Informe Marco 2008 - ComisiÃ³n Nacional de EnergÃa

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Por tanto, como senda probable de implantación de ciclos se considera la correspondiente al escenario central de los promotores, que es prácticamente similar a la propuesta por ENAGAS, y difiere de ésta casi exclusivamente en el número de ciclos previsto para el último año del período. Escenarios de demanda de gas para generación con ciclos combinados de gas El ciclo combinado es una tecnología de generación de alto rendimiento con funcionamiento en base (en torno al 55%). A cargas parciales, pueden registrarse caídas en el rendimiento que se pueden situar entre el 5% y el 10%. Si además se añaden continuos arranques y paradas de los grupos, la eficiencia sería menor. Ante los escenarios considerados, parece posible que algunos grupos de ciclo combinado tengan un funcionamiento en base, mientras que otros grupos se dediquen a la cobertura de puntas, compensando el mayor precio en esas horas la pérdida de eficiencia del grupo. A continuación se describen las hipótesis y condiciones que se han tenido en cuenta para la estimación de la demanda para generación con ciclos combinados de gas en cada uno de los escenarios considerados. 1. En el escenario alto de demanda debida a los ciclos propuestos por los promotores (especificados en la senda probable de implantación de ciclos, figura 3.1.9), ésta se calcula suponiendo un funcionamiento medio de 4.400 horas al año, que equivale a un factor de carga anual del 50%. Las previsiones de demanda anual se obtienen en función de la potencia promedio instalada en cada uno de los años del período. 2. En el escenario central de demanda debida a los ciclos propuestos por los promotores (especificados en la senda probable de implantación de ciclos, figura 3.1.9), el consumo de gas se calcula suponiendo un funcionamiento medio de 3.500 horas al año, lo cual supone un factor de carga anual del 40%. De forma equivalente al caso anterior, las previsiones de demanda anual se obtienen en función de la potencia promedio instalada en cada uno de los años del período. 3. En el escenario propuesto por ENAGAS, éste proporciona una estimación en base a un simulador que considera la evolución de la estructura de generación para años futuros, potencia y mix de generación, teniendo en cuenta el grado de sustitución existente entre cada tecnología y considerando distintos escenarios de precios. 4. El escenario de eficiencia de la Panificación del MITYC se ha elaborado bajo la hipótesis de una adecuada respuesta a la puesta en marcha del Plan de Acción de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética (E4). Dado que este escenario considera exclusivamente la cobertura de la demanda peninsular, se ha añadido una estimación del consumo de los ciclos combinados previstos tanto en las islas Baleares como en Canarias, de acuerdo con las fechas de incorporación al sistema previstas por los promotores. La simulación se realiza bajo la hipótesis de año hidráulico medio. 5. El escenario del operador eléctrico incluido en la Planificación del MITYC coincide con las necesidades de energía a cubrir con los nuevos grupos de ciclo combinado en una hipótesis de funcionamiento continuista, sin una aplicación activa de los planes de eficiencia diseñados por el Ministerio. De forma equivalente al escenario descrito en el punto anterior, en este escenario se aplican también las hipótesis relativas a la adición del consumo de los ciclos insulares así como a la consideración de año hidráulico medio en la simulación. De acuerdo con las fuentes de información descritas los escenarios de demanda de gas para ciclos combinados, según los distintos sujetos –promotores, ENAGAS y REE– se muestran en la figura 3.1.10. A partir de las figuras 3.1.10 y 3.1.11, para la previsión de demanda de gas natural se escogen los tres escenarios siguientes que, a juicio de esta Comisión, engloban todas las opciones factibles. 90
Figura 3.1.10. Previsión de demanda de gas de ciclos combinados en distintos escenarios Previsión de demanda (GWh/año) 2009 2010 2011 2012 1. Promotores Alto 186.770 204.951 228.091 261.147 2. Promotores Central 149.416 163.961 182.472 208.918 3. Enagas 159.063 171.344 182.159 195.200 4. Planificación Escenario eficiencia 158.286 167.805 177.324 182.326 5. Planificación Escenario del Operador eléctrico 169.631 177.490 185.348 197.963 Fuente: ENAGAS, REE, promotores y CNE. Figura 3.1.11. Representación gráfica de la demanda de gas de ciclos combinados prevista en los distintos escenarios 300.000 250.000 200.000 GWh/año 150.000 100.000 50.000 0 2009 2010 2011 2012 Promotores Alto Promotores Central ENAGAS Planificación Escenario eficiencia Planificación Escenario del Operador eléctrico Fuente: ENAGAS, REE, promotores y CNE. • Escenario superior de demanda de gas para ciclos: Coincide con el escenario alto de los promotores. • Escenario central de demanda de gas para ciclos: Coincide con el escenario del operador eléctrico considerado en la Planificación del MITYC, que es muy similar al del operador gasista, ENAGAS. • Escenario inferior de demanda de gas para ciclos: Coincide con una combinación del escenario central de promotores, para los tres primeros años del período, y del escenario de eficiencia de la Planificación, para los dos últimos años. 3.1.3.1.3. Demanda anual de gas para el mercado de generación eléctrica Combinando los escenarios previstos para los mercados de centrales térmicas convencionales (figura 3.1.6) y ciclos combinados (figura 3.1.12), se obtienen los siguientes escenarios de previsión de demanda total para el mercado de generación eléctrica. La progresiva implantación de grupos de ciclo combinado, para cubrir la demanda eléctrica prevista, supone una 91
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COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA Alca
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