Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

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Figura 6.1.26. Cobertura de la demanda eléctrica y convencional en situación de vulnerabilidad N-1, por fallo de la planta de Barcelona Período Invierno 2008-2009 Invierno 2009-2010 Invierno 2010-2011 Invierno 2011-2012 Fuente: ENAGAS. Cobertura con Q Larrau = Q Contratado 100% Demanda convencional 88% Demanda eléctrica 96% Demanda convencional 78% Demanda eléctrica 100% Demanda convencional 92% Demanda eléctrica 100% Demanda convencional 90% Demanda eléctrica Cobertura con Q Larrau = Q Mínimo técnico necesario 93% Demanda convencional 75% Demanda eléctrica 100% Demanda convencional 88% Demanda eléctrica 100% Demanda convencional 83% Demanda eléctrica El Gestor ha solicitado 15 GWh/día como interrumpibles tipo B para el tiempo que cubriría el período invernal considerado. Esto daría lugar a una cobertura del 100% de la demanda firme ante este fallo. necesario para atender las necesidades de suministro de la zona, según se determina en los trabajos de la Iniciativa Regional del Sur del ERGEG. En la figura 6.1.26 se recoge el resultado de las simulaciones realizadas. 3. Fallo simultáneo de la emisión de la planta a 45 y 72 bar Ante el fallo completo de la planta de Barcelona y bajo las mismas hipótesis de demanda que en el caso anterior, el cuello de botella estaría en la estación de compresión de Tivissa, con lo que el mercado a interrumpir sería de 140 GWh/día 6 . Para períodos invernales sucesivos, el Gestor aporta diversas simulaciones que combinan el escenario alto de demanda, salvo en el inverno 08-09 en el que se considera el escenario probable por su proximidad temporal, con dos configuraciones de entrada a través de la interconexión de Larrau: una de ellas teniendo en cuenta la capacidad contratada en dicha interconexión y la otra considerando exclusivamente el saldo mínimo 6 200 GWh/día D. Convencional + 120 GWh/día D. Eléctrica – 180 GWh/día desde Tivissa = 140 GWh/día. Según se desprende de las simulaciones realizadas, teniendo en cuenta el primer escenario, esto es, aquél que considera unas entradas por la conexión internacional de Larrau iguales a la capacidad contratada en la actualidad, a pesar del fallo de la planta de Barcelona se cubriría la totalidad de la demanda convencional durante todos los períodos considerados, salvo en el invierno 2009-2010, en el que un 4% de la demanda convencional quedaría desatendida. Por lo que respecta a la demanda eléctrica, su cobertura oscilaría entre el 78%, para el invierno 2009-2010, y el 92% para el período 2010-2011. Esto hace aconsejable que se den las señales de mercado para proveer la capacidad interrumpible necesaria. Los resultados de las simulaciones son algo menos favorables en el segundo escenario, esto es, cuando en vez de considerar unas entradas por Larrau iguales a la capacidad contratada se estima que dichas entradas se corresponderán únicamente con el mínimo técnico 192
necesario para suministrar la demanda de la zona. En esta situación la cobertura de la demanda convencional continuaría estando garantizada durante los inviernos 2010-2011 y 2011-2012, si bien durante el invierno 2009-10 podría quedar desatendida el 7% de la demanda punta convencional. En cualquier caso, conviene recordar que el criterio de simulación escogido es conservador, dado que considera la situación prevista más desfavorable, esto es, el escenario alto de demanda. La cobertura de la demanda eléctrica oscilaría entre un 75% en el invierno 2009-10 y un 88% en el siguiente período invernal. 6.1.4. Capacidad de transporte del sistema. Seguridad de suministro En este sentido, las grandes infraestructuras previstas en el horizonte de este estudio como la Conexión internacional Medgaz, el almacenamiento subterráneo de Yela, así como el propio gasoducto Algete-Yela-Villar de Arnedo, responden a este criterio. 7 Además, las duplicaciones previstas de la red de transporte, junto con las estaciones de compresión asociadas, cuya primera finalidad es el aumento de capacidad de transporte, sirven igualmente para aumentar la garantía de suministro. Son destacables por su magnitud, el eje “Paterna-Tivissa-Barcelona”, el “Tivissa- Castelnou”, el “Villapresente-Burgos”, el “Treto-Llanera” y los gasoductos en el País Vasco “Vergara-Irún”, “Lemona-Haro” y “Bermeo-Lemona”. España es un país sin apenas yacimientos de gas donde existen zonas con altas demandas alejadas de las entradas del sistema, como el centro del país. Por tanto, es comprensible que se realice un importante esfuerzo en el transporte, por la elevada distancia a recorrer. En el diseño de los gasoductos de transporte y entradas al sistema, como criterios básicos, se intenta reducir al mínimo la distancia media de transporte, y optimizar el diámetro para aprovechar al máximo las ventajas de las economías de escala. Además, en un país con la elevada tasa de crecimiento de demanda que tiene España, en comparación con los valores medios de crecimiento en Europa, es aconsejable diseñar los gasoductos con un diámetro suficiente que permita tener capacidad para atender la demanda que se pueda dar en un horizonte no inferior a diez años, añadiendo la compresión adecuada. Este horizonte temporal se ampliaría si fuese previsible encontrar problemas en la duplicación de los gasoductos. Por otra parte, desde el punto de vista de la seguridad de suministro, es aconsejable el aumento del mallado de la red para minimizar los riesgos ante posibles fallos en las entradas del sistema. 6.1.5. Capacidad de almacenamiento del sistema En este apartado se analiza, en primer lugar, la capacidad de almacenamiento de los tanques de GNL, verificando los días de autonomía que proporcionan aquellas plantas a las que pertenecen. Posteriormente, se analiza la capacidad de almacenamiento del sistema en relación con la necesidad de disponer de los días de existencias mínimas requeridas en la legislación. En este sentido, el Real Decreto 1766/2007, de 28 de diciembre, que se modifica el real Decreto 1716/2004, por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la corporación de reservas estratégicas de productos petrolíferos, fija dicha obligación en 20 días de las ventas o consumos de carácter firme de cada comercializador o consumidor directo en mercado. 7 Infraestructuras asociadas a: Eje transversal: gasoducto “Alcázar de S. Juan-Montesa” y las dos estaciones de compresión situadas en sus extremos. C.I. Medgaz: gasoducto “Almería-Lorca-Chinchilla” y estación de compresión de Chinchilla Almacenamiento subterráneo de Yela: gasoductos “Algete-Yela”, “Zarza del Tajo-Yela” y “Yela-Arnedo”. 193
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