VIII REUNION IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGIA La integraci

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VIII REUNION IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA
ENERGIALa 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.
• 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

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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. Activi
dad libre Producción y suministro de gas.
Generación eléctrica
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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
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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

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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.
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 demanda de CCGT en 2003 fue finalmente de
28.875 GWh
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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 1.246 GWh/día (3/2/04)
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La previsión de la demanda.
La previsión de la demanda de energía eléctrica.
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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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

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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 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

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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

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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.

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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

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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,et
  c.
• 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

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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.

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

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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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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.

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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

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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

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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
  CCGTs

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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
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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.
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.

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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.

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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

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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.