1 viii reunion iberoamericana de reguladores de la energia la integración del gas natural y la...
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VIII REUNION IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGIA
La integración del gas natural y la energía eléctrica: la seguridad del suministro. El caso español
Fernando Marti Scharfhausen Vicepresidente de la Comisión Nacional de Energía (España)
Río de Janeiro, 25 de Mayo de 2004
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Índice.
1. La planificación
2. La cobertura de la demanda.
1. La previsión de la demanda de energía.
2. La previsión de la oferta de energía.
3. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red.
4. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía.
5. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas.
6. Consideraciones medioambientales.
7. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad
8. energética y gestión de la demanda.
9. Conclusiones.
3. Conclusiones finales
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Planificación del desarrollo de las redes de transporte 2002-2011.
Contexto del Plan
PLANIFICACIÓN INDICATIVA Y VINCULANTE
En el entorno liberalizado, a raíz de la promulgación de las leyes del Sector Eléctrico y de Hidrocarburos, la Planificación energética Vinculante se limita a aquellas infraestructuras básicas para el desarrollo energético.
La Planificación Indicativa es una herramienta al servicio de las instancias administrativas y de los operadores económicos, que facilita la toma de decisiones. Dicho tipo de Planificación incluye la evolución de la demanda, la necesidad de cobertura, la evolución de los indicadores de mercado para garantizar el suministro de calidad y los criterios de protección ambiental.
Sujeto a planificación:
Redes de gas y electricidad.
Actividad libre:
Producción y suministro de gas. Generación eléctrica
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Planificación del desarrollo de las redes de transporte 2002-2011.
O.M. BOE 19 JUNIO 2001
Recepción de información reglada
Elaboración y evaluación preliminar
Documento de trabajo
Documento de Desarrollo de Redes de Transporte
Consejo de Ministros
Congreso de los Diputados
Informe Marco CNE
Tramitación reglada(CC AA)
CNE
Subcomisión Infraestructuras(Congreso Diputados)
Fuente: Mineco
O.M. BOE 19 JUNIO 2001
Recepción de información reglada
Elaboración y evaluación preliminar
Documento de trabajo
Documento de Desarrollo de Redes de Transporte
Consejo de Ministros
Congreso de los Diputados
Informe Marco CNE
Tramitación reglada(CC AA)
CNE
Subcomisión Infraestructuras(Congreso Diputados)
Fuente: Mineco
Planificación del desarrollo de las redes de transporte: hecha por el Gobierno, horizonte temporal de 10 años, actualización cada cuatro años.Supervisión de la seguridad de suministro: cobertura y seguimiento de infraestructuras; hecha por la CNE anual y semestralmente respectivamente
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Índice.
1. La planificación
2. La cobertura de la demanda.
1. La previsión de la demanda de energía.
2. La previsión de la oferta de energía.
3. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red.
4. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía.
5. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas.
6. Consideraciones medioambientales.
7. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad
8. energética y gestión de la demanda.
9. Conclusiones.
3. Conclusiones finales
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La previsión de la demanda.
La previsión de la demanda de gas natural. Previsión para el mercado convencional. Energía
Previsión para el mercado convencional. Punta
La demanda convencional para el año 2003 finalmente fue de 235.421 GWh
La demanda punta diaria convencional para el invierno 2003/2004 finalmente fue de 968 GWh
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La previsión de la demanda de gas natural (Cont.).
Previsión para los ciclos combinados. Tres escenarios: Superior: dado por los
promotores. Central: gestor gasista. Inferior: gestor eléctrico.
La previsión de la demanda.
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
2003 2004 2005 2006 2007
GW
h/a
ño
Escenario Superior
Escenario Central
Escenario Inferior
La demanda de CCGT en 2003 fue finalmente de 28.875 GWh
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Previsión de la demanda diaria. Punta. (GWh/día)
Previsión de la demanda total por escenarios. Energía. (GWh)
La previsión de la demanda de gas natural (Cont.).
La previsión de la demanda.
La demanda diaria punta en el invierno 2003/2004 fue finalmente de 1.246 GWh/día (3/2/04)
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La previsión de la demanda de energía eléctrica.
La previsión de la demanda.
La demanda punta en el invierno 2003/2004 fue finalmente de 37.724 MW (3/2/04) y la demanda anual de 223.480 GWh.
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La previsión de la oferta.
La previsión de la oferta de gas natural.
Aprovisionamientos por países Aprovisionamientos GN / GNL
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Régimen ordinario (sin ciclos). Escenario de potencia superior
Régimen especial por tecnología
La previsión de la oferta de energía eléctrica. Península.
La previsión de la oferta.
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Los ciclos combinados CCGT: Número de grupos según los promotores en 2007: 79 grupos de
400 MW; 31.600 MW Número de grupos por avance del proyecto (disponen en la
actualidad de Autorización Administrativa y/o contrato de ATR a la red de gas): 56 grupos de 400 Mw en 2007; 22.400 MW. Incorporación prevista:
Durante 2003: 4 grupos. Durante 2004: 8 grupos. Durante 2005: 12 grupos. Durante 2006: 18 grupos. Durante 2007: 7 grupos
La previsión de la oferta de energía eléctrica. Península.
La previsión de la oferta.
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La previsión de oferta supera a la demanda en todos los años y para todos los escenarios. El porcentaje de cobertura previsto para el año 2007 oscila entre 115% y 177%.
La cobertura de la demanda
La cobertura de la demanda de gas natural.
La cobertura de la demanda de energía eléctrica (sin Ciclos).
Previsiones máximas de necesidad de potencia para satisfacer la demanda con un índice de cobertura de 1,1 en los diversos escenarios. Conclusión: el equipo generador operativo actualmente es inferior al valor mínimo deseable para cubrir la punta prevista del sistema, aun así las necesidades de potencia son menores que las previstas en el informe anterior
2003 2004 2005 2006 2007GWh GWh GWh GWh GWh
DemandaEscenario Inferior 274.675 316.600 342.983 358.450 384.588Escenario Central 274.675 344.192 364.031 386.396 415.625Escenario Superior 274.675 348.236 400.183 522.791 592.533Oferta 286.217 380.200 479.241 611.358 680.726
Balance Oferta – Demanda:Escenario Inferior 11.542 63.600 136.258 252.908 296.139Escenario Central 11.542 36.008 115.209 224.963 265.101Escenario Superior 11.542 31.964 79.058 88.567 88.193
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No se garantiza la cobertura de la demanda en la punta de los inviernos de los años 2003 y 2004 con un índice de cobertura de 1,1 para los escenarios de crecimiento de demanda superior, extremo superior y de crecimiento sostenido.
Esta insuficiencia de potencia del sistema se corrige, conforme a los criterios de seguridad adoptados, a partir del año 2005, llegando en el invierno 2007/2008 a índices de cobertura que sobrepasan en todos los escenarios el valor de 1,2.
La cobertura de la demanda de e. eléctrica. (Con CCGT). Invierno.
La cobertura de la demanda
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Las infraestructuras de transporte de gas. 2004Infraestructuras planificación:Conexión con Francia por Irún Tercer tanque planta HuelvaCapacidad emisión BilbaoHuelva-Córdoba, Córdoba-MadridCastellón-OndaAmpliación E.C Haro, y AlgeteNueva EC Elche. Ampliación Paterna y ArbosPosibles retrasos según promotores:Castellnou-Tamarife 2005Algete y Haro 2005Falces-Estella-Izurzun 2005Nuevas E.C. Zaragoza, Córdoba y ampliación Sevilla 2005Posibles adelantos según promotores:Capacidad emisión Cartagena y Huelva
803.000
Funcionamiento en día punta invernal
2004
TARIFA
BARCELONA
1.254.500
CARTAGENA
732.500
LARRAU
SERRABLO74.000
41.500
270.000
275.000
BILBAO
696.000
HUELVA
900.000
Unidad m3(n)/h
Demanda m3(n)/h
Convencional 3.751.000
Ciclos comb. 1.235.000
TOTAL 4.986.000
200.000GAVIOTA
SINES
0
Suministro sin restricciones
Ciclos combinados
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803.000
Funcionamiento en día punta invernal
2004
TARIFA
BARCELONA
1.254.500
CARTAGENA
732.500
LARRAU
SERRABLO74.000
41.500
270.000
275.000
BILBAO
696.000
HUELVA
900.000
Unidad m3(n)/h
Demanda m3(n)/h
Convencional 3.751.000
Ciclos comb. 1.235.000
TOTAL 4.986.000
200.000GAVIOTA
SINES
0
Suministro sin restricciones
Ciclos combinados
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Las infraestructuras de transporte.
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Las infraestructuras de transporte de energía eléctrica.
Criterios de funcionamiento y seguridad definidos: Criterio básico : garantizar el suministro al menor costo posible sin olvidar protección medioambiente y bajo los principios de objetividad, transparencia y libre competencia Criterios de seguridad: fallo simple (criterio N-1), doble circuito, grupo y línea,subestación,etc.Análisis dividido por zonas: noroeste, norte, nordeste, centro, levante y sur.Actuaciones motivadas por:
Mallado de la red de transporte. Refuerzo de las conexiones internacionales. Alimentación a cargas singulares (Tren Alta Velocidad). Evacuación de generación de centrales de ciclo combinado. Evacuación de generación de régimen especial. Apoyo a la distribución
Las infraestructuras de transporte.
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Las infraestructuras de transporte de energía eléctrica. Análisis zonales. Motivación de los refuerzos.
Zona noroeste: refuerzos asociados a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y eólico, refuerzo de la alimentación al mercado local e instalaciones que refuerzan el mallado de la red de transporte.
Zona norte: eje norte, refuerzo de la evacuación de generación de régimen ordinario y especial, y mallado de la red de transporte.
Zona noreste: Eje de 400 kV Vitoria - Muruarte - Castejón - La Serna - Magallón. Refuerzo de la alimentación a Pamplona. Ampliación de la capacidad de interconexión con la red europea. Refuerzos asociados a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y eólico. Refuerzo de la alimentación al mercado local. Refuerzo del mallado de la red de transporte. Nuevos refuerzos para alimentar el TAV.
Zona centro: Evacuación de generación eólica y ordinaria, mallado de la Red de Transporte, apoyo a la red de distribución y nuevos consumidores.
Zona levante: Apoyo a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y especial. Apoyo a zonas de mercado y nuevos consumidores.
Zona sur: Apoyo a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y especial. Apoyo a zonas de mercado de Andalucía.
Las infraestructuras de transporte.
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Las infraestructuras de transporte.
LAS POSIBLES RESTRICCIONES ASOCIADAS A LA RED DE TRANSPORTE DE GAS
Incorporación prevista de nuevos grupos de ciclos combinados tendrá como consecuencia que la cobertura del suministro eléctrico dependa de la viabilidad del suministro de gas a dichos ciclos.
La senda de partida de ciclos considerada no tendría restricciones en la punta de invierno.
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Consideraciones económicas.Consideraciones económicas acerca de las infraestructuras previstas de gas natural. Estimación de la retribución con el Plan de Infraestructuras del documento de Planificación
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Consideraciones económicas acerca de las infraestructuras previstas de energía eléctrica.
Consideraciones económicas.
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Consideraciones medioambientales.
Consideraciones medioambientales. Directivas Europeas relativas al medioambiente que van a tener influencia notable en el desarrollo de las
actividades energéticas. A continuación se muestra la evolución de las emisiones contaminantes en España:
Continuo crecimiento de las emisiones de CO2
Estancamiento de las emisiones de NOx
Descenso de las emisiones de SO2
Evolución de las emisiones en España
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001
Gig
agra
mos
CO
2
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500G
igagramos N
Ox y S
O2
CO2 NOx SO2
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Consideraciones medioambientales.
Consideraciones medioambientales.
Las renovables continúan su crecimiento.
Crecimiento de la eólica conforme a lo previsto. No se cumple crecimiento en la
energía solar termoeléctrica Crecimiento moderado en
biomasa
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Intensidad energética.
Indicador de eficiencia energética. Representa el consumo de energía por unidad de PIB.
En los últimos años nivel de intensidad energética primaria al mismo nivel de UE.
Tasas de crecimiento importante en sector residencial, comercial y de transporte.
Eficiencia y ahorro energético
Necesidad de velar por la seguridad de suministro y disminuir consumo:
• Alto grado de dependencia energética exterior
• Cumplir objetivos medioambientales Disminución emisiones contaminantes.
Fomento de la cogeneración y de las energías renovables, incentivación económica de programas de gestión de la demanda
Informes y publicaciones de la CNE.
Consideraciones sobre el ahorro y eficiencia energética.
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Consideraciones acerca de la evolución del mercado liberalizado de gas
Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado :
Otras consideraciones.
90
6245
29
3855
71
10
0%
20%
40%
60%
80%
100%
2000 2001 2002 2003*
M. Regulado Mercado Libre
Demanda mensual por mercado:
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Consideraciones acerca de la evolución del mercado liberalizado de electricidad
Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado :
Otras consideraciones.
Demanda mensual en el mercado liberalizado:
1%
18%30% 35% 35% 36%
99%
82%70% 65% 65% 64%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1998 1999 2000 2001 2002 2003
M. Libre M. Regulado
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Consideraciones acerca de la seguridad de suministro y diversificación de la oferta
Otras consideraciones.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
UE0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
España
Petróleo
Gas Natural
Carbón
Nuclear
Hidroeléctrica
Estructura de consumo de energía primaria en UE y España
Excesiva dependencia del petróleo (55%) Aumento previsto del gas natural como consecuencia de la entrada en funcionamiento de CCGT´s
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Consideraciones acerca de la seguridad de suministro y diversificación de la oferta
Aprovisionamiento de gas natural por países
Estructura potencia instalada eléctrica peninsular año 2003
Otras consideraciones.
* Incluye ciclos combinados
Hidroeléctrica Nuclear Carbón Fuel/gas (*) Régimen especial
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Conclusiones.
Conclusiones sobre la cobertura de la demanda de gas natural a corto plazo El crecimiento previsto de demanda convencional coincide con el escenario
de Planificación. La demanda de ciclos combinados, es inferior como consecuencia de retrasos puntuales de puestas en marcha.
No se esperan problemas en cuanto a disponibilidad de gas como materia prima.
En situación de demanda punta de invierno se prevé que no existan restricciones en las infraestructuras gasistas, siendo el índice de cobertura mínimo en el período del 113%. Sólo podrían existir problemas derivados de condiciones climatológicas adversas o causas de fuerza mayor que provocarán déficit puntuales de GNL.
Debido a importantes aumentos en la demanda de gas previstos, es necesario que las infraestructuras gasistas planificadas se construyan y pongan en marcha en las fechas previstas.
Posible situación de sobrecapacidad y por tanto de sobrecoste para el sistema a partir del año 2006.
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Conclusiones sobre la cobertura de la demanda de energía eléctrica a corto plazo
La demanda eléctrica prevista para el horizonte de los próximos cuatro años es ligeramente inferior a la estimada en el Informe Marco del año anterior.
No se esperan problemas en condiciones normales. • la cobertura de la demanda en invierno parece asegurada,
disponiendo de un margen adicional del 10% en todos los escenarios a partir del año 2005
• En verano, concretamente en este próximo verano, si la demanda alcanzase valores extremos correspondientes al escenario de demanda más alto considerado, y con las hipótesis de altas temperaturas y baja hidraulicidad , podría presentarse una cobertura muy ajustada
Podría haber problemas en caso de: retraso en la incorporación de nuevos grupos, retrasos en la incorporación de infraestructuras, situaciones de demanda extremas, años de hidraulicidad seca, condiciones meteorológicas extremas, fallo simultáneo y sostenido de grupos.
Conclusiones.
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Conclusiones sobre la cobertura de la demanda de energía eléctrica a corto plazo
Conclusiones.
Índice de cobertura en los distintos escenarios considerados
Invierno: el índice de cobertura más ajustado corresponde a los años 2003 y 2004Verano: índice de cobertura especialmente ajustado para el verano 2004, ajustado para 2005 y holgado a partir de 2006.
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Índice.
1. La planificación
2. La cobertura de la demanda.
1. La previsión de la demanda de energía.
2. La previsión de la oferta de energía.
3. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red.
4. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía.
5. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas.
6. Consideraciones medioambientales.
7. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad
8. energética y gestión de la demanda.
9. Conclusiones.
3. Conclusiones finales
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Conclusiones finales sobre la seguridad del suministro:
Los siguientes factores son importantes respecto a la seguridad del suministro:
1. Responsabilidades claras de cada agente.
2. Regulación estable, objetiva, transparente y no discriminatoria. En particular, un marco regulatorio claro es condición indispensable para la inversión en las actividades reguladas con carácter de monopolio.
3. Desarrollos simétricos y coherentes de los mercados de gas y electricidad por su creciente interacción mutua.
4. Mercado funcionando en competencia efectiva: concurrencia de agentes, reflejo de costes, diversidad de aprovisionamientos, etc.
5. La interoperabilidad entre sistemas y la convergencia regional ayudan a la seguridad del suministro.
6. Una adecuada supervisión de la seguridad de suministro y actuación, en su caso, mediante señales de mercado, puede ser más necesaria en etapas de transición a la liberalización plena.
Conclusiones finales.