INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA DE ENERGA

ELCTRICA Y GAS NATURAL, Y SU

COBERTURA

Ao 2002 Madrid, 28 de enero de 2003

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

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

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

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

1

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.

2

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.

3

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

4

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.

5

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.

6

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

7

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.

8

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.

9

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.

10

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.

11

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

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

Figura 2.1.16: Evolucin de la demanda para generacin elctrica. Fuente: Boletn Estadstico de Hidrocarburos y ENAGAS

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.

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.

28

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.

29

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.

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

31

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.

32

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

33

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

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

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

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

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

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.

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