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INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA DE ENERGA
ELCTRICA Y GAS NATURAL, Y SU
COBERTURA
Ao 2002 Madrid, 28 de enero de 2003
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INDICE
INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA DE ENERGA ELCTRICA Y GAS NATURAL, Y SU COBERTURA. AO 2002
1. Introduccin......................................................................................................................1
1.1. Antecedentes ...............................................................................................................1 1.2. Objeto del informe........................................................................................................3 1.3. mbito temporal ...........................................................................................................4 1.4. Organizacin del informe .............................................................................................5 1.5. Actualizacin del informe .............................................................................................5
2. Situacin actual ................................................................................................................6 2.1. El estado actual del sistema de gas natural ................................................................9
2.1.1 La demanda de gas natural..............................................................................13 2.1.2 La oferta de gas natural....................................................................................28 2.1.3 Las infraestructuras actuales de gas natural ....................................................37 2.1.4 Funcionamiento del sistema gasista durante el ao 2001................................56 2.1.5 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .................................71
2.2. Estado actual del sistema de energa elctrica .........................................................72 2.2.1 Demanda de energa elctrica .........................................................................72 2.2.2 La oferta de energa elctrica. Cobertura de la demanda ................................77 2.2.3 Infraestructuras de transporte y distribucin de energa elctrica ....................96 2.2.4 Funcionamiento del sistema elctrico durante el ao 2001............................105 2.2.5 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 ...............................118
2.3 La interrelacin entre ambos sistemas energticos: gas natural y electricidad ...........................................................................................................119
3. La previsin de la demanda de energa......................................................................131 3.1 Previsin de la demanda de gas natural .................................................................131
3.1.1 Sobre la informacin solicitada a los agentes...............................................132 3.1.2 Estimacin de la demanda convencional para el periodo 2002-2006........................................................................................134
3.1.2.1 Revisin de la demanda anual de gas natural del mercado convencional ......................................................................................136 3.1.2.2 Estimacin de la demanda punta de gas natural del mercado convencional .......................................................................141
3.1.3 Demanda de gas para el mercado de generacin elctrica para el periodo 2002-2006............................................................................142
3.1.3.1 Previsin de la demanda anual de gas para el mercado de generacin elctrica ......................................................................143 3.1.3.2 Estimacin de la demanda diaria punta de gas natural en el mercado de generacin elctrica...............................................152
3.1.4 Previsin de la demanda total de gas natural 2002-2006.............................154 3.1.4.1 Previsin de demanda anual de gas natural ......................................154 3.1.4.2 Distribucin geogrfica de la demanda anual ....................................156 3.1.4.3 Previsin de la demanda diaria punta de gas natural.........................158
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3.1.5 Seguimiento de las previsiones de demanda: Informe marco 2001 vs. informe marco 2002 ...............................................160 3.1.6 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................163
3.2 Previsin de la demanda futura de energa elctrica ..............................................164 3.2.1 Estimacin de demanda anual de energa elctrica peninsular en el periodo 2002 a 2006 ............................................................................169 3.2.2 Estimacin de demanda anual de energa elctrica extrapeninsular peninsular en el periodo 2002 a 2006 .................................176 3.2.3 Estimacin de la potencia punta de energa elctrica en los sistemas peninsulares y extrapeninsulares durante el periodo 2002 a 2006 .................................................................................177 3.2.4 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................180
4. La previsin de la oferta de energa............................................................................182 4.1 Previsin de la oferta de gas natural .......................................................................182
4.1.1 Previsin de la oferta de gas natural por estado fsico .................................183 4.1.2 Previsin de la oferta de gas natural por pases...........................................185 4.1.3 Previsin de la oferta de gas natural por duracin y grado de compromiso de los contratos de aprovisionamiento .....................................189 4.1.4 Seguimiento de las previsiones de oferta: Informe marco 2001 vs. Informe marco 2002 ...............................................190 4.1.5 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................191
4.2 Previsin de la oferta de produccin de energa elctrica sin considerar la incorporacin de ciclos combinados....................................................................193
4.2.1 Rgimen ordinario en el sistema peninsular .................................................194 4.2.2 Rgimen especial en el sistema peninsular..................................................197 4.2.3 Rgimen ordinario en los sistemas extrapeninsulares..................................207 4.2.4 Rgimen especial en los sistemas extrapeninsulares ..................................211 4.2.5 Disponibilidad del equipo generador.............................................................213 4.2.6 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................215
4.3 Previsin de la oferta de produccin de energa elctrica asociada a los ciclos combinados ...................................................................................................216
5. La cobertura de la demanda de gas natural y de energa elctrica sin considerar restricciones de red. .................................................................................250 5.1 La cobertura de la demanda de gas natural ............................................................250
5.1.1 Balance oferta-demanda gas........................................................................250 5.1.2 La seguridad de suministro del sistema gasista espaol ..............................254
5.1.2.1 Cobertura de la demanda diaria punta-ndice de cobertura de puntas............................................................................................254
5.1.2.2 Necesidad de almacenamientos asociados a la demanda: reservas estratgicas y almacenamiento operativo de GNL.............................255
5.1.2.3 Diversificacin de la oferta de gas......................................................257 5.1.3 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................258
5.2 La cobertura de la demanda de energa elctrica ....................................................260 5.2.1 Evolucin prevista de la demanda peninsular...............................................260 5.2.2 Evolucin prevista de la oferta peninsular ....................................................261 5.2.3 Criterios de seguridad utilizados...................................................................264 5.2.4 Necesidades de nueva capacidad de generacin en la pennsula ...............266
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5.2.5 Cobertura de la demanda en los sistemas extrapeninsulares ......................272 5.2.6 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................277
5.3 Las nuevas centrales a gas en la cobertura de la demanda elctrica peninsular sin considerar restricciones de red ........................................................279
5.3.1 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................286 6. La unin de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribucin
de la energa..................................................................................................................289 6.1 Previsiones de desarrollo y funcionamiento del sistema gasista en el periodo 2002 a 2006.......................................................................................................289
6.1.1 Hiptesis de partida ......................................................................................289 6.1.2 Infraestructuras de gas recogidas en la planificacin del Ministerio
de Economa.................................................................................................294 6.1.3 Adecuacin de las infraestructuras a la demanda ........................................311 6.1.4 Capacidad de transporte del sistema. Seguridad de suministro ...................330 6.1.5 Capacidad de almacenamiento del sistema .................................................332 6.1.6 Cobertura de la demanda con las infraestructuras previstas ........................338 6.1.7 Consideraciones relativas al suministro a los ciclos combinados .................340 6.1.8 Conclusiones sobre el funcionamiento del sistema gasista
periodo 2002-2006........................................................................................342 6.1.9 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................344
6.2 Adecuacin de la red de transporte de energa elctrica para la garanta de suministro: corto y medio plazo ..........................................................................349
6.2.1 Criterios de funcionamiento y seguridad para la operacin de la red de transporte de energa elctrica ................................................................348
6.2.2 Capacidad de acceso a la red de transporte de energa elctrica: evacuacin y suministro................................................................................350
6.2.3 Criterios generales de planificacin ..............................................................360 6.2.4 Desarrollo de la red de transporte de energa elctrica ................................361 6.2.5 Refuerzo de las interconexiones internacionales..........................................378 6.2.6 Otras cuestiones que pueden mejorar la seguridad del suministro ..............419 6.2.7 Refuerzo de las redes de distribucin...........................................................420 6.2.8 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................425
6.3 Seguimiento de las infraestructuras de transporte elctrico y gasista.....................429 6.4 La disponibilidad de las nuevas centrales a gas en la cobertura de la demanda elctrica considerando las restricciones impuestas por la red.................431
6.4.1 Posibles restricciones asociadas a la red de transporte de gas ...................433 6.4.2 Posibles restricciones asociadas a la red de transporte elctrica.................438 6.4.3 Otros anlisis de posibles restricciones........................................................443 6.4.3 Actualizacin con datos provisionales de cierre de 2002 .............................443
ANEXO Seguimiento de las infraestructuras de transporte elctrico y gasista...............444 7. Consideraciones econmicas de los planes de desarrollo de las
infraestructuras de las actividades reguladas...........................................................468 7.1 Consideraciones econmicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de transporte del sector gasista.....................................................468
7.1.1 Evaluacin econmica de las inversiones ....................................................469 7.1.2 Impacto de la retribucin de las nuevas infraestructuras del transporte .......474
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7.2 Consideraciones econmicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras elctricas........................................................................................477
8. Consideraciones medioambientales...........................................................................483 8.1 La emisin de contaminantes en los sectores energticos .....................................489 8.2 El impacto en el medioambiente de la industria del gas natural..............................492 8.3 El impacto en el medioambiente de la industria elctrica........................................497
8.3.1 Emisiones de contaminantes atmosfricos procedentes de las centrales termoelctricas .............................................................................................497
8.3.2 Residuos procedentes de las centrales nucleares........................................502 8.3.3 Documentacin de planificacin de los sectores de electricidad y gas y
Plan de Fomento de las Energas Renovables.............................................503 8.3.4 Fomento de la eficiencia energtica .............................................................508
8.4 Impacto y consideraciones medioambientales en la construccin de redes ..................................................................................................................509
9. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energtica: intensidad energtica y gestin de la demanda ...........................................................................512 9.1 La intensidad energtica como medida de la eficiencia ..........................................513 9.2 El desarrollo energtico sostenible..........................................................................518 9.3 Posible mecanismos de actuacin de la demanda..................................................522
9.3.1 Gestin de la demanda.................................................................................523 9.3.2 Ahorro energtico .........................................................................................529
9.4 Otros mecanismos de eficiencia energtica............................................................532 10. Otras consideraciones.................................................................................................536
10.1 Interrumpibilidad......................................................................................................536 10.2 Evolucin de la concurrencia de agentes en la cobertura de la demanda
de los mercados liberalizados de gas y electricidad................................................539 10.2.1 La liberalizacin de los mercados elctrico y de gas natural ........................539 10.2.2 La liberalizacin dentro de un contexto europeo ..........................................546
10.3 Los retrasos administrativos....................................................................................558 10.4 Seguridad de suministro..........................................................................................568 10.5 La diversificacin de la oferta ..................................................................................575
10.5.1 La diversificacin de la oferta de gas............................................................575 10.5.2 La diversificacin en la oferta de energa elctrica .......................................583
10.6 Consideraciones acerca de planes de emergencia para la cobertura de la demanda gasista ............................................................................................589
10.7 Consideraciones acerca de la saturacin de la capacidad de entrada del sistema gasista..................................................................................................591
10.8 Retribucin por garanta de potencia ......................................................................604 11. Recomendaciones........................................................................................................610
11.1 Recomendaciones anteriores..................................................................................610 11.2 Recomendaciones...................................................................................................624
12. Conclusiones ................................................................................................................636
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SEGUNDO INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA DE ENERGA ELCTRICA Y GAS NATURAL, Y SU COBERTURA. AO 2002
1. INTRODUCCIN.
1.1. Antecedentes.
En el ao 2001, el Vicepresidente Segundo del Gobierno para Asuntos
Econmicos y Ministro de Economa, solicit a la Comisin Nacional de Energa
la elaboracin de un informe-marco que, con periodicidad anual incluyera
previsiones sobre la evolucin de la demanda de energa elctrica y gas, as
como la situacin y perspectivas de la oferta energtica.
En dicho informe se recogeran las previsiones que, a corto plazo, orientaran las
actuaciones sobre el desarrollo de las infraestructuras mnimas que se previeran
necesarias para hacer posible el suministro de gas y electricidad en condiciones
adecuadas de calidad y seguridad.
Asimismo, el informe habra de identificar explcitamente aquellas zonas del
sistema elctrico y gasista que potencialmente pudieran requerir un mayor
esfuerzo inversor debido al especial desarrollo de la demanda a nivel regional o
que pudieran suponer cuellos de botella para el sistema a medio-largo plazo. En
el anlisis solicitado, y desde el lado de la demanda de energa, se atenderan,
junto a los parmetros habituales de este tipo de anlisis, las crecientes
solicitudes sociales en orden a una mayor proteccin del medioambiente y el
creciente impulso de los mercados.
Desde el punto de vista de la oferta energtica, se incidira sobre la seguridad de
la misma, de modo que permitiera la atencin estable de las necesidades
econmicas y sociales, y tambin sera til considerar su proyeccin en relacin
con el ahorro y la eficiencia energtica, as como la ponderacin de la
disponibilidad total de tecnologas y recursos energticos.
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Asimismo se indicaba que la solicitud formulada deba ser entendida sin perjuicio
de la participacin de esta Comisin en el proceso formal de planificacin y
desarrollo de las redes de transporte elctrica y gasista, que ya haban sido
iniciados.
Tras el citado requerimiento el Consejo de Administracin de la Comisin
Nacional de Energa aprob, con fecha 20 de diciembre de 2001, el Informe
Marco sobre la demanda de energa elctrica y gas natural, y su cobertura. En
sus conclusiones se indicaba la necesidad de disponer en plazo de las
infraestructuras citadas en el mismo, en particular las de gas natural dirigidas a
satisfacer la demanda de las centrales de ciclo combinado, a fin de eliminar
riesgos en la cobertura de la demanda, tanto de gas natural como de energa
elctrica. Para ello, el citado informe en su captulo de recomendaciones finales
indicaba la conveniencia de realizar un seguimiento de las infraestructuras
propuestas en el mismo. En este contexto, el Consejo de Administracin de esta
Comisin, en su sesin celebrada el da 21 de febrero de 2002, acord aprobar la
propuesta de procedimiento para el seguimiento de las infraestructuras referidas
en el Informe-Marco. De acuerdo con el citado procedimiento se estableci un
proceso de comunicacin con los promotores de dichas infraestructuras que
posibilita el envo de informacin, de modo peridico y con carcter bimestral, por
parte de stos para el seguimiento de las infraestructuras y que se ha venido
realizando desde marzo de 2002 hasta la fecha.
Por otro lado, con fecha 17 de julio de 2002, tuvo entrada en esta Comisin el
documento base en el proceso de elaboracin de la propuesta final de
planificacin de las infraestructuras de transporte del sistema elctrico y gasista
Planificacin de los Sectores de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes de
Transporte 2002-2011. Documento Propuesta de 16 de julio de 2002, que fue
analizado en el informe preceptivo 7/2002 de la Comisin Nacional de Energa.
Posteriormente se recibi la propuesta aprobada por el Consejo de Ministros en
fecha 13 de septiembre de 2002.
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1.2. Objeto del informe.
En el marco descrito, el presente informe se plantea como la actualizacin en el
ao 2002 del Informe Marco sobre la demanda de energa elctrica y gas natural,
y su cobertura realizado el ao anterior. El objeto es realizar un anlisis para el
corto medio plazo sobre la cobertura de la demanda del sistema elctrico y
gasista detectando la influencia que la variacin en los plazos de construccin de
las infraestructuras detectados por los promotores, pueda tener sobre la
cobertura. En consecuencia, se debe entender como un anlisis complementario,
de corto plazo, al de la planificacin realizada por el Ministerio de Economa. De
hecho y a diferencia del Informe marco realizado en 2001, el presente informe
toma como escenario base para las redes de transporte de electricidad y gas
natural el resultado de la planificacin del Gobierno.
Asimismo, y de igual forma que el pasado ao, para la realizacin del informe se
ha requerido la participacin de los agentes implicados y de las distintas
administraciones. Dicha participacin ha sido encauzada a travs de los Consejos
Consultivos de Electricidad e Hidrocarburos, como rganos de asesoramiento de
la Comisin. De esta manera, se ha hecho partcipes en la elaboracin del
informe a todos los agentes e instituciones, a travs de su representacin en los
Consejos Consultivos, y en particular por su particular relevancia y
responsabilidad, a los gestores tcnicos del sistema elctrico y de gas natural.
A tal fin, se ha solicitado y recibido informacin de los gestores tcnicos del
sistema elctrico y gasista, empresas generadoras elctricas en rgimen ordinario
y especial, nuevos promotores de ciclos combinados, compaas de distribucin
elctrica, IDAE, compaas de transporte y distribucin de gas natural y
comercializadores de gas.
El proceso ha continuado con el anlisis y evaluacin de la informacin recibida,
dando lugar a la confeccin del borrador de informe marco, que ha sido sometido,
como tal, a la aprobacin del Consejo de Administracin de la Comisin Nacional
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de Energa, para su remisin posterior a los Consejos Consultivos de Electricidad
e Hidrocarburos.
1.3. mbito temporal
Como ya ha sido referenciado en el apartado anterior, el horizonte temporal
contemplado es de corto-medio plazo: en este caso, cuatro aos, desde 2002 a
2006, periodo mnimo para el que se puede actuar en caso de que se detecten
problemas y puedan ser puestos en servicio los refuerzos que permitan cubrir la
demanda de forma segura.
1.4. Organizacin del informe-marco.
El informe se estructura presentando, en primer lugar, la situacin actual de los
dos sistemas sujetos a consideracin: gas natural y energa elctrica. En ambos,
se analiza el estado actual de la demanda, la oferta, las infraestructuras y se
describe su funcionamiento y variaciones sobre las estimaciones realizadas en el
ao 2002.
En el captulo 3 se realiza la previsin de la demanda para ambos sistemas en el
horizonte considerado.
En el captulo 4 se estima la previsin de la oferta de energa en ambos sistemas;
de manera que la demanda de gas para las nuevas centrales de produccin de
energa elctrica de ciclo combinado se convierte en oferta para el sistema
elctrico.
En el captulo 5 se analiza la cobertura del suministro para ambos sistemas, sin
considerar la red.
El captulo 6 incluye en el anlisis de la cobertura las restricciones derivadas de la
red de transporte y las consecuencias que las variaciones en los plazos de
construccin de infraestructuras tienen en atender de la demanda. El resultado es
una cobertura de la demanda en la que se tienen en cuenta las posibles
restricciones de las que puede ser origen la red de transporte.
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El captulo 7 describe los costes que suponen los nuevos refuerzos de red,
conforme a la estimacin realizada por los agentes.
El captulo 8 estima la repercusin que puede tener en el medioambiente la
previsin de la oferta y demanda de energa consideradas.
El captulo 9 versa sobre consideraciones relativas al ahorro y eficiencia
energtica y la gestin de la demanda.
El captulo 10 muestra otras consideraciones relevantes en cuanto a la cobertura
de la demanda de los sistemas elctrico y gasista.
Por ltimo, los captulos 11 y 12 muestran las recomendaciones y conclusiones
que se desprenden del informe marco de cobertura sobre la demanda de energa
elctrica y gas natural, y su cobertura.
1.5. Actualizacin del informe.
En junio de 2002 se comenz la elaboracin del presente informe finalizndose en
noviembre, por lo que los clculos y figuras de su texto se refieren a los valores
de 2002 como valores estimados.
Puesto que a la fecha de publicacin de este informe ya ha transcurrido el ao
2002, se ha considerado oportuno presentar una actualizacin con los datos
provisionales del citado ao, as como de la validez de las previsiones realizadas
para el mismo. Dicha actualizacin con los datos disponibles de cierre de 2002 se
presenta en apartados diferenciados al final de cada captulo.
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2. LA SITUACIN ACTUAL En el informe marco del pasado ao, se comenzaba este apartado poniendo de
manifiesto la preocupacin comn que representa la seguridad del suministro en
todos los pases miembros de la Unin Europea. Espaa no se ha mantenido al
margen de esta preocupacin encaminando su actuacin a garantizar los niveles
adecuados de desarrollo y mantenimiento de infraestructuras.
Esta preocupacin por la seguridad del suministro fue el origen tanto de la
elaboracin del informe marco sobre la demanda de energa elctrica y gas
natural, y su cobertura del ao 2001, por parte de esta Comisin como de la
reciente realizacin por el Gobierno de la planificacin de las infraestructuras de
transporte del sistema elctrico y gasista.
En este sentido, ya en el pasado informe marco de 2001, se pona de manifiesto
que debido a los importantes crecimientos de demanda tanto en el sector del gas
natural como en el elctrico dependiendo del escenario considerado, la cobertura
de la demanda punta en ambos sistemas est cercana a la saturacin.
En el referido informe se citaba que para situaciones de demanda punta en torno
a 35.000 MW, el sistema precisara de dos nuevos grupos de 400 MW, y para
36.700 MW de demanda punta se requeriran 2.800 MW adicionales (siete
grupos); grupos que no estarn disponibles en la punta de este invierno (por el
invierno 2001-02).
En consecuencia, en cualquiera de los escenarios no es de esperar problemas de
fallo en la cobertura. nicamente si apareciesen puntas de potencia superiores a
los 35.000 MW coincidiendo con una hidrologa muy seca, y con fallos trmicos
superiores a los 4.500 MW podra darse algn dficit de cobertura, siendo los
meses de diciembre y enero en los que hay mayor probabilidad de alcanzar esas
demandas
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Estas previsiones y otras consideraciones referidas en el citado informe marco
fueron luego refrendadas por la realidad.
Para el sistema elctrico, la demanda peninsular en el ao 2001 fue de 205,6
TWh. El valor previsto en el pasado informe marco fue de 204 TWh para el
escenario central (-0,8% de diferencia con la realidad) y de 209 TWh para el
mayor de los escenarios (un 1,7%). En consecuencia se puede ratificar la
adecuacin de las previsiones.
Los valores mximos histricos alcanzados durante el mes de diciembre de 2001,
fueron de energa diaria suministrada 709,5 GWh, y de punta horaria de potencia
34.930 MW (llegando a alcanzar la punta instantnea los 35.490 MW) tras la
aplicacin de medidas de interrumpibilidad y deslastre de cargas el da 17 de
diciembre de 2001. El valor mximo previsto en el informe marco para la demanda
punta horaria de potencia fue de 34.201 para el escenario central y de 36.700 MW
para el escenario mayor. La comparacin en este caso no es inmediata puesto
que la demanda punta real corresponde una demanda intervenida. Aun
considerando esta circunstancia la diferencia entre la previsin y la realidad es de
un 2% inferior la previsin para el escenario central y de un 5% para el escenario
mayor. Esto es, la demanda punta real no intervenida hubiera estado muy
prxima al escenario mayor planteado por esta Comisin; escenario para el que
se sealaba claramente la necesidad de disponer de nueva generacin que no
estara en servicio para la fecha, en concreto, la necesidad de 7 nuevos grupos de
400 MW. Por consiguiente, la previsin ms desfavorable respecto a la cobertura
de demanda punta real fue la que en realidad se produjo, poniendo de manifiesto
la realidad las necesidades indicadas en la previsin.
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Respecto al gas natural la demanda en 2001 fue de 211,8 TWh. El valor previsto
en el pasado informe marco fue de 214,0 TWh, esto es, un 1% superior. En
consecuencia, la previsin de demanda anual fue coincidente con la realidad.
El valor mximo histrico de demanda de gas alcanzado en el da de mxima
demanda, 19 de diciembre de 2001, fue de 925 GWh. El valor mximo previsto
en el informe marco para esta demanda fue de 878 GWh para el escenario mayor.
Esto es, la realidad fue mayor que la previsin en un 5%. Niveles de demanda
punta de este valor no podran haber sido mantenidos durante una semana
puesto que se agotaron los recursos de entrada de gas al sistema.
En consecuencia, las estimaciones fueron razonables en el caso de la energa,
auque bajas en la previsin de punta. Esto se debi principalmente a las bajas
temperaturas registradas, con mnimos en los ltimos treinta aos, que hicieron
que los consumos punta de electricidad y gas, coetneos en el tiempo, rebasaran
las previsiones ms extremas, poniendo de manifiesto la saturacin de los
sistemas.
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2.1 EL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA DE GAS NATURAL
Los aos 2001 y 2002 cierran un periodo de cambios normativos relevantes que
determinan el rumbo del sector del gas natural en Espaa. En primer lugar, se
aprueba el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto que establece las nuevas
normas de acceso al sistema gasista y el sistema integrado del sector del gas
natural. El 15 de febrero de 2001 se publican las rdenes Ministeriales ECO
301/2002, ECO 302/2002 y ECO 303/2002 que fijan la retribucin de actividades
gasistas y los valores del nuevo sistema de tarifas y peajes. Por ltimo, en
septiembre de 2002 el Consejo de Ministros aprueba el documento de
planificacin de sectores de la electricidad y gas, que sienta las bases de la
evolucin de la red en los prximos 10 aos.
El Real Decreto 949/2001 introduce importantes novedades sobre la regulacin
especfica para el acceso de terceros a la red. Establece el mecanismo de
solicitud de acceso y de reserva de capacidades basado en el principio de
asignacin de solicitudes atendiendo a su orden cronolgico. Se reserva un 25%
de la capacidad de entrada para contratos a corto plazo. Transforma los
contratos de transporte y de distribucin en contratos de punto de entrada-salida
al sistema de transporte y distribucin. Asimismo, se encomienda a esta
Comisin la elaboracin de unos modelos de contrato y de solicitud de acceso,
que se aprueban en junio del 2002.
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La nueva normativa no establece un coste para la reserva de capacidad futura ni
estimula a que los sujetos ajusten sus necesidades de capacidad, pues el sistema
de tarifas y peajes permite una desviacin sin penalizacin de entre el 85 y el 105
% sobre la capacidad contratada.
En relacin con el acceso, durante los dos ltimos aos la Comisin constata el
gran nmero de conflictos planteados por los sujetos con derecho de acceso
frente a los transportistas. Los desacuerdos sobre el acceso podran, adems,
estar reflejando problemas de congestin contractual ocasionados por la
sobrecontratacin que generan los nuevos mecanismos de reserva de capacidad.
El Real Decreto 949/2001 y su posterior desarrollo normativo en las ECO 302 y
303 introduce la reforma tarifaria y de peajes. Por un lado, elimina el sistema de
tarifas basado en los usos y por otro, establece la misma estructura para tarifas y
peajes que dependen de la presin de suministro y del volumen del consumo
anual, lo que refleja ms adecuadamente los costes del sistema y permite,
adems, comparar los precios en el mercado regulado y liberalizado.
El nuevo rgimen econmico establece un sistema de retribucin por activos para
las instalaciones de transporte. Para la distribucin, establece una cantidad por
empresa distribuidora que se revisa anualmente en funcin de la captacin de
nuevos clientes y consumos, si bien no se introducen parmetros de calidad.
En relacin a los gasoductos de transporte la retribucin se basa en un trmino
fijo. Para la regasificacin se introduce un trmino variable dependiente del
porcentaje de utilizacin de la planta, lo que incentiva a infradimensionar las
mismas. Esta situacin podra agravar los problemas de congestin en las
entradas de gas al sistema, que precisan de un ligero sobredimensionamiento
para garantizar la cobertura y el funcionamiento del mercado liberalizado.
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En lo que respecta a la distribucin, la retribucin puede alterar la estrategia
comercial de las empresas distribuidoras que ven mejor retribuidas sus
inversiones en la captacin de clientes de saturacin en redes de presin inferior
a 4 bar que en los nuevos consumos que requieran significativas inversiones. El
sistema incentiva un mayor esfuerzo en la captacin de nuevos clientes que
permita saturar las redes ya existentes, aunque no retribuye la mejora o el
mantenimiento de la calidad del suministro. Al retribuir por cliente conectado,
tampoco favorece la construccin de instalaciones de refuerzo ni el enganche de
las redes de un distribuidor a otro.
Finalmente, el documento de planificacin de sectores de electricidad y gas
recientemente aprobado por el Gobierno establece como objetivo que el consumo
de gas natural acente su crecimiento, apostando por este combustible como
vector de desarrollo para cubrir las futuras necesidades energticas por su
compatibilidad entre la preservacin de la calidad medioambiental con los
principios de eficiencia, seguridad y diversificacin. En particular, se constata la
apuesta por un tipo de generacin elctrica basado en centrales termoelctricas
de ciclo combinado alimentadas por gas, lo que incrementar considerablemente
el peso de este combustible en la cesta de energas primarias.
As, se plantea un futuro energtico que mantiene y acenta el escenario de
crecimiento de la demanda de gas observado en los ltimos aos. En el ao
2001, el gas natural en Espaa muestra un continuado y fuerte crecimiento,
alcanzando porcentajes sensiblemente superiores al resto de energas que le
permite seguir aumentando su participacin en los balances de energa primaria y
final. En el ao 2001 la participacin del gas natural es del 13% en el balance de
energa primaria y un 14% en el balance de energa final.
-
12
Ao Carbn Petrleo Gas Natural Nuclear E. Renovables
1994 18,6% 53,4% 6,7% 14,8% 6,6%
1995 18,5% 53,9% 7,4% 14,3% 6,0%
1996 15,6% 54,5% 8,3% 14,4% 7,3%
1997 16,7% 53,3% 10,3% 13,4% 6,3%
1998 16,0% 53,8% 10,3% 13,4% 6,5%
1999 17,5% 52,6% 11,3% 12,8% 5,8%
2000 17,3% 51,7% 12,2% 12,9% 5,9%
2001 15,3% 52,2% 12,8% 13,0% 6,8% Figura 2.1.1: Estructura de la energa primaria en Espaa. Fuente: MINECO
Esta creciente participacin del gas natural en el balance energtico est todava
muy alejada de lo observado en otros pases en los que el sector de gas presenta
un desarrollo ms importante, la media de los pases de la Unin Europea es de
un 23%.
Ao Carbn Prod. Petrolferos Gas Natural Electricidad E. Renovables
1994 4,3% 64,8% 8,2% 17,4% 5,3% 1995 3,7% 65,1% 9,1% 17,3% 4,8% 1996 3,3% 64,8% 9,9% 17,3% 4,7% 1997 3,0% 64,7% 10,5% 17,2% 4,5% 1998 3,1% 64,1% 11,6% 17,1% 4,2% 1999 3,0% 62,4% 12,7% 17,8% 4,1% 2000 2,8% 61,6% 13,6% 18,1% 3,9% 2001 2,7% 61,0% 14,1% 18,4% 3,8%
Figura 2.1.2: Estructura de la energa final en Espaa. Fuente: MINECO
La ausencia de yacimientos de gas nacionales, obliga a que los aumentos de
demanda de gas sean cubiertos por la oferta de gas internacional. En la
actualidad, el principal suministrador es Argelia que entre aprovisionamientos en
forma de GN y GNL abastece prcticamente en un 60% el total de las
necesidades del gas. Junto con Noruega, de estos dos pases procede en torno al
73% del gas consumido en Espaa.
-
13
Existe por tanto una fuerte dependencia del exterior. La normativa vigente sobre
diversificacin de aprovisionamientos de gas natural fija un mximo de 60% de
importaciones desde un mismo pas.
Asimismo, la creciente participacin del GNL en la estructura del
aprovisionamiento, la fuente principal de gas para atender al esperado
crecimiento de la demanda de los prximos aos, puede empeorar los problemas
de congestin identificados en las entradas al sistema gasista. El sistema de
retribucin de las plantas de regasificacin que no estimula la holgura en su
capacidad de regasificacin, podra agravar esta situacin.
En definitiva, los aos 2001 y 2002 marcan el inicio de la organizacin de los
mecanismos de acceso a la red de gas, del sistema econmico integrado de gas
natural y una clara apuesta por el gas natural como combustible para cubrir la
demanda energtica en los prximos aos. Todas estas medidas deberan
impulsar la competencia en el mercado de gas con la participacin de nuevos
agentes.
No obstante, para ello es necesario disponer de una suficiente capacidad de
entrada y de transporte de gas, que sea en todo momento superior a las
necesidades tcnicas originadas nicamente por la demanda. Asimismo, las
prximas medidas normativas debern dirigirse a la finalidad de crear el
dinamismo y la competencia efectiva en el nuevo mercado liberalizado.
2.1.1 LA DEMANDA DE GAS NATURAL
La demanda de gas se agrupa en dos grandes mercados, el convencional, en el
que se incluyen los mercados tradicionales del gas, y el de generacin elctrica.
Esta divisin permite realizar un mejor seguimiento de la demanda tras la reforma
-
14
tarifaria y de peajes1 que transforma el sistema de precios basado en los usos del
gas en un sistema que depende de la presin de suministro.
Por otra parte, la demanda de gas se reparte geogrficamente entre las distintas
Comunidades Autnomas de un modo heterogneo. Este desigual grado de
penetracin del gas, es consecuencia del diferente grado de desarrollo de las
redes de transporte y distribucin, as como de las diversas necesidades
relacionadas con el mercado domstico e industrial. Adems, esta diversidad se
ver acentuada por la demanda de los ciclos combinados, de gran volumen y
localizada en puntos concretos.
Atendiendo a estos dos importantes aspectos, en el primer apartado se analiza la
evolucin de la demanda registrada en los ltimos aos en dos partes: la primera
relativa a los segmentos de mercado mencionados y la segunda segn su reparto
geogrfico en las distintas zonas de consumo.
La liberalizacin del mercado iniciada en los ltimos aos, ha seguido ganando
importancia y ha alcanzado una considerable cuota de mercado que se reparte
entre los nuevos agentes. Este hecho hace necesario un segundo apartado donde
analizar la demanda y su evolucin desde este nuevo punto de vista de
caracterizacin del mercado.
1 R.D. 949/2001, de 3 de agosto, y desarrollado por las Ordenes ECO 302/2002 y 303/2002, de 15 de febrero.
-
15
EVOLUCIN DE LA DEMANDA AGREGADA
El consumo de gas natural en Espaa se situ durante el ao 2000 en 196.780
GWh, en 2001 fue de 211.807 GWh y en el primer semestre de 2002 el consumo
acumulado fue de 120.214 GWh. En comparacin con otros mercados
energticos ms maduros, las tasas crecimiento anual del consumo en los tres
ltimos aos han registrado valores elevados del 13% y 8% para los aos 2000 y
2001 respectivamente, alcanzado un 15% en el primer semestre del ao 2002.
(ver figura 2.1.3) Estos valores son similares a las previsiones realizadas en el
Informe Marco del ao 2001.
Demanda Agregada en GWh Crecimiento %
1999 2000 2001 1er sem. 2002 00/99 01/00
1er sem. 02/01
174.618 196.780 211.807 120.214 13% 8% 15%
Figura 2.1.3: Evolucin de la demanda agregada de gas natural en Espaa. Fuente: ENAGAS, S.A.
En la figura 2.1.4 se observa que en noviembre de 2000 se inicia una continua
disminucin en la tasa de crecimiento anual del consumo. En octubre de 2001 se
registra el mnimo del perodo con un valor del 5,4%. A partir de noviembre del
mismo ao se recupera y crece de forma continuada hasta junio de 2002,
alcanzando una tasa del 13,7%.
Estas variaciones en las tasas de crecimiento se explican en los siguientes
apartados mediante el anlisis individualizado de los distintos mercados que
componen la demanda, el mercado convencional y el mercado de generacin
elctrica.
-
16
Evolucin de la demanda convencional El consumo convencional de gas natural en Espaa se situ durante el ao 2000
en 166.943 GWh, frente a los 199.155 GWh en el 2001. En el primer semestre de
2002, el consumo registrado fue de 110.349 GWh. As, la tasa de crecimiento
anual del consumo en el ao 2001 evolucion a la baja situndose en el 7%, en
comparacin al 12% del 2000. En el primer semestre de 2002, se observa una
sensible recuperacin con una tasa del 9%. (Ver figura 2.1.5)
Demanda convencional de gas natural en GWh Crecimiento
Mercado 1999 2000 2001 1er sem. 2002 00/99 01/00
1er sem. 02/01
Convencional 166.943 186.408 199.155 110.349 12% 7% 9% Canalizado 162.311 180.437 192.160 106.317 11% 6,4% 9% No canalizado (GNL) 4.632 5.971 6.995 4.122 29% 17% 15%
Figura 2.1.5: Evolucin de la demanda convencional. Fuente: ENAGAS. S.A y Distribuidoras
Figura 2.1.4: Evolucin en la tasa de Crecimiento de la demanda agregada en el ao mvil. Fuente: Boletn Estadstico de hidrocarburos. MINECO
-1.000
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
ene-
00fe
b-00
mar
-00
abr-
00m
ay-0
0ju
n-00
jul-0
0ag
o-00
sep-
00oc
t-00
nov-
00di
c-00
ene-
01fe
b-01
mar
-01
abr-
01m
ay-0
1ju
n-01
jul-0
1ag
o-01
sep-
01oc
t-01
nov-
01di
c-01
ene-
02fe
b-02
mar
-02
abr-
02m
ay-0
2ju
n-02
GW
h/m
es
-4 -2 0245791112141618
%
Variacin sobre mismo mes ao anterior (GWh)Tasa de Variacin en trminos de ao movil (%)
-
17
La evolucin de la tasa de crecimiento de este mercado, segn la figura 2.1.6,
muestra una cada que se inicia durante los meses del invierno 2000/2001. Las
tasas disminuyen constantemente desde valores en torno al 14% en el 2000 hasta
llegar a un nivel del 7,5% desde marzo a septiembre de 2001. En octubre de
2001 se registra una nueva cada, alcanzndose un 4,5%, el valor mnimo del
periodo analizado. En el invierno de 2001/2002 la demanda convencional se
recupera y se mantiene en tasas de crecimiento entre el 8% y el 9%.
El mercado convencional agrupa los consumos tradicionales de gas, es decir,
aquellos suministros de gas destinados al consumo residencial, al sector servicios
y a los procesos productivos del sector industrial, con un carcter de utilizacin
trmica principalmente. Algunos de estos suministros no conectados a la red de
transporte se realizan desde plantas satlite de GNL.
El consumo residencial y de servicios representa aproximadamente el 20% de la
demanda convencional en trminos anuales. En general, se destina a usos en
Figura 2.1.6: Evolucin de la tasa de crecimiento de la demanda convencional. Fuente: Boletn Estadstico de Hidrocarburos, ENAGAS y CNE
-500 0
5001.0001.5002.0002.5003.0003.5004.000
ene-
00fe
b-00
mar
-00
abr-0
0m
ay-0
0ju
n-00
jul-0
0ag
o-00
sep-
00oc
t-00
nov-
00di
c-00
ene-
01fe
b-01
mar
-01
abr-0
1m
ay-0
1ju
n-01
jul-0
1ag
o-01
sep-
01oc
t-01
nov-
01di
c-01
ene-
02fe
b-02
mar
-02
abr-0
2m
ay-0
2ju
n-02
GW
h/m
es
-3 03581013151820
%
Variacin sobre mismo mes ao anterior (GWh) Tasa de Variacin en trminos de ao movil (%)
-
18
calefaccin, lo que caracteriza su estacionalidad y correlacin con la temperatura,
aproximadamente el 75% de su consumo se sita entre los meses de octubre a
marzo. Esto explicara en buena parte el menor crecimiento del consumo en el
invierno 2000/2001, como consecuencia de unas temperaturas ms suaves (ver
figura 2.1.7.), as como el aumento durante el invierno 2001/2002, en el que se
registraron unas temperaturas especialmente bajas.
En el periodo analizado, las compaas distribuidoras han incrementado tanto el
nmero de clientes como el de nuevos municipios con suministro de gas en la
misma lnea de aos anteriores (ver figura 2.1.8).
Por otra parte, el consumo industrial supone aproximadamente el 80% de la
demanda convencional y corresponde a los consumos de gas destinados a
Temperaturas medias mensuales C Invierno 1999/2000 Invierno 2000/2001 Invierno 2001/2002 OCTUBRE 17,2 16,2 18,4 NOVIEMBRE 10,5 11,8 10,3 DICIEMBRE 9,4 11,1 6,5 ENERO 7,3 10,0 9,5 FEBRERO 11,6 10,0 10,5 MARZO 12,2 14,0 14,0 Figura 2.1.7: Evolucin de las temperaturas medias mensuales.Fuente: Boletn de REE
Incremento 1999 2000 2001
Variables relacionadas con la evolucin del mercado
convencional 1999 2000 2001
Abs % Abs % Abs % N clientes Domstico - Comercial (miles) 3.842 4.199 4.601 353 10% 357 9% 402 10%
N municipios con suministro de gas natural/ manufacturado 876 948 1.016 130 17% 72 8% 68 7%
Figura 2.1.8: Evolucin del nmero de clientes domstico comerciales y municipios. Fuente: Sedigas
-
19
procesos productivos. Dentro de este grupo tiene especial relevancia el consumo
para cogeneracin y, en menor medida, para la produccin de amoniaco. Segn
el rgimen de suministro se puede distinguir tambin entre firmes e
interrumpibles.
El consumo industrial se caracteriza por un consumo estable de gas a lo largo del
ao, siendo sensible principalmente a las variaciones en el precio del gas y a la
actividad econmica.
. Ao PIB ndice de Produccin industrial Tasa de crecimiento (T 112 )
1.999 4,2 2,6 2.000 4,2 4,0 2.001 2,7 -1,2
2002 I trimestre 2,0 2002 II trimestre 2,0 -1,0
Figura 2.1.10: Evolucin del PIB y del ndice de produccin industrial. Fuente: Banco de Espaa
La desaceleracin econmica, que afecta especialmente a los ndices de
produccin (figura 2.1.10), junto con un escenario de precios altos de gas en
comparacin con aos anteriores (ver figura 2.1.11), han podido incidir en el
Mercados 1999 2000 2001 I sem. 2002 Crecimientos GWh % s/ Convenc GWh
% s/ Convenc GWh
% s/ Convenc GWh
% s/ Convenc 00/99 01/00
I sem. 02/01
Cogeneracin(1) 43.648 26,1% 46.865 25,1% 50.337 25,3% 27.092 24,6% 7% 7% 8% Amoniaco 6.103 3,7% 6.075 3,2% 6.089 3,1% 0% 0% Interrumpible 20.460 12,3% 25.820 13,9% 17.937 8.6% 26% -31%
(1) Se incluyen las instalaciones de tratamiento de residuos con gas natural. Valor estimado a partir de la produccin de energa elctrica vertida a la red, suponiendo un autoconsumo del 25% y un rendimiento elctrico medio del 36%
Figura 2.1.9: Evolucin de la demanda en submercados industriales. Fuente: ENAGAS, Distribuidoras y CNE
-
20
crecimiento de la demanda para usos industriales, si bien, el incremento
experimentado en el nmero de clientes, que mantienen un ritmo de captacin
elevado del 12%, podra haber mitigado el efecto de ambos factores (ver figura
2.1.12).
El consumo de gas para cogeneracin representa aproximadamente el 25% del
consumo convencional (ver figura 2.1.9). Desde el ao 2000 el consumo para
cogeneracin crece a un ritmo del 7%, lo que representa una marcada
ralentizacin respecto a lo sucedido en aos anteriores.
Esta situacin ha estado ocasionada tanto por la subida de precios de gas en
relacin al precio de la energa elctrica vertida a la red, como por el contexto
econmico de desaceleracin. En la figura 2.1.13 se observa una ralentizacin de
Incremento 1999 2000 2001 Nmero de clientes 1999 2000 2001
Abs % Abs % Abs % Industrial 4.077 4.617 5.178 305 8% 540 13% 561 12%
Figura 2.1.12: Evolucin del nmero de clientes industriales. Fuente: Sedigas
0,0080,0090,0100,0110,0120,0130,0140,0150,0160,0170,0180,0190,0200,021
ene-9
9
mar-9
9
may-9
9jul
-99
sep-9
9
nov-9
9
ene-0
0
mar-0
0
may-0
0jul
-00
sep-0
0
nov-0
0
ene-0
1
mar-0
1
may-0
1jul
-01
sep-0
1
nov-0
1
ene-0
2
mar-0
2
may-0
2jul
-02
sep-0
2
Cen
t /k
Wh
(PC
S)
Precio Suministro Interrumpible a P>60 bar Precio Suministro G.2.2 (Consum 2,5 GWh/ao fc 330 das)Precio Suministro G.1.2 (Consum 250 GWh/ao fc 330 das) Precio Suministro M ateria Prima
Figura 2.1.11: Evolucin de los precios de suministro de gas. Fuente: CNE
-
21
la potencia instalada, si bien, la tasa del 7% mantiene el potencial de crecimiento
para este segmento.
Crecimiento Variables relacionadas con la evolucin de la cogeneracin
de gas natural 1999 2000 2001 I sem. 2002 00/99 01/00 I sem. 02/01
Consumo cogeneracin gas natural (GWh) (1) 43.648 46.865 50.337 27.092 7% 7% 8%
Produccin de cogeneracin de gas natural vertida a la red (GWh) 9.032 11.110 11.929 12.813 7% 7% 8%
Potencia instalada (MW) 2.618 3.386 3.797 3.853 29% 12% 7%
Precio medio suministro de gas en firme (c/kWh) (2) 1,050 1,626 1,680 1,451 55% 3% -18%
Precio medio energa vertida a la red (c/kWh) 5,478 5,512 5,902 6,044 0,6% 7,1% 4,4%
(1) Se incluyen las instalaciones de tratamiento de residuos con gas natural. Valor estimado a partir de la produccin de energa elctrica vertida a la red, suponiendo un autoconsumo del 25% y un rendimiento elctrico medio del 36%
(2) Medias anuales aplicando el sistema tarifario vigente a un consumidor de 10GWh/ao y 330 das de factor de carga.
Figura 2.1.13: Evolucin del mercado de la cogeneracin de gas natural. Fuente: REE, CNE, OMEL
El consumo del mercado interrumpible, segn muestra la figura 2.1.9., ha sufrido
un severo recorte, reduciendo su demanda en un 31% durante el ao 2001,
situndose en 17.937 GWh. Tres aspectos explican esta disminucin: en primer
lugar, una falta de competitividad coyuntural del gas respecto con las energas
alternativas como el fuel; en segundo lugar, el reducido diferencial de precios del
gas en rgimen firme e interrumpible; y finalmente, la posible salida de estos
consumidores desde el rgimen a tarifa al mercado liberalizado, en el que no
existe peaje interrumpible.
El mercado interrumpible tiene una importancia singular al contribuir a moderar la
demanda de gas en momentos punta, mejorando la seguridad del suministro en el
sistema y evitando mayores inversiones en infraestructuras. Por ello podra
resultar aconsejable su mantenimiento y, eventualmente, incentivar su
crecimiento.
-
22
La demanda de gas natural como materia prima para la fabricacin de amoniaco
representa un 3% de la demanda convencional. En los ltimos aos se mantiene
prcticamente constante en torno a 6.089 GWh/ao (ver figura 2.1.9). De manera
transitoria y hasta el ao 2004, disfruta de una tarifa especial independiente del
nuevo sistema relacionado con las presiones de suministro con valores
sensiblemente inferiores al resto de las tarifas.
El 3,5% de la demanda convencional se suministra desde plantas satlite en
forma de GNL (ver figura 2.1.5) a aquellos puntos de consumo no conectados al
sistema de transporte. Este tipo de suministro ha crecido a tasas elevadas en los
ltimos aos, si bien se observa una ralentizacin en el crecimiento durante el
ltimo ao y medio.
La reforma tarifaria obliga a la plena liberalizacin de este mercado y desincentiva
la proliferacin de plantas satlites. Adicionalmente, a medida que las redes de
transporte conecten nuevas reas, las plantas satlite irn desapareciendo y su
mercado se ir integrando a la red.
En resumen, la demanda convencional en el ltimo ao ha reducido su tasa de
crecimiento principalmente como consecuencia de la desaceleracin econmica
y de un nivel precios del gas elevado. A lo largo del 2001, esta situacin se vio
agravada por una ralentizacin del crecimiento del consumo en el segmento
residencial, debido a las condiciones climatolgicas. Por el contrario, el consumo
residencial y la bajada y estabilizacin de los precios del gas favorecieron una
ligera recuperacin de la demanda convencional en 2002, mitigando los efectos
de la desaceleracin econmica.
-
23
Evolucin de la demanda de generacin elctrica
Dentro del mercado de generacin elctrica se puede distinguir, en funcin de la
tecnologa de las centrales de generacin, entre trmicas convencionales y ciclos
combinados.
La demanda del mercado de generacin elctrica depende de las necesidades del
mercado elctrico, as como de su casustica. Consecuentemente, la antedicha
demanda se ver condicionada, entre otros, por los siguientes factores: los
precios del gas natural; el precio del pool elctrico, la produccin de electricidad
mediante otros combustibles (hidrulicas, carbn, etc) y la demanda de
electricidad.
En las figuras 2.1.14 y 2.1.15 se aprecia que a lo largo del ao 2001 el consumo
de gas natural para generacin elctrica en Espaa ascendi a 12.652 GWh,
mientras que nicamente durante el primer semestre del 2002 se situ en 9.865
GWh. Dicho comportamiento dio lugar a una tasa de crecimiento del 246%
durante el primer semestre del 2002.
Demanda de gas natural para generacin elctrica en GWh Crecimiento
1999 2000 2001 I sem. 2002 00/99 01/00
I sem. 02/01
Trmicas Convencionales 7.675 10.372 12.652 8.647 35% 22% 203% Ciclos Combinados 1.218 Total 7.675 10.372 12.652 9.865 35% 22% 246%
Figura 2.1.14: Evolucin de la demanda generacin elctrica. Fuente: ENAGAS. S.A
-
24
Entre las causas de dicho crecimiento ha de citarse la incorporacin de siete
grupos de ciclo combinado en periodo de pruebas, cuyo consumo ha supuesto el
12% de la demanda para generacin elctrica. Anlogamente, el factor
climatolgico ha condicionado el incremento de la demanda, puesto que durante
el ltimo ao se han registrado unas temperaturas ms bajas y una menor
hidraulicidad que en aos anteriores. El aumento que se ha registrado en la
demanda elctrica ha requerido una utilizacin creciente de las centrales trmicas
convencionales, con el consiguiente incremento en la demanda de gas.
Por sus caractersticas, la demanda de gas de las centrales trmicas
convencionales se ha comportado tradicionalmente de forma errtica (ver figura
2.1.16). Este tipo de centrales se ha empleado para solucionar problemas tanto
de demanda punta de electricidad como de restricciones tcnicas en el suministro
elctrico. Al ser centrales de fuel gas, y contar con un suministro de carcter
interrumpible, su demanda depende del diferencial de precios del fuel y del gas.
-1400 -1200 -1000 -800 -600 -400 -200
0200400600800
1000120014001600
ene-9
9
mar-9
9
may-9
9jul
-99
sep-9
9
nov-9
9
ene-0
0
mar-0
0
may-0
0jul
-00
sep-0
0
nov-0
0
ene-0
1
mar-0
1
may-0
1jul
-01
sep-0
1
nov-0
1
ene-0
2
mar-0
2
may-0
2
GW
h/m
es
-125
-100
-75
-50
-25
0
25
50
75
100
125
150
%
Variacin sobre mismo mes ao anterior (GWh) Tasa de Variacin en trminos de ao movil (%)
Figura 2.1.15: Evolucin de la tasa de crecimiento de la demanda para generacin elctrica. Fuente: Boletn Estadstico de Hidrocarburos y CNE
-
25
En el contexto de la generacin elctrica, los mayores crecimientos futuros de la
demanda de gas natural se producirn en centrales de ciclo combinado, en
detrimento de las centrales convencionales, si bien estas seguirn formando parte
de la demanda de este segmento.
LA DEMANDA DE GAS NATURAL POR REAS GEOGRFICAS
La demanda de gas natural peninsular se reparte en tres zonas definidas a partir
de la configuracin y de la operacin del Sistema Gasista: rea del Mediterrneo,
rea del Ebro, rea del Oeste de Haro. En cada una de estas reas el gas
natural ha penetrado de forma diversa, registrndose los crecimientos mayores en
el ao 2001 en el rea del Oeste de Haro.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
ene-9
9
mar-9
9
may-9
9jul
-99
sep-9
9
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9
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1
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1
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2
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2
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2
GW
h/m
es
Figura 2.1.16: Evolucin de la demanda para generacin elctrica. Fuente: Boletn Estadstico de Hidrocarburos y ENAGAS
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26
2001 Crecimiento % reas geogrficas 1999 2000
GWh % sobre total 00/99 01/00
rea Mediterrneo 75.300 85.881 89.813 42,4% 14% 5% Catalua 45.353 51.766 53.852 25,4% 14% 4% Comunidad Valenciana 27.972 30.921 32.747 15,5% 11% 6% Murcia 1.975 3.195 3.214 1,5% 62% 1% rea Ebro 32.087 36.560 36.804 17,4% 14% 1% Aragn 10.811 11.911 11.941 5,6% 10% 0% La Rioja 939 1.300 1.573 0,7% 38% 21% Navarra 4.534 5.007 5.026 2,4% 10% 0% Pas Vasco 15.802 18.342 18.264 8,6% 16% 0% rea del Oeste de Haro 66.490 74.339 85.190 40,2% 12% 15% Galicia 1.256 2.288 3.417 1,6% 82% 49% Asturias 4.344 4.947 4.881 2,3% 14% -1% Cantabria 3.589 3.662 5.538 2,6% 2% 51% Castilla y Len 11.115 12.771 14.930 7,0% 15% 17% Madrid 14.779 16.115 19.354 9,1% 9% 20% Castilla La Mancha 10.331 12.037 10.797 5,1% 17% -10% Andaluca 20.661 21.801 25.359 12,0% 6% 16% Extremadura 415 717 914 0,4% 73% 27% TOTAL PENNSULA 173.877 196.780 211.807 100,0% 13% 8%
Figura 2.1.21: Demanda de gas natural de por Comunidades Autnomas y zonas geogrficas en la Pennsula (GWh) Fuente: ENAGAS, S.A
Slo cinco Comunidades Autnomas, Catalua, Valencia, Andaluca, Madrid y
Pas Vasco concentran alrededor del 70% del consumo total peninsular, y junto
con Aragn, Castilla la Mancha y Castilla Len suman el 88% (ver figura 2.1.21).
En consecuencia, la evolucin de estos mercados determina enormemente la
evolucin de la demanda agregada.
Las Comunidades con mayor crecimiento durante el ao 2001, han sido
Cantabria, Galicia, Extremadura y La Rioja cuyos mercados estn menos
desarrollados. Igualmente son destacables los crecimientos en el ltimo ao de
Madrid y Castilla y Len con crecimientos del 20 y 17% respectivamente.
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27
MERCADO LIBERALIZADO La liberalizacin en el sector del gas no genera, en si misma, nueva demanda de
una manera directa y a corto plazo, sino una nueva modalidad de suministro al
mercado existente, al hacer posible la eleccin por parte de los consumidores
cualificados de su compaa suministradora.
Por tanto, el mercado liberalizado coexiste con el mercado regulado y compite con
el suministro realizado a los consumidores cualificados por las compaas
distribuidoras a precios regulados.
Actualmente, de un total de 33 comercializadoras con autorizacin provisional,
existen nueve operando en el mercado con un volumen total de ventas para el
ao 2001 de 80.969 GWh, lo que supuso multiplicar por ms de cuatro las ventas
realizadas en el ao 2000 (18.760 GWh). Durante el primer semestre de 2002 se
ha alcanzado una volumen de 59.278 GWh, suponiendo un crecimiento
prcticamente del 60% sobre el mismo periodo del ao anterior (ver figura 2.1.22).
2000 2001 1 sem. 2002 Crecimiento
1 sem. Mercados
Mte % s/ total Mte
% s/ total Mte
% s/ total 01/00
Convencional 186.408 94,7% 199.155 94,0% 110.349 91,8% 8,8%
. Regulado 167.648 85,2% 118.186 55,8% 52.290 43,5% -18,6%
. Liberalizado 18.760 9,5% 80.969 38,2% 58.059 48,3% 55,8%
Generacin elctrica 10.372 5,3% 12.652 6,0% 9.865 8,2% 245,7%
. Regulado 10.372 5,3% 12.652 6,0% 8.647 7,2% 203,0%
. Liberalizado 0,0% 0,0% 1.218 1,0%
Total 196.780 100,0% 211.807 100,0% 120.214 100,0% 15,2% . Regulado 178.021 90,5% 130.839 61,8% 60.937 50,7% -9,1% . Liberalizado 18.760 9,5% 80.969 38,2% 59.278 49,3% +59,1%
Figura 2.1.22: El mercado liberalizado en la demanda de gas natural. Fuente: ENAGAS,S.A.
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Este crecimiento se ha visto beneficiado por la adjudicacin del 25% del contrato
de gas de Argelia por gasoducto a seis comercializadoras con un volumen total de
49.350 GWh hasta el 1 de enero de 2004.
Como resultado de este crecimiento, en el primer semestre del 2002, ms del
50% de la demanda convencional se suministra a travs de comercializadores,
siendo el 49% del volumen total de gas suministrado desde el mercado
liberalizado. El trasvase de clientes al mercado liberalizado viene ocasionado
porque los suministros bajo esta modalidad se realizan a precios inferiores a las
tarifas publicadas, con los consiguientes beneficios para los consumidores.
La entrada en operacin comercial de los ciclos combinados y la previsible
continuidad por parte de los nuevos agentes de su actividad comercial en el
mercado convencional, nos lleva a concluir que el mercado libre supere
claramente en volumen a los suministros realizados a tarifa
Por ltimo cabe sealar que en el ao 2001, Gas Natural Comercializadora
concentr el 80% del mercado liberalizado y los cinco primeros comercializadores
abastecieron el 99% de dicho mercado. En el primer semestre de 2002, estos
porcentajes fueron del 68% y del 93%. Esto muestra una apertura creciente del
nuevo mercado liberalizado del gas.
2.1.2 LA OFERTA DE GAS NATURAL
Espaa carece prcticamente de yacimientos de gas natural, por lo que el
abastecimiento de gas proviene en ms del 98% de otros pases. Esto tiene
implicaciones directas en las polticas de seguridad de suministro que obligan
tanto a la diversificacin de los pases suministradores como a un mantenimiento
de existencias mnimas de seguridad.
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Respecto a la diversificacin, la Ley del Sector Hidrocarburos 34/1998 limita al
60% las importaciones de gas natural desde un mismo pas aprovisionador.
Sobre las reservas mnimas, la misma ley en su artculo 98 establece a los
operadores de gas una obligacin de existencias mnimas equivalentes a treinta y
cinco das de sus ventas firmes.
Por otra parte, Espaa se caracteriza por encontrarse en una posicin perifrica
respecto a los principales mercados europeos, a la vez que est dbilmente
conectada con la red.
Asimismo, la proximidad de Espaa con Argelia ha favorecido el abastecimiento
de gas argelino, que se recibe tanto a travs del gasoducto del Magreb como en
buques de GNL, llegando hasta los lmites permitidos.
Otra particularidad de los aprovisionamientos espaoles de gas es la alta
participacin de las importaciones de GNL, que alcanzan el 54% del total en el
ao 2001. Para el primer semestre del 2002, esta dependencia se ha aumentado
en un 1%, y se espera que esta proporcin siga aumentando en los prximos
aos.
Las grandes inversiones iniciales necesarias para explotar los yacimientos de gas,
se han traducido, para la mayor parte de los aprovisionamientos, en contratos de
largo plazo que incorporan una clusula de take or pay para asegurar que una
vez contratado el gas sea retirado o pagado, imponiendo graves restricciones en
la liquidez de los mercados de gas.
No obstante, se han desarrollado mercados de oportunidad y a corto plazo de
GNL, conocidos como mercados spot de GNL, que ayudan a resolver
marginalmente los problemas de dficit o de exceso de abastecimiento y en los
que las compaas que operan en Espaa participan activamente.
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30
La vinculacin del precio de la mayora de los contratos de aprovisionamiento a
los de los precios en los mercados spot de productos petrolferos y sus derivados
confiere una gran volatilidad al precio final del gas.
Con los cambios regulatorios introducidos en la Ley 34/1998, del sector de
hidrocarburos, se modifica el tradicional sistema de aprovisionamientos en el que
ENAGAS S.A. centralizaba todas las compras de gas natural para el
abastecimiento del mercado espaol y se sustituye por un funcionamiento de
mercado, en el que las empresas comercializadoras son las responsables de los
aprovisionamientos de sus clientes en el mercado liberalizado, si bien las
compaas transportistas han de mantener sus adquisiciones de gas destinadas
al abastecimiento del mercado regulado.
Actualmente, el primer grupo aprovisionador en Espaa es el grupo Gas Natural.
sdg que a travs de su filial Gas Natural Aprovisionamientos gestiona la mayora
de los contratos a largo plazo con los pases proveedores de este combustible.
Muchos de estos contratos se adquirieron a partir de la escisin de activos de
ENAGAS S.A. en el ao 2000 cuando se realiz la separacin jurdica entre
ambas sociedades. Desde entonces, ENAGAS adquiere el gas natural para su
suministro al mercado regulado a Gas Natural Aprovisionamientos S.A., que
tambin suministra a Gas Natural Comercializadora S.A..
Las caractersticas de los aprovisionamientos en el marco de la liberalizacin del
sector del gas tienen importantes implicaciones en la gestin y funcionamiento del
sistema gasista que condicionan su diseo y su desarrollo en el futuro.
A continuacin se analiza la evolucin y la composicin de los aprovisionamientos
en Espaa, su diversificacin por origen, los tipos de contratos existentes la
penetracin de los nuevos operadores en el mercado liberalizado, as como el
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nuevo sistema de aprovisionamientos que introduce la liberalizacin con sus
implicaciones.
DESCRIPCIN DE LOS APROVISIONAMIENTOS DE GAS NATURAL
Los aprovisionamientos en el ao 2001 se situaron en 209.433 GWh, de los
cuales 1.639 GWh fueron mermas, prdidas y autoconsumos del sistema. Para el
primer semestre de 2002 los aprovisionamientos fueron de 119.506 GWh, se
redujeron las reservas en 2.701 GWh por motivos estacionales, siendo las
prdidas, mermas y autoconsumos de 2.073 GWh.
Espaa se caracteriza por tener una estructura de aprovisionamiento
concentrada. Alrededor del 60% de las compras proceden de Argelia, el mximo
que permite la ley, y aproximadamente el 12% de Noruega, representando la
produccin nacional en torno a un 2%. El resto de los aprovisionamientos tiene
diversas procedencias, Nigeria, Trinidad y Tobago etc.(ver figura 2.1.20)
Origen de los aprovisionamientos Ao 2001
GN Argelia30%Nacional3%
Nigeria9%
Trinidad y Tobago
2%Paises Golfo10%
Noruega13% GNL Argelia
29%Libia4%
Origen de los aprovisionamientos 1er Semestre 2002
GN Argelia32%
Nacional2%
Nigeria7%
Trinidad y Tobago
2%Paises Golfo12%
Noruega11%
GNL Argelia30%
Libia4%
En el ao 2001, el 45,3% de los aprovisionamientos de gas natural, se recibe a
travs dos conexiones por gasoducto, una con Francia a travs del gasoducto de
Figura 2.1.20: Origen de los aprovisionamientos en el ao 2001 y primer semestre de 2002. Fuente: ENAGAS. S.A.
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Lacq-Calahorra y otro con el Magreb. La otra mitad de los aprovisionamientos
son importaciones de GNL procedentes en gran parte, tambin, de Argelia, de
Nigeria, Trinidad y Tobago, Libia y Pases del Golfo. (ver figura 2.1.21)
(en GWh) 1.996 1.997 1.998 1.999 2.000 2.001 Acumulado
Junio 02 Nacional 5.031 1.913 1.200 1.592 1.696 5.868 2.801Argelia 62.967 92.831 101.089 115.826 124.056 123.484 73.138
GN Argelia 7.465 54.989 59.920 70.208 72.009 62.284 37.221GNL Argelia 55.502 37.842 41.169 45.617 52.047 61.200 35.917
Libia 14.007 12.980 10.561 11.201 9.296 9.233 4.224Noruega 15.348 20.045 26.719 26.773 26.864 26.841 12.932Pases Golfo 10.943 15.774 12.966 13.397 8.755 21.731 14.870Trinidad y Tobago 0 0 0 8.687 9.159 3.714 2.627Nigeria 0 0 0 888 21.828 18.562 8.432Otros 4.840 7.198 4.309 3.460 0 0 482TOTAL 113.136 150.740 156.844 181.824 201.654 209.433 119.506Figura 2.1.21: Evolucin de los aprovisionamientos de gas natural en Espaa por orgenes. Fuente:
Sedigas y Enagas, S.A. Esta participacin tan alta del GNL en los aprovisionamientos tiene importantes
repercusiones en la operacin y logstica del sistema, ya que las aportaciones o
entradas de gas se realizan de forma discreta, mientras que el consumo o las
salidas se producen de forma continua. Esto obliga a coordinar con exactitud las
descargas de los barcos de cada planta para que no se produzcan situaciones de
desabastecimiento y a mantener en cada momento unas elevadas existencias de
gas en costosas infraestructuras de almacenamiento de GNL.
Prcticamente la totalidad de los contratos son de largo plazo y contienen la
clusula de take or pay. Por su volumen y antigedad, los ms importantes son
los del gas argelino. Asimismo, los contratos con Noruega son tambin antiguos e
importantes para el abastecimiento del mercado espaol, porque el gas se recibe
por gasoducto a travs de la interconexin con Francia y abastece a la parte norte
del pas con elevadas cuotas de demanda. Esta ventajas compensa el posible
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diferencial de precio que el gas noruego pudiera tener respecto a otras
procedencias.
No obstante, a travs de los acuerdos alcanzados en los ltimos aos hay una
clara tendencia a la diversificacin en las fuentes de suministro, existiendo
importaciones estables de GNL desde Nigeria, el Golfo Prsico y Trinidad y
Tobago. Igualmente han contribuido a esta diversificacin las operaciones spot
realizadas por los agentes aprovechando las posibilidades de arbitraje que
ofrecen estos mercados, a pesar de estar an poco desarrollados en comparacin
con los mercados de crudo.
Los precios de los aprovisionamientos de gas natural difieren segn el tipo de
contrato ya que el precio final acordado en cada uno se calcula bajo frmulas
distintas que dependen de la indexacin otorgada a los productos petrolferos y
sus derivados. Pblicamente se conoce el precio de la materia prima, Cmp, que
se utiliza en el clculo de las tarifas, definido como el precio medio del mix de
aprovisionamientos utilizados para el suministro del mercado regulado y que
resulta indicativo del coste del gas en Espaa.
Al estar referido a los precios de los contratos, el Cmp tambin est indexado, a
los precios de los productos petrolferos y sus derivados con unas ponderaciones
que se corresponden con la media ponderada de los contratos.
Estos precios son los del crudo Brent Spot, el Brent Short Term Contract/Spot, las
medias mensuales las cotizaciones del gasleo con 0,2% de azufre, el fuel con
contenidos mximos de azufre de 1% y 3,5%, en el mercado Gnova Lavera, y
el tipo de cambio medio ./$.
La frmula del Cmp se revisa y actualiza a fin de adecuarse a la cesta de
aprovisionamientos existente en cada momento y a las modificaciones de los
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34
precios de los productos petrolferos. En 1999 se inici una escalada en los
valores del Cmp, pasando de 0, 51 c/kWh a 1,61 c/kWh en febrero de 2001. En
las ltimas revisiones ha subido ligeramente y se sita en 1,2909 c/kWh. EL ACTUAL RGIMEN DEL SISTEMA APROVISIONAMIENTOS
EL RGIMEN ACTUAL DE APROVISIONAMIENTOS
Hasta 1998, fecha de publicacin de la Ley 34/1998, ENAGAS, S.A. se constitua
como la nica empresa responsable del abastecimiento del mercado espaol y la
encargada de negociar los contratos de aprovisionamiento de gas natural con los
pases y empresas aprovisionadores. A partir de la Ley se estableci el vigente
sistema de aprovisionamiento bajo el cual las empresas transportistas se
encargan de abastecer al mercado regulado, y las compaas comercializadoras
adquieren el gas para sus clientes en el mercado liberalizado, multiplicando el
nmero de agentes que participan en el mercado de aprovisionamientos.
0,68 0,69 0,690,75
0,600,51 0,51
0,80
1,02
1,22
1,37
1,541,61
1,46
1,31
1,111,18 1,21
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
1,80
O.M . 13/05/94
O.M .6/09/96
O.M .16/07/98
O.M .10/05/99
Resol9/02/00
Resol4/08/00
O.M .12/02/00
Resol3/08/01
O.M .10/07/02
Disposiciones
pta/
te
Figura 2.1.23: Evolucin del Coste de la materia prima (Cmp). Fuente: BOE
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35
ENAGAS, S.A. es la nica empresa transportista, que hasta la fecha, adquiere
gas natural para su posterior suministro a los consumidores del mercado
regulado. Tras su escisin de activos y separacin jurdica de Gas Natural sdg
realiz un acuerdo con este grupo para que le abasteciera todo el gas requerido
para los mercados a tarifa que Enagas suministrase, dando preferencia a las
cantidades de gas correspondientes al contrato de Sagane con Sonatrach.
El acuerdo con Gas Natural.sdg tiene flexibilidad para que se retiren las
cantidades necesarias para el mercado a tarifa, y aparte del gas del contrato de
SAGANE podr ser complementado con GNL procedente de otros contratos que
el Grupo Gas Natural tiene con Argelia, Libia y Trinidad y Tobago.
Por tanto Enagas se suministra mediante los contratos actualmente en vigor y que
el Grupo Gas Natural se compromete a utilizar para atender al mercado de tarifa.
Por su parte las compaas comercializadoras o grandes consumidores
cualificados adquieren el gas a empresas intermediarias como Gas Natural
Aprovisionamientos, o directamente a travs de contratos con las
aprovisionadores en origen. La mayora de los aprovisionamientos contratados
hasta el momento han sido de GNL, si bien tras la resolucin del procedimiento
para la adjudicacin entre empresas comercializadoras de gas natural del 25% del
gas procedente de Argelia y suministrado a travs del gasoducto del Magreb,
publicado en la Orden Ministerial de 29 de junio de 2001, seis comercializadoras
han tenido acceso a una parte del 25% del contrato de SAGANE por el gasoducto
del Magreb, lo que representa un volumen total de 49.350 GWh hasta finales del
ao 2003.
En el primer semestre del 2002, el volumen de gas introducido por los
comercializadores desde el Magreb ha sido de 9.212 GWh, un 7,7% del total de
los aprovisionamientos del mercado nacional, y aproximadamente 15% de los
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36
aprovisionamientos destinados al mercado liberalizado. Excluyendo los
aprovisionamientos correspondientes a Gas Natural Comercializadora primera
empresa comercializadora, este porcentaje prcticamente alcanza el 42% del gas
introducido por el resto de comercializadores.
Implicaciones del actual sistema de aprovisionamiento Al descentralizarse el abastecimiento entre los comercializadores, ENAGAS y
otros transportistas, el equilibrio en el balance de gas exige que se iguale la oferta
individual de cada operador con la demanda de sus clientes. Esto puede
convertirse en una rigidez si no se crean los mecanismos de flexibilidad que
solucionen los desequilibrios puntuales en los balances de gas a travs de
intercambios giles entre comercializadores.
Asimismo, la gestin de los aprovisionamientos resulta ms compleja pudiendo
crear la necesidad de constituir reservas de gas a disponibilidad del sistema
gasista para situaciones de falta puntual de gas cuando alguna de las empresas
comercializadoras no pueda atender sus compromisos por sus problemas de
aprovisionamiento. Este tipo de reservas se conoce como gas de back-up.
En definitiva, el nuevo marco liberalizador introduce una mayor complejidad en la
gestin de los aprovisionamientos al descentralizarse en varios sujetos que
actan simultneamente en este mercado. Para organizar el mercado pueden ser
necesarios nuevos mecanismos de intercambio entre los agentes, o mercados
secundarios de gas, la existencia de un gas de back-up para solucionar
problemas de abastecimiento y en particular, suficiente capacidad de entrada de
gas al sistema.
-
37
2.1.3 LAS INFRAESTRUCTURAS ACTUALES DE GAS NATURAL
El desarrollo de las infraestructuras gasistas en Espaa viene condicionado por la
escasa produccin de gas nacional, y por la situacin geogrfica de Espaa
alejada de los yacimientos europeos del Mar del Norte y Rusia. Ambos factores
provocaron un desarrollo tardo del gas natural, que comenz a finales de los
sesenta con la construccin de la primera planta de regasificacin en Barcelona,
abastecida a partir de GNL libio y argelino, seguida de las de Huelva y Cartagena.
Posteriormente, en 1993 se realiza la conexin por gasoducto con Francia, que
conecta la red espaola con el yacimiento francs de Lacq, y en 1996 se finaliza
el gasoducto del Magreb que conecta la Pennsula Ibrica con los yacimientos de
gas argelinos, atravesando Marruecos y el estrecho de Gibraltar.
La peculiaridad del sistema de gas espaol, en comparacin con otros pases
europeos, es la elevada dependencia de las importaciones y el elevado
protagonismo de las plantas de regasificacin en el aprovisionamiento, que
introduce una mayor complejidad en la explotacin del sistema.
El avance de las infraestructuras de gas natural por el territorio peninsular
experimenta un gran impulso a partir del Protocolo del Gas de 1985, avance que
contina en la actualidad y que se concreta en la reciente planificacin realizada
por el Gobierno.
Las infraestructuras actuales de gas natural en Espaa se componen de tres
plantas de regasificacin de gas natural licuado en explotacin y una en
construccin avanzada, unos 6.600 km de gasoductos de transporte, ms de
33.000 km de gasoductos de distribucin, dos almacenamientos subterrneos,
tres yacimientos y cuatro conexiones internacionales (con Marruecos, con Francia
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38
y dos con Portugal), adems de otras instalaciones auxiliares, 9 estaciones de
compresin y plantas satlite de GNL.
Las redes de transporte de gas espaola y portuguesa se encuentran altamente
integradas: actualmente todo el gas natural consumido por Portugal se transporta
a travs del sistema espaol, y a su vez Galicia se alimenta desde la red
portuguesa.
Evolucin de las infraestructuras en los aos 2001 y 2002 Con respecto a las plantas de regasificacin, las infraestructuras ms relevantes
puestas en operacin en este periodo se han realizado en la planta de Cartagena,
donde ha entrado en servicio el segundo tanque de almacenamiento de GNL y el
nuevo atraque para barcos metaneros. Asimismo, la capacidad de regasificacin
se ha visto incrementada con la puesta en funcionamiento de un nuevo
vaporizador.
Por otra parte la planta de regasificacin de Barcelona ha aumentado su
capacidad mxima para la carga de cisternas.
En la actualidad se encuentra en fase de construccin una nueva planta de
regasificacin en Bilbao, que se espera entre en operacin a mediados del ao
2003. En julio de 2002 obtuvo autorizacin administrativa la planta de Mugardos,
cuya puesta en servicio se prev para 2005. La planta de regasificacin de
Sagunto, tambin prevista para operar en 2005, est en estos momentos en fase
de autorizacin por parte del Ministerio de Economa.
El mayor desarrollo en el sistema gasista lo ha experimentado la red de
gasoductos. As, los gasoductos de transporte han aumentado en torno a los 588
km, hasta alcanzar alrededor de los 6.617 km, y la red de gasoductos de
-
39
distribucin ha superado los 33.000 km, con la puesta en servicio de unos 1.700
km nuevos. Dos gasoductos de transporte, Arrigoriaga-Santurce y Olmedo-
Medina, que suponen un total de 41,5 km, se encuentran en proceso de
construccin. Se prev su puesta en funcionamiento a finales de 2002.
Como infraestructuras relacionadas con el aumento de la capacidad de transporte
y el desarrollo del sistema, se han puesto en marcha una nueva estacin de
compresin en Paterna, ligada al desarrollo de la planta de Cartagena y que
refuerza el eje mediterrneo.
Con referencia a las instalaciones de almacenamiento subterrneo, durante los
aos 2001 y 2002 el almacenamiento de Serrablo ha visto incrementada tanto la
capacidad de extraccin, como la capacidad almacenamiento til.
Es obligado hacer referencia en este apartado al documento elaborado por el
Ministerio de Economa Planificacin de los sectores de electricidad y gas.
Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011. El gas natural se prev como
la fuente de energa de mayor crecimiento por diversas razones: el desarrollo de
ciclos combinados para la produccin de electricidad, el endurecimiento de la
legislacin medioambiental, la voluntad de extender el servicio a todas las
Comunidades Autnomas y capitales de provincia, y favorecer el desarrollo
progresivo en las zonas que todava no disponen de este servicio. Se propone un
crecimiento paulatino de las infraestructuras del sistema gasista en paralelo con el
crecimiento esperado de la demanda de gas natural, con el fin de dotar a Espaa
de un sistema gasista que sea capaz de atender la demanda con holgura.
La integracin de las redes de transporte de gas espaola y portuguesa sigue
siendo fundamental en la evolucin de ambos sistemas. En estos momentos se
est construyendo una planta de regasificacin en Sines (Portugal) que entrar en
funcionamiento en el tercer trimestre del ao 2003. Esta planta podra suponer un
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40
nuevo punto de entrada del gas para Espaa ya que permitira los intercambios
de gas entre los dos pases, gas descargado en Sines por gas transportado por el
gasoducto del Magreb, reduciendo el esfuerzo de transporte y aliviando el sistema
espaol en situaciones de demanda punta.
En la figura 2.1.24 se muestra el mapa de infraestructuras actuales de la red
gasista.
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41
Figura 2.1.24. Mapa de infraestructuras. Fuente: elaboracin propia
CT MEIRAMA
105
80
OviedoSantander
Palencia
Valladolid
Burgos
A Corua
8040 40
55
Zamora
LenPontevedra
Ourense
Salamanca
Bilbao
Madrid
Lugo
ZaragozaSoria
Cuenca
Jan
PLANTA DE HUELVA
POSEIDON
PALANCARES
Granada
Mlaga
Crdoba
Cdiz
HuelvaSevilla
Algeciras
Jerez Arcos
Estepona
Motril
Puente Genil48
Badajoz
Cceres
Almendralejo
ToledoTalavera