Río de Janeiro, 25 de Mayo de 2004

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1 Río de Janeiro, 25 de Mayo de 2004
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

2 Índice. 1. La planificación 2. La cobertura de la demanda.
La previsión de la demanda de energía. La previsión de la oferta de energía. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas. Consideraciones medioambientales. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad energética y gestión de la demanda. Conclusiones. Conclusiones finales

3 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

4 Planificación del desarrollo de las redes de transporte 2002-2011.
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

5 Índice. 1. La planificación 2. La cobertura de la demanda.
La previsión de la demanda de energía. La previsión de la oferta de energía. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas. Consideraciones medioambientales. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad energética y gestión de la demanda. Conclusiones. Conclusiones finales

6 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 Se presentan las tablas correspondientes al escenario central. Elevada correlación con la temperatura del mercado doméstico comercial Demanda industrial uniforme a lo largo del año. Para el diseño y operación del sistema el valor de la demanda de gas es el parámetro de referencia. El factor de carga para el mercado doméstico-comercial está entre 3 y 4 (el factor de carga es la relación entre la demanda en el día punta y la demanda diaria media). Para el mercado industrial es de 1,1. Para el conjunto de 1,5 La demanda convencional para el año 2003 finalmente fue de GWh La demanda punta diaria convencional para el invierno 2003/2004 finalmente fue de 968 GWh

7 La previsión de la demanda.
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. El escenario superior es el anunciado por los promotores: 52 grupos de 400 MW, MW hasta final 2005. El escenario central es el que considera los grupos que o bien tienen autorización administrativa o bien contrato de acceso de terceros al sistema gasista o ambas cosas: 32 grupos de 400 MW, MW en 2005. El escenario inferior es el dado por REE como central: 15 grupos, MW en 2005. El escenario considerado por Enagas es similar al central: 36 grupos. El escenario central de incorporación de grupos como escenario más probable por ser el de proyecto más avanzado, es el que determinará el refuerzo de la red de transporte gasista: en plazo y dimensión. La demanda de CCGT en 2003 fue finalmente de GWh

8 La previsión de la demanda.
La previsión de la demanda de gas natural (Cont.). Previsión de la demanda diaria. Punta. (GWh/día) Previsión de la demanda total por escenarios. Energía. (GWh) La demanda diaria punta en el invierno 2003/2004 fue finalmente de GWh/día (3/2/04) La demanda total es la suma de la convencional y la asociada a los ciclos combinados. Los escenarios de demanda de energía son más difíciles de predecir. Dependerán además del número de centrales que entren en servicio, del número de horas de funcionamiento, que será a su vez dependiente del mercado eléctrico: precios, demanda, cierres de grupos, hidraulicidad, régimen especial, etc. Por ello los escenarios de energía no se corresponden directamente con los de punta. El dimensionamiento de la red se hace con la punta. Existe un importante salto del año 2003 al 2004 y aumento de la variabilidad a partir de ese año. Para un grupo de 400 MW Demanda de energía: 0,5 bcm Demanda de punta: m3(n)/h 1 m3= 10 te 1kWh= 0,86 te

9 La previsión de la demanda.
La previsión de la demanda de energía eléctrica. La estimación de la demanda eléctrica es similar a la estimación de la demanda de gas para el mercado convencional. Son varios los factores que influyen en la misma: actividad económica, temperatura, laboralidad. Se ha incidido en la estimación de potencia más que de energía. A los escenarios de REE se han añadido dos, los llamados: extremo superior y crecimiento sostenido. Con estos escenarios y con la predicción de la oferta actual se obtendrá ´la necesidad de instalación de nueva potencia eléctrica. La demanda punta en el invierno 2003/2004 fue finalmente de MW (3/2/04) y la demanda anual de GWh.

10 La previsión de la oferta.
La previsión de la oferta de gas natural. Aprovisionamientos por países Aprovisionamientos GN / GNL La oferta es la agregación de la previsión de aprovisionamientos de gas natural por los transportistas y comercializadores. Se prevé un aumento significativo en la participación del GNL en el total de la oferta: 71%

11 La previsión de la oferta.
La previsión de la oferta de energía eléctrica. Península. Régimen ordinario (sin ciclos). Escenario de potencia superior Régimen especial por tecnología En las figuras se muestra la evolución de potencia ínstalada de régimen ordinario actual tomando en consideración el escenario de previsión de cierres alto. Y sin considerar nuevas incorporaciones. Para el régimen especial se ha tomado la evolución dada por el Gestor que no difiere demasiado del Plan de Fomento de Energías Renovables: algo superior para eólica e inferior para biomasa.

12 La previsión de la oferta.
La previsión de la oferta de energía eléctrica. Península. Los ciclos combinados CCGT: Número de grupos según los promotores en 2007: 79 grupos de 400 MW; 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; MW. Incorporación prevista: Durante 2003: 4 grupos. Durante 2004: 8 grupos. Durante 2005: 12 grupos. Durante 2006: 18 grupos. Durante 2007: 7 grupos Página 277 del informe: 2002 según Promotores: Grupos: 2 en San Roque y 2 en S. Adriá de Besós (GN y END); 1 en Castejón (HC) y 2 en Castellón (IB). 2003 según Promotores : 2 en Bilbao (BBE); 1 en Tarragona (END); 1 en Castejón (IB); 1 en Tarragona (IB-RWE). Atendiendo a la incorporación según el avance del proyecto el grupo de IB-RWE en Tarragona, no aparece. 2004 según Promotores : 3 en Escombreras (Repsol-BP); 1 en Arcos (Guadalcacín); 3 en Escombreras (AES); 1 en Santurce (IB); 2 en Castelnou (Entergy Power); 2 en San Roque (NGS: UF-Cepsa); 2 en Arrubal (GN); 2 en Plana del Vent (GN); 3 en Arcos (Enron); 2 en Amorebieta (Bizkaia Energía: ESB); 1 en Menuza (Edison); 2 en Aceca (UF-IB)

13 La cobertura de la demanda
La cobertura de la demanda de gas natural. 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 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 El índice de cobertura es el cociente entre la potencia disponible y la demanda punta. La necesidad de nueva potencia eléctrica se ha obtenido examinando las puntas de invierno y verano. La punta de verano presenta para 2004 y 2005 unos requerimientos de potencia similares a la de invierno por la menor potencia hidráulica considerada. En estos periodos se ha considerado que no existe mantenimiento programado de grupos. En la medida que este mantenimiento se concentra en los periodos de primavera y otoño también se requerirá nueva potencia en estos periodos.

14 La cobertura de la demanda
La cobertura de la demanda de e. eléctrica. (Con CCGT). Invierno. 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. Para el verano del año 2004 la cobertura de punta es algo menor (curva azul) siendo del orden de las necesidades marcadas por los escenarios mayores de demanda puesto que 8 grupos tienen previsto su entrada a final del año, no estando disponibles para la punta de verano.

15 Las infraestructuras de transporte.
Las infraestructuras de transporte de gas. 2004 Infraestructuras planificación: Conexión con Francia por Irún Tercer tanque planta Huelva Capacidad emisión Bilbao Huelva-Córdoba, Córdoba-Madrid Castellón-Onda Ampliación E.C Haro, y Algete Nueva EC Elche. Ampliación Paterna y Arbos Posibles retrasos según promotores: Castellnou-Tamarife 2005 Algete y Haro 2005 Falces-Estella-Izurzun 2005 Nuevas E.C. Zaragoza, Córdoba y ampliación Sevilla 2005 Posibles adelantos según promotores: Capacidad emisión Cartagena y Huelva Atraque en Barcelona de buques grandes: m3 GNL. Huelva: aumentar la capacidad de emisión llegando a m3(n)/h a 75 bares. Se adelanta un año. Cartagena: aumentar la capacidad de emisión llegando a m3(n)/h Bilbao: nueva regasificadora; dos tanques de m3 GNL; capacidad regasificación: m3(n)/h Adelantar Huelva-Córdoba y Córdoba-Madrid al año 2003 un año respecto a lo previsto por el promotor Las ampliaciones en Arbós (Tarragona) y Paterna (Valencia) permitirán vehicular más gas desde las plantas de Barcelona y Cartagena. Capacidad m3(n)/h Aumento de capacidad en Serrablo llegando a 738 Mm3(n) de volumen útil.

16 Las infraestructuras de transporte.
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 Parámetros de supervisión del sistema eléctrico: frecuencia, tensión y carga.

17 Las infraestructuras de transporte.
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.

18 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.

19 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 El coste medio del transporte es el coste del conjunto de las nuevas instalaciones partido por la demanda incremental que atienden. No se puede saber cuál sería el impacto en el coste del transporte del sistema gasista al no estar éste definido todavía. El coste medio del transporte sería el coste de las instalaciones actuales más las futuras partido por la demanda total (actual y futura) Cuanto mayor sea la demanda más se reparte el coste

20 Consideraciones económicas.
Consideraciones económicas acerca de las infraestructuras previstas de energía eléctrica.

21 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 A lo largo del informe se van haciendo una serie de conclusiones y propuestas preliminares. Concretamente en este apartado, en el informe se concluye la necesidad de continuar con los programas de ahorro de la demanda. Esta consideración podría ser incluida también dentro de las recomendaciones finales del informe .

22 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 A lo largo del informe se van haciendo una serie de conclusiones y propuestas preliminares. Concretamente en este apartado, en el informe se concluye la necesidad de continuar con los programas de ahorro de la demanda. Esta consideración podría ser incluida también dentro de las recomendaciones finales del informe .

23 Consideraciones sobre el ahorro y eficiencia energética.
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.

24 Otras consideraciones.
Consideraciones acerca de la evolución del mercado liberalizado de gas Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado : Demanda mensual por mercado:

25 Otras consideraciones.
Consideraciones acerca de la evolución del mercado liberalizado de electricidad Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado : Demanda mensual en el mercado liberalizado:

26 Otras consideraciones.
Consideraciones acerca de la seguridad de suministro y diversificación de la oferta 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

27 Otras consideraciones.
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 * Incluye ciclos combinados

28 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.

29 Conclusiones. 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.

30 Conclusiones. Conclusiones sobre la cobertura de la demanda de energía eléctrica a corto plazo Índice de cobertura en los distintos escenarios considerados Invierno: el índice de cobertura más ajustado corresponde a los años 2003 y 2004 Verano: índice de cobertura especialmente ajustado para el verano 2004, ajustado para 2005 y holgado a partir de 2006.

31 Índice. 1. La planificación 2. La cobertura de la demanda.
La previsión de la demanda de energía. La previsión de la oferta de energía. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas. Consideraciones medioambientales. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad energética y gestión de la demanda. Conclusiones. Conclusiones finales

32 Conclusiones finales. Conclusiones finales sobre la seguridad del suministro: Los siguientes factores son importantes respecto a la seguridad del suministro: Responsabilidades claras de cada agente. 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. Desarrollos simétricos y coherentes de los mercados de gas y electricidad por su creciente interacción mutua. Mercado funcionando en competencia efectiva: concurrencia de agentes, reflejo de costes, diversidad de aprovisionamientos, etc. La interoperabilidad entre sistemas y la convergencia regional ayudan a la seguridad del suministro. 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.