><br />
incorporación <strong>de</strong> nuevo equipo generador, repercutirá en<br />
unos valores inferiores para los parámetros LOLE y<br />
EDNS.<br />
150
Consi<strong>de</strong>rando el nuevo escenario <strong>de</strong> previsiones <strong>de</strong><br />
potencia punta planteado en la figura 3.2.10. <strong>de</strong>l<br />
presente <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, así como la potencia media<br />
disponible calculada en los anteriores cuadros por el<br />
operador <strong>de</strong>l Sistema, obtendríamos los siguientes índices<br />
<strong>de</strong> cobertura:<br />
Figura 5.2.13. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Baleares: actualizado según puntas <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda previstas por CNE<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Mallorca 1,22 1,35 1,40 1,34<br />
Menorca 1,40 1,45 1,39 1,34<br />
Ibiza-Formentera 1,31 1,45 1,56 1,60<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Islas Canarias<br />
Como se ha mencionado anteriormente, se parte <strong>de</strong> una<br />
potencia instalada total en 2007, según el Agente<br />
Generador, <strong>de</strong> 2.763 MW, repartidos en 2.522 MW <strong>de</strong><br />
régimen ordinario (en los que se incluyen 603 MW <strong>de</strong><br />
CCTG) y 241 MW <strong>de</strong> régimen especial.<br />
Los datos más actualizados para <strong>2008</strong> disponibles son los<br />
aportados por el Operador <strong>de</strong>l Sistema, aún siendo<br />
todavía provisionales, y en ellos se consi<strong>de</strong>ra una<br />
potencia instalada total a 31 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2.842 MW,<br />
repartidos en 2.543 MW en régimen ordinario y 299<br />
MW en régimen especial.<br />
Se muestran, en los cuadros siguientes, las modificaciones<br />
previstas <strong>de</strong> potencia así como la cobertura <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
consecuencia <strong>de</strong> las mismas, basadas en la información<br />
suministrada por el agente generador, y la cobertura<br />
probabilística según datos <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
Escenario <strong>de</strong>l Agente Generador:<br />
Figura 5.2.14. Evolución <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> generación en las Islas Canarias. Datos en MW<br />
Gran Canaria 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 1.110 1.185 1.260 1.335<br />
Potencia instalada R.E. 262 481 626 666<br />
Total Potencia disponible 992 959 1.027 1.093<br />
Potencia neta grupo mayor 101 101 101 101<br />
Potencia neta seguridad 790 756 824 890<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 705 746 788 833<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia 85 10 36 57<br />
(Continúa)<br />
151
Figura 5.2.14. Evolución <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> generación en las Islas Canarias. Datos en MW (Continuación)<br />
Tenerife 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 1.069 1.144 1.219 1.294<br />
Potencia instalada R.E. 166 265 334 355<br />
Total Potencia disponible 981 972 1.040 1.109<br />
Potencia neta grupo mayor 101 101 101 101<br />
Potencia neta seguridad 778 769 837 906<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 712 757 805 853<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia 66 12 32 53<br />
Lanzarote-Fuerteventura 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 442 442 514 532<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
Total Potencia disponible 371 392 461 479<br />
Potencia neta grupo mayor 32 32 32 32<br />
Potencia neta seguridad 306 328 397 414<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 330 353 377 401<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia –24 –25 20 13<br />
La Palma 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 109 124 136 136<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
Total Potencia disponible 97 88 100 100<br />
Potencia neta grupo mayor 22 13 13 13<br />
Potencia neta seguridad 54 62 73 73<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 50 52 55 57<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia 4 10 18 16<br />
La Gomera 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 26 26 30 30<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
Total Potencia disponible 24 24 27 27<br />
Potencia neta grupo mayor 3 3 3 3<br />
Potencia neta seguridad 17 17 20 20<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 18 19 20 21<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia –1 –2 0 –1<br />
(Continúa)<br />
152
Figura 5.2.14. Evolución <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> generación en las Islas Canarias. Datos en MW (Continuación)<br />
El Hierro 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 13 17 17 27<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
Total Potencia disponible 10 12 14 16<br />
Potencia neta grupo mayor 2 2 2 2<br />
Potencia neta seguridad 7 9 10 12<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 10 10 10 11<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia –3 –2 0 1<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Parece pues que la previsión <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong><br />
potencia <strong>de</strong>l agente generador, pue<strong>de</strong> no ser<br />
suficiente en los primeros años <strong>de</strong>l período<br />
consi<strong>de</strong>rado en Lanzarote-Fuerteventura y en El<br />
Hierro, siendo relativamente holgada en el resto <strong>de</strong><br />
las islas.<br />
Con el cálculo anterior, resultarían los siguientes índices <strong>de</strong> cobertura:<br />
Figura 5.2.15. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Canarias<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria 1,41 1,28 1,30 1,31<br />
Tenerife 1,38 1,28 1,29 1,30<br />
Lanzarote-Fuerteventura 1,12 1,11 1,22 1,19<br />
La Palma 1,93 1,70 1,81 1,75<br />
La Gomera 1,31 1,24 1,35 1,28<br />
El Hierro 1,04 1,23 1,42 1,47<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Conforme al Anexo I <strong>de</strong> la Or<strong>de</strong>n ITC/914/2006, <strong>de</strong> 30<br />
<strong>de</strong> marzo, los índices <strong>de</strong> cobertura máximos a efectos <strong>de</strong><br />
cobro <strong>de</strong> la retribución <strong>de</strong> garantía <strong>de</strong> potencia (coste fijo<br />
<strong>de</strong> generación) son: Gran Canaria y Tenerife 1,5,<br />
Lanzarote 1,6, Fuerteventura 1,7 y La Palma, La Gomera<br />
y El Hierro <strong>de</strong> 1,8. Por tanto, en el cuadro anterior se<br />
observa que el índice <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> los diferentes<br />
subsistemas se encuentran por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> estos máximos,<br />
salvo en el caso <strong>de</strong> La Palma, que lo supera para el año<br />
2009, pero tampoco en una cuantía excesiva.<br />
Por otra parte, el agente generador también aporta sus<br />
cálculos sobre la probabilidad <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong>l equipo térmico<br />
(LOLE), siendo los siguientes:<br />
153
Figura 5.2.16. Probabilidad <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong>l equipo térmico en las Islas Canarias<br />
LOLE (días/año) 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria 0,013 0,108 0,075 0,028<br />
Tenerife 0,496 0,157 0,110 0,052<br />
Lanzarote-Fuerteventura 0,078 0,013 0,044 0,025<br />
La Palma 0,012 0,052 0,009 0,014<br />
La Gomera 0,022 0,006 0,001 0,001<br />
El Hierro 0,366 0,023 0,006 0,001<br />
Consi<strong>de</strong>rando que el Real Decreto 1747/2003 fija el<br />
objetivo <strong>de</strong> mantener el LOLE por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> 0,1 días/<br />
año, los resultados anteriores arrojan datos preocupantes<br />
en el caso <strong>de</strong> Tenerife y El Hierro.<br />
Las anteriores previsiones bajo el escenario <strong>de</strong>l agente<br />
generador fueron elaboradas a mediados <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>.<br />
Sin embargo, hemos <strong>de</strong> tener en cuenta la consi<strong>de</strong>rable<br />
<strong>de</strong>saceleración económica habida a lo lago <strong>de</strong> dicho año,<br />
por lo que las previsiones <strong>de</strong> incremento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong> cara al año 2009 y siguientes se han visto forzadas a<br />
la baja. Por ello, se han confeccionado nuevos índices <strong>de</strong><br />
cobertura, manteniendo los datos aportados como<br />
potencia disponible pero consi<strong>de</strong>rando las nuevas<br />
previsiones realizadas por el Operador <strong>de</strong>l Sistema como<br />
punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, obteniendo, obviamente, unos índices<br />
<strong>de</strong> cobertura más favorables, siendo, en <strong>de</strong>talle, los<br />
siguientes valores:<br />
Figura 5.2.17. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Canarias: actualizado según puntas<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda previstas por Red Eléctrica<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria 1,61 1,49 1,53 1,55<br />
Tenerife 1,58 1,49 1,53 1,55<br />
Lanzarote-Fuerteventura 1,35 1,33 1,46 1,42<br />
La Palma 1,93 1,70 1,84 1,76<br />
La Gomera 1,76 1,67 1,81 1,69<br />
El Hierro 1,33 1,50 1,63 1,76<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa, REE y CNE.<br />
Figura 5.2.18. Puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda previstas por Red Eléctrica<br />
Puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda (MW) 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria 615 643 672 706<br />
Tenerife 620 650 681 716<br />
Lanzarote-Fuerteventura 275 294 315 337<br />
La Palma 50 52 54 57<br />
La Gomera 13 14 15 16<br />
El Hierro 8 8 9 9<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
154
Escenario <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema:<br />
Se ha realizado una caracterización <strong>de</strong> la cobertura<br />
probabilística <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda para cada una <strong>de</strong> las siete<br />
islas <strong>de</strong>l archipiélago: Gran Canaria, Tenerife, Lanzarote,<br />
Fuerteventura, La Palma, La Gomera y El Hierro. Para<br />
cada una se han obtenido los resultados probabilísticas<br />
según <strong>de</strong>finiciones <strong>de</strong> apartados anteriores, siendo los<br />
agregados a nivel anual los siguientes:<br />
Figura 5.2.19. Evolución anual <strong>de</strong> los parámetros <strong>de</strong> cobertura en las Islas Canarias<br />
Gran Canaria 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 1.009 1.227 1.355 1.249<br />
Potencia instalada R.E. 262 481 626 666<br />
LOLE horas/año 3,73 2,89 0,26 0,38<br />
EDNS MWh/año 94,95 83,61 7,09 10,65<br />
Punta MW 705 746 788 833<br />
Disponibilidad Media MW 846 906 1.030 1.070<br />
Tenerife 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 1.144 1.362 1.412 1.408<br />
Potencia instalada R.E. 166 265 334 355<br />
LOLE horas/año 31,54 64,41 1,92 5,91<br />
EDNS MWh/año 999,51 2.281,35 58,06 197,85<br />
Punta MW 712 757 805 853<br />
Disponibilidad Media MW 799 818 1.027 1.014<br />
Lanzarote 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 297 315 321 339<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 0,04 0,30 0,59 0,31<br />
EDNS MWh/año 0,31 2,73 5,78 2,92<br />
Punta MW 178 190 202 214<br />
Disponibilidad Media MW 242 246 253 270<br />
Fuerteventura 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 240 258 262 280<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 5,77 4,30 0,73 2,27<br />
EDNS MWh/año 45,95 34,63 6,38 22,14<br />
Punta MW 152 163 175 187<br />
Disponibilidad Media MW 189 202 208 211<br />
(Continúa)<br />
155
Figura 5.2.19. Evolución anual <strong>de</strong> los parámetros <strong>de</strong> cobertura en las Islas Canarias (Continuación)<br />
La Palma 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 96 108 108 123<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 0,15 0,83 0,10 0,12<br />
EDNS MWh/año 0,47 2,72 0,32 0,39<br />
Punta MW 47 52 55 57<br />
Disponibilidad Media MW 82 79 92 93<br />
La Gomera 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 24 27 27 31<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 2,69 0,49 2,00 0,42<br />
EDNS MWh/año 2,26 0,42 1,82 0,37<br />
Punta MW 18 19 20 21<br />
Disponibilidad Media MW 21 24 24 27<br />
El Hierro 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 15 15 28 28<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 4,32 0,31 0,75 0,01<br />
EDNS MWh/año 2,30 0,15 0,38 0,00<br />
Punta MW 10 10 10 11<br />
Disponibilidad Media MW 12 14 14 24<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
De acuerdo con estos resultados presentados, se constata<br />
que los criterios probabilísticos <strong>de</strong> cobertura que<br />
establece el Real Decreto 1747/2003 (LOLE máximo <strong>de</strong><br />
2,4 horas/año) se incumplen en la mayoría <strong>de</strong> los años,<br />
para los escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda y <strong>de</strong> generación<br />
analizados, en muchas <strong>de</strong> las islas.<br />
Consi<strong>de</strong>rando en los datos aportados por el Operador <strong>de</strong>l<br />
Sistema la disponibilidad media como la potencia<br />
disponible, podríamos elaborar según un criterio<br />
<strong>de</strong>terminista los siguientes índices <strong>de</strong> cobertura:<br />
156
Figura 5.2.20. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Canarias<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria 1,20 1,21 1,31 1,28<br />
Tenerife 1,12 1,08 1,28 1,19<br />
Lanzarote 1,36 1,29 1,25 1,26<br />
Fuerteventura 1,24 1,24 1,19 1,13<br />
La Palma 1,73 1,52 1,68 1,62<br />
La Gomera 1,21 1,29 1,20 1,28<br />
El Hierro 1,28 1,42 1,36 2,21<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
De los estudios anteriores se <strong>de</strong>duce la preocupante<br />
situación <strong>de</strong> Tenerife a corto plazo, don<strong>de</strong> es<br />
recomendable a<strong>de</strong>lantar la generación prevista.<br />
Sin embargo, y tal y como se ha apuntado en el análisis<br />
llevado a cabo bajo el escenario <strong>de</strong>l Agente Generador,<br />
los datos aquí consi<strong>de</strong>rados han sido elaborados <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
un punto <strong>de</strong> vista más optimista que el que,<br />
posteriormente, la realidad <strong>de</strong> la coyuntura económica<br />
ha ido revelando. Por ello, consi<strong>de</strong>rando la<br />
disponibilidad media en MW incluida en los cuadros<br />
anteriores y los nuevos datos <strong>de</strong> punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
aportados por el Operador <strong>de</strong>l Sistema, se han<br />
confeccionado unos índices <strong>de</strong> cobertura que resultan<br />
mucho más favorables para el sistema <strong>de</strong> Canarias,<br />
concretándose en los siguientes valores:<br />
Figura 5.2.21. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en las Islas Canarias: actualizado según puntas <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda previstas por Red Eléctrica<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Gran Canaria 1,38 1,41 1,53 1,52<br />
Tenerife 1,29 1,26 1,51 1,42<br />
Lanzarote 1,63 1,55 1,49 1,48<br />
Fuerteventura 1,50 1,50 1,44 1,36<br />
La Palma 1,63 1,52 1,70 1,63<br />
La Gomera 1,59 1,72 1,60 1,71<br />
El Hierro 1,56 1,72 1,62 2,60<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Ceuta y Melilla<br />
Para las Ciuda<strong>de</strong>s Autónomas <strong>de</strong> Ceuta y Melilla se<br />
muestran, en los siguientes cuadros, las modificaciones<br />
<strong>de</strong> potencia previstas y la consiguiente cobertura <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda, basadas en la información suministrada por el<br />
agente generador, así como la cobertura probabilística<br />
según datos <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l sistema.<br />
157
Como se ha mencionado anteriormente, se parte <strong>de</strong> una<br />
potencia instalada total en 2007 <strong>de</strong> 159 MW, repartidos<br />
en 156 MW <strong>de</strong> régimen ordinario y 3 MW <strong>de</strong> régimen<br />
especial.<br />
Los datos provisionales aportados por el Operador <strong>de</strong>l<br />
Sistema para <strong>2008</strong>, totalizan una potencia instalada a 31 <strong>de</strong><br />
diciembre <strong>de</strong> 57 MW para Ceuta y 76 MW para la Ciudad<br />
<strong>de</strong> Melilla, siendo, en este caso, 3MW en régimen especial.<br />
Escenario <strong>de</strong>l Agente Generador:<br />
Figura 5.2.22. Evolución <strong>de</strong> la reserva <strong>de</strong> generación en Ceuta y Melilla. Datos en MW<br />
Ceuta 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 85 97 97 109<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
Total Potencia disponible 66,0 77,8 89,6 89,6<br />
Potencia neta grupo mayor 11,8 11,8 11,8 11,8<br />
Potencia neta seguridad (*) 42,4 54,2 66,0 66,0<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 48 50 52 55<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia –6 4 14 11<br />
Melilla 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 85 85 97 97<br />
Potencia instalada R.E. 4 5 5 6<br />
Total Potencia disponible 77,1 77,1 77,1 88,9<br />
Potencia neta grupo mayor 13,0 13,0 13,0 13,0<br />
Potencia neta seguridad (*) 51,1 51,1 51,1 62,9<br />
Demanda <strong>de</strong> potencia 41 43 47 49<br />
Reserva <strong>de</strong> potencia 10 8 4 14<br />
(*) Calculada como Potencia disponible menos dos veces la potencia neta <strong>de</strong>l grupo mayor.<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Con los datos anteriores resultarían los siguientes índices <strong>de</strong> cobertura:<br />
Figura 5.2.23. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en Ceuta y Melilla<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta 1,38 1,56 1,72 1,63<br />
Melilla 1,88 1,79 1,64 1,81<br />
Fuente: En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
158
Conforme al Anexo I <strong>de</strong> la Or<strong>de</strong>n ITC/914/2006, <strong>de</strong> 30<br />
<strong>de</strong> marzo, los índices <strong>de</strong> cobertura máximos a efectos <strong>de</strong><br />
cobro <strong>de</strong> la retribución <strong>de</strong> garantía <strong>de</strong> potencia (coste<br />
fijo <strong>de</strong> generación) son <strong>de</strong> 1,8 para el Sistema <strong>de</strong> Ceuta<br />
y <strong>de</strong> 1,9 para el Sistema <strong>de</strong> Melilla. Parece pues<br />
suficiente la previsión <strong>de</strong> potencia instalada en Melilla,<br />
mientras que en Ceuta resulta más ajustada a corto<br />
plazo.<br />
En ambas ciuda<strong>de</strong>s la situación se agrava dada la falta <strong>de</strong><br />
espacio físico para el emplazamiento <strong>de</strong> nuevas unida<strong>de</strong>s<br />
generadoras necesarias para garantizar el suministro<br />
eléctrico.<br />
El agente generador también aporta sus cálculos sobre la<br />
probabilidad <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong>l equipo térmico (LOLE), siendo<br />
los siguientes:<br />
Figura 5.2.24. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en Ceuta y Melilla<br />
LOLE (días/año) 2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta 0,331 0,158 0,026 0,007<br />
Melilla 0,015 0,022 0,037 0,046<br />
Consi<strong>de</strong>rando que el Real Decreto 1747/2003 fija el<br />
objetivo <strong>de</strong> mantener el LOLE por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> 0,1 días/año,<br />
los resultados anteriores arrojan conclusiones algo<br />
preocupantes respecto a la capacidad <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda en el caso <strong>de</strong> Ceuta para el período <strong>2008</strong> a 2010.<br />
Sin embargo, y como ya se ha apuntado para los datos<br />
<strong>de</strong> los otros SEIE, estos fueron elaborados según<br />
previsiones realizadas a mitad <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>.<br />
Posteriormente, la coyuntura económica ha ratificado la<br />
<strong>de</strong>saceleración prevista y con ello la ralentización <strong>de</strong>l<br />
crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda. Por ello, consi<strong>de</strong>rando<br />
nuevos datos aportados por el Operador <strong>de</strong>l Sistema en<br />
cuanto a puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, se han reeelaborado los<br />
índices <strong>de</strong> cobertura, obteniendo los siguientes<br />
resultados:<br />
Figura 5.2.25. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en Ceuta y Melilla: Actualizado según puntas <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda previstas por Red Eléctrica<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta 1,46 1,59 1,67 1,59<br />
Melilla 1,90 1,83 1,77 1,89<br />
Fuente: REE, En<strong>de</strong>sa y CNE.<br />
Escenario <strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema:<br />
Para el análisis <strong>de</strong> cobertura llevado a cabo por el<br />
Operador <strong>de</strong>l Sistema, se ha tomado en consi<strong>de</strong>ración el<br />
escenario <strong>de</strong> previsión <strong>de</strong> puntas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda elaborado<br />
por Red Eléctrica, a partir <strong>de</strong> la información facilitada<br />
por la Ciudad Autónoma <strong>de</strong> Ceuta, En<strong>de</strong>sa como única<br />
empresa generadora en el sistema, y por la compañía <strong>de</strong><br />
distribución Empresa <strong>de</strong> Alumbrado Eléctrico <strong>de</strong> Ceuta<br />
Distribución, para el caso <strong>de</strong>l Sistema Eléctrico<br />
Extrapeninsular <strong>de</strong> Ceuta, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> la información<br />
facilitada por la Ciudad Autónoma <strong>de</strong> Melilla y la<br />
compañía <strong>de</strong> distribución <strong>de</strong> Melilla GASELEC para el<br />
Sistema Eléctrico Extrapeninsular <strong>de</strong> Melilla.<br />
159
Se trata <strong>de</strong> sistemas eléctricos aislados y <strong>de</strong> reducido<br />
tamaño, don<strong>de</strong> la necesidad <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>terminados valores mínimos <strong>de</strong> reserva en el sistema<br />
adquiere una importancia singular, tanto por el hecho<br />
intrínseco <strong>de</strong> que toda la reserva <strong>de</strong> potencia <strong>de</strong>be residir<br />
en los propios sistemas, como por el hecho <strong>de</strong>terminante<br />
<strong>de</strong> que en caso <strong>de</strong> que se produzcan disparos <strong>de</strong> grupos<br />
generadores, la reserva <strong>de</strong> regulación secundaria <strong>de</strong>bería<br />
ser capaz <strong>de</strong> absorber teóricamente la mayor parte <strong>de</strong> los<br />
mismos. El tamaño <strong>de</strong> los grupos generadores adquiere<br />
una importancia trascen<strong>de</strong>ntal en estos sistemas,<br />
especialmente el <strong>de</strong> los grupos mayores, ya que el fallo<br />
<strong>de</strong> los mismos obliga a disponer <strong>de</strong> una <strong>de</strong>terminada<br />
capacidad <strong>de</strong> reserva para hacer frente a las necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> potencia rodante y reserva terciaria.<br />
Los estudios realizados por el Operador <strong>de</strong>l Sistema, que<br />
combinan un criterio probabilística y el análisis <strong>de</strong> los<br />
inci<strong>de</strong>ntes reales ocurridos en los sistemas, muestran que<br />
el tamaño <strong>de</strong> los grupos mayores <strong>de</strong> los sistemas <strong>de</strong><br />
Ceuta y Melilla no es a<strong>de</strong>cuado, y es <strong>de</strong>masiado gran<strong>de</strong><br />
en relación con la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> dichos sistemas.<br />
En cuanto la metodología probabilística empleada,<br />
a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> los conceptos utilizados en los sistemas<br />
insulares vistos anteriormente (LOLE, EDNS, etc.), aquí<br />
se aplica uno más, el LORE o índice que mi<strong>de</strong> el número<br />
<strong>de</strong> horas en que no se cumple el criterio <strong>de</strong> disponer <strong>de</strong><br />
una reserva <strong>de</strong> al menos dos veces la potencia <strong>de</strong>l grupo<br />
más gran<strong>de</strong> <strong>de</strong>l sistema, siendo el valor <strong>de</strong> referencia 50<br />
horas/mes<br />
Los resultados <strong>de</strong> cobertura probabilística <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
para cada uno <strong>de</strong> los sistemas eléctricos<br />
extrapeninsulares, agregados a nivel anual, son los<br />
siguientes:<br />
Figura 5.2.26. Evolución anual <strong>de</strong> los parámetros <strong>de</strong> cobertura en Ceuta y Melilla<br />
Ceuta 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 66 74 82 82<br />
Potencia instalada R.E. – – – –<br />
LOLE horas/año 12,59 3,30 0,95 1,38<br />
EDNS MWh/año 43,39 10,13 2,86 4,19<br />
Punta MW 45,1 48,8 53,5 56,4<br />
Disponibilidad Media MW 70,2 70,0 70,0 77,6<br />
LORE horas/año 1.815 849 387 505<br />
Melilla 2009 2010 2011 2012<br />
Potencia instalada R.O. 77 77 77 77<br />
Potencia instalada R.E. 4 5 5 6<br />
LOLE horas/año 0,65 0,47 0,69 1,62<br />
EDNS MWh/año 1,95 1,38 2,05 5,15<br />
Punta MW 40,5 42,1 43,6 47,1<br />
Disponibilidad Media MW 71,3 71,5 71,6 71,5<br />
LORE horas/año 288 236 295 480<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
160
Conforme a los resultados presentados, se confirma que<br />
los criterios probabilísticos <strong>de</strong> cobertura que establece el<br />
R.D. 1747/2003 se incumplen en varios <strong>de</strong> los años <strong>de</strong><br />
estudio en el Sistema <strong>de</strong> Ceuta, para los escenarios <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda y entrada <strong>de</strong> generación analizados.<br />
En esta Ciudad Autónoma, la entrada <strong>de</strong> nueva<br />
generación prevista supondrá una mejora sustancial <strong>de</strong> la<br />
cobertura <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda. Los grupos previstos a partir <strong>de</strong><br />
2010 tienen una potencia neta <strong>de</strong> 8MW para no incurrir<br />
en inci<strong>de</strong>ncia grave en caso <strong>de</strong> fallo. Sería conveniente<br />
revisar los calendarios <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> los grupos<br />
para mejorar aún más la cobertura.<br />
Consi<strong>de</strong>rando en los datos aportados por el Operador <strong>de</strong>l<br />
Sistema la disponibilidad media como la potencia<br />
disponible, podríamos elaborar según un criterio<br />
<strong>de</strong>terminista los siguientes índices <strong>de</strong> cobertura:<br />
Figura 5.2.27. Evolución <strong>de</strong> los índices <strong>de</strong> cobertura en Ceuta y Melilla<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura 2009 2010 2011 2012<br />
Ceuta 1,56 1,43 1,31 1,38<br />
Melilla 1,76 1,70 1,64 1,52<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
161
6. La unión <strong>de</strong> la oferta y la <strong>de</strong>manda: la red <strong>de</strong> transporte<br />
<strong>de</strong> energía<br />
En este capítulo se analizan las previsiones <strong>de</strong><br />
funcionamiento <strong>de</strong> los sistemas eléctrico y gasista a corto<br />
y medio plazo, teniendo en cuenta las hipótesis <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda y las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> infraestructuras<br />
<strong>de</strong> electricidad y gas indicadas en la planificación, así<br />
como la información sobre la evolución <strong>de</strong> los proyectos<br />
comunicada por los promotores <strong>de</strong> infraestructuras,<br />
analizando el grado <strong>de</strong> vulnerabilidad y proponiendo las<br />
recomendaciones necesarias para asegurar la cobertura <strong>de</strong>l<br />
suministro <strong>de</strong> ambas fuentes <strong>de</strong> energía.<br />
transporte”, aprobado en mayo <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, establece una<br />
nueva planificación que compren<strong>de</strong> los próximos diez años,<br />
teniendo como referencia los objetivos que a nivel <strong>de</strong> la<br />
Unión Europea se han fijado para el horizonte 2020. Como<br />
ya se planteó en la Revisión anterior, este documento<br />
incorpora las consi<strong>de</strong>raciones <strong>de</strong>rivadas <strong>de</strong> la Estrategia<br />
Española <strong>de</strong> Ahorro y Eficiencia Energética y sus Planes <strong>de</strong><br />
Acción, los planes <strong>de</strong> Energías Renovables y <strong>de</strong> Asignación<br />
<strong>de</strong> CO 2<br />
, así como un capítulo <strong>de</strong>dicado a la planificación <strong>de</strong><br />
las reservas estratégicas <strong>de</strong> productos petrolíferos.<br />
6.1. Previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo<br />
y funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
en el período 2009 a 2012<br />
6.1.1. Hipótesis <strong>de</strong> partida<br />
6.1.1.1. Criterios <strong>de</strong> diseño <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
gasistas<br />
El dimensionado <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> la Red Básica<br />
para aten<strong>de</strong>r toda la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>be realizarse<br />
teniendo en cuenta criterios <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda que<br />
garanticen el suministro, no sólo en condiciones<br />
normales <strong>de</strong> operación y <strong>de</strong>manda, sino en condiciones<br />
particulares <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta y ante fallos <strong>de</strong><br />
infraestructuras, aprovisionamientos o para hacer frente a<br />
crecimientos <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda superiores a las previstas.<br />
El documento inicial <strong>de</strong> “Planificación <strong>de</strong> los sectores<br />
<strong>de</strong> electricidad y gas, <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
transporte 2002-2011” <strong>de</strong>finió la estrategia <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong>l sistema gasista español, con el objeto <strong>de</strong><br />
asegurar la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural en<br />
condiciones a<strong>de</strong>cuadas y a coste mínimo, garantizando<br />
la extensión <strong>de</strong>l suministro a nuevas áreas geográficas.<br />
Para alcanzar este objetivo, el documento <strong>de</strong> planificación<br />
aña<strong>de</strong> nuevos criterios <strong>de</strong> diseño y <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras gasistas a los que recoge la Ley 34/1998<br />
(diversificación <strong>de</strong> aprovisionamientos y existencias mínimas).<br />
Estos criterios fueron matizados en el documento <strong>de</strong><br />
Revisión <strong>de</strong> la Planificación para el período 2006-2011,<br />
aprobado en marzo <strong>de</strong> 2006, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> incorporar<br />
nuevas infraestructuras y actualizar las fechas <strong>de</strong> puesta<br />
en operación <strong>de</strong> aquellas infraestructuras <strong>de</strong>l documento<br />
original pendientes <strong>de</strong> acometer.<br />
En relación con los puntos <strong>de</strong> entrada <strong>de</strong>l sistema, la<br />
planificación establece que la capacidad global <strong>de</strong><br />
entrada al mismo <strong>de</strong>be ser suficiente para garantizar:<br />
– La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional en situación<br />
<strong>de</strong> punta anual y, simultáneamente, la atención a todos<br />
los ciclos combinados necesarios para la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda eléctrica.<br />
– La cobertura, en caso <strong>de</strong> fallo total <strong>de</strong> cualquiera <strong>de</strong> las<br />
entradas, <strong>de</strong>l 100% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional en<br />
situación <strong>de</strong> día laborable invernal excepto, en su caso,<br />
la <strong>de</strong>manda interrumpible existente, así como el<br />
suministro a un mínimo <strong>de</strong>l 90% <strong>de</strong> los ciclos<br />
combinados consi<strong>de</strong>rados. Este criterio se <strong>de</strong>nomina<br />
habitualmente funcionamiento <strong>de</strong>l sistema en caso N-1.<br />
– La existencia <strong>de</strong> una sobrecapacidad suficiente, en<br />
torno a un 10%, para asegurar la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda ante la eventualidad <strong>de</strong> que la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
crezca a un ritmo superior al previsto.<br />
El documento <strong>de</strong> “Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong><br />
electricidad y gas <strong>2008</strong>-2016. Desarrollo <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
La planificación contempla una distribución física <strong>de</strong> las<br />
entradas <strong>de</strong> gas a<strong>de</strong>cuada al ámbito geográfico español<br />
163
que permita optimizar la distancia entre los puntos <strong>de</strong><br />
entrada y las zonas <strong>de</strong> consumo, reduciendo la distancia<br />
media a recorrer por el gas natural y maximizando la<br />
capacidad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>l sistema.<br />
En relación con el sistema <strong>de</strong> transporte, son necesarios<br />
mallados <strong>de</strong> la red que permitan mejorar la seguridad <strong>de</strong><br />
suministro ante eventuales interrupciones <strong>de</strong> las entradas<br />
al sistema o problemas en el sistema <strong>de</strong> transporte, todo<br />
ello sin sobrecostes relevantes.<br />
Con estos criterios <strong>de</strong> diseño, la planificación ha<br />
<strong>de</strong>finido el conjunto <strong>de</strong> infraestructuras necesarias para<br />
cubrir la <strong>de</strong>manda prevista. A continuación se evalúa el<br />
comportamiento <strong>de</strong>l sistema con estas infraestructuras,<br />
comparando el funcionamiento <strong>de</strong>l sistema año a año con<br />
la <strong>de</strong>manda prevista, hasta la fecha final <strong>de</strong>l horizonte<br />
temporal <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, es <strong>de</strong>cir, el año 2012.<br />
6.1.1.2. Hipótesis <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
El escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas anual que se consi<strong>de</strong>ra<br />
en este capítulo se correspon<strong>de</strong> con el escenario probable<br />
<strong>de</strong>scrito en el apartado 3, resumido en la figura 6.1.1. La<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> ciclos combinados elegida es la<br />
correspondiente al escenario <strong>de</strong> ciclos más probable.<br />
La <strong>de</strong>manda que se utiliza para el dimensionamiento <strong>de</strong><br />
infraestructuras <strong>de</strong> transporte es la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l día punta<br />
(figura 6.1.2).<br />
Figura 6.1.1. Escenario probable <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda anual<br />
GWh 2009 2010 2011 2012<br />
Incremento medio<br />
[%]<br />
Demanda Convencional 262.639 269.947 277.592 286.038 2,2%<br />
Demanda generación eléctrica 172.484 179.390 186.915 199.166 1,5%<br />
C.T. Convencionales 2.853 1.900 1.567 1.203 –19,4%<br />
C.T. Ciclo combinado 169.631 177.490 185.348 197.963 1,8%<br />
Total <strong>de</strong>manda 435.123 449.337 464.507 485.204 1,9%<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 6.1.2. Escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta consi<strong>de</strong>rados<br />
GWh/día 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario central <strong>de</strong>manda punta<br />
Convencional 1.203 1.213 1.224 1.238<br />
Mercado eléctrico (Probable) 867 950 1.064 1.237<br />
TOTAL 2.070 2.163 2.289 2.475<br />
Escenario superior <strong>de</strong>manda punta<br />
Convencional 1.203 1.213 1.224 1.238<br />
Mercado eléctrico (Alto) 1.081 1.185 1.329 1.545<br />
TOTAL 2.284 2.399 2.553 2.783<br />
Fuente: CNE.<br />
164
Esta <strong>de</strong>manda punta ha sido calculada a partir <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda convencional anual prevista <strong>de</strong> acuerdo con un<br />
factor <strong>de</strong> punta <strong>de</strong>l 1,69 (según se <strong>de</strong>talla en el capítulo<br />
3.1) y la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong> generación eléctrica, que en<br />
su mayor parte correspon<strong>de</strong> a los nuevos ciclos<br />
combinados, si bien durante el horizonte <strong>de</strong>l estudio<br />
todavía se consi<strong>de</strong>ran aportaciones a las centrales<br />
térmicas convencionales <strong>de</strong> fuel-gas. Se consi<strong>de</strong>ran los<br />
dos escenarios <strong>de</strong> punta diseñados en el capítulo 3.1,<br />
central y superior, que resultan <strong>de</strong> agregar a la <strong>de</strong>manda<br />
punta convencional las puntas probable y alta <strong>de</strong>l<br />
mercado <strong>de</strong> generación eléctrica, respectivamente.<br />
La distribución prevista <strong>de</strong> ciclos combinados por<br />
Comunida<strong>de</strong>s Autónomas, con la que se han realizado las<br />
simulaciones, sería la recogida en la figura 6.1.3. Al<br />
tratarse <strong>de</strong> una actividad liberalizada, esta previsión<br />
podría estar sujeta a diversas variaciones. De hecho, en la<br />
figura 6.1.3 se presenta el Escenario <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong><br />
ciclos previsto por ENAGAS, que si se compara con el<br />
Escenario Probable que recogía los proyectos con<br />
Autorización Administrativa y/o contrato <strong>de</strong> acceso a la<br />
red gasista firmado, se observa que el escenario usado<br />
por ENAGAS en las simulaciones es ligeramente<br />
superior (salvo en 2011, que incluye un grupo menos).<br />
Esto redunda en un criterio más conservador a efectos<br />
<strong>de</strong>l cálculo <strong>de</strong> la cobertura <strong>de</strong> red en las simulaciones<br />
que se plantean en la siguiente página.<br />
6.1.1.3. Demanda <strong>de</strong> gas en tránsito<br />
El término gas en tránsito se aplica a aquellas cantida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> gas que entran en el sistema gasista español para ser<br />
transportadas a otros países conectados a las re<strong>de</strong>s<br />
españolas.<br />
En España existen actualmente en funcionamiento cinco<br />
conexiones internacionales por gasoducto, que conectan<br />
nuestro sistema gasista con Marruecos así como con los<br />
sistemas gasistas <strong>de</strong> Francia y Portugal, que podrían<br />
emplearse para el transporte <strong>de</strong> gas en tránsito. Se trata<br />
<strong>de</strong> las conexiones internacionales <strong>de</strong> Tarifa, las <strong>de</strong><br />
Badajoz y Tuy, que unen el sistema español y portugués,<br />
y las conexiones internacionales <strong>de</strong> Irún y Larrau, que<br />
unen nuestro sistema con el francés.<br />
Este número se verá incrementado en un futuro próximo,<br />
dado que existen nuevos proyectos <strong>de</strong> interconexión a<br />
través <strong>de</strong> gasoducto con los países vecinos.<br />
Concretamente, en la actualidad está en construcción el<br />
gasoducto Medgaz, que une directamente la Península<br />
con Argelia y se estima que entre en funcionamiento a<br />
partir <strong>de</strong> la segunda mitad 2009. También está prevista la<br />
construcción <strong>de</strong> una nueva interconexión, el gasoducto <strong>de</strong><br />
Midcat, que uniría los sistemas gasitas francés y español<br />
a través <strong>de</strong> la zona oriental <strong>de</strong> los Pirineos catalanes.<br />
Asimismo, se prevé el incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
interconexión por los gasoductos existentes, tanto con<br />
Portugal como con Francia, a través <strong>de</strong> diversos<br />
proyectos distribuidos en varias etapas. En el caso <strong>de</strong> la<br />
interconexión con Portugal, el incremento previsto <strong>de</strong><br />
capacidad es reducido, dado el buen nivel <strong>de</strong><br />
interconexión con este país existente en la actualidad, si<br />
bien en el caso <strong>de</strong> Francia se estiman necesarios<br />
incrementos notables <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> las<br />
interconexiones, que redun<strong>de</strong>n en la seguridad <strong>de</strong><br />
suministro a ambos lados <strong>de</strong> la frontera y en la creación<br />
<strong>de</strong> un mercado regional <strong>de</strong> gas en la zona.<br />
El sistema actual presenta tránsitos habituales <strong>de</strong> gas<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> Marruecos hasta Portugal, así como tránsitos a<br />
Francia, <strong>de</strong> menor cuantía.<br />
El tránsito hacia Portugal, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Tarifa a Badajoz a<br />
través <strong>de</strong>l gasoducto Al-Andalus y gasoducto <strong>de</strong><br />
Extremadura, tiene un valor nominal <strong>de</strong> unos 87 GWh/<br />
día. No obstante, según estimaciones <strong>de</strong>l Gestor, el factor<br />
<strong>de</strong> utilización se sitúa entre el 85% y el 100%, con una<br />
valor probable <strong>de</strong>l 92%. Las entradas a España a través<br />
<strong>de</strong> la interconexión <strong>de</strong> Tuy <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rán notablemente <strong>de</strong><br />
la regasificación en la planta <strong>de</strong> Mugardos, siendo su<br />
criterio <strong>de</strong> utilización la seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong>l<br />
sistema. En particular, durante 2007 fue necesaria su<br />
165
Figura 6.1.3. Escenarios <strong>de</strong> puesta en marcha <strong>de</strong> ciclos combinados consi<strong>de</strong>rados en las simulaciones <strong>de</strong>l<br />
sistema<br />
Escenario <strong>de</strong> simulación <strong>de</strong> ciclos<br />
<strong>de</strong>finido por ENAGAS<br />
N.º <strong>de</strong> grupos instalados (*)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Área Mediterráneo 26 28 28 30<br />
Cataluña 8 10 10 12<br />
Comunidad Valenciana 7 7 7 7<br />
Baleares 3 3 3 3<br />
Murcia 8 8 8 8<br />
Área Ebro 16 16 18 22<br />
Aragón 5 5 5 9<br />
La Rioja 3 3 3 3<br />
Navarra 3 3 3 3<br />
País Vasco 5 5 7 7<br />
Área Oeste <strong>de</strong> Haro 21 23 31 37<br />
Galicia 3 3 3 3<br />
Asturias 1 1 5 7<br />
Cantabria 0 0 1 1<br />
Castilla y León 0 2 2 4<br />
Madrid 0 0 3 3<br />
Castilla la Mancha 2 2 2 3<br />
Andalucía 15 15 15 16<br />
Extremadura 0 0 0 0<br />
Canarias 0 0 0 2<br />
TOTAL 63 67 77 91<br />
(*) Incluye grupos con potencias dispares, en algunos casos diferentes a 400 MW. En el cuadro siguiente se especifica este mismo<br />
valor en relación al n.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW.<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
Figura 6.1.3bis. Comparativa entre el escenario <strong>de</strong> ENAGAS y el Escenario Probable que recogía los proyectos<br />
con Autorización Administrativa y/o contrato <strong>de</strong> acceso a la red gasista firmado <strong>de</strong> puesta<br />
en marcha <strong>de</strong> ciclos, en n.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW<br />
N.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW 2009 2010 2011 2012<br />
Escenario superior: ENAGAS 61 65 75 90<br />
Escenario Probable Capítulo 3.1 59 65 73 85<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
166
Figura 6.1.4. Contratos <strong>de</strong> exportación vigentes en las interconexiones<br />
GWh/año <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Larrau 4.799 4.740 4.380 4.380 4.380<br />
Irún 1.038 1.353 819 548 548<br />
Badajoz 0 0 0 0 0<br />
Tuy 0 0 0 0 0<br />
TOTAL 5.837 6.093 5.199 4.928 4.928<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
utilización, por instrucción <strong>de</strong>l Gestor sólo en dos<br />
ocasiones.<br />
Los tránsitos hacia Francia se ajustarán a las<br />
conclusiones alcanzadas en el grupo <strong>de</strong> la Iniciativa<br />
Regional Sur, <strong>de</strong>l ERGEG, en cuanto al <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong><br />
nueva capacidad <strong>de</strong> interconexión y nuevos<br />
procedimientos <strong>de</strong> asignación <strong>de</strong> dicha capacidad.<br />
En la figura 6.1.4 se muestra una tabla en la que se<br />
recogen los contratos <strong>de</strong> exportación vigentes a través <strong>de</strong><br />
las interconexiones, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l horizonte temporal <strong>de</strong> este<br />
estudio.<br />
6.1.2. Infraestructuras <strong>de</strong> gas recogidas en la<br />
planificación<br />
En este apartado se recogen las infraestructuras a<br />
construir cada año durante el período <strong>2008</strong>-2012, <strong>de</strong><br />
acuerdo con la Planificación realizada por el Gobierno,<br />
indicando la fecha <strong>de</strong> puesta en marcha prevista. Se<br />
acompañan <strong>de</strong>l grado <strong>de</strong> firmeza <strong>de</strong> los proyectos según<br />
la valoración <strong>de</strong>l propio Ministerio, que lo divi<strong>de</strong> en las<br />
siguientes categorías:<br />
• Categoría A. En la que se incluyen todos los proyectos<br />
aprobados sin ningún tipo <strong>de</strong> condicionante.<br />
• Categoría B. En la que se incluyen los proyectos que<br />
están condicionados al cumplimiento <strong>de</strong> algún hito para<br />
su aprobación <strong>de</strong>finitiva. Estas infraestructuras pasarán <strong>de</strong><br />
forma automática a tener la consi<strong>de</strong>ración <strong>de</strong> categoría<br />
“A” una vez se hayan verificado los condicionantes<br />
<strong>de</strong>finidos como necesarios para su aprobación.<br />
Adicionalmente, la realización <strong>de</strong> una <strong>de</strong>terminada<br />
infraestructura podrá tener la consi<strong>de</strong>ración <strong>de</strong><br />
URGENTE cuando, por motivos <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong>l<br />
sistema gasista o <strong>de</strong> necesidad <strong>de</strong> atención <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>terminadas <strong>de</strong>manda, sea necesario agilizar al<br />
máximo posible su autorización, construcción y puesta<br />
en operación.<br />
No se recogen los ramales a ciclos combinados que,<br />
según indica la planificación, están condicionados a la<br />
construcción <strong>de</strong> los ciclos, ni tampoco los proyectos sin<br />
fecha <strong>de</strong> puesta en marcha en la planificación. Tampoco<br />
se incluyen los gasoductos <strong>de</strong> transporte secundario, al<br />
objeto <strong>de</strong> simplificar el estudio, si bien, al igual que el<br />
resto <strong>de</strong> infraestructuras <strong>de</strong> transporte, sí se realizará un<br />
seguimiento posterior <strong>de</strong> estos proyectos.<br />
La mejor previsión <strong>de</strong> entrada en operación <strong>de</strong> un<br />
proyecto es la que pue<strong>de</strong> ofrecer el promotor <strong>de</strong>l mismo.<br />
Des<strong>de</strong> esta Comisión se publica semestralmente el<br />
“<strong>Informe</strong> <strong>de</strong> Seguimiento <strong>de</strong> Infraestructuras referidas en<br />
el <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>”, en el que los promotores <strong>de</strong> los<br />
distintos proyectos informan sobre las fechas en las que<br />
se obtienen distintos hitos relevantes en proyectos <strong>de</strong><br />
estas características. Los sucesivos informes <strong>de</strong><br />
Seguimiento <strong>de</strong> Infraestructuras se encuentran disponibles<br />
en la Web <strong>de</strong> esta Comisión: www.cne.es.<br />
167
6.1.2.1. Infraestructuras a construir en el año <strong>2008</strong><br />
En la figura 6.1.5 se recogen los proyectos <strong>de</strong><br />
infraestructura previstos para el año <strong>2008</strong>, o proyectos<br />
planificados para años anteriores cuya puesta en marcha<br />
se preveía en dicho año.<br />
Figura 6.1.5. Infraestructuras previstas para el año <strong>2008</strong><br />
Plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
Transportista<br />
Instalación<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
(promotor)<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Huelva:<br />
Incremento capacidad <strong>de</strong> atraque hasta 250.000 m 3 <strong>de</strong> GNL 2007 (2010) A<br />
Barcelona<br />
Incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> atraque hasta 250.000 m 3 GNL 2007 (2010) A<br />
ENAGAS<br />
Incremento presión emisión <strong>de</strong> 45 bar a 50,7 bar 2007 (<strong>2008</strong>) A<br />
Cartagena<br />
Incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> atraque hasta 250.000 m 3 <strong>de</strong> GNL 2007(2009) A<br />
4.º Tanque GNL <strong>de</strong> 150.000 m 3 (*) <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Ampliación emisión en 72b a 1.350.000 m 3 (n)/h (*) <strong>2008</strong> A<br />
Sagunto<br />
SAGGAS<br />
Ampliación emisión en 72b a 1.000.000 m 3 (n)/h <strong>2008</strong> A<br />
Incremento capacidad <strong>de</strong> atraque hasta 260.000 m 3 <strong>de</strong> GNL <strong>2008</strong> (2009) A<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Almendralejo-Villafranca <strong>de</strong> los Barros 19 16 2006 (2010) A<br />
PTR 1 6 2006 A<br />
El Puerto <strong>de</strong> Santa María-Puerto Real-San Fernando-Acceso<br />
a Cádiz-Chiclana <strong>de</strong> la Frontera<br />
25 12 2007(2009) A<br />
Jerez-El Puerto <strong>de</strong> Santa María 16 12 2007 (2005) A<br />
Mojados-Cuéllar 37 8 2007 (2005) A<br />
Plaza 0,16 6 2007 (2004) A<br />
Villacarrillo-Villanueva <strong>de</strong>l Arzobispo 16 8 2007 (2011) A<br />
(Continúa)<br />
168
Figura 6.1.5. Infraestructuras previstas para el año <strong>2008</strong> (Continuación)<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Villafranca <strong>de</strong> los Barros-Jerez <strong>de</strong> los Caballeros 59 16<br />
2007<br />
(solicitada<br />
adjudicación<br />
en <strong>2008</strong>)<br />
A<br />
Arévalo-Medina <strong>de</strong>l Campo (*) 30 12 <strong>2008</strong> A<br />
Barcelona-Martorell-Arbós (*) 72 36 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Cabañas-Betanzos-Abegondo (*) 30 26 <strong>2008</strong> A<br />
Desdoblamiento Ramal a Campo <strong>de</strong> Gibraltar. Fase II (*) 14,5 16 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Eje Transversal. Tramo Albacete-Montesa (*) 130 36 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Eje Transversal. Tramo Alcázar-Villarrobledo (*) 62 36 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Eje Transversal. Tramo Villarrobledo-Albacete (*) 72 36 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Espera-Olas Cabezas-Lebrija 34 10 <strong>2008</strong> (2010) A<br />
Gallur-Tauste-Ejea 39 12 <strong>2008</strong> (2009) A<br />
Gasoducto insular Ibiza. Cala Gració-Ibiza-Central Térmica 16 10 <strong>2008</strong> (2009) A Urgente<br />
Gasoducto Insular Mallorca. Ca‘s Tresorer-Son Reus 17 14 <strong>2008</strong> (2009) A Urgente<br />
Gasoducto Insular Mallorca. San Juan <strong>de</strong> Dios-Ca’s Tresorer 4 20 <strong>2008</strong> (2009) A Urgente<br />
Linares-Úbeda-Villacarrillo 55 8 <strong>2008</strong> (2009) A<br />
Otero <strong>de</strong> los Herreros-Ávila 49 12 <strong>2008</strong> (2009) A<br />
Segovia-Otero <strong>de</strong> los Herreros 22 12 <strong>2008</strong> (2009) A<br />
Segovia Norte 68 12 <strong>2008</strong> (2010) A<br />
Gasoducto Vergara-Irún. Duplicación. Fase I-Vergara-<br />
Zaldivia (*)<br />
28,45 26 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Zaragoza-Calatayud 70 10 <strong>2008</strong> (2009) A<br />
Semianillo suroeste. Fase II Alpedrete-Griñón (*) 73 20 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
Instalación Grupos Potencia (kW)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Nueva E.C. <strong>de</strong> Zaragoza (*) (2+1) 14.000 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
Nueva E.C. <strong>de</strong> Alcázar (*) (2+1) 45.000 <strong>2008</strong> A Urgente<br />
(*) Infraestructuras ya finalizadas a fecha <strong>de</strong> finalización <strong>de</strong> este informe.<br />
169
6.1.2.2. Infraestructuras a construir en el año 2009<br />
En la figura 6.1.6 se recogen los proyectos <strong>de</strong><br />
infraestructura previstos para el año 2009 o proyectos<br />
planificados para años anteriores cuya puesta en marcha<br />
se prevé en 2009.<br />
Figura 6.1.6. Infraestructuras previstas para el año 2009<br />
Plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
Transportista<br />
Instalación<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Barcelona<br />
ENAGAS<br />
Ampliación emisión en 72 bar a 1.800.000 m 3 (n)/h 2009 A Urgente<br />
Ampliación emisión en 72 bar a 1.950.000 m 3 (n)/h 2009 A<br />
Sagunto<br />
SAGGAS<br />
Tercer tanque GNL <strong>de</strong> 150.000 m 3 2009 A<br />
Ampliación emisión a 1.200.000 m 3 (n)/h 2009 A<br />
Conexión Internacional<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Conexión Internacional <strong>de</strong> Medgaz. Infraestructuras<br />
asociadas (tramo submarino)<br />
46 24 2009 A Urgente<br />
Conexión internacional Frontera Francesa-Vielha 24 8 2009 A Urgente<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Almería-Chinchilla: Tramo Almería-Lorca 126 42 2009 A Urgente<br />
Almería-Chinchilla: Tramo Lorca-Chinchilla 170 42 2009 A Urgente<br />
Corvera-Tamón 4 16 2009 A Urgente<br />
Gasoducto <strong>de</strong> conexión a Lorca 40 20 2009 A Urgente<br />
Desdoblamiento Cártama-Mijas 28 16 2009 (2010) A Urgente<br />
Desdoblamiento Ramal a Campo <strong>de</strong> Gibraltar. Fase III 16,7 16 2009 A Urgente<br />
Huercal-Overa-Baza-Guadix 114 16 2009 A<br />
Lemona-Haro 92 26 2009 A Urgente<br />
Marismas-Almonte 7 20 2009 B<br />
Montesa-Denia 65 24 2009 A Urgente<br />
(Continúa)<br />
170
Figura 6.1.6. Infraestructuras previstas para el año 2009 (Continuación)<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Ramal a Aceca 6 12 2009 A<br />
Ramal a Castellón 15 16 2009 A Urgente<br />
Gasoducto Submarino Denia-Ibiza-Mallorca 267 20 2009 A Urgente<br />
Gasoducto Vergara-Irún. Duplicación. Fase II-<br />
Zaldivia-Villabona<br />
24,4 26 2009 (<strong>2008</strong>) A Urgente<br />
Gasoducto Villafranca <strong>de</strong>l Bierzo-Castropodame 30 30 2009 (2010) A<br />
Estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
Instalación Grupos Potencia (kW)<br />
Fecha puesta en<br />
marcha Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Ampliación E.C. <strong>de</strong> Haro (1+1) 23.000 2009 A<br />
E. <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Denia (2+1) 14.700 2009 (2010) A Urgente<br />
E. <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Montesa (2+1) 36.000 2009 A Urgente<br />
E. <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Navarra (1+1) 38.000 2009 A Urgente<br />
6.1.2.3. Infraestructuras a construir en el año 2010<br />
En la figura 6.1.7 se recogen los proyectos <strong>de</strong> infraestructura previstos para el año 2010.<br />
Figura 6.1.7. Infraestructuras previstas para el año 2010<br />
Plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
Transportista<br />
ENAGAS<br />
ENERGAS<br />
Instalación<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Barcelona<br />
7.º tanque <strong>de</strong> 150.000 m 3 2010 A<br />
Cartagena<br />
5.º tanque <strong>de</strong> 150.000 m 3 2010 A<br />
Huelva<br />
5.º tanque <strong>de</strong> 150.000 m 3 2010 A<br />
Palos <strong>de</strong> la Frontera<br />
Planta <strong>de</strong> Regasificación (Dimen. Inicial: Almacenamiento <strong>de</strong><br />
2 × 150.000 m 3 , y emisión en 72b <strong>de</strong> 600.000 m 3 (n)/h)<br />
2010 (2012) (*)<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
(*) La planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> ENERGAS se excluirá temporalmente <strong>de</strong> la obligación <strong>de</strong> permitir el acceso <strong>de</strong> terceros no participantes<br />
en el proyecto a la instalación, en los términos que se <strong>de</strong>terminen <strong>de</strong> acuerdo a la legislación española y comunitaria y conforme<br />
a lo establecido en el apartado 5 <strong>de</strong>l artículo 70 <strong>de</strong> la Ley 34/1998, <strong>de</strong> 7 <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong>l sector <strong>de</strong> Hidrocarburos, no se incluirá en<br />
el régimen retributivo <strong>de</strong>l sector <strong>de</strong> gas natural en tanto no se dé cumplimiento a la obligación <strong>de</strong> permitir el acceso <strong>de</strong> terceros.<br />
(Continúa)<br />
171
Figura 6.1.7. Infraestructuras previstas para el año 2010 (Continuación)<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Almería-Adra 51 20 2010 A<br />
Baeza-Mancha Real 18 8 2010 A<br />
Belmonte <strong>de</strong> Tajo-Morata <strong>de</strong> Tajuña-Arganda <strong>de</strong>l Rey 32 20 2010 A<br />
Cártama-Rincón <strong>de</strong> la Victoria-Nerja 91 20 2010 A<br />
Castropodame-Villafranca <strong>de</strong>l Bierzo 30 30 2010 A<br />
Duplicación Gasoducto Castelnou-Tivissa 91 26 2010 A Urgente<br />
Duplicación Gasoducto Tivissa-Paterna 235 40 2010 A Urgente<br />
Planta <strong>de</strong> Bilbao-Treto 45+8 26/12 2010 (2011) A Urgente<br />
Gasoducto Vergara-Irún. Duplicación. Fase III-<br />
Villabona-Irún<br />
32,8 26 2010 (2009) A Urgente<br />
Villanueva <strong>de</strong>l Arzobispo-Puente Génave 23 8 2010 A<br />
Estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
Instalación Grupos Potencia (kW)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Nueva E.C. <strong>de</strong> Chinchilla (2+1) 48.000 2010 A Urgente<br />
Almacenamientos Subterráneos<br />
Instalación<br />
Inyección<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Extracción<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Volumen<br />
Operativo<br />
Mm 3 (n)<br />
Gas Colchón<br />
Mm 3 (n)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Marismas (Fase II) 3,5 4,4 600 180 2010 (2013) A Urgente<br />
Castor 8 25 1.300 600 2010 (2012) A Urgente<br />
172
6.1.2.4. Infraestructuras a construir en el año 2011<br />
En la figura 6.1.8 se recogen los proyectos <strong>de</strong> infraestructura previstos para el año 2011.<br />
Figura 6.1.8. Infraestructuras previstas para el año 2011<br />
Plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
Transportista<br />
Instalación<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
ENAGAS<br />
BBG<br />
SAGGAS<br />
TGC<br />
Barcelona<br />
8.º tanque <strong>de</strong> 150.000 m 3 2011 A<br />
Huelva<br />
6.º tanque B-GNL <strong>de</strong> 150.000 m 3 2011 B<br />
Ampliación emisión. Capacidad final <strong>de</strong> 1.500.000 m 3 (n)/h 2011 B<br />
Musel<br />
Capacidad <strong>de</strong> 800.000 m 3 (n)/h y 300.000 m 3 <strong>de</strong> GNL 2011 A<br />
Bilbao<br />
Ampliación emisión. Capacidad final <strong>de</strong> 1.400.000 m 3 (n)/h 2011 (2012) B<br />
Sagunto<br />
4.º tanque GNL <strong>de</strong> 150.000 m 3 2011 A<br />
Tenerife<br />
Capacidad <strong>de</strong> 150.000 m 3 (n)/h y 150.000 m 3 <strong>de</strong> GNL 2011 (2012) A<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Algete-Yela 88 26 2011 A Urgente<br />
Arrigorriaga-Lemona (43.X) 15 26 2011 B<br />
Cas Tresorer-Manacor-Felanitx (Mallorca) 45+12 16/12 2011 A<br />
Desdoblamiento gasoducto Bermeo-Lemona 32 24 2011 B<br />
Desdoblamiento gasoducto interconexión<br />
Llanera-Otero<br />
1 26 2011 A<br />
Gasoducto a Besós 25 26 2011 A<br />
Gasoducto al AASS <strong>de</strong> El Ruedo 3 24 2011 A<br />
Gasoducto al AASS <strong>de</strong> Las Barreras 16 18 2011 A<br />
Martorell-Figueras 165 36 2011 A<br />
Musel-Llanera 16 30 2011 A<br />
Planta-Granadilla 0,4 16 2011 (2012) A<br />
(Continúa)<br />
173
Figura 6.1.8. Infraestructuras previstas para el año 2011 (Continuación)<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud<br />
(Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Ramal a CT <strong>de</strong> Granadilla 1 16 2011 (2012) A<br />
Zarza <strong>de</strong> Tajo-Yela 100 30 2011 A<br />
Almacenamientos Subterráneos<br />
Instalación<br />
Inyección<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Extracción<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Volumen<br />
Operativo<br />
Mm 3 (n)<br />
Gas Colchón<br />
Mm 3 (n)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
El Ruedo 0,5 0,5 90 90 2011 A<br />
Las Barreras 1 0,8 72 48 2011 A<br />
6.1.2.5. Infraestructuras a construir en el año 2012<br />
En la figura 6.1.9 se recogen los proyectos <strong>de</strong> infraestructura previstos para el año 2012.<br />
Figura 6.1.9. Infraestructuras previstas para el año 2012<br />
Plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
Transportista<br />
Instalación<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
BBG<br />
TGC<br />
SAGGAS<br />
Bilbao<br />
Ampliación emisión. Capacidad final <strong>de</strong> 1.200.000 m 3 (n)/h 2012 A<br />
Tercer tanque GNL <strong>de</strong> 150.000 m 3 2012 A<br />
Gran Canaria<br />
Capacidad <strong>de</strong> 150.000 m 3 (n)/h y 150.000 m 3 <strong>de</strong> GNL 2012 (2013) A<br />
Sagunto<br />
Ampliación emisión. Capacidad final <strong>de</strong> 1.400.000 m 3 (n)/h 2012 A<br />
5.º tanque GNL <strong>de</strong> 150.000 m 3 2012 A<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud (Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Duplicación Gasoducto Villapresente-Burgos 140 26 2012 A<br />
Gasoducto Sur <strong>de</strong> Tenerife 22 16 2012 A<br />
(Continúa)<br />
174
Figura 6.1.9. Infraestructuras previstas para el año 2012 (Continuación)<br />
Red Básica <strong>de</strong> Gasoductos<br />
Instalación<br />
Longitud (Km)<br />
Diámetro<br />
(pulgadas)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Gasoducto Norte <strong>de</strong> Tenerife 37 20 2012 A<br />
Gasoducto Norte <strong>de</strong> Tenerife (2) 11 16 2012 A<br />
Guitiriz-Lugo 30 30 2012 (2010) A Urgente<br />
Nuevo gasoducto Tivissa-Arbós 90 30 2012 A<br />
Planta GNL Gran Canaria-TM San Bartolomé<br />
<strong>de</strong> Tirajana<br />
7 20 2012 (2013) A<br />
Planta-San Bartolomé <strong>de</strong> la Tirajana 7 14 2012 (2013) A<br />
Ramal a CTCC <strong>de</strong> Can<strong>de</strong>laria 0,5 12 2012 A<br />
Ramal a CTCC <strong>de</strong> Tirajana 3 14 2012 A<br />
Villar <strong>de</strong> Arnedo-Castelnou 200 26 2012 A<br />
Yela-Villar <strong>de</strong> Arnedo 251 30 2012 A<br />
Estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
Instalación Grupos Potencia (kW)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Ampliación <strong>de</strong> la E. <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong><br />
Zaragoza<br />
(3+1) 18.000 2012 A<br />
E. <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Villar <strong>de</strong> Arnedo (2+1) 35.000 2012 A<br />
Almacenamientos Subterráneos<br />
Instalación<br />
Inyección<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Extracción<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Volumen<br />
Operativo<br />
Mm 3 (n)<br />
Gas Colchón<br />
Mm 3 (n)<br />
Fecha puesta<br />
en marcha<br />
Planificación<br />
Grupo <strong>de</strong><br />
planificación<br />
Yela 10 15 1.050 900 2012 (2011) A Urgente<br />
175
6.1.2.6. Proyectos <strong>de</strong> infraestructuras a largo<br />
plazo más relevantes<br />
El documento <strong>de</strong> “Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong><br />
electricidad y gas <strong>2008</strong>-2016” recoge la propuesta <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> infraestructuras <strong>de</strong> la red básica a acometer<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> el año <strong>2008</strong> a 2016. Los gran<strong>de</strong>s proyectos <strong>de</strong><br />
infraestructuras consi<strong>de</strong>rados <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l horizonte<br />
temporal <strong>de</strong> este informe son los siguientes:<br />
• Eje Sureste. Conexión <strong>de</strong>l gasoducto Medgaz con el<br />
Eje Transversal. El proyecto Medgaz, <strong>de</strong> conexión<br />
submarina entre Argelia y España por Almería, tiene<br />
una longitud aproximada <strong>de</strong> 200 km, alcanzando en su<br />
recorrido profundida<strong>de</strong>s entorno a los 2.000 m. Su<br />
capacidad inicial será <strong>de</strong> unos 300 GWh/día (8 bcm/<br />
año). Actualmente está en fase <strong>de</strong> construcción y se<br />
prevé que entre en funcionamiento en septiembre <strong>de</strong><br />
2009.<br />
Las infraestructuras a construir en la Península,<br />
<strong>de</strong>stinadas a la conexión <strong>de</strong> este gasoducto con el<br />
sistema gasista son los tramos Almería-Lorca y Lorca-<br />
Chinchilla, junto con la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong><br />
Chinchilla. A partir <strong>de</strong> su puesta en marcha, el sistema<br />
contará con una nueva y significativa entrada, que dará<br />
lugar a un incremento <strong>de</strong> los suministros en forma <strong>de</strong><br />
gas natural frente a los <strong>de</strong> GNL, si bien se prevé que<br />
el GNL siga aportando más <strong>de</strong>l 50% <strong>de</strong> los<br />
aprovisionamientos.<br />
• Refuerzo <strong>de</strong>l Eje Levante y nudo Tivissa. Éste consta<br />
<strong>de</strong> las siguientes infraestructuras: duplicaciones <strong>de</strong> los<br />
gasoductos Tivissa-Castelnou, Paterna-Tivissa y<br />
Barcelona-Arbós y triplicación <strong>de</strong>l gasoducto Tivissa-<br />
Arbós.<br />
El refuerzo <strong>de</strong> este Eje contribuirá a mejorar la<br />
seguridad <strong>de</strong> suministro en el área <strong>de</strong>l Eje <strong>de</strong>l Ebro y<br />
en Cataluña y a incrementar la capacidad <strong>de</strong><br />
evacuación hacia dicha zona <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el Eje <strong>de</strong>l Levante,<br />
<strong>de</strong>scongestionando éste. Asimismo posibilitará la<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en caso <strong>de</strong> vulnerabilidad N-<br />
1 por fallo <strong>de</strong> alguna <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> GNL<br />
conectadas a él, Barcelona, Sagunto o Cartagena.<br />
• Refuerzo <strong>de</strong>l Eje Central. Éste consta <strong>de</strong> los<br />
gasoductos Zarza <strong>de</strong> Tajo-Yela, Yela-Villar <strong>de</strong> Arnedo y<br />
<strong>de</strong> la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Villar <strong>de</strong> Arnedo, así<br />
como <strong>de</strong>l propio almacenamiento <strong>de</strong> Yela y <strong>de</strong> la<br />
conexión <strong>de</strong> éste por gasoducto hasta Algete.<br />
Permitirán comunicar el almacenamiento <strong>de</strong> Yela con el<br />
sistema y conectar las zonas gasista Centro y Valle <strong>de</strong>l<br />
Ebro, incrementando <strong>de</strong> forma notable la capacidad <strong>de</strong><br />
vehiculación <strong>de</strong> gas dirección sur-norte y<br />
disminuyendo, por tanto, las probabilidad <strong>de</strong> que se<br />
produzcan situaciones <strong>de</strong> congestión por falta <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> transporte. En particular, se verán<br />
ampliadas significativamente las posibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
exportación <strong>de</strong> gas hacia Francia, proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong><br />
entradas situadas en la zona sur, por ejemplo, <strong>de</strong> la<br />
interconexión Medgaz.<br />
• Almacenamientos subterráneos, el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong><br />
nuevas capacida<strong>de</strong>s es fundamental para satisfacer las<br />
necesida<strong>de</strong>s existentes por la práctica <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong><br />
aprovisionamientos <strong>de</strong> gas natural <strong>de</strong>l exterior, así<br />
como por la obligación legalmente establecida <strong>de</strong>l<br />
mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad.<br />
Durante el horizonte temporal <strong>de</strong> este estudio se<br />
prevén tanto ampliaciones <strong>de</strong> los almacenamientos<br />
subterráneos existentes, como la entrada en<br />
funcionamiento <strong>de</strong> nuevos almacenamientos o la<br />
a<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> yacimientos agotados como<br />
almacenamientos.<br />
Cabe indicar que la mayoría <strong>de</strong> los proyectos<br />
contemplados en el documento <strong>de</strong> Planificación 2002-<br />
2011 y en su posterior Revisión han ido acumulando<br />
retrasos, <strong>de</strong> modo que, según las previsiones <strong>de</strong> la<br />
nueva versión <strong>de</strong> la Planificación, la a<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong>l<br />
yacimiento <strong>de</strong> Marismas (Fase II) se retrasa un año,<br />
Poseidón, Gaviota y Reus no disponen <strong>de</strong> una fecha<br />
prevista <strong>de</strong> puesta en marcha y Castor y Yela se<br />
retrasan uno y tres años, no estando disponibles hasta<br />
2010 y 2012, respectivamente.<br />
Por otro lado, la Planificación <strong>2008</strong>-2016 recoge<br />
nuevos proyectos <strong>de</strong> almacenamiento subterráneo,<br />
como los <strong>de</strong>nominados Las Barreras o El Ruedo; <strong>de</strong><br />
acuerdo con la empresa promotora <strong>de</strong> su <strong>de</strong>sarrollo,<br />
176
los estudios <strong>de</strong> viabilidad técnica <strong>de</strong> ambos proyectos<br />
han dado resultados positivos.<br />
Con posterioridad a la Planificación y según la<br />
información remitida por los promotores para el<br />
seguimiento periódico <strong>de</strong> infraestructuras llevado a<br />
cabo por esta Comisión, se observa un nuevo retraso<br />
para la fase II <strong>de</strong> Marismas, que no estaría disponible<br />
hasta 2013, así como para el proyecto Castor, que no<br />
sería utilizable hasta 2012. Sigue sin disponerse <strong>de</strong><br />
información sobre la fecha <strong>de</strong> puesta en marcha<br />
prevista para los almacenamientos <strong>de</strong> Poseidón y Reus,<br />
si bien en el caso <strong>de</strong> Gaviota se prevé que esté<br />
disponible en 2015. El promotor <strong>de</strong>l proyecto <strong>de</strong> Yela<br />
a<strong>de</strong>lanta sus previsiones en un año, hasta 2011.<br />
• Gasificación <strong>de</strong> las Islas Canarias. Se prevé la<br />
construcción <strong>de</strong> dos plantas <strong>de</strong> regasificación que,<br />
junto con sus infraestructuras asociadas permitirán la<br />
introducción <strong>de</strong>l gas natural en las islas. Ambas plantas<br />
están calificadas en el documento <strong>de</strong> Planificación<br />
como A, y se situarán en la Isla <strong>de</strong> Gran Canaria y en<br />
la Isla <strong>de</strong> Tenerife. Las fechas <strong>de</strong> entrada en operación<br />
<strong>de</strong> las mismas serán, <strong>de</strong> acuerdo con la previsión <strong>de</strong> la<br />
Planificación, 2011 para la <strong>de</strong> Tenerife y 2012 para la<br />
<strong>de</strong> Gran Canaria, si bien en el documento <strong>de</strong> Revisión<br />
<strong>de</strong> la planificación estaban previstas para 2010 y 2009<br />
respectivamente. Asimismo, según la información<br />
remitida para el seguimiento <strong>de</strong> infraestructuras, los<br />
promotores <strong>de</strong> las mismas prevén su puesta en marcha<br />
un año <strong>de</strong>spués <strong>de</strong> lo estimado en la Planificación.<br />
• Planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> Gijón, ubicada en el<br />
Puerto <strong>de</strong>l Musel, cuya entrada en operación está<br />
prevista para el año 2011. Dicha planta incrementará<br />
las entradas <strong>de</strong> gas a través <strong>de</strong> la cornisa cantábrica y<br />
al contribuir a una distribución más homogénea <strong>de</strong> los<br />
puntos <strong>de</strong> entrada al sistema, hará posible que se<br />
reduzca la distancia entre las zonas <strong>de</strong> consumo y los<br />
puntos <strong>de</strong> suministro.<br />
Otra <strong>de</strong> las consecuencias positivas sería el refuerzo <strong>de</strong><br />
la seguridad <strong>de</strong>l suministro en la cornisa cantábrica en<br />
una situación <strong>de</strong> vulnerabilidad (n-1) por fallo <strong>de</strong> una<br />
<strong>de</strong> las plantas situadas en la misma (Bilbao, Gijón y<br />
Mugardos).<br />
6.1.3. A<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
a la <strong>de</strong>manda<br />
Una vez apuntadas las infraestructuras previstas para<br />
cada año <strong>de</strong>l período <strong>de</strong> estudio <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>,<br />
<strong>de</strong> acuerdo con el documento <strong>de</strong> Planificación, en este<br />
apartado se recoge la capacidad <strong>de</strong> las mismas y se<br />
enfrenta a la <strong>de</strong>manda punta prevista en cada año,<br />
extrayendo conclusiones acerca <strong>de</strong>l grado <strong>de</strong> cobertura<br />
<strong>de</strong>l sistema.<br />
Se incluyen las simulaciones <strong>de</strong>l funcionamiento <strong>de</strong>l<br />
sistema gasista con el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda alto y las<br />
infraestructuras disponibles cada año. Las simulaciones<br />
han sido facilitadas por ENAGAS, en su papel <strong>de</strong> Gestor<br />
Técnico <strong>de</strong>l Sistema.<br />
Cada año se consi<strong>de</strong>ran todas las infraestructuras que van<br />
a estar disponibles a lo largo <strong>de</strong>l año hasta diciembre, <strong>de</strong><br />
forma que las simulaciones realizadas pue<strong>de</strong>n<br />
consi<strong>de</strong>rarse como representativas <strong>de</strong>l invierno que<br />
comienza a finales <strong>de</strong> ese año. Así cuando nos referimos,<br />
por ejemplo, al año <strong>2008</strong>, pue<strong>de</strong> enten<strong>de</strong>rse que las<br />
simulaciones representan el invierno <strong>2008</strong>/09.<br />
La utilización final <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> entrada<br />
<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rá <strong>de</strong>l comportamiento <strong>de</strong> los distintos actores<br />
que cuentan con capacidad contratada en el sistema, si<br />
bien el Gestor podría intervenir si se produjese alguna<br />
situación <strong>de</strong> carácter excepcional, en aras <strong>de</strong> la seguridad<br />
<strong>de</strong> suministro. En particular, la emisión <strong>de</strong> cada punto <strong>de</strong><br />
entrada se basa en las siguientes hipótesis:<br />
– Entradas por conexiones internacionales<br />
• Medgaz y Magreb. Dado que no existen contratos <strong>de</strong><br />
exportación a través <strong>de</strong> ambas, se contemplan sus<br />
capacida<strong>de</strong>s contractuales <strong>de</strong> importación previstas a<br />
largo plazo.<br />
• Larrau. Se ha consi<strong>de</strong>rado el saldo mínimo necesario<br />
para el correcto funcionamiento <strong>de</strong>l sistema. A partir<br />
<strong>de</strong>l invierno 2010-2011 el Gestor estima que la<br />
177
entrada <strong>de</strong> gas por esta conexión internacional no es<br />
necesaria para garantizar el suministro en el área <strong>de</strong>l<br />
Ebro.<br />
• Irún, Badajoz y Tuy. El saldo resultante consi<strong>de</strong>rado<br />
es nulo, <strong>de</strong>bido a la incertidumbre sobre el sentido<br />
dominante <strong>de</strong> su flujo, ya que no existen contratos<br />
firmes <strong>de</strong> abastecimiento, excepto para <strong>2008</strong>.<br />
No se ha tenido en cuenta la posible variación <strong>de</strong>l<br />
almacenamiento operativo en gasoductos. Esto es una<br />
hipótesis conservadora, ya que en el pasado, a modo <strong>de</strong><br />
ejemplo, en la punta que tuvo lugar el 30 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong><br />
2007, el gas inmovilizado en gasoductos contribuyó a la<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda con 24 GWh, que supuso un<br />
1,5% <strong>de</strong> ésta.<br />
– Entradas por almacenamientos subterráneos<br />
• Las entradas <strong>de</strong>s<strong>de</strong> los almacenamientos actuales se<br />
han consi<strong>de</strong>rado al máximo <strong>de</strong> su capacidad <strong>de</strong><br />
extracción. No obstante, los nuevos almacenamientos<br />
subterráneos, en previsión <strong>de</strong> su período <strong>de</strong> llenado,<br />
no han sido consi<strong>de</strong>rados como entradas operativas.<br />
– Entradas por planta <strong>de</strong> regasificación<br />
• De acuerdo con la información facilitada por el<br />
Gestor, el criterio mantenido en el reparto <strong>de</strong><br />
entradas <strong>de</strong> GNL consiste en optimizar el<br />
funcionamiento <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte, es <strong>de</strong>cir,<br />
suponiendo el mínimo transporte <strong>de</strong> gas, mínimos<br />
autoconsumos <strong>de</strong> estaciones <strong>de</strong> compresión y<br />
producciones <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> los mínimos y máximos<br />
técnicos <strong>de</strong> las plantas, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l intervalo <strong>de</strong> los<br />
rangos admisibles. No obstante, otras soluciones<br />
también serían posibles.<br />
Cabe señalar que, cuando existen varios puntos <strong>de</strong> entrada<br />
que vierten en un mismo eje <strong>de</strong> transporte, la cifra<br />
conjunta sobre capacidad transportable tiene un mayor<br />
significado que los datos por puntos <strong>de</strong> entrada, que<br />
tienen un carácter más orientativo, dada la incertidumbre<br />
sobre el comportamiento futuro <strong>de</strong> los usuarios.<br />
Estos criterios <strong>de</strong>ben ser flexibles al objeto <strong>de</strong> garantizar<br />
la seguridad en el funcionamiento <strong>de</strong>l sistema y mantener<br />
presiones <strong>de</strong> garantía acor<strong>de</strong>s con las publicadas en las<br />
NGTS.<br />
6.1.3.1. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
en el invierno <strong>2008</strong>/2009<br />
En las figuras que siguen a continuación se muestran los<br />
escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda a cubrir en este año (figura<br />
6.1.10), los medios <strong>de</strong> producción con los que se prevé<br />
que cuente el sistema (figura 6.1.11) y los índices <strong>de</strong><br />
cobertura en cada uno <strong>de</strong> los escenarios (figura 6.1.12).<br />
Figura 6.1.10. Demanda punta prevista para el año <strong>2008</strong><br />
Invierno <strong>2008</strong>/2009<br />
GWh/día<br />
N.º grupos CC<br />
Escenario central <strong>de</strong>manda punta<br />
Convencional 1.213<br />
Mercado eléctrico 795 54 (*)<br />
TOTAL 2.008 54<br />
Escenario superior <strong>de</strong>manda punta<br />
TOTAL 2.204 54<br />
(*) N.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW.<br />
Fuente: CNE.<br />
178
Figura 6.1.11. Capacidad <strong>de</strong> los medios <strong>de</strong> producción para el año <strong>2008</strong><br />
<strong>2008</strong><br />
Capacidad Nominal/<br />
Contractual<br />
(GWh/día)<br />
Observaciones a<br />
la cap. nominal<br />
consi<strong>de</strong>rada<br />
Capacidad<br />
transportable<br />
(GWh/día)<br />
Observaciones a la<br />
cap. transportable<br />
Pl. Barcelona 488 Nominal 488 –<br />
Pl. Cartagena 402 Nominal<br />
Pl. Sagunto 291 Nominal<br />
Pl. Huelva 402 Nominal<br />
Tarifa 305 Contractual<br />
1.169<br />
Limitación sur-<br />
Levante al 84% <strong>de</strong> la<br />
capacidad conjunta<br />
<strong>de</strong> los 4 puntos <strong>de</strong><br />
entrada<br />
Pl. Bilbao 235 Nominal 235 –<br />
Pl. Mugardos 121 Nominal 121 –<br />
Larrau 68 Saldo mínimo 68 –<br />
Tuy 12 Contractual 12 –<br />
Badajoz 10 Contractual 10 –<br />
Irún –4 Contractual –4 –<br />
Yacimientos Nac. 10 Contractual 10 –<br />
Almacenamientos 148 Nominal 148 –<br />
TOTAL 2.488 2.257<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
Figura 6.1.12. Índices <strong>de</strong> cobertura en los escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta central y superior previstos para<br />
el invierno <strong>2008</strong>/2009 en dos situaciones: teniendo en cuenta la capacidad transportable y<br />
teniendo en cuenta la capacidad nominal/contractual<br />
Demanda-Escenario central<br />
Demanda-Escenario superior<br />
Convencional 1.213 Convencional 1.213<br />
Sector eléctrico 795 Sector eléctrico 991<br />
TOTAL E. Central 2.008 TOTAL E. Superior 2.204<br />
Índices <strong>de</strong> cobertura (IC)<br />
IC con capacidad transportable 1,12 IC con capacidad transportable 1,02<br />
IC con capacidad nominal 1,24 IC con capacidad nominal 1,13<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
En la figura 6.1.13 se muestra una simulación <strong>de</strong>l<br />
funcionamiento <strong>de</strong>l sistema para dar cobertura a la<br />
<strong>de</strong>manda punta prevista para el invierno <strong>2008</strong>/2009, <strong>de</strong><br />
acuerdo con el escenario probable propuesto por el<br />
Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema. En esta simulación aportada<br />
por el GTS, se ha supuesto un índice <strong>de</strong> simultaneidad<br />
179
Figura 6.1.13. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema en el año <strong>2008</strong> con el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda convencional normal<br />
y los ciclos combinados consi<strong>de</strong>rados por CNE<br />
Referencia: Punta<br />
lau 08-09_optimo_u1<br />
52.46 bar<br />
44.39 bar<br />
hacia Villapresente<br />
41.732 m 3(n)/h<br />
41.29 bar<br />
por Irún<br />
0 m 3(n)/h<br />
SIMULACIÓN TRANSPORTE DE GAS<br />
invierno <strong>2008</strong>-2009<br />
punta probable invernal<br />
Mínimo autoconsumos y mínimo transporte<br />
Larrau<br />
238.000 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 64.85 bar<br />
Dn Press.: 40.01 bar<br />
por Tuy<br />
0 m 3(n)/h<br />
hacia León<br />
Dn Press.: 45.00 bar 95.680 m 3(n)/h<br />
Tor<strong>de</strong>sillas valve<br />
198.576 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 59.11 bar<br />
Dn Press.: 48.86 bar<br />
GME Transgas -313.409 m 3(n)/h<br />
para Tuy Enagas 0 m 3(n)/h<br />
Interc. Badajoz 36.000 m 3(n)/h<br />
Convencional 1.150 GWh<br />
Sector eléctrico 750 GWh<br />
54 CTCC 77%<br />
hacia Valladolid<br />
212.416 m 3(n)/h<br />
por Ruta Plata<br />
339.173 m 3(n)/h<br />
hacia G. Extremadura<br />
624.183 m 3(n)/h<br />
hacia Madrid<br />
204.590 m 3(n)/h<br />
<strong>de</strong> Burgos a Haro<br />
-86.416 m 3(n)/h<br />
46.07 bar 46.46 bar<br />
Huelva a EC<br />
668.218 m 3(n)/h<br />
GME a eje II<br />
0 m 3(n)/h<br />
GME a eje I<br />
204.590 m 3(n)/h<br />
hacia el Norte<br />
27.388 m 3(n)/h<br />
FCV Getafe<br />
683.436 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 66.98 bar<br />
Dn Press.: 49.31 bar<br />
Des<strong>de</strong> Levante<br />
50.000 m 3(n)/h<br />
Eje II a Madrid<br />
665.714 m 3(n)/h<br />
Tarifa<br />
80.00 bar<br />
GME-Transgas 313.409 m GME-Sagane 1.065.000 m 3(n)/h<br />
De Tivisa hacia Levante<br />
147.152 m 3(n)/h<br />
válv. Alfarrás<br />
10.000 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 44.77 bar<br />
ARBOS<br />
398.915 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 56.35 bar<br />
Dn Press.: 56.35 bar<br />
Medios <strong>de</strong> PRODUCCIÓN<br />
BARCELONA 72<br />
60.54 bar<br />
953.672 m 3(n)/h<br />
BARCELONA 45<br />
45.00 bar<br />
417.871 m 3(n)/h<br />
MARISMAS<br />
70.78 bar<br />
35.000 m 3(n)/h<br />
MUGARDOS<br />
80.00 bar<br />
400.000 m 3(n)/h<br />
CARTAGENA<br />
69.78 bar<br />
670.000 m 3(n)/h<br />
Estaciones <strong>de</strong> COMPRESIÓN<br />
HUELVA<br />
72.00 bar<br />
1.000.000 m 3(n)/h<br />
P. SAGUNTO<br />
69.93 bar<br />
800.000 m 3(n)/h<br />
SERRABLO<br />
52.48 bar<br />
211.000 m 3(n)/h<br />
BILBAO<br />
69.73 bar<br />
700.000 m 3(n)/h<br />
GAVIOTA<br />
71.91 bar<br />
211.000 m 3(n)/h<br />
MADRID<br />
PATERNA<br />
27.388 m 3(n)/h<br />
-43.407 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 46.62 bar Up Press.: 67.46 bar<br />
Dn Press.: 46.62 bar Dn Press.: 67.46 bar<br />
PUERTOLLANO<br />
142.406 m 3(n)/h<br />
ALMENDRALEJO<br />
620.417 m 3(n)/h<br />
CREVILLENTE<br />
164.523 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 50.99 bar<br />
Dn Press.: 50.99 bar<br />
Up Press.: 56.20 bar<br />
Dn Press.: 80.00 bar<br />
Up Press.: 67.95 bar<br />
Dn Press.: 67.95 bar<br />
SEVILLA<br />
691.616 m 3(n)/h<br />
ZAMORA<br />
308.096 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 2<br />
665.714 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 65.56 bar<br />
Dn Press.: 65.56 bar<br />
Up Press.: 53.00 bar<br />
Dn Press.: 65.87 bar<br />
Up Press.: 56.43 bar<br />
Dn Press.: 80.00 bar<br />
TIVISSA<br />
147.152 m 3(n)/h<br />
HARO<br />
264.799 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 1<br />
668.218 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 55.38 bar<br />
Dn Press.: 55.38 bar<br />
Up Press.: 47.34 bar<br />
Dn Press.: 47.34 bar<br />
Up Press.: 56.43 bar<br />
Dn Press.: 56.43 bar<br />
ALCÁZAR<br />
ZARAGOZA<br />
701.998 m 3(n)/h<br />
-61.088 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 53.12 bar Up Press.: 46.46 bar<br />
Dn Press.: 80.00 bar Dn Press.: 46.46 bar<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
<strong>de</strong> funcionamiento <strong>de</strong> ciclos combinados <strong>de</strong>l 77%, que<br />
aunque inferior al consi<strong>de</strong>rado en los inviernos <strong>de</strong> años<br />
posteriores (por encima <strong>de</strong>l 90% en todos ellos tanto en<br />
el escenario central como en el superior) respon<strong>de</strong> a los<br />
requerimientos <strong>de</strong> potencia punta <strong>de</strong> esta tecnología<br />
estimados por REE, según ha informado el GTS.<br />
Tal y como se <strong>de</strong>spren<strong>de</strong> <strong>de</strong> la figura 6.1.12, el sistema<br />
estaría en condiciones <strong>de</strong> aten<strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda punta<br />
prevista en este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, con un margen <strong>de</strong><br />
cobertura <strong>de</strong>l 12%, si se tiene en cuenta la capacidad<br />
vehiculación <strong>de</strong> gas que tiene la red <strong>de</strong> gasoductos y<br />
que condiciona las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los<br />
puntos <strong>de</strong> entrada. En el supuesto <strong>de</strong> que el sistema<br />
contase con las infraestructuras necesarias para<br />
transportar toda la capacidad <strong>de</strong> entrada instalada, el<br />
margen <strong>de</strong> cobertura habría sido aún superior,<br />
concretamente en un 24%.<br />
180
Cabe hacer mención <strong>de</strong> algunos puntos <strong>de</strong> entrada cuya<br />
producción nominal podría estar condicionada por la red<br />
<strong>de</strong> transporte.<br />
En particular, la planta <strong>de</strong> Murgados, para po<strong>de</strong>r evacuar<br />
toda su capacidad <strong>de</strong> producción, necesita la puesta en<br />
marcha y el consumo efectivo <strong>de</strong> los ciclos combinados<br />
asociados a su construcción.<br />
En relación con las restricciones apuntadas en informes<br />
anteriores relativas a las limitaciones <strong>de</strong> las entradas<br />
situadas en el Eje <strong>de</strong>l Levante, con la puesta en marcha<br />
<strong>de</strong>l eje Transversal estas limitaciones <strong>de</strong>saparecen, <strong>de</strong><br />
modo que ya no se restringe la posibilidad <strong>de</strong> emisión<br />
simultánea <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> Cartagena y Sagunto.<br />
Con la entrada en operación <strong>de</strong> la EC <strong>de</strong> Zaragoza, a<br />
principios <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, la capacidad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>l Valle<br />
<strong>de</strong> Ebro se vio incrementada notablemente, se eliminan<br />
las restricciones puntuales <strong>de</strong> inyección/extracción <strong>de</strong>l<br />
almacenamiento <strong>de</strong> Serrablo y se reducen los<br />
requerimientos <strong>de</strong> entradas mínimas a través <strong>de</strong> la<br />
conexión internacional <strong>de</strong> Larrau durante el período<br />
invernal.<br />
Hasta la puesta en marcha <strong>de</strong> la duplicación <strong>de</strong>l<br />
gasoducto Vergara-Irún (primera fase prevista para junio<br />
<strong>de</strong> <strong>2008</strong>, fase II para mediados <strong>de</strong> 2009 y fase III para<br />
finales <strong>de</strong> 2010), la capacidad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> este<br />
gasoducto es limitada. A<strong>de</strong>más, la capacidad <strong>de</strong><br />
exportación o importación a través <strong>de</strong> esta conexión<br />
internacional <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rá <strong>de</strong> la presión <strong>de</strong><br />
operación existente en Vergara en cada momento, <strong>de</strong>l<br />
nivel <strong>de</strong> consumo en su zona <strong>de</strong> influencia y <strong>de</strong> la<br />
presión en el lado francés. De acuerdo con la<br />
información remitida por los promotores para el<br />
seguimiento <strong>de</strong> infraestructuras, la conclusión <strong>de</strong> este<br />
gasoducto se a<strong>de</strong>lantaría a 2009<br />
La capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Bilbao pue<strong>de</strong><br />
seguir estando condicionada parcialmente a la <strong>de</strong>manda<br />
local, hasta la construcción <strong>de</strong> la duplicación <strong>de</strong>l<br />
gasoducto Lemona-Haro, previsto para 2009 según la<br />
Planificación, y la ampliación <strong>de</strong> la E.C. <strong>de</strong> Haro, cuya<br />
primera fase <strong>de</strong> ampliación está prevista también para el<br />
mismo año. El retraso <strong>de</strong>l citado gasoducto impactaría<br />
en las producciones máximas simultáneas <strong>de</strong> la planta y<br />
<strong>de</strong>l almacenamiento <strong>de</strong> Gaviota. Actualmente, para un<br />
día laborable invernal, con extracción máxima en<br />
Gaviota, y consumo máximo <strong>de</strong> los ciclos <strong>de</strong> la zona, el<br />
sistema es compatible con una producción máxima <strong>de</strong><br />
Bilbao <strong>de</strong>l 88% <strong>de</strong> su capacidad nominal, limitación<br />
que <strong>de</strong>saparecería con la puesta en marcha <strong>de</strong>l<br />
gasoducto.<br />
En consecuencia, con las instalaciones y presupuestos <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda punta consi<strong>de</strong>rados, se podría aten<strong>de</strong>r toda la<br />
<strong>de</strong>manda convencional y <strong>de</strong> ciclos combinados, bajo el<br />
escenario central <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta.<br />
Por otro lado, bajo el supuesto <strong>de</strong>l escenario superior <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda punta, la capacidad nominal <strong>de</strong> entrada al<br />
sistema permitiría cubrir ésta con un margen <strong>de</strong>l 13%, si<br />
bien teniendo en cuenta la capacidad transportable<br />
reflejada en la figura 6.1.11, este margen se vería<br />
reducido hasta el 2%, suficiente aún para cubrir la<br />
<strong>de</strong>manda punta prevista en el escenario superior.<br />
6.1.3.2. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
en el invierno 2009/2010<br />
En las figuras que siguen a continuación se muestran los<br />
escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda a cubrir en este año<br />
(figura 6.1.14), los medios <strong>de</strong> producción con los que se<br />
prevé que cuente el sistema (figura 6.1.15) y los índices<br />
<strong>de</strong> cobertura en cada uno <strong>de</strong> los escenarios<br />
(figura 6.1.16).<br />
En la figura 6.1.17 se muestra una simulación <strong>de</strong>l<br />
funcionamiento <strong>de</strong>l sistema para dar cobertura a la<br />
<strong>de</strong>manda punta prevista para el año 2009, <strong>de</strong> acuerdo con<br />
el escenario alto propuesto por el Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema (59 grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW, con un<br />
índice <strong>de</strong> simultaneidad <strong>de</strong>l 98%).<br />
181
Figura 6.1.14. Demanda punta prevista para el año 2009<br />
Invierno 2009/2010<br />
GWh/día<br />
N.º grupos C<br />
Escenario central <strong>de</strong>manda punta<br />
Convencional 1.203<br />
Mercado eléctrico 867 59 (*)<br />
TOTAL 2.070 59<br />
Escenario superior <strong>de</strong>manda punta<br />
TOTAL 2.284 59<br />
(*) N.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW. No coinci<strong>de</strong> con el n.º indicado en la simulación <strong>de</strong>l Gestor (63) porque éste ha tenido<br />
en cuenta el número <strong>de</strong> grupos total, con in<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> su potencia instalada.<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 6.1.15. Capacidad <strong>de</strong> los medios <strong>de</strong> producción para el año 2009<br />
2009<br />
Capacidad Nominal/<br />
Contractual<br />
(GWh/día)<br />
Observaciones a<br />
la cap. nominal<br />
consi<strong>de</strong>rada<br />
Capacidad<br />
transportable-E.<br />
Central (GWh/día)<br />
Observaciones a la<br />
cap. transportable<br />
Pl. Barcelona 573 Nominal 573 –<br />
Pl. Cartagena 402 Nominal<br />
Pl. Sagunto 347 Nominal<br />
Pl. Huelva 402 Nominal<br />
Tarifa 305 Contractual<br />
Medgaz 261 Contractual<br />
1.383<br />
Limitación sur-Levante<br />
al 81% <strong>de</strong> la capacidad<br />
conjunta <strong>de</strong> los 5<br />
puntos <strong>de</strong> entrada<br />
Pl. Bilbao 235 Nominal 235 –<br />
Pl. Mugardos 121 Nominal 121 –<br />
Pl. Musel – Nominal – –<br />
Larrau 30 Saldo mínimo 30 –<br />
Irún – – – –<br />
Tuy – – – –<br />
Badajoz – – – –<br />
Yacimientos Nac. 11 Nominal 11 –<br />
Almacenamientos 148 Máximo 148 –<br />
TOTAL 2.834 2.501<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
182
Figura 6.1.16. Índices <strong>de</strong> cobertura en los escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta central y superior, previstos para<br />
el invierno 2009/2010 en dos situaciones: teniendo en cuenta la capacidad transportable y<br />
teniendo en cuenta la capacidad nominal/contractual<br />
Demanda-Escenario central<br />
Demanda-Escenario superior<br />
Convencional 1.203 Convencional 1.203<br />
Sector eléctrico 867 Sector eléctrico 1.081<br />
TOTAL E. Central 2.070 TOTAL E. Superior 2.284<br />
Índices <strong>de</strong> cobertura (IC)<br />
IC con capacidad transportable 1,21 IC con capacidad transportable 1,09<br />
IC con capacidad nominal 1,37 IC con capacidad nominal 1,24<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
Figura 6.1.17. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema en el año 2009 con el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta alto por el<br />
Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema<br />
Referencia: punta dic 09<br />
62.87 bar<br />
52.99 bar<br />
hacia Villapresente<br />
51.085 m 3(n)/h<br />
48.69 bar<br />
por Irún<br />
0 m 3(n)/h<br />
SIMULACIÓN TRANSPORTE DE GAS<br />
punta año 2009<br />
Escenario Planificación <strong>2008</strong>-2016<br />
Larrau<br />
110.000 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 66.08 bar<br />
Dn Press.: 53.54 bar<br />
por Tuy<br />
41.000 m 3(n)/h<br />
hacia León<br />
Dn Press.: 45.00 bar 130.402 m 3(n)/h<br />
Tor<strong>de</strong>sillas valve<br />
196.399 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 59.87 bar<br />
Dn Press.: 59.84 bar<br />
GME Ren -313.400 m 3(n)/h<br />
para Tuy Enagas -41.000 m 3(n)/h<br />
Interc. Badajoz 0 m 3(n)/h<br />
Convencional 1.363 GWh<br />
Sector eléctrico 1.088 GWh<br />
61 CTCC 98%<br />
2 CTCC ciclo abierto 100%<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
hacia Valladolid<br />
212.004 m 3(n)/h<br />
por Ruta Plata<br />
377.866 m 3(n)/h<br />
hacia G. Extremadura<br />
742.354 m 3(n)/h<br />
hacia Madrid<br />
333.705 m 3(n)/h<br />
<strong>de</strong> Burgos a Haro<br />
42.703 m 3(n)/h<br />
58.50 bar<br />
Huelva a EC<br />
653.997 m 3(n)/h<br />
hacia el Norte<br />
194.488 m 3(n)/h<br />
GME a eje II<br />
207.541 m 3(n)/h<br />
GME a eje I<br />
333.705 m 3(n)/h<br />
Tarifa<br />
80.00 bar<br />
GME-Transgas 313.400 m GME-Sagane 1.070.000 m 3(n)/h<br />
FCV Getafe<br />
842.469 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 53.88 bar<br />
Dn Press.: 53.34 bar<br />
a Levante<br />
150.000 m 3<br />
hacia Centro<br />
(n)/h<br />
763.000 m 3(n)/h<br />
a Baleares<br />
-187.000 m 3(n)/h<br />
Medgaz<br />
80.00 bar<br />
913.000 m 3(n)/h<br />
NAVARRA<br />
53.297 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 53.51 bar<br />
Dn Press.: 53.51 bar<br />
válv. Alfarrás<br />
20.000 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 53.78 bar<br />
MONTESA<br />
359.512 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 66.11 bar<br />
Dn Press.: 66.11 bar<br />
Medios <strong>de</strong> PRODUCCIÓN<br />
BARCELONA 72 HUELVA<br />
57.22 bar 72.00 bar<br />
1.304.462 m 3(n)/h<br />
1.050.000 m 3(n)/h<br />
BARCELONA 45<br />
45.00 bar<br />
489.658 m 3(n)/h<br />
MARISMAS<br />
71.32 bar<br />
40.000 m 3(n)/h<br />
MUGARDOS<br />
77.72 bar<br />
412.000 m 3(n)/h<br />
CARTAGENA<br />
72.00 bar<br />
880.000 m 3(n)/h<br />
Estaciones <strong>de</strong> COMPRESIÓN<br />
ARBOS<br />
MADRID<br />
PATERNA<br />
699.710 m 3(n)/h<br />
194.488 m 3(n)/h<br />
53.949 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 51.26 bar Up Press.: 48.00 bar Up Press.: 66.45 bar<br />
Dn Press.: 51.26 bar Dn Press.: 70.51 bar Dn Press.: 66.45 bar<br />
PUERTOLLANO<br />
263.597 m 3(n)/h<br />
ALMENDRALEJO<br />
736.190 m 3(n)/h<br />
CREVILLENTE<br />
269.112 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 60.02 bar<br />
Dn Press.: 60.02 bar<br />
Up Press.: 52.69 bar<br />
Dn Press.: 80.00 bar<br />
Up Press.: 68.75 bar<br />
Dn Press.: 68.75 bar<br />
SEVILLA<br />
682.354 m 3(n)/h<br />
ZAMORA<br />
342.406 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 2<br />
446.406 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 65.72 bar<br />
Dn Press.: 65.72 bar<br />
Up Press.: 45.00 bar<br />
Dn Press.: 66.65 bar<br />
Up Press.: 75.59 bar<br />
Dn Press.: 75.59 bar<br />
TIVISSA<br />
443.540 m 3(n)/h<br />
HARO<br />
259.113 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 1<br />
653.997 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 45.96 bar<br />
Dn Press.: 72.00 bar<br />
Up Press.: 54.58 bar<br />
Dn Press.: 54.58 bar<br />
Up Press.: 56.92 bar<br />
Dn Press.: 75.59 bar<br />
ALCÁZAR<br />
863.398 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 51.29 bar<br />
Dn Press.: 77.00 bar<br />
P. SAGUNTO<br />
69.48 bar<br />
900.000 m 3(n)/h<br />
SERRABLO<br />
64.91 bar<br />
283.000 m 3(n)/h<br />
BILBAO<br />
69.90 bar<br />
800.000 m 3(n)/h<br />
GAVIOTA<br />
71.77 bar<br />
237.000 m 3(n)/h<br />
ZARAGOZA<br />
30.831 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 55.75 bar<br />
Dn Press.: 55.75 bar<br />
183
De acuerdo con la figura 6.1.15, el sistema presenta<br />
una capacidad nominal <strong>de</strong> entrada <strong>de</strong> 2.834 GWh/día, si<br />
bien la <strong>de</strong>manda transportable es <strong>de</strong> 2.500 GWh/día,<br />
teniendo en cuenta las restricciones que impone el<br />
sistema <strong>de</strong> transporte a dicha capacidad nominal 1 . Por<br />
tanto, con la <strong>de</strong>manda punta prevista en el escenario<br />
central, existiría un margen <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong>l 37%, si<br />
solo se tiene en cuenta la capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los<br />
diferentes puntos <strong>de</strong> entrada a la red <strong>de</strong> transporte, y<br />
<strong>de</strong>l 21% si se tiene en cuenta la capacidad <strong>de</strong><br />
vehiculación <strong>de</strong> gas que tiene la red <strong>de</strong> gasoductos y<br />
que condiciona las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los<br />
puntos <strong>de</strong> entrada.<br />
Por otra parte, cabe indicar que en la simulación <strong>de</strong>l GTS<br />
no se consi<strong>de</strong>ran la capacidad <strong>de</strong> entrada por Irún ni por<br />
Badajoz. Asimismo, la capacidad a través <strong>de</strong> Larrau se<br />
reduce hasta 30 GWh/día, en línea con el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras <strong>de</strong> la zona, que repercuten en una menor<br />
necesidad <strong>de</strong> los suministros proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> esta entrada<br />
para garantizar la seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong> la zona.<br />
De forma general, en relación con las conexiones<br />
internacionales por gasoducto, el Gestor ha consi<strong>de</strong>rado<br />
las entradas mínimas para el correcto funcionamiento <strong>de</strong>l<br />
sistema acordadas en el ámbito <strong>de</strong> la Iniciativa Regional<br />
<strong>de</strong>l Sur <strong>de</strong> ERGEG 2 , no las cantida<strong>de</strong>s contractuales <strong>de</strong><br />
entrada por estos puntos. Se ha adoptado este criterio,<br />
indica el Gestor, “para mayor seguridad <strong>de</strong><br />
aprovisionamiento y como consecuencia <strong>de</strong> los criterios<br />
<strong>de</strong> dimensionamiento <strong>de</strong> la Planificación Obligatoria y la<br />
enorme incertidumbre existente sobre la utilización <strong>de</strong><br />
1<br />
Según los datos aportados por el Gestor, la capacidad transportable<br />
varía en función <strong>de</strong>l escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda consi<strong>de</strong>rado. A efectos <strong>de</strong><br />
este estudio, para cada año se ha consi<strong>de</strong>rado exclusivamente la capacidad<br />
transportable en el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta probable <strong>de</strong><br />
dicho año, criterio conservador, dado que ésta capacidad es inferior<br />
a la transportable en escenarios más altos <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda.<br />
2<br />
South Gas Regional Initiative (S-GRI), incluida <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> la<br />
iniciativa <strong>de</strong>l ERGEG (European Regulators Group for Electricity<br />
and Gas) para la consecución <strong>de</strong> un auténtico mercado interior<br />
europeo <strong>de</strong>l gas, a través <strong>de</strong> la creación previa <strong>de</strong> mercados regionales.<br />
En el caso <strong>de</strong> la región Sur, ésta compren<strong>de</strong> los mercados<br />
gasistas portugués, francés y español.<br />
las conexiones <strong>de</strong> Larrau e Irún a partir <strong>de</strong> las OS’s y<br />
OSP’s 3 ”. Una posible <strong>de</strong>mora en la puesta en marcha<br />
<strong>de</strong> la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Navarra, prevista para<br />
este año, afectaría a la capacidad <strong>de</strong> entrada y salida<br />
por la conexión internacional <strong>de</strong> Larrau, según lo<br />
establecido en los acuerdos internacionales.<br />
Por otro lado, un posible retraso en la construcción <strong>de</strong><br />
la conexión con Baleares, prevista para este año,<br />
retrasaría la gasificación y suministro <strong>de</strong> los ciclos<br />
combinados situados las islas <strong>de</strong> Ibiza y Mallorca. Por<br />
lo que respecta a las centrales, éstas funcionan en su<br />
mayoría con combustible alternativo, por lo que el<br />
impacto <strong>de</strong>l retraso podría consi<strong>de</strong>rarse leve a efectos<br />
<strong>de</strong> la seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong>l sistema eléctrico<br />
insular.<br />
Bajo el supuesto <strong>de</strong>l escenario superior <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
punta, la capacidad nominal <strong>de</strong> entrada al sistema<br />
permitiría cubrir ésta con un margen <strong>de</strong>l 24%, aunque<br />
teniendo en cuenta la capacidad transportable reflejada<br />
en la figura 6.1.15, el margen se reduciría pero seguiría<br />
teniendo holgura, concretamente el 9%.<br />
Este notable aumento <strong>de</strong> los márgenes <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong>l<br />
sistema se <strong>de</strong>be al incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> las<br />
plantas existentes, Barcelona y Sagunto, y, en gran<br />
medida, a la puesta en marcha <strong>de</strong> la nueva interconexión<br />
directa con Argelia, a través <strong>de</strong>l gasoducto MEDGAZ.<br />
Dicha interconexión contará con una capacidad inicial<br />
<strong>de</strong> unos 8 bcm/año y su finalización está prevista para<br />
septiembre <strong>de</strong> 2009. En consecuencia, un posible retraso<br />
en la puesta en marcha <strong>de</strong>l gasoducto MEDGAZ tendría<br />
un impacto leve sobre el sistema a efectos <strong>de</strong> la<br />
3<br />
OSP (Open Subscription Process) y OS (Open Season). Siglas<br />
anglosajonas relativas a dos métodos <strong>de</strong> asignación <strong>de</strong> capacida<strong>de</strong>s.<br />
El primero <strong>de</strong> ellos es un procedimiento <strong>de</strong> asignación común<br />
y coordinado <strong>de</strong> capacidad existente o en construcción. El segundo,<br />
OS, es un método <strong>de</strong> evaluación previa común <strong>de</strong> las necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> nueva capacidad <strong>de</strong> interconexión y <strong>de</strong> asignación posterior<br />
<strong>de</strong> la misma, basado en la <strong>de</strong>claración <strong>de</strong> intenciones y posterior<br />
compromiso <strong>de</strong> los agentes que participan en el proceso.<br />
184
seguridad <strong>de</strong> suministro, dado el margen <strong>de</strong> capacidad<br />
<strong>de</strong> producción y transporte <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la zona <strong>de</strong> Levante y<br />
Sur.<br />
El incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> entrada al sistema<br />
gasista es positivo, dado que repercute en una mayor<br />
seguridad <strong>de</strong> suministro y en mayor flexibilidad <strong>de</strong><br />
entrada para los agentes. Asimismo, una distribución más<br />
homogénea <strong>de</strong> las entradas permitiría una configuración<br />
<strong>de</strong> suministros más equilibrada, al acercar las entradas a<br />
los consumos y reducir así las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte.<br />
No obstante, esa sobrecapacidad <strong>de</strong> entrada también<br />
podría propiciar que <strong>de</strong>terminadas elecciones <strong>de</strong><br />
contratación y utilización <strong>de</strong> la capacidad contratada por<br />
los agentes dieran lugar a configuraciones <strong>de</strong> suministro<br />
físicamente imposibles, teniendo en cuenta la necesidad<br />
<strong>de</strong> utilización mínima <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> entrada y<br />
consi<strong>de</strong>rando también las limitaciones <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong><br />
transporte, <strong>de</strong>rivadas <strong>de</strong> la dificultad <strong>de</strong> transportar<br />
cualquier cantidad <strong>de</strong> gas, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> cualquier punto <strong>de</strong><br />
entrada a cualquier salida. A modo <strong>de</strong> ejemplo, la<br />
concentración <strong>de</strong> contratación <strong>de</strong> capacidad en la zona<br />
sur podría hacer inviable el suministro <strong>de</strong>l conjunto <strong>de</strong>l<br />
sistema, al no cubrir los valores mínimos <strong>de</strong> contratación<br />
y uso <strong>de</strong> las entradas situadas en la zona norte,<br />
necesarias para el correcto funcionamiento <strong>de</strong> éstas<br />
(mínimo técnico) y para el abastecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
local, que no pue<strong>de</strong> ser satisfecha en su totalidad <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
el sur.<br />
6.1.3.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
en el invierno 2010/2011<br />
En las figuras que siguen a continuación se muestran<br />
los escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda a cubrir en este año<br />
(figura 6.1.18), los medios <strong>de</strong> producción con los que<br />
se prevé que cuente el sistema (figura 6.1.19) y los<br />
índices <strong>de</strong> cobertura en cada uno <strong>de</strong> los escenarios<br />
(figura 6.1.20).<br />
En la figura 6.1.21 se muestra una simulación <strong>de</strong>l<br />
funcionamiento <strong>de</strong>l sistema para dar cobertura a la<br />
<strong>de</strong>manda punta prevista para el año 2010, <strong>de</strong> acuerdo con<br />
el escenario alto propuesto por el Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema (65 grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW, con un<br />
índice <strong>de</strong> simultaneidad <strong>de</strong>l 100%).<br />
En la simulación <strong>de</strong>l Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema se<br />
indica que los el sistema podría aten<strong>de</strong>r 2.733 GWh/día<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta (capacidad transportable). Por tanto,<br />
con la <strong>de</strong>manda prevista en el escenario central, existiría<br />
un margen <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l 31% si se<br />
tiene en cuenta la capacidad nominal <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los<br />
diferentes puntos <strong>de</strong> entrada a la red <strong>de</strong> transporte, y <strong>de</strong>l<br />
26% si se tiene en cuenta la capacidad <strong>de</strong> vehiculación<br />
<strong>de</strong> gas que tiene la red <strong>de</strong> gasoductos y que condiciona<br />
las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los puntos <strong>de</strong> entrada.<br />
Figura 6.1.18. Demanda punta prevista para el año 2010<br />
Invierno 2010/2011<br />
GWh/día<br />
N.º grupos CC<br />
Escenario central <strong>de</strong>manda punta<br />
Convencional 1.213<br />
Mercado eléctrico 950 65 (*)<br />
TOTAL 2.163 65<br />
Escenario superior <strong>de</strong>manda punta<br />
TOTAL 2.399 65<br />
185
Figura 6.1.19. Capacidad <strong>de</strong> los medios <strong>de</strong> producción para el año 2010<br />
2010<br />
Capacidad Nominal/<br />
Contractual<br />
(GWh/día)<br />
Observaciones a<br />
la cap. nominal<br />
consi<strong>de</strong>rada<br />
Capacidad<br />
transportable-E.<br />
Central (GWh/día)<br />
Observaciones a la<br />
cap. transportable<br />
Pl. Barcelona 573 Nominal 573 –<br />
Pl. Cartagena 402 Nominal<br />
Pl. Sagunto 347 Nominal<br />
Pl. Huelva 402 Nominal<br />
Tarifa 305 Contractual<br />
Medgaz 261 Contractual<br />
1.608<br />
Limitación sur-Levante<br />
al 94% <strong>de</strong> la capacidad<br />
conjunta <strong>de</strong> los 5<br />
puntos <strong>de</strong> entrada<br />
Pl. Bilbao 235 Nominal 235 –<br />
Pl. Mugardos 121 Nominal 121 –<br />
Pl. Musel – Nominal<br />
Larrau – Saldo mínimo –<br />
Badajoz – – –<br />
Yacimientos Nac. 48 Nominal 48 –<br />
Almacenamientos 148 Máximo 148 –<br />
TOTAL 2.842 2.733<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
Figura 6.1.20. Índices <strong>de</strong> cobertura en los escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta central y superior, previstos para<br />
el invierno 2010/2011 en dos situaciones: teniendo en cuenta la capacidad transportable y<br />
teniendo en cuenta la capacidad nominal/contractual<br />
Demanda-Escenario central<br />
Demanda-Escenario superior<br />
Convencional 1.213 Convencional 1.213<br />
Sector eléctrico 950 Sector eléctrico 1.185<br />
TOTAL E. Central 2.163 TOTAL E. Superior 2.399<br />
Índices <strong>de</strong> cobertura (IC)<br />
IC con capacidad transportable 1,26 IC con capacidad transportable 1,14<br />
IC con capacidad nominal 1,31 IC con capacidad nominal 1,18<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
186
Figura 6.1.21. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema en el año 2010 con el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta alto por el<br />
Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema<br />
Referencia: punta dic 10<br />
61.31 bar<br />
62.62 bar<br />
hacia Villapresente<br />
-6.509 m 3(n)/h<br />
a Cantabria<br />
27.438 m(n)/h 3<br />
por Irún<br />
0 m 3(n)/h<br />
SIMULACIÓN TRANSPORTE DE GAS<br />
punta año 2010<br />
Escenario Planificación <strong>2008</strong>-2016<br />
Larrau<br />
0 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 66.56 bar<br />
Dn Press.: 51.56 bar<br />
por Tuy<br />
41.000 m 3(n)/h<br />
hacia León<br />
Dn Press.: 72.00 bar 210.185 m 3(n)/h<br />
Tor<strong>de</strong>sillas valve<br />
114.538 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 67.33 bar<br />
Dn Press.: 67.32 bar<br />
GME Ren -313.409 m 3(n)/h<br />
para Tuy Enagas -41.000 m 3(n)/h<br />
Interc. Badajoz 0 m 3(n)/h<br />
Convencional 1.423 GWh<br />
Sector eléctrico 1.179 GWh<br />
65 CTCC 100%<br />
2 CTCC ciclo abierto 100%<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
58.05 bar<br />
hacia Valladolid<br />
130.827 m 3(n)/h<br />
por Ruta Plata<br />
378.130 m 3(n)/h<br />
hacia G. Extremadura<br />
743.290 m 3(n)/h<br />
hacia Madrid<br />
326.370 m 3(n)/h<br />
<strong>de</strong> Burgos a Haro<br />
-151.558 m 3(n)/h<br />
66.91 bar<br />
Huelva a EC<br />
774.726 m 3(n)/h<br />
hacia el Norte<br />
129.749 m 3(n)/h<br />
GME a eje II<br />
215.113 m 3(n)/h<br />
GME a eje I<br />
326.370 m 3(n)/h<br />
Tarifa<br />
80.00 bar<br />
GME-Transgas 1.070.000 m GME-Sagane 313.409 m 3(n)/h<br />
FCV Getafe<br />
821.503 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 57.12 bar<br />
Dn Press.: 54.49 bar<br />
válv. Alfarrás<br />
20.000 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 53.78 bar<br />
hacia Centro<br />
623.000 m 3(n)/h<br />
CARTAGENA<br />
a Baleares<br />
72.00 bar<br />
-187.000 m 3(n)/h<br />
1.100.000 m 3(n)/h<br />
a Levante<br />
290.000 m 3(n)/h<br />
Estaciones <strong>de</strong> COMPRESIÓN<br />
Medgaz<br />
80.00 bar<br />
913.000 m 3(n)/h<br />
ARBOS<br />
460.383 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 59.66 bar<br />
Dn Press.: 59.66 bar<br />
NAVARRA<br />
-59.189 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 51.58 bar<br />
Dn Press.: 51.58 bar<br />
Medios <strong>de</strong> PRODUCCIÓN<br />
BARCELONA 72 HUELVA<br />
63.64 bar 72.00 bar<br />
1.147.190 m 3(n)/h<br />
1.050.000 m 3(n)/h<br />
BARCELONA 45<br />
45.00 bar<br />
575.113 m 3(n)/h<br />
MARISMAS<br />
69.72 bar<br />
170.000 m 3(n)/h<br />
MUGARDOS<br />
75.82 bar<br />
412.000 m 3(n)/h<br />
MADRID<br />
PATERNA<br />
129.749 m 3(n)/h<br />
401.335 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 50.00 bar Up Press.: 65.88 bar<br />
Dn Press.: 72.00 bar Dn Press.: 65.88 bar<br />
PUERTOLLANO<br />
253.191 m 3(n)/h<br />
ALMENDRALEJO<br />
737.054 m 3(n)/h<br />
CREVILLENTE<br />
484.253 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 60.42 bar<br />
Dn Press.: 60.42 bar<br />
Up Press.: 52.61 bar<br />
Dn Press.: 80.00 bar<br />
Up Press.: 64.70 bar<br />
Dn Press.: 64.70 bar<br />
SEVILLA<br />
805.444 m 3(n)/h<br />
ZAMORA<br />
341.012 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 2<br />
559.563 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 64.26 bar<br />
Dn Press.: 64.26 bar<br />
Up Press.: 45.00 bar<br />
Dn Press.: 69.72 bar<br />
Up Press.: 75.64 bar<br />
Dn Press.: 75.64 bar<br />
TIVISSA<br />
823.469 m 3(n)/h<br />
HARO<br />
163.704 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 1<br />
774.726 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 58.41 bar<br />
Dn Press.: 72.00 bar<br />
Up Press.: 51.60 bar<br />
Dn Press.: 69.34 bar<br />
Up Press.: 51.49 bar<br />
Dn Press.: 75.64 bar<br />
MONTESA<br />
712.040 m 3(n)/h<br />
ALCÁZAR<br />
843.350 m 3(n)/h<br />
ZARAGOZA<br />
530.897 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 56.67 bar<br />
Dn Press.: 71.00 bar<br />
Up Press.: 55.86 bar<br />
Dn Press.: 78.00 bar<br />
Up Press.: 46.39 bar<br />
Dn Press.: 72.00 bar<br />
CHINCHILLA<br />
913.000 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 62.18 bar<br />
Dn Press.: 62.18 bar<br />
P. SAGUNTO<br />
71.38 bar<br />
1.200.000 m 3(n)/h<br />
SERRABLO<br />
58.51 bar<br />
283.000 m 3(n)/h<br />
BILBAO<br />
63.16 bar<br />
800.000 m 3(n)/h<br />
GAVIOTA<br />
61.70 bar<br />
237.000 m 3(n)/h<br />
Al igual que en el apartado anterior, cabe apuntar que en<br />
la simulación <strong>de</strong>l GTS no se consi<strong>de</strong>ran la capacidad <strong>de</strong><br />
entrada por Irún ni por Badajoz. Por otro lado, en el caso<br />
<strong>de</strong> la interconexión <strong>de</strong> Larrau, según los estudios<br />
realizados en el ámbito <strong>de</strong> trabajo <strong>de</strong> la Iniciativa<br />
Regional Sur <strong>de</strong>l ERGEG, a partir <strong>de</strong> este año se<br />
eliminarían los requerimientos <strong>de</strong> entradas mínimas a<br />
través <strong>de</strong> dicha interconexión, siendo posible también el<br />
uso <strong>de</strong> la misma como salida <strong>de</strong> gas hacia el país vecino.<br />
Por ello, ante la incertidumbre sobre la utilización <strong>de</strong> la<br />
interconexión <strong>de</strong> Larrau, bien como entrada o bien como<br />
salida, no se ha consi<strong>de</strong>rado disponible a efectos <strong>de</strong>l<br />
cálculo <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta.<br />
La puesta en marcha <strong>de</strong> nuevas infraestructuras <strong>de</strong><br />
transporte en el eje <strong>de</strong>l Levante, concretamente la<br />
duplicación <strong>de</strong> los tramos Paterna-Tivissa-Arbós,<br />
permitirá aliviar la congestión existente en dicho eje,<br />
187
a<strong>de</strong>cuando la producción <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> la zona a la<br />
<strong>de</strong>manda local así como a la vehiculación <strong>de</strong> dicho gas a<br />
través <strong>de</strong>l gasoducto Transversal o <strong>de</strong>l eje <strong>de</strong>l Ebro. De<br />
acuerdo con la figura 6.1.19, la capacidad transportable<br />
conjunta <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación e<br />
interconexiones <strong>de</strong> las zonas Levante y Sur, experimenta<br />
un incremento notable respecto <strong>de</strong> la capacidad<br />
transportable durante el año anterior, sin que ninguna <strong>de</strong><br />
las infraestructuras tenga previsto aumentar su capacidad<br />
<strong>de</strong> emisión. De hecho, únicamente existiría una<br />
limitación <strong>de</strong>l 6% <strong>de</strong> la capacidad conjuta <strong>de</strong> éstas.<br />
No obstante, el retraso <strong>de</strong> la duplicación <strong>de</strong> los<br />
gasoductos Tivissa-Paterna y Tivissa-Castelnou, dos años<br />
más tar<strong>de</strong> <strong>de</strong> la fecha prevista en la Planificación anterior<br />
(2002-2011) tiene repercusión en la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda en situación <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona<br />
(análisis <strong>de</strong> vulnerabilidad N-1), ya que no podría<br />
evacuarse la producción <strong>de</strong>l área <strong>de</strong> Levante y Valle <strong>de</strong>l<br />
Ebro necesaria para suministrar la totalidad <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> la zona <strong>de</strong> Cataluña.<br />
proyecto se a<strong>de</strong>lanta un año respecto <strong>de</strong> lo previsto en<br />
la Planificación y estaría disponible para finales <strong>de</strong><br />
2009.<br />
Por otro lado, el gasoducto <strong>de</strong> conexión <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong><br />
Bilbao con la zona <strong>de</strong> Cantabria favorece la seguridad <strong>de</strong><br />
suministro y el intercambio <strong>de</strong> gas entre la zona <strong>de</strong>l País<br />
Vasco y Cantabria, pudiendo afectar su retraso a la<br />
seguridad <strong>de</strong> suministro, en caso <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong> alguna <strong>de</strong><br />
las plantas situadas en la zona norte.<br />
De acuerdo con el escenario superior <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta<br />
y las infraestructuras consi<strong>de</strong>radas en la simulación, la<br />
capacidad nominal <strong>de</strong> entrada al sistema permitiría cubrir<br />
ésta con un margen <strong>de</strong>l 18%, que se vería reducida en<br />
cuatro puntos porcentuales <strong>de</strong> tener en cuenta<br />
exclusivamente la capacidad transportable, reflejada en la<br />
figura 6.1.20. De nuevo, el margen <strong>de</strong> cobertura en este<br />
año es significativamente elevado, incluso en el escenario<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta superior y con todos los ciclos<br />
funcionando a la vez.<br />
El retraso <strong>de</strong> la tercera fase <strong>de</strong> construcción <strong>de</strong>l<br />
gasoducto Vergara-Irún, afectaría a la capacidad <strong>de</strong><br />
entrada y salida por la conexión internacional <strong>de</strong> Irún<br />
con el país vecino, establecida en los acuerdos<br />
internacionales. No obstante, según informa el promotor<br />
en el proceso <strong>de</strong> seguimiento <strong>de</strong> infraestructuras, este<br />
6.1.3.4. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
en el invierno 2011/2012<br />
En las figuras que siguen a continuación se muestran los<br />
escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda a cubrir en este año<br />
(figura 6.1.22), los medios <strong>de</strong> producción con los que se<br />
Figura 6.1.22. Demanda punta prevista para el año 2011<br />
Invierno 2011/2012<br />
GWh/día<br />
N.º grupos CC<br />
Escenario central <strong>de</strong>manda punta<br />
Convencional 1.224<br />
Mercado eléctrico 1.064 73 (*)<br />
TOTAL 2.289 73<br />
Escenario superior <strong>de</strong>manda punta<br />
TOTAL 2.553 73<br />
(*) N.º <strong>de</strong> grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW.<br />
Fuente: CNE.<br />
188
Figura 6.1.23. Capacidad <strong>de</strong> los medios <strong>de</strong> producción para el año 2011<br />
2011<br />
Capacidad Nominal/<br />
Contractual<br />
(GWh/día)<br />
Observaciones a<br />
la cap. nominal<br />
consi<strong>de</strong>rada<br />
Capacidad<br />
transportable-E.<br />
Central (GWh/día)<br />
Observaciones a la cap.<br />
transportable<br />
Pl. Barcelona 573 Nominal<br />
Pl. Cartagena 402 Nominal<br />
Pl. Sagunto 347 Nominal<br />
Pl. Huelva 402 Nominal<br />
Tarifa 305 Contractual<br />
Medgaz 261 Contractual<br />
2.032<br />
Limitación sur-Levante al<br />
85% <strong>de</strong> la capacidad conjunta<br />
<strong>de</strong> los 4 puntos <strong>de</strong><br />
entrada<br />
Pl. Bilbao 235 Nominal 235 –<br />
Pl. Mugardos 121 Nominal<br />
Pl. Musel 229 Nominal<br />
307<br />
Limitación norte al 88% <strong>de</strong><br />
la cap. conjunta <strong>de</strong> los 2<br />
puntos <strong>de</strong> entrada<br />
Larrau – Saldo mínimo –<br />
Badajoz – – –<br />
Yacimientos Nac. 48 Nominal 48 –<br />
Almacenamientos 148 Máximo 148 –<br />
TOTAL 3.071 2.736<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
Figura 6.1.24. Índices <strong>de</strong> cobertura en los escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta central y superior, previstos para<br />
el invierno 2011/2012 en dos situaciones: teniendo en cuenta la capacidad transportable y<br />
teniendo en cuenta la capacidad nominal/contractual<br />
Demanda-Escenario central<br />
Demanda-Escenario superior<br />
Convencional 1.224 Convencional 1.224<br />
Sector eléctrico 1.064 Sector eléctrico 1.329<br />
TOTAL E. Central 2.289 TOTAL E. Superior 2.553<br />
Índices <strong>de</strong> cobertura (IC)<br />
IC con capacidad transportable 1,20 IC con capacidad transportable 1,07<br />
IC con capacidad nominal 1,34 IC con capacidad nominal 1,20<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
prevé que cuente el sistema (figura 6.1.23) y los índices<br />
<strong>de</strong> cobertura en cada uno <strong>de</strong> los escenarios<br />
(figura 6.1.24).<br />
En la figura 6.1.25 se muestra una simulación <strong>de</strong>l<br />
funcionamiento <strong>de</strong>l sistema para dar cobertura a la<br />
<strong>de</strong>manda punta prevista para el año 2011, <strong>de</strong> acuerdo con<br />
189
Figura 6.1.25. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema en el año 2011 con el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta alto por el<br />
Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema<br />
Referencia: punta dic 11<br />
a Cantabria<br />
75.067 m(n)/h 3<br />
50.29 bar<br />
hacia Villapresente<br />
75.681 m 3(n)/h<br />
45.17 bar<br />
por Irún<br />
0 m 3(n)/h<br />
SIMULACIÓN TRANSPORTE DE GAS<br />
punta año 2011<br />
Escenario Planificación <strong>2008</strong>-2016<br />
Larrau<br />
0 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 66.56 bar<br />
Dn Press.: 49.15 bar<br />
por Tuy<br />
0 m 3(n)/h<br />
hacia León<br />
Dn Press.: 45.00 bar 44.594 m 3(n)/h<br />
Tor<strong>de</strong>sillas valve<br />
191.649 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 54.14 bar<br />
Dn Press.: 54.10 bar<br />
GME Ren -313.409 m 3(n)/h<br />
para Tuy Enagas 0 m 3(n)/h<br />
Interc. Badajoz 0 m 3(n)/h<br />
Convencional 1.488 GWh<br />
Sector eléctrico 1.360 GWh<br />
77 CTCC 100%<br />
2 CTCC ciclo abierto 100%<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
59.58 bar<br />
hacia Valladolid<br />
208.704 m 3(n)/h<br />
por Ruta Plata<br />
290.069 m 3(n)/h<br />
hacia G. Extremadura<br />
612.175 m 3(n)/h<br />
hacia Madrid<br />
471.212 m 3(n)/h<br />
<strong>de</strong> Burgos a Haro<br />
44.622 m 3(n)/h<br />
53.03 bar<br />
Huelva a EC<br />
936.897 m 3(n)/h<br />
hacia el Norte<br />
201.089 m 3(n)/h<br />
GME a eje II<br />
465.634 m 3(n)/h<br />
GME a eje I<br />
471.212 m 3(n)/h<br />
Tarifa<br />
80.00 bar<br />
GME-Transgas 1.070.000 m 3(n)/h<br />
GME-Sagane 313.049 m 3(n)/h<br />
FCV Getafe<br />
501.512 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 52.49 bar<br />
Dn Press.: 50.28 bar<br />
hacia Centro<br />
643.000 m 3(n)/h<br />
a Baleares<br />
-187.000 m 3(n)/h<br />
a Levante<br />
270.000 m 3(n)/h<br />
Medgaz<br />
80.00 bar<br />
913.000 m 3(n)/h<br />
ARBOS<br />
451.111 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 57.58 bar<br />
Dn Press.: 57.58 bar<br />
NAVARRA<br />
-41.971 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 49.16 bar<br />
Dn Press.: 49.16 bar<br />
Medios <strong>de</strong> PRODUCCIÓN<br />
BARCELONA 72 HUELVA<br />
61.70 bar 72.00 bar<br />
1.186.930 m 3(n)/h<br />
1.220.000 m 3(n)/h<br />
BARCELONA 45<br />
45.00 bar<br />
559.193 m 3(n)/h<br />
MARISMAS<br />
68.27 bar<br />
170.000 m 3(n)/h<br />
MUGARDOS<br />
80.00 bar<br />
336.996 m 3(n)/h<br />
CARTAGENA<br />
72.00 bar<br />
1.200.000 m 3(n)/h<br />
Estaciones <strong>de</strong> COMPRESIÓN<br />
MADRID<br />
PATERNA<br />
201.089 m 3(n)/h<br />
467.164 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 48.00 bar Up Press.: 64.87 bar<br />
Dn Press.: 66.82 bar Dn Press.: 64.87 bar<br />
PUERTOLLANO<br />
393.064 m 3(n)/h<br />
ALMENDRALEJO<br />
608.204 m 3(n)/h<br />
CREVILLENTE<br />
578.815 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 50.00 bar<br />
Dn Press.: 66.69 bar<br />
Up Press.: 60.35 bar<br />
Dn Press.: 80.00 bar<br />
Up Press.: 62.16 bar<br />
Dn Press.: 62.16 bar<br />
SEVILLA<br />
965.718 m 3(n)/h<br />
ZAMORA<br />
253.298 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 2<br />
471.212 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 60.16 bar<br />
Dn Press.: 72.03 bar<br />
Up Press.: 60.84 bar<br />
Dn Press.: 60.84 bar<br />
Up Press.: 75.80 bar<br />
Dn Press.: 75.80 bar<br />
TIVISSA<br />
854.139 m 3(n)/h<br />
HARO<br />
32.461 m 3(n)/h<br />
CORDOBA 1<br />
936.897 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 56.33 bar<br />
Dn Press.: 72.00 bar<br />
Up Press.: 49.05 bar<br />
Dn Press.: 49.05 bar<br />
Up Press.: 55.00 bar<br />
Dn Press.: 75.00 bar<br />
MONTESA<br />
783.678 m 3(n)/h<br />
ALCÁZAR<br />
1.002.947 m 3(n)/h<br />
ZARAGOZA<br />
541.225 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 50.03 bar<br />
Dn Press.: 72.00 bar<br />
Up Press.: 55.27 bar<br />
Dn Press.: 76.00 bar<br />
Up Press.: 43.00 bar<br />
Dn Press.: 71.00 bar<br />
CHINCHILLA<br />
913.000 m 3(n)/h<br />
Up Press.: 62.17 bar<br />
Dn Press.: 62.17 bar<br />
P. SAGUNTO<br />
70.43 bar<br />
1.200.000 m 3(n)/h<br />
MUSEL<br />
80.00 bar<br />
641.134 m 3(n)/h<br />
SERRABLO<br />
56.68 bar<br />
283.000 m 3(n)/h<br />
BILBAO<br />
59.00 bar<br />
800.000 m 3(n)/h<br />
GAVIOTA<br />
54.06 bar<br />
237.000 m 3(n)/h<br />
el escenario alto propuesto por el Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema (73 grupos equivalentes <strong>de</strong> 400 MW, con un<br />
índice <strong>de</strong> simultaneidad <strong>de</strong>l 100%).<br />
En la simulación <strong>de</strong>l Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema se<br />
indica que el sistema podría aten<strong>de</strong>r 2.736 GWh/día <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda punta (capacidad transportable). Por tanto, con<br />
la <strong>de</strong>manda prevista, existiría un margen <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong><br />
la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l 20% sobre la capacidad nominal <strong>de</strong><br />
entrada, sin consi<strong>de</strong>rar nuevamente las entradas por<br />
Badajoz, Larrau e Irún. Dicho margen se eleva<br />
consi<strong>de</strong>rablemente, hasta el 34%, en caso <strong>de</strong> consi<strong>de</strong>rar<br />
la capacidad nominal <strong>de</strong> las entradas, sin tener en cuenta<br />
las restricciones <strong>de</strong> transporte.<br />
190
Cabe <strong>de</strong>stacar la puesta en marcha durante este período<br />
<strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> El Musel, con una capacidad nominal <strong>de</strong><br />
229 GWh/día. No obstante, la capacidad conjunta <strong>de</strong> ésta<br />
y <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Mugardos se ve reducida en un 22% <strong>de</strong><br />
sus valores nominales <strong>de</strong>bido a las congestiones que<br />
pudieran tener lugar en el eje norte <strong>de</strong> transporte.<br />
El retraso en la planta <strong>de</strong> Musel o en la ampliación <strong>de</strong> la<br />
planta <strong>de</strong> Bilbao a 1.200.000 m 3 (n)/h pue<strong>de</strong> impactar en la<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total, según el análisis <strong>de</strong><br />
vulnerabilidad N-1, ante el fallo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona;<br />
todo ello, bajo las hipótesis consi<strong>de</strong>radas <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
superior y entradas mínimas por Larrau. En relación con<br />
esto, cabe apuntar que el promotor <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Bilbao<br />
ha informado que prevé que la ampliación <strong>de</strong> dicha planta<br />
no estará disponible hasta 2012.<br />
En cuanto al incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
interconexión dirección sur-norte, un posible retraso en<br />
los proyectos <strong>de</strong> Zarza <strong>de</strong> Tajo-Yela-Villar <strong>de</strong> Arnedo y<br />
en la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Villar <strong>de</strong> Arnedo,<br />
retrasaría la mayor integración <strong>de</strong> todas las zonas gasistas<br />
y la eliminación <strong>de</strong> posibles congestiones por falta <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> transporte a través <strong>de</strong> Villar <strong>de</strong> Arnedo.<br />
Por otro lado, para el escenario superior <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
punta y las infraestructuras consi<strong>de</strong>radas en esta<br />
simulación, la capacidad nominal <strong>de</strong> entrada al sistema<br />
sujeta a las restricciones <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> transporte cubriría<br />
la totalidad <strong>de</strong> los consumos, con un margen <strong>de</strong> seguridad<br />
adicional <strong>de</strong>l 7%, si bien este valor se vería incrementado<br />
hasta el 20%, en caso <strong>de</strong> consi<strong>de</strong>rar la capacidad nominal<br />
<strong>de</strong> entrada sin restricciones <strong>de</strong> transporte.<br />
6.1.3.5. Análisis <strong>de</strong> vulnerabilidad N-1.<br />
Fallo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona<br />
Para el período invernal 08-09, el Gestor plantea tres<br />
hipótesis <strong>de</strong> fallo siguientes.<br />
1. Fallo <strong>de</strong> la emisión <strong>de</strong> la planta a la red <strong>de</strong> 45 bar<br />
El escenario <strong>de</strong> vulnerabilidad <strong>de</strong>finido para esta red<br />
contempla una <strong>de</strong>manda convencional <strong>de</strong> 135 GWh/<br />
día y una <strong>de</strong>manda eléctrica <strong>de</strong> 50 GWh/día. La<br />
capacidad máxima <strong>de</strong> by-pass por la válvula <strong>de</strong><br />
laminación 72-45 bar es <strong>de</strong> 85 GWh/día, mientras<br />
que la capacidad máxima <strong>de</strong> suministro a la red <strong>de</strong><br />
45 bar <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el tercer cinturón <strong>de</strong> Barcelona con este<br />
escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda está en torno a 65 GWh/día.<br />
En consecuencia, el total <strong>de</strong>l mercado a interrumpir<br />
en esta red sería <strong>de</strong> 35 GWh/día 4 .<br />
El Gestor ha solicitado 35 GWh/día como<br />
interrumpibles tipo B que no se han cubierto.<br />
2. Fallo <strong>de</strong> la emisión a 72 bar<br />
Ante este fallo la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>l tramo Barcelona-<br />
Arbós <strong>de</strong>bería cubrirse con la emisión <strong>de</strong> la planta a<br />
45 bar y la entrada <strong>de</strong> gas a través <strong>de</strong> la estación <strong>de</strong><br />
compresión <strong>de</strong> Tivissa. En este escenario se consi<strong>de</strong>ra<br />
una <strong>de</strong>manda convencional <strong>de</strong> 200 GWh/día y una<br />
<strong>de</strong>manda eléctrica <strong>de</strong> 120 GWh/día.<br />
El principal cuello <strong>de</strong> botella estaría en la estación<br />
<strong>de</strong> Tivissa, que aspirando <strong>de</strong>l eje <strong>de</strong> Levante y <strong>de</strong>l<br />
valle <strong>de</strong>l Ebro a unos 40 bar sólo conseguiría<br />
transportar unos 180 GWh/día. En este escenario, la<br />
red <strong>de</strong> 45 bar en Barcelona requeriría una emisión<br />
<strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> 128 GWh/día. En consecuencia, el<br />
total <strong>de</strong>l mercado a interrumpir en esta red sería <strong>de</strong><br />
12 GWh/día 5 .<br />
En consonancia con los criterios contemplados en la<br />
Planificación, se han llevado a cabo simulaciones para el<br />
análisis <strong>de</strong> vulnerabilidad <strong>de</strong>l sistema ante el fallo <strong>de</strong> una<br />
<strong>de</strong> las entradas, en particular, el <strong>de</strong> la entrada <strong>de</strong> mayor<br />
capacidad, la planta <strong>de</strong> Barcelona.<br />
4<br />
135 GWh/día D. Convencional + 50 GWh/día D. Eléctrica – 85<br />
GWh/día <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la planta – 65 GWh/día <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el tercer cinturón<br />
= 35 GWh/día.<br />
5<br />
200 GWh/día D. Convencional + 120 GWh/día D. Eléctrica<br />
– 128 GWh/día <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la planta a 45 bar – 180 GWh/día <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
Tivissa = 12 GWh/día.<br />
191
Figura 6.1.26. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica y convencional en situación <strong>de</strong> vulnerabilidad N-1, por<br />
fallo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona<br />
Período<br />
Invierno <strong>2008</strong>-2009<br />
Invierno 2009-2010<br />
Invierno 2010-2011<br />
Invierno 2011-2012<br />
Fuente: ENAGAS.<br />
Cobertura con<br />
Q Larrau<br />
= Q Contratado<br />
100% Demanda convencional<br />
88% Demanda eléctrica<br />
96% Demanda convencional<br />
78% Demanda eléctrica<br />
100% Demanda convencional<br />
92% Demanda eléctrica<br />
100% Demanda convencional<br />
90% Demanda eléctrica<br />
Cobertura con<br />
Q Larrau<br />
= Q Mínimo técnico necesario<br />
93% Demanda convencional<br />
75% Demanda eléctrica<br />
100% Demanda convencional<br />
88% Demanda eléctrica<br />
100% Demanda convencional<br />
83% Demanda eléctrica<br />
El Gestor ha solicitado 15 GWh/día como<br />
interrumpibles tipo B para el tiempo que cubriría el<br />
período invernal consi<strong>de</strong>rado. Esto daría lugar a una<br />
cobertura <strong>de</strong>l 100% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda firme ante este<br />
fallo.<br />
necesario para aten<strong>de</strong>r las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong><br />
la zona, según se <strong>de</strong>termina en los trabajos <strong>de</strong> la<br />
Iniciativa Regional <strong>de</strong>l Sur <strong>de</strong>l ERGEG. En la<br />
figura 6.1.26 se recoge el resultado <strong>de</strong> las simulaciones<br />
realizadas.<br />
3. Fallo simultáneo <strong>de</strong> la emisión <strong>de</strong> la planta a 45<br />
y 72 bar<br />
Ante el fallo completo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona y<br />
bajo las mismas hipótesis <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda que en el caso<br />
anterior, el cuello <strong>de</strong> botella estaría en la estación <strong>de</strong><br />
compresión <strong>de</strong> Tivissa, con lo que el mercado a<br />
interrumpir sería <strong>de</strong> 140 GWh/día 6 .<br />
Para períodos invernales sucesivos, el Gestor aporta<br />
diversas simulaciones que combinan el escenario alto <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda, salvo en el inverno 08-09 en el que se<br />
consi<strong>de</strong>ra el escenario probable por su proximidad<br />
temporal, con dos configuraciones <strong>de</strong> entrada a través <strong>de</strong><br />
la interconexión <strong>de</strong> Larrau: una <strong>de</strong> ellas teniendo en<br />
cuenta la capacidad contratada en dicha interconexión y<br />
la otra consi<strong>de</strong>rando exclusivamente el saldo mínimo<br />
6<br />
200 GWh/día D. Convencional + 120 GWh/día D. Eléctrica –<br />
180 GWh/día <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Tivissa = 140 GWh/día.<br />
Según se <strong>de</strong>spren<strong>de</strong> <strong>de</strong> las simulaciones realizadas,<br />
teniendo en cuenta el primer escenario, esto es, aquél<br />
que consi<strong>de</strong>ra unas entradas por la conexión<br />
internacional <strong>de</strong> Larrau iguales a la capacidad contratada<br />
en la actualidad, a pesar <strong>de</strong>l fallo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong><br />
Barcelona se cubriría la totalidad <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
convencional durante todos los períodos consi<strong>de</strong>rados,<br />
salvo en el invierno 2009-2010, en el que un 4% <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda convencional quedaría <strong>de</strong>satendida. Por lo que<br />
respecta a la <strong>de</strong>manda eléctrica, su cobertura oscilaría<br />
entre el 78%, para el invierno 2009-2010, y el 92% para<br />
el período 2010-2011. Esto hace aconsejable que se <strong>de</strong>n<br />
las señales <strong>de</strong> mercado para proveer la capacidad<br />
interrumpible necesaria.<br />
Los resultados <strong>de</strong> las simulaciones son algo menos<br />
favorables en el segundo escenario, esto es, cuando en<br />
vez <strong>de</strong> consi<strong>de</strong>rar unas entradas por Larrau iguales a la<br />
capacidad contratada se estima que dichas entradas se<br />
correspon<strong>de</strong>rán únicamente con el mínimo técnico<br />
192
necesario para suministrar la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> la zona. En<br />
esta situación la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional<br />
continuaría estando garantizada durante los inviernos<br />
2010-2011 y 2011-2012, si bien durante el invierno<br />
2009-10 podría quedar <strong>de</strong>satendida el 7% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
punta convencional. En cualquier caso, conviene recordar<br />
que el criterio <strong>de</strong> simulación escogido es conservador,<br />
dado que consi<strong>de</strong>ra la situación prevista más<br />
<strong>de</strong>sfavorable, esto es, el escenario alto <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda. La<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica oscilaría entre un 75%<br />
en el invierno 2009-10 y un 88% en el siguiente período<br />
invernal.<br />
6.1.4. Capacidad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>l sistema.<br />
Seguridad <strong>de</strong> suministro<br />
En este sentido, las gran<strong>de</strong>s infraestructuras previstas en<br />
el horizonte <strong>de</strong> este estudio como la Conexión<br />
internacional Medgaz, el almacenamiento subterráneo <strong>de</strong><br />
Yela, así como el propio gasoducto Algete-Yela-Villar <strong>de</strong><br />
Arnedo, respon<strong>de</strong>n a este criterio. 7<br />
A<strong>de</strong>más, las duplicaciones previstas <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte, junto con las estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
asociadas, cuya primera finalidad es el aumento <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> transporte, sirven igualmente para aumentar<br />
la garantía <strong>de</strong> suministro. Son <strong>de</strong>stacables por su<br />
magnitud, el eje “Paterna-Tivissa-Barcelona”, el “Tivissa-<br />
Castelnou”, el “Villapresente-Burgos”, el “Treto-Llanera”<br />
y los gasoductos en el País Vasco “Vergara-Irún”,<br />
“Lemona-Haro” y “Bermeo-Lemona”.<br />
España es un país sin apenas yacimientos <strong>de</strong> gas don<strong>de</strong><br />
existen zonas con altas <strong>de</strong>mandas alejadas <strong>de</strong> las entradas<br />
<strong>de</strong>l sistema, como el centro <strong>de</strong>l país. Por tanto, es<br />
comprensible que se realice un importante esfuerzo en el<br />
transporte, por la elevada distancia a recorrer.<br />
En el diseño <strong>de</strong> los gasoductos <strong>de</strong> transporte y entradas<br />
al sistema, como criterios básicos, se intenta reducir al<br />
mínimo la distancia media <strong>de</strong> transporte, y optimizar el<br />
diámetro para aprovechar al máximo las ventajas <strong>de</strong> las<br />
economías <strong>de</strong> escala.<br />
A<strong>de</strong>más, en un país con la elevada tasa <strong>de</strong> crecimiento<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda que tiene España, en comparación con los<br />
valores medios <strong>de</strong> crecimiento en Europa, es aconsejable<br />
diseñar los gasoductos con un diámetro suficiente que<br />
permita tener capacidad para aten<strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda que se<br />
pueda dar en un horizonte no inferior a diez años,<br />
añadiendo la compresión a<strong>de</strong>cuada. Este horizonte<br />
temporal se ampliaría si fuese previsible encontrar<br />
problemas en la duplicación <strong>de</strong> los gasoductos.<br />
Por otra parte, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista <strong>de</strong> la seguridad <strong>de</strong><br />
suministro, es aconsejable el aumento <strong>de</strong>l mallado <strong>de</strong> la<br />
red para minimizar los riesgos ante posibles fallos en las<br />
entradas <strong>de</strong>l sistema.<br />
6.1.5. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
<strong>de</strong>l sistema<br />
En este apartado se analiza, en primer lugar, la<br />
capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> los tanques <strong>de</strong> GNL,<br />
verificando los días <strong>de</strong> autonomía que proporcionan<br />
aquellas plantas a las que pertenecen. Posteriormente, se<br />
analiza la capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong>l sistema en<br />
relación con la necesidad <strong>de</strong> disponer <strong>de</strong> los días <strong>de</strong><br />
existencias mínimas requeridas en la legislación. En este<br />
sentido, el Real Decreto 1766/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> diciembre,<br />
que se modifica el real Decreto 1716/2004, por el que<br />
se regula la obligación <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> existencias<br />
mínimas <strong>de</strong> seguridad, la diversificación <strong>de</strong><br />
abastecimiento <strong>de</strong> gas natural y la corporación <strong>de</strong><br />
reservas estratégicas <strong>de</strong> productos petrolíferos, fija dicha<br />
obligación en 20 días <strong>de</strong> las ventas o consumos <strong>de</strong><br />
carácter firme <strong>de</strong> cada comercializador o consumidor<br />
directo en mercado.<br />
7<br />
Infraestructuras asociadas a:<br />
Eje transversal: gasoducto “Alcázar <strong>de</strong> S. Juan-Montesa” y las<br />
dos estaciones <strong>de</strong> compresión situadas en sus extremos.<br />
C.I. Medgaz: gasoducto “Almería-Lorca-Chinchilla” y estación<br />
<strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Chinchilla<br />
Almacenamiento subterráneo <strong>de</strong> Yela: gasoductos “Algete-Yela”,<br />
“Zarza <strong>de</strong>l Tajo-Yela” y “Yela-Arnedo”.<br />
193
6.1.5.1. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento en<br />
tanques <strong>de</strong> GNL<br />
En una planta <strong>de</strong> regasificación, las instalaciones <strong>de</strong><br />
almacenamiento <strong>de</strong> GNL permiten acoplar las entradas<br />
<strong>de</strong> gas proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> las <strong>de</strong>scargas <strong>de</strong> buques, que se<br />
realizan <strong>de</strong> forma discreta, con las salidas <strong>de</strong> gas <strong>de</strong> las<br />
plantas por medio <strong>de</strong> la emisión <strong>de</strong> éste a la red <strong>de</strong><br />
transporte, que se realiza <strong>de</strong> forma continua.<br />
La autonomía <strong>de</strong> una planta es el parámetro que<br />
relaciona la capacidad <strong>de</strong> almacenamiento con la<br />
capacidad <strong>de</strong> emisión e indica el tiempo que pue<strong>de</strong><br />
estar una planta emitiendo gas natural sin necesidad <strong>de</strong><br />
que se realice una <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> GNL en sus<br />
instalaciones.<br />
El máximo <strong>de</strong> días <strong>de</strong> autonomía tiene lugar cuando los<br />
tanques están llenos <strong>de</strong> GNL, siendo entonces el factor<br />
<strong>de</strong>terminante <strong>de</strong> la autonomía <strong>de</strong> la planta el régimen <strong>de</strong><br />
emisión, que pue<strong>de</strong> variar en función <strong>de</strong> las necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong>l sistema gasista. Es evi<strong>de</strong>nte, por tanto, que a menor<br />
producción <strong>de</strong> gas natural mayor será la autonomía <strong>de</strong> la<br />
planta.<br />
Determinar la autonomía <strong>de</strong> las plantas en los<br />
momentos previos a la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> un buque <strong>de</strong> GNL<br />
constituye un análisis interesante, pues da información<br />
sobre la suficiencia <strong>de</strong> su dimensionamiento para<br />
seguir operando en el supuesto <strong>de</strong> producirse un retraso<br />
en la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> buques, por ejemplo, por cierres <strong>de</strong><br />
puertos.<br />
En lo que sigue se analiza, para el horizonte <strong>2008</strong>-2012,<br />
la autonomía <strong>de</strong> los tanques <strong>de</strong> GNL en cada una <strong>de</strong> las<br />
plantas <strong>de</strong> regasificación, suponiendo que operan en<br />
continuo a capacidad nominal sin restricciones <strong>de</strong><br />
transporte, que el 9% <strong>de</strong>l volumen total <strong>de</strong> los tanques<br />
correspon<strong>de</strong> a los talones y que se cumplen las fechas<br />
previstas en el documento <strong>de</strong> Planificación para la puesta<br />
en marcha <strong>de</strong> las diferentes infraestructuras. Se<br />
<strong>de</strong>terminan dos valores:<br />
– El máximo número <strong>de</strong> días <strong>de</strong> autonomía <strong>de</strong> cada<br />
planta, suponiendo que los tanques están<br />
completamente llenos.<br />
– El mínimo número <strong>de</strong> días <strong>de</strong> autonomía <strong>de</strong> cada<br />
planta, cuando los tanques se encuentran en los<br />
momentos previos a la <strong>de</strong>scarga y disponen <strong>de</strong> espacio<br />
libre para albergar el GNL transportado por un buque<br />
gran<strong>de</strong> (p.e. <strong>de</strong> 125.000 m 3 GNL).<br />
El resultado <strong>de</strong> este análisis en el horizonte previsto<br />
por el informe se muestra en la figura 6.1.27, en la<br />
que se ha tenido en cuenta la información más<br />
actualizada <strong>de</strong> la que se dispone actualmente, esto es,<br />
la remitida por los promotores para el seguimiento <strong>de</strong><br />
infraestructuras:<br />
No obstante, como se ha indicado antes, la operación <strong>de</strong><br />
las plantas no es in<strong>de</strong>pendiente, y está vinculada a la<br />
operación conjunta <strong>de</strong>l sistema, y <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>n, tanto <strong>de</strong>l<br />
régimen <strong>de</strong> funcionamiento <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong> entradas <strong>de</strong>l<br />
sistema, como <strong>de</strong> las posibles restricciones existentes en<br />
la red transporte que puedan afectarles, por lo que<br />
podrían operar por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> su capacidad nominal. Bajo<br />
estas circunstancias, obviamente sus días <strong>de</strong> autonomía<br />
aumentarían.<br />
En la figura 6.1.28 se muestra un cálculo indicativo <strong>de</strong><br />
los días <strong>de</strong> autonomía, suponiendo que nos encontramos<br />
en el escenario central <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta previsto y que,<br />
para cubrirla, las entradas intervienen en el siguiente<br />
or<strong>de</strong>n: primero los gasoductos internacionales, <strong>de</strong>spués<br />
las plantas <strong>de</strong> regasificación sin hacer distinción entre<br />
ellas, luego, si fueran necesarios, los yacimientos y, en<br />
último lugar, los almacenamientos subterráneos. Como<br />
fechas <strong>de</strong> entrada en operación <strong>de</strong> las nuevas plantas o<br />
ampliación <strong>de</strong> las existentes se consi<strong>de</strong>ran las<br />
consignadas en este documento.<br />
A la vista <strong>de</strong> estos resultados, la conclusión es que en el<br />
horizonte temporal estudiado todas las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación tienen una autonomía máxima por encima<br />
<strong>de</strong> los cinco días. Si se tiene en cuenta la autonomía en<br />
194
Figura 6.1.27. Días <strong>de</strong> Autonomía <strong>de</strong> Tanques <strong>de</strong> GNL operando a capacidad nominal<br />
2009 2010 2011 2012<br />
mín máx mín máx mín máx mín máx<br />
Barcelona 4,5 6,1 5,3 6,9 6,1 7,7 6,1 7,7<br />
Cartagena 4,8 7,1 7,2 9,6 7,2 9,6 7,2 9,6<br />
Huelva 5,2 7,5 7,6 9,9 9,1 11,1 9,1 11,1<br />
Bilbao 4,3 8,2 4,3 8,2 4,3 8,2 5,6 8,2<br />
Sagunto 5,6 8,2 5,6 8,2 8,4 11,0 9,5 11,8<br />
Mugardos 8,4 16,0 8,4 16,0 8,4 16,0 8,4 16,0<br />
Musel 4,3 8,2 4,3 8,2<br />
Gran Canaria<br />
Tenerife 1,9 22,8<br />
Fuente: CNE.<br />
Figura 6.1.28. Días <strong>de</strong> Autonomía <strong>de</strong> Tanques <strong>de</strong> GNL produciendo bajo hipótesis <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
por el or<strong>de</strong>n: entradas internacionales, plantas, yacimientos y almacenamiento<br />
2009 2010 2011 2012<br />
mín máx mín máx mín máx mín máx<br />
Barcelona 5,8 7,9 6,4 8,3 7,4 9,4 7,9 10,0<br />
Cartagena 6,2 9,2 8,7 11,5 8,9 11,7 9,5 12,5<br />
Huelva 6,7 9,7 9,2 12,0 11,1 13,7 11,8 14,6<br />
Bilbao 5,6 10,6 5,2 9,9 5,3 10,1 7,4 10,8<br />
Sagunto 7,3 10,6 6,8 9,9 10,3 13,5 12,5 15,4<br />
Mugardos 10,9 20,6 10,1 19,3 10,3 19,6 11,0 20,9<br />
Musel (Gijón) 5,3 10,1 5,7 10,8<br />
Gran Canaria<br />
Tenerife 1,9 22,8<br />
Fuente: CNE.<br />
los momentos previos a la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> buque gran<strong>de</strong> (<strong>de</strong><br />
125.000 m 3 GNL), durante <strong>2008</strong> Bilbao y Sagunto son<br />
las únicas plantas que no superan los 5 días en la<br />
Península. En el resto <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado, todas las<br />
plantas se sitúan por encima <strong>de</strong> la cifra <strong>de</strong> cinco días,<br />
<strong>de</strong>bido en gran medida al incremento <strong>de</strong> las emisiones a<br />
través <strong>de</strong> las conexiones internacionales, por la entrada<br />
en funcionamiento <strong>de</strong>l gasoducto Medgaz, que bajo las<br />
195
hipótesis asumidas en este ejercicio, se han consi<strong>de</strong>rado<br />
en primer lugar para la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda.<br />
En cualquier caso este valor es conservador, ya que ha<br />
<strong>de</strong> tenerse en cuenta que es improbable que se repita la<br />
<strong>de</strong>manda punta durante varios días consecutivos.<br />
La planta <strong>de</strong> Tenerife, por disponer <strong>de</strong> un solo tanque, no<br />
llega a los 2 días <strong>de</strong> autonomía en los momentos previos<br />
a la <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> buques, lo que podría ocasionarles<br />
problemas <strong>de</strong> autonomía puntualmente. Por lo que<br />
respecta a la planta <strong>de</strong> Gran Canaria, según los<br />
promotores ésta no estaría disponible hasta 2013, fuera<br />
<strong>de</strong>l horizonte temporal <strong>de</strong> este informe.<br />
6.1.5.2. Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
<strong>de</strong>l sistema en relación con la <strong>de</strong>manda<br />
regasificación o en almacenamientos<br />
subterráneos excluyendo el gas colchón, o en<br />
plantas satélites.<br />
b) 8 días <strong>de</strong> sus ventas firmes durante el año n-1,<br />
como media durante el mes <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong>l año<br />
n, que se acreditarán como media <strong>de</strong> los valores<br />
diarios <strong>de</strong> cada uno <strong>de</strong> los días <strong>de</strong>l mes <strong>de</strong><br />
octubre. Dichas existencias se mantendrán en<br />
cualquier tipo <strong>de</strong> almacenamiento subterráneo o<br />
en instalaciones <strong>de</strong> almacenamiento que no<br />
pertenezcan a la red básica <strong>de</strong> gas natural.<br />
Como ya se tuvo en consi<strong>de</strong>ración en el capítulo 5 <strong>de</strong><br />
este informe, dado que en algún momento <strong>de</strong>l año, ha <strong>de</strong><br />
disponerse <strong>de</strong> 20 días <strong>de</strong> existencias mínimas <strong>de</strong><br />
seguridad, el análisis se realiza en base a los 20 días<br />
establecidos.<br />
La obligación <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> 20 días <strong>de</strong> existencias<br />
mínimas, <strong>de</strong> acuerdo con el Real Decreto 1766/2007, se<br />
calcula sobre la base <strong>de</strong> los consumos o ventas firmes <strong>de</strong><br />
gas natural. Las condiciones en las que han <strong>de</strong><br />
mantenerse los 20 días <strong>de</strong> existencias son las siguientes:<br />
En la figura 6.1.29 se muestra la capacidad máxima <strong>de</strong><br />
almacenamiento <strong>de</strong>l sistema, medida en número medio<br />
<strong>de</strong> días <strong>de</strong> ventas firmes que se podrían almacenar, que<br />
para el período 2009-2012 fluctuaría entre 34 y 64<br />
días.<br />
1. 10 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año natural<br />
anterior, en todo momento, en concepto <strong>de</strong><br />
existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong> carácter<br />
estratégico. Dichas existencias se mantendrán en<br />
almacenamientos subterráneos <strong>de</strong> la red básica,<br />
pudiéndose computar en dicha cuantía la parte <strong>de</strong>l<br />
gas colchón <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos<br />
extraíble por medios mecánicos.<br />
2. Unas existencias <strong>de</strong> carácter operativo equivalentes a<br />
10 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año natural anterior,<br />
que se computarán <strong>de</strong>l siguiente modo:<br />
a) 2 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año anterior,<br />
que se acreditarán como media <strong>de</strong> los valores<br />
diarios en todos y cada uno <strong>de</strong> los meses <strong>de</strong>l<br />
período comprendido entre el día 1 <strong>de</strong> abril <strong>de</strong>l<br />
año n y el 31 <strong>de</strong> marzo <strong>de</strong>l año n+1. Dichas<br />
existencias se podrán mantener en plantas <strong>de</strong><br />
Para su cálculo, se ha utilizado la <strong>de</strong>manda firme <strong>de</strong>l día<br />
medio anual correspondiente al escenario central,<br />
consi<strong>de</strong>rando como hipótesis que el mercado térmico<br />
convencional es interrumpible y que todos los nuevos<br />
ciclos son firmes y, por tanto, <strong>de</strong>ben disponer <strong>de</strong> reservas<br />
estratégicas. Se ha supuesto que todas las instalaciones<br />
están al 100% <strong>de</strong> llenado y no se ha computado el gas<br />
inmovilizado (talón <strong>de</strong> los tanques y llenado <strong>de</strong> tubo). De<br />
acuerdo con la normativa, también se ha consi<strong>de</strong>rado el<br />
gas colchón que se pue<strong>de</strong> extraer por medios mecánicos,<br />
aproximadamente 1/3 <strong>de</strong>l volumen útil <strong>de</strong><br />
almacenamiento.<br />
Finalmente, apuntar que como fecha prevista <strong>de</strong> puesta<br />
en marcha <strong>de</strong> cada infraestructura se ha utilizado la<br />
información más actualizada <strong>de</strong> que dispone esta<br />
Comisión en este momento, a través <strong>de</strong>l proceso<br />
seguimiento semestral <strong>de</strong> infraestructuras.<br />
196
Figura 6.1.29. Capacidad <strong>de</strong> los almacenamientos en relación con la <strong>de</strong>manda<br />
(GWh) 2009 2010 2011 2012<br />
Tanques <strong>de</strong> GNL Peninsulares (sin gas talón) 15.257 17.527 21.637 23.477<br />
Barcelona 3.313 3.742 4.172 4.172<br />
Cartagena 2.681 3.601 3.601 3.601<br />
Huelva 2.822 3.742 4.662 4.662<br />
Bilbao 1.840 1.840 1.840 2.761<br />
Sagunto 2.761 2.761 3.681 4.601<br />
Mugardos 1.840 1.840 1.840 1.840<br />
Musel 0 0 1.840 1.840<br />
Almacenamientos Subterráneos<br />
(Gas útil + Con extraíble medios mecánicos) 27.500 27.500 47.375 64.810<br />
Serrablo 9.531 9.531 9.531 9.531<br />
Gaviota 17.969 17.969 17.969 17.969<br />
Marismas 0 0 4.184 4.184<br />
Poseidón 0 0 0 0<br />
Castor 0 0 0 17.435<br />
St. Bárbara (Yela) 0 0 15.691 15.691<br />
TOTAL ALMACENAMIENTO (GWh) 42.757 45.027 69.012 88.287<br />
Demanda firme anual estimada 389.561 403.031 416.480 434.777<br />
Demanda firme media diaria 1.067 1.104 1.141 1.191<br />
Capacidad almacenamiento máximo sistema (días) 40 41 60 74<br />
Fuente: CNE.<br />
Respecto a los resultados obtenidos se <strong>de</strong>ben hacer las<br />
siguientes matizaciones.<br />
– A diferencia <strong>de</strong> años anteriores, ya no se pue<strong>de</strong>n<br />
computar como existencias mínimas, el volumen <strong>de</strong> gas<br />
<strong>de</strong> los buques en tránsito o pendientes <strong>de</strong> <strong>de</strong>scargar.<br />
Esto habría supuesto (consi<strong>de</strong>rando un promedio <strong>de</strong> un<br />
metanero <strong>de</strong> 125.000 m 3 <strong>de</strong> GNL en camino o<br />
pendiente <strong>de</strong> <strong>de</strong>scarga en cada una <strong>de</strong> las plantas en<br />
funcionamiento) en función <strong>de</strong>l año, una capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamiento adicional <strong>de</strong> 4,3 días en promedio.<br />
– Se aprecia un incremento <strong>de</strong> la capacidad máxima <strong>de</strong><br />
almacenamiento, expresada ésta en número <strong>de</strong> días <strong>de</strong><br />
suministro <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda firme, hacia el final <strong>de</strong>l<br />
período consi<strong>de</strong>rado, en relación con el informe marco<br />
<strong>de</strong>l año anterior. Según éste, dicha capacidad oscilaba<br />
entre 38 y 42 días, mientras que en el informe marco<br />
actual, en el que únicamente se ha añadido un año<br />
más al horizonte temporal, el rango <strong>de</strong> variación se<br />
sitúa entre 40 y 74 días. Este incremento se <strong>de</strong>be, en<br />
su mayor parte, al crecimiento esperado <strong>de</strong> la<br />
capacidad <strong>de</strong> almacenamiento subterráneo, en<br />
197
particular, a la puesta en marcha <strong>de</strong> los proyectos <strong>de</strong><br />
Castor y Santa Bárbara, que en el informe marco<br />
anterior no habían sido consi<strong>de</strong>rados, bien por estar<br />
fuera <strong>de</strong>l horizonte temporal consi<strong>de</strong>rado, bien por el<br />
elevado grado <strong>de</strong> incertidumbre sobre su fecha <strong>de</strong><br />
finalización.<br />
– La reducción <strong>de</strong> las exigencias <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong><br />
reservas estratégicas y operativas hasta los 20 días<br />
(<strong>de</strong>s<strong>de</strong> los 35 días requeridos anteriormente),<br />
establecidos por el ya mencionado RD 1766/2007, se<br />
encuentra más acor<strong>de</strong> con la realidad física <strong>de</strong>l<br />
sistema, máxime si se tiene en cuenta la utilización <strong>de</strong><br />
los almacenamientos subterráneos como<br />
almacenamiento estacional (que se llenan en verano y<br />
se vacían en invierno) y la operativa diaria <strong>de</strong> las<br />
plantas <strong>de</strong> regasificación, que no permiten utilizar <strong>de</strong><br />
forma continua su capacidad máxima <strong>de</strong><br />
almacenamiento.<br />
– Si se retrasa la puesta en marcha <strong>de</strong> los nuevos<br />
almacenamientos subterráneos, los valores <strong>de</strong>l número<br />
<strong>de</strong> días posibles <strong>de</strong> almacenamiento serían<br />
notablemente inferiores a lo señalado<br />
prece<strong>de</strong>ntemente, por lo que tras cubrir los 20 días<br />
requeridos por la normativa, el margen <strong>de</strong> capacidad a<br />
ofertar a los agentes se vería consi<strong>de</strong>rablemente<br />
mermado.<br />
6.1.5.3. Disponibilidad <strong>de</strong>l gas almacenado como<br />
existencias <strong>de</strong> seguridad<br />
El mantenimiento <strong>de</strong> unos niveles mínimos <strong>de</strong> existencias<br />
<strong>de</strong> seguridad tiene por objetivo asegurar el suministro en<br />
caso <strong>de</strong> producirse situaciones <strong>de</strong> restricción en el<br />
abastecimiento <strong>de</strong> gas hacia España. En ese supuesto,<br />
resulta necesario analizar la disponibilidad <strong>de</strong>l gas<br />
almacenado, es <strong>de</strong>cir, la velocidad a la que se pue<strong>de</strong>n<br />
llevar las existencias <strong>de</strong> gas a los consumidores<br />
españoles.<br />
La disponibilidad <strong>de</strong> las existencias <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rá <strong>de</strong>l tipo<br />
<strong>de</strong> almacenamiento consi<strong>de</strong>rado: el gas <strong>de</strong> gasoductos es<br />
<strong>de</strong> utilización inmediata, el gas en plantas <strong>de</strong><br />
regasificación <strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> regasificación<br />
y <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, y pue<strong>de</strong> ser movilizado muy<br />
rápidamente. La disponibilidad <strong>de</strong>l gas almacenado en<br />
los almacenamientos subterráneos <strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> la<br />
capacidad <strong>de</strong> extracción, así como <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
conexión <strong>de</strong> estos almacenamientos con la red <strong>de</strong><br />
gasoductos.<br />
La Figura 6.1.30 relaciona la capacidad <strong>de</strong> extracción <strong>de</strong><br />
los almacenamientos con la capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong>l<br />
sistema para el período 2009-2012.<br />
Figura 6.1.30. Comparación entre la capacidad <strong>de</strong> extracción <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos con la<br />
capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong>l sistema y la capacidad <strong>de</strong> extracción <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona<br />
Capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> producción sistema<br />
(GWh/día)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Capacidad Producción TOTAL 2.923 2.923 3.211 3.844<br />
Capacidad Producción AASS 145 145 169 633<br />
Capacidad Producción Barcelona 544 544 544 544<br />
Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda con AASS 2009 2010 2011 2012<br />
Sobre la producción total 5,0% 5,0% 5,2% 16,5%<br />
Sobre la producción <strong>de</strong> Barcelona 26,7% 26,7% 31,0% 116,5%<br />
Fuente: ENAGAS y CNE.<br />
198
En todo el período, 2009-2012, la capacidad <strong>de</strong> extracción<br />
<strong>de</strong> los almacenamientos fluctúa entre un 5% y un 16% <strong>de</strong><br />
la capacidad <strong>de</strong> emisión total <strong>de</strong>l sistema 8 . Estos valores<br />
son consecuencia directa <strong>de</strong> las ampliaciones y nuevas<br />
puestas en funcionamiento <strong>de</strong> las entradas <strong>de</strong>l sistema y<br />
nuevos almacenamientos subterráneos que se llevarán a<br />
cabo durante estos años. Este incremento <strong>de</strong> la capacidad<br />
<strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los almacenamientos respecto <strong>de</strong> la<br />
capacidad total <strong>de</strong>l sistema, se <strong>de</strong>be en su mayor parte, a<br />
la puesta en marcha <strong>de</strong> los proyectos <strong>de</strong> Castor y Santa<br />
Bárbara <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l horizonte temporal <strong>de</strong>l presente<br />
informe marco.<br />
En relación a lo que representa la capacidad <strong>de</strong> extracción<br />
<strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos respecto <strong>de</strong> una <strong>de</strong><br />
las entradas <strong>de</strong>l sistema, esto es, indisponibilidad simple o<br />
N-1, si se realiza la comparación con la capacidad <strong>de</strong><br />
emisión <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona por ser el punto con<br />
mayor capacidad <strong>de</strong> entrada <strong>de</strong>l sistema, el grado <strong>de</strong><br />
cobertura, en <strong>2008</strong>, estaría en torno al 27%, mientras que<br />
al final <strong>de</strong>l período la capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los<br />
almacenamientos se situaría por encima <strong>de</strong>l 116%. Esto<br />
quiere <strong>de</strong>cir que, en 2012, la capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los<br />
almacenamientos sería teóricamente capaz <strong>de</strong> suplir el<br />
fallo completo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona. No obstante,<br />
este resultado <strong>de</strong>be interpretarse teniendo en cuenta que<br />
los cálculos se han realizado consi<strong>de</strong>rando exclusivamente<br />
las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> entrada al sistema, sin valorar las<br />
posibles restricciones <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> transporte así como<br />
la fecha <strong>de</strong> puesta en marcha efectiva <strong>de</strong> cada una <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras implicadas.<br />
6.1.6. Cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en territorio<br />
peninsular con las infraestructuras<br />
previstas<br />
En las figuras 6.1.31 y 6.1.32 se recopila la información<br />
extraída a lo largo <strong>de</strong> las simulaciones incluidas en<br />
8<br />
A la capacidad total <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> entrada se han<br />
añadido 100 GWh/día, en concepto <strong>de</strong> almacenamiento operativo<br />
en gasoductos. Este valor es algo inferior al realmente usado el<br />
día <strong>de</strong> máxima <strong>de</strong>manda en el mes <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2007.<br />
apartados anteriores, en relación con el grado <strong>de</strong><br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en base a la capacidad <strong>de</strong><br />
entrada disponible. En la primera <strong>de</strong> ellas, el grado <strong>de</strong><br />
cobertura se ha calculado teniendo en cuenta la<br />
capacidad transportable <strong>de</strong>l sistema gasista, mientras que<br />
en la segunda figura, el grado <strong>de</strong> cobertura se calcula sin<br />
tener en cuenta las restricciones que impone el sistema<br />
<strong>de</strong> transporte sobre la capacidad nominal/contractual <strong>de</strong><br />
las infraestructuras <strong>de</strong> entrada.<br />
Teniendo en cuenta la capacidad transportable <strong>de</strong>l<br />
sistema, se observa que el grado <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda punta estimada en el escenario central se<br />
mantiene, durante todo el período, por encima <strong>de</strong>l<br />
margen <strong>de</strong>l 10% consi<strong>de</strong>rado en los criterios <strong>de</strong><br />
planificación.<br />
Consi<strong>de</strong>rando el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta superior,<br />
los grados <strong>de</strong> cobertura se ven reducidos<br />
sensiblemente, <strong>de</strong> modo que el único período en el que<br />
se cubriría el margen <strong>de</strong>l 10% sería el invierno<br />
2010/2011. En cualquier caso, la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda punta prevista sería total para todo el período<br />
consi<strong>de</strong>rado incluso en este escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
punta superior.<br />
Por otro lado, teniendo en cuenta la capacidad nominal/<br />
contractual <strong>de</strong>l sistema, esto es, sin consi<strong>de</strong>rar las<br />
restricciones en el transporte sino únicamente las<br />
capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> entrada al sistema, el grado <strong>de</strong> cobertura<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta estimada en el escenario central se<br />
sitúa, durante todo el período, por encima <strong>de</strong>l 24%. Esta<br />
holgura se reduce sensiblemente teniendo en cuenta el<br />
escenario <strong>de</strong> punta superior, aunque incluso en este caso,<br />
el margen cubre holgadamente el requerimiento mínimo<br />
<strong>de</strong> la planificación, consignado en un 10%.<br />
Bajo las hipótesis anteriores, se pue<strong>de</strong> concluir que no es<br />
previsible que se presenten problemas <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda salvo que se dieran situaciones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
punta superiores a las previstas y la capacidad <strong>de</strong> las<br />
entradas en ese momento fuese inferior a la <strong>de</strong>scrita,<br />
199
Figura 6.1.31. Índices <strong>de</strong> cobertura en los esenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta central y superior previstos, teniendo<br />
en cuenta la capacidad transportable simulada por el GTS<br />
(GWh/día)<br />
Invierno<br />
<strong>2008</strong>/2009<br />
Invierno<br />
2009/2010<br />
Invierno<br />
2010/2011<br />
Invierno<br />
2011/2012<br />
Demanda Escenario Central 2.008 2.070 2.163 2.289<br />
Demanda Escenario Superior 2.204 2.284 2.399 2.553<br />
Capacidad Transportable 2.257 2.501 2.733 2.736<br />
Grado <strong>de</strong> cobertura (E. Central) 112% 121% 126% 120%<br />
Grado <strong>de</strong> cobertura (E. Superior) 102% 109% 114% 107%<br />
Fuente: Enagas y CNE.<br />
Figura 6.1.32. Índices <strong>de</strong> cobertura en los esenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta central y superior previstos, teniendo<br />
en cuenta la capacidad nominal/contractual simulada por el GTS<br />
(GWh/día) <strong>2008</strong> 2009 2010 2011<br />
Demanda Escenario Central 2.008 2.070 2.163 2.289<br />
Demanda Escenario Superior 2.204 2.284 2.399 2.553<br />
Capacidad Nominal/Contractual (GWh/día) 2.488 2.834 2.842 3.071<br />
Grado <strong>de</strong> cobertura (E. Central) 124% 137% 131% 134%<br />
Grado <strong>de</strong> cobertura (E. Superior) 113% 124% 118% 120%<br />
Fuente: Enagas y CNE.<br />
principalmente porque las plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
pue<strong>de</strong>n ver disminuida su capacidad por falta <strong>de</strong><br />
abastecimiento <strong>de</strong> gas si se producen cierres <strong>de</strong> puertos.<br />
En dichos casos, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> tenerse en cuenta posibles<br />
actuaciones, como el corte <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda interrumpible,<br />
se consi<strong>de</strong>ra necesario el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> los Ejes <strong>de</strong><br />
transporte que incrementan el mallado <strong>de</strong> la red actual,<br />
reduciendo las congestiones y flexibilizando la operativa<br />
<strong>de</strong>l sistema, <strong>de</strong> forma acor<strong>de</strong> con el <strong>de</strong>sarrollo en<br />
paralelo <strong>de</strong> las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> entrada. De hecho, según<br />
se observa en la figura 6.1.32, las capacida<strong>de</strong>s nominales<br />
<strong>de</strong> entrada al sistema dan lugar a unos coeficientes <strong>de</strong><br />
cobertura notablemente superiores a los mínimos<br />
requeridos en la Planificación, si bien su posible<br />
utilización está limitada por la capacidad <strong>de</strong> transporte<br />
<strong>de</strong>l sistema.<br />
Se inci<strong>de</strong>, por tanto, en la necesidad <strong>de</strong> coordinar y<br />
acompasar el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
entrada al sistema, con el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras <strong>de</strong> transporte, y ambas teniendo en<br />
cuenta los márgenes y criterios relativos a la cobertura<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y seguridad <strong>de</strong> suministro, establecidos<br />
en la Planificación. De lo contrario, se podría estar<br />
dotando al sistema <strong>de</strong> una capacidad <strong>de</strong> entrada<br />
exce<strong>de</strong>ntaria sin utilidad efectiva, al no verse respaldada<br />
200
por una capacidad <strong>de</strong> transporte suficiente y, por lo<br />
tanto, se podría incurrir en unos sobrecostes innecesarios<br />
para el sistema, que en última instancia, serían<br />
repercutidos a los consumidores, con el consiguiente<br />
perjuicio <strong>de</strong> éstos.<br />
La hipótesis <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l escenario superior<br />
consi<strong>de</strong>ra el consumo simultáneo <strong>de</strong>, prácticamente, la<br />
totalidad <strong>de</strong> los consumidores, en particular el<br />
funcionamiento <strong>de</strong> todos los ciclos combinados<br />
previstos, lo cual conllevaría el uso elevado <strong>de</strong> todas<br />
las entradas <strong>de</strong>l sistema, equilibrando los flujos <strong>de</strong> gas<br />
y disminuyendo así las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte entre<br />
zonas. En <strong>de</strong>finitiva, al situarse las <strong>de</strong>mandas próximas<br />
a los puntos <strong>de</strong> entrada, las posibles restricciones <strong>de</strong>l<br />
sistema <strong>de</strong> transporte tendrían una repercusión menor<br />
sobre el funcionamiento <strong>de</strong>l sistema.<br />
En el caso <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong> la mayor entrada al sistema, que es<br />
la planta <strong>de</strong> Barcelona, en la siguiente figura se muestra<br />
el grado <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en función <strong>de</strong> los<br />
escenarios central y superior, bajo tres hipótesis distintas:<br />
teniendo en cuenta la <strong>de</strong>manda punta total, consi<strong>de</strong>rando<br />
únicamente la <strong>de</strong>manda firme y suministrando la<br />
<strong>de</strong>manda firme con el 90% <strong>de</strong> los ciclos combinados en<br />
funcionamiento, según indica la planificación. Todo ello,<br />
bajo la hipótesis <strong>de</strong> que no existiesen restricciones/<br />
congestiones en la capacidad <strong>de</strong> transporte.<br />
En la actualidad, la interrumpibilidad se pue<strong>de</strong> aplicar<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> dos vías: una regulada, a través <strong>de</strong>l peaje<br />
interrumpible a consumidores que se encuentran en<br />
gasoductos saturados; la otra interrumpibilidad es <strong>de</strong><br />
tipo comercial, y aplica en función <strong>de</strong> contratos<br />
libremente pactados entre comercializador y<br />
consumidor.<br />
La interrumpiblidad regulada a través <strong>de</strong> peaje es la<br />
que se muestra en el capítulo 3.1, <strong>de</strong>dicado a la<br />
<strong>de</strong>manda. Se <strong>de</strong>fine <strong>de</strong> forma anual en función <strong>de</strong> las<br />
condiciones <strong>de</strong> saturación <strong>de</strong> los distintos gasoductos<br />
<strong>de</strong>l sistema. Su estimación a medio-largo plazo<br />
<strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> las posibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> ubicación <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda,<br />
que son, en parte, externas a los agentes que<br />
intervienen en la elaboración <strong>de</strong>l presente informe.<br />
Asimismo, la interrumpbilidad comercial se<br />
instrumenta a través <strong>de</strong> contratos firmados entre el<br />
consumidor final y el comercializador en condiciones<br />
libremente pactadas.<br />
Según se muestra en el capítulo 2 <strong>de</strong> este informe, en el<br />
año 2007 la <strong>de</strong>manda interrumpible fue <strong>de</strong> 41.865 GWh,<br />
Figura 6.1.33. Grado <strong>de</strong> cobertura en situación n-1<br />
Sin Barcelona: Criterio N-1<br />
GWh/día <strong>2008</strong> 2009 2010 2011<br />
Escenario Central 100% 109% 105% 109%<br />
Escenario Central sin interrumpible 105% 115% 110% 115%<br />
Escenario Central sin interrumpible y sin 10% CCGT 109% 120% 116% 121%<br />
Escenario Superior 91% 99% 95% 98%<br />
Escenario Superior sin Interrumpible 96% 104% 100% 103%<br />
Escenario Superior sin Interrumpible y sin 10% CCGT 100% 109% 104% 108%<br />
Fuente CNE.<br />
201
esto es aproximadamente un 10% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total. De<br />
ésta, la mitad fue <strong>de</strong> suministrada a través <strong>de</strong> peaje<br />
interrumpible, mientras que la otra mitad tuvo carácter<br />
exclusivamente comercial. Para la simulación <strong>de</strong> los años<br />
siguientes se ha supuesto un escenario continuista en este<br />
sentido.<br />
Se pue<strong>de</strong> observar que en el escenario <strong>de</strong> punta<br />
central, bajo la hipótesis <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta total,<br />
incluyendo firme e interrumpible, el sistema estaría en<br />
condiciones <strong>de</strong> suministrar completamente esa<br />
<strong>de</strong>manda en situación <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong><br />
Barcelona, en el caso <strong>de</strong> no existir congestiones en la<br />
red <strong>de</strong> transporte.<br />
Por otro lado, en el escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta superior,<br />
el sistema podría suministrar la <strong>de</strong>manda firme<br />
convencional y el 90% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> los ciclos<br />
combinados sin contar la planta <strong>de</strong> Barcelona, en<br />
cualquier año <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado, aunque esto ya no<br />
sería cierto para los otros dos escenarios, <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
firme y teniendo en cuenta la <strong>de</strong>manda total.<br />
6.1.7. Suministro <strong>de</strong> gas natural licuado en<br />
camiones cisterna<br />
La carga <strong>de</strong> cisternas es una actividad <strong>de</strong> operación<br />
discontinua, la cual tiene lugar en las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación <strong>de</strong> forma in<strong>de</strong>pendiente a la propia <strong>de</strong><br />
regasificación <strong>de</strong>l GNL que, por el contrario, se<br />
<strong>de</strong>sarrolla <strong>de</strong> manera continua. En la actualidad, existen<br />
en España 14 carga<strong>de</strong>ros <strong>de</strong> cisternas que permiten la<br />
carga <strong>de</strong> unas <strong>de</strong> 235 cisternas diarias. Nueve <strong>de</strong> estos<br />
carga<strong>de</strong>ros se localizan en las terminales <strong>de</strong><br />
regasificación propiedad <strong>de</strong> ENAGAS, Sagunto y<br />
Mugardos tienen dos cada una y el restante se encuentra<br />
en la planta <strong>de</strong> Bilbao.<br />
La figura 6.1.34 muestra la capacidad <strong>de</strong> los carga<strong>de</strong>ros<br />
<strong>de</strong> camiones cisterna existentes en España.<br />
Figura 6.1.34. Capacidad <strong>de</strong> los carga<strong>de</strong>ros <strong>de</strong> camiones cisterna por planta <strong>de</strong> regasificación en España<br />
Planta <strong>de</strong> Regasificación<br />
N.º <strong>de</strong> carga<strong>de</strong>ros<br />
Capacidad <strong>de</strong> carga<br />
cisternas/día<br />
Capacidad <strong>de</strong> carga (*)<br />
GWh/día<br />
Barcelona 3 50 15<br />
Cartagena 3 50 15<br />
Huelva 3 50 15<br />
Bilbao 1 15 4,5<br />
Sagunto 2 35 10,5<br />
Mugardos 2 35 10,5<br />
TOTAL 14 235 70,5<br />
(*) Capacidad camión cisterna estándar: 0,3 GWh.<br />
Fuente: ENAGAS y BBG.<br />
El consumo <strong>de</strong> GNL trasportado en cisternas creció,<br />
durante los primeros años <strong>de</strong> esta década, a ritmos muy<br />
elevados, en torno al 20% anual. Concretamente, en el<br />
año 2004 llegó a suponer el 4,65% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
convencional. No obstante, durante los últimos años ha<br />
venido experimentando un ligero <strong>de</strong>crecimiento, y hoy<br />
en día supone en torno al 4% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
convencional en España, como se observa en la<br />
figura 6.1.35.<br />
En los últimos años la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong><br />
GNL ha estado condicionada por restricciones <strong>de</strong><br />
202
Figura 6.1.35. Evolución <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas natural mediante camiones cisterna <strong>de</strong> GNL<br />
Año<br />
Cisternas <strong>de</strong> GNL<br />
cargadas (*)<br />
n.º cisternas/año<br />
Gas natural<br />
distribuido<br />
mediante cisternas<br />
<strong>de</strong> GNL (**)<br />
GWh/día<br />
Demanda <strong>de</strong><br />
GNL respecto<br />
a la <strong>de</strong>manda<br />
convencional<br />
(%)<br />
Incremento <strong>de</strong><br />
Demanda <strong>de</strong> GNL<br />
respecto al año<br />
anterior<br />
(%)<br />
2001 23.258 6.977 3,50%<br />
2002 28.792 8.638 4,00% 23,81%<br />
2003 35.734 10.720 4,56% 24,10%<br />
2004 39.214 11.764 4,65% 9,74%<br />
2005 38.640 11.592 4,38% –1,46%<br />
2006 37.346 11.204 4,36% –3,35%<br />
2007 36.113 10.834 4,07% –3,30%<br />
(*) Capacidad camión cisterna estándar: 0,3 GWh.<br />
(**) El GNL cargado en cisternas con <strong>de</strong>stino plantas satélite <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución se ha consi<strong>de</strong>rado como canalizado en el <strong>de</strong>l<br />
presente informe, salvo en la estadística ahora presentada.<br />
Fuente: ENAGAS, BBG y CNE.<br />
capacidad técnica <strong>de</strong> los carga<strong>de</strong>ros, que no eran<br />
suficientes para aten<strong>de</strong>rla, por lo que se contrajo su<br />
crecimiento, siendo incluso negativo en los dos<br />
últimos años.<br />
A las restricciones técnicas se acumulaban las<br />
limitaciones <strong>de</strong> circulación <strong>de</strong> las cisternas <strong>de</strong> GNL los<br />
domingos y festivos y la modulación actual <strong>de</strong>l<br />
transporte por carretera <strong>de</strong> los camiones cisternas <strong>de</strong><br />
GNL, dando lugar en los últimos años a una capacidad<br />
máxima <strong>de</strong> transporte estimada <strong>de</strong> 38.000 cisternas/año<br />
frente a la teórica <strong>de</strong> 60.225.<br />
De hecho, en los últimos tres años, se han presentado<br />
ante la CNE varias <strong>de</strong>negaciones <strong>de</strong> acceso relacionadas<br />
con la contratación <strong>de</strong> carga <strong>de</strong> cisternas, lo que pone <strong>de</strong><br />
manifiesto, y confirma, el grado <strong>de</strong> saturación <strong>de</strong> la<br />
actividad.<br />
No obstante, la puesta en marcha <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
Sagunto y Mugardos (2 carga<strong>de</strong>ros cada una) y la llegada<br />
<strong>de</strong>l gas natural por canalización a las poblaciones que<br />
disponen <strong>de</strong> las plantas satélites, reduce progresivamente<br />
la necesidad <strong>de</strong> uso <strong>de</strong> dichas infraestructuras, aliviando<br />
esta situación.<br />
6.1.8. Sistemas extrapeninsulares<br />
6.1.8.1. Canarias<br />
En la actualidad, la Comunidad Autónoma <strong>de</strong> Canarias<br />
no dispone <strong>de</strong> infraestructuras <strong>de</strong> gas natural, si bien está<br />
prevista la construcción <strong>de</strong> dos plantas <strong>de</strong> regasificación,<br />
una en la isla <strong>de</strong> Tenerife y otra en la isla <strong>de</strong> Gran<br />
Canaria, con fechas <strong>de</strong> puesta en marcha estimadas,<br />
según la Planificiación <strong>2008</strong>-2016, en los años 2011 y<br />
2012 respectivamente. Ambas plantas están clasificadas<br />
con categoría A en la Planificación y su<br />
dimensionamiento se ha hecho teniendo en cuenta la<br />
<strong>de</strong>manda eléctrica presente y futura, y la <strong>de</strong>manda<br />
convencional <strong>de</strong> gas natural prevista. Asociados a la<br />
construcción <strong>de</strong> ambas plantas se <strong>de</strong>sarrollarán los<br />
gasoductos para el suministro <strong>de</strong> gas natural a los ciclos<br />
combinados previstos.<br />
203
La planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> Gran Canaria, promovida<br />
por la sociedad Compañía Transportista <strong>de</strong> Gas Canarias,<br />
supone la construcción <strong>de</strong> una terminal <strong>de</strong> recepción,<br />
almacenamiento y regasificación <strong>de</strong> GNL con las<br />
correspondientes instalaciones marítimas para <strong>de</strong>scarga<br />
<strong>de</strong> metaneros <strong>de</strong> 140.000 m3. La planta consistirá en un<br />
tanque <strong>de</strong> GNL <strong>de</strong> 150.000 m3 <strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamiento y una capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> 150.000<br />
m3(n)/h, que se consi<strong>de</strong>ran suficientes para aten<strong>de</strong>r la<br />
<strong>de</strong>manda insular hasta el año 2016. La planta se<br />
emplazará en el polígono industrial <strong>de</strong> Arinaga, en el<br />
término municipal <strong>de</strong> Agüimes, y su puesta en marcha<br />
está prevista para el año 2013, <strong>de</strong> acuerdo con las<br />
últimas estimaciones <strong>de</strong> la compañía promotora.<br />
En relación con la terminal <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> Tenerife,<br />
que será gemela a la anterior, se emplazará en el puerto<br />
<strong>de</strong> Granadilla y está prevista para un año antes, en 2012.<br />
En Gran Canaria, inicialmente el gas natural<br />
suministrado se <strong>de</strong>stinará a cubrir la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
para generación eléctrica. Se espera, el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong><br />
gasoductos <strong>de</strong> transporte asociados a la construcción <strong>de</strong><br />
la planta, con una longitud conjunta <strong>de</strong><br />
aproximadamente 50 km, que conectarían la terminal <strong>de</strong><br />
regasificación con Las Palmas <strong>de</strong> Gran Canaria y con<br />
San Bartolomé <strong>de</strong> Tirajana, alimentando a las centrales<br />
térmicas <strong>de</strong> Tirajana y Jinámar, así como a clientes<br />
domésticos e industriales.<br />
En Tenerife, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong>l suministro inicial para<br />
generación eléctrica, se preten<strong>de</strong> suministrar gas a la<br />
refinería existente en la isla. Para dichos suministros,<br />
así como para clientes domésticos e industriales, se<br />
<strong>de</strong>sarrollará un gasoducto <strong>de</strong> transporte, con una<br />
longitud <strong>de</strong> aproximadamente 70 km, que conectarían<br />
la terminal <strong>de</strong> regasificación con Santa Cruz <strong>de</strong><br />
Tenerife.<br />
Las figuras 6.1.35 y 6.1.36 muestran la ubicación y<br />
principales características <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> gas<br />
previstas en Tenerife y Gran Canaria.<br />
Figura 6.1.35. Planta <strong>de</strong> regasificación e infraestructuras <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> gas natural proyectadas en<br />
Tenerife<br />
TRAMO D<br />
LONG: 11 KM<br />
16”<br />
CONSUMOS DOMÉSTICOS<br />
CT CANDELARIA<br />
TRAMO C<br />
LONG: 0,5 KM<br />
12”<br />
TRAMO B<br />
LONG: 37,5 KM<br />
20”<br />
CONSUMOS CENTROS TURÍSTICOS<br />
16”<br />
TRAMO E<br />
LONG: 22 KM<br />
PLANTA DE<br />
REGASIFICACIÓN<br />
CT GRANADILLA<br />
TRAMO A<br />
LONG: 0,4 KM<br />
16”<br />
Fuente: Planificación MITYC.<br />
204
Figura 6.1.36. Planta <strong>de</strong> regasificación e infraestructuras <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> gas natural proyectadas en Gran<br />
Canaria<br />
CONSUMOS DOMÉSTICOS<br />
TRAMO F 16”<br />
LONG: 5,5 KM<br />
LAS PALMAS DE<br />
GRAN CANARIA<br />
CT JINAMAR<br />
TRAMO E<br />
LONG: 0,5 KM<br />
12”<br />
TRAMO D<br />
LONG: 30 KM<br />
20”<br />
AEROPUERTO<br />
Fuente: Planificación MITYC.<br />
TRAMO C<br />
LONG: 12 KM<br />
16”<br />
TRAMO A<br />
LONG: 7 KM<br />
20”<br />
TRAMO B<br />
LONG: 3 KM<br />
14”<br />
CONSUMOS CENTROS TURÍSTICOS<br />
PLANTA DE REGASIFICACIÓN<br />
CT BARRANCO TIRAJANA<br />
6.1.8.2. Islas Baleares<br />
Tras el análisis <strong>de</strong> varias alternativas posibles para cubrir<br />
las previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> los mercados<br />
convencional y eléctrico <strong>de</strong> las Islas Baleares, finalmente<br />
se optó por la construcción <strong>de</strong> un gasoducto que conecta<br />
la Península Ibérica con las islas <strong>de</strong> Mallorca e Ibiza.<br />
Dicho gasoducto está actualmente en fase <strong>de</strong><br />
construcción y su puesta en marcha está prevista para el<br />
año 2009, fecha a partir <strong>de</strong> la cual ambas islas quedarán<br />
conectadas al sistema gasista.<br />
Se prevé que el <strong>de</strong>stino más importante <strong>de</strong>l gas sea el<br />
<strong>de</strong>dicado a la generación eléctrica, constituyendo esta<br />
aplicación el 90% <strong>de</strong> la estimación total <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
en el horizonte <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong><br />
El gasoducto previsto partirá <strong>de</strong>l término municipal <strong>de</strong><br />
Denia (Valencia), don<strong>de</strong> se instalará una estación <strong>de</strong><br />
compresión y medida, y llegará a Ibiza en las<br />
proximida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> Cala Gració. Des<strong>de</strong> ahí saldrá el tramo<br />
<strong>de</strong> red que lleve el gas natural hasta la ciudad <strong>de</strong> Ibiza y<br />
continúe hasta Mallorca, entrando en los terrenos <strong>de</strong> la<br />
actual central térmica <strong>de</strong> San Juan <strong>de</strong> Dios, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> don<strong>de</strong><br />
saldrán los gasoductos para alimentar a las centrales<br />
térmicas y conectar con la actual red <strong>de</strong> distribución <strong>de</strong><br />
gas. En la figura 6.1.37 se representan las principales<br />
infraestructuras previstas.<br />
El gasoducto <strong>de</strong> interconexión Peninsular-Insular<br />
presentará una longitud total <strong>de</strong> 332 km con un tramo<br />
peninsular <strong>de</strong> 65 km y 24˝ y otro submarino <strong>de</strong> 267 km<br />
y 20˝ La profundidad máxima <strong>de</strong>l tramo submarino no<br />
superará los 1.000 m. La puesta en marcha <strong>de</strong>l gasoducto<br />
se prevé para el año 2009, clasificándose en la<br />
planificación <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Industria, Comercio y<br />
Turismo con el carácter <strong>de</strong> urgente.<br />
Este gasoducto se complementa con diferentes tramos<br />
insulares que aten<strong>de</strong>rán la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> la zona. En el<br />
<strong>2008</strong>, y también con una calificación <strong>de</strong> urgente, se<br />
preveía la entrada en funcionamiento <strong>de</strong> los gasoductos<br />
insulares <strong>de</strong> Ibiza (16 km en 10˝) y Mallorca (21 km en<br />
20 y 14˝). No obstante, pese a estar previstos para un<br />
año posterior al <strong>de</strong> la conexión submarina con la<br />
Península, su puesta en marcha efectiva no tendrá sentido<br />
hasta la finalización <strong>de</strong> la interconexión. Más a<strong>de</strong>lante,<br />
en 2010 y con una calificación <strong>de</strong> tipo A, se prevé<br />
ampliar la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> Mallorca a través <strong>de</strong>l<br />
gasoducto Son Reus-Inca-Alcudia (45 km en 10˝).<br />
205
Figura 6.1.37. Gasoducto <strong>de</strong> conexión <strong>de</strong> las Islas Baleares con la Península<br />
MALLORCA<br />
MENORCA<br />
San San Juan Juan <strong>de</strong> Dios <strong>de</strong> Dios<br />
Denia<br />
IBIZA<br />
Cala Gacióó<br />
FORMENTERA<br />
ESTACIÓN DE COMPRESIÓN<br />
EN PROYECTO.<br />
GASODUCTO EN PROYECTO.<br />
Fuente: MINECO.<br />
Actualmente, se distribuye gas propanado en Mallorca a<br />
cerca <strong>de</strong> 90.000 clientes, a los que se podría realizar el<br />
cambio a gas natural.<br />
6.1.9. Conclusiones sobre el funcionamiento<br />
<strong>de</strong>l sistema gasista en el período<br />
<strong>2008</strong>-2012<br />
1. Los aumentos en la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas natural previstos<br />
tanto para el mercado convencional como para la<br />
alimentación <strong>de</strong> nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado, que son superiores a la media <strong>de</strong> la<br />
Europa Occi<strong>de</strong>ntal, así como el incremento <strong>de</strong>l<br />
mallado <strong>de</strong> la red para la reducción <strong>de</strong> congestiones<br />
y por seguridad <strong>de</strong> suministro, exigen la ejecución <strong>de</strong><br />
un gran esfuerzo <strong>de</strong> construcción <strong>de</strong> nuevas<br />
infraestructuras <strong>de</strong> transporte, regasificación y<br />
almacenamiento <strong>de</strong> gas natural, contempladas en la<br />
Planificación Obligatoria.<br />
Consi<strong>de</strong>rando el sistema gasista en su conjunto, tras la<br />
entrada en funcionamiento <strong>de</strong> las plantas más recientes<br />
y las ampliaciones <strong>de</strong> las plantas existentes, así como<br />
los proyectos en curso y planificados según las fechas<br />
<strong>de</strong> puesta en marcha previstas por los promotores, y el<br />
escenario central <strong>de</strong> implantación <strong>de</strong> ciclos<br />
combinados, el grado <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
oscila entre el 124% y el 137% si se tiene en cuenta la<br />
capacidad nominal <strong>de</strong> las entradas y, por lo tanto, se<br />
cumple sobradamente el criterio <strong>de</strong> cobertura<br />
consi<strong>de</strong>rado en la planificación, al disponer el sistema<br />
<strong>de</strong> un mínimo <strong>de</strong>l 10% <strong>de</strong> capacidad exce<strong>de</strong>ntaria.<br />
Si en lugar <strong>de</strong> la capacidad nominal se tiene en cuenta<br />
la capacidad transportable, esto es, la capacidad <strong>de</strong><br />
vehiculación <strong>de</strong> gas que tiene la red <strong>de</strong> gasoductos y<br />
que condiciona las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> los<br />
puntos <strong>de</strong> entrada, el grado <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l escenario central oscila entre el<br />
112% y el 126%, por lo que, en este caso también se<br />
cumple sobradamente el criterio <strong>de</strong> cobertura mínimo<br />
<strong>de</strong>l 10%.<br />
Bajo las hipótesis <strong>de</strong> este estudio se pue<strong>de</strong> concluir<br />
que no es previsible que se presenten problemas <strong>de</strong><br />
cobertura <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, salvo que se dieran situaciones<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>manda punta superiores a las previstas y la<br />
capacidad <strong>de</strong> las entradas en ese momento fuese<br />
206
Figura 6.1.38. Grados <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en los escenarios central y superior en dos situaciones:<br />
teniendo en cuenta la totalidad <strong>de</strong> la capacidad nominal <strong>de</strong> entrada y consi<strong>de</strong>rando<br />
únicamente la capacidad disponible tras tener en cuenta las restricciones <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong><br />
transporte (capacidad transportable)<br />
140%<br />
Grado <strong>de</strong> cobertura<br />
130%<br />
120%<br />
110%<br />
100%<br />
Invierno <strong>2008</strong>/2009 Invierno 2009/2010 Invierno 2010/2011 Invierno 2011/2012<br />
Capacidad Entradas vs Demanda E. Central<br />
Capacidad <strong>de</strong> Transporte vs Demanda E. Central<br />
Capacidad Entradas vs Demanda E. Superior<br />
Capacidad <strong>de</strong> Transporte vs Demanda E. Superior<br />
Fuente: CNE.<br />
inferior a la <strong>de</strong>scrita, principalmente porque las plantas<br />
<strong>de</strong> regasificación pue<strong>de</strong>n ver disminuida su capacidad<br />
por falta <strong>de</strong> abastecimiento <strong>de</strong> gas si se producen<br />
cierres <strong>de</strong> puertos. En dichos casos, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> tenerse<br />
en cuenta posibles actuaciones, como el corte <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda interrumpible, se consi<strong>de</strong>ra necesario el<br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> los Ejes <strong>de</strong> transporte que incrementan el<br />
mallado <strong>de</strong> la red actual, reduciendo las congestiones<br />
y flexibilizando la operativa <strong>de</strong>l sistema, <strong>de</strong> forma<br />
acor<strong>de</strong> con el <strong>de</strong>sarrollo en paralelo <strong>de</strong> las capacida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> entrada. De hecho, según se ha puesto <strong>de</strong><br />
manifiesto, las capacida<strong>de</strong>s nominales <strong>de</strong> entrada al<br />
sistema dan lugar a unos coeficientes <strong>de</strong> cobertura<br />
notablemente superiores a los mínimos requeridos en<br />
la Planificación, si bien su posible utilización está<br />
limitada por la capacidad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>l sistema.<br />
la <strong>de</strong>manda y seguridad <strong>de</strong> suministro, establecidos en la<br />
Planificación. De lo contrario, se podría estar dotando al<br />
sistema <strong>de</strong> una capacidad <strong>de</strong> entrada exce<strong>de</strong>ntaria sin<br />
utilidad efectiva, al no verse respaldada por una<br />
capacidad <strong>de</strong> transporte suficiente y, por lo tanto, se<br />
podría incurrir en unos sobrecostes innecesarios para el<br />
sistema, que en última instancia, serían repercutidos a<br />
los consumidores, con el consiguiente perjuicio <strong>de</strong> éstos.<br />
El criterio <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong>nominado n-1 (aten<strong>de</strong>r la<br />
<strong>de</strong>manda en caso <strong>de</strong> fallo <strong>de</strong> alguna <strong>de</strong> las entradas al<br />
sistema, en particular, <strong>de</strong> la mayor <strong>de</strong> ellas, la planta<br />
<strong>de</strong> Barcelona) se cumple en el escenario <strong>de</strong> punta<br />
central, cubriendo durante todo el período, la totalidad<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta, en el caso <strong>de</strong> no existir<br />
congestiones en la red <strong>de</strong> transporte.<br />
Se inci<strong>de</strong>, por tanto, en la necesidad <strong>de</strong> coordinar y<br />
acompasar el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
entrada al sistema, con el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras <strong>de</strong> transporte, y ambas teniendo en<br />
cuenta los márgenes y criterios relativos a la cobertura <strong>de</strong><br />
Podrían existir algunos problemas <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong><br />
ámbito local, en caso <strong>de</strong> producirse condiciones<br />
climatológicas extremas, si se producen retrasos en<br />
la puesta en servicio <strong>de</strong> algunas nuevas<br />
infraestructuras.<br />
207
2. A la vista <strong>de</strong>l presente informe se consi<strong>de</strong>ran como<br />
infraestructuras más urgentes y/o relevantes para los<br />
próximos años las siguientes:<br />
• La a<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> los yacimientos <strong>de</strong> Poseidón y<br />
Marismas como almacenamientos subterráneos y<br />
la puesta en operación <strong>de</strong> los nuevos AA.SS. <strong>de</strong><br />
Yela y Castor, así como la ampliación <strong>de</strong><br />
Gaviota, necesarios tanto por la capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamiento que aportan como por el<br />
refuerzo <strong>de</strong> la seguridad <strong>de</strong> suministro que<br />
suponen ante el fallo <strong>de</strong> uno <strong>de</strong> los puntos <strong>de</strong><br />
entrada <strong>de</strong>l sistema.<br />
• Refuerzo <strong>de</strong>l Eje Levante y nudo Tivissa, que<br />
consta <strong>de</strong> las duplicaciones <strong>de</strong> los gasoductos<br />
Tivissa-Castelnou, Paterna-Tivissa y Barcelona-<br />
Arbós y triplicación <strong>de</strong>l gasoducto Tivissa-Arbós.<br />
Éstos, junto con el gasoducto transversal, puesto en<br />
marcha recientemente, contribuirán a eliminar la<br />
congestión <strong>de</strong>l Eje <strong>de</strong>l Levante y las restricciones<br />
<strong>de</strong> salida <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona.<br />
• Refuerzo <strong>de</strong>l Eje Central, que consta <strong>de</strong> los<br />
gasoductos Zarza <strong>de</strong> Tajo-Yela, Yela-Villar <strong>de</strong><br />
Arnedo y <strong>de</strong> la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Villar<br />
<strong>de</strong> Arnedo, así como <strong>de</strong>l propio almacenamiento<br />
<strong>de</strong> Yela y <strong>de</strong> la conexión <strong>de</strong> éste por gasoducto<br />
hasta Algete. Permitirán comunicar el<br />
almacenamiento <strong>de</strong> Yela con el sistema y conectar<br />
las zonas gasista Centro y Valle <strong>de</strong>l Ebro,<br />
incrementando <strong>de</strong> forma notable la capacidad <strong>de</strong><br />
vehiculación <strong>de</strong> gas dirección sur-norte y<br />
disminuyendo, por tanto, las probabilidad <strong>de</strong> que<br />
se produzcan situaciones <strong>de</strong> congestión por falta<br />
<strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong> transporte.<br />
• La construcción <strong>de</strong>l gasoducto “Lemona-Haro” y la<br />
ampliación <strong>de</strong> E.C. <strong>de</strong> Haro, para aumentar la<br />
capacidad <strong>de</strong> salida <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Bilbao y el<br />
almacenamiento <strong>de</strong> Gaviota.<br />
• En Andalucía, el <strong>de</strong>sdoblamiento <strong>de</strong>l Ramal a<br />
Campo <strong>de</strong> Gibraltar, cuya tercera fase está prevista<br />
para 2009, al igual que el Cártama Mijas,<br />
• En Asturias, el gasoducto Corvera-Tamón, previsto<br />
para 2009.<br />
• En Baleares, a<strong>de</strong>más <strong>de</strong>l tramo submarino <strong>de</strong><br />
conexión con la península, los gasoductos insulares<br />
<strong>de</strong> Mallorca e Ibiza.<br />
• En la Comunidad Valenciana, el ramal a Castellón,<br />
previsto para 2009.<br />
• En Madrid, el Semianillo Suroeste, cuya<br />
segunda fase está prevista en Planificación para<br />
el <strong>2008</strong>.<br />
• En Murcia, el gasoducto <strong>de</strong> conexión a Lorca,<br />
previsto para 2009.<br />
3. La reducida capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
subterráneo es uno <strong>de</strong> los problemas <strong>de</strong>l sistema<br />
gasista español, ya que el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> nuevos<br />
almacenamientos es una actividad que requiere<br />
fuertes inversiones y largos períodos <strong>de</strong> tiempo <strong>de</strong><br />
investigación y <strong>de</strong>sarrollo.<br />
El crecimiento esperado <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
requiere ser complementado con un <strong>de</strong>sarrollo<br />
equivalente <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> almacenamiento,<br />
crecimiento que no se está produciendo en la<br />
actualidad, lo que pue<strong>de</strong> agravar el déficit <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> nuestro sistema,<br />
teniendo en cuenta la <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia externa <strong>de</strong> nuestros<br />
aprovisionamientos <strong>de</strong> gas.<br />
Igual <strong>de</strong> importante resulta la ampliación <strong>de</strong> la<br />
capacidad <strong>de</strong> inyección y sobre todo <strong>de</strong> extracción <strong>de</strong><br />
los almacenamientos subterráneos, que permitan tener<br />
disponible el gas natural almacenado para hacer frente<br />
a contingencias puntuales, internas o externas, a<br />
nuestro sistema gasista.<br />
Son también urgentes, entre otras, los siguientes<br />
gasoductos <strong>de</strong> refuerzo para aten<strong>de</strong>r los crecimientos<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda local:<br />
El informe <strong>de</strong> Planificación <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> industria<br />
prevé, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l horizonte temporal <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong><br />
<strong>Marco</strong>, la puesta en marcha <strong>de</strong> varios proyectos <strong>de</strong><br />
208
almacenamiento subterráneo que incrementarían<br />
sensiblemente el volumen <strong>de</strong> almacenamiento y la<br />
capacidad <strong>de</strong> emisión existentes en la actualidad. No<br />
obstante, ante la incertidumbre que presenta la viabilidad<br />
<strong>de</strong> este tipo <strong>de</strong> infraestructuras, es posible que se vean<br />
retrasadas, como ya se ha constatado en informes<br />
anteriores, con el consiguiente perjuicio para el sistema.<br />
6.2. Previsiones <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo<br />
y funcionamiento <strong>de</strong>l sistema eléctrico<br />
en el período <strong>2008</strong> a 2016<br />
La planificación <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte atien<strong>de</strong> a tres<br />
tipos <strong>de</strong> criterios: técnicos, económicos y estratégicos,<br />
que están relacionados entre sí.<br />
Los criterios técnicos persiguen el cumplimiento <strong>de</strong> los<br />
requisitos <strong>de</strong> seguridad y fiabilidad para las futuras<br />
configuraciones <strong>de</strong> la red, requisitos que han <strong>de</strong> ser<br />
coherentes con los criterios técnicos establecidos en los<br />
procedimientos <strong>de</strong> operación <strong>de</strong>l sistema.<br />
Los criterios económicos permiten <strong>de</strong>cidir entre las<br />
distintas opciones alternativas resultantes tras la<br />
aplicación <strong>de</strong> los criterios técnicos.<br />
Se incorporan al plan <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo las instalaciones que<br />
aporten beneficios económicos al sistema, evaluados por<br />
el ahorro <strong>de</strong> costes que significa su puesta en servicio.<br />
La función objetivo a minimizar es la siguiente:<br />
Costes <strong>de</strong> instalaciones + Costes <strong>de</strong> operación<br />
Cada nueva instalación <strong>de</strong> la red objeto <strong>de</strong>l análisis<br />
producirá un <strong>de</strong>terminado efecto en los componentes <strong>de</strong><br />
la función objetivo.<br />
• Los costes <strong>de</strong> instalaciones incluyen la valoración <strong>de</strong> la<br />
inversión asociada a las instalaciones que conforman<br />
cada actuación <strong>de</strong> los programas <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la<br />
red <strong>de</strong> transporte, así como los costes <strong>de</strong> operar y<br />
mantener las mismas. Para la cuantificación <strong>de</strong> los<br />
costes <strong>de</strong> instalaciones se consi<strong>de</strong>ra una amortización<br />
<strong>de</strong> duración igual a la vida estimada <strong>de</strong> las mismas.<br />
• Los costes <strong>de</strong> operación evalúan los costes variables <strong>de</strong><br />
explotación <strong>de</strong>rivados <strong>de</strong> la expansión <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte. Estos costes están asociados a las pérdidas <strong>de</strong><br />
transporte y a las restricciones técnicas que se producen<br />
en el sistema. La evaluación <strong>de</strong> los costes <strong>de</strong> operación<br />
se realiza utilizando un mo<strong>de</strong>lo <strong>de</strong> explotación anual en<br />
el que, consi<strong>de</strong>rando un perfil <strong>de</strong> precios, se simulan un<br />
elevado número <strong>de</strong> estados <strong>de</strong>l sistema empleando una<br />
perspectiva probabilística <strong>de</strong> acuerdo con las hipótesis<br />
consi<strong>de</strong>radas en los escenarios.<br />
Las instalaciones que forman el plan <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo son<br />
aquellas que permiten minimizar la función objetivo, es<br />
<strong>de</strong>cir, los costes <strong>de</strong>l sistema para alcanzar el nivel <strong>de</strong><br />
fiabilidad mínimo establecido para la red <strong>de</strong> transporte<br />
en el Real Decreto 1955/2000 expresado en un tiempo <strong>de</strong><br />
interrupción equivalente a la punta <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> 15<br />
minutos por año. El valor otorgado a la energía no<br />
suministrada es el que garantiza, mediante el <strong>de</strong>sarrollo<br />
<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte, el nivel <strong>de</strong> fiabilidad requerido.<br />
Los refuerzos necesarios para la evacuación <strong>de</strong> la nueva<br />
generación se <strong>de</strong>terminan en base a los informes sobre<br />
las solicitu<strong>de</strong>s <strong>de</strong> acceso, teniendo en cuenta que dicho<br />
acceso sólo se pue<strong>de</strong> <strong>de</strong>negar cuando no se disponga <strong>de</strong><br />
capacidad suficiente para cumplir con los criterios <strong>de</strong><br />
funcionamiento y seguridad <strong>de</strong>l sistema y, en este caso,<br />
se <strong>de</strong>ben proponer alternativas <strong>de</strong> acceso en otro punto<br />
<strong>de</strong> conexión o <strong>de</strong> realización, si ello fuera posible, <strong>de</strong> los<br />
refuerzos necesarios en la red <strong>de</strong> transporte para eliminar<br />
la restricción <strong>de</strong> acceso.<br />
La incorporación <strong>de</strong> toda nueva instalación <strong>de</strong>be<br />
realizarse <strong>de</strong> forma que las operaciones <strong>de</strong> conexión y<br />
<strong>de</strong>sconexión al sistema no provoquen una <strong>de</strong>gradación <strong>de</strong><br />
la topología <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte ni <strong>de</strong> su operación,<br />
para ello se establecen ciertos criterios como son:<br />
• Limitación <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> nudos no mallados entre dos<br />
nudos mallados.<br />
209
• Limitación en la concentración <strong>de</strong> generación en un<br />
nudo.<br />
• Coordinación entre los planes <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red<br />
<strong>de</strong> transporte y <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución para<br />
conseguir la máxima eficiencia <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista<br />
económico y el medioambiental, evitando en lo posible<br />
redundancias innecesarias tanto en la red <strong>de</strong><br />
distribución como en sus apoyos <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte.<br />
• Las configuraciones preferentes para el diseño <strong>de</strong> los<br />
nuevos elementos <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte, establecidas<br />
en los Procedimientos <strong>de</strong> Operación <strong>de</strong>l Sistema 13.1 y<br />
13.3, son las siguientes:<br />
– Línea <strong>de</strong> 400 kV <strong>de</strong> doble circuito con conductor<br />
Cóndor en triplex.<br />
– Línea <strong>de</strong> 220 kV <strong>de</strong> doble circuito con conductor<br />
Gull en dúplex.<br />
– Subestación <strong>de</strong> 400 kV en interruptor y medio o<br />
anillo evolucionable.<br />
– Subestación <strong>de</strong> 220 kV en interruptor y medio, anillo<br />
evolucionable o doble barra con acoplamiento.<br />
• Las subestaciones se construirán preferentemente con<br />
tecnología <strong>de</strong> aislamiento en aire salvo que, por<br />
condicionantes <strong>de</strong> espacio, medioambientales, o <strong>de</strong> otro<br />
tipo, sea necesario utilizar tecnología con aislamiento<br />
blindado o mixto.<br />
• Las subestaciones existentes <strong>de</strong> simple barra o doble<br />
barra que se amplíen, y en su estado final alcancen<br />
cuatro o más posiciones sin contar el posible<br />
acoplamiento, <strong>de</strong>berán evolucionar a una configuración<br />
<strong>de</strong> las recogidas en el Procedimiento <strong>de</strong> Operación <strong>de</strong>l<br />
Sistema 13.3.<br />
• Debido a la inci<strong>de</strong>ncia en inversión, operación,<br />
mantenimiento, <strong>de</strong>tección <strong>de</strong> fallos y reparación<br />
principalmente, los soterramientos <strong>de</strong> líneas serán objeto<br />
<strong>de</strong> estudios específicos, evitándose como criterio general<br />
los soterramientos parciales que <strong>de</strong>n lugar a tramos<br />
discontinuos aéreo-subterráneo en la misma línea.<br />
• En situaciones excepcionales para la <strong>de</strong>finición <strong>de</strong> los<br />
nuevos refuerzos <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte se podrán<br />
consi<strong>de</strong>rar líneas con tres o más circuitos incluso <strong>de</strong><br />
distinto nivel <strong>de</strong> tensión. Estas instalaciones aten<strong>de</strong>rán<br />
la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> nuevos refuerzos en el caso <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>tectarse gran<strong>de</strong>s dificulta<strong>de</strong>s para la construcción <strong>de</strong><br />
nuevas líneas en simple y/o doble circuito<br />
convencionales. Sin embargo, el diseño <strong>de</strong> estas<br />
instalaciones multicircuito habrá <strong>de</strong> tener en cuenta la<br />
posibilidad <strong>de</strong> hacer <strong>de</strong>scargos para trabajos <strong>de</strong><br />
mantenimiento en uno cualquiera <strong>de</strong> los circuitos<br />
permaneciendo el resto trabajando en tensión, así como<br />
la inci<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> su contingencia en el comportamiento<br />
<strong>de</strong>l sistema.<br />
6.2.1. Infraestructuras <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica<br />
De acuerdo con la información aportada por el gestor <strong>de</strong>l<br />
sistema tanto en la planificación como en el programa<br />
anual <strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte, las<br />
actuaciones en la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
necesarias lo largo <strong>de</strong>l horizonte <strong>de</strong> planificación <strong>2008</strong>-<br />
2016 pue<strong>de</strong>n ser clasificadas atendiendo a las siguientes<br />
motivaciones:<br />
• MRdT: Mallado <strong>de</strong> la Red <strong>de</strong> Transporte: estas<br />
actuaciones se <strong>de</strong>rivan <strong>de</strong> la necesidad <strong>de</strong> garantía <strong>de</strong><br />
suministro general y local, constituyendo la motivación<br />
fundamental en el conjunto <strong>de</strong> las actuaciones.<br />
• CInt: Conexiones internacionales: son las actuaciones<br />
asociadas con el refuerzo <strong>de</strong> las líneas <strong>de</strong> conexión<br />
internacional, integradas en la necesidad <strong>de</strong> aumento<br />
<strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> intercambio <strong>de</strong>l sistema, en<br />
particular con los sistemas periféricos y especialmente<br />
con el sistema europeo.<br />
• ATA: Alimentación <strong>de</strong>l Tren Alta Velocidad:<br />
actuaciones asociadas a los requisitos <strong>de</strong> alimentación<br />
eléctrica a cargas singulares, especialmente exigibles<br />
por los nuevos trenes <strong>de</strong> alta velocidad previstos.<br />
• EvRO: Evacuación <strong>de</strong> generación <strong>de</strong> régimen<br />
ordinario: son las actuaciones asociadas a la<br />
evacuación <strong>de</strong> los grupos <strong>de</strong> generación en régimen<br />
ordinario.<br />
210
• EvRE: Evacuación <strong>de</strong> generación en régimen especial<br />
(eólica, tratamiento <strong>de</strong> purines, etc.). Actuaciones<br />
asociadas a las previsiones <strong>de</strong> instalación <strong>de</strong> nueva<br />
generación <strong>de</strong> régimen especial (eólica, solar, etc.) y<br />
que hacen necesario no sólo el refuerzo <strong>de</strong> líneas, sino<br />
la <strong>de</strong> actuaciones <strong>de</strong> evacuación directa a la RdT<br />
mediante nuevas subestaciones.<br />
• ApD: Apoyo a la distribución y <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s<br />
consumidores, excepto ATA. Son las actuaciones<br />
asociadas a la necesidad <strong>de</strong> garantizar el suministro<br />
local.<br />
Las instalaciones se han i<strong>de</strong>ntificado según la función<br />
que cumplen en el sistema como:<br />
• Instalaciones estructurales: solucionan los problemas<br />
que afectan al buen funcionamiento <strong>de</strong>l sistema en su<br />
conjunto en el horizonte y escenarios estudiados.<br />
• Instalaciones <strong>de</strong> conexión: facilitan el enlace con la red<br />
<strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> centrales <strong>de</strong> generación, subestaciones<br />
<strong>de</strong> distribución y consumidores.<br />
A continuación se exponen, para cada una <strong>de</strong> las seis<br />
zonas <strong>de</strong> explotación en que se divi<strong>de</strong> el sistema<br />
eléctrico peninsular español y para el sistema insular, las<br />
actuaciones en la red <strong>de</strong> transporte necesarias para los<br />
próximos ejercicios, así como su justificación<br />
cualitativa.<br />
Estas actuaciones se clasifican, <strong>de</strong>pendiendo <strong>de</strong> sí su<br />
ejecución este o no condicionada al cumplimiento <strong>de</strong><br />
alguna condición previa, en los siguientes tipos:<br />
• Actuaciones tipo A: Actuaciones programadas sin<br />
ningún tipo <strong>de</strong> condicionante<br />
• Actuaciones tipo B1: Actuaciones <strong>de</strong> conexión<br />
condicionadas con incertidumbre mo<strong>de</strong>rada en cuanto a<br />
su ejecución<br />
• Actuaciones tipo B2: Actuaciones <strong>de</strong> conexión<br />
condicionadas con incertidumbre media-alta en cuanto<br />
a su ejecución<br />
ZONA NOROESTE: GALICIA<br />
El <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red en Galicia viene dado<br />
principalmente por la necesidad <strong>de</strong>:<br />
• Interconexión con Portugal<br />
Para incrementar la capacidad <strong>de</strong> interconexión y la<br />
seguridad <strong>de</strong> operación, se malla la red <strong>de</strong> 400 kV <strong>de</strong><br />
los sistemas español y portugués en la zona <strong>de</strong>l río<br />
Miño mediante un nuevo eje <strong>de</strong> 400 kV entre Pazos <strong>de</strong><br />
Borbén y Vila do Con<strong>de</strong>. El tramo español será<br />
construido para doble circuito pero inicialmente sólo<br />
se instalará uno.<br />
Esta interconexión implica el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
400 kV <strong>de</strong> la zona suroeste <strong>de</strong> Galicia: doble circuito<br />
(D/C) Cartelle-Pazos <strong>de</strong> Borbén 400 kV y una nueva<br />
unidad <strong>de</strong> transformación 400/220 kV en la<br />
subestación <strong>de</strong> Pazos <strong>de</strong> Borbén.<br />
• Instalación <strong>de</strong> nuevos grupos térmicos <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado a gas natural.<br />
• Refuerzo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> apoyo a distribución en la zona<br />
<strong>de</strong> A Coruña, a través <strong>de</strong> dos nuevas subestaciones,<br />
Ventorrillo 220 kV y S.<strong>Marco</strong>s 220 kV, así como<br />
mallados adicionales <strong>de</strong> estas subestaciones con la red<br />
existente.<br />
Adicionalmente, se han planificado las siguientes<br />
subestaciones:<br />
• Nueva subestación en Puentes García Rodríguez 400<br />
kV: para resolver los problemas <strong>de</strong> máxima<br />
concentración <strong>de</strong> generación en la subestación<br />
existente.<br />
• Aluminio 400 kV: para mallado y refuerzo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte, apoyo adicional a la red <strong>de</strong> distribución <strong>de</strong>l<br />
norte <strong>de</strong> Lugo y refuerzo <strong>de</strong> la actual alimentación <strong>de</strong><br />
la <strong>de</strong>manda industrial <strong>de</strong> la zona.<br />
• Cornido 400 kV y Lugo 400 kV: para apoyo a la red<br />
<strong>de</strong> distribución en las zonas <strong>de</strong> El Ferrol y Lugo<br />
respectivamente.<br />
211
• Balaídos 220 kV, N.Vigo 220 kV, Villagarcía 220 kV y<br />
Nueva Dumbría 220 kV: representan refuerzos <strong>de</strong><br />
alimentación a distintos mercados locales.<br />
para trenes <strong>de</strong> alta velocidad (TAV), se plasman en las<br />
nuevas subestaciones <strong>de</strong> 220 kV <strong>de</strong> Piñor y Tomeza y en<br />
la nueva subestación <strong>de</strong> Masgalán 400 kV.<br />
Las actuaciones específicas en Galicia para la<br />
alimentación <strong>de</strong> las <strong>de</strong>mandas singulares, en concreto<br />
La figura 6.2.1 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la zona hasta el año 2016.<br />
Figura 6.2.1. Actuaciones planificadas en la zona noroeste: Galicia. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
ALUMINIO<br />
ALUMINIO<br />
CORNIDO<br />
BOIMENTE<br />
VIMIANZO<br />
DUMBRIA<br />
MAZARICO<br />
N. DUMBRIA<br />
VENTORRILLO<br />
GRELA-2<br />
SABON<br />
SABON<br />
LARACHA<br />
MEIRAMA<br />
TAMBREII<br />
MESON VENTO<br />
CAYETANO<br />
SANCOMPO<br />
P.G.RODRIGUEZ<br />
PUERTO<br />
EIRIS<br />
S.MARCOS<br />
PDEMOURO<br />
MDCARRIO<br />
SIDEGASA<br />
LUGO<br />
ELPALO<br />
SANZO<br />
N<br />
PESOZ<br />
VILLAB<br />
ANLLARES<br />
VILLAGARCIA<br />
CAMBADOS<br />
LOURIZAN<br />
PAZOSBORBEN<br />
N. VIGO<br />
BALAIDOS<br />
TIBO<br />
TOMEZA<br />
SUIDO<br />
ATIOS<br />
MONTOUTO<br />
LINDOSO<br />
MASGALAN<br />
MASGALAN<br />
AMEIXEIRAS<br />
FRIEIRA<br />
CARTELLE<br />
CHANTADA<br />
BELESAR<br />
CANDO<br />
PIÑOR<br />
ALBARELL S.PEDRO<br />
S.ESTEBAN<br />
VELLE P.E.SIL<br />
CASTRELO<br />
TRIVES<br />
CONSO<br />
SOUTELO<br />
QUERENO<br />
SOBRADELO<br />
SANTIAGO<br />
P.BIBEY<br />
PRADA<br />
S.AGUSTIN<br />
RIBADELAGO<br />
APARECIDA<br />
APARECIDA<br />
SANABR<br />
LUBIAN<br />
VALPA<br />
212
ZONA NORTE: ASTURIAS, CANTABRIA<br />
Y PAÍS VASCO<br />
El <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte en estas CCAA viene<br />
dado principalmente por la necesidad <strong>de</strong> apoyar el<br />
mercado local y facilitar la evacuación <strong>de</strong> la generación<br />
localizada (Asturias). Entre dichas actuaciones cabe<br />
<strong>de</strong>stacar:<br />
• Mejorar la garantía <strong>de</strong> suministro en Irún mediante un<br />
segundo nuevo circuito <strong>de</strong> 220 kV.<br />
• Incrementar la capacidad <strong>de</strong> exportación <strong>de</strong> España a<br />
Francia con el aumento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> la línea<br />
Arkale-Hernani 220 kV mediante el cambio <strong>de</strong>l<br />
conductor.<br />
• Dar una alternativa <strong>de</strong> suministro a Castro-Urdiales<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> La Jara 220 kV, puesto que los estudios <strong>de</strong><br />
implantación han puesto <strong>de</strong> manifiesto la inviabilidad<br />
<strong>de</strong> realizar los apoyos que estaban previstos <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
Abanto y <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Cicero.<br />
• Nuevo eje <strong>de</strong> D/C <strong>de</strong> 400 kV Tabiella-Carrió-Costa<br />
Ver<strong>de</strong>-Valle <strong>de</strong>l Nalón-Sama, que permitirá cerrar un<br />
anillo <strong>de</strong> 400 kV en la zona central <strong>de</strong> Asturias. Con<br />
objeto <strong>de</strong> minimizar el impacto <strong>de</strong> este nuevo eje, se<br />
consi<strong>de</strong>ra la posibilidad <strong>de</strong> aprovechamiento <strong>de</strong> trazas<br />
existentes: líneas Tabiella-Carrió 220 kV, Carrió-Uninsa<br />
132 kV y Tanes-Pumarín 132 kV. Ello proporciona<br />
asimismo la posibilidad <strong>de</strong> apoyo <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> 400<br />
kV a la red <strong>de</strong> distribución <strong>de</strong> 132 kV.<br />
• Nueva subestación <strong>de</strong> Tamón 400 kV motivada por<br />
evacuación <strong>de</strong> generación, con transformación a una<br />
nueva subestación <strong>de</strong> Tamón 220 kV que permitirá<br />
dar apoyo a la <strong>de</strong>manda en la zona <strong>de</strong> Avilés, para<br />
lo cual es necesario también la repotenciación <strong>de</strong> la<br />
línea Soto-Trasona 220 kV, que actualmente está<br />
fuera <strong>de</strong> servicio en condiciones normales.<br />
Figura 6.2.2. Actuaciones planificadas en la zona norte: Asturias-Cantabria-País Vasco. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
TABIELLA<br />
TABIELLA<br />
A.ZINC LAGRANDA<br />
TRASONA<br />
TAMON<br />
TAMON<br />
CARRIO<br />
CARRIO<br />
ABOÑO<br />
UNINSA<br />
COSTA VERDE<br />
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016<br />
Fecha: 10 /2007<br />
Subestaciones H2016:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Líneas H2016:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Subestaciones H2011:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Líneas H2011:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Subestaciones existentes:<br />
Subestación<br />
GRADO<br />
S.CLAUDIO<br />
SILVOTA<br />
SIERO<br />
COMPOSTILLA<br />
CTCOMPOSTILLA<br />
VALLEGON<br />
ZIERBENA<br />
SANTURCE<br />
GATICA<br />
Líneas existentes:<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong> BAJA :<br />
400 kV<br />
Subestación<br />
220 kV<br />
Línea<br />
SOTORIBERA<br />
PEREDA<br />
LADA<br />
SAMA<br />
LALOMBA<br />
PONFERRADA<br />
MTESLEON<br />
ELABRA<br />
ABANTO<br />
ABANTO<br />
ORTUELLA<br />
NERVACERO ZAMUDIO<br />
BABCOCK<br />
ACEBIZK<br />
ALONSOTEGUI<br />
BASAURI<br />
SIDENOR<br />
VILLALLANA<br />
CORNATEL<br />
MONTEARENAS<br />
LAJARA<br />
GUEÑES<br />
TJARA2<br />
TJARA1<br />
ELPALO<br />
SANZO<br />
SALAS<br />
NARCEA<br />
VALLE DEL NALON<br />
PESOZ<br />
TELLEDO<br />
VILLABLINO<br />
REMOLINA<br />
VILLAMANIN<br />
ANLLARES<br />
ONDINAS<br />
PEÑADRADA LAROBLA<br />
S.MARINA<br />
VILLAMECA<br />
QUERENO<br />
VILECHA<br />
SOBRADELO<br />
SANTIAGO<br />
P BIBEY<br />
PIELAGOS<br />
ACERIASA<br />
TORRVEGA CACICEDO CICERO<br />
LABARCES<br />
ASTILLER<br />
SNIACE<br />
SOLORZANO<br />
IRUN<br />
PENAGOS<br />
PSMIGUEL<br />
SOLORZANO<br />
PASAJES<br />
ARKAL<br />
PENAGOS<br />
AMOREBIETA<br />
HERNANI<br />
ABADIANO<br />
AZPEITIA<br />
AGUAYO<br />
ZUMARRAGA<br />
AYALA<br />
ICHASO<br />
VIRTUS<br />
TUBOS<br />
ORMAIZTEGUI<br />
MONDRAGON<br />
TUBACEX<br />
ARISTRAIN<br />
VELILLA<br />
ELGEA<br />
MATAPORQUERA<br />
VITORIA GAMARRA<br />
GUARDO<br />
MATAPORQUERA<br />
MURUARTE<br />
GAROÑA-BARCINA ALI<br />
CILLAMAYOR<br />
FORJAS<br />
MURUARTE<br />
O<br />
MAZORRAS<br />
MERCBENZ<br />
P.POZA<br />
JUNDIZ<br />
PUENTELA<br />
BRIVIESCA<br />
LAS LLANAS<br />
ELCERRO<br />
MIRANDA<br />
POZASAL<br />
MIRANDA<br />
ABERIN<br />
HERRERA LORA<br />
ALCOMOLA<br />
HARO<br />
LAGUARDIA<br />
VILLATORO<br />
LOGROÑO<br />
SEQUERO<br />
ESTEPAR<br />
213
• Nueva subestación <strong>de</strong> Sama y modificación <strong>de</strong> la línea<br />
D/C Lada Velilla:<br />
Adicionalmente, se han planificado las siguientes<br />
subestaciones:<br />
• Mataporquera 400 kV: como refuerzo estructural que<br />
apoya a la red <strong>de</strong> 220 kV.<br />
• Una nueva subestación en Villallana 220 kV, conectada<br />
en doble circuito con La Pereda y Soto, para<br />
compatibilidad los accesos <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda en Villallana y<br />
Ujo, y <strong>de</strong> generación en La Pereda.<br />
• Piélagos 220 kV, S. Claudio 220 kV, Labarces 220 kV,<br />
Silvota 220 kV y El Abra 220 kV: representan<br />
refuerzos <strong>de</strong> alimentación a distintos mercados locales.<br />
Las actuaciones específicas en la zona para la<br />
alimentación <strong>de</strong> las <strong>de</strong>mandas singulares, en concreto<br />
para trenes <strong>de</strong> alta velocidad (TAV), correspon<strong>de</strong>n a<br />
ampliaciones en las subestaciones <strong>de</strong> Telledo 220 y Sama<br />
400 kV en Asturias, y en las subestaciones <strong>de</strong> 400 kV <strong>de</strong><br />
Amorebieta, Hernani y Vitoria en el País Vasco.<br />
La figura 6.2.2 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la zona en el período <strong>2008</strong>-2016.<br />
ZONA NORDESTE: NAVARRA, LA RIOJA,<br />
ARAGON Y CATALUÑA<br />
El <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte incluye las<br />
actuaciones necesarias que cumplen las siguientes<br />
funciones:<br />
• Interconexión con Francia<br />
Se consi<strong>de</strong>ra un nuevo mallado <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> 400 kV<br />
entre los sistemas español y francés a través <strong>de</strong><br />
Navarra, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la subestación <strong>de</strong> Muruarte 400 kV en<br />
el territorio español. Esta nueva interconexión<br />
complementará a la ya planificada interconexión este,<br />
a través <strong>de</strong> Cataluña, y permitirá alcanzar el objetivo<br />
<strong>de</strong> 4.000 MW <strong>de</strong> intercambio entre España y Francia a<br />
medio-largo plazo.<br />
• Mallado <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte<br />
– Incrementar el mallado estructural <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
220 kV y el apoyo a distintos mercados locales en<br />
las comunida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> Navarra y La Rioja. Para lo<br />
cual se proyecta un eje en 220 kV <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Muruarte<br />
hasta La Guardia (Muruarte-Aberin-Las Llanas-La<br />
Guardia), el cual permite también conformar el<br />
mallado interno <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte en<br />
Navarra, y otro eje <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Haro hasta Alcocero <strong>de</strong><br />
Mola.<br />
– Con objeto <strong>de</strong> mejorar la evacuación <strong>de</strong> la<br />
generación prevista en Aragón, tanto <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado como <strong>de</strong> régimen especial, así como <strong>de</strong><br />
reforzar la alimentación <strong>de</strong> Valencia, se <strong>de</strong>be realizar<br />
el eje Mezquita-Platea <strong>de</strong>s<strong>de</strong> su inicio en 400 kV,<br />
eliminándose por tanto el transitorio <strong>de</strong><br />
funcionamiento en 220 kV. Asimismo, se sustituye el<br />
eje Platea-La Plana 400 kV (con funcionamiento<br />
inicialmente en 220 kV) por un nuevo doble circuito<br />
Platea-Turís 400 kV.<br />
– Con objeto <strong>de</strong> optimizar la necesidad <strong>de</strong> nuevos<br />
<strong>de</strong>sarrollos <strong>de</strong> red <strong>de</strong> transporte en un área <strong>de</strong> difícil<br />
implantación, se sustituye el doble circuito Mezquita-<br />
Escucha 220 kV por un doble circuito Mezquita-<br />
Val<strong>de</strong>conejos 220 kV y simple circuito Val<strong>de</strong>conejos-<br />
Escucha 220 kV, lo que permite aprovechar la red<br />
existente para evacuación <strong>de</strong> generación <strong>de</strong> régimen<br />
especial.<br />
– Realizar el By-Pass operable <strong>de</strong> las subestaciones<br />
<strong>de</strong> 400 kV Aragón y Ascó e instalar una reactancia<br />
serie en la línea Ascó-Van<strong>de</strong>llós 400 kV para<br />
aliviar los problemas <strong>de</strong> estabilidad transitoria<br />
asociados a la excesiva concentración <strong>de</strong><br />
producción en el eje Aragón-Ascó-Van<strong>de</strong>llós, así<br />
como instalar una nueva unidad <strong>de</strong> transformación<br />
en Escatrón 400/220 kV necesaria como resultado<br />
<strong>de</strong> los <strong>de</strong>smallados propuestos.<br />
– Entrada/salida en Palau 220 kV <strong>de</strong> la línea S.Celoni-<br />
Sentmenat 220 kV.<br />
– Mejorar la garantía <strong>de</strong> suministro en Cinca 220 kV<br />
mediante un segundo nuevo circuito <strong>de</strong> 220 kV y en<br />
214
el eje La Pobla-Cercs-Sentmenat 220 kV mediante un<br />
nuevo eje entre Cercs y Vic preparado para doble<br />
circuito.<br />
– Nueva línea Ramis-Juiá 3 220 kV por cambio <strong>de</strong><br />
tensión <strong>de</strong> una línea <strong>de</strong> 132 kV.<br />
– Como refuerzo estructural en la zona metropolitana<br />
<strong>de</strong> Barcelona se proyecta Vila<strong>de</strong>cans 400 kV <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
don<strong>de</strong> se da apoyo a la red <strong>de</strong> 220 kV.<br />
– Realizar las actuaciones encaminadas a la reducción<br />
<strong>de</strong> la corriente <strong>de</strong> cortocircuito en la zona <strong>de</strong><br />
Barcelona.<br />
– Repotenciar las líneas <strong>de</strong> 220 kV Moralets-Pont <strong>de</strong><br />
Suert, Mequinenza-Ribarroja, Sentmenat-Riera <strong>de</strong><br />
Cal<strong>de</strong>s, Canyet-Sentmenat y el eje Constantí-Perafort-<br />
Montblanc 220 kV<br />
– Nueva unidad <strong>de</strong> transformación monofásica <strong>de</strong><br />
reserva en Vic 400/220 kV.<br />
– Nuevo <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> red en 400 kV y 220 kV en la<br />
zona <strong>de</strong> Els Aubals y La Secuita aprovechando el<br />
trazado <strong>de</strong>l actual eje Escatron-Tarragona 220 kV<br />
hasta La Selva, condicionado a su viabilidad por<br />
estabilidad transitoria.<br />
– Nueva subestación Salas <strong>de</strong> Pallars 220 kV,<br />
con transformación Salas <strong>de</strong> Pallars 400/220 kV<br />
y reactancia 150 Mvar en Salas <strong>de</strong> Pallars<br />
400 kV.<br />
– Cambio <strong>de</strong> topología <strong>de</strong> los DC <strong>de</strong> 220 kV C.Jardí-<br />
Cervelló/Castell Bisball y Rubí-Abrera/Riera <strong>de</strong><br />
Martorell.<br />
• Alimentación a mercados locales:<br />
– Nuevas subestaciones <strong>de</strong> 220 kV: Híjar, Esquedas,<br />
Cardiel, Olván, Ezcabarte, Aberin, Haro y<br />
Lar<strong>de</strong>ro.<br />
Figura 6.2.3. Actuaciones planificadas en la zona nor<strong>de</strong>ste: Navarra-La Rioja-Aragón-Cataluña y <strong>de</strong>talle <strong>de</strong><br />
Barcelona. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
AMOREBIETA<br />
HERNANI<br />
ABADIANO<br />
AZPEITIA<br />
ZUMARRAGA<br />
AYALA<br />
ICHASO<br />
OS<br />
ORMAIZTEGUI<br />
MONDRAGON<br />
EX<br />
ARISTRAIN<br />
ELGEA<br />
VITORIA GAMARRA<br />
MURUARTE EZCABARTE<br />
PRAGNERES<br />
ALI FORJAS<br />
MURUARTE<br />
ORCOYEN<br />
MERCBENZ<br />
JUNDIZ<br />
CORDOVILLA<br />
PUENTELA<br />
TABESCAN<br />
LAS LLANAS<br />
RANDA<br />
BIESCAS<br />
ERISTE MORALETS<br />
ESCALDES<br />
RANDA<br />
ABERIN<br />
LAFORTUNA<br />
SALLENTE<br />
LAGUARDIA<br />
SANGUESA<br />
SESUE<br />
LLAVORSI<br />
HARO<br />
TAFALLA<br />
SABIÑANIGO<br />
ESCALONA<br />
LOGROÑO<br />
OLITE<br />
P.SUERT<br />
SEQUERO<br />
LARDERO<br />
ARRUBAL<br />
ADRALL<br />
MEDIANO<br />
SENGRACIA<br />
QUEL<br />
LAPOBLA<br />
SENGRACIA<br />
ESQUEDAS<br />
CERCS<br />
CASTEJON<br />
GRADO<br />
ELEREBRO<br />
S. PALLARS<br />
ALCARAMA<br />
OLVÁN<br />
LASERNA<br />
A.GURREA<br />
VIC<br />
S. PALLARS<br />
TUDELA<br />
GURREA ALMUDEVAR<br />
RIOGALLEGO<br />
MONZON<br />
ONCALA<br />
LANZASAGUDAS<br />
POLA<br />
MONZON<br />
TARDIENTA<br />
CALDERS<br />
TREVAGO<br />
CENTELLES<br />
CINCA<br />
PUJALT<br />
SORIA<br />
MAGALLON<br />
ENTRERRIOS<br />
MONCAYO<br />
BAYO<br />
JALON ATALAYA<br />
ALBATARREC MANGRANERS<br />
RUEDA LOSVISOS<br />
CARDIEL<br />
JUNEDA<br />
OSERA<br />
PEÑALBA<br />
TORSEGRE ESPLUGA<br />
ALMAZAN<br />
ESPLUGA<br />
MEQUINENZA<br />
PUIGPELAT<br />
TERRER<br />
MAIALS MONTBLANC<br />
ESCATRON<br />
RIBARROJA<br />
MORELL<br />
FUENDETODOS<br />
ALFORJA<br />
LA SELVA<br />
CCTELNOU<br />
PERAFORT<br />
REPSOL<br />
HIJAR<br />
ARAGON<br />
ASCO<br />
CONSTANTI<br />
BELLICENS TARRAGONA-G<br />
TARRAGONA<br />
MUNIESA<br />
TARRAPOWER<br />
MEDINACELI<br />
MUNIESA<br />
ELS AUBALS<br />
MUDEJAR TERUEL<br />
VANDELLOS<br />
BAIXAS<br />
LLOGAIA<br />
RAMIS<br />
RAMIS<br />
JUIA<br />
BESCANO<br />
BESCANO<br />
RIUDARENES<br />
S.CELONI<br />
CALAMOCHA<br />
VCONEJOS<br />
DELTEBRE<br />
ALCARRIA<br />
ESCUCHA<br />
TRILLO<br />
S.COSTERA<br />
MEZQUITA<br />
MEZQUITA<br />
MORELLA<br />
SALSADELLA<br />
SALSADELLA<br />
VINAROZ<br />
BENICARLO<br />
ARMUÑA DETAJUÑA<br />
BOLARQUE<br />
J.CABRERA<br />
PLATEA<br />
LINCHON<br />
OROPESA<br />
HUELVES<br />
VVA ESCUDEROS<br />
215
Figura 6.2.3. Actuaciones planificadas en la zona nor<strong>de</strong>ste: Navarra-La Rioja-Aragón-Cataluña y <strong>de</strong>talle <strong>de</strong><br />
Barcelona. Período <strong>2008</strong>-2016 (Continuación)<br />
SENTMENAT<br />
FRANQUESES<br />
ANOIA<br />
LAROCA<br />
RUBIO<br />
PALAU<br />
MANFIGUERES<br />
C.BARBA<br />
R.CALDES<br />
S.FOST<br />
PIEROLA<br />
SABADSUR<br />
ABRERA<br />
RMARTORELL<br />
S.CUGAT<br />
CODONYER<br />
S.COLOMA<br />
GRAMANET<br />
N.S.COLOMA<br />
GRAMANET<br />
RUBI<br />
CELSA<br />
CAN JARDI<br />
CAN JARDI 2<br />
TRINITAT<br />
CANYET<br />
BARO VIVER<br />
GUIXIERES<br />
VERNEDA<br />
S.A.BARCA<br />
CSBISBAL<br />
S.ANDREU<br />
N.BARRIS<br />
BADALONA<br />
SUBIRATS<br />
CERVELLO<br />
S.FELIU<br />
DESVERN<br />
DESVERN<br />
MARAGALL<br />
LESSEPS<br />
SARRIÁ<br />
FACULTAT<br />
BSONUEVO<br />
SAGRERA<br />
TANGCATA<br />
EIXAMPLE<br />
LESCORT<br />
URGELL<br />
VILANOVA<br />
PENEDES<br />
VENDRELL<br />
BEGUES<br />
VILADECANS<br />
S.BOI<br />
S.JUST<br />
COLLBLANC<br />
CAN RIGAL<br />
CORNELLA<br />
NUDOVIAR<br />
TRSNTBOI<br />
HOSPITALET<br />
ZAL<br />
SANTS<br />
MOTORS<br />
Z.FRANCA<br />
MATA<br />
VALDONCELLES<br />
CERDA<br />
VILADECANS<br />
AENAESTE<br />
GARRAF<br />
GAVA<br />
AENOESTE<br />
CASTELLET<br />
FOIX<br />
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016<br />
Fecha: 10 /2007<br />
VILLANUEVA<br />
PENAFLOR<br />
PEÑAFLOR<br />
Subestaciones H2016:<br />
Líneas H2016:<br />
400 kV<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
Subestaciones H2011:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
L.LEONES<br />
Líneas H2011:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Subestaciones existentes:<br />
Subestación<br />
Líneas existentes:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
PLAZA<br />
MONTETORRERO<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong> BAJA:<br />
Subestación<br />
Línea<br />
ELOLIVAR<br />
CARTUJOS<br />
ESPARTAL<br />
AVEZARAG<br />
MARIA<br />
VIENTOS<br />
ELVENTERRO<br />
CABEZOSR<br />
216
– Delta <strong>de</strong>l Ebro 400 kV: como apoyo a la red <strong>de</strong><br />
distribución en la zona costera <strong>de</strong> Tarragona.<br />
– En el área <strong>de</strong> Barcelona aparecen nuevos mallados y<br />
puntos <strong>de</strong> apoyo al mercado local.<br />
• Con objeto <strong>de</strong> facilitar la evacuación <strong>de</strong> generación <strong>de</strong><br />
régimen especial en el eje Escatrón-Tarragona 220 kV, se<br />
incluye el mallado en 220 kV <strong>de</strong> la subestación La Selva<br />
220 kV, así como una nueva subestación Alforja 220 kV.<br />
– Segunda unidad <strong>de</strong> transformación Almaraz C.N.<br />
400/220 kV <strong>de</strong> 500 MVA y nuevo D/C Almaraz C.<br />
N.-Almaraz E.T. 220 kV.<br />
– Nuevo eje <strong>de</strong> D/C Alburquerque-Campomayor-<br />
Vaguadas 220 kV.<br />
– Nueva unidad <strong>de</strong> transformación Balboa 400/220 kV<br />
<strong>de</strong> 500 MVA.<br />
• Apoyo a zonas <strong>de</strong> mercado local:<br />
La figura 6.2.3 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la zona en el período <strong>2008</strong>-2016.<br />
ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEON,<br />
CASTILLA-LA MANCHA Y EXTREMADURA<br />
El <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> red en estas Comunida<strong>de</strong>s Autónomas<br />
viene <strong>de</strong>terminado por las siguientes necesida<strong>de</strong>s:<br />
• Mallado <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte<br />
– Nuevo eje en 220 kV <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Ciudad Rodrigo hasta<br />
Béjar para apoyar a la red <strong>de</strong> 132 kV que va <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
Salamanca a Extremadura.<br />
– Eliminación <strong>de</strong> la T Renedo 220 kV y T2 Palencia<br />
220 kV, y nueva conexión <strong>de</strong> la subestaciones <strong>de</strong><br />
Renedo 220 kV y Palencia 220 kV.<br />
– El segundo circuito Mudarra-Tor<strong>de</strong>sillas 400 kV y el<br />
nuevo eje Almazán-Medinaceli 400 kV, que quedan<br />
condicionados a la instalación <strong>de</strong> nueva generación<br />
en las zonas correspondientes.<br />
– Se completa el eje estratégico <strong>de</strong> 400 kV<br />
Brazatortas-Manzanares-Romica (trasmanchega) con<br />
el nuevo D/C Manzanares-Romica. Esta actuación<br />
está asociada a la evacuación <strong>de</strong> generación <strong>de</strong><br />
origen renovable.<br />
– Nuevo eje en 220 kV entre Aceca, Torrijos y<br />
Valmojado.<br />
– Nuevo eje en 220 kV entre Valmojado, Illescas y<br />
Pradillos.<br />
– Instalación <strong>de</strong>l segundo circuito <strong>de</strong> 400 kV en el eje<br />
Almaraz-S. Serván-Brovales-Guillena.<br />
– Nueva subestación Soria 220 kV, para apoyo a las<br />
re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución<br />
– Nuevas subestaciones <strong>de</strong> 220 kV: Ponferrada, Las<br />
Arroyadas, Corcos, Laguna, Villatoro, Bejar,<br />
Ebora, Valmojado, Illescas, Sta Teresa, Val<strong>de</strong>peñas,<br />
Maimona y nueva subestación Cantalejo 400 kV.<br />
– Para mejorar la calidad <strong>de</strong> suministro en las capitales<br />
<strong>de</strong> Cáceres y Badajoz están previstas las siguientes<br />
nuevas subestaciones <strong>de</strong> 220 kV Los Arenales,<br />
Trujillo, Vaguadas, Campomayor y Montijo; y<br />
también el cambio <strong>de</strong> tensión <strong>de</strong> 132 kV a 220 kV<br />
<strong>de</strong> las líneas Cáceres-Trujillo que se convierte en Los<br />
Arenales-Trujillo, Vaguadas-Alvarado y Vaguadas-<br />
Mérida que se convierte en Vaguadas-Montijo-<br />
Mérida.<br />
• Facilitar la evacuación <strong>de</strong> la nueva generación <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado: Armuña <strong>de</strong> Tajuña 400 kV y Sayago 400<br />
kV y <strong>de</strong> régimen especial en Puerto Lápice.<br />
• Las actuaciones específicas, en la zona centro, para la<br />
alimentación <strong>de</strong> las <strong>de</strong>mandas singulares <strong>de</strong>bido a los<br />
nuevos ejes ferroviarios para trenes <strong>de</strong> alta velocidad<br />
(TAV), son las siguientes:<br />
– Tramo ferroviario Valladolid-Burgos-Vitoria: nuevas<br />
subestaciones <strong>de</strong> 400 kV Estepar y Briviesca.<br />
– Tramo ferroviario Venta <strong>de</strong> Baños-León-Asturias:<br />
nuevas subestaciones <strong>de</strong> 400 kV Becilla y<br />
Villamanín.<br />
– Tramo ferroviario Madrid-Levante: nuevas<br />
subestaciones <strong>de</strong> 400 kV Villanueva <strong>de</strong> los Escu<strong>de</strong>ros<br />
y Campanario.<br />
217
– Tramo ferroviario Madrid-Badajoz: nuevas<br />
subestaciones <strong>de</strong> 400 kV La Pueblanueva, Mirabel,<br />
Cañaveral y Acuescar.<br />
La figura 6.2.4 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la zona en el período <strong>2008</strong>-<br />
2016.<br />
Figura 6.2.4. Actuaciones planificadas en la zona centro: Castilla y León, Castilla-La Mancha y Extremadura.<br />
Período <strong>2008</strong>-2016<br />
P.E.SIL<br />
TRIVES<br />
CONSO<br />
SOUTELO<br />
SANTIAGO<br />
P.BIBEY PRADA<br />
S.AGUSTIN<br />
RIBADELAGO<br />
APARECIDA<br />
APARECIDA<br />
SANABRIA<br />
LUBIAN<br />
BECILLA<br />
GRIJOTA<br />
ESTEPAR<br />
VALLEJERA<br />
VILLIMAR<br />
VILLALBILLA<br />
LARDERO<br />
SENGRACIA<br />
SENGRACIA<br />
SEQUERO<br />
ARRUBAL<br />
QUEL<br />
ELEREBRO<br />
LASERNA<br />
CASTEJON<br />
ALCARAMA<br />
TUDELA<br />
ESQUEDAS<br />
GURREA<br />
VALPARAISO<br />
TRENEDO<br />
PALENCIA<br />
TPALENCIA<br />
ONCALA<br />
TREVAGO<br />
LANZASAGUDAS<br />
POLA<br />
POCINHO<br />
CASTRO<br />
SAYAGO<br />
BEMPOSTA<br />
LAGOAÇA<br />
ALDEADAVILA<br />
VILLARINO<br />
RICOBAYO<br />
VILLALCA<br />
SANTIZ<br />
ZAMORA<br />
MUDARRAI<br />
MUDARRA<br />
TORDESILLAS<br />
ZARATAN<br />
MEDINA<br />
RENEDO<br />
LAOLMA<br />
OLMEDO<br />
CORCOS<br />
LAS ARROYADAS<br />
LAGUNA<br />
CANTALEJO<br />
SORIA<br />
ALMAZAN<br />
MONCAYO<br />
TERRER<br />
MAGALLON<br />
JALON<br />
RUEDA<br />
ENTRERRIOS<br />
BAYO<br />
ATALAYA<br />
LOSVISOS<br />
FUENDETODOS<br />
H<br />
SAUCELLE<br />
HINOJOSA<br />
VILLAMAYOR<br />
SEGOVIA<br />
MEDINACELI<br />
MUNIES<br />
MUNIES<br />
LASTRAS<br />
OTERO<br />
OTERO<br />
FUENTES ALCARRIA<br />
CALAMOCHA<br />
VCONEJOS<br />
ESC<br />
CRODRIGO<br />
CRODRIGO<br />
TRILLO<br />
S.COSTERA<br />
MEZQUI<br />
MEZQUI<br />
ARMUÑA DETAJUÑA<br />
PINOFRANQUEADO<br />
BEJAR<br />
G.GALAN<br />
BOLARQUE<br />
J.CABRERA<br />
PLATEA<br />
GUIJOG.<br />
VALMOJADO<br />
BELINCHON<br />
LO<br />
JM.ORIOL<br />
CAÑAVERAL<br />
PLASENCIA<br />
TORREJON<br />
ALMARAZ<br />
ARAÑUELO<br />
CASATEJADA<br />
EALMARAZ<br />
VALDECAN<br />
TORRIJOS<br />
TALAVERA<br />
EBORA<br />
LA PUEBLANUEVA<br />
AZUTAN<br />
SESENA<br />
COLOREJA<br />
AÑOVER<br />
ARANJUEZ<br />
AÑOVER 2<br />
ACECA<br />
MORA<br />
HUELVES<br />
VILLARES<br />
VVA ESCUDEROS<br />
OLMEDILLA<br />
MINGLANILLA<br />
CACERES<br />
ARENALES<br />
ALCUESCAR<br />
ALBURQUERQUE<br />
TRUJILLO<br />
VALDECABALLEROS<br />
MADRIDEJOS<br />
ELEMPERADOR<br />
PTO. LAPICE<br />
REQUENA<br />
COFRENTES<br />
TURIS<br />
TURIS<br />
CORTESII<br />
LAMUELA<br />
CAT<br />
TA<br />
VAGUADAS<br />
CAMPOMAYOR STA. TERESA LAPALOMA VALDEPEÑAS<br />
SAN SERVAN<br />
PICON R-C.REAL<br />
SAN SERVAN<br />
MONTIJO<br />
ALARCOS<br />
MANZANARES<br />
MERIDA<br />
MANZANARES<br />
ROMICA<br />
AYORA<br />
VILAN<br />
MONTESA<br />
ALVARADO<br />
ALANGE<br />
BRAZATORTAS<br />
BRAZATORTAS<br />
VENTAINES<br />
ARGAMASILLA<br />
LANAVA<br />
P.LLANO<br />
PINILLA<br />
CAMPANARIO<br />
SAX<br />
CASTALLA<br />
ALQUEVA<br />
VA<br />
SIBALBOA<br />
BALBOA<br />
BROVALES<br />
MAIMONA<br />
BIENVENIDA<br />
ARROYOVALLE<br />
ELCOGAS<br />
JANDULA<br />
PEÑARRUBIA<br />
ROCAMORA<br />
PETREL ESTE<br />
PETREL<br />
NOVELDA<br />
SALADAS<br />
U<br />
ELCHE<br />
LANCHA<br />
GUADAME<br />
MONTEBAJO<br />
ANDUJAR<br />
UBEDA<br />
PALMAR<br />
ARNEVA<br />
ULEA<br />
TORREMEN<br />
TORREMEN<br />
MURCIA<br />
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016<br />
Fecha: 10 /2007<br />
Subestaciones H2016:<br />
Líneas H2016:<br />
Subestaciones H2011:<br />
Líneas H2011:<br />
Subestaciones existentes:<br />
Líneas existentes:<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong> BAJA:<br />
400 kV<br />
400 kV<br />
400 kV<br />
400 kV<br />
Subestación<br />
400 kV<br />
Subestación<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
Línea<br />
218
ZONA DE MADRID<br />
El <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> red en esta región viene <strong>de</strong>terminado por<br />
las siguientes necesida<strong>de</strong>s:<br />
• Asegurar el correcto funcionamiento <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte y garantizar el suministro <strong>de</strong> las nuevas<br />
<strong>de</strong>mandas solicitadas en la zona <strong>de</strong> Madrid.<br />
Para ello es necesario el mallado en 220 kV<br />
entre las subestaciones <strong>de</strong> Anchuelo y Meco<br />
y entre las subestaciones <strong>de</strong> Arganzuela y La Estrella.<br />
• Garantizar el suministro a nuevos <strong>de</strong>sarrollos<br />
urbanístico e industriales. Por ello surgen las siguientes<br />
nuevas subestaciones <strong>de</strong> 220 kV:<br />
Figura 6.2.5. Actuaciones planificadas en la zona <strong>de</strong> Madrid. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
GALAPAGAR<br />
GALAPAGAR<br />
T3CANTOS<br />
CEREAL<br />
CEREAL<br />
ALGETE<br />
LAS MATAS<br />
ALCOBENDAS<br />
CAMARMA<br />
SSREYES2<br />
SSREYES<br />
MECO<br />
FUENCARRAL<br />
FUENTE HITO<br />
ARR.VEGA<br />
FTECILLA<br />
DAGANZO<br />
BRUNETE<br />
V.ARCIPRESTE<br />
BOADILLA<br />
ARAVACA<br />
MAJADAHONDA<br />
MIRASIERRA<br />
CASACAMPO<br />
ELPILAR<br />
AZCA<br />
SANCHINARRO<br />
S.ROQUE<br />
CDEPORTI<br />
ELCOTO<br />
PROSPERI<br />
MBECERRA<br />
NORTE<br />
PALAFOX LISTA<br />
LAESTRE<br />
CDIMAGEN<br />
MELANCOL MAZARRED<br />
RETIRO<br />
VENTAS<br />
MEDIODIA<br />
CERPLATA<br />
PRAHONAL ARGANZUELA<br />
CVALMANZ<br />
HORTALEZA<br />
SIMANCAS<br />
CANILLEJAS<br />
VICALVARO<br />
AENA<br />
VALDEBEBAS<br />
CAMPONAC<br />
LAS MERCEDES<br />
COLIMPICA<br />
COSLADA<br />
PARACUELLOS 2<br />
PARACUELLOS 1<br />
PARACUELLOS<br />
PSFERNANDO<br />
ARDOZ<br />
LOSCERROS<br />
LOECHES2<br />
LOECHES<br />
ALCALA II<br />
ANCHUELO<br />
ANCHUELO<br />
VILLAVICIOSA<br />
LUCERO<br />
TRIGALES<br />
PRADSANT<br />
POLIGONC<br />
AGUACATE<br />
PRADOLONGO<br />
FORTUNAVILLAVER ESTE<br />
VILLAVERDE<br />
VILLAVERDE<br />
RETAMAR<br />
PRINCESA<br />
PQINGENI<br />
VALLECAS<br />
CONGOSTO<br />
VDCARROS<br />
MERCAMADRID<br />
TORRECILLA<br />
TORRECILLA<br />
RIVAS<br />
BERROCALES<br />
ARGANDA<br />
LEGANES<br />
GETAFE<br />
C.FREGAC<br />
FUENLABRADA<br />
BUENAVISTA<br />
ELHORNILLO<br />
PINTO<br />
CARPETANIA<br />
MORALEJA<br />
PARLA OESTE<br />
PARLA<br />
PINTOAYUDEN<br />
MORATA<br />
TVELASCO 2<br />
TVELASCO<br />
TVELASCO<br />
VALDRIVA<br />
PERALES<br />
VALDEMORO<br />
ERVALDEM<br />
ILLESCAS<br />
LOS PRADILLOS<br />
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016<br />
Fecha: 10 / 2007<br />
Subestaciones H2016:<br />
Líneas H2016:<br />
Subestaciones H2011:<br />
Líneas H2011:<br />
Subestaciones existentes:<br />
Líneas existentes:<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong>BAJA:<br />
400 kV<br />
400 kV<br />
400 kV<br />
400 kV<br />
Subestación<br />
400 kV<br />
Subestación<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
Línea<br />
219
– Las Matas, Valle <strong>de</strong>l Arcipreste, Trigales, Parla Oeste,<br />
Buenavista, Lista, Retiro, F. Hito, Berrocales,<br />
Camarma y Alcalá II.<br />
La figura 6.2.5 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la zona en el período <strong>2008</strong>-<br />
2016.<br />
ZONA LEVANTE: COMUNIDAD VALENCIANA<br />
Y MURCIA<br />
red <strong>de</strong> 400 kV a la red <strong>de</strong> 220 kV que alimenta<br />
Valencia capital.<br />
– Repotenciación <strong>de</strong> la línea <strong>de</strong> 400 kV Turís-Catadau<br />
400 kV.<br />
– Nueva SE Jijona 400 kV, con transformación 400/220<br />
kV, conectada a Benejama y Catadau mediante ejes<br />
<strong>de</strong> 400 kV que aprovechan trazas <strong>de</strong> líneas existentes<br />
<strong>de</strong> 220 kV.<br />
• Apoyo a la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte:<br />
El <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> red en estas Comunida<strong>de</strong>s Autónomas<br />
viene <strong>de</strong>terminado por las siguientes necesida<strong>de</strong>s:<br />
• Mallado <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte<br />
– Realizar la separación <strong>de</strong> Nueva Escombreras 400 kV<br />
en dos subestaciones para aliviar los problemas <strong>de</strong><br />
estabilidad transitoria asociados a la excesiva<br />
concentración <strong>de</strong> producción en la zona, y nueva<br />
unidad <strong>de</strong> transformación en El Palmar 400/220 kV.<br />
– Refuerzo <strong>de</strong>l eje <strong>de</strong> 220 kV entre La Plana y<br />
Sagunto mediante el paso <strong>de</strong> una línea <strong>de</strong> 132 kV a<br />
220 kV y nuevo doble circuito <strong>de</strong> 220 kV Vergel-<br />
Montebello.<br />
– Refuerzo <strong>de</strong>l eje <strong>de</strong> 220 kV entre Fausita y Jijona<br />
mediante nuevos ejes <strong>de</strong> 220 kV que permiten la<br />
alimentación <strong>de</strong> nuevas subestaciones.<br />
– Con objeto <strong>de</strong> mejorar la evacuación <strong>de</strong> la<br />
generación prevista en Aragón, así como <strong>de</strong> reforzar<br />
la alimentación <strong>de</strong> Valencia, se <strong>de</strong>be realizar el eje<br />
Mezquita-Platea <strong>de</strong>s<strong>de</strong> su inicio en 400 kV,<br />
eliminándose por tanto el transitorio <strong>de</strong><br />
funcionamiento en 220 kV. Asimismo, se sustituye el<br />
eje Platea-La Plana 400 kV (con funcionamiento<br />
inicialmente en 220 kV) por un nuevo doble circuito<br />
Platea-Turís 400 kV. La nueva SE Turís 400/220 kV<br />
permite obtener un nuevo punto <strong>de</strong> apoyo <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la<br />
– Para asegurar el suministro en la comunidad<br />
murciana son necesarios dos nuevos apoyos a la red<br />
<strong>de</strong> 132 kV <strong>de</strong>s<strong>de</strong> dos nuevas subestaciones <strong>de</strong> 400<br />
kV <strong>de</strong>nominadas Carril y Ulea respectivamente.<br />
A<strong>de</strong>más, surgen nuevos emplazamientos en 220 kV<br />
para garantizar el suministro <strong>de</strong> mercados locales.<br />
– En Valencia capital y sus alre<strong>de</strong>dores se proyectan<br />
nuevos ejes y subestaciones <strong>de</strong> 220 kV que<br />
incrementan la fiabilidad y garantía <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong><br />
esta área.<br />
– En Castellón aparece un nuevo eje costero <strong>de</strong> 220 kV<br />
entre Salsa<strong>de</strong>lla y el área <strong>de</strong> La Plana para po<strong>de</strong>r dar<br />
suministro a las nuevas <strong>de</strong>mandas surgidas por los<br />
nuevos <strong>de</strong>sarrollos turísticos <strong>de</strong> la zona costera. Esta<br />
actuación se complementa con el refuerzo <strong>de</strong>l apoyo<br />
a mercados locales mediante la creación <strong>de</strong> nuevas<br />
subestaciones <strong>de</strong> 220 kV.<br />
• Las actuaciones específicas en el Levante para la<br />
alimentación <strong>de</strong> las <strong>de</strong>mandas singulares <strong>de</strong>bido al<br />
nuevo eje ferroviario Madrid-Levante-Murcia-Almería<br />
para trenes <strong>de</strong> alta velocidad (TAV) son las nuevas<br />
subestaciones <strong>de</strong> 400 kV <strong>de</strong> Montesa y Sax.<br />
La figura 6.2.6 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la zona en el período <strong>2008</strong>-<br />
2016.<br />
220
Figura 6.2.6. Actuaciones planificadas en la zona Levante: Comunidad Valenciana y Murcia. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
CALAMOCHA<br />
VCONEJOS<br />
ESCUCHA<br />
DELTEBRE<br />
S.COSTERA<br />
MEZQUITA<br />
MEZQUITA<br />
MORELLA<br />
SALSADELLA<br />
SALSADELLA<br />
VINAROZ<br />
BENICARLO<br />
MARINA<br />
PLATEA<br />
OROPESA<br />
BENADRES<br />
LAPLANA<br />
INGENIO<br />
VVA ESCUDEROS<br />
SERRALLO<br />
BECHI<br />
CASTELLON<br />
VILLARREAL SUR<br />
OLMEDILLA<br />
MINGLANILLA<br />
STAPONSA<br />
BURRIANA<br />
RAMBLETA<br />
REQUENA<br />
TURIS<br />
TURIS<br />
SEGORBE<br />
ROMICA<br />
COFRENTES<br />
AYORA<br />
CORTESII<br />
LAMUELA<br />
CATADAU<br />
TALCIRA<br />
VILANOVA<br />
BENICULL<br />
ALCIRA<br />
ELBROSQUIL<br />
VALLDIGNA<br />
P.TABERNES<br />
GANDIA<br />
VALLDUXO<br />
MONCOFAR<br />
MONTESA<br />
CAMPANARIO<br />
GANDIA SUR<br />
VERGEL<br />
SAGUNTO<br />
PINILLA<br />
SAX<br />
CASTALLA<br />
BENEJAMA<br />
JIJONA<br />
JIJONA<br />
MTEBELLO<br />
PEÑARRUBIA<br />
PETREL ESTE<br />
VILLAJOYOSA<br />
CANTALAR<br />
UNIVERSIDAD<br />
PETREL<br />
CABO HUERTAS<br />
ALTET<br />
NOVELDA<br />
ALICANTE<br />
S.VICENT<br />
SALADAS<br />
RABASA<br />
PALMERAL<br />
ELCHE2<br />
SANTAPOLA<br />
ROCAMORA<br />
BAJO SEGURA<br />
CARRASES<br />
PUZOL<br />
TSIDMED<br />
SIDMED<br />
MORVEDRE<br />
MORVEDRE<br />
GAUSA<br />
TOTANA<br />
PALMAR<br />
PALMAR<br />
ARNEVA<br />
ULEA<br />
TORREMEN<br />
TORREMEN<br />
MURCIA<br />
BALSICAS<br />
ASOMADA<br />
NESCOMBRERAS<br />
ESCOMBRERAS<br />
ROJALES<br />
TORREVIEJA<br />
SMSALINAS N.<br />
SMSALINAS S.<br />
CAMPOAMOR<br />
S.P.PINATAR<br />
HOYAMORENA<br />
MAR MENOR<br />
FAUSITA<br />
ELIANA<br />
BENIFERRI<br />
PQ. CABECERA<br />
QUARTPOB<br />
NOUMOLES<br />
VIVEROS<br />
ALDAYA PQ. CENTRAL ALAMEDA<br />
TORRENTE<br />
TORRENTE<br />
F.MUESTRAS<br />
PATRAIX<br />
LA TORRE<br />
F.S.LUIS<br />
ELGRAO<br />
CARRIL<br />
ALBAL<br />
ZONA SUR: ANDALUCÍA<br />
El <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> red en esta Comunidad Autónoma<br />
atien<strong>de</strong> a las siguientes necesida<strong>de</strong>s:<br />
• Refuerzos estructurales.<br />
– Debido al elevado crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
previsto en la zona <strong>de</strong> Sevilla capital es necesario el<br />
cierre por el oeste <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> 400 kV mediante un<br />
eje que conecte las subestaciones <strong>de</strong> D. Rodrigo y<br />
Guillena y la aparición en este eje <strong>de</strong> una nueva<br />
subestación <strong>de</strong> 400 kV en Guadaira <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la que se<br />
dará apoyo a la red <strong>de</strong> 220 kV.<br />
– Instalación <strong>de</strong>l segundo circuito <strong>de</strong> 400 kV en el eje<br />
Almaraz-S. Serván-Brovales-Guillena<br />
– Mallado en la zona <strong>de</strong> Cádiz con un nuevo D/C<br />
Facinas-Parralejo 220 kV<br />
– Cierre <strong>de</strong>l anillo <strong>de</strong> 220 kV <strong>de</strong> Córdoba mediante<br />
una nueva subestación <strong>de</strong> 220 kV Azahara conectada<br />
por el norte <strong>de</strong> Córdoba a las subestaciones <strong>de</strong><br />
Lancha y Casillas<br />
– Refuerzo <strong>de</strong>l eje costero <strong>de</strong> Granada y Málaga<br />
mediante los siguientes ejes <strong>de</strong> 220 kV:<br />
Órgiva-Los Montes, segundo circuito<br />
Benahavis-Jordana y Órgiva-Benahadux y<br />
Alhaurín-Polígono<br />
• Apoyo en zonas <strong>de</strong> mercado <strong>de</strong> Andalucía.<br />
– Las nuevas subestaciones <strong>de</strong> 220 kV se concentran<br />
principalmente en Sevilla y su área <strong>de</strong> influencia y<br />
en las zonas costeras <strong>de</strong> Cádiz, Granada, Málaga y<br />
221
Almería. En el resto <strong>de</strong>l territorio también<br />
aparecen algunos puntos <strong>de</strong> apoyo a mercados<br />
locales <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> 220 kV, <strong>de</strong>stacando<br />
el refuerzo <strong>de</strong> la alimentación a Granada<br />
Capital mediante la nueva subestación <strong>de</strong> Padul<br />
220 kV.<br />
– Nuevo eje <strong>de</strong> 220 kV Acerinox-Marismas-Pinar <strong>de</strong>l<br />
Rey y nueva subestación Marismas 220 kV<br />
– Nueva subestación <strong>de</strong> 400 kV La Ribina como apoyo<br />
a la red <strong>de</strong> 132 kV <strong>de</strong> la zona <strong>de</strong> Almería<br />
• Interconexión con Portugal<br />
– Para incrementar la capacidad <strong>de</strong> interconexión, y<br />
dotarla <strong>de</strong> mayor seguridad <strong>de</strong> operación, se malla la<br />
red <strong>de</strong> 400 kV <strong>de</strong> los sistemas español y portugués<br />
mediante un nuevo eje <strong>de</strong> 400 kV entre Guillena<br />
(España) y Sotavento (Portugal).<br />
– Esta interconexión implica el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
400 kV en las zonas <strong>de</strong> Huelva y Sevilla: D/C<br />
Guillena-Puebla <strong>de</strong> Guzmán. El tramo <strong>de</strong> Puebla <strong>de</strong><br />
Guzmán a la frontera portuguesa será construido<br />
para doble circuito pero inicialmente sólo se<br />
instalará uno.<br />
• Actuaciones específicas para la alimentación <strong>de</strong> las<br />
<strong>de</strong>manda singulares <strong>de</strong>l tramo ferroviario Córdoba-<br />
Málaga<br />
– Nueva subestación Padul 220 kV, sustituyendo la<br />
ampliación <strong>de</strong> la subestación existente Caparacena<br />
400 kV<br />
La figura 6.2.7 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la zona en el período <strong>2008</strong>-<br />
2016<br />
Figura 6.2.7. Actuaciones planificadas en la zona Sur: Andalucía. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
ALVARADO<br />
ALANGE<br />
BRAZATORTAS<br />
ARGAMASILLA<br />
BRAZATORTAS<br />
LANAVA<br />
VENTAINES<br />
P.LLANO<br />
MAIMONA<br />
ELCOGAS<br />
SIBALBOA<br />
BALBOA<br />
BIENVENIDA<br />
ARROYOVALLE<br />
BROVALES<br />
TALQUEVA<br />
ALQUEVA<br />
JANDULA<br />
ANDUJAR<br />
GUADAME<br />
UBEDA<br />
LANCHA<br />
AZAHARA<br />
MONTEBAJO<br />
CASILLAS<br />
ARENAL<br />
ARENAL<br />
ALMODOVAR<br />
ALCOLEA<br />
OLIVARES<br />
PUEBLA DE GUZMAN<br />
GUILLENA<br />
CARMONA<br />
CARMONA<br />
SALTERAS<br />
CASAQUEMADA<br />
CABRA<br />
MAZUELOS<br />
VNUEVREY<br />
ONUBA<br />
PUENTE GENIL<br />
ENCE<br />
URSO<br />
ENSANCHE<br />
CAPARACENA<br />
COSTALUZ<br />
NC.COLON<br />
CORBONES<br />
PALOS<br />
CORNISA<br />
ARCHIDONA<br />
TORARENILLAS<br />
ROCIO<br />
RODANDAL<br />
ATARFE<br />
FARGUE<br />
RODANDAL<br />
GIBALBIN<br />
PADUL<br />
GABIAS<br />
ANTEQUERA<br />
MONTEALEGRE<br />
TAJOENCANTADA<br />
ORGIVA<br />
SANLUCAR<br />
ANTEQUERA 2<br />
L.MONTES<br />
CARTAMA<br />
CARTUJA<br />
CARTAMA<br />
NERJA<br />
PURMARIA<br />
LOSRAMOS<br />
CARTUJA<br />
ARCOSFRT<br />
MONDA<br />
CENTRO<br />
ATANASIO<br />
EUROPA<br />
TORREMOLINOS<br />
JORDANA<br />
POLIGONO<br />
JORDANA<br />
ALHAURIN<br />
CADIZ<br />
PTOREAL<br />
VENTILLA<br />
GAZULES<br />
COSTASOL<br />
BENAHAVIS<br />
TCASARES<br />
MANILVA<br />
N.CASARES<br />
CASARES<br />
PARRALEJO<br />
BAZA<br />
LA RIBINA<br />
HUENEJA<br />
COSARIO<br />
TABERNAS<br />
TABERNAS<br />
BENAHADUX<br />
BERJA<br />
CAMPANARIO<br />
PINILLA<br />
SAX<br />
CASTALLA<br />
PETREL ESTE<br />
U<br />
PEÑARRUBIA<br />
PETREL<br />
NOVELDA<br />
SALADAS<br />
ELCHE<br />
ROCAMORA<br />
ARNEVA<br />
ULEA<br />
TORREMEN<br />
TORREMEN<br />
MURCIA<br />
PALMAR<br />
BALSICAS<br />
PALMAR<br />
TOTANA<br />
HO<br />
ASOMADA<br />
NESCOMBRERAS<br />
FAU<br />
ESCOMBRERAS<br />
CARRIL<br />
LITORAL<br />
LITORAL<br />
ILIPA<br />
SUPERNORTE<br />
EMPALME<br />
FACINAS<br />
PTOCRUZ<br />
TARIFA<br />
STAJUSTA<br />
CRUZCAMPO<br />
SANTIPON<br />
STABARBARA<br />
N.CENTENAR<br />
ESPARTINAS<br />
CENTENAR<br />
RANILLAS<br />
VIRGENRO<br />
S.ELVIRA<br />
ALCORES<br />
GUADAIRA<br />
PITAMO<br />
SIDERAND<br />
GUADAIRA<br />
QUINTOS<br />
ENTRENUCLEOS<br />
ALJARAFE<br />
PALOMARES<br />
DOSHMNAS<br />
ATALAYA<br />
MARISMAS<br />
ACERINOX<br />
PINARREY<br />
S.ROQUE<br />
BARRIOS<br />
ALGECIRA<br />
PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016<br />
Fecha:<br />
10 / 2007<br />
Subestaciones H2016:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Líneas H2016:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Subestaciones H2011:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Líneas H2011:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
Subestaciones existentes:<br />
Subestación<br />
DRODRIGO<br />
GBRALTAR<br />
Líneas existentes:<br />
400 kV<br />
220 kV<br />
PALACIOS<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong>BAJA:<br />
Subestación<br />
Línea<br />
222
BALEARES<br />
Tras la puesta en servicio <strong>de</strong>l enlace Mallorca-Ibiza,<br />
prevista para 2010, todas las islas <strong>de</strong>l sistema balear<br />
estarán interconectadas. Por ello, teniendo en cuenta las<br />
indicaciones <strong>de</strong> los procedimientos <strong>de</strong> operación<br />
aprobados para los sistemas eléctricos insulares y<br />
extrapeninsulares, se ha consi<strong>de</strong>rado el sistema balear<br />
como un único sistema eléctrico en el análisis <strong>de</strong> la<br />
planificación con horizonte 2016. Se ha realizado un<br />
<strong>de</strong>spacho económico conjunto con toda la generación<br />
disponible sin tener en cuenta restricciones <strong>de</strong><br />
intercambio entre islas, i<strong>de</strong>ntificando los nuevos<br />
elementos <strong>de</strong> red que serían necesarios para po<strong>de</strong>r<br />
utilizar este <strong>de</strong>spacho <strong>de</strong> generación.<br />
En lo referente a generación eólica, se han consi<strong>de</strong>rado<br />
las potencias máximas que resultan en los estudios <strong>de</strong><br />
integración eólica en Baleares realizados por Red<br />
Eléctrica (solicitados por la administración balear). Se ha<br />
supuesto una instalación <strong>de</strong> 130 MW en Mallorca y 80<br />
MW en Menorca.<br />
Entre las actuaciones más <strong>de</strong>stacadas cabe señalar la<br />
necesidad <strong>de</strong> duplicar los enlaces Mallorca-Menorca y<br />
Mallorca-Ibiza con objeto <strong>de</strong> obtener un sistema conjunto<br />
mallado y fiable. Con in<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> la duplicación <strong>de</strong><br />
los enlaces entre islas son necesarias actuaciones <strong>de</strong><br />
refuerzo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte en cada isla,<br />
especialmente en Ibiza.<br />
A continuación se <strong>de</strong>tallan las principales actuaciones<br />
necesarias en Mallorca.<br />
• El proyecto <strong>de</strong>l segundo enlace entre Mallorca-<br />
Menorca en 132 kV, se ha planteado inicialmente entre<br />
Artá y Ciuda<strong>de</strong>la y va asociado al fortalecimiento <strong>de</strong> la<br />
red <strong>de</strong>l este <strong>de</strong> la isla mediante su paso a 132 kV (ejes<br />
Artá-Bessons 66 kV, Artá-Cap<strong>de</strong>pera 66 kV, Artá-<br />
Millor 66 kV y Millor-Porto Cristo-Bessons 66 kV).<br />
Todo ello supondrá un aumento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
transformación 220/132 kV en Bessons. A pesar <strong>de</strong> las<br />
disminución <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> transformación 220/66<br />
kV que se produciría en paralelo, la subestación <strong>de</strong><br />
Bessons conserva una elevada capacidad total <strong>de</strong><br />
transformación que pue<strong>de</strong> convertirla en crítica. Por<br />
ello, con el animo <strong>de</strong> trasladar parte <strong>de</strong> la<br />
transformación a Artá, se propone la transformación<br />
<strong>de</strong>l tramo aéreo Bessons-Artá 132 kV (<strong>de</strong>l enlace<br />
Mallorca-Menorca existente) en un doble circuito <strong>de</strong><br />
220 kV. Las topologías requeridas en las subestaciones<br />
<strong>de</strong> Bessons 220/132 kV (posibilidad <strong>de</strong> separación <strong>de</strong><br />
barras), Artá 132 kV y Ciuda<strong>de</strong>la 132 kV quedan<br />
condicionadas a los resultados <strong>de</strong>l estudio <strong>de</strong><br />
estabilidad dinámica.<br />
• Ante la inviabilidad medioambiental <strong>de</strong> la realización<br />
<strong>de</strong> la línea Alcudia-Son Reus 220 kV, tercera vía <strong>de</strong><br />
evacuación <strong>de</strong> la generación <strong>de</strong> Alcudia, se propone<br />
como alternativa el refuerzo <strong>de</strong> la evacuación <strong>de</strong>s<strong>de</strong><br />
Murterar hacia el noroeste <strong>de</strong> la isla. Inicialmente, se<br />
propone el paso a doble circuito <strong>de</strong> las líneas Alcudia2-<br />
San Martín 220 kV y Alcudia1-San Martín 66 kV. Está<br />
pendiente <strong>de</strong> <strong>de</strong>terminar junto con el transportista la<br />
opción más viable, técnica y medioambientalmente,<br />
para el refuerzo <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> 66 kV <strong>de</strong> dicha<br />
zona.<br />
• Para mejorar la alimentación <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> las<br />
zonas sur y este <strong>de</strong> la isla <strong>de</strong> Mallorca, se amplia la<br />
red <strong>de</strong> 220 kV hacia estas zonas con el aumento <strong>de</strong><br />
tensión <strong>de</strong> los ejes Son Orlandis-Llucmajor y<br />
Llucmajor-Bessons <strong>de</strong> 66 kV a 220 kV.<br />
• Finalmente, <strong>de</strong>bido a las altas corrientes <strong>de</strong><br />
cortocircuito que se obtienen en la zona <strong>de</strong> la capital,<br />
se <strong>de</strong>be reestructurar la red <strong>de</strong> Palma. Dicha<br />
reestructuración incluye la separación <strong>de</strong> la subestación<br />
<strong>de</strong> Polígono en dos nudos eléctricos.<br />
La figura 6.2.8 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la isla en el período <strong>2008</strong>-<br />
2016.<br />
En Ibiza, <strong>de</strong>bido al aumento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y a la<br />
<strong>de</strong>bilidad <strong>de</strong> la red, se plantea una reestructuración<br />
importante, con las siguientes actuaciones:<br />
223
Figura 6.2.8. Actuaciones planificadas en la isla <strong>de</strong> Palma. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
• Paso a doble circuito <strong>de</strong> la línea Torrente-Santa Eulalia<br />
66 kV, que queda preparada para su paso a 132 kV.<br />
• Segundo enlace Mallorca-Ibiza en 132 kV entre Sta<br />
Ponsa y Torrente <strong>de</strong> características similares al primero.<br />
• Paso a 132 kV <strong>de</strong> toda la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> Ibiza.<br />
Esto supone la transformación <strong>de</strong> 71 km <strong>de</strong> líneas<br />
(aéreas y subterráneas), algunas <strong>de</strong> las cuales son<br />
futuras, y la a<strong>de</strong>cuación a 132 kV <strong>de</strong> 5 subestaciones<br />
<strong>de</strong> 66 kV junto con la a<strong>de</strong>cuación <strong>de</strong> los<br />
transformadores <strong>de</strong> distribución, dado que el nivel <strong>de</strong><br />
66 kV <strong>de</strong>saparecería en estas subestaciones.<br />
Finalmente, en Menorca no se necesitan actuaciones<br />
adicionales siempre y cuando se construya un segundo<br />
enlace con Mallorca. Sin embargo, si éste no se<br />
concreta se necesitaría reforzar la evacuación <strong>de</strong> la<br />
generación en Menorca mediante la creación <strong>de</strong> una<br />
tercera vía <strong>de</strong> evacuación <strong>de</strong> Mahón, hacia Mercadal o<br />
hacia Poima<br />
La figura 6.2.9 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en las islas en el período <strong>2008</strong>-<br />
2012.<br />
224
Figura 6.2.9. Actuaciones planificadas en Menorca-Ibiza-Formentera. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
CIUDADELA<br />
OESTE<br />
MERCADAL<br />
ALAIOR<br />
CALABOSC<br />
MAHON<br />
EULALIA<br />
EULALIA<br />
STA. PONSA<br />
PAISSES<br />
DRAGONERA<br />
MESQUIDA<br />
POIMA<br />
SAN ANTONIO<br />
SAN ANTONIO<br />
TORRENTE<br />
TORRENTE<br />
BOSSA<br />
BOSSA<br />
SAN JORGE<br />
SAN JORGE<br />
SAN JORGE<br />
IBIZA<br />
IBIZA<br />
(30 kV)<br />
(30 kV)<br />
Fecha: 10 / 2007<br />
PLANIFICACION HORIZONTE 2016<br />
Subestaciones planificadas H2016:<br />
220 kV<br />
132 kV 66 kV<br />
Subestaciones planificadas H2011: 220 kV<br />
132 kV 66 kV<br />
Líneas planificadas H2016:<br />
Líneas planificadas H2011:<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
132 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
66 kV<br />
FORMENTERA<br />
FORMENTERA<br />
Red existente:<br />
220 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong> BAJA:<br />
Subestación<br />
Línea<br />
Cable en continua:<br />
Cable enalterna 132 kV:<br />
CANARIAS<br />
Con el objeto <strong>de</strong> po<strong>de</strong>r satisfacer la <strong>de</strong>manda prevista en<br />
2016, en los sistemas canarios se han propuesto tanto<br />
nuevas instalaciones como aumentos <strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> líneas existentes (con cambio <strong>de</strong> tensión o<br />
sin él) y transformación <strong>de</strong> simples circuitos en dobles<br />
circuitos.<br />
También se han analizado las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> red<br />
<strong>de</strong>rivadas <strong>de</strong> la integración <strong>de</strong> generación eólica. A este<br />
respecto, se han consi<strong>de</strong>rado los 1025 MW eólicos que el<br />
PECAN (Plan Energético <strong>de</strong> Canarias), publicado en<br />
junio <strong>de</strong> 2006, prevé que sean instalados en Canarias<br />
hasta 2015. Cabe <strong>de</strong>stacar, sin embargo, que no existe<br />
certidumbre sobre la ubicación <strong>de</strong> los parques eólicos<br />
futuros.<br />
Los criterios utilizados para dimensionar la red necesaria<br />
en los distintos sistemas eléctricos canarios son los que<br />
figuran en los procedimientos <strong>de</strong> operación vigentes. No<br />
obstante, estos criterios podrán verse complementados y/<br />
o matizados por las recomendaciones que, a modo <strong>de</strong><br />
conclusión, se obtengan <strong>de</strong> los estudios que actualmente<br />
se están <strong>de</strong>sarrollando en el seno <strong>de</strong>l grupo <strong>de</strong> trabajo<br />
“Vulnerabilidad en Sistemas Eléctricos Aislados”,<br />
constituido por acuerdo <strong>de</strong>l grupo <strong>de</strong> trabajo <strong>de</strong><br />
Planificación, siempre que las referidas recomendaciones<br />
sean asumidas por el MITYC.<br />
Gran Canaria<br />
En el sistema eléctrico <strong>de</strong> Gran Canaria las mayores<br />
necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> red se concentran, para el horizonte 2016,<br />
en la zona <strong>de</strong> la capital. Por ello, se propone la creación<br />
225
<strong>de</strong> un nuevo eje (doble circuito) <strong>de</strong> 220 kV Jinamar-Las<br />
Palmas Oeste (subestación futura), que permite reforzar<br />
la alimentación <strong>de</strong> la capital así como facilitar el<br />
transporte <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la generación <strong>de</strong> Jinamar y Barranco <strong>de</strong><br />
Tirajana hacia el norte <strong>de</strong> la isla. En lo referente a la red<br />
<strong>de</strong> 66 kV, en el sur es necesario aumentar la capacidad<br />
<strong>de</strong> transporte entre Arguineguín 66 kV y Santa Águeda<br />
66 kV con una nueva línea y la repotenciación <strong>de</strong> otra y<br />
remo<strong>de</strong>lar el conexionado <strong>de</strong> las líneas <strong>de</strong> la zona <strong>de</strong><br />
Matorral-Al<strong>de</strong>a Blanca, mientras que en la zona<br />
capitalina se incluye una nueva línea entre Guanarteme y<br />
Buenavista con E/S en la futura subestación <strong>de</strong> Cebadal.<br />
Finalmente, es necesario prever la a<strong>de</strong>cuada evacuación<br />
<strong>de</strong> un tercer ciclo combinado cuya conexión podría<br />
realizarse en Barranco <strong>de</strong> Tirajana y la creación <strong>de</strong><br />
nuevos puntos <strong>de</strong> evacuación <strong>de</strong> generación que reduzcan<br />
la vulnerabilidad <strong>de</strong>l sistema eléctrico <strong>de</strong> Gran Canaria.<br />
A continuación se <strong>de</strong>tallan las actuaciones necesarias<br />
para po<strong>de</strong>r suministrar la <strong>de</strong>manda prevista en 2016,<br />
cumpliendo los Procedimientos <strong>de</strong> Operación vigentes:<br />
• Refuerzo <strong>de</strong>l eje Arguineguín-Santa Águeda 66 kV con<br />
la instalación <strong>de</strong> un tercer circuito <strong>de</strong> 66 kV y 80<br />
MVA.<br />
• Desaparece la necesidad <strong>de</strong> que los dos ejes<br />
planificados <strong>de</strong> 66 kV Santa Agueda-Lomo<br />
Maspalomas hagan entrada/salida en Meloneras.<br />
Queda por tanto Meloneras conectada a la red<br />
mediante una línea a Santa Agueda y otra a Lomo<br />
Maspalomas.<br />
• Nueva línea Guanarteme-Buenavista 66 kV con<br />
entrada/salida en la futura subestación <strong>de</strong> Cebadal.<br />
• Alimentación <strong>de</strong> la capital <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Las Palmas Oeste<br />
220 kV que conlleva un nuevo doble circuito <strong>de</strong> 220<br />
kV Jinamar-Las Palmas Oeste (aprovechando un doble<br />
circuito <strong>de</strong> 66 kV existente), la nueva subestación <strong>de</strong><br />
220 kV <strong>de</strong> Las Palmas Oeste y dos transformadores<br />
220/66 kV <strong>de</strong> 125 MVA en Las Palmas Oeste. En Las<br />
Palmas Oeste 66 kV se mantienen las dos líneas<br />
planificadas a Guanarteme 66 kV y se refuerza la<br />
conexión con Arucas y Barranco Seco mediante una<br />
segunda entrada/salida sobre Arucas-Barranco Seco<br />
66 kV.<br />
• Separación <strong>de</strong> Jinamar 66 kV en dos subestaciones<br />
para evitar las elevadas corrientes <strong>de</strong> cortocircuito<br />
previstas.<br />
• Remo<strong>de</strong>lación <strong>de</strong>l conexionado <strong>de</strong> las líneas <strong>de</strong> 66 kV<br />
en la zona <strong>de</strong> Al<strong>de</strong>a Blanca-Matorral-B. Tirajana.<br />
– Sobre la línea Barranco <strong>de</strong> Tirajana-San Agustín se<br />
hace una entrada/salida en Al<strong>de</strong>a Blanca.<br />
– Sobre la línea Lomo Maspalomas-Matorral se hace<br />
una entrada/salida en Al<strong>de</strong>a Blanca.<br />
– Desaparece la T <strong>de</strong> Al<strong>de</strong>a Blanca-Barranco <strong>de</strong><br />
Tirajana-Lomo Maspalomas y queda la línea<br />
Barranco <strong>de</strong> Tirajana-Lomo Maspalomas.<br />
– Sobre la línea Barranco <strong>de</strong> Tirajana-Lomo<br />
Maspalomas se hace una entrada/salida en Matorral.<br />
– Desaparece la entrada/salida <strong>de</strong> Al<strong>de</strong>a Blanca en la<br />
línea Barranco <strong>de</strong> Tirajana-Carrizal.<br />
• Se sustituye la línea planificada Lomo Apolinario-<br />
Plaza la Feria 66 kV por la línea La Paterna (Lomo <strong>de</strong>l<br />
Cardo)-Plaza la Feria 66 kV.<br />
• Nueva subestación <strong>de</strong> 66 kV Parque Marítimo <strong>de</strong><br />
Jinamar conectada a Jinamar mediante D/C y a<br />
Marzagán mediante D/C.<br />
• Nuevo D/C 220 kV Barranco <strong>de</strong> Tirajana-Jinamar,<br />
conectando un circuito en Barranco <strong>de</strong> Tirajana I y el<br />
otro en Barranco <strong>de</strong> Tirajana II. Dicho nuevo D/C<br />
podría resultar innecesario si se construye una nueva<br />
central que evacue en la red <strong>de</strong> 220 kV <strong>de</strong>l norte <strong>de</strong> la<br />
isla.<br />
• Con objeto <strong>de</strong> reducir la criticidad <strong>de</strong>l parque <strong>de</strong> 220<br />
kV <strong>de</strong> Jinamar se plantea que una <strong>de</strong> las líneas <strong>de</strong> 220<br />
kV que vienen <strong>de</strong>s<strong>de</strong> La Paterna (Lomo <strong>de</strong>l Cardo) y<br />
una <strong>de</strong> las líneas <strong>de</strong> 220 kV que vienen <strong>de</strong>s<strong>de</strong> Las<br />
Palmas Oeste no entren en esta subestación y sigan<br />
hasta Barranco <strong>de</strong> Tirajana I y II.<br />
• Nueva subestación <strong>de</strong> 220 kV, conectada en el eje<br />
Barranco <strong>de</strong> Tirajana-Santa Águeda, para evacuación<br />
<strong>de</strong> generación.<br />
• Nueva subestación <strong>de</strong> 66 kV, conectada en el eje<br />
Arucas-Guía, para evacuación <strong>de</strong> generación.<br />
226
Palmas Oeste<br />
Palmas Oeste<br />
Bco. Seco<br />
Apolinario<br />
La Paterna<br />
La Paterna<br />
Muelle Gran<strong>de</strong><br />
Guanarteme<br />
Cebadal<br />
Buenavista<br />
Plaza <strong>de</strong> Feria<br />
Jinamar<br />
Pq Marítimo Jinamar<br />
Marzagán<br />
Figura 6.2.10. Actuaciones planificadas en Gran Canaria. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
Cebadal<br />
Nueva Central Norte GC<br />
Guía<br />
Galdar /Agaete<br />
Arucas<br />
San Mateo<br />
Tel<strong>de</strong><br />
Cinsa<br />
Carrizal<br />
La Al<strong>de</strong>a<br />
Arinaga<br />
Nueva Central<br />
Al<strong>de</strong>a Blanca<br />
Mogán<br />
Santa Agueda<br />
Santa Agueda<br />
Matorral<br />
PLANIFICACION HORIZONTE 2016<br />
Arguineguín<br />
San Agustín<br />
Cementos Especiales<br />
Lomo Maspalomas<br />
El Tablero (Meloneras)<br />
Bco. <strong>de</strong>Tirajana II<br />
Bco. <strong>de</strong> Tirajana<br />
Fecha: 10 / 2007<br />
Subestaciones planificadas H2016:<br />
Líneas planificadas H2016:<br />
Subestaciones planificadas H2011:<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
132 kV 66 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
132 kV 66 kV<br />
Líneas planificadas H2011:<br />
220 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
Red actual:<br />
220 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong> BAJA:<br />
Subestación<br />
Línea<br />
También se han analizado las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> red necesarias<br />
<strong>de</strong>rivadas <strong>de</strong> la integración <strong>de</strong> generación eólica. A este<br />
respecto, se han consi<strong>de</strong>rado los 410 MW eólicos que el<br />
PECAN (Plan Energético <strong>de</strong> Canarias), publicado en junio<br />
<strong>de</strong> 2006, prevé que se instalen en Gran Canaria hasta 2015.<br />
No existe certidumbre sobre la ubicación concreta <strong>de</strong> la<br />
instalación <strong>de</strong> dicha generación, aunque se prevé que la<br />
mayor parte se instale en torno al eje Barranco <strong>de</strong> Tirajana-<br />
Carrizal y una pequeña parte cerca <strong>de</strong> la subestación <strong>de</strong><br />
Guía. Por este motivo, en los estudios se han consi<strong>de</strong>rado<br />
82 MW instalados en cada una <strong>de</strong> las siguientes<br />
subestaciones: Guía, Carrizal, Arinaga, Al<strong>de</strong>a Blanca y<br />
Matorral. Con el escenario <strong>de</strong> generación eólica planteado<br />
las actuaciones propuestas (para cubrir las contingencias <strong>de</strong><br />
nivel 1) son suficientes, siempre que los parques eólicos<br />
cumplan los requisitos técnicos correspondientes. Una<br />
distribución <strong>de</strong> la generación muy distinta <strong>de</strong> la planteada<br />
requeriría <strong>de</strong> un estudio adicional.<br />
La figura 6.2.10 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la isla en el período <strong>2008</strong>-<br />
2016.<br />
Tenerife<br />
En cuanto al sistema eléctrico <strong>de</strong> Tenerife, a raíz <strong>de</strong>l<br />
impacto <strong>de</strong> la tormenta tropical Delta sobre la red <strong>de</strong> 66<br />
kV <strong>de</strong> Tenerife, se planificó la reconstrucción <strong>de</strong> los ejes<br />
dañados <strong>de</strong> 66 kV (Can<strong>de</strong>laria-Granadilla y Can<strong>de</strong>laria-<br />
Geneto) preparados para funcionar a 220 kV, previéndose<br />
el cambio efectivo <strong>de</strong> tensión para 2010 y 2012<br />
respectivamente. Este refuerzo, junto con el resto <strong>de</strong> las<br />
actuaciones incluidas en la revisión <strong>de</strong> la planificación <strong>de</strong><br />
infraestructuras 2005-2011 <strong>de</strong> marzo <strong>de</strong> 2006, hace que<br />
sólo sea necesario planificar un pequeño número <strong>de</strong><br />
actuaciones adicionales para cubrir la <strong>de</strong>manda prevista<br />
en 2016.<br />
227
A continuación se <strong>de</strong>tallan las actuaciones necesarias<br />
para po<strong>de</strong>r suministrar la <strong>de</strong>manda prevista en 2016,<br />
cumpliendo los Procedimientos <strong>de</strong> Operación vigentes:<br />
• Tercer transformador 220/66 kV en Los Vallitos.<br />
• Tercer transformador 220/66 kV en Geneto.<br />
• Tercer transformador 220/66 kV en Buenos Aires.<br />
• Doble circuito <strong>de</strong> 66 kV San Isidro-Polígono <strong>de</strong><br />
Granadilla <strong>de</strong> 2 × 80 MVA.<br />
• Tercer transformador 220/66 kV en Can<strong>de</strong>laria<br />
<strong>de</strong>pendiendo <strong>de</strong> si se produce la baja <strong>de</strong> los grupos que<br />
evacuan en Can<strong>de</strong>laria 66 kV.<br />
• Remo<strong>de</strong>lación <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> 66 kV <strong>de</strong> la zona norte<br />
metropolitana <strong>de</strong> Sta. Cruz y La Laguna. Entre las dos<br />
nuevas inyecciones <strong>de</strong> 220 kV <strong>de</strong> esta zona, Buenos<br />
Aires y Geneto, se crea una malla <strong>de</strong> doble circuito <strong>de</strong><br />
66 kV: Buenos Aires-San Telmo, San Telmo-Dique <strong>de</strong>l<br />
Este, Dique <strong>de</strong>l Este-Geneto (con una E/S en Manuel<br />
Cruz y otra en Ballester), Geneto-Guajara (con E/S en<br />
La Laguna Oeste) y Guajara-Buenos Aires.<br />
• Nueva subestación <strong>de</strong> 66 kV, conectada en el eje San<br />
Telmo-Dique <strong>de</strong>l Este, para evacuación <strong>de</strong> generación.<br />
• Nueva subestación <strong>de</strong> 66 kV, conectada en el eje<br />
Farrobillo-Icod, para evacuación <strong>de</strong> generación.<br />
• Nuevo doble circuito Los Vallitos-Los Olivos 220 kV.<br />
En el paso <strong>de</strong> la línea Guía <strong>de</strong> Isora-Los Olivos 66 kV<br />
a doble circuito se <strong>de</strong>ja preparada para 220 kV.<br />
evacuación podrían ser Polígono Granadilla, Polígono<br />
Güimar y Arico 66 kV. Sin embargo, dada la magnitud<br />
<strong>de</strong> generación eólica y fotovoltaica prevista, se ha<br />
propuesto un nudo evacuación en 220 kV creado<br />
mediante E/S sobre la línea Can<strong>de</strong>laria-Granadilla 220<br />
kV. De ésta forma, si se evacúa la generación eólica entre<br />
estos cuatro nudos, no se prevé la necesidad <strong>de</strong><br />
actuaciones adicionales en la red <strong>de</strong> transporte. Una<br />
distribución <strong>de</strong> la generación muy distinta <strong>de</strong> la planteada<br />
requeriría <strong>de</strong> un estudio adicional.<br />
La figura 6.2.11 representa las actuaciones <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte planificadas en la isla en el período <strong>2008</strong>-<br />
2016.<br />
La figura 6.2.12 representa las actuaciones planificadas y<br />
red existente en las islas <strong>de</strong> Fuerteventura, Lanzarote,<br />
La Palma y La Gomera.<br />
Lanzarote-Fuerteventura<br />
Con objeto <strong>de</strong> po<strong>de</strong>r suministrar a<strong>de</strong>cuadamente la<br />
<strong>de</strong>manda prevista en 2016, en el sistema eléctrico<br />
Lanzarote-Fuerteventura, es necesario que todas las<br />
nuevas actuaciones que<strong>de</strong>n preparadas para el paso a 132<br />
kV, siendo el paso efectivo en el momento en que<br />
crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda lo haga necesario.<br />
Con las actuaciones más arriba mencionadas se hace<br />
innecesaria la instalación <strong>de</strong>l cuarto circuito Los Vallitos-<br />
Los Olivos 66 kV hasta el año 2016.<br />
También se han analizado las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> red<br />
<strong>de</strong>rivadas <strong>de</strong> la integración <strong>de</strong> generación eólica. A este<br />
respecto, se han consi<strong>de</strong>rado los 402 MW eólicos que el<br />
PECAN (Plan Energético <strong>de</strong> Canarias), publicado en<br />
junio <strong>de</strong> 2006, prevé que se instalen en Tenerife hasta<br />
2015. No existe certidumbre sobre la ubicación concreta<br />
<strong>de</strong> la instalación <strong>de</strong> dicha generación, aunque se prevé<br />
que la mayor parte <strong>de</strong> las instalaciones se sitúen en la<br />
zona comprendida entre Polígono <strong>de</strong> Granadilla y<br />
Polígono <strong>de</strong> Güimar. Por este motivo, los nudos <strong>de</strong><br />
En Lanzarote esto implica el paso a 132 kV <strong>de</strong>l doble<br />
eje <strong>de</strong> 66 kV Playa Blanca-Macher. También sería<br />
necesario el paso a 132 kV <strong>de</strong>l doble eje <strong>de</strong> 66 kV<br />
Macher-Punta Gran<strong>de</strong>, pero dado que dicho eje se ha<br />
construido mediante cable aislado subterráneo y, por<br />
tanto, no es posible su paso a 132 kV, se hace más<br />
necesario (aún) un emplazamiento <strong>de</strong> generación en el<br />
sur <strong>de</strong> la isla <strong>de</strong> Lanzarote. Para conectar a la red <strong>de</strong><br />
132 kV los nudos <strong>de</strong> 66 kV existentes son necesarios 2<br />
transformadores <strong>de</strong> 70 MVA en Playa Blanca, 2<br />
transformadores <strong>de</strong> 70 MVA en Macher y 2<br />
transformadores <strong>de</strong> 70 MVA en la futura subestación <strong>de</strong><br />
Matagorda. También se plantea la instalación <strong>de</strong>l<br />
segundo cable Corralejo-Playa Blanca preparado para<br />
228
Figura 6.2.11. Actuaciones planificadas en Tenerife. Período <strong>2008</strong>-2016<br />
Ballester<br />
Dique <strong>de</strong>l Este<br />
Tacoronte<br />
Geneto<br />
Geneto<br />
Nueva Central<br />
Manuel Cruz<br />
Nueva Central Norte<br />
Cuesta Villa<br />
La Laguna_O<br />
Guajara<br />
Cruz Chica<br />
San Telmo (Plaza Europa)<br />
Cotesa<br />
Buenos Aires<br />
Farrobillo<br />
Farrobillo<br />
Teno<br />
Icod<br />
Realejos<br />
Can<strong>de</strong>laria<br />
Polígono <strong>de</strong> Güimar<br />
Guía Isora<br />
Trolla<br />
Evacuación Régimen Especial<br />
P.E. Arico<br />
PLANIFICACION HORIZONTE 2016<br />
Los Olivos<br />
Fecha: 10 /2007<br />
Los Olivos<br />
Los Vallitos<br />
Los Vallitos<br />
Subestaciones planificadas H2016:<br />
Líneas planificadas H2016:<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
132 kV 66 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
A<strong>de</strong>je<br />
Chayofa<br />
Arona 2<br />
Arona<br />
San Isidro<br />
Granadilla<br />
Granadilla 2<br />
Polígono <strong>de</strong> Granadilla<br />
Subestaciones planificadas H2011:<br />
Líneas planificadas H2011:<br />
Red actual:<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong>BAJA:<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
220 kV<br />
Subestación<br />
132 kV 66 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
Línea<br />
Figura 6.2.12. Actuaciones planificadas y red existente en las islas <strong>de</strong> Fuerteventura, Lanzarote, La Palma y<br />
La Gomera<br />
MULATO<br />
MULATO<br />
(15 kV)<br />
VALLE<br />
GUINCHOS<br />
TEGUISE<br />
MACHER<br />
MACHER<br />
S. BARTOLOME<br />
PUNTA GRANDE<br />
FUENCALIENTE<br />
MATAGORDA<br />
N. CENTRAL<br />
PLAYA BLANCA<br />
PLAYA BLANCA<br />
CORRALEJO<br />
CORRALEJO<br />
ELPALMAR<br />
SALINAS<br />
SALINAS<br />
ALAJERO<br />
ANTIGUA<br />
ANTIGUA<br />
PLANIFICACION HORIZONTE 2016<br />
Fecha: 10 /2007<br />
Subestaciones planificadas H2016: 220 kV<br />
132 kV 66 kV<br />
GRAN TARAJAL<br />
GRAN TARAJAL<br />
NUEVA CENTRAL<br />
Líneas planificadas H2016:<br />
220 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
Subestaciones planificadas H2011:<br />
220 kV<br />
132 kV 66 kV<br />
MATAS BLANCAS<br />
MATAS BLANCAS<br />
Líneas planificadas H2011:<br />
220 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
JANDIA<br />
Red actual:<br />
220 kV<br />
132 kV<br />
66 kV<br />
Instalaciones dadas <strong>de</strong> BAJA:<br />
Subestación<br />
Línea<br />
229
funcionar a 132 kV, haciendo efectivo el cambio <strong>de</strong><br />
tensión al final <strong>de</strong>l período.<br />
en 2016. Es suficiente con las actuaciones incluidas en la<br />
planificación 2005-2011.<br />
En la red <strong>de</strong> Fuerteventura es necesario ampliar la red<br />
<strong>de</strong> 132 kV pasando los dobles circuitos <strong>de</strong> 66 kV <strong>de</strong><br />
Gran Tarajal-Matas Blancas y Corralejo-Las Salinas a<br />
132 kV. Para conectar a la red <strong>de</strong> 132 kV los nudos<br />
<strong>de</strong> 66 kV existentes son necesarios 2 transformadores<br />
<strong>de</strong> 70 MVA en Matas Blancas, 1 transformador <strong>de</strong><br />
125 MVA en Las Salinas (el tercero en esta<br />
subestación) y 2 transformadores <strong>de</strong> 70 MVA en<br />
Corralejo a<strong>de</strong>más <strong>de</strong> los ya incluidos en la<br />
planificación 2005-2011.<br />
La Gomera<br />
En La Gomera no se ha <strong>de</strong>tectado la necesidad <strong>de</strong><br />
actuaciones adicionales para cubrir la <strong>de</strong>manda prevista<br />
en 2016. Es suficiente con las actuaciones incluidas en la<br />
planificación 2005-2011.<br />
6.2.2. Refuerzos que se consi<strong>de</strong>ran prioritarios y<br />
<strong>de</strong>ben ser ejecutados <strong>de</strong> forma inmediata<br />
En el PECAN <strong>de</strong> junio <strong>de</strong> 2006 se prevén 162 MW<br />
eólicos en el sistema Lanzarote-Fuerteventura. Dado que<br />
se <strong>de</strong>sconoce la ubicación <strong>de</strong> los parques futuros se ha<br />
evaluado la evacuación <strong>de</strong> los 162 MW previstos en el<br />
PECAN instalando la mitad en Punta Gran<strong>de</strong> 66 kV y la<br />
otra mitad en Matas Blancas. Si se instalan 81 MW<br />
eólicos en Matas Blancas pue<strong>de</strong> ser necesaria<br />
transformación 66/132 kV adicional o su evacuación<br />
directamente en 132 kV. Una distribución <strong>de</strong> la<br />
generación muy distinta <strong>de</strong> la planteada requeriría <strong>de</strong> un<br />
estudio adicional.<br />
La Palma<br />
En La Palma no se ha <strong>de</strong>tectado la necesidad <strong>de</strong><br />
actuaciones adicionales para cubrir la <strong>de</strong>manda prevista<br />
En los ficheros que se adjuntan se incluye el listado <strong>de</strong><br />
instalaciones programadas en el período <strong>2008</strong>-2016 en el<br />
sistema peninsular y en los sistemas eléctricos canario y<br />
balear.<br />
Del conjunto <strong>de</strong> estas instalaciones <strong>de</strong>ben tener carácter<br />
<strong>de</strong> prioritarias todas aquellas programadas en los tres<br />
primeros años <strong>de</strong>l período, <strong>de</strong>stacando aquellas cuya<br />
planificación ha sido motivada por su carácter estructural<br />
para el mallado <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte y garantía <strong>de</strong><br />
suministro o por su carácter regional y local <strong>de</strong> apoyo a<br />
la red <strong>de</strong> distribución. En las siguientes tablas se<br />
muestras las instalaciones que está previsto abordar o que<br />
ya están siendo abordadas en el ejercicio <strong>2008</strong>.<br />
230
ZONA NOROESTE: GALICIA<br />
Líneas<br />
SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
BOIMENTE<br />
MESON DO<br />
VENTO<br />
400 1<br />
Alta cambio<br />
tipología Línea<br />
85 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CARTELLE<br />
PUETNES GARCÍA<br />
RODRIGUEZ<br />
400 1<br />
Alta cambio<br />
tipología Línea<br />
166 <strong>2008</strong> A X X X<br />
BOIMENTE<br />
PUETNES GARCÍA<br />
RODRIGUEZ<br />
400 1<br />
Baja cambio<br />
tipología Línea<br />
30 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CARTELLE<br />
MESON DO<br />
VENTO<br />
400 1<br />
Baja cambio<br />
tipología Línea<br />
110 <strong>2008</strong> A X X X<br />
TIBO TOMEZA Alta E/S Línea 28 <strong>2008</strong> A X X<br />
LOURIZAN TOMEZA Alta E/S Línea 10 <strong>2008</strong> A X X<br />
LOURIZAN TIBO Baja E/S Línea 38 <strong>2008</strong> A X X<br />
PORTO DE<br />
MOUROS<br />
SAN CAYETANO Nueva Línea 33 <strong>2008</strong> A X<br />
Subestaciones, con<strong>de</strong>nsadores y reactancias<br />
SUBESTACIÓN<br />
ACTUACIÓN/<br />
EQUIPO<br />
kV<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
TOMEZA<br />
Nuevoa<br />
Subestación<br />
220 <strong>2008</strong> A X X<br />
SUBESTACIÓN<br />
ACTUACIÓN/<br />
EQUIPO<br />
UNIDAD<br />
RELACIÓN<br />
TRANSFORMACIÓN<br />
MVA<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
MESON DO VENTO<br />
Nuevo<br />
transformador<br />
AT3 400/220 600 <strong>2008</strong> A X<br />
ZONA NORTE: PRINCIPADO DE ASTURIAS, CANTABRIA Y PAÍS VASCO<br />
Líneas<br />
SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
MOTIVACIÓN<br />
ALTA/BAJA T.A. MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
SOTO DE RIBERA SALAS 400 1 Alta E/S Línea 48 <strong>2008</strong> A X X X X<br />
NARCEA SALAS 400 1 Alta E/S Línea 5 <strong>2008</strong> A X X X X<br />
NARCEA SOTO DE RIBERA 400 1 Baja E/S Línea 43 <strong>2008</strong> A X X X X<br />
231
SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
MOTIVACIÓN<br />
ALTA/BAJA T.A. MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
AGUAYO PENAGOS 400 1<br />
AGUAYO PENAGOS 220 1<br />
Alta cambio<br />
tensión Línea<br />
Baja cambio<br />
tensión Línea<br />
31 <strong>2008</strong> A X X X X<br />
31 <strong>2008</strong> A X X X X<br />
AGUAYO ABANTO 400 1 Nueva Línea 80 <strong>2008</strong> A X X X<br />
AGUAYO PENAGOS 400 1 Baja Línea 31 <strong>2008</strong> A X X X<br />
PENAGOS ABANTO 400 1 Nueva Línea 39 <strong>2008</strong> A X X X<br />
AGUAYO ABANTO 400 1 Nueva Línea 16 <strong>2008</strong> A X X X<br />
PENAGOS ABANTO 400 1 Nueva Línea 17 <strong>2008</strong> A X X X<br />
GÜEÑES SANTURCE 400 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
14 <strong>2008</strong> A X X<br />
ABANTO ZIERBENA 400 1 Nueva Línea 13 <strong>2008</strong> A X X<br />
ABANTO ZIERBENA 400 2 Nueva Línea 13 <strong>2008</strong> A X X<br />
ABANTO GÜEÑES 400 1 Nueva Línea 21 <strong>2008</strong> A X X<br />
ABANTO GÜEÑES 400 2 Nueva Línea 21 <strong>2008</strong> A X X<br />
Subestaciones, con<strong>de</strong>nsadores y reactancias<br />
SUBESTACIÓN<br />
ACTUACIÓN<br />
TENSIÓN<br />
(kV)<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
TELLEDO Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
SALAS Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X X X<br />
AGUAYO Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
PENAGOS Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X X X<br />
ALI Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
ABANTO Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
SANTURCE Ampliación subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
SUBESTACIÓN ACTUACIÓN/EQUIPO UNIDAD<br />
RELACIÓN<br />
TRANSFORMACIÓN<br />
MVA<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
PENAGOS Nuevo transformador AT1 400/220 600 <strong>2008</strong> A X X<br />
232
ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGON Y CATALUÑA<br />
Líneas<br />
SUBEST. ORIGEN<br />
SUBEST.<br />
FINAL<br />
kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
CASTEJON MURUARTE 400 1 Nueva Línea 60 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CASTEJON MURUARTE 400 2 Nueva Línea 60 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CORDOVILLA MURUARTE 220 1 Alta E/S Línea 20 <strong>2008</strong> A X X X<br />
ORCOYEN MURUARTE 220 1 Alta E/S Línea 21 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CORDOVILLA ORCOYEN 220 1 Baja E/S Línea 11 <strong>2008</strong> A X X X<br />
ESCATRON FUENDETODOS 400 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
57 <strong>2008</strong> A X X<br />
BEGUES GARRAF 400 1 Alta E/S Línea 17 <strong>2008</strong> A X<br />
GARRAF VANDELLOS 400 1 Alta E/S Línea 108 <strong>2008</strong> A X<br />
BEGUES VANDELLOS 400 1 Baja E/S Línea 124 <strong>2008</strong> A X<br />
PIEROLA CAN JARDI 220 1<br />
CONSTANTI PERAFORT 220 1<br />
MONTBLANC PERAFORT 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
17 <strong>2008</strong> A X<br />
3 <strong>2008</strong> A X<br />
44 <strong>2008</strong> A X<br />
AENA OESTE VILADECANS 220 1 Nuevo Cable 3 <strong>2008</strong> A X X<br />
SANT CELONI SENTMENAT 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
40 <strong>2008</strong> A X<br />
MARAGALL LA SAGRERA 220 1 Alta E/S Línea 3 <strong>2008</strong> A X<br />
BADALONA LA SAGRERA 220 1 Alta E/S Línea 3 <strong>2008</strong> A X<br />
BADALONA MARAGALL 220 1 Baja E/S Línea 6 <strong>2008</strong> A X<br />
EIXAMPLE MARAGALL 220 1 Nuevo Cable 2 <strong>2008</strong> A X X<br />
EIXAMPLE VILANOVA 220 1 Nuevo Cable 2 <strong>2008</strong> A X X<br />
FRANQUESES LA ROCA 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
12 <strong>2008</strong> A X<br />
ZONA FRANCA ZAL 220 1 Nuevo Cable 2 <strong>2008</strong> A X X X X<br />
AENA ESTE ZONA FRANCA 220 1 Nuevo Cable 4 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CANYET GUIXERES 220 1 Alta E/S Línea 4 <strong>2008</strong> A X<br />
BADALONA GUIXERES 220 1 Alta E/S Línea 7 <strong>2008</strong> A X<br />
BADALONA CANYET 220 1 Baja E/S Línea 5 <strong>2008</strong> A X<br />
AENA OESTE AENA ESTE 220 1 Nuevo Cable 5 <strong>2008</strong> A X X<br />
MOTORS ZONA FRANCA 220 1 Nuevo Cable 5 <strong>2008</strong> A X X X<br />
HOSPITALET NUDO VIARIO 220 1 Alta E/S Línea 2 <strong>2008</strong> A X<br />
233
SUBEST. ORIGEN<br />
SUBEST.<br />
FINAL<br />
kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
NUDO VIARIO VILADECANS 220 1 Alta E/S Línea 6 <strong>2008</strong> A X<br />
HOSPITALET VILADECANS 220 1 Baja E/S Línea 8 <strong>2008</strong> A X<br />
ZONA FRANCA ZAL 220 2 Nuevo Cable 2 <strong>2008</strong> A X X<br />
CANYET CODONYER 220 1 Alta E/S Línea 14 <strong>2008</strong> A X<br />
CAN JARDI CODONYER 220 1 Alta E/S Línea 9 <strong>2008</strong> A X<br />
CANYET CAN JARDI 220 1 Baja E/S Línea 21 <strong>2008</strong> A X<br />
PUIGPELA CONSTANTI 220 1<br />
PUIGPELA PENEDES 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
21 <strong>2008</strong> A X<br />
44 <strong>2008</strong> A X<br />
Subestaciones, con<strong>de</strong>nsadores y reactancias<br />
SUBESTACIÓN<br />
ACTUACIÓN<br />
TENSIÓN<br />
(kV)<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
SABIÑANIGO Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
TERRER Ampliación subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
MURUARTE Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X X<br />
MURUARTE Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
CASTEJON Ampliación subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
AENA OESTE Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
AENA ESTE Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
LA SAGRERA Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
EIXAMPLE Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
ZONA FRANCA Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X X X<br />
NUDO VIARIO Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X X X<br />
ZAL Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
GUIXERES Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
CODONYER Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
ABRERA Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
AENA OESTE Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
NUDO VIARIO Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
GARRAF Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
SUBESTACIÓN ACTUACIÓN/EQUIPO UNIDAD<br />
RELACIÓN<br />
TRANSFORMACIÓN<br />
MVA<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
MURUARTE Nuevo transformador AT1 400/220 600 <strong>2008</strong> A X X<br />
234
ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEON, CASTILLA-LA MANCHA, MADRID Y EXTREMADURA<br />
Líneas<br />
SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
LA MUDARRA (IB) T. MUDARRA 1 220 1<br />
T. PALENCIA 1 VILLALBILLA 220 1<br />
T. PALENCIA 1 T. RENEDO 220 1<br />
PALENCIA T. PALENCIA 1 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Baja cambio<br />
topología Línea<br />
Baja cambio<br />
topología Línea<br />
Baja cambio<br />
topología Línea<br />
2 <strong>2008</strong> A X<br />
68 <strong>2008</strong> A X X<br />
32 <strong>2008</strong> A X X<br />
4 <strong>2008</strong> A X X<br />
PALENCIA T. RENEDO 220 1 Alta E/S Línea 36 <strong>2008</strong> A X X<br />
PALENCIA VILLALBILLA 220 1 Alta E/S Línea 72 <strong>2008</strong> A X X<br />
MAJADAHONDA OTERO 220 1 Baja Línea 63 <strong>2008</strong> A X X<br />
LAS ARROYADAS TORDESILLAS 220 1 Alta E/S Línea 28 <strong>2008</strong> A X<br />
RENEDO LAS ARROYADAS 220 1 Alta E/S Línea 15 <strong>2008</strong> A X<br />
RENEDO TORDESILLAS 220 1 Baja E/S Línea 43 <strong>2008</strong> A X<br />
T. MUDARRA 1 T. RENEDO 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
14 <strong>2008</strong> A X<br />
LOS PRADILLOS PINTO 220 1 Alta E/S Línea 18 <strong>2008</strong> A X<br />
ACECA LOS PRADILLOS 220 1 Alta E/S Línea 22 <strong>2008</strong> A X<br />
ACECA PINTO 220 1 Baja E/S Línea 39 <strong>2008</strong> A X<br />
TORRIJOS PARLA 220 1 Alta E/S Línea 53 <strong>2008</strong> A X<br />
ALMARAZ E.T. TORRIJOS 220 1 Alta E/S Línea 140 <strong>2008</strong> A X<br />
ALMARAZ E.T. PARLA 220 1 Baja E/S Línea 169 <strong>2008</strong> A X<br />
CASTEJON MURUARTE 400 1 Nueva Línea 60 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CASTEJON MURUARTE 400 2 Nueva Línea 60 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CORDOVILLA MURUARTE 220 1 Alta E/S Línea 20 <strong>2008</strong> A X X X<br />
ORCOYEN MURUARTE 220 1 Alta E/S Línea 21 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CORDOVILLA ORCOYEN 220 1 Baja E/S Línea 11 <strong>2008</strong> A X X X<br />
ARAÑUELO<br />
JOSE MARIA DE<br />
ORIOL<br />
400 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
121 <strong>2008</strong> A X<br />
ALMARAZ C.N. BIENVENIDA 400 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
181 <strong>2008</strong> A X<br />
235
Subestaciones, con<strong>de</strong>nsadores y reactancias<br />
SUBESTACIÓN<br />
ACTUACIÓN<br />
TENSIÓN<br />
(kV)<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA T.A. MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
LAS ARROYADAS Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
T. PALENCIA 1 Eliminación T 220 <strong>2008</strong> A X<br />
MONTEARENAS Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
LA MUDARRA Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
TORDESILLAS Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
HERRERA Ampliación subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
LASTRAS Ampliación subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
LOS PRADILLOS Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
SESEÑA Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
TORRIJOS Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
LA NAVA Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
PALAFOX Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
ARDOZ Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
LA ESTRELLA Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X X<br />
EL PILAR Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
MIRASIERRA Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
POLIGONO C Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
GALAPAGAR Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X X<br />
PRADOLONGO Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
MELANCOLICOS Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
AGUACATE Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
PARQUE<br />
INGENIEROS<br />
Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
VICALVARO Baja subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
DAGANZO Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
PINTO Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
CANILLEJAS Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
EL CEREAL Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X X<br />
SUBESTACIÓN ACTUACIÓN/EQUIPO UNIDAD<br />
RELACIÓN<br />
TRANSFORMACIÓN<br />
MVA<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
OLMEDILLA Nuevo transformador AT1 400/220 600 <strong>2008</strong> A X<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
SUBESTACIÓN ACTUACIÓN/EQUIPO UNIDAD<br />
TENSIÓN<br />
(kV)<br />
POTENCIA<br />
(Mvar)<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
PINILLA Nueva reactancia REA1 400 150 <strong>2008</strong> A<br />
FUENCARRAL Nueva reactancia REA1 400 150 <strong>2008</strong> A<br />
T.A.<br />
236
ZONA LEVANTE: COMUNIDAD VALENCIANA Y MURCIA<br />
Líneas<br />
SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
LA ELIANA LA PLANA 400 2<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
63 <strong>2008</strong> A X X<br />
CATADAU REQUENA 400 1 Alta E/S Línea 69 <strong>2008</strong> A X X<br />
OLMEDILLA REQUENA 400 1 Alta E/S Línea 83 <strong>2008</strong> A X X<br />
CATADAU OLMEDILLA 400 1 Baja E/S Línea 150 <strong>2008</strong> A X X<br />
LA ELIANA LA PLANA 400 3 Nueva Línea 62 <strong>2008</strong> A X X X<br />
LA ELIANA GAUSA 400 1 Alta E/S Línea 22 <strong>2008</strong> A X<br />
LA PLANA GAUSA 400 1 Alta E/S Línea 40 <strong>2008</strong> A X<br />
LA ELIANA LA PLANA 400 2 Baja E/S Línea 63 <strong>2008</strong> A X<br />
MORVEDRE GAUSA 400 1 Nueva Línea 8 <strong>2008</strong> A X<br />
MORVEDRE GAUSA 400 2 Nueva Línea 8 <strong>2008</strong> A X<br />
NOVELDA SALADAS 220 1 Nueva Línea 20 <strong>2008</strong> A X<br />
NOVELDA SALADAS 220 2 Nueva Línea 20 <strong>2008</strong> A X<br />
JIJONA MONTEBELLO 220 1 Alta E/S Línea 37 <strong>2008</strong> A X X<br />
EL CANTALAR MONTEBELLO 220 1 Alta E/S Línea 37 <strong>2008</strong> A X X<br />
EL CANTALAR JIJONA 220 2 Baja E/S Línea 7 <strong>2008</strong> A X X<br />
BENIFERRI TORRENTE 220 1 Alta E/S Línea 9 <strong>2008</strong> A X X<br />
BENIFERRI FERIA MUESTRAS 220 1 Alta E/S Línea 4 <strong>2008</strong> A X X<br />
FERIA MUESTRAS TORRENTE 220 1 Baja E/S Línea 13 <strong>2008</strong> A X X<br />
TOTANA EL PALMAR 400 1 Alta E/S Línea 58 <strong>2008</strong> A X<br />
TOTANA LITORAL DE ALMERIA 400 1 Alta E/S Línea 96 <strong>2008</strong> A X<br />
EL PALMAR LITORAL DE ALMERIA 400 1 Baja E/S Línea 154 <strong>2008</strong> A X<br />
Subestaciones, con<strong>de</strong>nsadores y reactancias<br />
SUBESTACIÓN<br />
ACTUACIÓN<br />
TENSIÓN<br />
(kV)<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
MONTEBELLO Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
BENIFERRI Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X X<br />
FUENTE SAN LUIS Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
REQUENA Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
GAUSA Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X X<br />
TOTANA Nueva subestación 400 <strong>2008</strong> A X<br />
237
ZONA SUR: ANDALUCÍA<br />
Líneas<br />
SUBEST. ORIGEN SUBEST. FINAL kV CKT ACTUACIÓN km<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
CARTUJA PINAR DEL REY 220 1<br />
ROCIO TORRE ARENILLAS 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Alta cambio<br />
tensión Línea<br />
85 <strong>2008</strong> A X X X<br />
38 <strong>2008</strong> A X X<br />
PARRALEJO GAZULES 220 1 Nueva Línea 35 <strong>2008</strong> A X<br />
DOS HERMANAS QUINTOS 220 1<br />
CRISTOBAL COLON TORRE ARENILLAS 220 1<br />
LOS RAMOS POLIGONO 220 1<br />
LOS RAMOS TAJO DE LA ENCANTADA 220 2<br />
ATARFE CAPARACENA 220 1<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
Repotenciación<br />
Línea<br />
8 <strong>2008</strong> A X X<br />
5 <strong>2008</strong> A X<br />
5 <strong>2008</strong> A X<br />
32 <strong>2008</strong> A X<br />
2 <strong>2008</strong> A X X<br />
Subestaciones, con<strong>de</strong>nsadores y reactancias<br />
SUBESTACIÓN<br />
ACTUACIÓN<br />
TENSIÓN<br />
(kV)<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
MOTIVACIÓN<br />
MRdT Cint ATA EvRO EvRE ApD<br />
ROCIO Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
PARRALEJO Nueva subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
CRISTOBAL COLON Renovación subestación 220 <strong>2008</strong> A X X X<br />
CENTENARIO Renovación subestación 220 <strong>2008</strong> A X X<br />
ALGECIRAS Ampliación subestación 220 <strong>2008</strong> A X<br />
SUBESTACIÓN ACTUACIÓN/EQUIPO UNIDAD<br />
TENSIÓN<br />
(kV)<br />
POTENCIA<br />
(Mvar)<br />
FECHA<br />
ALTA/BAJA<br />
T.A.<br />
PALOS Nueva reactancia REA1 33 100 <strong>2008</strong> A<br />
238
6.2.3. Funcionamiento <strong>de</strong>l sistema<br />
en el horizonte <strong>2008</strong>-2012<br />
En el esquema normativo vigente, todos los consumidores<br />
tienen <strong>de</strong>recho al suministro <strong>de</strong> energía eléctrica, en el<br />
territorio nacional, en las condiciones <strong>de</strong> calidad y<br />
seguridad que reglamentariamente se establezcan.<br />
Con este objetivo y para la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica, se realiza la planificación eléctrica por parte<br />
<strong>de</strong>l Estado y <strong>de</strong> las Comunida<strong>de</strong>s Autónomas,<br />
consi<strong>de</strong>rando un horizonte temporal lo suficiente amplio<br />
como para que pueda ser satisfecho.<br />
El criterio básico bajo el que ha <strong>de</strong> funcionar la red <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> energía eléctrica, es el garantizar el<br />
suministro, al menor coste posible, sin olvidar la<br />
protección <strong>de</strong>l medioambiente, siendo los principios <strong>de</strong><br />
objetividad, transparencia y libre competencia, explícitos<br />
en la normativa, los que han <strong>de</strong> ser utilizados por el<br />
Gestor <strong>de</strong> la Red <strong>de</strong> Transporte, a la hora <strong>de</strong> <strong>de</strong>cidir entre<br />
las distintas alternativas que vayan surgiendo en la<br />
realización <strong>de</strong> su actividad.<br />
Por tanto, la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía eléctrica <strong>de</strong>be<br />
ser diseñada y planificada <strong>de</strong> modo que, en la operación<br />
<strong>de</strong>l sistema eléctrico, se garantice la continuidad <strong>de</strong>l<br />
suministro con la calidad requerida.<br />
Los parámetros que permiten supervisar el estado <strong>de</strong>l<br />
sistema eléctrico son fundamentalmente: la frecuencia,<br />
las tensiones <strong>de</strong> los nudos y los niveles <strong>de</strong> carga <strong>de</strong> los<br />
diferentes elementos <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte (líneas,<br />
transformadores y aparamenta asociada).<br />
En estado normal <strong>de</strong> funcionamiento <strong>de</strong>l sistema, los<br />
niveles <strong>de</strong> carga no <strong>de</strong>ben superar la capacidad nominal <strong>de</strong><br />
los transformadores, ni la capacidad térmica permanente<br />
<strong>de</strong> las líneas <strong>de</strong>finidas para las diferentes épocas <strong>de</strong>l año.<br />
En el análisis estático <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte, las<br />
contingencias analizadas son todas las inci<strong>de</strong>ncias<br />
individuales <strong>de</strong> líneas y transformadores <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte (niveles 220 y 400 kV) y grupos <strong>de</strong><br />
generación; los fallos <strong>de</strong> doble circuito con apoyos<br />
compartidos en más <strong>de</strong> 30 km; la pérdida <strong>de</strong> circuitos<br />
múltiples compactados; y la pérdida <strong>de</strong> nudos <strong>de</strong> elevada<br />
concentración <strong>de</strong> transformación (>1.500 MVA), <strong>de</strong><br />
elevada concentración <strong>de</strong> generación (>1.000 MW) y <strong>de</strong><br />
nudos consi<strong>de</strong>rados como críticos <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista<br />
<strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong>l sistema ante <strong>de</strong>speje <strong>de</strong> falta (el tiempo<br />
crítico es el máximo tiempo que el sistema soporta una<br />
falta trifásica permanente cumpliendo los criterios <strong>de</strong><br />
seguridad).<br />
La evaluación <strong>de</strong>l comportamiento dinámico correspon<strong>de</strong><br />
básicamente al concepto <strong>de</strong> estabilidad <strong>de</strong>l sistema<br />
eléctrico y analiza la capacidad <strong>de</strong> éste para soportar<br />
perturbaciones sin que sus parámetros básicos<br />
(frecuencia, tensión y corrientes) excedan sus límites<br />
transitorios aceptables y evolucionen a valores <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong><br />
los límites <strong>de</strong> régimen permanente en unos tiempos<br />
admisibles.<br />
Uno <strong>de</strong> los objetivos es la validación <strong>de</strong>l análisis estático<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista <strong>de</strong> la estabilidad dinámica. Como<br />
principio general <strong>de</strong> admisibilidad en estos casos, se<br />
consi<strong>de</strong>rará que las simulaciones realizadas <strong>de</strong>berán<br />
garantizar que se alcanza el régimen permanente<br />
indicado por los estudios estáticos. Por consiguiente,<br />
durante el régimen perturbado se tendrá en cuenta que:<br />
a) No <strong>de</strong>be per<strong>de</strong>rse más generación y/o mercado <strong>de</strong> lo<br />
postulado en cada contingencia por propia<br />
selectividad, por consiguiente se vigilarán que no se<br />
produzcan pérdidas <strong>de</strong> sincronismo en generadores y<br />
que durante el hueco <strong>de</strong> tensión no se <strong>de</strong>n<br />
condiciones <strong>de</strong> disparo <strong>de</strong> relés <strong>de</strong> mínima tensión<br />
que afecten a la generación y/o mercado.<br />
b) No <strong>de</strong>be per<strong>de</strong>rse ningún elemento <strong>de</strong> transporte<br />
adicional al postulado en la contingencia, por tanto<br />
se vigilará que en las oscilaciones <strong>de</strong> potencia no se<br />
alcancen condiciones <strong>de</strong> disparo por protecciones<br />
mientras no se alcance el régimen permanente.<br />
239
Otro <strong>de</strong> los objetivos es la evaluación <strong>de</strong> la “máxima<br />
capacidad <strong>de</strong> producción” por razones <strong>de</strong> estabilidad<br />
dinámica, en nudos <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte. Para lo cual, se<br />
sigue un método que consiste en restringir a 250 ms<br />
(mínimo tiempo <strong>de</strong> <strong>de</strong>speje <strong>de</strong> falta para las protecciones <strong>de</strong><br />
fallo <strong>de</strong> interruptor) los tiempos críticos establecidos en los<br />
“Criterios Generales <strong>de</strong> Protección <strong>de</strong>l Sistema Eléctrico<br />
Peninsular Español”. Noviembre 1995. No obstante, se<br />
otorga un nuevo grado <strong>de</strong> libertad al po<strong>de</strong>r variarse las<br />
condiciones <strong>de</strong> generación <strong>de</strong>l escenario <strong>de</strong> estudio:<br />
• Si la simulación <strong>de</strong>l <strong>de</strong>fecto <strong>de</strong> 250 ms no cumple con<br />
los criterios <strong>de</strong> admisibilidad dinámica,<br />
in<strong>de</strong>pendientemente <strong>de</strong> la generación <strong>de</strong>sconectada,<br />
<strong>de</strong>be <strong>de</strong>terminarse la “máxima capacidad <strong>de</strong><br />
producción” admisible en el nudo o zona <strong>de</strong> estudio<br />
(conjunto <strong>de</strong> nudos eléctricamente próximos). Para ello<br />
se sigue un proceso complementario al <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>terminación <strong>de</strong> tiempos críticos: se fija el tiempo <strong>de</strong><br />
permanencia <strong>de</strong> la falta en 250 ms y se reduce el<br />
contingente <strong>de</strong> producción en el nudo (o la zona) hasta<br />
que resulte admisible para el sistema.<br />
• Forman parte <strong>de</strong> una zona <strong>de</strong> nudos eléctricamente<br />
próximos, respecto <strong>de</strong> la falta postulada todos aquellos<br />
nudos en los que evacuen generadores que <strong>de</strong>sconecten<br />
ante dicha falta postulada. En tal caso,<br />
in<strong>de</strong>pendientemente <strong>de</strong> la limitación nodal por máxima<br />
capacidad <strong>de</strong> producción se establecerá otra limitación<br />
global a la zona correspondiente. En el caso <strong>de</strong> que<br />
sobre una misma zona existieran limitaciones respecto<br />
<strong>de</strong> más <strong>de</strong> una falta postulada, prevalece como límite<br />
global el menor <strong>de</strong> ellos.<br />
6.2.4. Otras cuestiones que pue<strong>de</strong>n mejorar<br />
la seguridad <strong>de</strong>l suministro<br />
y/o simplificación <strong>de</strong> los procedimientos administrativos<br />
<strong>de</strong> autorización <strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong> transporte:<br />
– Or<strong>de</strong>nación <strong>de</strong>l territorio y urbanismo.<br />
• Reformas Legislativas y Reglamentarias que<br />
agilicen dichos trámites, con posibilidad <strong>de</strong><br />
ejecución <strong>de</strong> obra mientras <strong>de</strong> a<strong>de</strong>cua el<br />
planeamiento.<br />
• Inclusión <strong>de</strong> las infraestructuras eléctricas <strong>de</strong><br />
transporte en la futura ley <strong>de</strong> infraestructuras<br />
promovidas por el Ministerio <strong>de</strong> Fomento para su<br />
tratamiento como infraestructuras lineales<br />
equiparables a autovías, líneas <strong>de</strong> ferrocarril, etc.<br />
– Medioambiental.<br />
• Realización <strong>de</strong> la Evaluación <strong>de</strong> Impacto<br />
Ambiental con las consultas previas únicamente<br />
preceptivas.<br />
• Mayor agilidad en el Ministerio <strong>de</strong> Medio<br />
Ambiente para la emisión <strong>de</strong> Resoluciones <strong>de</strong><br />
Dictamen <strong>de</strong> Impacto Ambiental.<br />
– Administración encargada <strong>de</strong> la tramitación.<br />
• Directrices claras sobre competencias <strong>de</strong><br />
tramitación por parte <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Industria,<br />
Turismo y Comercio respecto a la vali<strong>de</strong>z <strong>de</strong><br />
Decretos <strong>de</strong> transferencias y actuales Convenios.<br />
• Promoción <strong>de</strong> nuevos Convenios para la<br />
tramitación por las CCAA.<br />
• Mejora en la dotación <strong>de</strong> medios a las áreas <strong>de</strong><br />
Industria y Energía <strong>de</strong> las Sub<strong>de</strong>legaciones <strong>de</strong>l<br />
Gobierno.<br />
Se entien<strong>de</strong> conveniente incidir, <strong>de</strong> cara a mejorar la<br />
seguridad <strong>de</strong>l suministro, en las siguientes cuestiones:<br />
• Dilación y retrasos en la autorización <strong>de</strong> nuevas<br />
instalaciones <strong>de</strong> transporte. Para evitar esto cabría la<br />
posibilidad <strong>de</strong> establecer mecanismos para la agilización<br />
– Emisión <strong>de</strong> Resoluciones.<br />
• Mejora en la dotación <strong>de</strong> medios a la Subdirección<br />
<strong>de</strong> Energía Eléctrica <strong>de</strong> la Dirección General <strong>de</strong><br />
Política Energética y Minas <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong><br />
Industria, Turismo y Comercio.<br />
240
7. Consi<strong>de</strong>raciones económicas en los Planes <strong>de</strong> Desarrollo<br />
<strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s reguladas<br />
7.1. Consi<strong>de</strong>raciones económicas <strong>de</strong> los Planes<br />
<strong>de</strong> Desarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong>l sector gasista<br />
A continuación se evalúan y analizan, para el período<br />
2009-2012 las repercusiones económicas <strong>de</strong> las<br />
inversiones necesarias para acometer el Plan <strong>de</strong><br />
infraestructuras <strong>de</strong> gas establecido en el documento <strong>de</strong><br />
Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> electricidad y gas <strong>2008</strong>-<br />
2016, aprobado por el Gobierno en mayo <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
En el capítulo 6 <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> se refleja el<br />
avance y puesta en marcha <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
recogidas en el citado documento con el fin <strong>de</strong> analizar<br />
la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda, y se muestra el calendario<br />
estimado <strong>de</strong> entrada en funcionamiento <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras previstas para el período 2009-2012.<br />
En general, los proyectos <strong>de</strong> inversión <strong>de</strong>l plan <strong>de</strong><br />
infraestructuras propuesto han sido evaluados <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el<br />
punto <strong>de</strong> vista técnico <strong>de</strong> la cobertura, pero también ha<br />
<strong>de</strong> ser valorada su repercusión económica, ya que las<br />
inversiones presentan un elevado coste económico, cuya<br />
retribución, en el marco <strong>de</strong> la regulación actual, se<br />
garantiza vía peajes y, en menor medida y<br />
<strong>de</strong>sapareciendo progresivamente, vía tarifas <strong>de</strong> último<br />
recurso. Debe tenerse en cuenta también, por otro lado,<br />
que dicho incremento <strong>de</strong> coste se verá parcialmente<br />
compensado con los aumentos <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda previstos.<br />
Para estimar los costes <strong>de</strong> inversión que se reconocería a<br />
las nuevas infraestructuras clasificadas con categoría A<br />
(proyectos aprobados sin ningún tipo <strong>de</strong> condicionante) y<br />
B (proyectos condicionados al acaecimiento <strong>de</strong> hitos para<br />
su aprobación) que contempla la Planificación, para el<br />
período 2009-2012, se han tenido en cuenta las<br />
siguientes consi<strong>de</strong>raciones:<br />
• La valoración <strong>de</strong> la inversión asociada a los activos se ha<br />
realizado <strong>de</strong> acuerdo con los costes unitarios recogidos<br />
en las Ór<strong>de</strong>nes ITC/3993/2006, ITC/3994/2006 e<br />
ITC/3995/2006 y sus fórmulas <strong>de</strong> actualización.<br />
• Se ha consi<strong>de</strong>rado un escenario macroeconómico<br />
don<strong>de</strong> el tipo <strong>de</strong> interés previsto en los próximos años<br />
<strong>de</strong>l bono a 10 años sea <strong>de</strong> 4,21% y el incremento <strong>de</strong>l<br />
IPC, el IPRI y el ICE sea <strong>de</strong>l 2%.<br />
• Se ha consi<strong>de</strong>rado como fecha <strong>de</strong> puesta en marcha <strong>de</strong><br />
los activos el uno <strong>de</strong> julio <strong>de</strong>l año indicado en la<br />
Planificación. No obstante, en aquellos casos en los que<br />
la Planificación no indica una fecha concreta <strong>de</strong> puesta<br />
en marcha, se ha adoptado el criterio <strong>de</strong> fijar ésta en el<br />
año 2012, para todos aquellos activos que ya figuraban<br />
en el Documento <strong>de</strong> Revisión <strong>de</strong> la Planificación 2005-<br />
2011 con categoría A urgente, A y B, y contaban con<br />
una fecha prevista <strong>de</strong> puesta en marcha concreta.<br />
• Para los almacenamientos subterráneos, inicialmente y<br />
salvo información adicional aportada por el promotor,<br />
se ha consi<strong>de</strong>rado que los <strong>de</strong>nominados “on shore”<br />
tienen un coste <strong>de</strong> inversión y <strong>de</strong> operación y<br />
mantenimiento equivalente al almacenamiento <strong>de</strong><br />
Serrablo, y los almacenamientos “off shore”,<br />
equivalentes al <strong>de</strong> Gaviota, todos ellos actualizados a<br />
moneda corriente. Para valorar el gas colchón se ha<br />
tomado el cmp medio <strong>de</strong>l año 2006 (20,213 €/MWh)<br />
y se ha supuesto una fórmula <strong>de</strong> actualización <strong>de</strong>l<br />
precio equivalente al resto <strong>de</strong> los costes <strong>de</strong> inversión.<br />
• No se han tenido en cuenta ni los ramales <strong>de</strong> conexión<br />
a los ciclos combinados ni los activos cuyas<br />
características técnicas no han sido <strong>de</strong>finidas, salvo en<br />
el caso <strong>de</strong> las estaciones <strong>de</strong> compresión, en los que se<br />
ha supuesto una potencia instalada <strong>de</strong>l 16,5 MW cada<br />
una.<br />
• Aquellos gasoductos que muestran dos valores para su<br />
diámetro pero <strong>de</strong> los que se <strong>de</strong>sconoce la asignación <strong>de</strong><br />
longitu<strong>de</strong>s a cada uno <strong>de</strong> ellos, se han valorado al valor<br />
<strong>de</strong>l mayor diámetro. Cuando se fija un intervalo <strong>de</strong><br />
longitu<strong>de</strong>s se ha tomado el valor medio.<br />
De acuerdo con los criterios expuestos, las inversiones a<br />
realizar durante el período 2009-2012 ascen<strong>de</strong>rían a<br />
6.496 Millones <strong>de</strong> Euros, <strong>de</strong> los cuales la gran mayoría,<br />
6.195 Millones <strong>de</strong> Euros, correspon<strong>de</strong>rían a activos con<br />
categoría “A” o “A Urgente” y los 302 Millones<br />
restantes, a activos con categoría B (ver figura 7.1.1).<br />
241
Figura 7.1.1. Costes <strong>de</strong> Inversión estimada para instalaciones clasificadas como tipo A, A Urgente y B en el<br />
documento <strong>de</strong> Planificación<br />
COSTES DE INVERSIÓN<br />
(Millones <strong>de</strong> €)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
TOTAL<br />
Período<br />
2009-2012<br />
Total Inversiones Previstas 1.182 1.614 1.533 2.168 6.496<br />
A y A Urgente 1.142 1.588 1.465 2.000 6.195<br />
B 40 26 68 168 302<br />
Fuente: CNE y documento <strong>de</strong> Planificación.<br />
Si bien excluye el horizonte temporal <strong>de</strong> este estudio,<br />
cabe apuntar, a modo informativo, que el grueso (en<br />
torno al 80%) <strong>de</strong> la inversión contemplada en el informe<br />
<strong>de</strong> planificación <strong>2008</strong>-2016 se concentra precisamente en<br />
la primera mitad <strong>de</strong>l período, esto es, entre <strong>2008</strong> y 2012.<br />
Desagregando las inversiones por tipo <strong>de</strong> actividad, según<br />
se observa en la figura 7.1.2 y, <strong>de</strong> forma gráfica, en la<br />
figura 7.1.3, los mayores costes <strong>de</strong> inversión estimados<br />
correspon<strong>de</strong>n a la actividad <strong>de</strong> transporte (gasoductos <strong>de</strong><br />
transporte primario, secundario y estaciones <strong>de</strong><br />
compresión), que sería responsable <strong>de</strong>l 42% <strong>de</strong> las<br />
inversiones durante dicho período. A continuación se<br />
situarían las plantas <strong>de</strong> regasificación con,<br />
aproximadamente, un 30% <strong>de</strong> éstas, mientras que los<br />
almacenamientos subterráneos supondrían algo más <strong>de</strong> la<br />
cuarta parte <strong>de</strong> la inversión planificada en el período<br />
2009-2012.<br />
Figura 7.1.2. Costes <strong>de</strong> Inversión estimada para instalaciones clasificadas como tipo A, A Urgente y B en el<br />
documento <strong>de</strong> Planificación, clasificadas por tipo<br />
COSTES DE INVERSIÓN<br />
(Millones <strong>de</strong> €)<br />
2009 2010 2011 2012<br />
TOTAL<br />
Período<br />
2009-2012<br />
% <strong>de</strong> las<br />
invers.<br />
totales<br />
Actividad <strong>de</strong> Transporte 1.154 475 380 731 2.740 42%<br />
Gasoductos <strong>de</strong> Transporte Primario 852 392 298 664 2.205 34%<br />
Gasoductos <strong>de</strong> Transporte Secundario 157 27 82 6 272 4%<br />
Estaciones <strong>de</strong> Compresión 145 56 0 62 263 4%<br />
Actividad <strong>de</strong> Regasificación 28 236 1.153 497 1.913 29%<br />
Actividad <strong>de</strong> Almacenamiento Sub. 0 903 0 939 1.843 28%<br />
Total Inversiones Previstas 1.182 1.614 1.533 2.168 6.496 100%<br />
Fuente: CNE y documento <strong>de</strong> Planificación.<br />
242
Figura 7.1.3. Representación gráfica <strong>de</strong> los costes <strong>de</strong> Inversión estimada para instalaciones clasificadas como<br />
tipo A, A Urgente y B en el documento <strong>de</strong> Planificación, clasificadas por tipo<br />
7.000<br />
6.000<br />
5.000<br />
Millones <strong>de</strong> euros<br />
4.000<br />
3.000<br />
2.000<br />
1.000<br />
0<br />
2009 2010 2011 2012 TOTAL<br />
Período <strong>2008</strong>-12<br />
Actividad <strong>de</strong> Almacenamiento Subterráneo Actividad <strong>de</strong> Regasificación Estaciones <strong>de</strong> Compresión<br />
Gasoductos <strong>de</strong> Transporte Secundario Gasoductos <strong>de</strong> Transporte Primario<br />
Fuente: CNE y documento <strong>de</strong> Planificación.<br />
En la figura 7.1.4 se recoge la inversión prevista en la<br />
Planificación, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l horizonte temporal 2009-2012,<br />
segmentada por año <strong>de</strong> puesta en marcha, por tipo <strong>de</strong><br />
activo, y por condicionante (categoría A o A urgente, y<br />
categoría B).<br />
Figura 7.1.4. Costes <strong>de</strong> Inversión estimada para instalaciones clasificadas por tipo <strong>de</strong> infraestructura<br />
y <strong>de</strong> actuación, <strong>de</strong> acuerdo con el documento <strong>de</strong> Planificación<br />
2009 2010 2011 2012 Período 2009-2012<br />
GASODUCTOS 1.009 419 380 669 2.477<br />
Transporte Primario 852 392 298 664 2.205<br />
Aumento Capacidad y Seguridad Sistema-IACT 718 308 264 503 1.793<br />
A y A Urgente 715 291 241 499 1.746<br />
B 3 17 23 4 47<br />
Atención Mercados Zona <strong>de</strong> Influencia-IAMI 134 84 34 161 412<br />
A y A Urgente 134 84 34 110 361<br />
B 0 0 0 52 52<br />
Transporte Secundario 157 27 82 6 272<br />
Aumento Capacidad y Seguridad Sistema-IACT 4 0 0 0 4<br />
A y A Urgente (1) 4 0 0 0 4<br />
B 0 0 0 0 0<br />
(Continúa)<br />
243
Figura 7.1.4. Costes <strong>de</strong> Inversión estimada para instalaciones clasificadas por tipo <strong>de</strong> infraestructura<br />
y <strong>de</strong> actuación, <strong>de</strong> acuerdo con el documento <strong>de</strong> Planificación (Continuación)<br />
2009 2010 2011 2012 Período 2009-2012<br />
Atención Mercados Zona <strong>de</strong> Influencia-IAMI 154 27 82 6 268<br />
A y A Urgente 117 18 65 0 200<br />
B 37 9 17 6 68<br />
ESTACIÓN DE COMPRESIÓN 145 56 0 62 263<br />
A y A Urgente 145 56 0 62 263<br />
B 0 0 0 0 0<br />
PLANTAS REGASIFICACIÓN 28 236 1.153 497 1.913<br />
Sistema Peninsular y Baleares 28 236 967 309 1.540<br />
Almacenamiento 0 215 762 221 1.198<br />
A y A Urgente 0 215 762 221 1.198<br />
B 0 0 0 0 0<br />
Vaporización 28 21 144 87 280<br />
A y A Urgente 28 21 115 87 252<br />
B 0 0 29 0 29<br />
Otras Instalaciones 0 0 61 0 61<br />
carga<strong>de</strong>ros cisternas 0 0 7 0 7<br />
Atraques 0 0 55 0 55<br />
Ampliación atraques 0 0 0 0<br />
Islas Canarias 0 0 185 188 373<br />
Almacenamiento 0 0 109 111 219<br />
A y A Urgente 0 0 109 111 219<br />
B 0 0 0 0 0<br />
Vaporización 0 0 22 22 43<br />
A y A Urgente 0 0 22 22 43<br />
B 0 0 0 0 0<br />
Otras Instalaciones 0 0 55 56 111<br />
Atraques 0 0 55 56 111<br />
ALMACENAMIENTO SUBTERRÁNEO 0 903 0 939 1.843<br />
Gas Colchón 0 151 0 307 458<br />
A y A Urgente 0 151 0 272 422<br />
B 0 0 0 36 36<br />
Resto <strong>de</strong> Inversiones en AASS 0 753 0 632 1.385<br />
A y A Urgente 0 753 0 561 1.313<br />
B 0 0 0 71 71<br />
Fuente: CNE y documento <strong>de</strong> Planificación.<br />
244
Por lo que se refiere a los gasoductos <strong>de</strong> transporte, la<br />
mayor partida <strong>de</strong> las inversiones previstas para este tipo<br />
<strong>de</strong> infraestructuras correspon<strong>de</strong> a los gasoductos <strong>de</strong><br />
transporte primario <strong>de</strong>stinados al incremento <strong>de</strong> la<br />
capacidad y seguridad <strong>de</strong>l sistema, que totalizan el 72%<br />
<strong>de</strong> las inversiones en gasoductos <strong>de</strong> transporte. El<br />
transporte secundario supone el 11% <strong>de</strong> dichas<br />
inversiones.<br />
En el caso <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación, la mayor<br />
parte <strong>de</strong> las inversiones, esto es algo más <strong>de</strong>l 74%,<br />
correspon<strong>de</strong> a las infraestructuras <strong>de</strong>stinadas al<br />
almacenamiento en tanques <strong>de</strong> GNL, mientras que el<br />
resto se reparte entre el incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
regasificación, un 17%, y otras instalaciones, 9%, como<br />
carga<strong>de</strong>ros <strong>de</strong> cisternas e infraestructuras para el atraque<br />
<strong>de</strong> los buques metaneros.<br />
Y <strong>de</strong> las inversiones previstas en nuevos<br />
almacenamientos subterráneos y ampliación <strong>de</strong> los<br />
existentes, en torno a la cuarta parte <strong>de</strong>l presupuesto iría<br />
<strong>de</strong>stinado a la provisión <strong>de</strong>l gas colchón, mientras que el<br />
resto <strong>de</strong> las instalaciones absorbería el grueso <strong>de</strong> la<br />
inversión.<br />
Figura 7.1.5. Representación gráfica <strong>de</strong> los costes <strong>de</strong> Inversión estimados en cada tipología <strong>de</strong><br />
infraestructura<br />
Gasoductos <strong>de</strong> transporte<br />
2.500<br />
Plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
2.500<br />
Almacenamientos subterráneos<br />
2.500<br />
Millones <strong>de</strong> euros<br />
2.000<br />
1.500<br />
1.000<br />
500<br />
Millones <strong>de</strong> euros<br />
2.000<br />
1.500<br />
1.000<br />
500<br />
Millones <strong>de</strong> euros<br />
2.000<br />
1.500<br />
1.000<br />
500<br />
0<br />
Período 2009-2012<br />
Transporte Secundario-IAMI<br />
Transporte Secundario-IACT<br />
Transporte Primario-IAMI<br />
Transporte Primario-IACT<br />
0<br />
Período 2009-2012<br />
Otras Instalaciones<br />
Vaporización<br />
Almacenamiento<br />
0<br />
Período 2009-2012<br />
Gas Colchon<br />
Resto <strong>de</strong> Inversiones en AASS<br />
Fuente: CNE y documento <strong>de</strong> Planificación.<br />
IAMI: Infraestructuras para la Atención <strong>de</strong> los Mercados <strong>de</strong> su Zona geográfica <strong>de</strong> Influencia.<br />
IACT: Infraestructuras que Amplían la Capacidad <strong>de</strong> transporte y Seguridad Sistema.<br />
Respecto a los costes <strong>de</strong> inversión en que incurran las<br />
empresas distribuidoras en el período 2009-2012, <strong>de</strong>be<br />
recordarse que la retribución anual <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong><br />
distribución no <strong>de</strong>pen<strong>de</strong> <strong>de</strong> forma directa <strong>de</strong> las nuevas<br />
instalaciones que se construyan, sino que varía en<br />
función <strong>de</strong>l incremento <strong>de</strong> las ventas <strong>de</strong> gas natural y <strong>de</strong>l<br />
número clientes conectados a la red.<br />
Por ello, a diferencia <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
transporte, las nuevas inversiones en infraestructuras <strong>de</strong><br />
distribución no se traducen <strong>de</strong> forma individualizada y<br />
directa en un incremento <strong>de</strong> la retribución <strong>de</strong> los<br />
distribuidores y, por consiguiente, en un incremento<br />
automático <strong>de</strong> las tarifas y peajes para po<strong>de</strong>r retribuir<br />
dichas instalaciones, sino que <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rá <strong>de</strong> los factores<br />
señalados, esto es, <strong>de</strong> las ventas <strong>de</strong> gas y <strong>de</strong>l número <strong>de</strong><br />
clientes conectados. No obstante, el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red<br />
<strong>de</strong> gasoductos <strong>de</strong> distribución tiene por objeto aten<strong>de</strong>r<br />
el incremento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda y/o conectar a nuevos<br />
clientes.<br />
245
En cualquier caso, la regulación <strong>de</strong> esta actividad <strong>de</strong>bería<br />
tener en cuenta la necesidad <strong>de</strong> exten<strong>de</strong>r la red <strong>de</strong><br />
gasoductos a aquellas zonas aún pendientes <strong>de</strong> gasificar,<br />
con el fin <strong>de</strong> facilitar la participación <strong>de</strong>l gas natural en<br />
el <strong>de</strong>sarrollo económico <strong>de</strong> las mismas, pero siempre <strong>de</strong><br />
forma compatible con el mantenimiento <strong>de</strong> unos costes<br />
razonables para los consumidores finales.<br />
En el momento <strong>de</strong> finalizar la redacción <strong>de</strong>l presente<br />
<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, esta Comisión ha remitido al Ministerio<br />
<strong>de</strong> Industria la propuesta <strong>de</strong> retribución <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> gas natural. De acuerdo con las<br />
conclusiones <strong>de</strong> dicho informe, sujeto aún a consi<strong>de</strong>ración<br />
<strong>de</strong>l Ministerio, el significativo volumen <strong>de</strong> inversiones<br />
previstas supondrá un incremento notable <strong>de</strong> la retribución<br />
<strong>de</strong> los agentes, lo cual se traducirá, previsiblemente,<br />
<strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l horizonte temporal consi<strong>de</strong>rado, en un<br />
incremento sensible <strong>de</strong> las tarifas y peajes <strong>de</strong> acceso.<br />
7.2. Consi<strong>de</strong>raciones económicas <strong>de</strong> los planes<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
eléctricas<br />
Conforme a la información recogida en el Documento <strong>de</strong><br />
“Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> Electricidad y Gas<br />
<strong>2008</strong>-2016, Desarrollo <strong>de</strong> las Re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> Transporte”,<br />
publicado en mayo <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, relativa a los costes <strong>de</strong><br />
inversión correspondientes a los diferentes planes <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras eléctricas <strong>de</strong> transporte,<br />
relacionados en apartados anteriores, en este apartado se<br />
presenta un resumen <strong>de</strong> la valoración económica <strong>de</strong> las<br />
actuaciones establecidas en el período 2007-2016. Se<br />
incluyen los conceptos fundamentales <strong>de</strong> líneas y<br />
subestaciones (que a su vez incluyen los conceptos<br />
retributivos <strong>de</strong> posiciones, transformadores y elementos<br />
<strong>de</strong> compensación).<br />
La valoración adjunta no contempla los costes <strong>de</strong><br />
inversión <strong>de</strong> aquellas instalaciones que, aún siendo<br />
integrantes <strong>de</strong> la Red <strong>de</strong> Transporte, el R.D. 1955/2000,<br />
<strong>de</strong> 1 <strong>de</strong> diciembre, asigna sus costes a los agentes que<br />
realizan la conexión al sistema eléctrico.<br />
En la valoración económica se refleja el coste estimado<br />
total por tipo <strong>de</strong> actuación, <strong>de</strong> manera que la pon<strong>de</strong>ración<br />
relativa a cada tipo <strong>de</strong> actuación viene a ser: 74,31% tipo<br />
A, 10,41% tipo B1, 15,28% tipo B2, no obstante en el<br />
Documento <strong>de</strong> “Planificación <strong>2008</strong>-2016”, los costes<br />
globales <strong>de</strong>l período íntegro <strong>2008</strong>-2016, tal y como se<br />
pue<strong>de</strong> recoge en la figura 7.2.1.<br />
Figura 7.2.1. Inversión por tipo <strong>de</strong> actuación (M€). Año <strong>2008</strong><br />
COSTE LÍNEAS (M€)<br />
COSTE SUBESTACIONES (M€)<br />
Tipo A Tipo B1 Tipo B2 Total línas Tipo A Tipo B1 Tipo B2<br />
Total<br />
subestaciones<br />
Coste Total<br />
(M€)<br />
3.154,3 146,0 233,1 3.533,4 3.697,2 813,4 1.176,2 5.686,8 9.220,2<br />
Fuente: MITyC.<br />
246
A continuación se recogen, para el período 2007 a 2016, el volumen total <strong>de</strong> inversión <strong>de</strong>sagregado en inversión por<br />
tipo, en millones <strong>de</strong> € <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
Figura 7.2.2. Inversión Tipo A (M€). Año <strong>2008</strong><br />
Tipo Actuación: A<br />
2007 <strong>2008</strong> 2009-10 2011-12 2013-16 Total Horizonte<br />
649,4 786 1.839,7 2.106,5 1.469,9 6.851,5<br />
Fuente: MITyC.<br />
Figura 7.2.3. Inversión Tipo B1 (M€). Año <strong>2008</strong><br />
Tipo Actuación: B1<br />
2007 <strong>2008</strong> 2009-10 2011-12 2013-16 Total Horizonte<br />
9,5 87,8 209,1 464,3 188,7 959,4<br />
Fuente: MITyC.<br />
Figura 7.2.4. Inversión Tipo B2 (M€). Año <strong>2008</strong><br />
Tipo Actuación: B2<br />
2007 <strong>2008</strong> 2009-10 2011-12 2013-16 Total Horizonte<br />
0 1,0 47,6 338,8 1.021,9 1.409,3<br />
Fuente: MITyC.<br />
Consi<strong>de</strong>rando la anterior senda <strong>de</strong> inversiones y teniendo<br />
en cuenta lo establecido en el referido Real Decreto<br />
325/<strong>2008</strong>, <strong>de</strong> 29 <strong>de</strong> febrero, en cuanto a la retribución <strong>de</strong><br />
las nuevas instalaciones adjudicadas <strong>de</strong> forma directa,<br />
estableciendo que los costes <strong>de</strong> Operación y<br />
Mantenimiento suponen conceptualmente un 2,5% <strong>de</strong>l<br />
total <strong>de</strong> la retribución <strong>de</strong> Transporte y consi<strong>de</strong>rando unos<br />
datos <strong>de</strong> IPC e IPRI <strong>de</strong> tipo interanual con valor <strong>de</strong><br />
octubre <strong>2008</strong> <strong>de</strong> 3,6% y 2,1% respectivamente, en la<br />
figura 7.2.5 siguiente se recoge el incremento que<br />
experimentará, por este único concepto, la retribución <strong>de</strong><br />
la actividad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía eléctrica, y que<br />
<strong>de</strong>berá ser trasladado a las tarifas y peajes <strong>de</strong> cada<br />
ejercicio.<br />
Figura 7.2.5. Retribución <strong>de</strong>l Transporte (M€). Año <strong>2008</strong><br />
Retribución <strong>de</strong>l transporte en M€ <strong>de</strong> <strong>2008</strong><br />
2007 <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Total 993 1.099 1.219 1.341 1.503 1.669<br />
Fuente: MITyC.<br />
247
Teniendo en cuenta que la retribución <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> energía eléctrica para el año <strong>2008</strong> a nivel<br />
peninsular se eleva, <strong>de</strong> acuerdo con la Or<strong>de</strong>n ITC<br />
3860/2007 <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> diciembre, por la que se revisan las<br />
tarifas eléctricas a partir <strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, y en la<br />
que se establece la tarifa eléctrica <strong>de</strong> retribución <strong>de</strong> la<br />
actividad <strong>de</strong>sempeñada por REE, S.A. y <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong><br />
empresas peninsulares sometidas a liquidación para el<br />
<strong>2008</strong> una cuantía <strong>de</strong> 1098,822 M€, <strong>de</strong> forma que los<br />
diferentes planes <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> energía eléctrica vienen a representar, para<br />
el período consi<strong>de</strong>rado, un incremento <strong>de</strong> la retribución<br />
<strong>de</strong> dicha actividad, que po<strong>de</strong>mos comprobar en la<br />
figura 7.2.6.<br />
Figura 7.2.6. Incremento Retribución <strong>de</strong>l Transporte (%)<br />
Retribución <strong>de</strong>l transporte en M€ <strong>de</strong> <strong>2008</strong><br />
2007 <strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012<br />
Total 6,51% 10,64% 10,89% 10,04% 12,09% 11,02%<br />
Fuente: MITyC.<br />
Es imprescindible señalar que la fórmula retributiva <strong>de</strong><br />
dicha actividad, establecida en el Real Decreto<br />
325/<strong>2008</strong>, <strong>de</strong> 29 <strong>de</strong> febrero, por el que se establece la<br />
retribución <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica para instalaciones puestas en servicio a partir<br />
<strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, hace evolucionar la<br />
retribución estándar <strong>de</strong> las inversiones <strong>de</strong> manera<br />
anual a partir <strong>de</strong>l siguiente Índice <strong>de</strong> Actualización<br />
(IA):<br />
IA = 0,4 · (IPRI – x) + 0,6 · (IPC – y)<br />
fijándose las constantes x e y como: 0,5% y 1%<br />
respectivamente, mientras que a la parte referida a los<br />
costes <strong>de</strong> operación y mantenimiento la evolución anual<br />
que se le ha <strong>de</strong> aplicar viene referida en función <strong>de</strong>l<br />
siguiente Índice <strong>de</strong> Actualización (IA):<br />
IA = 0,15 · (IPRI – x) + 0,85 · (IPC – y)<br />
siendo lo valores estipulados para las constantes los<br />
mismos que en el caso <strong>de</strong>l índice <strong>de</strong> los estándares <strong>de</strong><br />
inversión. A<strong>de</strong>más, también se establece que los valores a<br />
contemplar para el IPC y el IPRI respectivamente,<br />
vendrán a ser los valores interanuales <strong>de</strong>l mes <strong>de</strong> octubre<br />
<strong>de</strong>l año a partir <strong>de</strong>l que se hace la actualización, en este<br />
caso octubre <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
En cuanto a las inversiones en infraestructuras eléctricas<br />
que, durante el período consi<strong>de</strong>rado, tengan que abordar<br />
las empresas distribuidoras en aras a garantizar el<br />
suministro, las mismas no tienen por qué representar, en<br />
principio, un incremento <strong>de</strong> la retribución <strong>de</strong> la<br />
actividad <strong>de</strong> distribución y, por en<strong>de</strong>, <strong>de</strong> las tarifas y<br />
peajes, ya que en la fórmula retributiva <strong>de</strong> dicha<br />
actividad, establecida en el Real Decreto 222/<strong>2008</strong>, <strong>de</strong><br />
15 <strong>de</strong> febrero, por el que se establece el régimen<br />
retributivo <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong> distribución <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica bajo un esquema regulatorio <strong>de</strong> “RevenueCap”<br />
<strong>de</strong>l inmovilizado, y que hace evolucionar la retribución<br />
<strong>de</strong> dicha actividad teniendo en cuenta con un Índice <strong>de</strong><br />
Actualización (IA) en función <strong>de</strong>l IPC y <strong>de</strong>l IPRI<br />
interanuales. Por tanto, la retribución <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong><br />
distribución <strong>de</strong> energía eléctrica no <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>, <strong>de</strong> manera<br />
directa, <strong>de</strong> las inversiones en las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución<br />
aunque, lógicamente, mayores incrementos <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda conllevarán mayores necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> inversión,<br />
y viceversa. Deberá vigilarse, en este punto, que las<br />
248
empresas distribuidoras acompasen sus inversiones en<br />
las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución a la evolución <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong> los próximos ejercicios, y ello supuesto que, ya<br />
<strong>de</strong>s<strong>de</strong> el inicio <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado, la calidad <strong>de</strong><br />
servicio sea al menos la reglamentaria, ya que, en<br />
aquellas zonas don<strong>de</strong> se observen valores actuales <strong>de</strong> la<br />
calidad <strong>de</strong> servicio peores que los reglamentados, será<br />
necesario un sobre-esfuerzo inversor por parte <strong>de</strong> las<br />
empresas distribuidoras, sin que quepan reivindicaciones<br />
<strong>de</strong> una mayor retribución por parte <strong>de</strong> dichas empresas<br />
distribuidoras, puesto que la actual retribución<br />
<strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong> distribución viene a permitir<br />
alcanzar los umbrales <strong>de</strong> calidad <strong>de</strong> servicio<br />
reglamentados.<br />
249
8. Consi<strong>de</strong>raciones sobre la seguridad <strong>de</strong> suministro<br />
Los artículos 4 y 5 respectivamente <strong>de</strong> las Directivas<br />
2003/54/CE y 2003/55/CE sobre el mercado interior <strong>de</strong> la<br />
electricidad y el gas natural establecen la obligación <strong>de</strong> los<br />
Estados miembros <strong>de</strong> supervisar los aspectos relacionados<br />
con la seguridad <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> cada mercado,<br />
pudiendo <strong>de</strong>sarrollar esta labor las autorida<strong>de</strong>s reguladoras.<br />
Así, el artículo 4 <strong>de</strong> la Directiva 2003/54/CE dispone,<br />
para el mercado interior eléctrico:<br />
“Artículo 4<br />
Supervisión <strong>de</strong> la seguridad <strong>de</strong>l suministro<br />
Los Estados miembros se harán cargo <strong>de</strong> supervisar los<br />
aspectos relacionados con la seguridad <strong>de</strong>l suministro.<br />
Cuando los Estados miembros lo consi<strong>de</strong>ren a<strong>de</strong>cuado,<br />
podrán encomendar esta tarea a las autorida<strong>de</strong>s<br />
reguladoras contempladas en el apartado 1 <strong>de</strong>l artículo 23.<br />
Esta supervisión abarcará, en particular, el equilibrio entre<br />
la oferta y la <strong>de</strong>manda en el mercado nacional, el nivel <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>manda prevista y las capacida<strong>de</strong>s adicionales en proyecto<br />
o en construcción, la calidad y el nivel <strong>de</strong> mantenimiento<br />
<strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s, así como las medidas <strong>de</strong>stinadas a hacer<br />
frente a los momentos <strong>de</strong> máxima <strong>de</strong>manda y a las<br />
insuficiencias <strong>de</strong> uno o más suministradores. Cada dos<br />
años, antes <strong>de</strong>l 31 <strong>de</strong> julio a más tardar, las autorida<strong>de</strong>s<br />
competentes publicarán un informe con los resultados <strong>de</strong> la<br />
supervisión <strong>de</strong> dichos aspectos, así como las medidas<br />
adoptadas o previstas para solventar los problemas<br />
hallados, y lo presentarán sin <strong>de</strong>mora a la Comisión.”<br />
A su vez, en relación con el mercado interior <strong>de</strong>l gas<br />
natural, el artículo 5 <strong>de</strong> la Directiva 2003/55/CE indica:<br />
“Artículo 5<br />
oportuno, podrán <strong>de</strong>legar esta función a las autorida<strong>de</strong>s<br />
reguladoras mencionadas en el apartado 1 <strong>de</strong>l artículo 25.<br />
Esta supervisión abarcará, en particular, el equilibrio<br />
entre la oferta y la <strong>de</strong>manda en el mercado nacional, el<br />
nivel <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y la oferta futuras previstas, las<br />
capacida<strong>de</strong>s adicionales en proyecto o en construcción, la<br />
calidad y el nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s, así como<br />
las medidas <strong>de</strong>stinadas a hacer frente a los momentos <strong>de</strong><br />
máxima <strong>de</strong>manda y a las insuficiencias <strong>de</strong> uno o más<br />
suministradores. Todos los años, antes <strong>de</strong>l 31 <strong>de</strong> julio a<br />
más tardar, las autorida<strong>de</strong>s competentes publicarán un<br />
informe con los resultados <strong>de</strong> la supervisión <strong>de</strong> dichas<br />
activida<strong>de</strong>s, así como las medidas adoptadas o previstas<br />
para solventar los problemas hallados, y lo presentarán<br />
sin <strong>de</strong>mora a la Comisión.”<br />
Los aspectos relacionados con la oferta, la <strong>de</strong>manda, sus<br />
previsiones y el balance <strong>de</strong> estas dos variables ya han<br />
sido tratados en capítulos anteriores <strong>de</strong>l presente <strong>Informe</strong>.<br />
En el capítulo ocho se preten<strong>de</strong> resumir el resto <strong>de</strong><br />
puntos consi<strong>de</strong>rados en los artículos 4 y 5 <strong>de</strong> las<br />
Directivas citados, comenzando inicialmente con los<br />
relativos al sector <strong>de</strong>l gas natural, para continuar <strong>de</strong>spués<br />
con el sector eléctrico.<br />
8.1. Seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong>l sistema<br />
gasista español<br />
A continuación se <strong>de</strong>scriben los aspectos relativos a la<br />
seguridad <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas natural relacionados con<br />
las capacida<strong>de</strong>s adicionales en proyecto o en<br />
construcción, la calidad y el nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong><br />
las re<strong>de</strong>s, así como las medidas <strong>de</strong>stinadas a hacer frente<br />
a los momentos <strong>de</strong> máxima <strong>de</strong>manda y a las<br />
insuficiencias <strong>de</strong> uno o más suministradores, <strong>de</strong> acuerdo<br />
con el artículo 5 <strong>de</strong> la Directiva 2003/55/CE.<br />
Supervisión <strong>de</strong> la seguridad <strong>de</strong>l suministro<br />
Los Estados miembros se harán cargo <strong>de</strong> la supervisión<br />
<strong>de</strong> los aspectos relacionados con la seguridad <strong>de</strong>l<br />
suministro. Cuando los Estados miembros lo consi<strong>de</strong>ren<br />
8.1.1. Capacida<strong>de</strong>s adicionales en proyecto o en<br />
construcción<br />
El capítulo 6 <strong>de</strong>sarrolla en <strong>de</strong>talle la evolución <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras que actualmente se encuentran en fase <strong>de</strong><br />
251
construcción o en proyecto para el período <strong>2008</strong>-2012,<br />
así como su a<strong>de</strong>cuación para aten<strong>de</strong>r la <strong>de</strong>manda<br />
prevista.<br />
Plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
Respecto a las plantas <strong>de</strong> regasificación, la capacidad <strong>de</strong><br />
emisión a la red <strong>de</strong> transporte experimentará un<br />
incremento notable en el período 2009-2012, <strong>de</strong> un 42%<br />
respecto a la capacidad disponible en <strong>2008</strong>. En el caso<br />
<strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> almacenamiento en tanques <strong>de</strong> GNL,<br />
el incremento ascien<strong>de</strong> a unos 2 millones <strong>de</strong> m 3 <strong>de</strong> GNL,<br />
lo cual supone un aumento <strong>de</strong>l 82%. La figura 8.1.1<br />
muestra los incrementos totales previstos, año a año, para<br />
ambas capacida<strong>de</strong>s.<br />
Conexiones internacionales por gasoducto<br />
Continuando con las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> entrada al sistema<br />
gasista español, cabe <strong>de</strong>stacar el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> nuevos<br />
proyectos <strong>de</strong> conexión internacional en el período<br />
consi<strong>de</strong>rado, según se cita a continuación.<br />
En el caso <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> interconexión con Francia,<br />
existen proyectos <strong>de</strong> incremento <strong>de</strong> dicha <strong>de</strong> capacidad,<br />
bien sea a través <strong>de</strong>l refuerzo <strong>de</strong> las conexiones<br />
existentes <strong>de</strong> Irún y Larrau, o bien a través <strong>de</strong> una nueva<br />
interconexión por Cataluña, proyecto que ha venido en<br />
<strong>de</strong>nominarse Midcat.<br />
Conexión internacional con Francia por Irún<br />
Este <strong>de</strong>sarrollo se <strong>de</strong>be tanto a la ampliación <strong>de</strong><br />
las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> las plantas ya existentes [que<br />
supondrán una capacidad adicional <strong>de</strong> entrada <strong>de</strong><br />
1.650.000 (m 3 (n)/h)], como, en menor medida, a la<br />
construcción y puesta en marcha <strong>de</strong> tres nuevas plantas<br />
<strong>de</strong> regasificación, situadas en Asturias (Musel) y<br />
Tenerife [que suponen una nueva capacidad <strong>de</strong> emisión<br />
<strong>de</strong> 950.000 (m 3 (n)/h)]. Estas dos nuevas plantas se<br />
encuentran aún en proyecto, y su comienzo <strong>de</strong> operación<br />
está previsto por los promotores para 2011, en el caso<br />
<strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Asturias, y para 2012 en la planta <strong>de</strong><br />
Tenerife. De acuerdo con las últimas previsiones <strong>de</strong>l<br />
promotor, la planta <strong>de</strong> Gran Canaria no estaría<br />
disponible hasta 2013, por lo que no se ha tenido en<br />
cuenta a efectos <strong>de</strong> este estudio.<br />
La interconexión <strong>de</strong> Irún incrementará progresivamente<br />
la capacidad <strong>de</strong> transporte en ambos sentidos, a medida<br />
que las nuevas infraestructuras previstas en la zona vayan<br />
entrando en operación. En particular, la duplicación en<br />
26 pulgadas <strong>de</strong>l gasoducto Vergara-Irún, que <strong>de</strong> acuerdo<br />
con la Planificación consta <strong>de</strong> los tramos Vergara-<br />
Zaldivia, Zaldivia-Villabona y Villabona-Irún, supondrá<br />
un ligero incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> transporte en<br />
sentido Francia-España durante el período estival. Dichas<br />
infraestructuras serán finalizadas en diferentes fases, si<br />
bien la última <strong>de</strong> ellas, el tramo Villabona-Irún, tiene<br />
como fecha prevista <strong>de</strong> puesta en servicio 2010.<br />
Por lo que respecta al lado francés, está prevista la<br />
construcción <strong>de</strong> las fases 2 y 3 <strong>de</strong>l gasoducto Arcangues-<br />
Figura 8.1.1. Incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> vaporización y <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> GNL en el período <strong>2008</strong>-<br />
2012<br />
<strong>2008</strong> 2009 2010 2011 2012 Incremento<br />
Capacidad <strong>de</strong> regasificación (m 3 (n)/h)<br />
6.562.800 7.062.800 7.062.800 8.162.800 8.762.800 42%<br />
Capacidad <strong>de</strong> almacenamiento en m 3 <strong>de</strong> GNL<br />
2.337.000 2.487.000 2.857.000 3.677.000 3.977.000 82%<br />
Fuente: Planificación <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> electricidad y gas <strong>2008</strong>-2016 - Secretaría General <strong>de</strong> Energía.<br />
252
Courdures, que permitirían incrementar <strong>de</strong> forma notable<br />
la capacidad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> gas en ambos sentidos. No<br />
obstante, aún no se dispone <strong>de</strong> una fecha prevista<br />
concreta para este proyecto, ya que está sujeto a <strong>de</strong>cisión<br />
por parte <strong>de</strong> los transportistas situados en el lado francés.<br />
El documento <strong>de</strong> Planificación prevé también la<br />
construcción <strong>de</strong> una nueva estación <strong>de</strong> compresión<br />
asociada a esta interconexión, condicionada a la<br />
consi<strong>de</strong>ración en firme <strong>de</strong> los gasoductos franceses<br />
mencionados anteriormente.<br />
Conexión internacional con Francia por Larrau<br />
Por su parte, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> su puesta en servicio en el año 1993,<br />
la interconexión <strong>de</strong> Larrau ha supuesto un punto <strong>de</strong><br />
entrada <strong>de</strong> gas imprescindible para el a<strong>de</strong>cuado<br />
funcionamiento <strong>de</strong>l conjunto <strong>de</strong>l sistema español. Esto ha<br />
dado lugar a que, durante los períodos invernales, haya<br />
sido necesario fijar unas entradas mínimas a través <strong>de</strong><br />
ésta, al objeto <strong>de</strong> garantizar la seguridad <strong>de</strong>l sistema y la<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en todo momento. No obstante,<br />
la puesta en marcha <strong>de</strong> las nuevas infraestructuras<br />
previstas, relacionadas con esta interconexión, permitirá<br />
disminuir paulatinamente el flujo mínimo <strong>de</strong> entrada<br />
requerido para garantizar la operación segura <strong>de</strong>l sistema.<br />
Como hitos fundamentales <strong>de</strong>l incremento <strong>de</strong> la<br />
capacidad a través <strong>de</strong> esta interconexión, cabe <strong>de</strong>stacar<br />
los siguientes.<br />
La nueva estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Zaragoza (finalizada<br />
a principios <strong>de</strong> <strong>2008</strong>), junto con la duplicación <strong>de</strong>l<br />
gasoducto Barcelona-Arbós permitirá, a finales <strong>de</strong>l año<br />
<strong>2008</strong> la reducción <strong>de</strong>l flujo mínimo requerido a través <strong>de</strong><br />
Larrau durante el período invernal.<br />
A lo largo <strong>de</strong> 2009 y 2010, está prevista la puesta en<br />
marcha <strong>de</strong> diversas infraestructuras, prácticamente todas<br />
ellas en el lado español, que permitirán la eliminación<br />
<strong>de</strong>l flujo mínimo por Larrau. Para ello se requiere la<br />
duplicación <strong>de</strong> los gasoductos Paterna-Tivissa, Tivissa-<br />
Castelnou y Lemona-Haro, y la puesta en marcha <strong>de</strong> la<br />
nueva estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Navarra y refuerzo <strong>de</strong><br />
la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Haro. Tras la necesaria<br />
adaptación <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> conexión en el lado<br />
francés para posibilitar el flujo en ambos sentidos, sería<br />
posible, no sólo prescindir <strong>de</strong> un valor mínimo a través<br />
<strong>de</strong> esta entrada, sino también vehicular gas a través <strong>de</strong><br />
ella en sentido España-Francia.<br />
La construcción, en 2012, <strong>de</strong> nuevos gasoductos <strong>de</strong><br />
refuerzo <strong>de</strong>l sistema gasista español que, entre otras<br />
cosas, aumentarán la capacidad <strong>de</strong> transporte en sentido<br />
sur-norte, incrementará también la capacidad <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> gas en sentido salida a través <strong>de</strong> Larrau.<br />
Esto compren<strong>de</strong>ría la puesta en marcha <strong>de</strong>l gasoducto<br />
Zarza <strong>de</strong> Tajo-Villar <strong>de</strong> Arnedo y la construcción <strong>de</strong> una<br />
nueva estación <strong>de</strong> compresión en Villar <strong>de</strong> Arnedo.<br />
Dos actuaciones ulteriores en el lado francés, el<br />
gasoducto Lussagnet-Lacq y la estación <strong>de</strong> compresión<br />
<strong>de</strong> Mont, aún no <strong>de</strong>cididas, podrían incrementar aún más<br />
la capacidad <strong>de</strong> transporte entre ambos países, y en<br />
ambos sentidos, al final <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado, <strong>de</strong><br />
modo que la capacidad bidireccional <strong>de</strong> vehiculación <strong>de</strong><br />
gas ascendiese hasta los 165 GWh/día en 2012, el doble<br />
<strong>de</strong> la existente en la actualidad en sentido Francia-<br />
España.<br />
Conexión internacional con Francia por Cataluña<br />
Representaría un nuevo punto <strong>de</strong> interconexión <strong>de</strong>l<br />
sistema gasista español con la red <strong>de</strong> transporte francesa,<br />
e incluso, en un futuro, podría llegar a convertirse en una<br />
conexión <strong>de</strong> alta capacidad. No obstante, la ejecución<br />
efectiva <strong>de</strong> este proyecto está sujeta a las <strong>de</strong>cisiones que<br />
finalmente se adopten como resultado <strong>de</strong> los trabajos<br />
<strong>de</strong>sarrollados por la Iniciativa Regional Sur <strong>de</strong>l ERGEG,<br />
en cuyo seno se están discutiendo actualmente diversas<br />
propuestas.<br />
Conexión internacional con Portugal<br />
En el caso <strong>de</strong> la interconexión con Portugal, los estudios<br />
realizados por la Iniciativa Regional <strong>de</strong>l Sur <strong>de</strong>l ERGEG<br />
253
concluyeron que, dado el nivel actual <strong>de</strong> interconexión<br />
con el país vecino, no sería necesario un incremento<br />
significativo <strong>de</strong> capacidad. No obstante, según informa el<br />
Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema, la entrada en servicio <strong>de</strong> la<br />
Planta <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> Sines en el Sistema <strong>de</strong><br />
Portugal permite un aumento <strong>de</strong> 18 GWh/día adicionales<br />
en la conexión <strong>de</strong> Tuy, para lo cual la compañía<br />
solicitante <strong>de</strong>berá aportar el correspondiente certificado<br />
<strong>de</strong> aumento <strong>de</strong> presión en la frontera hispano-portuguesa<br />
aportado por el operador portugués.<br />
Conexión internacional directa con Argelia-Medgaz<br />
El proyecto Medgaz, <strong>de</strong> conexión submarina<br />
entre Argelia y España por Almería, tiene una<br />
longitud aproximada <strong>de</strong> 200 km, alcanzando en<br />
su recorrido profundida<strong>de</strong>s entorno a los 2.000 m.<br />
Su capacidad inicial será <strong>de</strong> unos 8 bcm/año<br />
(266 GWh/día). Actualmente está en fase <strong>de</strong><br />
construcción y se prevé que entre en funcionamiento a<br />
finales <strong>de</strong> 2009.<br />
Las infraestructuras a construir en la Península,<br />
<strong>de</strong>stinadas a la conexión <strong>de</strong> este gasoducto con el<br />
sistema gasista son los tramos Almería-Lorca y Lorca-<br />
Chinchilla, junto con la estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong><br />
Chinchilla. A partir <strong>de</strong> su puesta en marcha, el sistema<br />
contará con una nueva y significativa entrada, que dará<br />
lugar a un incremento <strong>de</strong> los suministros en forma <strong>de</strong><br />
gas, natural frente a los <strong>de</strong> GNL, si bien se prevé que el<br />
GNL siga aportando más <strong>de</strong>l 50% <strong>de</strong> los<br />
aprovisionamientos.<br />
Almacenamientos subterráneos<br />
Por lo que respecta al incremento <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamientos subterráneos, la Planificación consi<strong>de</strong>ra<br />
tanto un aumento <strong>de</strong> la capacidad en infraestructuras<br />
existentes, como la puesta en marcha <strong>de</strong> nuevos<br />
proyectos. Concretamente, prevé como fecha <strong>de</strong> puesta<br />
en marcha <strong>de</strong> reconversión en almacenamiento <strong>de</strong>l<br />
antiguo yacimiento <strong>de</strong> Marismas y <strong>de</strong>l nuevo<br />
almacenamiento <strong>de</strong> Castor en el año 2010, un año<br />
<strong>de</strong>spués para la reconversión en almacenamiento <strong>de</strong> los<br />
antiguos yacimientos <strong>de</strong> Las Barrearas y El Ruedo y el<br />
año 2012 para la construcción <strong>de</strong>l nuevo almacenamiento<br />
<strong>de</strong> Yela.<br />
No obstante, <strong>de</strong> acuerdo con la información remitida por<br />
los promotores para el Seguimiento <strong>de</strong> Infraestructuras,<br />
la primera fase <strong>de</strong>l proyecto <strong>de</strong> Marismas se retrasaría<br />
hasta 2011, mientras que la segunda fase no estaría<br />
disponible hasta 2013. El proyecto <strong>de</strong> Castor se vería<br />
retrasado dos años y no sería utilizable hasta 2012. Por<br />
lo que respecta al emplazamiento <strong>de</strong> Gaviota, para el<br />
cual la Planificación no <strong>de</strong>termina una fecha concreta <strong>de</strong><br />
previsión <strong>de</strong> puesta en marcha, el promotor apunta 2015<br />
como fecha posible. En cuanto al nuevo almacenamiento<br />
<strong>de</strong> Yela, se indica que este proyecto podría a<strong>de</strong>lantarse<br />
hasta mediados <strong>de</strong> 2011.<br />
Asimismo, existen otros proyectos que se encuentran en<br />
un estado <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo muy preliminar, sobre los que<br />
<strong>de</strong>be continuarse con los estudios a fin <strong>de</strong> justificar la<br />
viabilidad <strong>de</strong> su <strong>de</strong>sarrollo, motivo por el cual en la<br />
actualidad su ejecución está condicionada al resultado <strong>de</strong><br />
dichos estudios. Entre ellos está el acuífero situado en<br />
Reus (Tarragona) o las instalaciones <strong>de</strong> Dorada, las<br />
cavida<strong>de</strong>s salinas <strong>de</strong> la zona Cardona y la posible<br />
ampliación <strong>de</strong> Las Barreras o El Ruedo.<br />
En la figura 8.1.2 se recoge un resumen <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras proyectadas.<br />
La puesta en marcha <strong>de</strong> todos los proyectos previstos,<br />
sobre los que ya se dispone <strong>de</strong> datos acerca <strong>de</strong> sus<br />
capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> inyección, extracción y volumen<br />
operativo, supondría un incremento <strong>de</strong> unos 5 bcm, que<br />
es más <strong>de</strong>l doble <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
efectiva existente en la actualidad.<br />
254
Figura 8.1.2. Estado <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos incluidos en la Planificación 2002-2011<br />
Instalación<br />
Inyección<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Extracción<br />
Mm 3 (n)/día<br />
Volumen Operativo<br />
Mm 3 (n)<br />
Categoría en la<br />
Planificación<br />
Marismas (Fase I) 1 2 300 A Urgente<br />
Marismas (Fase II) 3,5 4,4 600 A Urgente<br />
Poseidón 1 2 250 A Urgente<br />
Yela 10 15 1.050 A Urgente<br />
Gaviota 10 14 1.558 A Urgente<br />
Castor 8 25 1.300 A Urgente<br />
Las Barreras 1 0,8 72 A<br />
El Ruedo 0,5 0,5 90 A<br />
Reus<br />
Dorada<br />
Cavida<strong>de</strong>s salinas zona Cardona<br />
Ampliación <strong>de</strong> Las Barreras<br />
Ampliación <strong>de</strong> El Ruedo<br />
Fuente: MITYC - Secretaría General <strong>de</strong> Energía.<br />
En estudio<br />
No <strong>de</strong>terminado<br />
No <strong>de</strong>terminado<br />
No <strong>de</strong>terminado<br />
No <strong>de</strong>terminado<br />
B - Pendiente <strong>de</strong><br />
inicio <strong>de</strong> los trabajos<br />
<strong>de</strong> investigación<br />
B - Condicionado a<br />
confirmación <strong>de</strong> su<br />
viabilidad<br />
B - Condicionado a<br />
confirmación <strong>de</strong> su<br />
viabilidad<br />
B - Condicionado a<br />
confirmación <strong>de</strong> su<br />
viabilidad<br />
B - Condicionado a<br />
confirmación <strong>de</strong> su<br />
viabilidad<br />
Red <strong>de</strong> transporte y estaciones <strong>de</strong> compresión<br />
En cuanto al <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> gasoductos <strong>de</strong><br />
transporte, según muestra la figura 8.1.3, en el horizonte<br />
temporal <strong>de</strong> este informe marco, 2009-2012, se prevé la<br />
construcción <strong>de</strong> unos 4.500 nuevos km <strong>de</strong> red <strong>de</strong><br />
transporte, <strong>de</strong> acuerdo con el documento <strong>de</strong> Planificación.<br />
Esta cifra supone incrementar en más <strong>de</strong> un 50% los<br />
kilómetros <strong>de</strong> red <strong>de</strong> transporte existentes en la actualidad.<br />
Los nuevos proyectos compren<strong>de</strong>n tanto gasoductos que<br />
amplían la capacidad <strong>de</strong> transporte y seguridad <strong>de</strong>l<br />
sistema que, como se ha apuntado en el capítulo 7 <strong>de</strong><br />
este informe, suponen en torno al 72% <strong>de</strong> las inversiones<br />
proyectadas en gasoductos, como conducciones para la<br />
atención <strong>de</strong> los mercados en su zona <strong>de</strong> influencia y<br />
ramales a nuevas plantas <strong>de</strong> generación.<br />
Conviene recordar que, según se muestra en el capítulo<br />
6, la capacidad actual <strong>de</strong> entrada al sistema, así como la<br />
proyectada para los próximos años, es superior a la<br />
capacidad <strong>de</strong> transporte, lo cual supone una limitación al<br />
uso <strong>de</strong> aquélla, en <strong>de</strong>trimento <strong>de</strong> la eficiencia <strong>de</strong>l<br />
sistema. Se consi<strong>de</strong>ra necesario, por tanto, el <strong>de</strong>sarrollo<br />
255
Figura 8.1.3. Incremento anual previsto <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>bido a los gasoductos y estaciones <strong>de</strong><br />
compresión aprobados en la Planificación <strong>2008</strong>-2016<br />
2009 2010 2011 2012 Total Período<br />
Nuevos Km <strong>de</strong> gasoducto a construir<br />
1.855 804 884 877 4.420<br />
Nueva potencia <strong>de</strong> compresión kW<br />
111.700 48.000 – 53.000 212.700<br />
Fuente: MITYC - Secretaría General <strong>de</strong> Energía.<br />
<strong>de</strong> los Ejes <strong>de</strong> transporte que incrementan el mallado <strong>de</strong><br />
la red actual, reduciendo las congestiones y flexibilizando<br />
la operativa <strong>de</strong>l sistema, <strong>de</strong> forma acor<strong>de</strong> con el<br />
<strong>de</strong>sarrollo en paralelo <strong>de</strong> las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> entrada.<br />
Por lo que respecta a las estaciones <strong>de</strong> compresión, <strong>de</strong><br />
acuerdo también con la Planificación, se instalarán un<br />
total <strong>de</strong> 5 nuevas estaciones <strong>de</strong> compresión en la red<br />
durante el período 2009-2012. Concretamente, se<br />
pondrán en marcha las estaciones <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong><br />
Montesa, asociada al Eje Transversal, Denia, asociada a<br />
la gasificación <strong>de</strong> las Islas Baleares, Chinchilla, asociada<br />
al proyecto Medgaz y las estaciones <strong>de</strong> Navarra y Villar<br />
<strong>de</strong> Arnedo, asociadas al refuerzo <strong>de</strong>l Eje Central.<br />
Asimismo, durante dicho período se ampliará las EC <strong>de</strong><br />
Haro, para el refuerzo <strong>de</strong>l Eje Norte. Todas ellas<br />
aportarán conjuntamente unos 210.000 kW <strong>de</strong> potencia<br />
<strong>de</strong> compresión adicionales.<br />
Por tanto, el crecimiento esperado <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda sería<br />
cubierto con las nuevas infraestructuras en proyecto o en<br />
construcción. No se esperan problemas <strong>de</strong> cobertura, <strong>de</strong><br />
acuerdo con lo señalado en el capítulo 6 <strong>de</strong>l presente<br />
informe, si bien es conveniente tener en cuenta la<br />
necesidad <strong>de</strong> coordinar y acompasar el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las<br />
infraestructuras <strong>de</strong> entrada al sistema, con el <strong>de</strong>sarrollo<br />
<strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> transporte, ambas teniendo en<br />
cuenta los márgenes y criterios relativos a la cobertura <strong>de</strong><br />
la <strong>de</strong>manda y seguridad <strong>de</strong> suministro, establecidos en la<br />
Planificación.<br />
En cualquier caso, es conviene tener en cuenta que uno <strong>de</strong><br />
los criterios básicos para el diseño <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong> transporte<br />
español es el criterio N-1, es <strong>de</strong>cir, el <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong>l<br />
100% <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda convencional en día laborable<br />
invernal excepto, en su caso, la <strong>de</strong>manda interrumpible, así<br />
como el suministro a un mínimo <strong>de</strong>l 90% <strong>de</strong> los ciclos<br />
combinados consi<strong>de</strong>rados como necesarios para la<br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica, todo ello teniendo en<br />
cuenta el hipotético fallo <strong>de</strong> alguna <strong>de</strong> las entradas.<br />
8.1.2. Calidad y nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las<br />
instalaciones<br />
Se entien<strong>de</strong> por mantenimiento el conjunto <strong>de</strong> todas<br />
aquellas activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> inspección, control, intervención y/o<br />
reparación, <strong>de</strong>stinadas a mantener las instalaciones gasistas<br />
en condiciones <strong>de</strong> seguridad y funcionamiento óptimas.<br />
Todas las acciones adoptadas con carácter previo a la<br />
aparición <strong>de</strong> una anomalía en el sistema constituyen lo<br />
que se <strong>de</strong>nomina mantenimiento preventivo, mientras que<br />
el conjunto <strong>de</strong> actuaciones <strong>de</strong>stinadas a corregir una<br />
<strong>de</strong>ficiencia manifiesta constituye el mantenimiento<br />
correctivo. A su vez, el mantenimiento correctivo pue<strong>de</strong><br />
ser planificado o no planificado (por ejemplo, las<br />
emergencias pue<strong>de</strong>n dar lugar a un mantenimiento<br />
correctivo no planificado).<br />
La Norma NGTS-08 <strong>de</strong> las Normas <strong>de</strong> Gestión Técnica<br />
<strong>de</strong>l Sistema Gasista, aprobadas por la Or<strong>de</strong>n Ministerial<br />
256
ITC/3126/2005, recoge las condiciones generales<br />
respecto al plan <strong>de</strong> mantenimiento e intervenciones en<br />
las instalaciones gasistas.<br />
De esta forma, se obliga a los operadores <strong>de</strong> transporte y<br />
distribución a disponer <strong>de</strong> sus correspondientes planes <strong>de</strong><br />
mantenimiento para el año <strong>de</strong> gas, así como, en el caso<br />
<strong>de</strong> los operadores <strong>de</strong> la red básica y <strong>de</strong> transporte<br />
secundario, a comunicar al Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema y<br />
a los sujetos afectados la programación <strong>de</strong> activida<strong>de</strong>s<br />
que requieran o puedan ocasionar restricciones operativas<br />
en sus instalaciones.<br />
Salvo imposibilidad técnica manifiesta, toda<br />
planificación <strong>de</strong> mantenimiento se realizará teniendo en<br />
cuenta el requisito <strong>de</strong> mantener la continuidad <strong>de</strong>l<br />
servicio y la programación anual <strong>de</strong> <strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> buques.<br />
Los distribuidores y transportistas <strong>de</strong>berán mantener el<br />
suministro <strong>de</strong> forma permanente a los consumidores<br />
conectados a su red, si bien para efectuar tareas <strong>de</strong><br />
mantenimiento, reparación, sustitución o ampliación <strong>de</strong><br />
las instalaciones podrán realizar cortes temporales <strong>de</strong><br />
suministro, <strong>de</strong> acuerdo con lo establecido en la<br />
legislación vigente.<br />
En las plantas <strong>de</strong> regasificación, el área <strong>de</strong><br />
mantenimiento <strong>de</strong>sarrolla y supervisa la ejecución <strong>de</strong> los<br />
distintos procesos <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las instalaciones<br />
y equipos <strong>de</strong> la planta, incluidos los equipos relacionados<br />
con la <strong>de</strong>tección y actuación contra incendios. Se suelen<br />
distinguir tres tipos <strong>de</strong> mantenimiento en estas<br />
instalaciones:<br />
– Las canalizaciones que constituyen las diferentes re<strong>de</strong>s.<br />
– Los accesorios <strong>de</strong> red (instrumentos <strong>de</strong> telemedida,<br />
telemando, protección catódica, válvulas, etc.).<br />
– Las estaciones <strong>de</strong> compresión.<br />
– Las estaciones <strong>de</strong> regulación y medida.<br />
– Las acometidas.<br />
El mantenimiento tanto preventivo como correctivo, <strong>de</strong> la<br />
red <strong>de</strong> transporte y distribución se realiza <strong>de</strong>s<strong>de</strong> los<br />
llamados centros <strong>de</strong> mantenimiento, interviniendo en la<br />
operación cuando es necesario. Estos centros<br />
normalmente están situados en las proximida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> los<br />
núcleos urbanos y suele coincidir con una posición <strong>de</strong><br />
gasoducto (punto <strong>de</strong> la red don<strong>de</strong> se emplazan equipos y<br />
elementos <strong>de</strong> control) <strong>de</strong> importancia.<br />
El centro <strong>de</strong> control recibe los valores <strong>de</strong> los parámetros<br />
que interviene en el transporte <strong>de</strong>l gas natural (presión,<br />
temperatura, caudal, etc.) y los corrige cuando se <strong>de</strong>svían<br />
<strong>de</strong> los valores correctos <strong>de</strong> funcionamiento, bien<br />
directamente mediante telemando o bien a través <strong>de</strong>l<br />
personal <strong>de</strong> intervención <strong>de</strong> los centros <strong>de</strong><br />
mantenimiento.<br />
La red <strong>de</strong> transporte precisa ser vigilada<br />
permanentemente para realizar una explotación en<br />
condiciones <strong>de</strong> seguridad. Dado su carácter lineal, las<br />
posiciones y los centros <strong>de</strong> mantenimiento están<br />
diseminados a lo largo <strong>de</strong> la traza <strong>de</strong>l gasoducto, por lo<br />
que la única posibilidad <strong>de</strong> realizar esta vigilancia en<br />
todo momento, <strong>de</strong> forma económica y segura, es<br />
mediante el sistema <strong>de</strong> telecontrol.<br />
– Mantenimiento mecánico, que normalmente se encarga<br />
también <strong>de</strong>l aislamiento, obra civil, pintura y el sistema<br />
contra incendios.<br />
– Mantenimiento eléctrico.<br />
– Mantenimiento <strong>de</strong> la instrumentación.<br />
El mantenimiento <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte y distribución<br />
<strong>de</strong>l sistema gasista español se ocupa <strong>de</strong> las siguientes<br />
instalaciones:<br />
El sistema <strong>de</strong> telecontrol no es más que un control a<br />
distancia que emplea las más mo<strong>de</strong>rnas técnicas <strong>de</strong><br />
telecomunicación. Precisa <strong>de</strong> una red <strong>de</strong> comunicaciones,<br />
con acceso a todas las posiciones y centros <strong>de</strong><br />
mantenimiento <strong>de</strong>l gasoducto, <strong>de</strong> forma que se pueda<br />
recibir y transmitir, <strong>de</strong> manera continua, todos los datos<br />
y ór<strong>de</strong>nes requeridos. Estos medios <strong>de</strong> comunicación<br />
también <strong>de</strong>ben dar soporte a una red telefónica<br />
automática <strong>de</strong> comunicaciones <strong>de</strong> servicio,<br />
257
mantenimiento y operación, <strong>de</strong> empleo exclusivo <strong>de</strong>l<br />
personal <strong>de</strong> la empresa gasista.<br />
El mantenimiento preventivo <strong>de</strong> la red conlleva<br />
actuaciones como:<br />
<strong>de</strong>finen el nivel <strong>de</strong> calidad <strong>de</strong> sus instalaciones, los<br />
cuales a su vez sirven <strong>de</strong> orientación para el<br />
establecimiento <strong>de</strong> futuras actuaciones y la <strong>de</strong>finición <strong>de</strong><br />
los planes <strong>de</strong> mantenimiento preventivo. Algunos <strong>de</strong><br />
estos parámetros son:<br />
– Detección y clasificación <strong>de</strong> fugas.<br />
Las fugas pue<strong>de</strong>n producirse en la unión entre dos<br />
tubos, entre tubería y accesorio o en el cuerpo <strong>de</strong> la<br />
tubería, <strong>de</strong>bido a materiales obsoletos, roturas<br />
acci<strong>de</strong>ntales causada por un tercero, aparición <strong>de</strong><br />
grietas o corrosión.<br />
La <strong>de</strong>tección y localización <strong>de</strong> fugas se realiza por<br />
reseguimiento <strong>de</strong> la red, mediante el empleo <strong>de</strong> equipos<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>tección y cuantificación (equipos <strong>de</strong> ionización <strong>de</strong><br />
llamas, ultrasonidos, combustión catalítica, etc.).<br />
– Vigilancias.<br />
La vigilancia <strong>de</strong> las instalaciones permite <strong>de</strong>tectar<br />
anomalías en las instalaciones, pudiendo realizarse a<br />
pie (medio más preciso) o en automóvil.<br />
Durante las vigilancias se revisan las partes aéreas <strong>de</strong><br />
las canalizaciones (pintura, revestimientos y dispositivos<br />
<strong>de</strong> aislamiento eléctrico), el <strong>de</strong>slizamiento <strong>de</strong> los<br />
terrenos, las instalaciones <strong>de</strong> protección catódica, las<br />
condiciones <strong>de</strong> flujo <strong>de</strong>l gas (presión, estado <strong>de</strong> filtros,<br />
etc.), las posibles válvulas y, en su caso, el contenido<br />
<strong>de</strong> odorizante.<br />
• Continuidad <strong>de</strong> suministro (Tiempo <strong>de</strong> Corte <strong>de</strong> Red<br />
no Programado). Sólo se consi<strong>de</strong>ran las interrupciones<br />
<strong>de</strong> suministro no programadas (roturas o fallos <strong>de</strong><br />
ERM):<br />
N.º<br />
clientes afectados × Tiempo <strong>de</strong> corte<br />
TCRT =<br />
N.º<br />
clientes totales<br />
• Continuidad <strong>de</strong> suministro (Tiempo <strong>de</strong> Corte <strong>de</strong> Red<br />
Programado). Sólo se consi<strong>de</strong>ran interrupciones <strong>de</strong><br />
suministro programadas:<br />
N.º<br />
clientes afectados × Tiempo <strong>de</strong> corte<br />
TCRT =<br />
N.º<br />
clientes totales<br />
• Índice <strong>de</strong> roturas <strong>de</strong> red o número <strong>de</strong> roturas por km<br />
<strong>de</strong> red:<br />
R =<br />
(*)<br />
N.º<br />
<strong>de</strong> fugas localizadas<br />
Total km <strong>de</strong> red <strong>de</strong> transporte<br />
(*)<br />
Incluye tanto roturas en red como en acometidas.<br />
Asimismo, el mantenimiento preventivo contempla la<br />
sustitución sistemática <strong>de</strong> aquellos tramos <strong>de</strong><br />
conducciones que, por sus características <strong>de</strong>terminadas,<br />
en base a la experiencia o estudios realizados, se prevea<br />
que puedan generar inci<strong>de</strong>ncias en el futuro.<br />
Por otro lado, el mantenimiento correctivo incluye la<br />
corrección <strong>de</strong> las fugas <strong>de</strong>tectadas, la sustitución <strong>de</strong><br />
canalizaciones, accesorios y equipos, la anulación <strong>de</strong><br />
tramos <strong>de</strong> red y las distintas operaciones <strong>de</strong>stinadas a<br />
mantener el servicio durante la reparación <strong>de</strong> averías.<br />
Respecto a la calidad <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte-distribución,<br />
las empresas gasistas emplean diversos indicadores que<br />
• Nivel <strong>de</strong> calidad y seguridad en re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución,<br />
medido a través <strong>de</strong>l número <strong>de</strong> fugas por km:<br />
(*)<br />
N.º<br />
<strong>de</strong> fugas localizadas<br />
R = Total km reseguidos en el año<br />
(*)<br />
Incluye las fugas <strong>de</strong>tectadas en el tramo comprendido entre<br />
válvula <strong>de</strong> acometida y armario <strong>de</strong> regulación. Los km<br />
reseguidos son <strong>de</strong> red <strong>de</strong> transporte.<br />
Adicionalmente, hay que señalar que las empresas<br />
transportistas y distribuidoras han <strong>de</strong>sarrollado<br />
internamente procedimientos y protocolos que <strong>de</strong>finen<br />
las operaciones a realizar, frecuencia <strong>de</strong> las mismas y<br />
258
medidas <strong>de</strong> seguridad, entre otros aspectos, en el<br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> <strong>de</strong> mantenimiento y calidad <strong>de</strong> sus re<strong>de</strong>s,<br />
con el fin <strong>de</strong> garantizar la fiabilidad <strong>de</strong>l servicio y la<br />
seguridad en la utilización <strong>de</strong> sus instalaciones.<br />
Por otro lado, es <strong>de</strong> <strong>de</strong>stacar que el Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema publica en su página web (www.enagas.es) para<br />
los meses siguientes el plan <strong>de</strong> mantenimiento y las<br />
afecciones previstas en las instalaciones <strong>de</strong> la Red Básica<br />
<strong>de</strong> gas que afectan a los puntos <strong>de</strong> entrada al sistema<br />
gasista español.<br />
En relación con las especificaciones <strong>de</strong> calidad relativas<br />
al propio gas natural, éstas se encuentran reguladas en<br />
los Protocolos <strong>de</strong> las Normas <strong>de</strong> Gestión Técnica <strong>de</strong>l<br />
Sistema (especificaciones <strong>de</strong> calidad <strong>de</strong> gas en las<br />
entradas al sistema - tabla 1.1 PD-01).<br />
De acuerdo con la experiencia adquirida hasta la fecha,<br />
el Gestor Técnico <strong>de</strong>l Ssitema apunta que en los<br />
ejercicios 2006, 2007 y <strong>2008</strong> la continuidad <strong>de</strong>l<br />
suministro no ha tenido inci<strong>de</strong>ncias <strong>de</strong>stacables hasta la<br />
fecha. Las inci<strong>de</strong>ncias menores fueron resueltas<br />
aplicando las Reglas <strong>de</strong> Actuación Invernal o<br />
<strong>de</strong>claración <strong>de</strong> Situación <strong>de</strong> Operación Excepcional<br />
(SOE).<br />
8.1.3. Medidas <strong>de</strong>stinadas a aten<strong>de</strong>r<br />
los momentos <strong>de</strong> máxima <strong>de</strong>manda<br />
y la insuficiencia <strong>de</strong> uno o más<br />
suministradores<br />
El Real Decreto 1716/2004, <strong>de</strong> 23 <strong>de</strong> julio, por el que se<br />
regula la obligación <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> existencias<br />
mínimas <strong>de</strong> seguridad, la diversificación <strong>de</strong><br />
abastecimiento <strong>de</strong> gas natural y la corporación <strong>de</strong><br />
reservas estratégicas <strong>de</strong> productos petrolíferos, así como<br />
las Normas <strong>de</strong> Gestión Técnica <strong>de</strong>l Sistema, recogen las<br />
principales medidas implantadas en relación con el<br />
incremento <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda o la escasez <strong>de</strong> gas, cualquiera<br />
que sea su causa, incluyendo la insuficiencia <strong>de</strong> uno o<br />
más suministradores.<br />
Este Real Decreto fue modificado en diciembre <strong>de</strong> 2007<br />
por el Real Decreto 1766/2007. Éste adapta las<br />
obligaciones <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> existencias mínimas y<br />
diversificación <strong>de</strong> los suministros a la nueva situación <strong>de</strong>l<br />
mercado, reduciendo los requerimientos <strong>de</strong><br />
diversificación <strong>de</strong> aprovisionamiento al 50%, limitando el<br />
cumplimiento <strong>de</strong> esta norma a los sujetos cuya cuota <strong>de</strong><br />
importación supere el 7% anual. A<strong>de</strong>más, mientras que el<br />
conjunto <strong>de</strong> los aprovisionamientos <strong>de</strong>l principal<br />
proveedor no superen el 50%, no se exigirá el<br />
cumplimiento <strong>de</strong> la diversificación <strong>de</strong> manera individual<br />
a cada empresa. De esta forma se evita que unos<br />
requisitos <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong>masiado estrictos pudieran<br />
llegar a dificultar la entrada <strong>de</strong> nuevos agentes al sistema<br />
y con ello, el fomento <strong>de</strong> la competencia.<br />
En relación con el mantenimiento <strong>de</strong> existencias <strong>de</strong><br />
seguridad, las obligaciones se reducen <strong>de</strong> 35 días <strong>de</strong> las<br />
ventas firmes, a 20 días <strong>de</strong> ventas firmes, siendo más<br />
restrictivo en lo que respecta a los lugares <strong>de</strong><br />
almacenamiento <strong>de</strong> dichas existencias. Las condiciones<br />
en las que han <strong>de</strong> mantenerse son las siguientes:<br />
1. 10 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año natural<br />
anterior, en todo momento, en concepto <strong>de</strong><br />
existencias mínimas <strong>de</strong> seguridad <strong>de</strong> carácter<br />
estratégico. Dichas existencias se mantendrán en<br />
almacenamientos subterráneos <strong>de</strong> la red básica,<br />
pudiéndose computar en dicha cuantía la parte <strong>de</strong>l<br />
gas colchón <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos<br />
extraíble por medios mecánicos.<br />
2. Unas existencias <strong>de</strong> carácter operativo equivalentes a<br />
10 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año natural anterior,<br />
que se computarán <strong>de</strong>l siguiente modo:<br />
a) 2 días <strong>de</strong> sus ventas firmes en el año anterior,<br />
que se acreditarán como media <strong>de</strong> los valores<br />
diarios en todos y cada uno <strong>de</strong> los meses <strong>de</strong>l<br />
período comprendido entre el día 1 <strong>de</strong> abril <strong>de</strong>l<br />
año n y el 31 <strong>de</strong> marzo <strong>de</strong>l año n+1. Dichas<br />
existencias se podrán mantener en plantas <strong>de</strong><br />
regasificación o en almacenamientos<br />
259
subterráneos excluyendo el gas colchón, o en<br />
plantas satélites.<br />
b) 8 días <strong>de</strong> sus ventas firmes durante el año n-1,<br />
como media durante el mes <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong>l año<br />
n, que se acreditarán como media <strong>de</strong> los<br />
valores diarios <strong>de</strong> cada uno <strong>de</strong> los días <strong>de</strong>l mes<br />
<strong>de</strong> octubre. Dichas existencias se mantendrán<br />
en cualquier tipo <strong>de</strong> almacenamiento<br />
subterráneo o en instalaciones <strong>de</strong><br />
almacenamiento que no pertenezcan a la red<br />
básica <strong>de</strong> gas natural.<br />
Por otra parte, como ya se ha indicado anteriormente,<br />
las Normas <strong>de</strong> Gestión Técnica <strong>de</strong>l Sistema constituyen<br />
uno <strong>de</strong> los elementos normativos básicos para<br />
garantizar el correcto funcionamiento <strong>de</strong>l sistema y la<br />
continuidad, calidad y seguridad <strong>de</strong>l suministro <strong>de</strong> gas<br />
natural.<br />
En este sentido, la NGTS-10, <strong>de</strong>nominada “Operación<br />
<strong>de</strong>l Sistema en situación excepcional”, establece las<br />
medidas generales <strong>de</strong> operación, coordinación y<br />
comunicación que <strong>de</strong>berá adoptar el Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema y que <strong>de</strong>berán ejecutar los sujetos afectados para<br />
garantizar en todo momento la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong> gas y la seguridad <strong>de</strong> las personas y los bienes cuando<br />
el sistema gasista se encuentre en Situación <strong>de</strong> Operación<br />
Excepcional:<br />
“Las situaciones <strong>de</strong> Operación Excepcional<br />
vendrán normalmente ocasionadas por la<br />
indisponibilidad <strong>de</strong> gas para su suministro en un<br />
área <strong>de</strong>l sistema gasista, por la paralización o<br />
indisponibilidad, total o parcial, <strong>de</strong> una planta <strong>de</strong><br />
GNL, por disminución <strong>de</strong>l aporte <strong>de</strong> gas por un<br />
gasoducto internacional, por un fuerte<br />
incremento imprevisible en el consumo, por<br />
indisponibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> equipos en la red <strong>de</strong><br />
transporte, por la falta <strong>de</strong> materia prima para la<br />
fabricación <strong>de</strong> gas manufacturado por<br />
canalización o por la existencia <strong>de</strong> una<br />
perturbación en el sistema”.<br />
Por su parte, la NGTS-9, <strong>de</strong>nominada “Operación<br />
normal <strong>de</strong>l sistema” contempla la posibilidad <strong>de</strong> que el<br />
Gestor Técnico <strong>de</strong>l Sistema, en colaboración con los<br />
operadores y usuarios, elabore anualmente un plan <strong>de</strong><br />
gestión invernal con objeto <strong>de</strong> garantizar el suministro<br />
ante el incremento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong>rivado <strong>de</strong> la<br />
estacionalidad <strong>de</strong>l mercado doméstico-comercial y <strong>de</strong><br />
repentinas olas <strong>de</strong> frío.<br />
Como consecuencia <strong>de</strong> esta disposición, el Ministerio <strong>de</strong><br />
Industria, Turismo y Comercio aprobó la Resolución <strong>de</strong><br />
11 <strong>de</strong> noviembre <strong>de</strong> <strong>2008</strong> por la que se aprueba el Plan<br />
<strong>de</strong> Actuación Invernal para la operación <strong>de</strong>l sistema<br />
gasista. Este plan, que es <strong>de</strong> aplicación durante el<br />
período comprendido entre el 1 <strong>de</strong> noviembre y el 31 <strong>de</strong><br />
marzo <strong>de</strong> cada año, compren<strong>de</strong> las reglas <strong>de</strong> actuación<br />
siguientes:<br />
1. Limitaciones a las exportaciones<br />
El objetivo <strong>de</strong> esta regla consiste en garantizar<br />
unas entradas mínimas por Larrau <strong>de</strong> 175.000<br />
m 3 (n)/h (50 GWh/día) para suministrar a los<br />
consumos en el valle <strong>de</strong>l Ebro, don<strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte está saturada. De acuerdo con las<br />
conclusiones alcanzadas por la Iniciativa Regional<br />
<strong>de</strong>l Sur <strong>de</strong>l ERGEG, esta limitación se verá<br />
progresivamente reducida hasta su eliminación, en<br />
la medida en que entren en funcionamiento nuevas<br />
infraestructuras <strong>de</strong> refuerzo <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte. Según lo previsto, esto podría tener<br />
lugar a finales <strong>de</strong> 2009.<br />
2. Existencias mínimas <strong>de</strong> gas natural licuado en<br />
plantas <strong>de</strong> regasificación<br />
Esta regla establece la obligación <strong>de</strong> que cada usuario<br />
<strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong> regasificación mantenga un nivel <strong>de</strong><br />
existencias <strong>de</strong> GNL en el conjunto <strong>de</strong> las mismas<br />
equivalentes a 3 días <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> regasificación<br />
contratada y un nivel <strong>de</strong> existencias <strong>de</strong> GNL en cada<br />
planta don<strong>de</strong> tenga capacidad contratada equivalente a<br />
2 días <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> regasificación contratada en<br />
dicha planta.<br />
260
3. Olas <strong>de</strong> frío<br />
Esta regla establece la obligación, sobre los<br />
comercializadores con clientes <strong>de</strong>l grupo 3, <strong>de</strong> tener<br />
capacidad disponible suficiente en las entradas <strong>de</strong>l<br />
sistema para cubrir su <strong>de</strong>manda en caso <strong>de</strong> ola <strong>de</strong> frío.<br />
Se <strong>de</strong>finen las olas <strong>de</strong> frío como “aquellas situaciones<br />
en que la temperatura significativa para el sistema<br />
gasista calculada por el GTS se sitúe en valores<br />
inferiores a los incluidos en una banda <strong>de</strong> fluctuación<br />
durante al menos 3 días consecutivos o en que<br />
Protección Civil <strong>de</strong>clare alerta por impactos previstos<br />
<strong>de</strong> fenómenos meteorológicos <strong>de</strong>manda convencional<br />
diaria supere los 1.020 GWh. La temperatura<br />
significativa <strong>de</strong>l sistema gasista se establecerá para<br />
cada día en base a una combinación <strong>de</strong> 5<br />
observatorios peninsulares preseleccionados,<br />
pon<strong>de</strong>rados por el consumo <strong>de</strong> gas en su zona, para<br />
los que la Agencia Estatal <strong>de</strong> Meteorología (AEMET)<br />
facilita los valores reales registrados y las<br />
predicciones <strong>de</strong> sus temperaturas medias (semisuma<br />
<strong>de</strong> las máximas y mínimas) con un horizonte <strong>de</strong> 10<br />
días. La curva <strong>de</strong> referencia <strong>de</strong> temperaturas<br />
representará la temperatura media <strong>de</strong> los quince días<br />
anteriores y posteriores a cada día, registrada durante<br />
los 10 últimos años. La banda <strong>de</strong> fluctuación estará<br />
constituida por las temperaturas que no difieran <strong>de</strong> la<br />
curva <strong>de</strong> referencia en más <strong>de</strong> 3,5 °C.”<br />
almacenamientos subterráneos y en la conexión<br />
internacional con Argelia, responsabilizando a cada<br />
agente <strong>de</strong> su mercado y <strong>de</strong> la gestión <strong>de</strong> su capacidad<br />
contratada.<br />
8.2. Seguridad <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong>l sistema<br />
eléctrico<br />
8.2.1. Calidad <strong>de</strong> suministro<br />
Funcionamiento <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte<br />
El Real Decreto 1955/2000, <strong>de</strong> 1 <strong>de</strong> diciembre, por el<br />
que se regulan las activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte, distribución,<br />
comercialización, suministro y procedimientos <strong>de</strong><br />
autorización <strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong> energía eléctrica, <strong>de</strong>finió<br />
una serie <strong>de</strong> parámetros representativos <strong>de</strong> los niveles <strong>de</strong><br />
calidad que sirven para el establecimiento <strong>de</strong> incentivos y<br />
penalizaciones. Los valores <strong>de</strong> dichos índices <strong>de</strong> calidad<br />
se modificaron en el Anexo VIII <strong>de</strong>l Real Decreto<br />
1634/2006, <strong>de</strong> 29 <strong>de</strong> diciembre, por el que se establece la<br />
tarifa eléctrica a partir <strong>de</strong> 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2007. La calidad<br />
global <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte es exigida por punto<br />
frontera y por instalación, mientras que los indicadores<br />
<strong>de</strong> medida son la energía no suministrada ENS, el tiempo<br />
<strong>de</strong> interrupción medio TIM y la indisponibilidad <strong>de</strong> la<br />
red, analizados a continuación.<br />
El contenido <strong>de</strong> este Plan Invernal simplifica el número<br />
<strong>de</strong> reglas contempladas en años anteriores, aportando<br />
mayor flexibilidad en la operación <strong>de</strong> los<br />
En el año 2006, que son los últimos datos disponibles, la<br />
energía no suministrada, referida a la red <strong>de</strong> transporte<br />
peninsular ha sido la que se muestra en la figura 8.2.1.<br />
261
Figura 8.2.1. Energía no suministrada por inci<strong>de</strong>ncias en la red <strong>de</strong> transporte (MWh). Año 2006<br />
9.000<br />
8.000<br />
7.000<br />
6.000<br />
5.000<br />
4.000<br />
3.000<br />
2.000<br />
1.000<br />
0<br />
Fuente: REE.<br />
1986<br />
1987<br />
1988<br />
1989<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
Igualmente, en el año 2006, últimos datos disponibles, el tiempo <strong>de</strong> interrupción medio es el que se muestra en la<br />
figura 8.2.2.<br />
1996<br />
Red Eléctrica (*) Resto <strong>de</strong> empresas Total<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
Figura 8.2.2. Tiempo <strong>de</strong> interrupción medio (min.). Año 2006<br />
40<br />
35<br />
30<br />
25<br />
20<br />
15<br />
10<br />
5<br />
0<br />
Fuente: REE.<br />
1986<br />
1987<br />
1988<br />
1989<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
Red Eléctrica (*) Resto <strong>de</strong> empresas Total<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
262
Funcionamiento <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> distribución<br />
En cuanto a la calidad <strong>de</strong>l servicio, las empresas<br />
distribuidoras están obligadas a mantener los niveles <strong>de</strong><br />
calidad zonal asignados en aquellas zonas don<strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>sarrollen su actividad.<br />
La medida <strong>de</strong> la calidad zonal se efectúa sobre la base<br />
<strong>de</strong>l TIEPI (tiempo <strong>de</strong> interrupción equivalente a la<br />
potencia instalada), el percentil <strong>de</strong>l TIEPI (valor <strong>de</strong>l<br />
TIEPI que no es superado por el 80% <strong>de</strong> los municipios),<br />
y el NIEPI (número <strong>de</strong> interrupciones equivalente a la<br />
potencia instalada).<br />
Figura 8.2.3. Evolución <strong>de</strong>l TIEPI imprevisto por CCAA.<br />
TIEPI<br />
TOTAL<br />
COM. AUTÓNOMA 2003 2004 2005 2006 2007<br />
ANDALUCÍA 4,09 4,60 3,25 2,39 2,14<br />
ARAGÓN 3,00 2,01 1,51 1,32 1,11<br />
ASTURIAS 1,39 1,45 1,27 1,86 1,14<br />
BALEARES 7,49 3,25 2,20 1,83 1,85<br />
CANARIAS 4,38 2,57 9,25 1,38 0,95<br />
CANTABRIA 1,67 2,16 1,56 1,60 1,29<br />
CASTILLA Y LEÓN 2,04 1,63 1,56 2,12 2,00<br />
CASTILLA-LA MANCHA 2,61 2,24 1,99 2,61 2,20<br />
CATALUÑA 3,01 1,84 1,57 1,79 1,48<br />
EXTREMADURA 3,96 3,36 2,54 2,62 1,74<br />
GALICIA 2,46 2,28 1,63 2,62 1,41<br />
LA RIOJA 1,60 1,88 1,39 1,92 1,13<br />
MADRID 1,20 1,21 1,07 1,26 0,91<br />
MURCIA 2,92 2,28 2,21 3,56 3,23<br />
NAVARRA 2,17 2,55 1,39 1,40 1,32<br />
PAÍS VASCO 1,59 1,36 1,54 1,89<br />
C. VALENCIANA 2,76 2,54 2,15 2,40 1,27<br />
CEUTA 0,47 5,04 3,34 9,14<br />
MELILLA 10,66 29,30 7,33 4,20<br />
Total <strong>Nacional</strong> 2,86 2,42 2,18 2,04<br />
Fuente: MITyC.<br />
263
En España existe una gran diferencia en los índices <strong>de</strong><br />
calidad <strong>de</strong> suministro entre Comunida<strong>de</strong>s Autónomas.<br />
Así, mientras que el tiempo medio <strong>de</strong> interrupción en<br />
2007 para la provincia que tiene mejor calidad <strong>de</strong><br />
suministro (Madrid) es <strong>de</strong> 0,91 horas y en la <strong>de</strong> peor<br />
calidad (Ceuta) el tiempo ascien<strong>de</strong> a 5.95 horas.<br />
8.2.2. Nivel <strong>de</strong> mantenimiento <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s<br />
De cara al mantenimiento realizado en las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> las<br />
activida<strong>de</strong>s eléctricas reguladas cabe distinguir entre<br />
mantenimiento preventivo y mantenimiento correctivo.<br />
– Observar el nivel <strong>de</strong> líquido aislante, bien en el<br />
<strong>de</strong>pósito <strong>de</strong> expansión o en los visores <strong>de</strong> la cuba, si<br />
no tuviese <strong>de</strong>pósito.<br />
– Comprobar el estado <strong>de</strong> envejecimiento <strong>de</strong> las gomas<br />
Silent-block.<br />
– Comprobar estado general <strong>de</strong> la pintura y repasar las<br />
oxidaciones.<br />
Observar el estado <strong>de</strong> los aisladores y proce<strong>de</strong>r a su El<br />
mantenimiento preventivo para los centros <strong>de</strong><br />
transformación tipo caseta, consiste en realizar una serie<br />
<strong>de</strong> acciones sobre los distintos equipos que lo componen:<br />
Se consi<strong>de</strong>ra como mantenimiento preventivo todas las<br />
acciones realizadas por las distintas compañías<br />
encaminadas al cumplimiento <strong>de</strong> la legislación vigente,<br />
así como el conjunto <strong>de</strong> intervenciones periódicas que se<br />
realizan sobre los equipos, con el fin <strong>de</strong> minimizar la<br />
probabilidad <strong>de</strong> avería e indisponibilidad.<br />
En el caso <strong>de</strong> las líneas aéreas el mantenimiento<br />
preventivo consiste en:<br />
• Inspección visual y termográfica <strong>de</strong> los apoyos,<br />
conductores y aisladores.<br />
• Tala, poda y limpieza <strong>de</strong> calle.<br />
En el caso <strong>de</strong> las líneas subterráneas, el mantenimiento<br />
consta <strong>de</strong>:<br />
• Inspección visual <strong>de</strong> la canalización.<br />
• Inspección mediante radar <strong>de</strong> la misma con la finalidad<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>tectar los puntos débiles o afectados <strong>de</strong> cada tramo.<br />
– Verificar la continuidad <strong>de</strong> la malla general <strong>de</strong> tierra.<br />
– Comprobar que la grava situada bajo el<br />
transformador no tiene tierra, arena, ni objetos que<br />
impidan el filtrado <strong>de</strong> las posibles pérdidas <strong>de</strong> aceite.<br />
– Engrasar las ruedas.<br />
– Inspeccionar el accionamiento manual <strong>de</strong>l regulador,<br />
observando que se logra la conmutación en todas las<br />
tomas.<br />
• Cabinas<br />
– Revisar la bancada saneando las grietas <strong>de</strong> obra civil<br />
y los herrajes <strong>de</strong> fijación.<br />
– Observar armarios comprobando que no se producen<br />
con<strong>de</strong>nsaciones en el interior y que el armario sea lo<br />
más hermético posible, evitando la entrada <strong>de</strong><br />
animales.<br />
– Comprobar la señalización mecánica y luminosa.<br />
– Comprobar el estado <strong>de</strong> las conexiones <strong>de</strong> las puestas<br />
a tierra <strong>de</strong> cabinas con la malla <strong>de</strong> protección <strong>de</strong> la<br />
instalación.<br />
– Revisar el estado general <strong>de</strong> la pintura y repasar las<br />
oxidaciones.<br />
– Comprobar las uniones atornilladas <strong>de</strong>l equipo.<br />
• Interruptor<br />
– Revisar y comprobar el funcionamiento <strong>de</strong>l<br />
accionamiento manual.<br />
– Revisar el estado <strong>de</strong> los mecanismos <strong>de</strong><br />
accionamiento, comprobando articulaciones, levas,<br />
gatillos y pasadores.<br />
– Revisar los relés térmicos o fusibles <strong>de</strong> los motores.<br />
– Comprobar en los motores las escobillas, conexiones,<br />
contactos y finales <strong>de</strong> carrera.<br />
– Inspeccionar los contactos <strong>de</strong>slizantes, comprobando<br />
su estado y revisando la zona <strong>de</strong> paso <strong>de</strong> corriente<br />
<strong>de</strong>l contacto móvil con la parte fija.<br />
264
– Comprobar el estado <strong>de</strong> los aisladores y las uniones<br />
atornilladas <strong>de</strong>l equipo.<br />
• Transformador<br />
– Comprobar que las conexiones a tierra <strong>de</strong> la cuba,<br />
carriles y elementos auxiliares realizan una buena<br />
conexión.<br />
– Limpieza.<br />
– Eliminar los óxidos en las superficies <strong>de</strong> contacto<br />
atornilladas.<br />
– Comprobar y reapretar las conexiones a los bornes<br />
<strong>de</strong> la máquina.<br />
– Medir el aislamiento entre <strong>de</strong>vanados y entre éstos y<br />
tierra.<br />
– Comprobar señales <strong>de</strong> alarma y disparo por<br />
temperatura <strong>de</strong>l transformador.<br />
– Observar el estado <strong>de</strong>l silicagel.<br />
• Cuadro Baja Tensión<br />
– Comprobar el estado y apriete <strong>de</strong> todas las<br />
conexiones <strong>de</strong> puesta a tierra <strong>de</strong> protección <strong>de</strong> la<br />
instalación, así como su continuidad con la malla<br />
general.<br />
– Comprobar que el tarado <strong>de</strong> los fusibles<br />
correspon<strong>de</strong>n al circuito a proteger.<br />
– Comprobar el estado y apriete <strong>de</strong> las conexiones <strong>de</strong><br />
las bases <strong>de</strong>l embarrado y <strong>de</strong> las salidas <strong>de</strong> Baja<br />
tensión a las bases, así como su calentamiento.<br />
• Local<br />
– Limpieza <strong>de</strong>l local.<br />
– Observar el estado <strong>de</strong> las rejillas <strong>de</strong> ventilación,<br />
cuidando que no estén obstruidas ni oxidadas.<br />
– Inspeccionar el alumbrado general, revisando y<br />
limpiando los puntos <strong>de</strong> luz, interruptores, enchufes,<br />
cajas y fusibles.<br />
– Inspeccionar el alumbrado <strong>de</strong> emergencia<br />
comprobando que actúa ante la falta <strong>de</strong> alumbrado<br />
general.<br />
– Comprobar el sistema <strong>de</strong> arranque y parada <strong>de</strong> la<br />
bomba <strong>de</strong> achique.<br />
– Comprobar el sistema <strong>de</strong> ventilación forzada.<br />
El mantenimiento preventivo para los centros <strong>de</strong><br />
transformación tipo intemperie, consiste también en<br />
realizar una serie <strong>de</strong> acciones sobre los distintos equipos<br />
que lo componen:<br />
• Seccionador fusible<br />
– Observar el estado <strong>de</strong> los aisladores <strong>de</strong> los<br />
seccionadores y que el conjunto no tenga óxido en la<br />
fijación, en el bastidor o en las cuchillas y mordazas.<br />
– En los fusibles, observar su limpieza y las posibles<br />
oxidaciones en las mordazas.<br />
– Comprobar la correcta actuación <strong>de</strong>l seccionador y<br />
que las maniobras <strong>de</strong> apertura y cierre se realizan<br />
con facilidad.<br />
– Medir por termovisión la temperatura <strong>de</strong> las<br />
conexiones.<br />
– Comprobar que los bastidores <strong>de</strong> los elementos <strong>de</strong><br />
protección y maniobra están puestos correctamente a<br />
tierra y que las piezas <strong>de</strong> conexión no tienen roturas<br />
ni fisuras.<br />
– Medir la resistencia <strong>de</strong> puesta a tierra <strong>de</strong> los herrajes.<br />
• Transformador<br />
– Comprobar que las conexiones a tierra <strong>de</strong> la cuba,<br />
carriles y elementos auxiliares realizan una buena<br />
conexión.<br />
– Inspeccionar el accionamiento manual <strong>de</strong>l regulador,<br />
observando que se logra la conmutación en todas las<br />
tomas.<br />
– Observar el nivel <strong>de</strong> líquido aislante, bien en el<br />
<strong>de</strong>pósito <strong>de</strong> expansión o en los visores <strong>de</strong> la cuba, si<br />
no tuviese <strong>de</strong>pósito.<br />
– Comprobar estado general <strong>de</strong> la pintura y repasar las<br />
oxidaciones.<br />
– Observar el estado <strong>de</strong> los aisladores y proce<strong>de</strong>r a su<br />
limpieza.<br />
265
– Eliminar los óxidos en las superficies <strong>de</strong> contacto<br />
atornilladas.<br />
– Comprobar y reapretar las conexiones a los bornes<br />
<strong>de</strong> la máquina.<br />
– Medir el aislamiento entre <strong>de</strong>vanados y entre éstos y<br />
tierra.<br />
– Observar el estado <strong>de</strong>l silicagel.<br />
• Cuadro Baja Tensión<br />
– Comprobar el estado y apriete <strong>de</strong> todas las<br />
conexiones <strong>de</strong> puesta a tierra <strong>de</strong> protección <strong>de</strong> la<br />
instalación, así como su continuidad con la malla<br />
general.<br />
– Comprobar que el tarado <strong>de</strong> los fusibles<br />
correspon<strong>de</strong>n al circuito a proteger.<br />
– Comprobar el estado y apriete <strong>de</strong> las conexiones <strong>de</strong><br />
las bases <strong>de</strong>l embarrado y <strong>de</strong> las salidas <strong>de</strong> Baja<br />
tensión a las bases, así como su calentamiento.<br />
• Autoválvula<br />
– Comprobar el buen estado <strong>de</strong> las autoválvulas.<br />
Observar su montaje, <strong>de</strong>terioro o rotura<br />
– Comprobar la buena conexión a tierra <strong>de</strong> las<br />
autoválvulas.<br />
– Comprobar el estado <strong>de</strong>l dispositivo <strong>de</strong> <strong>de</strong>sconexión<br />
<strong>de</strong> las autoválvulas, por si estuviera señalizando<br />
sobresolicitación o avería.<br />
– Comprobar la regleta <strong>de</strong> bornas y cableado.<br />
– Comprobar y limpiar los contactos auxiliares.<br />
– Comprobar el funcionamiento <strong>de</strong> las resistencias <strong>de</strong><br />
calefacción.<br />
– Comprobar la puesta a tierra <strong>de</strong>l armario <strong>de</strong><br />
mando.<br />
– Comprobar finales <strong>de</strong> carrera.<br />
– Comprobar los bloqueos mecánicos.<br />
– Comprobar motor, escobillas y conexiones.<br />
– Comprobar timonerías y articulaciones.<br />
– Limpiar y engrasar guías.<br />
– Comprobar las conexiones <strong>de</strong>l circuito principal.<br />
– Comprobar estado <strong>de</strong> aisladores.<br />
– En el caso <strong>de</strong> seccionadores con cuchillas <strong>de</strong><br />
puesta a tierra, comprobar dichas cuchillas, la<br />
trenza <strong>de</strong> conexionado a tierra, la timonería y<br />
articulaciones, el enclavamiento eléctrico y el<br />
bloqueo mecánico.<br />
• Interruptor<br />
– En la bancada:<br />
• Comprobar la puesta a tierra.<br />
• Comprobar los herrajes <strong>de</strong> fijación.<br />
• Observar la fijación <strong>de</strong> carriles y frenado <strong>de</strong><br />
ruedas.<br />
– En los mandos:<br />
El mantenimiento preventivo para las subestaciones<br />
consiste, al igual que en los casos anteriores, en realizar<br />
una serie <strong>de</strong> acciones sobre los distintos equipos que lo<br />
componen:<br />
• Seccionador<br />
– Comprobar las superficies <strong>de</strong> contacto, hacer varias<br />
maniobras con accionamiento manual y eléctrico.<br />
Medir las superficies <strong>de</strong> contacto<br />
– Comprobar la puesta a tierra <strong>de</strong> la estructura<br />
saneando los herrajes y limpiando las oxidaciones.<br />
• Comprobar los armarios.<br />
• Revisar la regleta <strong>de</strong> bornas y cableados.<br />
• Revisar y limpiar los contactos auxiliares.<br />
• Inspeccionar las resistencias <strong>de</strong> calefacción.<br />
• Revisar la indicación mecánica <strong>de</strong> posición.<br />
• Revisar el accionamiento manual.<br />
• Revisar relés.<br />
• Revisar estado <strong>de</strong> los mecanismos <strong>de</strong><br />
accionamiento.<br />
• Revisar la puesta a tierra.<br />
• Revisar contadores.<br />
• Revisar las escobillas y conexiones <strong>de</strong> motores.<br />
266
– Comprobar las conexiones <strong>de</strong>l circuito principal y<br />
entre cámaras.<br />
– Comprobar el estado general <strong>de</strong> la pintura y limpiar<br />
las oxidaciones.<br />
– Observar el estado <strong>de</strong> los aisladores.<br />
– En los elementos <strong>de</strong> corte <strong>de</strong> pequeño volumen <strong>de</strong><br />
aceite:<br />
• Inspeccionar niveles y pérdidas <strong>de</strong> aceite en cámaras.<br />
• Inspeccionar cámara <strong>de</strong> corte.<br />
• Comprobar tapas y juntas <strong>de</strong> los polos.<br />
• Verificar pérdidas <strong>de</strong> aceite por el eje y grifos <strong>de</strong><br />
vaciado.<br />
• Revisar contactos y parachispas.<br />
• Revisión general monocámaras.<br />
• Inspeccionar contactos <strong>de</strong>slizantes.<br />
– En los elementos <strong>de</strong> corte <strong>de</strong> SF 6<br />
:<br />
• Comprobar cámara <strong>de</strong> corte.<br />
• Revisar estado <strong>de</strong> contactos parachispas y toberas.<br />
• Inspeccionar segmentos <strong>de</strong>l pistón.<br />
• Inspeccionar contactos <strong>de</strong>slizantes.<br />
• Inspeccionar contracontacto fijo.<br />
• Comprobar las juntas.<br />
• Comprobar dispositivo <strong>de</strong> seguridad.<br />
– En los elementos <strong>de</strong> corte <strong>de</strong> Vacío:<br />
• Comprobar tapas y juntas <strong>de</strong> los polos.<br />
• Comprobar contactos y parachispas.<br />
• Comprobar las juntas.<br />
– Verificar sincronismo longitudinal entre cámaras.<br />
– Verificar sincronismo transversal entre fases.<br />
– En interruptores <strong>de</strong> pequeño volumen <strong>de</strong> aceite,<br />
comprobar la rigi<strong>de</strong>z dieléctrica <strong>de</strong>l aceite.<br />
– En interruptores <strong>de</strong> SF 6<br />
, medir presiones y <strong>de</strong>nsidad<br />
<strong>de</strong>l gas.<br />
• Transformador <strong>de</strong> tensión<br />
– Comprobar puestas a tierras <strong>de</strong> la bancada.<br />
– Sanear pintura <strong>de</strong>l soporte metálico.<br />
– Revisar conexiones <strong>de</strong> entrada y salida <strong>de</strong>l circuito<br />
principal.<br />
– Inspeccionar estado <strong>de</strong> los aisladores.<br />
– Verificar aislamiento a tierra.<br />
– En el secundario:<br />
• Revisar pasatapas.<br />
• Revisar conexiones.<br />
• Revisar juntas <strong>de</strong> tapas.<br />
– En el primario:<br />
• Revisar estanqueidad <strong>de</strong>l transformador y cuba.<br />
• Revisar membrana <strong>de</strong> dilatación.<br />
• Revisar membrana <strong>de</strong> seguridad.<br />
• Comprobar estado general <strong>de</strong> las conexiones.<br />
• Transformador <strong>de</strong> intensidad<br />
– Comprobar puestas a tierras <strong>de</strong> la bancada.<br />
– Sanear pintura <strong>de</strong>l soporte metálico.<br />
– Revisar conexiones <strong>de</strong> entrada y salida <strong>de</strong>l circuito<br />
principal.<br />
– Inspeccionar estado <strong>de</strong> los aisladores.<br />
– Verificar aislamiento a tierra.<br />
– Verificar aislamiento entre <strong>de</strong>vanados.<br />
– En el secundario.<br />
• Revisar conexiones.<br />
– En el primario:<br />
• Revisar membrana <strong>de</strong> dilatación.<br />
• Revisar membrana <strong>de</strong> seguridad.<br />
• Relé<br />
– Comprobar ajustes.<br />
– Verificar tiempos <strong>de</strong> operación temporizado.<br />
– Verificar tiempos <strong>de</strong> operación instantáneo.<br />
– Comprobar disparo <strong>de</strong> interruptor.<br />
267
– Comprobar tensión <strong>de</strong> salida.<br />
– Comprobar umbral <strong>de</strong> actuación.<br />
– Comprobar señalizaciones.<br />
• Transformador <strong>de</strong> potencia<br />
– Comprobar puestas a tierra <strong>de</strong> la bancada.<br />
– Comprobar frenado <strong>de</strong> ruedas.<br />
– En los mandos:<br />
• Comprobar armarios.<br />
• Comprobar regleta <strong>de</strong> bornas y cableado.<br />
• Comprobar accionamiento manual y eléctrico <strong>de</strong>l<br />
regulador.<br />
• Comprobar relés térmicos y fusibles.<br />
• Comprobar contactores.<br />
• Comprobar relés auxiliares.<br />
• Comprobar motor.<br />
– Observar el estado <strong>de</strong>l silicagel.<br />
– Medir rigi<strong>de</strong>z dieléctrica <strong>de</strong>l aceite.<br />
• Rectificador y Baterías<br />
– Revisar puesta a tierra <strong>de</strong> bancada.<br />
– Revisar parte metálicas.<br />
– En el rectificador:<br />
• Verificar carga.<br />
• Revisar alarmas tensiones máxima y mínima.<br />
• Verificar fallo <strong>de</strong>l cargador.<br />
• Verificar aparato <strong>de</strong> medida.<br />
– Verificar voltaje total.<br />
– Verificar voltaje <strong>de</strong> cada elemento.<br />
– Verificar <strong>de</strong>nsidad <strong>de</strong>l electrolito.<br />
– Revisar nivel electrolito.<br />
– Refrigeración:<br />
• Baterías con<strong>de</strong>nsadores<br />
• Observar y comprobar los ventiladores.<br />
• Observar los indicadores <strong>de</strong> circulación.<br />
• Observar y comprobar los radiadores.<br />
• Comprobar la válvula <strong>de</strong> aislamiento <strong>de</strong> los<br />
radiadores.<br />
– Comprobar amortiguadores.<br />
– Comprobar estado general <strong>de</strong> la pintura y<br />
oxidaciones.<br />
– Observar estado <strong>de</strong> los aisladores.<br />
– Comprobar conexiones primarias y secundarias.<br />
– Observar diafragma <strong>de</strong> la válvula <strong>de</strong> expansión.<br />
– Purgar aires y gases <strong>de</strong>l transformador.<br />
– Medir aislamiento a tierra <strong>de</strong> los <strong>de</strong>vanados.<br />
– Medir aislamiento entre <strong>de</strong>vanados.<br />
– Comprobar puesta en marcha y parada por<br />
temperatura <strong>de</strong> refrigeración.<br />
– Comprobar alarma y disparo <strong>de</strong>l relé conmutador.<br />
– Comprobar válvula <strong>de</strong> sobrepresión.<br />
– Comprobar relé Buchholz.<br />
– Inspeccionar estructura.<br />
– Verificar funcionamiento <strong>de</strong> con<strong>de</strong>nsadores.<br />
– Comprobar estado <strong>de</strong> con<strong>de</strong>nsadores.<br />
– Limpiar con<strong>de</strong>nsadores.<br />
– Revisar conexiones.<br />
– Comprobar fusibles.<br />
– Revisar tierras.<br />
• Pararrayos<br />
– Comprobar puesta a tierra <strong>de</strong> la bancada.<br />
– Revisar estado general <strong>de</strong> la pintura y oxidaciones.<br />
– Observar estado <strong>de</strong> los aisladores.<br />
– Verificar contador <strong>de</strong> <strong>de</strong>scargas.<br />
Se consi<strong>de</strong>ra mantenimiento correctivo el conjunto <strong>de</strong><br />
acciones que se realizan sobre <strong>de</strong>terminados equipos,<br />
como consecuencia <strong>de</strong> anomalías en su funcionamiento,<br />
<strong>de</strong>tectadas en revisiones preventivas, inspecciones<br />
reglamentarias o averías surgidas <strong>de</strong> forma intempestiva.<br />
268
9. Consi<strong>de</strong>raciones medioambientales<br />
La utilización y la transformación <strong>de</strong> la energía son<br />
activida<strong>de</strong>s enormemente vinculadas al <strong>de</strong>sarrollo<br />
económico <strong>de</strong> los países. Sin embargo, estas activida<strong>de</strong>s<br />
tienen efectos negativos sobre el medio ambiente, que<br />
pue<strong>de</strong>n ser <strong>de</strong> alcance local o global, o tener<br />
consecuencias <strong>de</strong> corto o <strong>de</strong> largo plazo.<br />
Entre los principales impactos que las activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
transformación <strong>de</strong> la energía tienen sobre el medio, se<br />
encuentran la emisión <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos,<br />
como SO 2<br />
, NO x<br />
(principales causantes <strong>de</strong> las lluvias<br />
ácidas) y CO 2<br />
(consi<strong>de</strong>rado el principal causante <strong>de</strong>l<br />
efecto inverna<strong>de</strong>ro) y la generación <strong>de</strong> residuos<br />
radiactivos <strong>de</strong> media y alta actividad. Asimismo, en<br />
dichas activida<strong>de</strong>s se consumen combustibles fósiles<br />
limitados, sin ninguna responsabilidad intergeneracional.<br />
A pesar <strong>de</strong> esta probada afección negativa sobre el<br />
medio, los precios <strong>de</strong> la electricidad, <strong>de</strong>l gas natural o <strong>de</strong><br />
los productos petrolíferos no recogen la totalidad <strong>de</strong>l<br />
coste <strong>de</strong> los impactos ambientales que el uso <strong>de</strong> estos<br />
combustibles lleva asociado, ni los costes <strong>de</strong> largo plazo<br />
por el consumo <strong>de</strong> unos recursos naturales limitados, por<br />
lo que la asignación <strong>de</strong> recursos en los mercados<br />
energéticos podría resultar ineficiente. Estos costes se<br />
<strong>de</strong>nominan costes sociales, porque no recaen<br />
generalmente sobre los agentes que los ocasionan, sino<br />
sobre la sociedad en su conjunto.<br />
Para conseguir una asignación eficiente en un mercado<br />
<strong>de</strong> libre competencia, existen diversas posibilida<strong>de</strong>s,<br />
alguna <strong>de</strong> ellas <strong>de</strong> difícil aplicación, como la prohibición<br />
<strong>de</strong>l uso <strong>de</strong>l producto contaminante 1 y la internalización<br />
<strong>de</strong> los costes ambientales y <strong>de</strong> largo plazo en el precio<br />
<strong>de</strong> la energía, mediante la regulación económica <strong>de</strong> las<br />
activida<strong>de</strong>s energéticas.<br />
1<br />
El RD 403/2000, <strong>de</strong> 24 <strong>de</strong> marzo, por el que se prohíbe la<br />
comercialización <strong>de</strong> gasolinas con plomo, transpuso la Directiva<br />
98/70/CE sobre esta materia, prohibiendo este producto a partir<br />
<strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2002. Esta fecha fue a<strong>de</strong>lantada posteriormente<br />
a septiembre <strong>de</strong> 2001.<br />
La primera <strong>de</strong> las medidas mencionadas, la prohibición o<br />
limitación <strong>de</strong> uso, no resulta <strong>de</strong> fácil implementación en<br />
el caso <strong>de</strong> un producto como es la energía, fundamental<br />
no sólo para el <strong>de</strong>sarrollo económico, sino también para<br />
el <strong>de</strong>senvolvimiento humano en cualquier civilización<br />
actual <strong>de</strong>sarrollada. Por este motivo, se suele pensar más<br />
en la utilización <strong>de</strong> medidas <strong>de</strong> internalización <strong>de</strong> costes<br />
en el precio <strong>de</strong>l producto. En este caso, se suelen<br />
introducir mecanismos <strong>de</strong> tipo “indirecto”, con el fin <strong>de</strong><br />
evitar en lo posible restricciones directas en el mercado.<br />
Los instrumentos <strong>de</strong> internalización, que se emplean cada<br />
vez con mayor asiduidad en los sectores energéticos<br />
liberalizados, son los mecanismos fiscales, los incentivos<br />
económicos y los instrumentos <strong>de</strong> mercado. A<strong>de</strong>más,<br />
existen otras vías <strong>de</strong> internalización complementarias,<br />
como el fomento <strong>de</strong> la información al consumidor, con el<br />
fin <strong>de</strong> introducir y mejorar la cultura <strong>de</strong>l ahorro, y la<br />
formalización <strong>de</strong> acuerdos voluntarios entre empresas y<br />
Administraciones, para limitar las emisiones e<br />
incrementar el ahorro y la eficiencia energética.<br />
La regulación económica en los sistemas energéticos<br />
liberalizados tiene por objeto asegurar que las activida<strong>de</strong>s<br />
liberalizadas se <strong>de</strong>sarrollen en mercados lo más perfectos<br />
posibles, mientras que las activida<strong>de</strong>s reguladas se<br />
<strong>de</strong>sarrollan en régimen <strong>de</strong> monopolio con regulaciones<br />
que promuevan su funcionamiento <strong>de</strong> la forma más<br />
eficiente posible. La regulación trata <strong>de</strong> paliar, en lo<br />
posible, los llamados fallos <strong>de</strong> mercado, entre otros, la<br />
no consi<strong>de</strong>ración <strong>de</strong> los costes sociales.<br />
De esta forma, en los sistemas liberalizados, el Estado<br />
impone directamente a los agentes las condiciones <strong>de</strong><br />
protección <strong>de</strong>l medio ambiente en las <strong>de</strong>claraciones <strong>de</strong><br />
impacto ambiental que acompañan a las autorizaciones<br />
<strong>de</strong> las instalaciones 2 . En ellas, previo a un trámite <strong>de</strong><br />
audiencia pública, la Administración ambiental analiza la<br />
viabilidad <strong>de</strong> la instalación <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista<br />
2<br />
El Real Decreto Legislativo 1/<strong>2008</strong>, <strong>de</strong> 11 <strong>de</strong> enero, aprueba el<br />
texto refundido <strong>de</strong> la Ley <strong>de</strong> Evaluación <strong>de</strong> Impacto Ambiental<br />
<strong>de</strong> proyectos.<br />
269
ambiental, formula las actuaciones correctoras que<br />
consi<strong>de</strong>ra necesarias e impone los límites <strong>de</strong> emisión e<br />
inmisión que se han establecido con carácter general 3 .<br />
Estos son los mecanismos <strong>de</strong> tipo “directo” o <strong>de</strong><br />
“command and control”, según la terminología<br />
anglosajona.<br />
En un intento <strong>de</strong> ir más allá en la voluntad <strong>de</strong> protección<br />
ambiental manifestada a través <strong>de</strong> la regulación, se ha<br />
tratado <strong>de</strong> integrar todos los aspectos relacionados con<br />
dicha protección, creando la llamada “autorización<br />
ambiental integrada”, establecida en la Ley 16/2002, <strong>de</strong> 1<br />
<strong>de</strong> julio, <strong>de</strong> trasposición <strong>de</strong> la Directiva 96/61/CE, relativa<br />
a la prevención y al control integrado <strong>de</strong> la<br />
contaminación. La Ley prevé una evaluación ambiental<br />
periódica, e impone la necesidad <strong>de</strong> aplicar medidas <strong>de</strong><br />
corrección <strong>de</strong> los impactos teniendo en cuenta los avances<br />
tecnológicos para la utilización <strong>de</strong> la mejor tecnología. Al<br />
mismo tiempo, trata <strong>de</strong> lograr una protección <strong>de</strong> conjunto,<br />
coordinando a todas las Administraciones implicadas para<br />
agilizar trámites y reducir las cargas administrativas <strong>de</strong><br />
los particulares, a la vez que se aglutinan en un solo acto<br />
administrativo todas las autorizaciones ambientales<br />
existentes en materia <strong>de</strong> producción y gestión <strong>de</strong> residuos,<br />
<strong>de</strong> vertidos a las aguas continentales (tanto en el caso <strong>de</strong><br />
vertidos a la red integral <strong>de</strong> saneamiento como los<br />
vertidos <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la tierra al mar) y las limitaciones en<br />
materia <strong>de</strong> contaminación atmosférica.<br />
<strong>de</strong> emisiones a la atmósfera <strong>de</strong> <strong>de</strong>terminados<br />
agentes contaminantes proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s<br />
instalaciones <strong>de</strong> combustión. Esta Directiva revisa la<br />
Directiva 88/609/CEE, imponiendo límites <strong>de</strong> emisión<br />
<strong>de</strong> SO 2<br />
, NO x<br />
y partículas más exigentes, que afectarán<br />
tanto a instalaciones nuevas como existentes, en este<br />
último caso a partir <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>. Su objetivo es la<br />
reducción en la UE <strong>de</strong> las emisiones <strong>de</strong> SO 2<br />
en un<br />
63% y <strong>de</strong> NO x<br />
en un 21%. En dicha Directiva se<br />
establecen límites también para las turbinas <strong>de</strong> gas y<br />
para la biomasa.<br />
El Real Decreto 430/2004, <strong>de</strong> 12 <strong>de</strong> marzo, traspuso a<br />
nuestro or<strong>de</strong>namiento jurídico la Directiva 2001/80/<br />
CE. Asimismo, el Consejo <strong>de</strong> Ministros aprobó, con<br />
fecha 25 <strong>de</strong> noviembre <strong>de</strong> 2005, el Plan <strong>Nacional</strong> <strong>de</strong><br />
Reducción <strong>de</strong> Emisiones <strong>de</strong> las Gran<strong>de</strong>s Instalaciones<br />
<strong>de</strong> Combustión.<br />
• Directiva 2001/81/CE, <strong>de</strong> 23 <strong>de</strong> octubre, <strong>de</strong>l<br />
Parlamento Europeo y <strong>de</strong>l Consejo sobre techos<br />
nacionales <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> <strong>de</strong>terminados<br />
contaminantes atmosféricos, cuyo fin es luchar contra<br />
la acidificación, el ozono troposférico y la<br />
eutrofización en cada país, teniendo en cuenta el<br />
concepto <strong>de</strong> carga crítica. Establece, para cada país,<br />
unas emisiones máximas <strong>de</strong> SO 2<br />
y NO x<br />
a partir <strong>de</strong><br />
2010.<br />
Por otra parte, existen Directivas <strong>de</strong> carácter ambiental<br />
que tienen una influencia notable en el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las<br />
activida<strong>de</strong>s energéticas. Estas normas son las siguientes:<br />
• Directiva 2001/80/CE, <strong>de</strong> 23 <strong>de</strong> octubre, <strong>de</strong>l<br />
Parlamento Europeo y <strong>de</strong>l Consejo sobre limitación<br />
La Resolución <strong>de</strong> 11 <strong>de</strong> septiembre <strong>de</strong> 2003 <strong>de</strong> la<br />
Secretaría General <strong>de</strong> Medio ambiente publicó el<br />
Acuerdo <strong>de</strong> 25 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> 2003 <strong>de</strong>l consejo <strong>de</strong><br />
Ministros por el que se aprueba el Programa <strong>de</strong><br />
reducción <strong>de</strong> emisiones que preten<strong>de</strong> cumplir la<br />
directiva 2001/81/CE.<br />
3<br />
El RD 646/91, <strong>de</strong> 22 <strong>de</strong> abril, sobre limitación <strong>de</strong> agentes contaminantes<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s instalaciones <strong>de</strong> combustión,<br />
que traspone la Directiva 88/609/CEE. El RD 430/2004, <strong>de</strong> 12 <strong>de</strong><br />
marzo, modifica el RD anterior para establecer los nuevos límites<br />
<strong>de</strong> la Directiva 2001/80/CE. Los RR.DD. 1613/1985; 1321/1922;<br />
1073/2002 y 717/1987 establecen normas <strong>de</strong> calidad <strong>de</strong>l aire en lo<br />
referente a la contaminación por SO 2<br />
, NO x<br />
, partículas y Pb.<br />
• Directiva 2001/77/CE, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong> septiembre, <strong>de</strong>l<br />
Parlamento Europeo y <strong>de</strong>l Consejo relativa a la<br />
promoción <strong>de</strong> la electricidad generada a partir <strong>de</strong><br />
fuentes <strong>de</strong> energía renovables en el mercado interior<br />
<strong>de</strong> la electricidad, cuyo objetivo es alcanzar el 12%<br />
<strong>de</strong>l consumo nacional bruto <strong>de</strong> energía en 2010,<br />
270
logrando, en particular, un 22,1% <strong>de</strong> electricidad<br />
generada a partir <strong>de</strong> fuentes renovables en el consumo<br />
total <strong>de</strong> electricidad <strong>de</strong> la Comunidad en ese mismo<br />
año.<br />
En la normativa española, el Real Decreto 661/2007,<br />
<strong>de</strong> 25 <strong>de</strong> mayo, regula la actividad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong><br />
energía eléctrica en régimen especial.<br />
• Directiva 2002/91/CE <strong>de</strong>l Parlamento Europeo y <strong>de</strong>l<br />
Consejo, <strong>de</strong> 16 <strong>de</strong> diciembre <strong>de</strong> 2002, relativa a la<br />
eficiencia energética <strong>de</strong> los edificios, que afecta tanto<br />
a edificios nuevos como existentes y que tiene como<br />
objetivo el fomento <strong>de</strong>l rendimiento energético en los<br />
edificios <strong>de</strong> la UE, tratando <strong>de</strong> alcanzar un alto nivel<br />
<strong>de</strong> eficacia en el coste. Para ello, establece una<br />
metodología <strong>de</strong> cálculo <strong>de</strong> la eficiencia, unos requisitos<br />
mínimos, la certificación energética y la inspección <strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>terminados elementos integrantes <strong>de</strong> los sistemas <strong>de</strong><br />
climatización <strong>de</strong> los edificios.<br />
Mediante el Real Decreto 314/2006, <strong>de</strong> 17 <strong>de</strong> marzo,<br />
por el que se aprueba el Código Técnico <strong>de</strong> la<br />
Edificación, el Real Decreto 47/2007, <strong>de</strong> 19 <strong>de</strong><br />
enero, por el que se aprueba el Procedimiento Básico<br />
para la certificación <strong>de</strong> eficiencia energética <strong>de</strong><br />
edificios <strong>de</strong> nueva construcción, y el Real Decreto<br />
1027/2007, <strong>de</strong> 20 <strong>de</strong> julio, por el que se aprueba el<br />
Reglamento <strong>de</strong> Instalaciones Térmicas en Edificios<br />
(RITE), se traspone la Directiva 2002/91/CE,<br />
incorporando a nuestro or<strong>de</strong>namiento todas las<br />
exigencias relativas a los requisitos <strong>de</strong> eficiencia<br />
energética en edificios.<br />
• Directiva 2003/30/CE <strong>de</strong>l Parlamento Europeo y<br />
<strong>de</strong>l Consejo, <strong>de</strong> 8 <strong>de</strong> mayo <strong>de</strong> 2003, relativa al<br />
fomento <strong>de</strong>l uso <strong>de</strong> biocarburantes u otros<br />
combustibles renovables en el transporte, que<br />
preten<strong>de</strong> sustituir por biocarburantes un porcentaje<br />
mínimo <strong>de</strong>l diesel y la gasolina comercializados con<br />
fines <strong>de</strong> transporte, que será <strong>de</strong>l 2% para 2005 y <strong>de</strong>l<br />
5,75% para 2010.<br />
• La Or<strong>de</strong>n ITC/2877/<strong>2008</strong>, <strong>de</strong> 9 <strong>de</strong> octubre, establece<br />
un mecanismo <strong>de</strong> uso <strong>de</strong> biocarburantes y otros<br />
combustibles renovables con fines <strong>de</strong> transporte.<br />
• Directiva 2003/96/CE <strong>de</strong>l Consejo, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong> octubre<br />
<strong>de</strong> 2003, por la que se reestructura el régimen<br />
comunitario <strong>de</strong> imposición <strong>de</strong> los productos<br />
energéticos y <strong>de</strong> la electricidad, que <strong>de</strong>fine un<br />
sistema fiscal general para los productos energéticos,<br />
al objeto <strong>de</strong> mejorar el funcionamiento <strong>de</strong>l mercado<br />
interior, favorecer las actitu<strong>de</strong>s propicias a la<br />
protección <strong>de</strong>l medio ambiente y alentar una mayor<br />
utilización <strong>de</strong> la mano <strong>de</strong> obra.<br />
• Directiva 2004/8/CE <strong>de</strong>l Parlamento Europeo y <strong>de</strong>l<br />
Consejo relativa al fomento <strong>de</strong> la cogeneración sobre<br />
la base <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> calor útil en el mercado<br />
interior <strong>de</strong> la energía y por la que se modifica la<br />
Directiva 92/42/CEE, en la que se fomenta esta<br />
tecnología y se establece la necesidad <strong>de</strong> garantizar el<br />
origen <strong>de</strong> la electricidad proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> la cogeneración.<br />
Mediante el Real Decreto 616/2007, <strong>de</strong> 11 <strong>de</strong> mayo, se<br />
incorporó a nuestra legislación esta Directiva.<br />
• Directiva 2003/87/CE <strong>de</strong>l Parlamento Europeo y <strong>de</strong>l<br />
Consejo, <strong>de</strong> 13 <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong> 2003, por la que se<br />
establece un régimen para el comercio <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos<br />
<strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> gases <strong>de</strong> efecto inverna<strong>de</strong>ro en la<br />
Comunidad y por la que se modifica la Directiva<br />
96/61/CE <strong>de</strong>l Consejo. Esta norma introduce un<br />
mecanismo <strong>de</strong> mercado para facilitar el cumplimiento<br />
<strong>de</strong> los compromisos <strong>de</strong>l Protocolo <strong>de</strong> Kyoto a nivel<br />
comunitario, que se inicia en 2005 y estaría totalmente<br />
operativo en <strong>2008</strong>.<br />
Esta Directiva fue modificada por la Directiva<br />
2004/101/CE, en lo relativo a los mecanismos <strong>de</strong><br />
proyectos <strong>de</strong>l Protocolo. Dicha Directiva tiene por<br />
objeto vincular los mecanismos llamados “<strong>de</strong><br />
proyectos” <strong>de</strong>l Protocolo <strong>de</strong> Kyoto (la aplicación<br />
conjunta y el mecanismo para el <strong>de</strong>sarrollo limpio) al<br />
régimen <strong>de</strong> comercio <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong> la<br />
271
Unión. Se trata <strong>de</strong> reconocer los créditos resultantes <strong>de</strong><br />
los proyectos <strong>de</strong> ambos mecanismos <strong>de</strong> la misma<br />
manera que los <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> emisión. Así, los titulares<br />
podrán utilizar estos dos mecanismos en el marco <strong>de</strong>l<br />
régimen <strong>de</strong> comercio <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos para cumplir sus<br />
obligaciones. El resultado será una reducción <strong>de</strong> los<br />
costes <strong>de</strong> cumplimiento <strong>de</strong>l régimen <strong>de</strong> las<br />
instalaciones a él sometidas. Las estimaciones para el<br />
período <strong>2008</strong>-2012 prevén una reducción <strong>de</strong>l más <strong>de</strong><br />
20% <strong>de</strong>l coste anual <strong>de</strong> cumplimiento <strong>de</strong> todas las<br />
instalaciones <strong>de</strong> la Unión ampliada.<br />
La Directiva relativa al comercio <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> emisión<br />
fue transpuesta a través <strong>de</strong> la Ley 1/2005. Según<br />
establece la citada Directiva y, por tanto, la Ley 1/2005,<br />
el régimen <strong>de</strong> comercio <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> emisión, uno <strong>de</strong><br />
los tres mecanismos flexibles que menciona el Protocolo<br />
<strong>de</strong> Kyoto 4 , se aplica a las emisiones <strong>de</strong> dióxido <strong>de</strong><br />
carbono proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> las instalaciones ligadas a<br />
activida<strong>de</strong>s como la generación <strong>de</strong> electricidad, el refino,<br />
la producción y transformación <strong>de</strong> metales férreos,<br />
cemento, cal, vidrio, cerámica, pasta <strong>de</strong> papel y papel y<br />
cartón, todo ello para instalaciones con potencia térmica<br />
nominal superior a 20 MW. Ambos extremos, tanto las<br />
activida<strong>de</strong>s como los gases objeto <strong>de</strong> esta normativa,<br />
están contemplados en los anexos <strong>de</strong> la Ley. De esta<br />
forma, se trata <strong>de</strong> participar en el cumplimiento <strong>de</strong>l<br />
compromiso nacional adquirido en relación con el<br />
Protocolo <strong>de</strong> Kyoto, según el cuál en el período <strong>2008</strong>-<br />
2012 España tiene que limitar el crecimiento <strong>de</strong> sus<br />
emisiones <strong>de</strong> gases <strong>de</strong> efecto inverna<strong>de</strong>ro en un 15%<br />
respecto a los niveles <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong>l año base.<br />
4<br />
El Protocolo <strong>de</strong> Kyoto, acordado en 1997, tiene como objetivo<br />
que los países industrializados reduzcan sus emisiones un 8%<br />
por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong>l volumen <strong>de</strong> 1990, para lo cuál el ejecutivo comunitario,<br />
que firmó el Protocolo en 2002, ha diseñado un plan <strong>de</strong><br />
reducción gradual. Este tratado exige el respaldo <strong>de</strong> un mínimo<br />
<strong>de</strong> 55 países, cuyas emisiones constituyeran en 1990 el 55% <strong>de</strong><br />
la polución global. Con la reciente adhesión <strong>de</strong> Rusia, el 18 <strong>de</strong><br />
noviembre <strong>de</strong> 2004, que emite el 17,4% <strong>de</strong> dichos gases, queda<br />
superado el mínimo, ya que los 127 países que lo han aprobado<br />
suman un 44,2% <strong>de</strong> la emisión global. El Protocolo <strong>de</strong> Kyoto<br />
entró en vigor el 16 <strong>de</strong> febrero <strong>de</strong> 2005.<br />
La citada Ley <strong>de</strong>fine las características principales <strong>de</strong>l<br />
Plan <strong>Nacional</strong> <strong>de</strong> Asignación, instrumento <strong>de</strong> regulación<br />
<strong>de</strong>l comercio <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> emisión, en el que queda<br />
<strong>de</strong>terminado el número <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos a asignar y el<br />
procedimiento <strong>de</strong> asignación, que fue aprobado mediante<br />
el Real Decreto 1866/2004, <strong>de</strong> 6 <strong>de</strong> septiembre, para el<br />
período 2005-2007. La asignación individual <strong>de</strong> los<br />
<strong>de</strong>rechos, es <strong>de</strong>cir, para cada una <strong>de</strong> las instalaciones<br />
afectadas, fue publicada por la Comisión Delegada <strong>de</strong>l<br />
Gobierno para Asuntos Económicos en noviembre <strong>de</strong><br />
2004. La aprobación <strong>de</strong>l PNA por el Gobierno tuvo lugar<br />
el 21 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2005. Finalmente, el Real Decreto<br />
777/2006, <strong>de</strong> 23 <strong>de</strong> junio, modificó ligeramente el Real<br />
Decreto 1866/2004.<br />
Posteriormente, y mediante el Real Decreto 1370/2006,<br />
<strong>de</strong> 24 <strong>de</strong> noviembre, se aprueba el Plan <strong>Nacional</strong> <strong>de</strong><br />
Asignación <strong>de</strong> <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> gases <strong>de</strong> efecto<br />
inverna<strong>de</strong>ro, <strong>2008</strong>-2012, modificado <strong>de</strong>spués por el Real<br />
Decreto 1030/2007, <strong>de</strong> 20 <strong>de</strong> julio. La evolución <strong>de</strong> las<br />
emisiones, situadas en 2004 en un 47,9% por encima <strong>de</strong><br />
las <strong>de</strong>l año base, y las previsiones oficiales que estiman<br />
un crecimiento por encima <strong>de</strong>l 50% para el período<br />
<strong>2008</strong>-2012, han llevado a limitar las emisiones en un<br />
37%, en promedio anual para dicho período,<br />
completándose el objetivo <strong>de</strong>l 15% (autorizado por el<br />
Protocolo <strong>de</strong> Kyoto), con un 2% previsto en sumi<strong>de</strong>ros, y<br />
hasta un 20% mediante mecanismos <strong>de</strong> flexibilidad.<br />
Por otra parte, en relación también con la reducción <strong>de</strong><br />
los impactos que tienen las activida<strong>de</strong>s energéticas sobre<br />
el medio ambiente, es importante poner en práctica<br />
medidas <strong>de</strong> ahorro y eficiencia energética, como medio<br />
para intentar lograr un <strong>de</strong>sarrollo energético sostenible.<br />
Se consi<strong>de</strong>ra que en la faceta <strong>de</strong>l consumo existe un<br />
amplio campo, siendo posible la utilización <strong>de</strong> medidas<br />
como pue<strong>de</strong>n ser la profundización en los procesos <strong>de</strong><br />
liberalización –para hacer llegar al consumidor la señal<br />
<strong>de</strong> precio–, el establecimiento <strong>de</strong> mecanismos que<br />
aseguren que estos precios reflejan los costes reales y la<br />
promoción <strong>de</strong>l ahorro energético (entre otros, mediante el<br />
Plan <strong>de</strong> Acción <strong>2008</strong>-2012 <strong>de</strong> la E4).<br />
272
En los apartados siguientes se analiza la evolución <strong>de</strong> las<br />
emisiones <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos <strong>de</strong>bidas a los<br />
diferentes sectores, y en particular al sector energético, el<br />
impacto <strong>de</strong> la industria eléctrica en el medio ambiente y<br />
el impacto medioambiental <strong>de</strong> la construcción <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s.<br />
9.1. La emisión <strong>de</strong> contaminantes<br />
en los sectores energéticos<br />
Mediante la clasificación <strong>de</strong> las emisiones contaminantes<br />
atmosféricas por sectores, es posible observar qué<br />
activida<strong>de</strong>s son las que principalmente participan en la<br />
generación <strong>de</strong> <strong>de</strong>terminados contaminantes, en particular,<br />
óxidos <strong>de</strong> nitrógeno, dióxido <strong>de</strong> azufre y dióxido <strong>de</strong><br />
carbono.<br />
En lo que se refiere a la emisión <strong>de</strong> NO x<br />
, es el transporte<br />
el sector principalmente contaminante. Este lugar lo<br />
ocupan las activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transformación <strong>de</strong> la energía<br />
(centrales térmicas y refinerías) en el caso <strong>de</strong>l SO 2<br />
. En<br />
cuanto a las emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
, la mayor proporción <strong>de</strong><br />
éstas también proce<strong>de</strong>n <strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> transformación<br />
<strong>de</strong> la energía, siguiéndole en importancia las emisiones<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong>l transporte, en una proporción similar.<br />
Figura 9.1.1. Emisión <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos en España en 2005<br />
Fuente: EEA y CNE.<br />
100%<br />
90%<br />
80%<br />
70%<br />
60%<br />
50%<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
Participación sectorial en las emisiones <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos<br />
8%<br />
11%<br />
29%<br />
19%<br />
32%<br />
13%<br />
39%<br />
24%<br />
23%<br />
6%<br />
4%<br />
10%<br />
78%<br />
CO 2 NO X SO 2<br />
Transformación <strong>de</strong> energía Manufactura y construcción Transporte<br />
Otros usos <strong>de</strong> los combustibles fósiles Procesos industriales Otros sectores<br />
A continuación, se muestra la evolución que ha<br />
experimentado la emisión <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos<br />
<strong>de</strong> CO 2<br />
, NO x<br />
y SO 2<br />
a nivel nacional durante el período<br />
1990-2006, en la que se pue<strong>de</strong> observar el aumento<br />
progresivo <strong>de</strong> las emisiones absolutas <strong>de</strong> CO 2<br />
(aunque se<br />
pue<strong>de</strong> verifica un pequeño retroceso <strong>de</strong> éstas en 2006),<br />
en contraste con la disminución continuada <strong>de</strong> las<br />
emisiones <strong>de</strong> dióxido <strong>de</strong> azufre hasta el año 2006. Las<br />
emisiones <strong>de</strong> óxidos <strong>de</strong> nitrógeno se han mantenido<br />
prácticamente constantes <strong>de</strong>s<strong>de</strong> 1990, experimentando las<br />
mayores subidas porcentuales en los sectores <strong>de</strong><br />
transporte, manufacturas y construcción, aunque en<br />
ningún caso se trata <strong>de</strong> variaciones significativas, y<br />
resultando llamativa la variable evolución <strong>de</strong> sucesivos<br />
incrementos y <strong>de</strong>crementos <strong>de</strong> estas emisiones en el<br />
sector <strong>de</strong> la electricidad.<br />
273
Figura 9.1.2. Evolución <strong>de</strong> las emisiones <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos en España<br />
Gigagramos CO 2<br />
400.000<br />
350.000<br />
300.000<br />
250.000<br />
200.000<br />
150.000<br />
100.000<br />
50.000<br />
2.500<br />
2.000<br />
1.500<br />
1.000<br />
500<br />
X 2<br />
Gigagramos NO y SO<br />
0<br />
0<br />
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006<br />
CO 2 NO X SO 2<br />
Fuente: EEA y CNE.<br />
Figura 9.1.3. Emisiones y participación <strong>de</strong> los distintos sectores en 1990 y 2006<br />
Sectores<br />
Emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
Participación en el total<br />
1990 2006 1990 2006<br />
Electricidad 64.341 101.361 28% 28%<br />
Refino 10.906 12.916 5% 4%<br />
Tratamiento <strong>de</strong> combustibles 2.110 2.045 1% 1%<br />
Hierro y acero 8.726 7.993 4% 2%<br />
Metales no ferrosos 1.095 2.596 0% 1%<br />
Industria química 5.458 9.250 2% 3%<br />
Pasta, papel e imprentas 3.212 5.640 1% 2%<br />
Procesado <strong>de</strong> alimentos 3.376 5.814 1% 2%<br />
Otros (industriales) 24.399 38.546 11% 11%<br />
Aviación 4.130 7.204 2% 2%<br />
Carretera 50.442 95.140 22% 26%<br />
Tren 414 303 0% 0%<br />
Navegación 1.500 2.763 1% 1%<br />
Otros (transportes) 20 182 0% 0%<br />
Comercial e institucional 3.745 8.819 2% 2%<br />
Resi<strong>de</strong>ncial 12.979 18.110 6% 5%<br />
Agricultura/Silvicultura 8.556 9.981 4% 3%<br />
Emisiones fugitivas <strong>de</strong> combustibles 1.761 2.393 1% 1%<br />
Procesos industriales 20.012 27.351 9% 8%<br />
Disolventes 1.022 1.203 0% 0%<br />
Residuos 303 17 0% 0%<br />
228.508 359.627<br />
Fuente: European Environment Agency (Greenhouse Gas Inventories) y CNE.<br />
274
El Inventario <strong>Nacional</strong> <strong>de</strong> Gases <strong>de</strong> Efecto Inverna<strong>de</strong>ro 5<br />
clasifica las emisiones <strong>de</strong> estos gases por sectores, según<br />
el criterio común para la Unión Europea, <strong>de</strong>s<strong>de</strong> las<br />
producidas en el año 1990. La siguiente figura muestra<br />
las emisiones y la participación <strong>de</strong> las mismas en el total<br />
para los años 1990 y 2006, último ejercicio para el que<br />
se dispone <strong>de</strong> datos.<br />
Las emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
<strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong>dicados a la<br />
transformación <strong>de</strong> la energía (activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> refino, <strong>de</strong><br />
generación <strong>de</strong> electricidad y <strong>de</strong> tratamiento <strong>de</strong><br />
combustibles) supusieron en 2006 en España algo más<br />
<strong>de</strong>l 32% <strong>de</strong>l total <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong> este gas, suponiendo<br />
las <strong>de</strong> refino un 4%, y un 28% las <strong>de</strong> generación <strong>de</strong><br />
electricidad. El porcentaje correspondiente a dicha<br />
actividad <strong>de</strong> generación varía anualmente en función <strong>de</strong><br />
la hidraulicidad, ya que las emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
, al estar<br />
relacionadas con el consumo <strong>de</strong> combustibles fósiles, se<br />
encuentran muy afectadas por este componente. Algunos<br />
<strong>de</strong> los sectores <strong>de</strong> actividad cuyas emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
han<br />
tenido un peor comportamiento, medido como<br />
5<br />
Dióxido <strong>de</strong> carbono (CO 2<br />
), hidrofluorocarbonos (HFCs), metano<br />
(CH 4<br />
), perfluorocarbonos (PFCs), óxido <strong>de</strong> nitrógeno (N 2<br />
O),<br />
hexafloruro <strong>de</strong> azufre (SF 6<br />
).<br />
incremento <strong>de</strong> las emisiones <strong>de</strong>l año 2006 con respecto a<br />
las <strong>de</strong> 1990, son los <strong>de</strong> los metales no ferrosos y el<br />
sector comercial e institucional y una parte <strong>de</strong>l<br />
transporte, con incrementos superiores al 100%, así como<br />
el transporte por carretera y navegación que tienen<br />
incrementos superiores al 80%, y los sectores industriales<br />
<strong>de</strong> pasta, papel e imprentas y procesado <strong>de</strong> alimentos<br />
cuyo incremento en cuanto a emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
en dicho<br />
período ha superado el 70%.<br />
9.2. El impacto <strong>de</strong> la industria eléctrica<br />
en el medioambiente<br />
9.2.1. Emisiones <strong>de</strong> contaminantes atmosféricos<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> las centrales<br />
termoeléctricas<br />
Los contaminantes atmosféricos proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong>l sector<br />
eléctrico son, fundamentalmente, dióxido <strong>de</strong> azufre,<br />
óxidos <strong>de</strong> nitrógeno y dióxido <strong>de</strong> carbono.<br />
La figura 9.2.1 muestra la evolución <strong>de</strong> las emisiones<br />
producidas por las instalaciones <strong>de</strong> <strong>de</strong> generación en<br />
régimen ordinario peninsulares, es <strong>de</strong>cir, centrales<br />
Figura 9.2.1. Evolución <strong>de</strong> las emisiones <strong>de</strong> las instalaciones <strong>de</strong> generación en régimen ordinario<br />
120.000<br />
1.600<br />
100.000<br />
1.400<br />
Kt CO 2<br />
80.000<br />
60.000<br />
40.000<br />
20.000<br />
0<br />
1990<br />
1991<br />
Fuente: CIEMAT y CNE.<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
CO 2<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
SO 2<br />
2001<br />
2002<br />
NO X<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
Partículas<br />
2007<br />
<strong>2008</strong><br />
2009<br />
2010<br />
2011<br />
2012<br />
1.200<br />
1.000<br />
800<br />
600<br />
400<br />
200<br />
0<br />
Kt NOX, SO y partículas<br />
2<br />
275
térmicas convencionales (<strong>de</strong> carbón nacional importado y<br />
<strong>de</strong> fuel-gas) y centrales <strong>de</strong> ciclo combinado, durante el<br />
período 1990-2012. Las emisiones correspondientes a los<br />
años <strong>2008</strong>-2012 resultan <strong>de</strong> la previsión <strong>de</strong> la estimación<br />
<strong>de</strong> producción realizada por el Operador <strong>de</strong>l Sistema<br />
(escenario central <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda) para ese período,<br />
consi<strong>de</strong>rando a<strong>de</strong>más las emisiones específicas para 2007<br />
<strong>de</strong> las distintas tecnologías. Este gráfico muestra tanto las<br />
emisiones <strong>de</strong> centrales térmicas convencionales<br />
(proporcionadas por el CIEMAT) como las emisiones<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> centrales <strong>de</strong> ciclo combinado con gas<br />
natural. Éstas últimas resultan <strong>de</strong> la producción prevista<br />
durante el período <strong>2008</strong>-2012 por esta tecnología,<br />
teniendo en cuenta la senda probable <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong><br />
ciclos. Las emisiones específicas utilizadas para el cálculo<br />
<strong>de</strong> las emisiones absolutas <strong>de</strong> la tecnología <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado con gas natural, han sido tomadas <strong>de</strong> la AIE.<br />
Es necesario consi<strong>de</strong>rar que las emisiones <strong>de</strong> NO x<br />
y<br />
CO 2<br />
<strong>de</strong> la generación eléctrica están también<br />
directamente relacionadas con la producción, por lo<br />
que, <strong>de</strong>bido a la composición <strong>de</strong>l mix <strong>de</strong> generación,<br />
dichas emisiones están muy afectadas por variaciones<br />
<strong>de</strong> la hidraulicidad.<br />
En cuanto a las emisiones <strong>de</strong> cada una <strong>de</strong> las tecnologías<br />
térmicas convencionales, cabe <strong>de</strong>stacar que las<br />
instalaciones que emiten más dióxido <strong>de</strong> azufre son las<br />
que consumen lignito, mientras que la mayor parte <strong>de</strong> los<br />
tres contaminantes restantes, proce<strong>de</strong> <strong>de</strong> las centrales que<br />
utilizan como combustibles hulla y antracita. Este reparto<br />
se observa en la figura 9.2.2, que muestra la<br />
participación <strong>de</strong> las instalaciones <strong>de</strong> generación en<br />
régimen ordinario en la emisión <strong>de</strong> contaminantes<br />
atmosféricos en el año 2007.<br />
Se observa como las emisiones <strong>de</strong> SO 2<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong><br />
las instalaciones <strong>de</strong> generación en régimen ordinario<br />
peninsulares se han reducido paulatinamente, y lo<br />
seguirán haciendo, principalmente como consecuencia <strong>de</strong><br />
la mayor utilización <strong>de</strong> combustibles con menor<br />
contenido en azufre, es <strong>de</strong>cir, la sustitución <strong>de</strong> carbón<br />
autóctono por carbón <strong>de</strong> importación o por gas natural.<br />
Se prevé una fuerte reducción <strong>de</strong> este contaminante,<br />
<strong>de</strong>bido al cambio <strong>de</strong> combustible <strong>de</strong> las centrales <strong>de</strong><br />
Puentes y Meirama, que pasan <strong>de</strong> consumir lignito pardo<br />
a consumir carbón <strong>de</strong> importación.<br />
En cuanto a las emisiones <strong>de</strong> NO x<br />
, experimentan un<br />
ligero incremento <strong>de</strong>bido, por una parte a la importante<br />
participación <strong>de</strong> la producción <strong>de</strong> centrales <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado con gas natural, instalaciones que producen<br />
unas emisiones específicas <strong>de</strong> NO x<br />
similares a las <strong>de</strong> las<br />
centrales <strong>de</strong> fuel o mixtas, siendo, sin embargo, sus<br />
emisiones específicas <strong>de</strong> otros contaminantes<br />
atmosféricos (SO 2<br />
, CO 2<br />
, partículas) significativamente<br />
inferiores a los <strong>de</strong> las centrales térmicas convencionales.<br />
Pero fundamentalmente, este incremento <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong><br />
NO x<br />
ha sido motivado por el aumento en la producción<br />
<strong>de</strong> centrales térmicas <strong>de</strong> carbón tradicionales.<br />
La anteriormente mencionada Directiva 2001/80/CE<br />
sobre limitación <strong>de</strong> emisiones a la atmósfera<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s instalaciones <strong>de</strong> combustión,<br />
revisa la Directiva 88/609/CEE, <strong>de</strong>l mismo título,<br />
imponiendo límites <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> SO 2<br />
, NO x<br />
y<br />
partículas más exigentes, que afectan tanto a<br />
instalaciones nuevas como existentes, en este último<br />
caso a partir <strong>de</strong>l año <strong>2008</strong>. Estos extremos están<br />
contenidos en el Real Decreto 430/2004, <strong>de</strong> 12 <strong>de</strong><br />
marzo, por el que se establecen nuevas normas sobre<br />
limitación <strong>de</strong> emisiones a la atmósfera <strong>de</strong> <strong>de</strong>terminados<br />
agentes contaminantes proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> gran<strong>de</strong>s<br />
instalaciones <strong>de</strong> combustión.<br />
En la figura 9.2.3 se muestran las emisiones absolutas y<br />
específicas en 2007 proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> las centrales térmicas<br />
(tanto existentes como nuevas a efectos <strong>de</strong> la Directiva<br />
2001/80/CEE).<br />
Con la incorporación <strong>de</strong> nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado se produce una disminución <strong>de</strong> las emisiones<br />
específicas medias <strong>de</strong>bido al mayor rendimiento<br />
energético global que se logra con esta tecnología (<strong>de</strong><br />
hasta el 55%, muy superior al logrado por centrales<br />
276
Figura 9.2.2. Participación <strong>de</strong> las instalaciones <strong>de</strong> generación en régimen ordinario en la emisión <strong>de</strong><br />
contaminantes atmosféricos en el año 2007<br />
100%<br />
90%<br />
80%<br />
70%<br />
60%<br />
50%<br />
40%<br />
30%<br />
20%<br />
10%<br />
0%<br />
SO 2<br />
NO X<br />
Partículas<br />
CO 2<br />
CCTG Fuel/Gas Carbón <strong>de</strong> importación<br />
Lignito pardo Lignito negro Hulla + Antracita<br />
Fuente: CIEMAT y CNE.<br />
Figura 9.2.3. Emisiones proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> las gran<strong>de</strong>s instalaciones <strong>de</strong> generación en régimen ordinario durante<br />
el año 2007<br />
Emisiones año 2007<br />
SO 2<br />
NO x<br />
CO 2<br />
Partículas<br />
g/kWh Kt g/kWh Kt g/kWh MT g/kWh Kt<br />
CC.TT. Hulla + Antr. 6,8 243 3,8 135 931 34 0,4 15<br />
CC.TT. Lignito Negro 24,3 202 4,6 38 949 8 0,3 3<br />
CC.TT. Lignito Pardo 22,2 302 1,7 23 1012 14 0,3 4<br />
CC.TT. Carbón Imp. 3,1 54 2,1 36 855 15 0,2 3<br />
CC.TT. Fuel/Gas 1,9 11 1,1 7 771 5 0,1 0<br />
CCTG 0,007 1 1,2 87 350 25 0,02 1<br />
Total CC.TT. 5,3 813 2,1 325 658 101 0,2 26<br />
Fuente: CIEMAT y CNE.<br />
convencionales <strong>de</strong> carbón, fuel o gas, que oscila entre el<br />
30 y el 40%). A<strong>de</strong>más, la combinación <strong>de</strong> este elevado<br />
rendimiento junto a la utilización <strong>de</strong> gas natural como<br />
combustible principal, hace que esta tecnología presente<br />
unos impactos medioambientales muy bajos en<br />
comparación con las tecnologías convencionales.<br />
En la figura 9.2.4, aparecen las emisiones previstas en<br />
las centrales <strong>de</strong> ciclo combinado con consumo <strong>de</strong> gas<br />
natural, según la Agencia Internacional <strong>de</strong> la Energía.<br />
Se han tomado estas cifras como referencia, a pesar <strong>de</strong><br />
la diferencia al alza en cuanto a las emisiones <strong>de</strong><br />
óxidos <strong>de</strong> nitrógeno respecto a los datos <strong>de</strong> diseño <strong>de</strong><br />
277
los proyectos presentados para concesión <strong>de</strong><br />
autorización, por consi<strong>de</strong>rarse <strong>de</strong> mayor objetividad y<br />
para tratar <strong>de</strong> mantener una posición más<br />
conservadora.<br />
Por otra parte, hay que reiterar que el cambio <strong>de</strong><br />
combustible, en <strong>de</strong>terminadas centrales <strong>de</strong> carbón<br />
autóctono y <strong>de</strong> fuel-gas, conducirá a un <strong>de</strong>scenso en<br />
términos relativos <strong>de</strong> las emisiones <strong>de</strong> SO 2<br />
y CO 2<br />
.<br />
Figura 9.2.4. Emisiones <strong>de</strong> NO x<br />
y CO 2<br />
unitarias<br />
previstas en las centrales <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado<br />
Emisiones previstas en las CCGT consumiendo Gas<br />
Natural<br />
No x<br />
SO 2<br />
CO 2<br />
Partículas<br />
1,2 g/kWh<br />
0,007 g/kWh<br />
350 g/kWh<br />
0,02 g/kWh<br />
Fuente: CNE y “Energy and the environment: policy<br />
overview”, 1989, AIE.<br />
A continuación, se realiza una estimación <strong>de</strong> las<br />
emisiones contaminantes (SO 2<br />
, NO x<br />
, CO 2<br />
y partículas)<br />
proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong>l sector eléctrico a partir <strong>de</strong> la previsión<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda que realiza el Operador <strong>de</strong>l Sistema<br />
durante el período <strong>2008</strong>-2012.<br />
A) Escenario central <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, año hidráulico medio<br />
con entrada <strong>de</strong> grupos <strong>de</strong> ciclo combinado previsto<br />
por el gestor técnico <strong>de</strong>l sistema eléctrico en su<br />
documento “Previsión <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>2008</strong>-2012” (potencia instalada prevista en escenario<br />
extremo <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, invierno seco, para ciclos<br />
combinados <strong>de</strong> 32.000 MW en el año 2012).<br />
Figura 9.2.5. Estimación <strong>de</strong> emisiones en 2012 con previsión <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> ciclos <strong>de</strong>l operador<br />
<strong>de</strong>l sistema<br />
Emisiones año 2012<br />
GWh<br />
b.a. año<br />
2012<br />
SO 2<br />
NO x<br />
CO 2<br />
Partículas<br />
g/kWh Kt g/kWh Kt g/kWh Mt g/kWh Kt<br />
Hidráulica 32.430 0 0 0 0 0 0 0 0<br />
Nuclear 58.800 0 0 0 0 0 0 0 0<br />
Carbón nacional:<br />
hulla + antracita<br />
Carbón nacional:<br />
lignito negro<br />
23.491 6,8 160 3,8 89 931 22 0,4 9<br />
5.462 24,3 133 4,6 25 944 5 0,3 2<br />
Centrales <strong>de</strong> carbón nac. 8.961 3,1 28 2,1 19 875 8 0,2 2<br />
con carbón importado *<br />
Carbón <strong>de</strong> importación 9.286 3,1 29 2,1 20 875 8 0,2 2<br />
Fuel y fuel-gas 240 1,9 0 1,1 0 777 0 0,1 0<br />
Ciclos Combinados 86.690 0,007 1 1,2 104 350 30 0,02 2<br />
Total 225.360 1,6 350 1,1 257 326 74 0,1 16<br />
* Antiguas centrales <strong>de</strong> carbón nacional que, a partir <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, utilizarán exclusivamente carbón <strong>de</strong> importación.<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
278
Este escenario supondría una reducción aproximada en<br />
el año 2012, respecto a los valores registrados en<br />
2007, <strong>de</strong>l 57% <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong> SO 2<br />
, <strong>de</strong>l 21% en<br />
emisiones <strong>de</strong> NO x<br />
y <strong>de</strong>l 27% <strong>de</strong> las emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
.<br />
La reducción <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong> partículas respecto a las<br />
registradas en el año 2007 estaría en torno al 37%.<br />
B) Escenario más probable <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> grupos<br />
<strong>de</strong> ciclo combinado, según la figura 3.1.9 (83<br />
ciclos <strong>de</strong> 400 MW en el año 2012, es <strong>de</strong>cir, 33.200<br />
MW), supuesto que estos ciclos <strong>de</strong>splazan por<br />
precio a centrales clásicas consumidoras <strong>de</strong> carbón<br />
y fuel.<br />
Figura 9.2.6. Estimación <strong>de</strong> emisiones en 2011 con la incorporación <strong>de</strong> ciclos más probable<br />
Emisiones año 2012<br />
GWh b.a. año<br />
2012<br />
g/<br />
kWh<br />
SO 2<br />
NO x<br />
CO 2<br />
Partículas<br />
Hidráulica 32.430 0 0 0 0 0 0 0 0<br />
Nuclear 58.800 0 0 0 0 0 0 0 0<br />
Carbón nacional:<br />
hulla + antracita<br />
Carbón nacional:<br />
lignito negro<br />
Centrales <strong>de</strong> carbón nac.<br />
con carbón importado*<br />
Kt<br />
g/<br />
kWh<br />
Kt<br />
g/<br />
kWh<br />
Mt<br />
g/<br />
kWh<br />
15.450 6,8 105 3,8 59 931 14 0,4 6<br />
3.593 24,3 87 4,6 17 944 3 0,3 1<br />
5.893 3,1 18 2,1 12 875 5 0,2 1<br />
Carbón <strong>de</strong> importación 6.107 3,1 19 2,1 13 875 5 0,2 1<br />
Fuel y fuel-gas 158 1,9 0 1,1 0 777 0 0,1 0<br />
Ciclos Combinados 102.929 0,007 1 1,2 124 350 36 0,02 2<br />
Total 225.360 1,0 231 1,0 224 286 64 0,1 12<br />
* Antiguas centrales <strong>de</strong> carbón nacional que, a partir <strong>de</strong> <strong>2008</strong>, utilizarán exclusivamente carbón <strong>de</strong> importación.<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
Kt<br />
Con este escenario, se obtiene una reducción superior <strong>de</strong><br />
emisiones <strong>de</strong> todos los contaminantes, siendo<br />
concretamente la reducción <strong>de</strong> CO 2<br />
<strong>de</strong>l 36% con respecto<br />
a los valores registrados en el año 2007. Cabe mencionar,<br />
a<strong>de</strong>más, que la consi<strong>de</strong>ración <strong>de</strong> la entrada en<br />
funcionamiento <strong>de</strong> un mayor número <strong>de</strong> ciclos<br />
combinados en este escenario da como resultado una<br />
fuerte disminución <strong>de</strong> las emisiones <strong>de</strong> SO 2<br />
, <strong>de</strong>l or<strong>de</strong>n <strong>de</strong><br />
un 72% respecto a las existentes en 2007.<br />
9.2.2. Residuos proce<strong>de</strong>ntes <strong>de</strong> las centrales<br />
nucleares<br />
Los residuos nucleares, en cuanto a su almacenamiento,<br />
se pue<strong>de</strong>n clasificar en residuos <strong>de</strong> media y baja<br />
actividad, y residuos <strong>de</strong> alta actividad o combustible<br />
irradiado.<br />
Los residuos <strong>de</strong> baja y media actividad son<br />
entregados a Enresa y posteriormente almacenados<br />
en el centro <strong>de</strong> El Cabril (Córdoba), mientras que<br />
los combustibles irradiados están siendo<br />
almacenados, hasta el momento, en las piscinas <strong>de</strong><br />
las plantas nucleares que los originan, a la espera <strong>de</strong><br />
que los procesos <strong>de</strong> investigación en <strong>de</strong>sarrollo<br />
permitan, bien su almacenamiento en un único<br />
cementerio nacional o incluso europeo, o bien su<br />
tratamiento mediante transmutación atómica para<br />
<strong>de</strong>sactivarlo o convertirlo <strong>de</strong> nuevo en combustible<br />
aprovechable.<br />
279
Los elementos combustibles irradiados almacenados<br />
temporalmente en las centrales nucleares españolas a<br />
finales <strong>de</strong>l año 2006, suman un total <strong>de</strong> 11.249<br />
elementos. El porcentaje <strong>de</strong> ocupación total casi<br />
alcanza el 71%. La figura 9.2.7 muestra la<br />
evolución <strong>de</strong> la capacidad libre para el<br />
almacenamiento <strong>de</strong> elementos en las centrales<br />
nucleares españolas.<br />
Figura 9.2.7. Evolución <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
6.500<br />
Capacidad libre <strong>de</strong> almacenamiento en las centrales nucleares españolas<br />
6.000<br />
5.500<br />
Elementos<br />
5.000<br />
4.500<br />
4.000<br />
3.500<br />
3.000<br />
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007<br />
Fuente: Consejo <strong>de</strong> Seguridad Nuclear. <strong>Informe</strong>s al Congreso <strong>de</strong> los Diputados y al Senado.<br />
9.2.3. Fomento <strong>de</strong>l régimen especial<br />
La Ley 54/1997, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong> noviembre, <strong>de</strong>l Sector<br />
Eléctrico, hace compatible la liberalización <strong>de</strong>l<br />
sistema eléctrico con el objetivo <strong>de</strong> garantizar el<br />
suministro con una calidad a<strong>de</strong>cuada y al menor<br />
precio posible, minimizando el impacto ambiental.<br />
Para ello, promueve la producción en régimen<br />
especial, basada en las tecnologías <strong>de</strong> generación que<br />
utilizan las energías renovables, los residuos y la<br />
cogeneración.<br />
En la figura 9.2.8 se muestra la evolución <strong>de</strong> la<br />
potencia instalada en régimen especial real hasta el año<br />
2007, las previsiones hasta el año 2012 y los objetivos<br />
propuestos en el Documento <strong>de</strong> Planificación <strong>de</strong> los<br />
sectores <strong>de</strong> electricidad y gas <strong>2008</strong>-2016, <strong>de</strong> fecha mayo<br />
<strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
En este sentido, cabe <strong>de</strong>stacar el importante papel que<br />
<strong>de</strong>terminadas tecnologías tien<strong>de</strong>n a representar en la<br />
potencia instalada en régimen especial. Se espera un<br />
significativo crecimiento <strong>de</strong> potencia solar fotovoltaica a<br />
lo largo <strong>de</strong>l período consi<strong>de</strong>rado, que superará con creces<br />
el objetivo propuesto por el Plan <strong>de</strong> Energías Renovables<br />
en España 2005-2010. Es también digno <strong>de</strong> mención el<br />
crecimiento previsto <strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong> biomasa y<br />
biogás y el correspondiente a la energía eólica.<br />
Por otra parte, en las Directivas 2001/77/CE y 2004/8/<br />
CE, se insta a los Estados Miembros a establecer un<br />
sistema que garantice el origen <strong>de</strong> la electricidad<br />
generada a partir <strong>de</strong> fuentes <strong>de</strong> energía renovable y con<br />
cogeneración.<br />
Mediante la Or<strong>de</strong>n ITC 1522/2007, <strong>de</strong> 24 <strong>de</strong> mayo, se<br />
establece la regulación <strong>de</strong> la garantía <strong>de</strong> origen <strong>de</strong> la<br />
280
Figura 9.2.8. Evolución <strong>de</strong> la potencia instalada en energías renovables<br />
48.000<br />
Evolución <strong>de</strong> la potencia instalada en régimen especial<br />
40.000<br />
32.000<br />
MW<br />
24.000<br />
16.000<br />
8.000<br />
0<br />
1990<br />
1991<br />
1992<br />
1993<br />
1994<br />
Fuente: Documento <strong>de</strong> Planificación y CNE.<br />
electricidad proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> energías renovables y <strong>de</strong><br />
cogeneración <strong>de</strong> alta eficiencia.<br />
Asimismo, en dichas Directivas se establece la<br />
evaluación <strong>de</strong>l marco legislativo y reglamentario vigente<br />
respecto a los procedimientos <strong>de</strong> autorización aplicables<br />
a las centrales <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> electricidad, a partir <strong>de</strong><br />
fuentes <strong>de</strong> energías renovables y cogeneración, con el<br />
objeto <strong>de</strong> reducir los obstáculos reglamentarios,<br />
racionalizar y agilizar los procedimientos a nivel<br />
administrativo y asegurarse <strong>de</strong> que las normas sean<br />
objetivas, transparentes y no discriminatorias, y tengan<br />
<strong>de</strong>bidamente en cuenta las particularida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> las<br />
diferentes tecnologías que utilizan fuentes <strong>de</strong> energía<br />
renovables. Por último, se hace referencia también a<br />
cuestiones relativas a la red eléctrica, <strong>de</strong> manera que los<br />
Estados Miembros adoptarán las medidas necesarias para<br />
que los operadores <strong>de</strong> la misma garanticen el transporte<br />
y distribución <strong>de</strong> la electricidad generada a partir <strong>de</strong><br />
fuentes <strong>de</strong> energía renovables y cogeneración, pudiendo<br />
a<strong>de</strong>más, establecer un acceso prioritario. Estas<br />
provisiones se han incorporado en los mencionados<br />
Reales Decretos 661/2007 y 616/2007.<br />
1995<br />
1996<br />
1997<br />
1998<br />
1999<br />
2000<br />
2001<br />
2002<br />
2003<br />
2004<br />
2005<br />
2006<br />
2007<br />
<strong>2008</strong><br />
2009<br />
2010<br />
2011<br />
2012<br />
Obj. Planificación Obj. Interm. Planif. Previsión CNE Evolución real<br />
2013<br />
2014<br />
2015<br />
2016<br />
9.2.4. Fomento <strong>de</strong> la eficiencia energética<br />
Una alternativa adicional para reducir el impacto<br />
ambiental <strong>de</strong> la generación <strong>de</strong> energía eléctrica es<br />
fomentar las tecnologías <strong>de</strong> generación más eficientes,<br />
como son la cogeneración y los ciclos combinados. En<br />
este sentido, la Ley 54/1997 liberaliza la generación <strong>de</strong><br />
electricidad y promueve la cogeneración <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l<br />
régimen especial.<br />
Asimismo, se fomenta la eficiencia energética<br />
promoviendo la disminución <strong>de</strong> las perdidas <strong>de</strong> energía<br />
en las líneas <strong>de</strong> transporte y <strong>de</strong> distribución. Para ello, el<br />
Real Decreto 1995/2000 establece, en su Disposición<br />
Transitoria Cuarta, que el operador <strong>de</strong>l sistema ha <strong>de</strong><br />
calcular y publicar la asignación <strong>de</strong> las pérdidas <strong>de</strong><br />
transporte entre los usuarios <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s, esto es,<br />
generadores y consumidores. Con ello, los nuevos<br />
agentes podrían situarse en la red <strong>de</strong> transporte en una<br />
buena ubicación a efectos <strong>de</strong> reducir sus pérdidas <strong>de</strong><br />
energía. Por ello, nuestra regulación, al promocionar la<br />
generación distribuida, fomenta la reducción <strong>de</strong> pérdidas<br />
<strong>de</strong> energía en la red <strong>de</strong> distribución.<br />
281
En junio <strong>de</strong> 2005 la Comisión Europea publicó el “Libro<br />
Ver<strong>de</strong> sobre la eficiencia energética: como hacer más<br />
con menos”, mediante el que se preten<strong>de</strong> fomentar un<br />
esfuerzo internacional y a todos los niveles <strong>de</strong> la<br />
sociedad para combatir el cambio climático a través <strong>de</strong> la<br />
eficiencia energética. Dicho Libro Ver<strong>de</strong> preten<strong>de</strong><br />
<strong>de</strong>tectar las barreras que impi<strong>de</strong>n la incorporación <strong>de</strong><br />
medidas <strong>de</strong> eficiencia y, tras su i<strong>de</strong>ntificación, sería<br />
posible superar las barreras a través <strong>de</strong> actuaciones clave.<br />
Para ello, propone una serie <strong>de</strong> actuaciones y plantea 25<br />
cuestiones para el <strong>de</strong>bate público. Fruto <strong>de</strong>l Libro Ver<strong>de</strong><br />
<strong>de</strong> 2005, fue publicado el Plan <strong>de</strong> Acción (2006) <strong>de</strong><br />
Eficiencia Energética, que incluye un conjunto <strong>de</strong><br />
medidas orientadas a alcanzar un ahorro en el consumo<br />
<strong>de</strong> energía primaria anual en la Unión Europea <strong>de</strong>l 20%<br />
en 2020. Algunas <strong>de</strong> estas actuaciones son:<br />
– Establecer planes <strong>de</strong> acción anuales <strong>de</strong> eficiencia<br />
energética a nivel nacional.<br />
– Mejorar la información <strong>de</strong>stinada a los ciudadanos.<br />
– Garantizar que la fiscalidad se ajuste al principio <strong>de</strong><br />
“quien contamina paga”.<br />
– Mejora <strong>de</strong> la orientación <strong>de</strong> las ayudas públicas.<br />
– Utilizar nuevos o mejores instrumentos <strong>de</strong> financiación,<br />
que fomenten la introducción <strong>de</strong> mejoras.<br />
Asimismo, en el paquete <strong>de</strong> medidas sobre energía y<br />
cambio climático <strong>de</strong> la Comisión <strong>de</strong> la Unión Europea,<br />
presentado el pasado 10 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> 2007, y aprobado<br />
en el Consejo <strong>de</strong> Primavera, se preten<strong>de</strong> reducir las<br />
emisiones <strong>de</strong> efecto inverna<strong>de</strong>ro en al menos un 20% <strong>de</strong><br />
aquí a 2020 y se amplían las medidas <strong>de</strong>l Plan <strong>de</strong><br />
Acción (2006). Ello supondría un ahorro <strong>de</strong> 390<br />
millones <strong>de</strong> toneladas <strong>de</strong> petróleo equivalentes y una<br />
reducción <strong>de</strong> emisiones <strong>de</strong> CO 2<br />
<strong>de</strong> 780 millones <strong>de</strong><br />
toneladas. Se estima que el potencial <strong>de</strong> ahorro <strong>de</strong><br />
energía en el sector <strong>de</strong>l transporte ascien<strong>de</strong> al 26%. Los<br />
edificios y el transporte son elementos clave en dicho<br />
plan. Se proponen ahora normas más rigurosas, el<br />
fomento <strong>de</strong> los servicios energéticos y mecanismos<br />
específicos <strong>de</strong> financiación para apoyar productos más<br />
eficientes.<br />
En España, el documento “Estrategia <strong>de</strong> Ahorro y<br />
Eficiencia Energética en España 2004-2012 (E4) 6 ”, se<br />
plantea un objetivo <strong>de</strong> ahorro global <strong>de</strong> energía primaria<br />
<strong>de</strong> casi 10.000 ktep al año, lo que supone una reducción<br />
<strong>de</strong>l consumo <strong>de</strong>l 9% en 2012, respecto al escenario base<br />
o <strong>de</strong> referencia. Los ahorros anuales previstos se<br />
cuantifican en el sector <strong>de</strong>l transporte en 4.800 ktep y en<br />
el <strong>de</strong> la edificación en 1.700 ktep. Otros objetivos<br />
indirectos <strong>de</strong> la E4 son el incremento <strong>de</strong> la<br />
competitividad y mejora <strong>de</strong>l empleo, la mejora <strong>de</strong>l<br />
autoabastecimiento energético (hasta llegar al 27%) y la<br />
reducción <strong>de</strong> las emisiones, que se cuantifican a partir <strong>de</strong><br />
2012 en 42 Mt <strong>de</strong> CO 2<br />
anuales. Actualmente la<br />
Estrategia se instrumenta mediante el Plan <strong>de</strong> Acción<br />
<strong>2008</strong>-2012.<br />
Cabe <strong>de</strong>stacar, que la Or<strong>de</strong>n ITC/3860/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong><br />
diciembre, por la que se establece la tarifa eléctrica para<br />
<strong>2008</strong>, <strong>de</strong>termina una cuantía con cargo a la tarifa<br />
eléctrica para la financiación <strong>de</strong>l mencionado Plan <strong>de</strong><br />
Acción que no <strong>de</strong>be ser superior a 275.900 miles <strong>de</strong><br />
euros.<br />
Des<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista regulatorio, la mejor gestión <strong>de</strong><br />
la <strong>de</strong>manda es la que lleva la señal <strong>de</strong> precio al<br />
consumidor. En España, con el establecimiento <strong>de</strong> la<br />
elegibilidad total el 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong>l año 2003, se dio un<br />
gran paso hacia el objetivo <strong>de</strong> acercar información sobre<br />
los precios reales al consumidor final. Des<strong>de</strong> el 1 <strong>de</strong><br />
julio <strong>de</strong> <strong>2008</strong> se han suprimido las tarifas integrales para<br />
los suministros en alta tensión.<br />
Por otra parte, en el sector <strong>de</strong> la edificación, el<br />
principal instrumento <strong>de</strong> la regulación nacional<br />
consiste en la adopción <strong>de</strong> las medidas normativas<br />
previstas en al Directiva sobre eficiencia energética<br />
<strong>de</strong> edificios (Directiva 2002/91/CE), cuya<br />
6<br />
Or<strong>de</strong>n ECO/3888/2003, <strong>de</strong> 18 <strong>de</strong> diciembre, por la que se dispone<br />
la publicación <strong>de</strong>l Acuerdo <strong>de</strong> Consejo <strong>de</strong> Ministros <strong>de</strong> 28<br />
<strong>de</strong> noviembre <strong>de</strong> 2003, por el que se aprueba el Documento <strong>de</strong><br />
Estrategia <strong>de</strong> Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-<br />
2012.<br />
282
transposición se ha completado mediante tres Reales<br />
Decretos:<br />
‣ El Real Decreto 314/2006, <strong>de</strong> 17 <strong>de</strong> marzo, por el que<br />
se aprueba el Código Técnico <strong>de</strong> la Edificación<br />
(CTE), que fija los requisitos mínimos <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda<br />
térmica <strong>de</strong> los edificios, iluminación interior y energía<br />
solar.<br />
‣ El Real Decreto 47/2007, <strong>de</strong> 19 <strong>de</strong> enero, por el que<br />
se aprueba el Procedimiento básico para la<br />
certificación <strong>de</strong> eficiencia energética <strong>de</strong> edificios <strong>de</strong><br />
nueva construcción.<br />
‣ El Real Decreto 1027/2007, <strong>de</strong> 20 <strong>de</strong> julio, por el que<br />
se aprueba el Reglamento <strong>de</strong> Instalaciones Térmicas<br />
<strong>de</strong> los Edificios (RITE), para actualizar los requisitos<br />
mínimos que <strong>de</strong>ben cumplir las instalaciones <strong>de</strong><br />
calefacción, climatización y producción <strong>de</strong> agua<br />
caliente sanitaria.<br />
9.3. Impacto y consi<strong>de</strong>raciones<br />
medioambientales en la construcción<br />
<strong>de</strong> re<strong>de</strong>s<br />
En primer lugar, en cuanto a los impactos locales que la<br />
construcción <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s pudiera ocasionar, el Real<br />
Decreto 1955/2000, <strong>de</strong> 1 <strong>de</strong> diciembre, por el que se<br />
regulan las activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte, distribución,<br />
comercialización, suministro y procedimientos <strong>de</strong><br />
autorización <strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong> energía eléctrica,<br />
propone, en su disposición adicional undécima, el<br />
establecimiento <strong>de</strong> medidas, <strong>de</strong> carácter técnico, que se<br />
<strong>de</strong>berán adoptar con el fin <strong>de</strong> evitar la colisión y<br />
electrocución <strong>de</strong> las aves con las líneas eléctricas.<br />
Por otra parte, esta misma normativa en sus principios<br />
generales establece que “en la selección <strong>de</strong> las opciones <strong>de</strong><br />
refuerzo <strong>de</strong> la red, se integrarán criterios medioambientales,<br />
<strong>de</strong> forma que los planes <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo procuren la<br />
minimización <strong>de</strong>l impacto medioambiental global”.<br />
Respecto a la obligatoriedad <strong>de</strong> someterse al trámite <strong>de</strong><br />
Evaluación <strong>de</strong> Impacto Ambiental, la normativa<br />
anteriormente mencionada establece que “los proyectos<br />
<strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong> producción, transporte y distribución<br />
<strong>de</strong> energía eléctrica se someterán a evaluación <strong>de</strong><br />
impacto ambiental cuando así lo exija la legislación<br />
aplicable en esta materia”. La legislación a la que alu<strong>de</strong><br />
el artículo 124 <strong>de</strong>l Real Decreto 1955/2000, es el Real<br />
Decreto Legislativo 1302/1986, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> junio, sobre<br />
evaluación <strong>de</strong> impacto ambiental (trasposición <strong>de</strong> la<br />
Directiva 85/337/CEE) con las modificaciones que<br />
introduce la Ley 6/2001, <strong>de</strong> 8 <strong>de</strong> mayo (trasposición <strong>de</strong><br />
la Directiva 97/11/CEE), refleja en su Anexo I los<br />
proyectos, públicos o privados, que <strong>de</strong>berán someterse a<br />
una evaluación <strong>de</strong> impacto ambiental, entre los que se<br />
incluye la “construcción <strong>de</strong> líneas aéreas para el<br />
transporte <strong>de</strong> energía eléctrica con un voltaje igual o<br />
superior a 220 kV y una longitud superior a 15<br />
kilómetros”. Esta misma Ley enumera, en su Anexo II,<br />
los proyectos que sólo <strong>de</strong>berán someterse a una<br />
evaluación <strong>de</strong> impacto ambiental cuando lo <strong>de</strong>cida el<br />
órgano ambiental en cada caso. En este segundo listado<br />
se encuentra incluido el “transporte <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
mediante líneas aéreas (proyectos no incluidos en el<br />
Anexo I), que tengan una longitud superior a 3<br />
kilómetros”. Este requisito no será <strong>de</strong> aplicación si la<br />
Comunidad Autónoma, en el ámbito <strong>de</strong> sus<br />
competencias, exige evaluación <strong>de</strong> impacto ambiental o<br />
fija umbrales para <strong>de</strong>terminar cuándo los proyectos<br />
<strong>de</strong>ben someterse al procedimiento <strong>de</strong> evaluación. Esta<br />
<strong>de</strong>terminación está en función, principalmente, <strong>de</strong><br />
características <strong>de</strong> los proyectos (tamaño, acumulación con<br />
otros proyectos, utilización <strong>de</strong> recursos naturales,<br />
generación <strong>de</strong> residuos,...), <strong>de</strong> la ubicación <strong>de</strong> los<br />
mismos, en función <strong>de</strong> la sensibilidad medioambiental <strong>de</strong><br />
las áreas geográficas que puedan verse afectadas, y <strong>de</strong><br />
las características <strong>de</strong>l potencial impacto (extensión,<br />
carácter transfronterizo, magnitud, complejidad,<br />
probabilidad, duración, frecuencia y reversibilidad).<br />
El sometimiento <strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> construcción al<br />
proceso <strong>de</strong> evaluación <strong>de</strong> impacto ambiental supone la<br />
elaboración <strong>de</strong> una Declaración <strong>de</strong> Impacto Ambiental,<br />
que i<strong>de</strong>ntifica los posibles impactos que la actividad<br />
283
pue<strong>de</strong> causar en los distintos medios (físico, biológico y<br />
socioeconómico), estableciendo un criterio <strong>de</strong><br />
importancia.<br />
El estudio <strong>de</strong> evaluación ambiental está sometido al<br />
trámite <strong>de</strong> información pública. Con carácter previo a la<br />
resolución administrativa que se adopte para la<br />
realización o la autorización <strong>de</strong> la obra o instalación <strong>de</strong><br />
que se trate, el órgano competente remitirá el expediente<br />
al órgano ambiental, para que éste realice una<br />
<strong>de</strong>claración <strong>de</strong> impacto, en la que <strong>de</strong>termine las<br />
condiciones que <strong>de</strong>ban establecerse en or<strong>de</strong>n a la<br />
a<strong>de</strong>cuada protección <strong>de</strong>l medio ambiente. La <strong>de</strong>claración<br />
<strong>de</strong> impacto se hará pública y se realizará una vigilancia y<br />
seguimiento <strong>de</strong>l cumplimiento <strong>de</strong> ésta.<br />
Por otra parte, la Ley 54/1997, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong> noviembre<br />
<strong>de</strong>l Sector Eléctrico, menciona, en su artículo 36, que<br />
las solicitu<strong>de</strong>s <strong>de</strong> autorizaciones para instalaciones <strong>de</strong><br />
transporte <strong>de</strong> energía eléctrica <strong>de</strong>berán acreditar, entre<br />
otros requisitos, el a<strong>de</strong>cuado cumplimiento <strong>de</strong> las<br />
condiciones <strong>de</strong> protección <strong>de</strong>l medio ambiente. Se<br />
exige también, en el artículo 40 <strong>de</strong> la mencionada<br />
Ley, el cumplimiento <strong>de</strong> disposiciones relativas al<br />
medio ambiente en lo relativo a instalaciones <strong>de</strong><br />
distribución.<br />
Por último, es necesario mencionar que la necesidad <strong>de</strong><br />
obtener permisos concedidos por la Administración<br />
Local no <strong>de</strong>bería provocar un incremento relevante <strong>de</strong><br />
los plazos <strong>de</strong> tramitación, lo que influye en el proceso<br />
<strong>de</strong> toma <strong>de</strong> <strong>de</strong>cisiones por parte <strong>de</strong> los agentes<br />
inversores implicados y en la coherencia entre las<br />
previsiones <strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y la<br />
instalación efectiva <strong>de</strong> las nuevas centrales <strong>de</strong><br />
generación.<br />
284
10. Conclusiones<br />
El crecimiento sostenido <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía en<br />
nuestro país, en particular, <strong>de</strong> electricidad y sobre todo<br />
<strong>de</strong> gas natural, en porcentajes anuales elevados (3,2% y<br />
10,3% anual <strong>de</strong> media en los últimos cinco años) por<br />
encima <strong>de</strong> la media europea, junto con las previsiones <strong>de</strong><br />
crecimiento sostenido <strong>de</strong> la misma, y el uso <strong>de</strong>l gas<br />
natural en proporción creciente en la generación<br />
eléctrica, hacen que sea necesario un seguimiento<br />
continuo <strong>de</strong> ambos sistemas <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong> vista <strong>de</strong> la<br />
seguridad <strong>de</strong> suministro, máxime cuando la<br />
inter<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong> ambos es cada vez mayor.<br />
La existencia <strong>de</strong> unas infraestructuras suficientes,<br />
ajustadas a los criterios establecidos en la normativa<br />
vigente, es un requisito imprescindible, tanto para<br />
garantizar la seguridad <strong>de</strong> suministro, como para asegurar<br />
la calidad <strong>de</strong>l mismo y para permitir un funcionamiento<br />
<strong>de</strong>l mercado en competencia efectiva, lo cual justifica<br />
también la necesidad <strong>de</strong> realizar un seguimiento <strong>de</strong> la<br />
evolución <strong>de</strong> las mismas.<br />
Del análisis realizado acerca <strong>de</strong> la cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas y electricidad en el presente informe,<br />
cabe extraer las siguientes conclusiones:<br />
10.1. Sobre la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
natural a corto plazo<br />
En síntesis, pue<strong>de</strong>n <strong>de</strong>stacarse los siguientes puntos:<br />
1. En línea con la <strong>de</strong>saceleración <strong>de</strong>l incremento <strong>de</strong>l<br />
consumo gasista experimentado en los años 2006 y<br />
2007 respecto <strong>de</strong> ejercicios anteriores 1 , y pese al<br />
incremento notable <strong>de</strong> ésta, <strong>de</strong> carácter coyuntural,<br />
experimentado en <strong>2008</strong>, las previsiones apuntan a<br />
una mo<strong>de</strong>ración significativa <strong>de</strong>l crecimiento medio<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda durante los años siguientes. En el<br />
escenario central, el incremento anual estimado<br />
1<br />
El crecimiento <strong>de</strong>l consumo en 2006 y 2007 respecto <strong>de</strong>l año<br />
anterior, DC 06/05 e DC 07/06 fue <strong>de</strong>l 4%, mientras que en años anteriores<br />
fue muy superior a éste: DC 05/04 = 18%, DC 04/03 = 16%,<br />
DC 03/02 = 13%.<br />
para el período 2009-2012 se sitúa en un valor<br />
medio <strong>de</strong>l 1,9%, si bien en 2009 se prevé una<br />
reducción <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda total respecto <strong>de</strong>l año<br />
anterior, para volver a igualar posteriormente, en<br />
2010, el valor alcanzado en <strong>2008</strong>. De acuerdo con<br />
las previsiones, será el sector eléctrico el que<br />
registre una mayor tasa <strong>de</strong> crecimiento, llegando a<br />
representar, en 2012, un 41% <strong>de</strong>l consumo total <strong>de</strong><br />
gas natural. No obstante, los consumos anuales que<br />
finalmente tengan lugar estarán fuertemente<br />
condicionados por la climatología, por la evolución<br />
<strong>de</strong> la economía, en particular <strong>de</strong> la actividad<br />
industrial <strong>de</strong> <strong>de</strong>terminados sectores cuyos procesos<br />
productivos están basados en la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas<br />
natural, muchas <strong>de</strong> ellas fuertemente vinculadas al<br />
sector <strong>de</strong> la construcción, y por la hidraulicidad,<br />
principalmente, así como por la coyuntura <strong>de</strong><br />
precios, tanto <strong>de</strong> este combustible como <strong>de</strong> otras<br />
fuentes <strong>de</strong> energía. Por otra parte, el crecimiento<br />
estimado <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda en el escenario<br />
central, que se sitúa en un valor medio <strong>de</strong>l 5,8%, es<br />
tres veces superior al <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual, lo cual<br />
requiere un notable esfuerzo inversor <strong>de</strong>stinado a<br />
cubrir, con criterios <strong>de</strong> seguridad, los consumos<br />
punta previstos, <strong>de</strong> carácter puntual, y a una menor<br />
utilización media <strong>de</strong> las infraestructuras.<br />
2. A partir <strong>de</strong> la información proporcionada por los<br />
agentes sobre sus aprovisionamientos <strong>de</strong> gas con<br />
<strong>de</strong>stino España, se ha estudiado el grado <strong>de</strong> cobertura<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda. No se esperan problemas <strong>de</strong> cobertura<br />
<strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda anual. En general, para todos los años<br />
<strong>de</strong>l período 2009-2012, tanto en el escenario central<br />
como en el escenario superior <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, los<br />
contratos firmados garantizarían el suministro. En<br />
cuanto a la diversificación <strong>de</strong> suministros, estos<br />
proce<strong>de</strong>rán <strong>de</strong>, al menos, ocho países distintos. El<br />
principal país aprovisionador es Argelia; con la<br />
entrada en funcionamiento <strong>de</strong>l gasoducto Medgaz,<br />
previsto para 2009, este país llegará a aprovisionar un<br />
41% <strong>de</strong>l mercado español, aunque lejos <strong>de</strong>l actual<br />
límite establecido reglamentariamente <strong>de</strong>l 50%. Por<br />
285
otro lado, disminuye el peso <strong>de</strong>l GNL respecto a la<br />
oferta total <strong>de</strong> gas natural, que pasa <strong>de</strong>l 74% en <strong>2008</strong>,<br />
al 68% en 2010 y 2011.<br />
3. Respecto a la evolución <strong>de</strong> las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> entrada<br />
al sistema, la capacidad <strong>de</strong> emisión <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación experimentará un incremento notable<br />
en el período 2009-2012, <strong>de</strong> un 45%, respecto a la<br />
capacidad disponible en <strong>2008</strong>. En el caso <strong>de</strong> la<br />
capacidad <strong>de</strong> almacenamiento en tanques <strong>de</strong> GNL, los<br />
nuevos tanques supondrán un aumento <strong>de</strong>l 89%. A<br />
éstas se unirán el gasoducto Medgaz (finales <strong>de</strong><br />
2009), la ampliación <strong>de</strong> Irún (en 2010) y Larrrau (en<br />
2010 y 2012), así como el posible <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> la<br />
interconexión Midcat. Con estas nuevas<br />
infraestructuras en el sistema gasista la situación <strong>de</strong><br />
cobertura sería la siguiente:<br />
a. Teniendo en cuenta la capacidad nominal, esto<br />
es, sin consi<strong>de</strong>rar las restricciones en el<br />
transporte sino únicamente las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
entrada al sistema, el grado <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda punta estimada en el escenario central<br />
se sitúa por encima <strong>de</strong>l 24% durante todo el<br />
período. Esta holgura se reduce con el escenario<br />
<strong>de</strong> punta superior, aunque incluso en este caso,<br />
el margen cubre holgadamente el requerimiento<br />
mínimo <strong>de</strong> la planificación, <strong>de</strong>l 10%.<br />
b. Teniendo en cuenta la capacidad transportable<br />
<strong>de</strong>l sistema, se observa que el grado <strong>de</strong><br />
cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l escenario<br />
central se mantiene, durante todo el período, por<br />
encima <strong>de</strong>l margen <strong>de</strong>l 10% consi<strong>de</strong>rado en los<br />
criterios <strong>de</strong> planificación. En el escenario <strong>de</strong><br />
punta superior, que supone un crecimiento<br />
interanual <strong>de</strong>l 8,4%, los grados <strong>de</strong> cobertura se<br />
ven reducidos. La cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
punta <strong>de</strong>l escenario superior teniendo en cuenta<br />
la <strong>de</strong>manda transportable sería total para todo el<br />
período consi<strong>de</strong>rado con un mínimo en el<br />
invierno <strong>2008</strong>/2009 <strong>de</strong>l 2%.<br />
Figura 10.1.1. Grados <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda en los escenarios central y superior en dos situaciones:<br />
teniendo en cuenta la totalidad <strong>de</strong> la capacidad nominal <strong>de</strong> entrada y consi<strong>de</strong>rando<br />
únicamente la capacidad disponible tras tener en cuenta las restricciones <strong>de</strong>l sistema <strong>de</strong><br />
transporte (capacidad transportable)<br />
140%<br />
Grado <strong>de</strong> cobertura<br />
130%<br />
120%<br />
110%<br />
100%<br />
Invierno <strong>2008</strong>/2009 Invierno 2009/2010 Invierno 2010/2011 Invierno 2011/2012<br />
Capacidad Entradas vs Demanda E. Central<br />
Capacidad <strong>de</strong> Transporte vs Demanda E. Central<br />
Capacidad Entradas vs Demanda E. Superior<br />
Capacidad <strong>de</strong> Transporte vs Demanda E. Superior<br />
Fuente: CNE.<br />
286
Se concluye que no es previsible que se presenten<br />
problemas <strong>de</strong> cobertura, salvo que la capacidad <strong>de</strong> las<br />
entradas en algún momento fuese sensiblemente<br />
inferior a la <strong>de</strong>scrita, principalmente porque las plantas<br />
<strong>de</strong> regasificación o las conexiones internacionales<br />
puedan ver disminuida su capacidad por falta <strong>de</strong><br />
abastecimiento <strong>de</strong> gas en situaciones <strong>de</strong> operación<br />
excepcional. No obstante, las capacida<strong>de</strong>s nominales<br />
<strong>de</strong> entrada al sistema dan lugar a unos coeficientes <strong>de</strong><br />
cobertura notablemente superiores a los mínimos<br />
requeridos en la Planificación, si bien su posible<br />
utilización está limitada por la capacidad <strong>de</strong> transporte<br />
<strong>de</strong>l sistema.<br />
Por tanto, es necesario coordinar y acompasar el<br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> entrada al sistema,<br />
con el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> transporte,<br />
siempre <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong> los criterios establecidos en la<br />
Planificación. Actualmente se está dotando al sistema<br />
<strong>de</strong> una capacidad <strong>de</strong> entrada exce<strong>de</strong>ntaria, en<br />
ocasiones sin utilidad efectiva, al no verse respaldada<br />
por una capacidad <strong>de</strong> transporte suficiente. Parece<br />
innecesario poner en marcha solamente capacidad <strong>de</strong><br />
entrada al sistema; por ejemplo, nueva capacidad <strong>de</strong><br />
regasificación, cuando sea imposible utilizar ésta. Esto<br />
es, si se prevén retrasos en la puesta en marcha <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> transporte sobre lo recogido en la<br />
Planificación, no tiene sentido la puesta en marcha <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> entrada.<br />
En cuanto a los sistemas gasistas insulares, según los<br />
promotores, la conexión <strong>de</strong> las Islas Baleares con la<br />
Península se retrasa hasta mediados <strong>de</strong> 2009, mientras<br />
que la puesta en marcha <strong>de</strong> las plantas <strong>de</strong><br />
regasificación <strong>de</strong> Tenerife y Gran Canaria también se<br />
retrasa hasta 2012 y 2013, respectivamente. Estas<br />
plantas, por disponer <strong>de</strong> un solo tanque, para la<br />
<strong>de</strong>scarga <strong>de</strong> buques <strong>de</strong> gran tamaño, podrían tener<br />
mayores restricciones logísticas que el resto.<br />
4. La necesidad <strong>de</strong> disponer <strong>de</strong> los refuerzos <strong>de</strong><br />
infraestructura en plazo, requiere un esfuerzo, tanto <strong>de</strong><br />
los operadores como <strong>de</strong> la Administración, para<br />
agilizar y acelerar los plazos <strong>de</strong> tramitación <strong>de</strong><br />
autorizaciones y construcción <strong>de</strong> infraestructuras.<br />
Entre los gasoductos más urgentes se encuentran: el<br />
refuerzo <strong>de</strong>l Eje Levante y nudo Tivissa, que consta <strong>de</strong><br />
las duplicaciones <strong>de</strong> los gasoductos Tivissa-Castelnou,<br />
Paterna-Tivissa y Barcelona-Arbós y triplicación <strong>de</strong>l<br />
gasoducto Tivissa-Arbós, que contribuirán a eliminar<br />
las restricciones <strong>de</strong> salida <strong>de</strong> la planta <strong>de</strong> Barcelona; el<br />
refuerzo <strong>de</strong>l Eje Central, que consta <strong>de</strong> los gasoductos<br />
Zarza <strong>de</strong> Tajo-Yela, Yela-Villar <strong>de</strong> Arnedo y <strong>de</strong> la<br />
estación <strong>de</strong> compresión <strong>de</strong> Villar <strong>de</strong> Arnedo, así como<br />
<strong>de</strong>l propio almacenamiento <strong>de</strong> Yela y <strong>de</strong> la conexión<br />
<strong>de</strong> éste por gasoducto hasta Algete, que permitirán<br />
comunicar el almacenamiento <strong>de</strong> Yela con el sistema y<br />
conectar las zonas gasista Centro y Valle <strong>de</strong>l Ebro,<br />
incrementando <strong>de</strong> forma notable la capacidad <strong>de</strong><br />
vehiculación <strong>de</strong> gas dirección sur-norte y<br />
disminuyendo, por tanto, las probabilidad <strong>de</strong> que se<br />
produzcan situaciones <strong>de</strong> congestión por falta <strong>de</strong><br />
capacidad <strong>de</strong> transporte; y la construcción <strong>de</strong>l<br />
gasoducto “Lemona-Haro” y ampliación <strong>de</strong> EC <strong>de</strong><br />
Haro, para aumentar la capacidad <strong>de</strong> salida <strong>de</strong> la<br />
planta <strong>de</strong> Bilbao y el almacenamiento <strong>de</strong> Gaviota.<br />
5. La reducida capacidad <strong>de</strong> almacenamiento<br />
subterráneo es uno <strong>de</strong> los problemas <strong>de</strong>l sistema<br />
gasista español. El crecimiento esperado <strong>de</strong> la<br />
<strong>de</strong>manda <strong>de</strong> gas requiere ser complementado con un<br />
<strong>de</strong>sarrollo equivalente <strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong><br />
almacenamiento, crecimiento que no se está<br />
produciendo en la actualidad, lo cual agrava el déficit<br />
<strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong> almacenamiento <strong>de</strong> nuestro sistema.<br />
Igual <strong>de</strong> importante resulta la ampliación <strong>de</strong> la<br />
capacidad <strong>de</strong> inyección y sobre todo <strong>de</strong> extracción <strong>de</strong><br />
los almacenamientos subterráneos, que permitan tener<br />
disponible el gas natural almacenado para hacer frente<br />
a contingencias puntuales, internas o externas, a<br />
nuestro sistema gasista. El informe <strong>de</strong> Planificación<br />
<strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Industria prevé, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l horizonte<br />
temporal <strong>de</strong> este <strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong>, la puesta en marcha<br />
<strong>de</strong> varios proyectos <strong>de</strong> almacenamiento subterráneo<br />
287
que incrementarían sensiblemente el volumen <strong>de</strong><br />
almacenamiento y la capacidad <strong>de</strong> emisión existentes<br />
en la actualidad. No obstante, es posible que se vean<br />
retrasadas, como se constata en el informe <strong>de</strong><br />
seguimiento <strong>de</strong> infraestructuras publicado en la web<br />
<strong>de</strong> la CNE.<br />
6. En el período analizado se espera un significativo<br />
aumento <strong>de</strong>l volumen <strong>de</strong> inversiones; dado que la<br />
<strong>de</strong>manda anual no experimentará, previsiblemente, un<br />
crecimiento importante, esto podrá suponer, <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l<br />
horizonte temporal consi<strong>de</strong>rado, un incremento <strong>de</strong> las<br />
tarifas y peajes <strong>de</strong> acceso superior a la inflación. Los<br />
mayores costes <strong>de</strong> inversión estimados correspon<strong>de</strong>n a<br />
la actividad <strong>de</strong> transporte (gasoductos <strong>de</strong> transporte<br />
primario, secundario y estaciones <strong>de</strong> compresión), que<br />
sería responsable <strong>de</strong>l 42% <strong>de</strong> las inversiones<br />
planificadas en el período 2009-2012. A continuación<br />
se situarían las plantas <strong>de</strong> regasificación con,<br />
aproximadamente, un 30% <strong>de</strong> éstas, mientras que los<br />
almacenamientos subterráneos supondrían más <strong>de</strong> la<br />
cuarta parte <strong>de</strong> la inversión planificada en dicho<br />
período.<br />
10.2. Sobre la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda<br />
<strong>de</strong> electricidad a corto plazo<br />
En resumen, pue<strong>de</strong>n <strong>de</strong>stacarse los siguientes puntos:<br />
1. La <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica crece anualmente, si<br />
bien en los últimos años dicho crecimiento se ha<br />
mo<strong>de</strong>rado con respecto a los años anteriores 2 . En<br />
<strong>2008</strong>, como consecuencia <strong>de</strong> la ralentización <strong>de</strong> la<br />
actividad económica, la <strong>de</strong>manda eléctrica se ha<br />
incrementado apenas un 1%, en contraste con el 5%<br />
<strong>de</strong> media anual <strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong>l consumo eléctrico<br />
en la última década. La <strong>de</strong>manda prevista para el<br />
período 2009-2012 tendrá, <strong>de</strong> acuerdo con los<br />
2<br />
El crecimiento <strong>de</strong>l consumo peninsular en 2007 respecto <strong>de</strong>l<br />
año anterior, DC 07/06 , fue <strong>de</strong>l 3,1%, crecimiento prácticamente<br />
igual al <strong>de</strong> 2006, mientras que en años anteriores fue muy superior<br />
a éste: DC 05/04 = 4,3%, DC 04/03 = 4,5%, DC 03/02 = 6,8%.<br />
escenarios superior y central, un crecimiento medio<br />
interanual <strong>de</strong>l 1,4% y el 0,8%, respectivamente,<br />
pudiendo ser negativo en 2009, <strong>de</strong> acuerdo con la<br />
situación actual.<br />
La punta <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda horaria <strong>de</strong> potencia crece a un<br />
ritmo superior a la <strong>de</strong>manda anual, tanto la punta <strong>de</strong><br />
invierno, como la <strong>de</strong> verano. A<strong>de</strong>más, el crecimiento<br />
<strong>de</strong> las puntas <strong>de</strong> verano es ligeramente superior al<br />
invernal; este último se ha situado en los últimos años<br />
(2002-2007) alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong>l 4%, mientras que en el caso<br />
estival el incremento real, ha sido cercano al 4,2% en<br />
el mismo período. En <strong>2008</strong> la punta <strong>de</strong> verano se ha<br />
incrementado un 2,9% mientras que la <strong>de</strong> invierno se<br />
ha mantenido un 1,4% por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong> la <strong>de</strong>l invierno<br />
anterior. En el período 2009-2012 el crecimiento<br />
medio estimado <strong>de</strong> las puntas es alre<strong>de</strong>dor <strong>de</strong>l 2-3%,<br />
según escenario, año y estación.<br />
2. La nueva potencia <strong>de</strong> generación prevista en el<br />
Sistema Peninsular correspon<strong>de</strong>, en el régimen<br />
ordinario, casi exclusivamente a las nuevas centrales<br />
<strong>de</strong> ciclo combinado <strong>de</strong> gas natural, alcanzando, en el<br />
2012, el 40% <strong>de</strong> la potencia instalada en el régimen<br />
ordinario peninsular. No se prevén aumentos<br />
relevantes <strong>de</strong> potencia en las centrales <strong>de</strong> carbón o <strong>de</strong><br />
fuel/gas, aunque en las primeras seguirá existiendo un<br />
cambio progresivo <strong>de</strong> consumo <strong>de</strong> carbón nacional<br />
hacia carbón importado, como consecuencia <strong>de</strong>l Plan<br />
<strong>de</strong> la Minería. Los incrementos <strong>de</strong> potencia más<br />
notables en el régimen especial se <strong>de</strong>berán a la energía<br />
eólica y solar termoeléctrica, si bien se espera también<br />
un crecimiento <strong>de</strong> la biomasa, la cogeneración y la<br />
energía solar fotovoltaica. Se estima que el régimen<br />
especial peninsular podría aportar, en 2012, el 35% <strong>de</strong><br />
la energía vertida a la red, frente al 20% <strong>de</strong>l año 2006.<br />
3. No se observan indicios <strong>de</strong> situaciones que pudieran<br />
afectar a la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda eléctrica en el<br />
escenario <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda extremo, suponiendo el equipo<br />
generador con la disponibilidad habitual y bajo<br />
hipótesis conservadoras. Las nuevas incorporaciones<br />
<strong>de</strong> potencia instalada, tanto en el régimen ordinario<br />
288
como en el régimen especial, permiten abastecer la<br />
<strong>de</strong>manda en situación <strong>de</strong> disponibilidad normal, con<br />
un margen <strong>de</strong> seguridad a<strong>de</strong>cuado. En todos los años<br />
<strong>de</strong>l período, el índice <strong>de</strong> cobertura es superior a 1,1,<br />
por lo que, bajo las hipótesis asumidas, no resultaría<br />
necesaria la instalación <strong>de</strong> potencia adicional a la ya<br />
prevista en el estudio. Sin embargo, <strong>de</strong> producirse un<br />
consi<strong>de</strong>rable incremento <strong>de</strong> las indisponibilida<strong>de</strong>s<br />
previstas en las centrales térmicas, tanto por trabajos<br />
como <strong>de</strong> forma fortuita, similar al que tuvo lugar a<br />
finales (noviembre-diciembre) <strong>de</strong>l año 2007, podrían<br />
situarse los márgenes <strong>de</strong> cobertura por <strong>de</strong>bajo <strong>de</strong>l 10%<br />
en el escenario extremo <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda.<br />
4. En los sistemas extrapeninsulares, concretamente en<br />
Baleares, <strong>de</strong> acuerdo con las previsiones <strong>de</strong>l<br />
Operador <strong>de</strong>l Sistema, la incorporación <strong>de</strong> potencia<br />
sería suficiente durante el período analizado<br />
siempre que no se retrase la puesta en servicio <strong>de</strong><br />
los enlaces planificados. En Canarias, <strong>de</strong> acuerdo<br />
con las previsiones <strong>de</strong>l agente generador y <strong>de</strong>l<br />
operador <strong>de</strong>l sistema, existe un déficit <strong>de</strong> potencia a<br />
corto plazo en Lanzarote-Fuerteventura, el Hierro y<br />
Tenerife. En Ceuta y Melilla, la previsión <strong>de</strong><br />
potencia instalada parece ajustada, siendo<br />
conveniente incorporar más equipo generador<br />
especialmente a corto plazo en Ceuta. En ambas<br />
Ciuda<strong>de</strong>s Autónomas se están realizando esfuerzos<br />
para <strong>de</strong>finir los emplazamientos necesarios para la<br />
instalación <strong>de</strong> la nueva generación.<br />
5. La red <strong>de</strong> transporte peninsular correspon<strong>de</strong> a una red<br />
mallada que origina relativamente pocas restricciones.<br />
No obstante, se han <strong>de</strong> <strong>de</strong>stacar algunos episodios <strong>de</strong><br />
congestiones que se producen en la evacuación <strong>de</strong><br />
energía <strong>de</strong> las zonas gallega y asturiana, así como en<br />
la evacuación <strong>de</strong> los nuevos grupos <strong>de</strong> ciclo<br />
combinado, mientras se acometen los refuerzos y<br />
<strong>de</strong>sarrollos previstos.<br />
6. Debe reforzarse la infraestructura, tanto <strong>de</strong> transporte,<br />
como <strong>de</strong> distribución eléctrica en todas aquellas zonas<br />
don<strong>de</strong> se registren aumentos <strong>de</strong> consumo o evacuación<br />
que lo justifiquen. En concreto, <strong>de</strong>ben realizarse<br />
refuerzos <strong>de</strong> la red para garantizar la evacuación <strong>de</strong><br />
nueva generación <strong>de</strong> ciclos combinados o generación<br />
<strong>de</strong> régimen especial, refuerzos <strong>de</strong> mallado <strong>de</strong> la red <strong>de</strong><br />
transporte para cumplir con los criterios <strong>de</strong> seguridad,<br />
para compensación <strong>de</strong> reactiva, para suministro a<br />
mercados locales y a cargas singulares.<br />
7. Son especialmente importantes <strong>de</strong>s<strong>de</strong> el punto <strong>de</strong><br />
vista <strong>de</strong> la seguridad <strong>de</strong> suministro los refuerzos <strong>de</strong><br />
las conexiones internacionales con Portugal y<br />
Francia, y también las conexiones entre territorios<br />
insulares, y entre la Península y Baleares. Estos<br />
últimos, <strong>de</strong>berían ejecutarse en los plazos fijados por<br />
la planificación, por ser los sistemas insulares más<br />
vulnerables a retrasos en la instalación <strong>de</strong> nueva<br />
potencia.<br />
La figura 10.2.1 muestra los índices <strong>de</strong> cobertura<br />
peninsular para dos escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda, probable y<br />
extremo, y el escenario <strong>de</strong> oferta inferior, conforme a las<br />
hipótesis adoptadas en el presente informe: hidraulicidad<br />
seca, incorporación <strong>de</strong> generación en régimen especial,<br />
incorporación <strong>de</strong> centrales <strong>de</strong> ciclo combinado,<br />
disponibilida<strong>de</strong>s asociadas a cada tipo <strong>de</strong> generación,<br />
posibles restricciones <strong>de</strong> funcionamiento <strong>de</strong> los ciclos<br />
combinados <strong>de</strong> gas <strong>de</strong>rivadas <strong>de</strong>l sistema gasista, etc. Se<br />
aprecia que el índice <strong>de</strong> cobertura se sitúa todos los años<br />
por encima <strong>de</strong> 1,1, tanto en invierno como en verano,<br />
aunque resulta inferior el margen <strong>de</strong> cobertura en<br />
invierno. En consecuencia, bajo las consi<strong>de</strong>raciones<br />
previamente efectuadas, no resultaría necesaria la<br />
instalación <strong>de</strong> potencia adicional a la ya prevista en el<br />
estudio.<br />
No obstante lo anterior, hay que tener en cuenta que <strong>de</strong><br />
no llevarse a cabo los refuerzos necesarios en la red <strong>de</strong><br />
transporte para solventar las congestiones <strong>de</strong> evacuación<br />
<strong>de</strong>tectadas por el operador <strong>de</strong>l sistema, podrían<br />
presentarse en los próximos años márgenes <strong>de</strong> cobertura<br />
inferiores al 10%.<br />
289
Figura 10.2.1. Índices <strong>de</strong> cobertura resultantes para invierno y verano, para la previsión <strong>de</strong> instalación <strong>de</strong><br />
potencia inferior<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura. Invierno 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013<br />
Medio 1,18 1,19 1,20 1,20<br />
Extremo 1,12 1,13 1,12 1,12<br />
Índice <strong>de</strong> cobertura. Verano 2009 2010 2011 2012<br />
Medio 1,22 1,21 1,22 1,22<br />
Extremo 1,17 1,17 1,18 1,18<br />
Fuente: REE y CNE.<br />
En las figuras 10.2.2 y 10.2.3 se representa la evolución<br />
<strong>de</strong> la potencia eléctrica peninsular, necesaria para<br />
satisfacer las necesida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda invernal y<br />
veraniega previstas, según dos escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda,<br />
con un índice <strong>de</strong> cobertura <strong>de</strong> un 10%. Frente a las<br />
sendas <strong>de</strong> crecimiento <strong>de</strong> la potencia eléctrica <strong>de</strong>mandada,<br />
se representa la potencia eléctrica ofertada en la península<br />
<strong>de</strong> acuerdo con la información aportada por los agentes.<br />
Figura 10.2.2. Comparación <strong>de</strong> la potencia eléctrica necesaria para la cobertura <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong> los diferentes<br />
escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> invierno, con margen <strong>de</strong> cobertura 1,1<br />
MW<br />
115.000<br />
110.000<br />
105.000<br />
100.000<br />
95.000<br />
90.000<br />
85.000<br />
80.000<br />
<strong>2008</strong>/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013<br />
Oferta estimada <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> potencia instalada<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Extrema<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Media<br />
Fuente: REE, promotores y CNE.<br />
290
Figura 10.2.3. Comparación <strong>de</strong> la potencia eléctrica necesaria para la cobertura <strong>de</strong> la punta <strong>de</strong> los diferentes<br />
escenarios <strong>de</strong> <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> verano, con margen <strong>de</strong> cobertura 1,1<br />
MW<br />
115.000<br />
110.000<br />
105.000<br />
100.000<br />
95.000<br />
90.000<br />
85.000<br />
80.000<br />
2009 2010 2011 2012<br />
Oferta estimada <strong>de</strong> incorporación <strong>de</strong> potencia instalada<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Extrema<br />
Potencia instalada necesaria en el Esc. Demanda Media<br />
Fuente: REE, promotores y CNE.<br />
291
11. Recomendaciones<br />
11.1. Seguimiento <strong>de</strong> las recomendaciones<br />
anteriores<br />
A continuación se analiza el grado <strong>de</strong> aceptación<br />
<strong>de</strong> las recomendaciones realizadas en el “<strong>Informe</strong><br />
<strong>Marco</strong> sobre la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
y gas natural, y su cobertura” elaborado en el<br />
año 2007. Esta Comisión se reitera en todas<br />
aquellas recomendaciones que aún no han sido<br />
implementadas.<br />
Recomendaciones Anteriores<br />
Grado <strong>de</strong> cumplimiento<br />
1.ª Se consi<strong>de</strong>ra necesario realizar los nuevos <strong>de</strong>sarrollos<br />
<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte, tanto eléctrica como gasista,<br />
en los plazos previstos en la Planificación. A<strong>de</strong>más<br />
uno <strong>de</strong> los objetivos fundamentales <strong>de</strong>l nuevo documento<br />
<strong>de</strong> Planificación ha <strong>de</strong> ser la ampliación<br />
<strong>de</strong> la capacidad <strong>de</strong> interconexión con otros países,<br />
conexiones que servirán para mejorar la garantía <strong>de</strong><br />
suministro, incrementar la penetración <strong>de</strong> las energías<br />
renovables y evolucionar en la dirección correcta<br />
para la consecución <strong>de</strong> un mercado energético único<br />
europeo, mercado que permitirá conseguir mayor liqui<strong>de</strong>z<br />
y competencia. En particular, y en relación<br />
con los almacenamientos subterráneos <strong>de</strong> gas, instalaciones<br />
fundamentales para garantizar la seguridad<br />
<strong>de</strong> suministro, es <strong>de</strong> la máxima prioridad fomentar<br />
su <strong>de</strong>sarrollo.<br />
La Iniciativa Regional <strong>de</strong> Gas <strong>de</strong>l ERGEG, li<strong>de</strong>rada por<br />
esta Comisión, ha avanzado en la consecución <strong>de</strong> su<br />
objetivo prioritario, esto es, el incremento <strong>de</strong> la capacidad<br />
<strong>de</strong> interconexión con Francia. Se ha llevado<br />
a cabo un procedimiento <strong>de</strong> adjudicación coordinada<br />
<strong>de</strong> la capacidad existente (OSP) y, en la actualidad,<br />
se está <strong>de</strong>sarrollando una consulta pública para <strong>de</strong>terminar,<br />
y posteriormente asignar, las necesida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong> nueva capacidad <strong>de</strong> los agentes.<br />
Se ha progresado en el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong><br />
transporte eléctrica y gasista, aunque, <strong>de</strong> acuerdo<br />
con los informes semestrales <strong>de</strong> seguimiento <strong>de</strong> infraestructuras<br />
publicados por esta Comisión, se pone<br />
<strong>de</strong> manifiesto la existencia <strong>de</strong> retrasos, <strong>de</strong> diverso<br />
grado <strong>de</strong> consi<strong>de</strong>ración.<br />
En el caso particular <strong>de</strong> los almacenamientos subterráneos<br />
<strong>de</strong> gas natural, existe un retraso sistemático<br />
en el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> alguno <strong>de</strong> los proyectos incluidos<br />
en la planificación, que pue<strong>de</strong> llevar a la existencia<br />
<strong>de</strong> una capacidad <strong>de</strong> almacenamiento muy reducida<br />
en relación con una <strong>de</strong>manda en crecimiento.<br />
2.ª Para garantizar la construcción <strong>de</strong> infraestructuras en<br />
las fechas previstas es necesario que se agilicen, simplifiquen<br />
y coordinen la obtención <strong>de</strong> los permisos<br />
y autorizaciones entre las distintas Administraciones.<br />
También es necesario que se publique el programa<br />
anual <strong>de</strong> instalaciones <strong>de</strong> transporte eléctrico y los<br />
criterios para po<strong>de</strong>r incluir una instalación en ese<br />
programa.<br />
A mediados <strong>de</strong> 2007 se publicó la Or<strong>de</strong>n ITC/1549/2007,<br />
<strong>de</strong> 18 <strong>de</strong> mayo, por la que se aprueba el programa<br />
anual <strong>de</strong> instalaciones y actuaciones <strong>de</strong> carácter excepcional<br />
<strong>de</strong> las re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> energía eléctrica<br />
y gas natural, lo que pue<strong>de</strong> suponer un avance<br />
en el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras.<br />
Un año <strong>de</strong>spués se publicó el nuevo documento <strong>de</strong><br />
Planificación <strong>de</strong> los sectores gasista y eléctrico. De<br />
acuerdo con el mismo, con el objeto <strong>de</strong> recoger las<br />
posibles <strong>de</strong>sviaciones, se actualizará mediante la<br />
aprobación <strong>de</strong> los programas anuales <strong>de</strong> instalaciones<br />
<strong>de</strong> transporte, según lo establecido en los artículos<br />
14 y 15 <strong>de</strong>l RD 1955/2000.<br />
Como elemento esencial <strong>de</strong>l proceso <strong>de</strong> planificación,<br />
se consi<strong>de</strong>ra fundamental que se publiquen todos los<br />
años los programas anuales <strong>de</strong> las instalaciones <strong>de</strong><br />
transporte.<br />
293
Recomendaciones Anteriores<br />
3.ª Sería necesaria una mejora en los mecanismos <strong>de</strong><br />
coordinación entre la planificación general llevada a<br />
cabo por la Administración General <strong>de</strong>l Estado, a través<br />
<strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong> Industria, Turismo y Comercio,<br />
y la planificación y la or<strong>de</strong>nación <strong>de</strong>l territorio que<br />
efectúan las distintas Comunida<strong>de</strong>s Autónomas, tanto<br />
en lo que se refiere a la coordinación <strong>de</strong> los objetivos<br />
<strong>de</strong> dichas planificaciones, como al establecimiento<br />
<strong>de</strong> pasillos para infraestructuras energéticas, y a su<br />
posterior seguimiento. Esto ayudaría a evitar problemas<br />
como los ocasionados recientemente con las<br />
diferencias <strong>de</strong> planificación estatal y autonómica a<br />
propósito <strong>de</strong>l <strong>de</strong>sarrollo eólico.<br />
4.ª En lo que se refiere a la retribución <strong>de</strong> las infraestructuras<br />
<strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>bería continuarse la senda<br />
ya iniciada con la revisión <strong>de</strong> los costes estándar<br />
<strong>de</strong> las infraestructuras gasistas <strong>de</strong> transporte y regasificación,<br />
con el estudio <strong>de</strong> la retribución <strong>de</strong><br />
los almacenamientos subterráneos <strong>de</strong> gas, para el<br />
establecimiento <strong>de</strong> un marco retributivo estable e<br />
incentivador <strong>de</strong> estas infraestructuras. De la misma<br />
forma, <strong>de</strong>bería realizarse la revisión <strong>de</strong> la retribución<br />
<strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> transporte eléctrico.<br />
En consonancia con la legislación vigente, habrían<br />
<strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollarse los procedimientos <strong>de</strong> concurrencia<br />
<strong>de</strong> las infraestructuras eléctricas y gasistas lo antes<br />
posible, para adjudicar <strong>de</strong> esta forma las infraestructuras<br />
que no sean <strong>de</strong> urgente realización.<br />
Grado <strong>de</strong> cumplimiento<br />
Las distintas Comunida<strong>de</strong>s Autónomas han participado,<br />
en colaboración con la Administración General<br />
<strong>de</strong>l Estado, en la elaboración <strong>de</strong>l nuevo documento<br />
<strong>de</strong> Planificación, con horizonte temporal <strong>2008</strong>-2016.<br />
El proceso <strong>de</strong> confección <strong>de</strong> este documento constituye<br />
el foro a<strong>de</strong>cuado para la coordinación <strong>de</strong> los<br />
objetivos <strong>de</strong> las referidas planificaciones. La actualización<br />
periódica <strong>de</strong>l mismo, a través <strong>de</strong> los programas<br />
anuales <strong>de</strong> instalaciones, permitirá coordinar <strong>de</strong><br />
forma regular y dinámica las actuaciones y planes <strong>de</strong><br />
los referidos agentes.<br />
En relación con la retribución <strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong><br />
transporte eléctrico, se ha aprobado el Real Decreto<br />
325/<strong>2008</strong>, que modifica la metodología retributiva,<br />
en línea con lo señalado por la CNE en los sucesivos<br />
informes sobre tarifas eléctricas.<br />
La Or<strong>de</strong>n ITC/3883/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> diciembre, por<br />
la que se establecen los peajes y cánones <strong>de</strong> acceso<br />
<strong>de</strong> terceros para el año <strong>2008</strong> y se actualizan<br />
<strong>de</strong>terminados aspectos relativos a la retribución<br />
<strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s reguladas <strong>de</strong>l sector gasista, establece,<br />
<strong>de</strong> forma explícita, el reconocimiento <strong>de</strong><br />
inversiones <strong>de</strong> almacenamiento singulares, que se<br />
realizará por or<strong>de</strong>n ministerial, previo informe <strong>de</strong><br />
esta Comisión.<br />
Durante <strong>2008</strong> se publicó el Real Decreto 326/<strong>2008</strong>,<br />
<strong>de</strong> 29 <strong>de</strong> febrero, por el que se establece la retribución<br />
<strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong> gas natural<br />
para instalaciones con puesta en servicio a partir<br />
<strong>de</strong>l 1 <strong>de</strong> enero <strong>de</strong> <strong>2008</strong>. En virtud <strong>de</strong> los mandatos<br />
<strong>de</strong> la Secretaría General <strong>de</strong> Energía incluidos en este<br />
Real Decreto, la CNE está elaborando en la actualidad<br />
una propuesta <strong>de</strong> revisión <strong>de</strong> los valores unitarios <strong>de</strong><br />
referencia para los costes <strong>de</strong> inversión y <strong>de</strong> operación<br />
y mantenimiento para instalaciones <strong>de</strong> transporte<br />
aplicables a partir <strong>de</strong> <strong>2008</strong>.<br />
5.ª Se consi<strong>de</strong>ra necesario elaborar una metodología <strong>de</strong><br />
retribución <strong>de</strong> las empresas distribuidoras <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica que recojan los objetivos <strong>de</strong> calidad<br />
<strong>de</strong> servicio y que permita un <strong>de</strong>sarrollo coordinado<br />
y técnicamente a<strong>de</strong>cuado <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
transporte y distribución, sin que existan incentivos<br />
perversos al <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> transporte. Esta<br />
Comisión tiene una propuesta elaborada sobre la retribución<br />
<strong>de</strong> la distribución eléctrica que ha sido<br />
presentada ya al Ministerio <strong>de</strong> Industria, Turismo y<br />
Comercio.<br />
Se ha aprobado el Real Decreto 222/<strong>2008</strong> <strong>de</strong> retribución<br />
<strong>de</strong> la actividad <strong>de</strong> distribución, la cuál incorpora,<br />
prácticamente en su totalidad, la propuesta<br />
metodológica elaborada por la CNE.<br />
Queda pendiente <strong>de</strong>terminar los incentivos por calidad<br />
y por reducción <strong>de</strong> pérdidas.<br />
294
Recomendaciones Anteriores<br />
6.ª Se propone <strong>de</strong>sarrollar las capacida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> los distribuidores<br />
<strong>de</strong> energía eléctrica para la gestión <strong>de</strong> los<br />
elementos <strong>de</strong> control <strong>de</strong> tensión disponibles en sus<br />
re<strong>de</strong>s y a<strong>de</strong>cuar la regulación <strong>de</strong>l régimen especial<br />
para la prestación <strong>de</strong> este servicio. Se <strong>de</strong>be señalar<br />
que, mediante el Real Decreto 841/2002, se eliminó<br />
la señal anteriormente existente en los Reales Decretos<br />
2366/94 y 2818/98, como complemento tarifario<br />
para el mantenimiento <strong>de</strong> cos Φ = 1 o el cos Φ negociado<br />
con el distribuidor, para aquellos productores<br />
que acu<strong>de</strong>n al mercado <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica, quienes en general no están sujetos al P.O<br />
7.4 por su ubicación en re<strong>de</strong>s <strong>de</strong> distribución o por<br />
su reducido tamaño.<br />
7.ª Esta Comisión ha venido recomendando ciertas modificaciones<br />
en la retribución <strong>de</strong> la generación por<br />
garantía <strong>de</strong> potencia y el pago a realizar por los<br />
consumidores por este concepto: establecimiento <strong>de</strong><br />
los <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> cobro con antelación por un período<br />
fijado, cobro <strong>de</strong> los generadores en función <strong>de</strong> su<br />
contribución efectiva a la seguridad <strong>de</strong> suministro<br />
<strong>de</strong>l sistema, igual retribución in<strong>de</strong>pendientemente <strong>de</strong><br />
la modalidad <strong>de</strong> contratación elegida por el generador,<br />
obligación <strong>de</strong> oferta a los mercados y mantenimiento<br />
<strong>de</strong> las unida<strong>de</strong>s disponibles para el sistema,<br />
imputación a los consumos en función <strong>de</strong> su participación<br />
en la <strong>de</strong>manda punta <strong>de</strong>l sistema, agentes<br />
externos con tratamiento específico en función <strong>de</strong><br />
la seguridad que representen para el sistema ibérico,<br />
utilización <strong>de</strong> la capacidad sujeta a cobro por garantía<br />
<strong>de</strong> potencia, en situaciones críticas previamente<br />
i<strong>de</strong>ntificadas por el operador <strong>de</strong>l sistema prioritario<br />
para el sistema, dotación a la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> mecanismos<br />
<strong>de</strong> interrumpibilidad ligados a reducciones en los<br />
pagos por garantía <strong>de</strong> potencia, etc.<br />
8.ª También se consi<strong>de</strong>raba necesaria la regulación <strong>de</strong>l<br />
concepto <strong>de</strong> interrumpibilidad en el mercado liberalizado<br />
eléctrico y la posible revisión <strong>de</strong>l concepto <strong>de</strong><br />
interrumpibilidad en el mercado liberalizado gasista,<br />
<strong>de</strong>sligando ésta <strong>de</strong> la situación física <strong>de</strong>l cliente en<br />
la red.<br />
Grado <strong>de</strong> cumplimiento<br />
El Real Decreto 661/2007, <strong>de</strong> 25 <strong>de</strong> mayo, por el<br />
que se regula la actividad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica en régimen especial, incorpora un complemento<br />
flexible que facilita el control <strong>de</strong> tensión por<br />
parte <strong>de</strong> los gestores <strong>de</strong> la red.<br />
La Or<strong>de</strong>n ITC/2794/2007, <strong>de</strong> 27 <strong>de</strong> septiembre, por<br />
la que se revisan las tarifas eléctricas a partir <strong>de</strong>l<br />
1 <strong>de</strong> octubre <strong>de</strong> 2007, establece en su Anexo III<br />
un nuevo mecanismo para la retribución <strong>de</strong> la capacidad.<br />
En la Or<strong>de</strong>n ITC/3860/2007, <strong>de</strong> 28 <strong>de</strong> diciembre, se<br />
incluyó <strong>de</strong>ntro <strong>de</strong>l segmento <strong>de</strong> incentivo a las inversiones<br />
medioambientales, la regulación transitoria<br />
<strong>de</strong>l segmento <strong>de</strong> incentivo a la disponibilidad, y el<br />
mecanismo <strong>de</strong> financiación por parte <strong>de</strong> los consumidores<br />
<strong>de</strong> los pagos por capacidad.<br />
No obstante, algunos aspectos <strong>de</strong>l mecanismo siguen<br />
pendientes <strong>de</strong> un <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong>finitivo por lo que<br />
hay que insistir en la importancia <strong>de</strong> los principios<br />
enunciados, especialmente en lo relativo al mecanismo<br />
<strong>de</strong> disponibilidad a corto plazo, en el que la<br />
retribución se <strong>de</strong>be ajustar a la contribución a la<br />
seguridad que efectivamente aporte cada sujeto al<br />
sistema, conforme a los criterios <strong>de</strong>sarrollados en<br />
la propuesta <strong>de</strong>l Consejo <strong>de</strong> Reguladores <strong>de</strong>l MIBEL<br />
realizada en junio <strong>de</strong> 2007.<br />
El concepto <strong>de</strong> interrumpibilidad en el mercado gasista<br />
sigue estando vinculado a la situación física <strong>de</strong>l<br />
cliente en la red.<br />
En el caso eléctrico, la interrumpibilidad en el<br />
mercado liberalizado ya ha sido regulada en la Or<strong>de</strong>n<br />
ITC/2370/2007, <strong>de</strong> 26 <strong>de</strong> julio, y en la Or<strong>de</strong>n<br />
ITC/1857/<strong>2008</strong>, <strong>de</strong> 26 <strong>de</strong> junio, y normas <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollo.<br />
295
Recomendaciones Anteriores<br />
9.ª Es igualmente necesario profundizar en la in<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia<br />
<strong>de</strong>l Operador <strong>de</strong>l Sistema eléctrico y <strong>de</strong>l Gestor<br />
Técnico <strong>de</strong>l Sistema gasista, en relación con su actividad<br />
<strong>de</strong> transporte y en relación con su actividad <strong>de</strong><br />
supervisión y coordinación <strong>de</strong>l resto <strong>de</strong> los agentes<br />
en el mercado. La separación funcional <strong>de</strong> estas activida<strong>de</strong>s<br />
<strong>de</strong>l resto y la exigencia <strong>de</strong> mayores requisitos<br />
<strong>de</strong> transparencia, como la publicación <strong>de</strong> todos<br />
los procedimientos operativos y normas internas que<br />
utilizan, contribuirá a mejorar este aspecto. En particular<br />
en el sector gasista es fundamental continuar<br />
mejorando las Normas <strong>de</strong> Gestión Técnica <strong>de</strong>l Sistema<br />
y <strong>de</strong>sarrollando los procedimientos pendientes.<br />
10.ª Las Directivas 2003/54/CE y 2003/55/CE sobre normas<br />
comunes para el mercado <strong>de</strong> la electricidad y<br />
<strong>de</strong>l gas natural <strong>de</strong>ben transponerse a nuestro or<strong>de</strong>namiento<br />
jurídico en todos aquellos aspectos todavía<br />
no recogidos en nuestra legislación.<br />
11.ª Debe mejorarse el Índice <strong>de</strong> Eficiencia Energética. Si<br />
bien ya se ha publicado el Plan <strong>de</strong> Acción <strong>2008</strong>-2012,<br />
restan por <strong>de</strong>sarrollar aspectos esenciales como la<br />
participación <strong>de</strong> los gran<strong>de</strong>s consumidores en la regulación<br />
terciaria mediante mecanismos <strong>de</strong> mercado<br />
y en la garantía <strong>de</strong> potencia eléctrica, y adicionalmente<br />
la mejora <strong>de</strong>l mo<strong>de</strong>lo <strong>de</strong> liberalización para<br />
que todos los consumidores reciban, a través <strong>de</strong> tarifas<br />
que reflejen los costes reales incurridos en el<br />
suministro, la señal <strong>de</strong> precio eléctrico.<br />
Grado <strong>de</strong> cumplimiento<br />
Se ha avanzado en línea con la Ley 12/2007, reforzando<br />
la in<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia <strong>de</strong>l GTS por medio <strong>de</strong> la<br />
creación <strong>de</strong> la Unidad Orgánica específica, que ha<br />
<strong>de</strong> ejercer las funciones <strong>de</strong>l Gestor en régimen <strong>de</strong><br />
exclusividad y con separación contable y funcional.<br />
Determina también que ésta suscriba un código<br />
<strong>de</strong> conducta que garantice su in<strong>de</strong>pen<strong>de</strong>ncia<br />
<strong>de</strong>l resto <strong>de</strong> activida<strong>de</strong>s <strong>de</strong>sarrolladas por el grupo<br />
empresarial. Los <strong>de</strong>rechos <strong>de</strong> voto se limitan al 1%<br />
para aquellos agentes que participen en el sector<br />
gasista.<br />
Por otro lado, los trabajos realizados por el Comité<br />
<strong>de</strong> Seguimiento <strong>de</strong>l Sistema Gasista y el Grupo <strong>de</strong><br />
Modificación <strong>de</strong> las Normas han dado lugar a varias<br />
propuestas <strong>de</strong> mejora <strong>de</strong> las NGTS, que han <strong>de</strong>rivado<br />
en la modificación <strong>de</strong> éstas. En estos grupos están<br />
representados todos los sujetos <strong>de</strong>l sistema gasista<br />
y constituyen un foro participativo y propicio para<br />
contribuir al <strong>de</strong>sarrollo y adaptación <strong>de</strong> las Normas<br />
a un contexto cambiante.<br />
La Ley 12/2007 y la Ley 17/2007 modifican la Ley<br />
<strong>de</strong> Hidrocarburos y la Ley <strong>de</strong>l Sector Eléctrico, respectivamente,<br />
adaptándolas a los requerimientos <strong>de</strong><br />
las citadas Directivas.<br />
Se ha incorporado a la tarifa eléctrica <strong>de</strong> <strong>2008</strong> una<br />
partida <strong>de</strong> 276 millones <strong>de</strong> euros por este concepto.<br />
A<strong>de</strong>más, la extensión <strong>de</strong>l servicio <strong>de</strong> interrumpibilidad<br />
a los consumidores <strong>de</strong>l mercado libre, regulada<br />
en la Or<strong>de</strong>n ITC/2370/2007 antes citada, posibilita<br />
la participación <strong>de</strong> éstos en la seguridad <strong>de</strong>l suministro,<br />
aunque dicha normativa no emplea mecanismos<br />
<strong>de</strong> mercado. En julio <strong>de</strong> <strong>2008</strong> <strong>de</strong>saparecieron<br />
las tarifas integrales en alta tensión, excepto las<br />
<strong>de</strong> los gran<strong>de</strong>s consumidores. Adicionalmente, está<br />
previsto que el 1 <strong>de</strong> julio <strong>de</strong> 2009 <strong>de</strong>saparezcan<br />
<strong>de</strong>finitivamente todas las tarifas integrales en baja<br />
tensión.<br />
296
Recomendaciones Anteriores<br />
12.ª Debe revisarse la regulación <strong>de</strong> la cogeneración para<br />
maximizar su eficiencia energética, completando la<br />
transposición <strong>de</strong> la Directiva 2004/8/CE relativa al<br />
fomento <strong>de</strong> la cogeneración. En particular <strong>de</strong>be <strong>de</strong>sarrollarse<br />
el mecanismo <strong>de</strong> garantía <strong>de</strong> origen que <strong>de</strong>termina<br />
la anterior Directiva y la Directiva 2001/77/<br />
CE para la promoción <strong>de</strong> la electricidad a partir <strong>de</strong><br />
fuentes renovables. Es necesario actualizar los objetivos<br />
<strong>de</strong>l plan <strong>de</strong> fomento <strong>de</strong> energías renovables en<br />
la regulación sectorial <strong>de</strong>l régimen especial.<br />
Grado <strong>de</strong> cumplimiento<br />
Se ha aprobado en 2007 diversa normativa relacionada<br />
con este tema:<br />
– El Real Decreto 616/2007, <strong>de</strong> 11 <strong>de</strong> mayo, sobre<br />
fomento <strong>de</strong> la cogeneración, mediante el cual se<br />
traspone la Directiva 2004/8/CE. Adicionalmente,<br />
durante <strong>2008</strong> se han publicado dos Resoluciones<br />
para la percepción <strong>de</strong>l complemento <strong>de</strong> eficiencia<br />
y la aprobación <strong>de</strong> la guía para la mediada y <strong>de</strong>terminación<br />
<strong>de</strong>l calor útil.<br />
– La Or<strong>de</strong>n ITC/1522/2007, <strong>de</strong> 24 <strong>de</strong> mayo, por la<br />
que se establece la regulación <strong>de</strong> la garantía <strong>de</strong>l<br />
origen <strong>de</strong> la electricidad proce<strong>de</strong>nte <strong>de</strong> fuentes<br />
<strong>de</strong> energía renovables y <strong>de</strong> cogeneración <strong>de</strong> alta<br />
eficiencia.<br />
– El Real Decreto 661/2007, <strong>de</strong> 25 <strong>de</strong> mayo, por el<br />
que se regula la actividad <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica en régimen especial; el cual establece<br />
bandas <strong>de</strong> retribución en el mercado para las energías<br />
renovables.<br />
297
11.2. Nuevas recomendaciones<br />
Como consecuencia <strong>de</strong>l análisis realizado en este informe<br />
y teniendo en cuenta los análisis realizados en los<br />
sucesivos “<strong>Informe</strong> <strong>Marco</strong> sobre la <strong>de</strong>manda <strong>de</strong> energía<br />
eléctrica y gas natural, y su cobertura”, se estima<br />
oportuno realizar las siguientes recomendaciones<br />
adicionales:<br />
1. Se consi<strong>de</strong>ra necesario llevar a cabo los <strong>de</strong>sarrollos<br />
<strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte consi<strong>de</strong>rados como Urgentes<br />
en los plazos previstos en la Planificación. Sería<br />
conveniente profundizar en los mecanismos <strong>de</strong><br />
coordinación entre los distintos agentes <strong>de</strong> la<br />
Administración que intervienen en el proceso <strong>de</strong><br />
planificación, en particular entre la Administración<br />
General <strong>de</strong>l Estado, a través <strong>de</strong>l Ministerio <strong>de</strong><br />
Industria, Turismo y Comercio, y las distintas<br />
Comunida<strong>de</strong>s Autónomas, responsables <strong>de</strong> la<br />
planificación y la or<strong>de</strong>nación en sus ámbitos<br />
territoriales, tanto en lo que se refiere a la<br />
coordinación <strong>de</strong> los objetivos <strong>de</strong> dichas<br />
planificaciones, como al establecimiento <strong>de</strong> pasillos<br />
para infraestructuras energéticas, así como en su<br />
posterior seguimiento.<br />
2. Se inci<strong>de</strong> en la necesidad esencial <strong>de</strong> <strong>de</strong>sarrollar la<br />
capacidad <strong>de</strong> almacenamiento subterráneo <strong>de</strong> gas<br />
natural, así como la capacidad <strong>de</strong> interconexión con el<br />
resto <strong>de</strong> Europa. Ambos tipos <strong>de</strong> infraestructuras<br />
servirán para incrementar la garantía <strong>de</strong> suministro <strong>de</strong>l<br />
sistema y permitirán evolucionar en la dirección<br />
propicia para la consecución <strong>de</strong> un mercado<br />
energético único europeo, dotando al sector <strong>de</strong> un<br />
mayor grado <strong>de</strong> liqui<strong>de</strong>z y competencia.<br />
3. Se consi<strong>de</strong>ra necesario coordinar y acompasar el<br />
<strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong> entrada al sistema<br />
gasista, con el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> las infraestructuras <strong>de</strong><br />
transporte, teniendo en cuenta los márgenes y criterios<br />
relativos a la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y seguridad <strong>de</strong><br />
suministro, establecidos en la Planificación. De lo<br />
contrario, se podría estar dotando al sistema <strong>de</strong> una<br />
capacidad <strong>de</strong> entrada exce<strong>de</strong>ntaria sin utilidad<br />
efectiva, al no verse respaldada por una capacidad <strong>de</strong><br />
transporte suficiente y, por lo tanto, se podría incurrir<br />
en unos sobrecostes innecesarios para el sistema, que<br />
en última instancia, serían repercutidos a los<br />
consumidores.<br />
4. Es preciso establecer un marco retributivo para las<br />
activida<strong>de</strong>s reguladas estable y pre<strong>de</strong>cible, que haga<br />
posible que las empresas dispongan, <strong>de</strong> forma<br />
transparente y con la <strong>de</strong>bida antelación, <strong>de</strong> la<br />
información necesaria para la toma <strong>de</strong>cisiones y el<br />
ejercicio <strong>de</strong> sus activida<strong>de</strong>s.<br />
5. Se estima conveniente avanzar en el incremento <strong>de</strong>l<br />
grado <strong>de</strong> transparencia <strong>de</strong> las activida<strong>de</strong>s reguladas<br />
<strong>de</strong>l sector gasista. Para ello, en línea con las buenas<br />
prácticas <strong>de</strong>sarrolladas por el Gestor Técnico <strong>de</strong>l<br />
Sistema en este sentido, <strong>de</strong>be fortalecerse el grado <strong>de</strong><br />
comunicación y la cantidad y calidad <strong>de</strong> la<br />
información que el Gestor y las compañías<br />
transportistas y distribuidoras proporcionan, tanto a<br />
los comercializadores como al Gestor para que éste<br />
lleve a cabo las funciones que le han sido<br />
encomendadas.<br />
6. Se consi<strong>de</strong>ra necesario continuar con el seguimiento<br />
cercano y exhaustivo <strong>de</strong> los nuevos <strong>de</strong>sarrollos <strong>de</strong> la<br />
normativa gasista a nivel europeo, dadas las notables<br />
implicaciones que éstos pue<strong>de</strong>n tener sobre la<br />
configuración y funcionamiento <strong>de</strong> nuestro sistema<br />
gasista. Asimismo, se han <strong>de</strong> trasponer al<br />
or<strong>de</strong>namiento jurídico nacional, aquellas disposiciones<br />
<strong>de</strong> la normativa europea que así lo requieran, <strong>de</strong>ntro<br />
<strong>de</strong> los plazos establecidos por dicha normativa.<br />
7. En el ámbito eléctrico, resulta fundamental, para la<br />
seguridad <strong>de</strong>l suministro, que se lleve a cabo un<br />
<strong>de</strong>sarrollo a<strong>de</strong>cuado <strong>de</strong> la red <strong>de</strong> transporte conforme<br />
a lo establecido en el documento <strong>de</strong> Planificación<br />
<strong>2008</strong>-2016 para evitar que, con la puesta en marcha <strong>de</strong><br />
298
nuevas unida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> generación, se produzca un<br />
empeoramiento <strong>de</strong> las actuales restricciones <strong>de</strong><br />
evacuación <strong>de</strong> la energía generada en algunos nudos<br />
<strong>de</strong>l sistema. Tales restricciones reducen la potencia<br />
disponible para la cobertura <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda y, en<br />
consecuencia, los márgenes <strong>de</strong> cobertura y la<br />
seguridad <strong>de</strong>l suministro.<br />
8. Asimismo, será necesario adaptar la normativa <strong>de</strong><br />
acceso y conexión <strong>de</strong> la generación en régimen<br />
especial a la red para po<strong>de</strong>r integrar la nueva<br />
capacidad prevista, conciliando los dos principios<br />
contenidos en la Ley, en relación al libre acceso <strong>de</strong><br />
terceros a la red y la consecución <strong>de</strong> los objetivos <strong>de</strong><br />
planificación, tratando <strong>de</strong> reducir las posibles<br />
restricciones que se produzcan <strong>de</strong> forma que no sean<br />
permanentes, sino coyunturales.<br />
9. En los últimos años, se viene presentando en el sector<br />
eléctrico una elevada tasa <strong>de</strong> indisponibilidad térmica<br />
(programada y sobrevenida) coinci<strong>de</strong>nte con períodos<br />
<strong>de</strong> elevada <strong>de</strong>manda, como ocurrió el pasado<br />
noviembre <strong>de</strong> 2007. Las paradas programadas son<br />
<strong>de</strong>cisión <strong>de</strong>l agente titular <strong>de</strong> cada instalación, con la<br />
única obligación <strong>de</strong> informar al operador <strong>de</strong>l sistema<br />
con una <strong>de</strong>terminada antelación. Esta Comisión, como<br />
ya ha tenido ocasión <strong>de</strong> manifestar en otros informes,<br />
recomienda que se modifique la regulación vigente en<br />
el sentido <strong>de</strong> reforzar el papel <strong>de</strong>l operador <strong>de</strong>l sistema<br />
en el control <strong>de</strong> las indisponibilida<strong>de</strong>s <strong>de</strong> generación.<br />
299
COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA<br />
Alcalá, 47 - 28014 Madrid<br />
www.cne.es