Informe Marco 2008 - Comisión Nacional de Energía

De acuerdo con la figura 6.1.15, el sistema presenta
una capacidad nominal de entrada de 2.834 GWh/día, si
bien la demanda transportable es de 2.500 GWh/día,
teniendo en cuenta las restricciones que impone el
sistema de transporte a dicha capacidad nominal 1 . Por
tanto, con la demanda punta prevista en el escenario
central, existiría un margen de cobertura del 37%, si
solo se tiene en cuenta la capacidad de emisión de los
diferentes puntos de entrada a la red de transporte, y
del 21% si se tiene en cuenta la capacidad de
vehiculación de gas que tiene la red de gasoductos y
que condiciona las capacidades de emisión de los
puntos de entrada.
Por otra parte, cabe indicar que en la simulación del GTS
no se consideran la capacidad de entrada por Irún ni por
Badajoz. Asimismo, la capacidad a través de Larrau se
reduce hasta 30 GWh/día, en línea con el desarrollo de las
infraestructuras de la zona, que repercuten en una menor
necesidad de los suministros procedentes de esta entrada
para garantizar la seguridad de suministro de la zona.
De forma general, en relación con las conexiones
internacionales por gasoducto, el Gestor ha considerado
las entradas mínimas para el correcto funcionamiento del
sistema acordadas en el ámbito de la Iniciativa Regional
del Sur de ERGEG 2 , no las cantidades contractuales de
entrada por estos puntos. Se ha adoptado este criterio,
indica el Gestor, “para mayor seguridad de
aprovisionamiento y como consecuencia de los criterios
de dimensionamiento de la Planificación Obligatoria y la
enorme incertidumbre existente sobre la utilización de
1
Según los datos aportados por el Gestor, la capacidad transportable
varía en función del escenario de demanda considerado. A efectos de
este estudio, para cada año se ha considerado exclusivamente la capacidad
transportable en el escenario de demanda punta probable de
dicho año, criterio conservador, dado que ésta capacidad es inferior
a la transportable en escenarios más altos de demanda.
2
South Gas Regional Initiative (S-GRI), incluida dentro de la
iniciativa del ERGEG (European Regulators Group for Electricity
and Gas) para la consecución de un auténtico mercado interior
europeo del gas, a través de la creación previa de mercados regionales.
En el caso de la región Sur, ésta comprende los mercados
gasistas portugués, francés y español.
las conexiones de Larrau e Irún a partir de las OS’s y
OSP’s 3 ”. Una posible demora en la puesta en marcha
de la estación de compresión de Navarra, prevista para
este año, afectaría a la capacidad de entrada y salida
por la conexión internacional de Larrau, según lo
establecido en los acuerdos internacionales.
Por otro lado, un posible retraso en la construcción de
la conexión con Baleares, prevista para este año,
retrasaría la gasificación y suministro de los ciclos
combinados situados las islas de Ibiza y Mallorca. Por
lo que respecta a las centrales, éstas funcionan en su
mayoría con combustible alternativo, por lo que el
impacto del retraso podría considerarse leve a efectos
de la seguridad de suministro del sistema eléctrico
insular.
Bajo el supuesto del escenario superior de demanda
punta, la capacidad nominal de entrada al sistema
permitiría cubrir ésta con un margen del 24%, aunque
teniendo en cuenta la capacidad transportable reflejada
en la figura 6.1.15, el margen se reduciría pero seguiría
teniendo holgura, concretamente el 9%.
Este notable aumento de los márgenes de cobertura del
sistema se debe al incremento de la capacidad de las
plantas existentes, Barcelona y Sagunto, y, en gran
medida, a la puesta en marcha de la nueva interconexión
directa con Argelia, a través del gasoducto MEDGAZ.
Dicha interconexión contará con una capacidad inicial
de unos 8 bcm/año y su finalización está prevista para
septiembre de 2009. En consecuencia, un posible retraso
en la puesta en marcha del gasoducto MEDGAZ tendría
un impacto leve sobre el sistema a efectos de la
3
OSP (Open Subscription Process) y OS (Open Season). Siglas
anglosajonas relativas a dos métodos de asignación de capacidades.
El primero de ellos es un procedimiento de asignación común
y coordinado de capacidad existente o en construcción. El segundo,
OS, es un método de evaluación previa común de las necesidades
de nueva capacidad de interconexión y de asignación posterior
de la misma, basado en la declaración de intenciones y posterior
compromiso de los agentes que participan en el proceso.
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