Informe Marco 2008 - Comisión Nacional de Energía

entrada de gas por esta conexión internacional no es
necesaria para garantizar el suministro en el área del
Ebro.
• Irún, Badajoz y Tuy. El saldo resultante considerado
es nulo, debido a la incertidumbre sobre el sentido
dominante de su flujo, ya que no existen contratos
firmes de abastecimiento, excepto para 2008.
No se ha tenido en cuenta la posible variación del
almacenamiento operativo en gasoductos. Esto es una
hipótesis conservadora, ya que en el pasado, a modo de
ejemplo, en la punta que tuvo lugar el 30 de enero de
2007, el gas inmovilizado en gasoductos contribuyó a la
cobertura de la demanda con 24 GWh, que supuso un
1,5% de ésta.
– Entradas por almacenamientos subterráneos
• Las entradas desde los almacenamientos actuales se
han considerado al máximo de su capacidad de
extracción. No obstante, los nuevos almacenamientos
subterráneos, en previsión de su período de llenado,
no han sido considerados como entradas operativas.
– Entradas por planta de regasificación
• De acuerdo con la información facilitada por el
Gestor, el criterio mantenido en el reparto de
entradas de GNL consiste en optimizar el
funcionamiento de la red de transporte, es decir,
suponiendo el mínimo transporte de gas, mínimos
autoconsumos de estaciones de compresión y
producciones dentro de los mínimos y máximos
técnicos de las plantas, dentro del intervalo de los
rangos admisibles. No obstante, otras soluciones
también serían posibles.
Cabe señalar que, cuando existen varios puntos de entrada
que vierten en un mismo eje de transporte, la cifra
conjunta sobre capacidad transportable tiene un mayor
significado que los datos por puntos de entrada, que
tienen un carácter más orientativo, dada la incertidumbre
sobre el comportamiento futuro de los usuarios.
Estos criterios deben ser flexibles al objeto de garantizar
la seguridad en el funcionamiento del sistema y mantener
presiones de garantía acordes con las publicadas en las
NGTS.
6.1.3.1. Funcionamiento del sistema gasista
en el invierno 2008/2009
En las figuras que siguen a continuación se muestran los
escenarios de demanda a cubrir en este año (figura
6.1.10), los medios de producción con los que se prevé
que cuente el sistema (figura 6.1.11) y los índices de
cobertura en cada uno de los escenarios (figura 6.1.12).
Figura 6.1.10. Demanda punta prevista para el año 2008
Invierno 2008/2009
GWh/día
N.º grupos CC
Escenario central demanda punta
Convencional 1.213
Mercado eléctrico 795 54 (*)
TOTAL 2.008 54
Escenario superior demanda punta
TOTAL 2.204 54
(*) N.º de grupos equivalentes de 400 MW.
Fuente: CNE.
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