Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

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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. 178
Figura 6.1.11. Capacidad de los medios de producción para el año 2008 2008 Capacidad Nominal/ Contractual (GWh/día) Observaciones a la cap. nominal considerada Capacidad transportable (GWh/día) Observaciones a la cap. transportable Pl. Barcelona 488 Nominal 488 – Pl. Cartagena 402 Nominal Pl. Sagunto 291 Nominal Pl. Huelva 402 Nominal Tarifa 305 Contractual 1.169 Limitación sur- Levante al 84% de la capacidad conjunta de los 4 puntos de entrada Pl. Bilbao 235 Nominal 235 – Pl. Mugardos 121 Nominal 121 – Larrau 68 Saldo mínimo 68 – Tuy 12 Contractual 12 – Badajoz 10 Contractual 10 – Irún –4 Contractual –4 – Yacimientos Nac. 10 Contractual 10 – Almacenamientos 148 Nominal 148 – TOTAL 2.488 2.257 Fuente: ENAGAS y CNE. Figura 6.1.12. Índices de cobertura en los escenarios de demanda punta central y superior previstos para el invierno 2008/2009 en dos situaciones: teniendo en cuenta la capacidad transportable y teniendo en cuenta la capacidad nominal/contractual Demanda-Escenario central Demanda-Escenario superior Convencional 1.213 Convencional 1.213 Sector eléctrico 795 Sector eléctrico 991 TOTAL E. Central 2.008 TOTAL E. Superior 2.204 Índices de cobertura (IC) IC con capacidad transportable 1,12 IC con capacidad transportable 1,02 IC con capacidad nominal 1,24 IC con capacidad nominal 1,13 Fuente: ENAGAS y CNE. En la figura 6.1.13 se muestra una simulación del funcionamiento del sistema para dar cobertura a la demanda punta prevista para el invierno 2008/2009, de acuerdo con el escenario probable propuesto por el Gestor Técnico del Sistema. En esta simulación aportada por el GTS, se ha supuesto un índice de simultaneidad 179
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COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Alca
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