1. Introducción • Este documento es el resultado del análisis realizado por el Gestor Técnico del Sistema
(GTS) sobre las perspectivas de cobertura de la demanda de gas natural en el Sistema
español para el próximo invierno 2016-2017
• Además, constituye el soporte técnico base para la propuesta del Plan de Actuación
Invernal 2016-2017 que realiza el GTS ante la DGPEyM, y cuyo objetivo es la seguridad
de suministro del Sistema en el periodo invernal minimizando los riesgos ante posibles
contingencias
• Incluye los escenarios definidos en el Reglamento (UE) 994/2010 del Parlamento Europeo
y del Consejo de 20 de octubre de 2010, sobre medidas para garantizar la seguridad del
suministro de gas
2
Índice
1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16
2. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 16-17
3. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda
4. Existencias de Seguridad
5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 16-17
3
Análisis del invierno 15-16
4
Seguimiento de la demanda de gas invernal Invierno 2015-2016
La demanda convencional registró durante el
invierno 15-16 un descenso del 2,2% respecto al
invierno 14-15
Corregidos los efectos de laboralidad y temperatura se
produce un incremento de la demanda convencional
en el invierno 15-16 en torno al 1,6%*
*Ref: Informe Programa Mensual de la Demanda de Gas Natural publicado en la Web de Enagás
En el invierno 15-16, las entregas de gas
para generación eléctrica
descendieron un 1,7% respecto al
invierno anterior
5
Análisis de temperaturas últimos inviernos
En el invierno 15-16 la temperatura
media diaria se ha situado en 10 ºC,
superando en media diaria a los
últimos 7 inviernos gasistas (9,3 ºC)
Ola de frío
Durante el invierno 15-16 no se ha declararon olas de frío. La última declarada fue en el
invierno 14-15, se concentró entre los días 2-feb y 10-feb, y fue publicada en la Nota de
Operación nº2 (2015).
Nota: Temperatura media de referencia del sistema gasista: ponderación de las temperaturas
correspondientes a observatorios meteorológicos con núcleos altos de consumo doméstico.
INVIERNO 14-15 INVIERNO 15-16
Unidad: ᵒC/día 6
Temperaturas medias de los últimos inviernos
Detalle mensual de demanda Convencional y eléctrica
En el invierno 15-16 el
valor máximo diario
registrado de la demanda
convencional es inferior al
del invierno anterior un
8,2%.
El valor máximo diario de
demanda de gas para
generación eléctrica del
invierno 15-16 se registra en
diciembre de 2015, un 16%
superior al del año anterior
DEMANDA CONVENCIONAL
SECTOR ELECTRICO
GWh/día
GWh/día
7
MEDIA mensual 14-15 MEDIA mensual 15-16
RANGO mensual 14-15 RANGO mensual 15-16
Detalle mensual de demanda global
Descenso del valor máximo diario de demanda total en el invierno 15-16 del 0,81 %
con respecto al invierno 14-15.
Los valores medios se han mantenido durante los meses de diciembre, enero y febrero
MEDIA mensual 14-15 MEDIA mensual 15-16
RANGO mensual 14-15 RANGO mensual 15-16
DEMANDA TOTAL GWh/día
8
MEDIA mensual 14-15 MEDIA mensual 15-16
RANGO mensual 14-15 RANGO mensual 15-16
En el invierno 12-13 el suministro en
forma de GN superó al de GNL, tendencia
que se mantiene en la actualidad
En el inverno 15-16, el 42% del
aprovisionamiento se suministró en forma
de GNL y el 58% restante en forma de GN
Aprovisionamientos GN y GNL
APROVISIONAMIENTO GNL
APROVISIONAMIENTO GN
TOTAL APROVISIONAMIENTOS
Unidad: TWh
9
En el invierno 15-16 incrementan las entradas
por las CCII un 5%
Destaca el incremento de importaciones a través
de Almería (13%)
Las importaciones por el VIP PIRINEOS y el VIP
IBÉRICO se mantienen en lo mismo niveles del
inv. 14-15
Conexiones Internacionales Entradas
Unidad: TWh
TOTAL
10
Conexiones Internacionales Salidas
Las exportaciones en el invierno
15-16 acumulan un valor de 13,4
TWh, lo que supone un
incremento del 27% respecto al
invierno anterior
Unidad: TWh
TOTAL
11
La producción global de las plantas
en el invierno 15-16 fue de 64,9
TWh, descendiendo un 2%
respecto al invierno anterior.
Plantas de Regasificación Producción (Regasificación + carga de cisternas)
Unidad: TWh
Lo más significativo fue el incremento en la planta de Sagunto y Barcelona de 26% y 12%
respectivamente y el descenso de Cartagena y Reganosa de 36% y 31% respectivamente. 12
Existencias operativas de GNL Variabilidad
En la siguiente gráfica, se muestra la banda de variabilidad del nivel de existencias de GNL desde el invierno 05-06 al invierno 14-15, calculada con un intervalo de confianza del 95%, con mínimos cercanos a los 2.500 GWh y máximos entorno de los 14.000 GWh
Las existencias en tanques del invierno 15-16 han permanecido en general dentro de banda de variabilidad de los años anteriores, aunque bien, situándose ligeramente por encima de la media.
Banda variabilidad estadística GNL
GWh
13
Almacenamientos subterráneos Información física INYECCIÓN/EXTRACCIÓN
La campaña de extracción del invierno 15-16 finalizó con un volumen
acumulado de 7,2 TWh, un 32% inferior a la campaña 14-15
Unidad: TWh
TOTAL
Perfil extracción diaria invierno 15-16
(*)
(*) Inyección en marzo-16 para configurar las existencias estratégicas 14
* Valor máximo que se alcanzará con la actual situación de hueco contratado
Existencias útiles disponibles
Grado de Utilización campaña de extracción
Existencias operativas en AA.SS
La variabilidad de las existencias útiles disponibles en AASS en la últimas campañas de extracción, está marcada por tres factores:
1. requisitos de existencias de carácter estratégico
2. capacidad de los almacenamientos 3. nivel de contratación de la capacidad,
que depende a su vez de otros factores complejos relacionados con la estrategia de cada compañía
Los requerimientos de existencias estratégicas pasaron de 10 días de ventas firmes del año anterior, en el invierno 11-12, a 20 días en el invierno 12-13, lo que explica el fuerte descenso de existencia útiles disponibles a partir del invierno 11-12
*
GWh
GWh
15
Índice
1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16
2. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 16-17
3. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda
4. Existencias de Seguridad
5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 16-17
16
Previsión de demanda 16-17
Variables relacionadas
Información facilitada por:
Dirección de Servicios GTS
Predicción Demanda 17
Demanda convencional Escenario en condiciones normales de temperatura
Escenario base de demanda. Realizado a través del sistema de previsión PREDICTORES medio plazo. Se define como el correspondiente a condiciones normales de temperatura. Se diferencian 3 niveles escalonados de demanda en días laborables:
Grado1: 1.000 GWh/día. Laborables de diciembre hasta mediados de febrero
Grado2: 900 GWh/día. Laborables de la segunda quincena de noviembre, segunda quincena de febrero y primera de marzo
Grado3: 800 GWh/día. Laborables del inicio y final del invierno
18
Inviernos
La punta probable invernal de demanda convencional prevista para el invierno 2016-2017, considera que se presentan las temperaturas más
bajas de los últimos 5 años, alcanzando los 1.150 GWh/día
La punta extrema invernal de demanda convencional prevista para el invierno 2016-2017, considera que se presentan las temperaturas más
bajas de los últimos 20 años, alcanzando los 1.235 GWh/día
Demanda convencional Punta PROBABLE y EXTREMA Invernal 2016-2017
19
Demanda convencional punta PROBABLE Desagregación escenario base demanda inverno 2016-2017
20
Demanda sector eléctrico Escenarios previstos para el invierno 2016-2017
21
Punta invernal de gas natural Evolución de los últimos inviernos
PUNTA PROBABLE
PUNTA EXTREMA
Unidad: GWh/d
22
UBICACIÓN GEOGRÁFICA Punta DEMANDA TOTAL Previsión invierno 2016-2017
PUNTA PROBABLE Sector eléctrico: 370 GWh/día
Demanda convencional: 1.150 GWh/día
Total Demanda: 1. 520 GWh/día
PUNTA EXTREMA Sector eléctrico: 500 GWh/día
Demanda convencional: 1.235 GWh/día
Total Demanda: 1.735 GWh/día
23
?
Escenarios Reglamento (UE) nº 994/2010 Apartado 1. Artículo 8.
semana
mes
D 1.500 6.500 8.000
Peaje Grupo 3 2.100
D 645
30.800 28.100 D 3.000
D 1.000
Temperaturas normales Temperaturas más frías de los últimos 20 años
baja eolicidad 1 nuclear indisponible
baja eolicidad 1 nuclear indisponible
1.195 1.840
5.100 6.100
Peaje Grupo 3 3.600
Peaje Grupo 3 9.000
Peaje Grupo 3 12.000
24
Escenarios probabilísticos olas de frío/ calor Previsión invierno 2016-2017
Probabilidad 1%
1 ola calor intensa o 2 olas calor
Probabilidad 1%
1 ola frío intensa o 2 olas frío
-8 TWh Probabilidad 26%
2 olas de calor Duración < 7 días
Probabilidad 26%
2 olas de frío Duración < 7 días
-1,5 TWh
+1,5 TWh
Probabilidad 79%
1 ola de calor Duración < 7 días
Probabilidad 83%
1 ola de frío Duración < 7 días
NORMAL
-3 TWh
+3 TWh +8 TWh
25
Índice
1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16
2. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 16-17
3. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda
4. Existencias de Seguridad
5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 16-17
26
Capacidades del Sistema:
Cobertura de la demanda
27
Esquema General Security of Supply
Capacidad del sistema • Margen de seguridad (N-1 > 100%)
• Flexibilidad de instalaciones
• Dilatada experiencia en el desarrollo y gestión de plantas de GNL y CCII
Europa • Coordinación regional
• España es una ruta fiable para el aprovisionamiento de Europa (GN y GNL)
Operación • Coordinación operadores
nacionales e internacionales (acuerdos operativos, mantenimientos,….) para garantizar la continuidad y calidad del servicio
• Colaboración entre agentes del sistema
• Mercado organizado: señal de precio y medidas excepcionales ante un insuficiente funcionamiento del mismo
Existencias
• Diversidad de fuentes y rutas marítimas (GNL) y conexiones (GN)
• Estratégicas: movilización en situación de emergencia
• Operativas: uutilización en situación normal para la gestión de balance (PAI)
Regulación • Articular un marco de
actuación estable favoreciendo el normal funcionamiento del mercado
• Promover planes de contingencia y medidas eficientes
28
Capacidades del sistema
29
Capacidad de entrada al sistema Invierno 2016-2017
30
• Se contempla la capacidad máxima en AASS que se presentan al inicio de la campaña de extracción • La capacidad de exportación a Francia se ha incrementado hasta 225 GWh/día. La capacidad de importación
acordada en la OS 2015 es de 165 GWh/día, no obstante, el sistema español dispone de capacidad para importar hasta 225 GWh/día
BARCELONA 559
SAGUNTO 290
CARTAGENA 392
MEDGAZ 290 TARIFA
444
HUELVA 392
MUGARDOS 126
BILBAO 228
VIP PIRINEOS IMP. 165 EXP. 225
MUSEL
VIP IBERICO IMP. 80 EXP. 144
AA.SS.
171
Información ago-16
La capacidad de emisión conjunta de las seis plantas de regasificación es de 1.916 GWh/día
El sistema cuenta con una capacidad total de almacenamiento de 22.718 GWh repartidos en 25 tanques de GNL
En los últimos años la contratación de las plantas se formaliza cada vez más en el corto plazo
Capacidad de almacenamiento en tanques GNL
miles m3 GNL
Capacidad en Plantas de GNL Invierno 2016-2017
Capacidad de regasificación en plantas GNL (fuente SL-ATR a 2-ago-16)
GWh/día
A fecha de la consulta en el SL-ATR, en la planta de Cartagena para el próximo invierno no hay contratación de regasificación
31
De cara al invierno 2016-2017, el Sistema contará con:
Capacidad total de importación de 979 GWh/día
Capacidad total de exportación de 369 GWh/día
Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2016-2017
La capacidad de importación acordada en la OS 2015 es de 165 GWh/día, no obstante, el sistema español dispone de capacidad para importar hasta 225 GWh/día a partir de la entrada en operación de la EC de Irún
*
*
32
La CI Tarifa registra una contratación para el invierno 2016-2017 en torno a 265 GWh/día, equivalentes al 60% de su capacidad, mientras que en el invierno 15-16 fue del 78%.
Por su parte, la CI Almería registra niveles de contratación cercanos al 77% de su capacidad nominal frente al 96% alcanzado en el invierno 15-16.
CCII con Norte de África
Información SL-ATR consultada en ago-16
Tarifa
Almería
Contratado importación
Disponible importación
Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2016-2017
GWh/día
33
En el invierno 16-17, la capacidad de importación a través del VIP con Francia está contratada al 90%.
En el sentido exportador, la contratación es del 56% de la capacidad nominal.
Esp
aña
Fra
ncia
F
ranc
ia
Esp
aña
Información SL-ATR consultada en ago-16
VIP PIRINEOS
Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2016-2017
GWh/día VIP Pirineos
Invierno 15/16 Invierno 16/17
34
De cara al invierno 16-17, la capacidad nominal de importación se encuentra 100% disponible para el mercado
En cuanto a los valores de exportación, tanto la capacidad nominal como la contratación se mantienen en valores similares a los del invierno 15-16
Esp
aña
Por
tuga
l P
ortu
gal
Esp
aña
Información SL-ATR consultada en ago-16
VIP IBÉRICO
Capacidad en Conexiones Internacionales Invierno 2015-2016
VIP Ibérico
Invierno 15/16 Invierno 16/17
GWh/día
35
Capacidad útil en AASS Invierno 2016-2017
De la capacidad útil ofertada, se ha contratado a la fecha de publicación de este informe, 21.774 GWh, quedando disponibles para contratar 6.453 GWh remanentes bajo el mecanismo “First-come, first-served (FCFS)”
La capacidad útil de los AASS para la campaña 2016-2017 asciende a 31.725 GWh, un 2% superior a la campaña anterior. Este incremento es debido al AS Yela.
La diferencia entre la capacidad útil y la capacidad contratada, es susceptible de se contratada durante el invierno.
Evolución Capacidad Útil GWh
36
Descontando las existencias estratégicas, cuya movilización corresponde al Gobierno en situación de emergencia, el gas disponible para atender las operaciones extracción/inyección programadas por los agentes es aproximadamente 4,7 TWh
Operación en AASS Invierno 2016-2017
Existe capacidad técnica de inyección para alcanzar el llenado de la capacidad contratada durante el mes de octubre
* Máxima capacidad prevista actualizada a día 13-ago-15
140
100
60
20
20
60
100
140
abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15
CICLO DE INYECCIÓN
Extracción real
Máx. Capacidad prevista deinyección*
Inyección real
Movimientos año anterior
GWh/día
INYEC
CIÓ
NEXTRAC
CIÓ
N
Invierno
2015-2016
Previsión
invierno
2016-2017
Δ
24.756 21.774 -12%
16.457 17.033 4%
8.299 4.741 -43%
Unidad: GWh
(A) Gas Util
(B) Existencias Estratégicas
(A-B) Gas Disponible
37
Margen de seguridad
38
La programación mensual de cobertura de mercado de cada comercializador, se rige según lo dispuesto en el Protocolo de Detalle PD-07 donde se establece el calendario para la programación mensual de plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y red de transporte
Cobertura de la demanda invernal
Con la capacidad de entrada y el nivel de mallado
que presenta el Sistema de Transporte español,
queda garantizada la cobertura del 100% del
mercado gasista en cualquier situación de
demanda, siempre que no haya limitaciones en la
importación del aprovisionamiento
El margen de seguridad esperado en el escenario
de punta extrema, respecto a la capacidad
transportable y considerando una exportación
máxima, es del 51%
Sin embargo, el margen de seguridad para el
cumplimiento de la Fórmula N-1 (Artículo 6 del
Reglamento UE 994/2010) analizado en el caso base
de Planificación, con la mayor entrada parada (planta
Barcelona), es del 25%
Escenarios de Demanda invierno 16-17 vs Margen de seguridad
39
Índice
1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16
2. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 16-17
3. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda
4. Existencias de Seguridad
5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 16-17
40
Existencias de seguridad
41
Existencias mínimas de seguridad
42
Ley 12/2007 (2-julio) A partir del 1 de enero de 2012, las EMS no podrán incluir reservas de carácter operativo
ITC 3128/2011 (17-noviembre) Estratégicas de 10 a 20 días a partir de 1-abr-12
Evolución Existencias Mínimas de Seguridad (EMS)
1998 2004
35 días
Ley 34/1998 (7-octubre) Art.98: Transportistas, comercializadores y consumidores cualificados Art. 52: CORES, control de cumplimiento
RD 1766/2007 (28-diciembre) Mod. Art. 17 del RD 1716/2004: Estratégicas (10 días) y Existencias operativas (8+2 días)* 1-jul-08: Comercializadores y consumidores cualificados
ene-08 dic-11
10 días
20 días
ene-12 abr-12
20 días
10 estratégicos
10 operativos
* Estratégicas: 10 días en AASS básicos (incluyendo 1/3 gas colchón) * Existencias de carácter operativo: 10 días , de lo cuales 2 días todo el año en plantas o AASS (excluyendo 1/3 gas colchón) o plantas satélites y 8 días en octubre en AASS o almacenamiento no básico
RD 1716/2004 (23 de julio) Art. 17: contabilización EMS
Ley 8/2015 (23 de mayo)
Mod. Art. 98: habilita al Gobierno al distinguir el carácter estratégico y operativo Mod. Art. 52: CORES, adquisición, constitución, mantenimiento y gestión
may-152007
43
Existencias mínimas de seguridad
• Art. 52,98 y 101 de la Ley 34/1998 (modificación 22 may 15)
• RD 1716/2004, RD 1766/2007, Ley 12/2007, ITC 3128/2011 Marco Regulatorio
• Estratégicas: 20 días ventas firmes de año anterior. En el año 15-16 fueron de 16.412 GWh y para el 16-17 serán de 17.033 GWh.
Volumen
• Comercializadores de gas natural y los consumidores directos en el mercado Agentes Obligados
• Comercializadores y consumidores directos
• CORES: Adquisición , constitución , mantenimiento y gestión (Art 52 ley 34/1998 , modificado en Ley 8/2015)
Agentes Habilitados
• Estratégicas: Almacenamientos básicos (Art 98 ley 34/1998, modificado en Ley 8/2015) Ubicación
• Estratégicas : 1 abr (a) a 31 mar (a+1)
Vigencia
• Estratégicas: Gobierno , previo acuerdo del consejo de ministros, en situación de emergencia Movilización
• CORES Control
44
Reserva operativa invernal
45
Desde el inverno 2005-2006 con la RESOLUCIÓN de 28 de noviembre de 2005, de la DGPEyM, por la que se aprueba el Plan de Actuación Invernal 2005-2006, el sistema cuenta con un plan para operativa invernal del sistema
Las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista, aprobadas por Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, son uno de los elementos normativos básicos para garantizar el funcionamiento del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural
En el capítulo 9, denominado «operación normal del sistema», se contempla la posibilidad de que el GTS, en colaboración con los operadores y usuarios, elabore anualmente un plan de gestión invernal para complementar durante el período invernal las reglas de operación normal del sistema
Todos los planes publicados hasta el vigente (Resolución de 8 de octubre de 2013, de la DGPEyM) establecen que los comercializadores y consumidores cualificados con capacidad contratada de acceso al sistema mantengan una reserva de gas operativo durante el periodo invernal
Reserva operativa invernal
46
• NGTS 9 ( ITC 3126/2005)
• Resolución 8-oct-2013 Marco Regulatorio
• 2 días de la capacidad contratada de regasificación y cisternas
• 2 días de la capacidad contratada de entrada en CCII y yacimientos nacionales, destinada al suministro del mercado nacional
• Para el inv. 2016-17 se espera que las existencias del PAI se sitúen entorno a 2.099 GWh
Volumen
• Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema Agentes
• Plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos Ubicación
• 1 nov año (a) a 31 mar año (a+1)
• El GTS podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas
Vigencia
• Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema Movilización
• GTS Control
Reserva operativa invernal Resolución de 8 de octubre de 2013, de la DGPEyM
47
Plan de Actuación Invernal (PAI) Evolución reserva operativa
Desde el invierno 08-09 al invierno 11-12, el descenso progresivo del nivel de existencias se explica por la menor contratación en el sistema acorde al descenso de la demanda de gas, mientras que a partir del invierno 11-12 se incorpora adicionalmente el efecto de la modificación de la regla 1ª del PAI, la cual con lleva niveles inferiores de mantenimiento de existencias
En la monótona de existencias invernales de GNL se observa que prácticamente el 100% de los días las existencias en plantas cubren los requerimientos de la regla 1ª del PAI
Monótona existencias invernales de GNL
GWh
Evolución Reserva Operativa (PAI)
GWh
48
Con la contratación prevista para el próximo invierno, 2 días de existencias equivalentes (regla 1ª del Plan Invernal) permitirían cubrir el incremento de demanda en el escenario de temperaturas extremas durante una semana (art. 8, 1.a) del Reglamento UE 994/2010
Si dicho escenario se prolonga durante un mes (art. 8, 1.b), el sistema precisaría suministro adicional para la cobertura del mismo
*Las existencias del plan invernal con la contratación actual ascienden a 1.902 GWh. Sin embargo, a medida que avance el invierno dichas existencias podrían alcanzar los 2.100 GWh (promedio de existencias de los inviernos 14-15 y 15-16
Cobertura: escenarios Reglamento 994/2010 Invierno 2016-2017
49
SEMANA
de temperaturas consecutivas más
frías de los últimos 20 años
MES
de temperaturas consecutivas más
frías de los últimos 20 años
Unidad: GWhbaja eolicidad
1 nuclear indisponible
baja eolicidad
1 nuclear indisponible
Δ Convencional 1.122 2.978
Δ Sector eléctrico 645 4.001
ΔTOTAL 1.767 6.979
Reserva Operativa
(regla 1º PAI 16-17)[1.863- 2.100] [1.863 - 2100]
COBERTURA 105% 27%
Índice
1. Análisis del invierno anterior: invierno 15-16
2. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 16-17
3. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda
4. Existencias de Seguridad
5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 16-17
50
Plan de Actuación Invernal:
2016-2017
51
El Plan de Actuación Invernal propuesto por el GTS se adapta a lo establecido en la legislación vigente e incluye las reglas que se detallan a continuación y será de aplicación desde el 1 de noviembre al 31 de marzo del año siguiente.
Adicionalmente, en función de la situación real del Sistema Gasista, el Gestor Técnico del Sistema (GTS) podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas
El Plan de Actuación Invernal para el invierno 2016-2017 presenta la siguiente estructura:
Primero: Reglas
o Regla 1ª: “Existencias mínimas de gas natural licuado (GNL) en plantas de regasificación”, contiene las mismas obligaciones que el Plan de Actuación Invernal vigente (Resolución de 8 de octubre de 2013 de la DGPEyM) respecto al mantenimiento de existencias de seguridad en función de la capacidad de entrada contratada en plantas de regasificación, conexiones internacionales y yacimientos nacionales
o Regla 2ª: “Olas de frío”, similar a regla del Plan de Actuación Invernal vigente, se alertará sobre las olas de frío previstas.
Segundo: Definición de “Ola de frío”
o Idéntica a la definición establecida en los últimos inviernos eliminando el concepto de zonas
Tercero: Entrada en vigor
Plan de Actuación Invernal 2016-2017 Reglas invernales
52
Plan de Actuación Invernal 2016-2017
Primero. Reglas
Regla 2ª
Olas de frío
1. El GTS informará a los usuarios de la previsión de demanda punta total convencional del sistema,
con detalle gas emisión y cisternas.
El incremento de demanda convencional en situación de «ola de frío», será estimado por el GTS
mediante sus sistemas de predicción.
Con carácter orientativo, se dará el detalle, de acuerdo con la siguiente tabla:
53
Demanda punta prevista
(GWh/día)
Demanda en día normal
(GWh/día)
Demanda convencional gas emisión 1.100 960
- Cisternas 50 40
TOTAL DEMANDA 1.150 1.000
Top Related