presentación de powerpoint - enagas.es outlook 1… · 3. capacidades del sistema: cobertura de la...

1. Introducción • Este documento es el resultado del análisis realizado por el Gestor Técnico del Sistema

(GTS) sobre las perspectivas de cobertura de la demanda de gas natural en el Sistema

español para el próximo invierno 2016-2017

• Además, constituye el soporte técnico base para la propuesta del Plan de Actuación

Invernal 2016-2017 que realiza el GTS ante la DGPEyM, y cuyo objetivo es la seguridad

de suministro del Sistema en el periodo invernal minimizando los riesgos ante posibles

contingencias

• Incluye los escenarios definidos en el Reglamento (UE) 994/2010 del Parlamento Europeo

y del Consejo de 20 de octubre de 2010, sobre medidas para garantizar la seguridad del

suministro de gas

2

Índice

1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16

2. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 16-17

3. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda

4. Existencias de Seguridad

5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 16-17

3

Análisis del invierno 15-16

4

Seguimiento de la demanda de gas invernal Invierno 2015-2016

La demanda convencional registró durante el

invierno 15-16 un descenso del 2,2% respecto al

invierno 14-15

Corregidos los efectos de laboralidad y temperatura se

produce un incremento de la demanda convencional

en el invierno 15-16 en torno al 1,6%*

*Ref: Informe Programa Mensual de la Demanda de Gas Natural publicado en la Web de Enagás

En el invierno 15-16, las entregas de gas

para generación eléctrica

descendieron un 1,7% respecto al

invierno anterior

5

Análisis de temperaturas últimos inviernos

En el invierno 15-16 la temperatura

media diaria se ha situado en 10 ºC,

superando en media diaria a los

últimos 7 inviernos gasistas (9,3 ºC)

Ola de frío

Durante el invierno 15-16 no se ha declararon olas de frío. La última declarada fue en el

invierno 14-15, se concentró entre los días 2-feb y 10-feb, y fue publicada en la Nota de

Operación nº2 (2015).

Nota: Temperatura media de referencia del sistema gasista: ponderación de las temperaturas

correspondientes a observatorios meteorológicos con núcleos altos de consumo doméstico.

INVIERNO 14-15 INVIERNO 15-16

Unidad: ᵒC/día 6

Temperaturas medias de los últimos inviernos

Detalle mensual de demanda Convencional y eléctrica

En el invierno 15-16 el

valor máximo diario

registrado de la demanda

convencional es inferior al

del invierno anterior un

8,2%.

El valor máximo diario de

demanda de gas para

generación eléctrica del

invierno 15-16 se registra en

diciembre de 2015, un 16%

superior al del año anterior

DEMANDA CONVENCIONAL

SECTOR ELECTRICO

GWh/día

GWh/día

7

MEDIA mensual 14-15 MEDIA mensual 15-16

RANGO mensual 14-15 RANGO mensual 15-16

Detalle mensual de demanda global

Descenso del valor máximo diario de demanda total en el invierno 15-16 del 0,81 %

con respecto al invierno 14-15.

Los valores medios se han mantenido durante los meses de diciembre, enero y febrero



DEMANDA TOTAL GWh/día

8



En el invierno 12-13 el suministro en

forma de GN superó al de GNL, tendencia

que se mantiene en la actualidad

En el inverno 15-16, el 42% del

aprovisionamiento se suministró en forma

de GNL y el 58% restante en forma de GN

Aprovisionamientos GN y GNL

APROVISIONAMIENTO GNL

APROVISIONAMIENTO GN

TOTAL APROVISIONAMIENTOS

Unidad: TWh

9

En el invierno 15-16 incrementan las entradas

por las CCII un 5%

Destaca el incremento de importaciones a través

de Almería (13%)

Las importaciones por el VIP PIRINEOS y el VIP

IBÉRICO se mantienen en lo mismo niveles del

inv. 14-15

Conexiones Internacionales Entradas

Unidad: TWh

TOTAL

10

Conexiones Internacionales Salidas

Las exportaciones en el invierno

15-16 acumulan un valor de 13,4

TWh, lo que supone un

incremento del 27% respecto al

invierno anterior

Unidad: TWh

TOTAL

11

La producción global de las plantas

en el invierno 15-16 fue de 64,9

TWh, descendiendo un 2%

respecto al invierno anterior.

Plantas de Regasificación Producción (Regasificación + carga de cisternas)

Unidad: TWh

Lo más significativo fue el incremento en la planta de Sagunto y Barcelona de 26% y 12%

respectivamente y el descenso de Cartagena y Reganosa de 36% y 31% respectivamente. 12

Existencias operativas de GNL Variabilidad

En la siguiente gráfica, se muestra la banda de variabilidad del nivel de existencias de GNL desde el invierno 05-06 al invierno 14-15, calculada con un intervalo de confianza del 95%, con mínimos cercanos a los 2.500 GWh y máximos entorno de los 14.000 GWh

Las existencias en tanques del invierno 15-16 han permanecido en general dentro de banda de variabilidad de los años anteriores, aunque bien, situándose ligeramente por encima de la media.

Banda variabilidad estadística GNL

GWh

13

Almacenamientos subterráneos Información física INYECCIÓN/EXTRACCIÓN

La campaña de extracción del invierno 15-16 finalizó con un volumen

acumulado de 7,2 TWh, un 32% inferior a la campaña 14-15

Unidad: TWh

TOTAL

Perfil extracción diaria invierno 15-16

(*)

(*) Inyección en marzo-16 para configurar las existencias estratégicas 14

* Valor máximo que se alcanzará con la actual situación de hueco contratado

Existencias útiles disponibles

Grado de Utilización campaña de extracción

Existencias operativas en AA.SS

La variabilidad de las existencias útiles disponibles en AASS en la últimas campañas de extracción, está marcada por tres factores:

1. requisitos de existencias de carácter estratégico

2. capacidad de los almacenamientos 3. nivel de contratación de la capacidad,

que depende a su vez de otros factores complejos relacionados con la estrategia de cada compañía

Los requerimientos de existencias estratégicas pasaron de 10 días de ventas firmes del año anterior, en el invierno 11-12, a 20 días en el invierno 12-13, lo que explica el fuerte descenso de existencia útiles disponibles a partir del invierno 11-12

*

GWh

GWh

15

Índice






16

Previsión de demanda 16-17

Variables relacionadas

Información facilitada por:

Dirección de Servicios GTS

Predicción Demanda 17

Demanda convencional Escenario en condiciones normales de temperatura

Escenario base de demanda. Realizado a través del sistema de previsión PREDICTORES medio plazo. Se define como el correspondiente a condiciones normales de temperatura. Se diferencian 3 niveles escalonados de demanda en días laborables:

Grado1: 1.000 GWh/día. Laborables de diciembre hasta mediados de febrero

Grado2: 900 GWh/día. Laborables de la segunda quincena de noviembre, segunda quincena de febrero y primera de marzo

Grado3: 800 GWh/día. Laborables del inicio y final del invierno

18

Inviernos

La punta probable invernal de demanda convencional prevista para el invierno 2016-2017, considera que se presentan las temperaturas más

bajas de los últimos 5 años, alcanzando los 1.150 GWh/día

La punta extrema invernal de demanda convencional prevista para el invierno 2016-2017, considera que se presentan las temperaturas más

bajas de los últimos 20 años, alcanzando los 1.235 GWh/día

Demanda convencional Punta PROBABLE y EXTREMA Invernal 2016-2017

19

Demanda convencional punta PROBABLE Desagregación escenario base demanda inverno 2016-2017

20

Demanda sector eléctrico Escenarios previstos para el invierno 2016-2017

21

Punta invernal de gas natural Evolución de los últimos inviernos

PUNTA PROBABLE

PUNTA EXTREMA

Unidad: GWh/d

22

UBICACIÓN GEOGRÁFICA Punta DEMANDA TOTAL Previsión invierno 2016-2017

PUNTA PROBABLE Sector eléctrico: 370 GWh/día

Demanda convencional: 1.150 GWh/día

Total Demanda: 1. 520 GWh/día

PUNTA EXTREMA Sector eléctrico: 500 GWh/día

Demanda convencional: 1.235 GWh/día

Total Demanda: 1.735 GWh/día

23

?

Escenarios Reglamento (UE) nº 994/2010 Apartado 1. Artículo 8.

semana

mes

D 1.500 6.500 8.000

Peaje Grupo 3 2.100

D 645

30.800 28.100 D 3.000

D 1.000

Temperaturas normales Temperaturas más frías de los últimos 20 años

baja eolicidad 1 nuclear indisponible

baja eolicidad 1 nuclear indisponible

1.195 1.840

5.100 6.100

Peaje Grupo 3 3.600

Peaje Grupo 3 9.000

Peaje Grupo 3 12.000

24

Escenarios probabilísticos olas de frío/ calor Previsión invierno 2016-2017

Probabilidad 1%

1 ola calor intensa o 2 olas calor

Probabilidad 1%

1 ola frío intensa o 2 olas frío

-8 TWh Probabilidad 26%

2 olas de calor Duración < 7 días

Probabilidad 26%

2 olas de frío Duración < 7 días

-1,5 TWh

+1,5 TWh

Probabilidad 79%

1 ola de calor Duración < 7 días

Probabilidad 83%

1 ola de frío Duración < 7 días

NORMAL

-3 TWh

+3 TWh +8 TWh

25

Índice






26

Capacidades del Sistema:

Cobertura de la demanda

27

Esquema General Security of Supply

Capacidad del sistema • Margen de seguridad (N-1 > 100%)

• Flexibilidad de instalaciones

• Dilatada experiencia en el desarrollo y gestión de plantas de GNL y CCII

Europa • Coordinación regional

• España es una ruta fiable para el aprovisionamiento de Europa (GN y GNL)

Operación • Coordinación operadores

nacionales e internacionales (acuerdos operativos, mantenimientos,….) para garantizar la continuidad y calidad del servicio

• Colaboración entre agentes del sistema

• Mercado organizado: señal de precio y medidas excepcionales ante un insuficiente funcionamiento del mismo

Existencias

• Diversidad de fuentes y rutas marítimas (GNL) y conexiones (GN)

• Estratégicas: movilización en situación de emergencia

• Operativas: uutilización en situación normal para la gestión de balance (PAI)

Regulación • Articular un marco de

actuación estable favoreciendo el normal funcionamiento del mercado

• Promover planes de contingencia y medidas eficientes

28

Capacidades del sistema

29

Capacidad de entrada al sistema Invierno 2016-2017

30

• Se contempla la capacidad máxima en AASS que se presentan al inicio de la campaña de extracción • La capacidad de exportación a Francia se ha incrementado hasta 225 GWh/día. La capacidad de importación

acordada en la OS 2015 es de 165 GWh/día, no obstante, el sistema español dispone de capacidad para importar hasta 225 GWh/día

BARCELONA 559

SAGUNTO 290

CARTAGENA 392

MEDGAZ 290 TARIFA

444

HUELVA 392

MUGARDOS 126

BILBAO 228

VIP PIRINEOS IMP. 165 EXP. 225

MUSEL

VIP IBERICO IMP. 80 EXP. 144

AA.SS.

171

Información ago-16

La capacidad de emisión conjunta de las seis plantas de regasificación es de 1.916 GWh/día

El sistema cuenta con una capacidad total de almacenamiento de 22.718 GWh repartidos en 25 tanques de GNL

En los últimos años la contratación de las plantas se formaliza cada vez más en el corto plazo

Capacidad de almacenamiento en tanques GNL

miles m3 GNL

Capacidad en Plantas de GNL Invierno 2016-2017

Capacidad de regasificación en plantas GNL (fuente SL-ATR a 2-ago-16)

GWh/día

A fecha de la consulta en el SL-ATR, en la planta de Cartagena para el próximo invierno no hay contratación de regasificación

31

De cara al invierno 2016-2017, el Sistema contará con:

Capacidad total de importación de 979 GWh/día

Capacidad total de exportación de 369 GWh/día

Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2016-2017

La capacidad de importación acordada en la OS 2015 es de 165 GWh/día, no obstante, el sistema español dispone de capacidad para importar hasta 225 GWh/día a partir de la entrada en operación de la EC de Irún

*

*

32

La CI Tarifa registra una contratación para el invierno 2016-2017 en torno a 265 GWh/día, equivalentes al 60% de su capacidad, mientras que en el invierno 15-16 fue del 78%.

Por su parte, la CI Almería registra niveles de contratación cercanos al 77% de su capacidad nominal frente al 96% alcanzado en el invierno 15-16.

CCII con Norte de África

Información SL-ATR consultada en ago-16

Tarifa

Almería

Contratado importación

Disponible importación


GWh/día

33

En el invierno 16-17, la capacidad de importación a través del VIP con Francia está contratada al 90%.

En el sentido exportador, la contratación es del 56% de la capacidad nominal.

Esp

aña

Fra

ncia

F

ranc

ia

Esp

aña


VIP PIRINEOS


GWh/día VIP Pirineos

Invierno 15/16 Invierno 16/17

34

De cara al invierno 16-17, la capacidad nominal de importación se encuentra 100% disponible para el mercado

En cuanto a los valores de exportación, tanto la capacidad nominal como la contratación se mantienen en valores similares a los del invierno 15-16

Esp

aña

Por

tuga

l P

ortu

gal

Esp

aña


VIP IBÉRICO


VIP Ibérico

Invierno 15/16 Invierno 16/17

GWh/día

35

Capacidad útil en AASS Invierno 2016-2017

De la capacidad útil ofertada, se ha contratado a la fecha de publicación de este informe, 21.774 GWh, quedando disponibles para contratar 6.453 GWh remanentes bajo el mecanismo “First-come, first-served (FCFS)”

La capacidad útil de los AASS para la campaña 2016-2017 asciende a 31.725 GWh, un 2% superior a la campaña anterior. Este incremento es debido al AS Yela.

La diferencia entre la capacidad útil y la capacidad contratada, es susceptible de se contratada durante el invierno.

Evolución Capacidad Útil GWh

36

Descontando las existencias estratégicas, cuya movilización corresponde al Gobierno en situación de emergencia, el gas disponible para atender las operaciones extracción/inyección programadas por los agentes es aproximadamente 4,7 TWh

Operación en AASS Invierno 2016-2017

Existe capacidad técnica de inyección para alcanzar el llenado de la capacidad contratada durante el mes de octubre

* Máxima capacidad prevista actualizada a día 13-ago-15

140

100

60

20

20

60

100

140

abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15

CICLO DE INYECCIÓN

Extracción real

Máx. Capacidad prevista deinyección*

Inyección real

Movimientos año anterior

GWh/día

INYEC

CIÓ

NEXTRAC

CIÓ

N

Invierno

2015-2016

Previsión

invierno

2016-2017

Δ

24.756 21.774 -12%

16.457 17.033 4%

8.299 4.741 -43%

Unidad: GWh

(A) Gas Util

(B) Existencias Estratégicas

(A-B) Gas Disponible

37

Margen de seguridad

38

La programación mensual de cobertura de mercado de cada comercializador, se rige según lo dispuesto en el Protocolo de Detalle PD-07 donde se establece el calendario para la programación mensual de plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y red de transporte

Cobertura de la demanda invernal

Con la capacidad de entrada y el nivel de mallado

que presenta el Sistema de Transporte español,

queda garantizada la cobertura del 100% del

mercado gasista en cualquier situación de

demanda, siempre que no haya limitaciones en la

importación del aprovisionamiento

El margen de seguridad esperado en el escenario

de punta extrema, respecto a la capacidad

transportable y considerando una exportación

máxima, es del 51%

Sin embargo, el margen de seguridad para el

cumplimiento de la Fórmula N-1 (Artículo 6 del

Reglamento UE 994/2010) analizado en el caso base

de Planificación, con la mayor entrada parada (planta

Barcelona), es del 25%

Escenarios de Demanda invierno 16-17 vs Margen de seguridad

39

Índice






40

Existencias de seguridad

41

Existencias mínimas de seguridad

42

Ley 12/2007 (2-julio) A partir del 1 de enero de 2012, las EMS no podrán incluir reservas de carácter operativo

ITC 3128/2011 (17-noviembre) Estratégicas de 10 a 20 días a partir de 1-abr-12

Evolución Existencias Mínimas de Seguridad (EMS)

1998 2004

35 días

Ley 34/1998 (7-octubre) Art.98: Transportistas, comercializadores y consumidores cualificados Art. 52: CORES, control de cumplimiento

RD 1766/2007 (28-diciembre) Mod. Art. 17 del RD 1716/2004: Estratégicas (10 días) y Existencias operativas (8+2 días)* 1-jul-08: Comercializadores y consumidores cualificados

ene-08 dic-11

10 días

20 días

ene-12 abr-12

20 días

10 estratégicos

10 operativos

* Estratégicas: 10 días en AASS básicos (incluyendo 1/3 gas colchón) * Existencias de carácter operativo: 10 días , de lo cuales 2 días todo el año en plantas o AASS (excluyendo 1/3 gas colchón) o plantas satélites y 8 días en octubre en AASS o almacenamiento no básico

RD 1716/2004 (23 de julio) Art. 17: contabilización EMS

Ley 8/2015 (23 de mayo)

Mod. Art. 98: habilita al Gobierno al distinguir el carácter estratégico y operativo Mod. Art. 52: CORES, adquisición, constitución, mantenimiento y gestión

may-152007

43

Existencias mínimas de seguridad

• Art. 52,98 y 101 de la Ley 34/1998 (modificación 22 may 15)

• RD 1716/2004, RD 1766/2007, Ley 12/2007, ITC 3128/2011 Marco Regulatorio

• Estratégicas: 20 días ventas firmes de año anterior. En el año 15-16 fueron de 16.412 GWh y para el 16-17 serán de 17.033 GWh.

Volumen

• Comercializadores de gas natural y los consumidores directos en el mercado Agentes Obligados

• Comercializadores y consumidores directos

• CORES: Adquisición , constitución , mantenimiento y gestión (Art 52 ley 34/1998 , modificado en Ley 8/2015)

Agentes Habilitados

• Estratégicas: Almacenamientos básicos (Art 98 ley 34/1998, modificado en Ley 8/2015) Ubicación

• Estratégicas : 1 abr (a) a 31 mar (a+1)

Vigencia

• Estratégicas: Gobierno , previo acuerdo del consejo de ministros, en situación de emergencia Movilización

• CORES Control

44

Reserva operativa invernal

45

Desde el inverno 2005-2006 con la RESOLUCIÓN de 28 de noviembre de 2005, de la DGPEyM, por la que se aprueba el Plan de Actuación Invernal 2005-2006, el sistema cuenta con un plan para operativa invernal del sistema

Las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista, aprobadas por Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, son uno de los elementos normativos básicos para garantizar el funcionamiento del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural

En el capítulo 9, denominado «operación normal del sistema», se contempla la posibilidad de que el GTS, en colaboración con los operadores y usuarios, elabore anualmente un plan de gestión invernal para complementar durante el período invernal las reglas de operación normal del sistema

Todos los planes publicados hasta el vigente (Resolución de 8 de octubre de 2013, de la DGPEyM) establecen que los comercializadores y consumidores cualificados con capacidad contratada de acceso al sistema mantengan una reserva de gas operativo durante el periodo invernal

Reserva operativa invernal

46

• NGTS 9 ( ITC 3126/2005)

• Resolución 8-oct-2013 Marco Regulatorio

• 2 días de la capacidad contratada de regasificación y cisternas

• 2 días de la capacidad contratada de entrada en CCII y yacimientos nacionales, destinada al suministro del mercado nacional

• Para el inv. 2016-17 se espera que las existencias del PAI se sitúen entorno a 2.099 GWh

Volumen

• Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema Agentes

• Plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos Ubicación

• 1 nov año (a) a 31 mar año (a+1)

• El GTS podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas

Vigencia

• Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema Movilización

• GTS Control

Reserva operativa invernal Resolución de 8 de octubre de 2013, de la DGPEyM

47

Plan de Actuación Invernal (PAI) Evolución reserva operativa

Desde el invierno 08-09 al invierno 11-12, el descenso progresivo del nivel de existencias se explica por la menor contratación en el sistema acorde al descenso de la demanda de gas, mientras que a partir del invierno 11-12 se incorpora adicionalmente el efecto de la modificación de la regla 1ª del PAI, la cual con lleva niveles inferiores de mantenimiento de existencias

En la monótona de existencias invernales de GNL se observa que prácticamente el 100% de los días las existencias en plantas cubren los requerimientos de la regla 1ª del PAI

Monótona existencias invernales de GNL

GWh

Evolución Reserva Operativa (PAI)

GWh

48

Con la contratación prevista para el próximo invierno, 2 días de existencias equivalentes (regla 1ª del Plan Invernal) permitirían cubrir el incremento de demanda en el escenario de temperaturas extremas durante una semana (art. 8, 1.a) del Reglamento UE 994/2010

Si dicho escenario se prolonga durante un mes (art. 8, 1.b), el sistema precisaría suministro adicional para la cobertura del mismo

*Las existencias del plan invernal con la contratación actual ascienden a 1.902 GWh. Sin embargo, a medida que avance el invierno dichas existencias podrían alcanzar los 2.100 GWh (promedio de existencias de los inviernos 14-15 y 15-16

Cobertura: escenarios Reglamento 994/2010 Invierno 2016-2017

49

SEMANA

de temperaturas consecutivas más

frías de los últimos 20 años

MES

de temperaturas consecutivas más

frías de los últimos 20 años

Unidad: GWhbaja eolicidad

1 nuclear indisponible

baja eolicidad

1 nuclear indisponible

Δ Convencional 1.122 2.978

Δ Sector eléctrico 645 4.001

ΔTOTAL 1.767 6.979

Reserva Operativa

(regla 1º PAI 16-17)[1.863- 2.100] [1.863 - 2100]

COBERTURA 105% 27%

Índice






50

Plan de Actuación Invernal:

2016-2017

51

El Plan de Actuación Invernal propuesto por el GTS se adapta a lo establecido en la legislación vigente e incluye las reglas que se detallan a continuación y será de aplicación desde el 1 de noviembre al 31 de marzo del año siguiente.

Adicionalmente, en función de la situación real del Sistema Gasista, el Gestor Técnico del Sistema (GTS) podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas

El Plan de Actuación Invernal para el invierno 2016-2017 presenta la siguiente estructura:

Primero: Reglas

o Regla 1ª: “Existencias mínimas de gas natural licuado (GNL) en plantas de regasificación”, contiene las mismas obligaciones que el Plan de Actuación Invernal vigente (Resolución de 8 de octubre de 2013 de la DGPEyM) respecto al mantenimiento de existencias de seguridad en función de la capacidad de entrada contratada en plantas de regasificación, conexiones internacionales y yacimientos nacionales

o Regla 2ª: “Olas de frío”, similar a regla del Plan de Actuación Invernal vigente, se alertará sobre las olas de frío previstas.

Segundo: Definición de “Ola de frío”

o Idéntica a la definición establecida en los últimos inviernos eliminando el concepto de zonas

Tercero: Entrada en vigor

Plan de Actuación Invernal 2016-2017 Reglas invernales

52

Plan de Actuación Invernal 2016-2017

Primero. Reglas

Regla 2ª

Olas de frío

1. El GTS informará a los usuarios de la previsión de demanda punta total convencional del sistema,

con detalle gas emisión y cisternas.

El incremento de demanda convencional en situación de «ola de frío», será estimado por el GTS

mediante sus sistemas de predicción.

Con carácter orientativo, se dará el detalle, de acuerdo con la siguiente tabla:

53

Demanda punta prevista

(GWh/día)

Demanda en día normal

(GWh/día)

Demanda convencional gas emisión 1.100 960

- Cisternas 50 40

TOTAL DEMANDA 1.150 1.000

presentación de powerpoint - enagas.es outlook 1… · 3. capacidades del sistema: cobertura de la...

Documents