Seguridad de suministro e infraestructuras energéticas · Objetivos de la política energética en...

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io

Seguridad de suministro e infraestructuras energéticas

Cercle d´Infraestructures

“Les sessions del Cercle a Girona”

D. Ignasi Nieto MagaldiSecretario General de EnergíaMinisterio de Industria Turismo y Comercio

27 de septiembre de 2007

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Competitividad Aceptabilidad medioambiental, económica y social - no comprometer la satisfacción de necesidades futuras

•Fomento energías renovables

•Ahorro y eficiencia energética

•Innovación tecnologías limpiasSeguridad de suministro

SostenibilidadInputs fundamentales actividad económica a un coste eficiente

•Modelo liberalizado del Mercado Interior de la Energía

•Innovación tecnologías eficientes Agenda de Lisboa

Objetivos de la política energética en España

•Diversificación consumo energía primaria

•Diálogo internacional

•Sistema de reservas de hidrocarburos y margen de reserva de generación eléctrica

•Desarrollo de Infraestructuras de red

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� Planificación

� Prospectiva energética

� Planes de Acción de Ahorro y Eficiencia Energética

� Fomento de Energías Renovables

Principales Instrumentos de Política Energética

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Planificación energética en el marco regulatorio actual

Planificación energética

Planificación indicativa (actividades liberalizadas)

Planificación vinculante (actividades reguladas)

• Producción de electricidad• Aprovisionamiento de gas natural• Comercialización (electricidad y gas)

• Red de transporte de electricidad• Red de gasoductos primarios y secundarios• Capacidad de regasificación de gas natural licuado (GNL)• Almacenamiento de reservas estratégicas de hidrocarburos• Determinación de criterios generales para el establecimiento de instalaciones de suministro de productos petrolíferos al por menor.

Ley 54/1997, del Sector Eléctrico

Ley 34/1998, del Sector de Hidrocarburos

5

Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio

Proceso de planificación

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Cronogram

a

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ioIntensidad energética final

115

120

125

130

135

140

145

150

1990

1995

2000

2005

2006

2011

2016

tep/

mill

ón €

200

0

1,5

1,7

1,9

2,1

2,3

2,5

2,7

tep/

habi

tant

e

Energía final/PIB (tep/millón € 2000) Energía final/población (tep/hab.)

8

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Consumo de energía final2006 2011 2016 %2011/2006 %2016/2011 %2016/2006

ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % anual a nual anual

CARBON 2267 2,1 2021 1,8 1970 1,6 -2,3 -0,5 -1,4

PROD. PETROLIFEROS 60973 57,7 62239 54,0 62781 50,7 0,4 0,2 0,3

GAS 16888 16,0 19535 16,9 22355 18,1 3,0 2,7 2,8

ELECTRICIDAD 21470 20,3 24806 21,5 27564 22,3 2,9 2,1 2,5

EN. RENOVABLES 4148 3,9 6757 5,9 9075 7,3 10,2 6,1 8,1

TOTAL 105746 100 115358 100 123746 100 1,8 1,4 1,6

AÑO 2006

2,1%

57,7%

20,3%

3,9%

16,0%

AÑO 2011

1,8%

54,0%

5,9%

21,5%

16,9%

AÑO 2016

1,6%

50,7%

22,3%

7,3%

18,1%

CARBON PROD. PETROLIFEROS GAS ELECTRICIDAD EN. RENOVABLES

EVOLUCIÓN CONSUMO ENERGÍA FINAL (2006=100)

85,0%

100,0%

115,0%

130,0%

145,0%

160,0%

175,0%

190,0%

205,0%

220,0%

235,0%

2006 2011 2016

CARBONPROD. PETROLIFEROSGASELECTRICIDADEN. RENOVABLESTOTAL

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Intensidad energética primaria

150

160

170

180

190

200

210

tep/

milló

n €

2000

2,3

2,5

2,7

2,9

3,1

3,3

3,5

3,7

tep/

habi

tant

e

Energía Prim./PIB (tep/millón € 2000) Energía Prim./población (tep/hab.)

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AÑO 2006

12,5%

48,8%

10,8%

6,8% 0,2%

20,9%

AÑO 2011

8,9%

44,7%

13,1%0,0%

9,9%

23,4%

AÑO 2016

8,0%

42,2%

9,3%

15,6%0,0%

24,8%

CARBON PETROLEO

GAS NATURAL NUCLEAR

ENERGIAS RENOVABLES SALDO ELECTR.(Imp.-Exp.)

Consumo de energía primaria2006 2011 2016 %2011/2006 %2016/2011 %2016/2006

ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % ktep. Estruct. % anual a nual anual

CARBON 18149 12,6 13911 8,9 13221 8,0 -5,2 -1,0 -3,1

PETROLEO 70864 49,0 69521 44,7 69601 42,2 -0,4 0,0 -0,2

GAS NATURAL 30298 21,0 36396 23,4 40948 24,8 3,7 2,4 3,1

NUCLEAR 15669 10,8 15375 9,9 15375 9,3 -0,4 0,0 -0,2

ENERGIAS RENOVABLES 9851 6,8 20303 13,1 25806 15,6 15,6 4,9 10,1

SALDO ELECTR.(Imp.-Exp.)-282 -0,2 0 0

TOTAL 144550 100,0 155506 100,0 164952 100,0 1,5 1,2 1,3

EVOLUCIÓN CONSUMO ENERGÍA PRIMARIA (2006=100)

0,0%15,0%30,0%45,0%60,0%75,0%90,0%

105,0%120,0%135,0%150,0%165,0%180,0%195,0%210,0%225,0%240,0%255,0%

2006 2011 2016

CARBONPETROLEOGAS NATURALNUCLEARENERGIAS RENOVABLES TOTALSALDO ELECTR.(Imp.-Exp.)

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Estructura de generación eléctrica

Fuente: Subdirección General de Planificación Energ ética

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Principales magnitudes de la planificación (I)

1. Mayor esfuerzo en ahorro y eficiencia energética

2. Cobertura de la demanda eléctrica en 2016

Crecimiento consumo energético

Intensidad energética

tep/M€ 2000 Variación en el periodo 2006-2016

Revisión 2005-2011

Planificación 2007-2016

2006 2016

Energía primaria 2,0% 1,3% 188,4 159,9 -1,6%

Energía final 2,6% 1,6% 102,3 89,1 -1,4%

Escenario eficienciaEscenario del operador

del sistema

Punta de demanda en 2016 (invierno)Estimación de la potencia disponible

58.700 MW64.159 MW

63.200 MW68.659 MW

Índice de cobertura 1,09 1,09

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ioPrincipales magnitudes de la planificación (II)

3. Incremento de las necesidades de evacuación de ener gía eléctrica

4. Necesidad de un mayor apoyo a la distribución� Crecimiento de la demanda punta� Nuevas demandas especiales : TAV y desaladoras

5. Intensificación del cambio del mix de generación el éctrica� Bajan el carbón y la energía nuclear� Suben el gas y las energías renovables

Escenario eficiencia Escenario del operador del sistema

Parques eólicos 2016 29.000 MW 29.000 MW

CTCC en 2016 30.000 MW 35.000 MW

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io

6. Demanda de gas natural

7. Mejora en la seguridad del sistema gasista

� Incremento de la capacidad de entrada al sistema� Gasoductos: Medgaz - 913.000 m3(n)/h� Regasificadoras: 3,5 Mm3(n)/h. Se pasa de 6,2 a 9,7 Mm3(n)/h) (+56%)

� Incremento de la capacidad de almacenamiento� GNL : 2,4 Mm3. Se pasa de 2,2 Mm3 a 4,6 Mm3 (+108%)� AASS : 3.779 Mm3. Se pasa de 1.959 Mm3 a 5.738 Mm3 (+193%)

Principales magnitudes de la planificación (III)

2006

2016 Variación interanual 2006-2016

Escenario eficiencia

Escenario gestor técnico sistema

Escenario eficiencia

Escenario gestor técnico sistema

Demanda anual gas (Mm3(n)) 32.973 44.611 53.888 3,1% 5,0%

Punta de demanda gas (Mm3(n))

136,0 282,6 7,6%

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io PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016

07 / 2007

Subestaciones existentes:

Fecha:

400 kV

400 kV

Subestaciones H2016:

Líneas H2016:

Instalaciones dadas de BAJA:

400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

Galicia

Principales infraestructuras eléctricas (I)

16

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07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

Asturias, Cantabria y País Vasco

Principales infraestructuras eléctricas (II)

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io

Principales infraestructuras eléctricas (III)

Cataluña, Aragón, Navarra y La Rioja

PLANIFICACIÓN HORIZONTE 2016

07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

18

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io

Detalles de Zaragoza y Barcelona


07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

Principales infraestructuras eléctricas (IV)

19

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07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

Castilla y León, Castilla-La Mancha y Extremadura

Principales infraestructuras eléctricas (V)

20

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07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

Madrid

Principales infraestructuras eléctricas (VI)

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07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

Principales infraestructuras eléctricas (VII)

Comunidad Valenciana y Murcia

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07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

Andalucía

Principales infraestructuras eléctricas (VIII)

23


Principales infraestructuras eléctricas (IX

)

24


Principales infraestructuras eléctricas (X

)

25

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Principales infraestructuras eléctricas (XI)


07 / 2007


Fecha:

400 kV

400 kV


Líneas H2016:


400 kV

Subestación

Líneas existentes:

Subestación

400 kV

400 kV


Líneas H2011:

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Infraestructuras eléctricas incluidas en la planificación 2007-2016

Planificación 2007-2016

Líneas Aéreas(km)

400 kV 7.115

220 kV 5.174

Repotenciación líneas(km)

400 kV 3.888

220 kV 4.274

Cables subterráneos(km)

400 kV 0

200 kV 379

Subestaciones(nuevas unidades)

400 kV 101

220 kV 284

Subestaciones(nuevas posiciones)

400 kV 1.117

220 kV 2.190

Transformación(MVA)

400/220 49.450

400/132-110 15.615

Compensación reactiva(MVAr)

Reactancias 2.650

Condensadores 900

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Coste de las infraestructuras eléctricas según la planificación 2007-2016

Coste en M€

Líneas Aéreas(nuevas y

repotenciación)

400 kV 1.884

220 kV 517

Cables subterráneos400 kV 0

200 kV 1.080

Subestaciones(nuevas posiciones)

400 kV 2.034

220 kV 2.651

Transformación(MVA)

400/220 459

400/132-110 0

Compensación reactiva(MVAr)

Reactancias 25

Condensadores 16

Total 8.666

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Comparación de las inversiones anuales asociadas a la revisión 2005-2011 y la planificación 2007-2016

2005-2011 * 2007-2016

CosteSubestaciones [M€]

400 kV 220 kV 400 kV 220 kV

Nuevas posiciones

225 186 203 265

Coste Ramas [M€] 400 kV 220 kV 400 kV 220 kV

Línea 176 38 188 52

Cable 9 117 0 108

Coste Transformación[M€]

400/220 400/132-110 400/220 400/132-110

40 0 46 0

Coste Compensación[M€]

400 kV 220 kV 400 kV 220 kV

Reactancias 3 --- 3 ---

Condensadores --- 2 --- 2

Costes Totales[M€]

Coste [M€ Dic.2006] * Coste [M€ Dic.2006]

Línea 340 348

Subestaciones 456 519

Total 796 867

* Se incluye el coste de las actuaciones recogidas en el Programa Anual 2006

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Incremento de capacidad VARIACIÓN

Regasificación 3.462.800 m3(n)/h x 1,6

Almacenamiento GNL 2.390.000 m3 GNL x 2,1

Red de gasoductosPrimariosSecundarios

5.986 km (Ø medio 26”)1.811 km (Ø medio 12”)

x 1,2

Potencia estaciones de compresión 401.371 kW x 1,5

Volumen operativo en AA.SS. (*) 3.779 Mm3(n) x 2,3

• respecto a lo existente a 31-12-2006• El volumen operativo de los AASS excluye el gas col chón

Actuaciones más relevantes (sector gasista) (I)

Datos incluidos en el borrador de Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas 2007-2016

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� La evolución de los días de autonomía de las plantas de regasificación a lo largo del período de planificación es:

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

BARCELONA CARTAGENA HUELVA BILBAO SAGUNTO REGANOSA EL MUSEL

Actuaciones más relevantes (sector gasista) (II)

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Evolución de la red gasista en España

Introducción del gas natural en España

Introducción del gas natural en España

Construcción del gasoducto Barcelona-

Bilbao-Valencia

Construcción del gasoducto Barcelona-

Bilbao-Valencia

Llegada del gas natural a Madrid y puesta en marcha Plantas Huelva

(1988) y Cartagena (1989)

Llegada del gas natural a Madrid y puesta en marcha Plantas Huelva

(1988) y Cartagena (1989) Conexión Eje Central:

HUELVA-MADRID

Conexión Eje Central: HUELVA-MADRID

LARRAU1ª conexión Internacional

LARRAU1ª conexión Internacional

Magreb-Europa y gasoductos Hispano-

Portugueses

Magreb-Europa y gasoductos Hispano-

Portugueses

32


Infraestructuras gasistas planificadas 2007-2016

33

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Almacenamientos subterráneos

• Datos de GIE Annual Conference 2006

Alemania

42

Francia

15

Polonia

6

Italia

11

República Checa

8

España

2

Gran Bretaña

5

CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO año 2006(bcm/año)

NOTAS: 1. Capacidad de almacenamiento útil (excluyendo los 2/3 de gas colchón no extraíble)2. 1.9 Mm3 GNL equivalentes a 1.1 bcm de GN

Centre 4,2 Serrablo 0,8

Ile de France Nord 1,2 Gaviota 1,5

Ile de France Sud 1,1

Lorraine 0,6

Salins Sud 0,8

Picardie 3,4

TOTAL 11,3 TOTAL 3.4

Volumen mercado 45 Volumen mercado 34

% 25% % 10%

FRANCIA ESPAÑA

TOTAL 13.5

Volumen mercado 84

% 16%

ITALIA

GNL tanques 1,1

5 bcm

7 bcm

Datos de ENAGAS 2006

34

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Coste de las infraestructuras gasistas según la planificación 2007-2016

Cifras en M€Planificación

2007-2016

Gasoductos de transporte primario

3.628

Gasoductos de transporte secundario

333

Plantas de regasificación 3.312

Estaciones de compresión 634

Almacenamientos subterráneos 1.422

TOTAL 9.329

35

Secretaría General de EnergíaMinisterio de IndustriaTurismo y Comercio P

rocedimiento de aplicación de la Ley 9/2006

Fase actual

36


Cronogram

a

37

Secr

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ene

ral de E

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io

1.400 MW

43.400 MW= 3,2 %

Objetivo

10%

Irún - Errondenia 132 kV 1950Benos – Lac d’oo 150 kV 1951

Sabiñánigo (Biescas) - Pragnères 220 kV 1955Arkale – Mouguerre (Argia) 220 kV 1982

Rubí (Vic) – Gaudiere (Baixas) 400 kV 1964Hernani - Cantegrit (Argia) 400 kV 1970

CAPACIDADES ACTUALES (MVA)

400 kV 220 kV 132 kV

CAPACIDAD DE INTERCAMBIO COMERCIAL: 1.400 MW

GRADO DE INTERCONEXIÓN ESPAÑA-FRANCIA/UCTE (año 200 6)

(2,7% considerando los sistemas español y portugués )

Interconexiones eléctricas con Francia

38

Secr

eta

ría G

ene

ral de E

nerg

íaM

iniste

rio

de I

ndus

tria

Tur

ismo

y C

omerc

io

� Mayor seguridad de suministro en todo el sistema UCTE

� Mayor seguridad de suministro en ambos sistemas (especialmente en áreas fronterizas - Gerona y Perpignan).� En España, se incrementaría en 500MW la máxima pérdida instantánea de generación

permitida, pasando de 2.500MW a 3.000MW.

� Beneficios por complementariedades entre generación y demanda punta en Francia y España (menores costes de balance)

� Mejor gestión técnica del sistema: menores pérdidas, menores reservas rodantes, mayor estabilidad frecuencia, menor capacidad instalada de generación punta necesaria

� Mayor potencial de energía renovable no gestionable (eólica), con menores emisiones de CO2

� Integración del MIBEL en el mercado interior de la energía. Estimación económica del incremento de 1.200MW en la interconexión:� Beneficio por + import en punta España (F-S) = 489 M€/año� Beneficio por + import en punta Francia (S-F) = 102 M€/año

Beneficios de la interconexión

39

Secr

eta

ría G

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nerg

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de I

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Tur

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omerc

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Muruarte

Marsillón

Baixas

Bescanó

Muruarte-Marsillón2012-2016

3.800 MW4.000 MW

2.200 MW2.600 MW

Bescanó-Baixas2011

E-FF-E

Muruarte-Marsillón2012-2016

3.800 MW4.000 MW

2.200 MW2.600 MW

Bescanó-Baixas2011

E-FF-E

Trazados propuestosPrimeras propuestas

TRAZADO ESTE PIRINEOS

TRAZADO CENTRO PIRINEOS

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Secr

eta

ría G

ene

ral de E

nerg

íaM

iniste

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de I

ndus

tria

Tur

ismo

y C

omerc

io

Trazados propuestosTrazado este Pirineos

•Línea Sentmenat-Vic-Bescanó: 2º trimestre 2009•Línea Bescanó-Ramis-Santa Llogaia: 3º trimestre 200 9

Infraestructuras necesarias en España

Puesta en Servicio prevista: Tres años desde el acuerdo de punto de cruce

Opciones estudiadas por REE y RTE:1) Duplicar Vic-Baixas: inadmisible para España2) Línea Bescanó-Baixas (por La Junquera): inadmisible para Francia3) Duplicar Vic-Baixas hasta una nueva subestación en Francia (Etoile) y conexión con Santa Llogaia (por Mont Capell)

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