Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

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2.2.1.2. La oferta de energía eléctrica. Cobertura de la demanda El parque generador peninsular, a finales de diciembre de 2007, estaba constituido por 85.377 MW, de los que 61.498 MW corresponden al régimen ordinario 5 y el resto al régimen especial 6 . A lo largo del año 2007 se han producido incrementos en la potencia instalada de régimen ordinario derivados principalmente de la instalación de grupos de ciclo combinado. Por otra parte, también en el régimen ordinario, se han producido las bajas de los dos grupos de fuel-gas de Algeciras y de la central de carbón de Soto 1. Los nuevos grupos de ciclo combinado y las bajas en 2007, definitivas y en proceso, se detallan en la figura 2.2.7. En 2008 sólo se ha puesto en marcha un ciclo combinado de 400MW, Soto de la Ribera 4, aunque se han producido además pequeños incrementos de potencia en otros 15; respecto a las bajas, cabe destacar la de Sant Adrià 2, central de fuel con 350MW de potencia instalada. 5 Régimen ordinario: aquél en el que el esquema regulador es el mercado de producción en el que se cruzan ofertas y demandas de electricidad y donde se establecen los precios como consecuencia de su funcionamiento como mercado organizado. Pertenecen a este régimen las instalaciones de generación convencionales. 6 Régimen especial: es un régimen de producción que da un trato diferenciado respecto del régimen ordinario a las instalaciones de producción de energía eléctrica abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración. Por otra parte, la potencia instalada en régimen especial ha experimentado en la península un incremento en el año 2007 superior al 12%. En términos de producción destaca fundamentalmente el crecimiento en energía eólica y en solar fotovoltaica, con incrementos también en la energía procedente de la cogeneración y de la biomasa. Figura 2.2.6. Parque generador peninsular Potencia Instalada Peninsular a 31 de diciembre de 2007 (MW) Régimen Ordinario Hidráulica 16.657 Nuclear 7.716 Carbón 11.357 Fuel/gas 4.810 CCTG 20.958 TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO 61.498 Régimen Especial Cogeneración 6.034 Eólica 13.724 Hidráulica 1.907 Otros 2.214 TOTAL RÉGIMEN ESPECIAL 23.879 TOTAL POTENCIA 85.377 Fuente: REE y CNE. 58
Figura 2.2.7. Variación del equipo generador en 2007 Altas del equipo generador en 2007 (MW) Bajas del equipo generador en 2007 (MW) Grupos en proceso de baja e indisponibilidades de larga duración (MW)* Castejón 3 (1) 416 Algeciras 1 220 637 Castelnou (2) 71 Algeciras 2 533 Castellón 4 (1) 800 Castellón 1 542 Escatrón 3 (1) 800 Castellón 2 542 Escatrón Peaker (1) 196 Soto de la Ribera 1 67 Plana del Vent 1 404 TOTAL 1.904 Plana del Vent 2 400 Puentes de García Rodríguez CC (1) 784 Sabón 3 (1) 396 Sagunto 1 397 Sagunto 2 389 Sagunto 3 405 TOTAL 5.458 (1) Grupo de CCTG en pruebas. (2) Actualización de potencia. * Comprende unidades de generación térmica que no funcionaron en el año 2007 por encontrarse inmersas en un proceso de baja aún no resuelto o en situación de indisponibilidad de larga duración. Fuente: REE, Ministerio de ITyC y CNE. En cuanto a la cobertura de la demanda eléctrica peninsular, en la figura 2.2.8 aparecen reflejados los porcentajes de cobertura por tipo de fuente durante 2007. Dentro del régimen ordinario, las instalaciones de ciclo combinado aportaron un 30% de la producción peninsular bruta, mientras que la hidráulica representó un 12%, la nuclear un 25% y el carbón un 32%. Respecto al año 2006, se observa un descenso de la producción nuclear y de fuel-gas, mientras que la energía procedente de las centrales de ciclo combinado ha experimentado un crecimiento, al igual que la generación a partir de carbón, alcanzando entre ambas un total del 62% de la producción (ver figura 2.2.9). En 2008, el peso de algunas tecnologías ha variado considerablemente respecto a los valores anteriores. Destaca el incremento del ciclo combinado, que llega a producir el 42% del régimen ordinario y el descenso del carbón hasta el 21%. Si se compara la potencia instalada con la punta de demanda, como se muestra en la figura 2.2.10, a diferencia de lo sucedido en el año precedente, se mantiene el proceso de alejamiento entre la punta máxima del año y la potencia instalada en régimen ordinario. No obstante, como consecuencia de la variabilidad de la hidraulicidad y de la aleatoriedad de las indisponibilidades del parque térmico, no toda la potencia instalada se encuentra disponible durante los episodios de máximo consumo. Por tanto, para determinar el valor real del margen de capacidad, es preciso conocer la previsión de potencia disponible, con el fin de evitar situaciones en las que no sea posible atender la totalidad de la demanda. 59
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