Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

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Figura 5.1.5. Necesidades de almacenamiento para atender a las obligaciones de EEMM Necesidades de almacenamiento (N.º de días equivalentes) Carácter de las existencias Criterio de cálculo de las necesidades de almacenamiento subterráneo 10 días Estratégicas Ventas firmes en el año anterior 10 días (2 todo el año y 10 en octubre) Operativas Ventas firmes 1 en el año anterior 30 días Modulación Ventas totales a consumidores con derecho a acogerse a tarifa de último recurso. 500 GWh Gas de maniobra Destinado “gas de maniobra” del GTS Capacidad de AASS remanente Almacenamiento Comercial Asignación mediante subasta competitiva Fuente: CNE. Figura 5.1.6. Volumen de consumo firme, consumo a peaje interrumpible y consumo con interrumpibilidad comercial en el año 2007 Consumo anual GWh/año Máximo consumo diario Consumo firme 365.800 Sin datos Consumo a peaje interrumpible 20.948 150 GWh/día Interrumpibilidad comercial 20.917 Sin datos Total 407.665 1.863 GWh/día Fuente: CNE. Figura 5.1.7. Estimación de las necesidades de capacidad de almacenamiento estratégico, operativo y de modulación en función de la demanda firme prevista para el período 2009-2012 2009 2010 2011 2012 Demanda total (escenario central) (GWh) 435.123 449.337 464.507 485.204 Demanda Firme 389.561 403.031 416.480 434.777 Demanda interrumpible 45.562 46.306 48.027 50.427 Demanda Grupo 3 64.309 66.597 68.967 71.421 Existencias de Seguridad (GWh) Existencias estratégicas 11.079 10.673 11.042 11.410 Existencias operativas 11.079 10.673 11.042 11.410 Existencias modulación 5.104 5.286 5.474 5.669 Gas de maniobra 500 500 500 500 Total necesidades almacenamiento 27.763 27.131 28.058 28.989 Fuente: CNE. 1 Aunque la obligación de almacenamiento se calcula en función de las ventas firmes, la ITC/3862/2007 asignó la capacidad de almacenamiento subterráneo en función de las ventas totales. 134
almacenamiento subterráneo y de GNL, y se compara con las necesidades de almacenamiento de acuerdo con la demanda prevista. 5.1.3.3. Necesidades de almacenamientos para atender la demanda frente a posibles contingencias en la oferta externa de gas al sistema gasista español Dada la dependencia externa de España, donde el 100% de los aprovisionamientos de gas viene del exterior, resulta necesario contar con un sistema que disponga de una capacidad de almacenamiento que permita atender la demanda frente a posibles contingencias en la oferta externa de gas al sistema español, evitando situaciones de desabastecimiento. operativas las plantas de regasificación españolas para la recepción de GNL de otros países. Para hacer frente a este escenario, se considera que la pérdida de suministros desde Argelia (pérdida de entre el 37 y el 40% en los aprovisionamientos a España) debe sustituirse, en parte, a través de la extracción de los almacenamientos subterráneos, y en parte a través de un aumento de la emisión de las plantas de GNL, utilizando la capacidad de regasificación excedentaria existente. En la figura 5.1.8 se estima la capacidad de emisión diaria mínima excedentaria que debería tener el sistema gasista para hacer frente a una suspensión temporal del suministro del mayor proveedor de gas natural, que en el horizonte temporal previsto es Argelia. Para hacer frente a una suspensión temporal del suministro externo a España, además de constituir reservas estratégicas, es necesario que exista una capacidad suficiente de extracción en los almacenamientos y de transporte en los gasoductos de conexión con los mismos, o alternativamente, disponer de capacidad de regasificación de GNL excedentaria, de manera que permita que las reservas en almacenamientos subterráneos o tanques de GNL sean operativas y puedan alcanzar los puntos de consumo. Cabe señalar como medida adicional la posibilidad de acudir a los mecanismos de flexibilidad por el lado de la demanda de gas, esto es, la gestión de la demanda de gas interrumpible (estimada puede ser en torno a un 10% de la demanda total), para hacer frente a estas contingencias externas. • Suspensión temporal del suministro del mayor proveedor de gas natural a España Este escenario considera una paralización total de la producción de gas en el país argelino, lo que provocaría la suspensión de todos sus suministros a Europa, tanto por gasoducto como por barco, pero se mantendrían • Suspensión temporal del suministro de gas natural a través del Magreb Este escenario considera una suspensión del suministro de gas a través del gasoducto del Magreb, pero se mantendrían operativas el resto de las entradas de gas al sistema. Para hacer frente a este escenario, se considera que la pérdida de suministros de Argelia a través del gasoducto del Magreb debe sustituirse, a partes iguales, a través de la extracción de los almacenamientos subterráneos y a través de un aumento de la emisión de las plantas de GNL, utilizando la capacidad de regasificación excedentaria existente. En la figura 5.1.9 se estima la capacidad de emisión mínima diaria excedentaria que debería tener el sistema gasista para hacer frente a una suspensión temporal del suministro a través del gasoducto del Magreb. • Suspensión temporal del suministro de gas natural a través del Medgaz Este escenario considera una suspensión del suministro de gas a través del gasoducto del Medgaz, pero se mantendrían operativas el resto de las entradas de gas al sistema. 135
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11.2. Nuevas recomendaciones Como c
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COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Alca
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