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1. Resumen movimientos de gas en 2007
2. Aprovisionamientos de gas natural y GNL
3. Plantas de regasificación
4. Almacenamientos subterráneos
6. Mercados de gas natural Récords de demanda
5. Transporte de gas
1
Resumenmovimientos de gas
en 2007
En el año 2007, la demanda del mercado nacional
alcanza los 408.431 GWh, un 4,3% superior a la
registrada en el año 2006.
La demanda transportada para el sector
convencional, que engloba el consumo
doméstico-comercial y el industrial, asciende
a 266.372 GWh, un 3,7% superior a la
obtenida en 2006 situándose dentro de lo
previsto.
En el año 2007, aproximadamente un 25% del
total de la energía eléctrica producida en España
se genera utilizando gas natural, para lo que es
necesario transportar 142.059 GWh, un 5,5% más
que en el ejercicio anterior. Este consumo de gas
natural representa un 34,8% sobre el total de la
demanda, que frente al 34,4% alcanzado en el
año 2006, consolida a este segmento como
fundamental para el desarrollo del sector. A
finales del año, hay 53 grupos equivalentes de
400 MW en operación, de los que 14 se
incorporan a lo largo de 2007, acumulando una
potencia instalada de 20.990 MW.
Se acentúa el retroceso de las centrales térmicas
bicombustibles, iniciado en el año 2005,
reduciendo su consumo desde 12,4 TWh en 2005
a 2,5 TWh en el 2007.
En cuanto a las conexiones internacionales,
destaca la reducción de las salidas, pasando de
5,9 TWh en 2006 a 1,9 TWh en 2007. La gestión
de las conexiones internacionales ha tenido un
saldo favorable de entrada de 126,7 TWh durante
el año 2007, un 6,3% superior al de 2006.
Se reduce de forma significativa (–44,6%), el
transporte de gas a los almacenamientos no
básicos del Valle de Guadalquivir, pasando de
2,4 TWh en 2006 a 1,3 TWh en el ejercicio 2007.
El mercado a tarifa experimenta, en el año 2007,
un descenso del 15,9%, según estaba previsto,
por la reducción significativa en el segundo
semestre del año a raíz de la entrada en vigor
de la ITC/3992/2007, según la cual a partir del 1
de julio de 2007 quedan suprimidas las tarifas
del grupo 2 (industriales), quedando reservado
este mercado para consumidores conectados a
redes iguales o inferiores a 4 bar.
Ejercicio 2007
5
Durante el mes de diciembre se supera por
primera vez y en cuatro ocasiones el techo de
los 1.800 GWh/día —que equivale a dos buques
de gran capacidad—, con una demanda récord
del sistema gasista de 1.863 GWh, el día 17 de
diciembre, que incrementa en un 12% el máximo
del invierno anterior.
La demanda destinada al mercado liberalizado
representa al finalizar el año 2007 un 89% sobre
el total, comparado con el 86% obtenido el año
anterior.
Durante el ejercicio 2007 continúa el refuerzo
de infraestructuras del sistema gasista, tanto en
plantas de regasificación como en gasoductos
de transporte:
✓ Entra en operación la planta de Reganosa
(Mugardos-A Coruña), la sexta planta del sistema
español y la séptima de la Península Ibérica. El
día 12 de mayo finaliza la descarga del primer
buque (Galicia Spirit-Unión Fenosa) y el 16 de
mayo, la planta inicia la emisión al sistema,
comenzando la operación comercial el 7 de
noviembre.
Capacidades nominales de la planta de Reganosa
Ejercicio 2007
6
Liberalización del mercado gasista100%
80%
60%
40%
20%
0%2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
10%
38%
55%
71%81% 84% 86% 89%
Liberalizado Regulado
CapacidadAtranque
Nº TanquesGNL
CapacidadTk’s
CapacidadVaporización
140.000 m3 GNL 2 150.000 m3 GNL 412.800 m3 (n)/hx
✓ La planta de Huelva amplía su capacidad de
regasificación de 1.200.000 a 1.350.000 Nm3/h
en mayo.
✓ En gasoductos, se incorporan:
❍ El gasoducto Falces-Irurzun que mejora
la presión en la llegada del gas a
Pamplona. La puesta en marcha se
produce el mes de febrero aunque se
encuentra en servicio parcialmente por
reforma del último tramo.
❍ Reganosa pone en marcha el gasoducto
Mugardos-As Pontes-Guitiriz y ramal a
la CTCC de As Pontes en mayo y, en julio,
el gasoducto Abegondo-Sabón y ramal
CT de Meirama.
❍ En abril, Endesa G.T. pone en marcha el
g a s o d u c t o Te r u e l - C a l a m o c h a .
Durante el año se inicia la construcción de
importantes infraestructuras que entran en
servicio en los próximos años, como por ejemplo,
el Eje Transversal, el gasoducto Barcelona-Arbós,
las estaciones de compresión de Navarra y
Zaragoza, y un nuevo tanque en la planta de
Sagunto.
El Gestor Técnico del Sistema continúa en el año
2007 desarrollando las funciones encomendadas
en la Ley del Sector de Hidrocarburos,
garantizando la continuidad y seguridad de
suministro, así como la correcta coordinación
entre los puntos de acceso, almacenamiento,
transporte y distribución.
Enagás y el resto de operadores del sistema,
ponen a disposición de las 12 compañías
comercializadoras que operan en el mercado
liberalizado su red de infraestructuras para
regasificar, almacenar y transportar el gas hasta
las redes de distribución. Durante el ejercicio
2007, no se ejecuta ningún corte a clientes de
peaje interrumpible y tampoco se registran
incidencias en entradas o transporte en alta
presión con repercusión en las entregas a
distribución.
Ejercicio 2007
7
El 3 de julio se publica en el BOE la Ley 12/2007,
que modifica la Ley 34/1998 del Sector
Hidrocarburos, con el fin de adaptarla a lo dispuesto
en la Directiva 2003/55/CE del Parlamento Europeo
y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas
comunes para el mercado interior del gas natural.
Mediante la citada ley, Enagás S.A., asume las
funciones, derechos y obligaciones del Gestor
Técnico del Sistema gasista creando una Unidad
Orgánica específica que ejercerá las funciones en
régimen de exclusividad y con separación contable
y funcional.
El Consejo de Administración de Enagás, en
reunión del día 18 de octubre, aprueba la nueva
estructura organizativa de la Empresa diseñada
con el fin de dar cumplimiento a la exigencia
legislativa citada.
Además, la Ley 12/2007 establece la desaparición
del sistema de tarifas y la creación de una tarifa
de último recurso. Este nuevo modelo, en el que
el gas natural pasa a ser suministrado
exclusivamente por los comercializadores,
requiere la adaptación de toda la normativa
actualmente en vigor que desarrolla la Ley. El
Real Decreto 1068/2007, de 27 de julio, regula
la puesta en marcha del suministro de último
recurso en el sector del gas natural (BOE 28 de
julio de 2007), y mediante la Orden
ITC/2309/2007, de 30 de julio, se establece el
mecanismo de traspaso de clientes del mercado
a tarifa al suministro de último recurso de gas
natural (BOE 31 de julio de 2007).
El Plan de Actuación Invernal 2007-2008, para la
operación del sistema gasista (BOE nº 293 del 7
diciembre 2007), permite a Enagás, en su
condición de Gestor Técnico del Sistema, limitar
las exportaciones para evitar problemas de
suministro durante los meses de invierno,
reforzar las exigencias sobre existencias mínimas
de gas natural en las plantas, así como
determinar las limitaciones para extraer gas de
l o s a l m a c e n a m i e n t o s s u b t e r r á n e o s .
En el año 2007, Enagás, de acuerdo con las NGTS
y siguiendo la política de transparencia, hace
públicos en su web informes relativos a las
principales variables de Operación del Sistema.
Ejercicio 2007
8
Ejercicio 2007
9
DEMANDACONVENCIONAL
219.924
CICLOSCOMBINADOS
139.541
CENTRALESTÉRMICAS
2.518
MERCADO LIBERALIZADO361.982
MERCADO NACIONAL408.431
MERCADO REGULADO46.449
DEMANDACONVENCIONAL
46.449
CENTRALESTÉRMICAS
0
SERRABLO GAVIOTA
GolfoPérsico53.149
Argelia50.178
Nigeria96.871
Libia8.760
Egipto46.960
T&T24.440
GNL 280.358
58.312 38.479 70.216 44.800 58.911 9.641
ProducciónHUELVA58.468
ProducciónCARTAGENA
38.122
ProducciónBARCELONA
70.013
ProducciónBILBAO45.532
ProducciónSAGUNTO
59.035
ProducciónMUGARDOS
8.909
EXPORTACIÓNMERCADOS GNL
INTERNACIONALES332
EXPORTACIÓNMERCADOS GN
INTERNACIONALES1.857
NORUEGALarrau26.306
ARGELIATarifa
102.243
NacionalAASS no básicos
1.040
GN 129.589
Unidad: GWhNo contempla el gas del GME en tránsito para Portugal.Las cantidades que se expresan son netas de autoconsumos y diferencias de medición.
5.2
80
3.5
08
7.5
33
5.5
11
1.0
40
1.3
21
SUMINISTROS 409.947
IMPORTACIONES 408.907 PRODUCCIÓN NACIONAL 1.040
H C B Bi Sg Mu
Diagrama de Flujos
Ejercicio 2007
10
2007409.947
0%
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
200.000
220.000
240.000
260.000
280.000
300.000
320.000
340.000
360.000
380.000
400.000
420.000
198426.721-8%
198633.497+7%
198847.629+29%
199068.953+8%
199282.556+5%
199494.064+22%
1996113.196
+7%
1998162.661
+8%
2000209.347+11%
2002253.807+19%
2004320.161
14%
2006409.798
18%
Unidad: GWh/año
Gas Nacional
Portugal (Tuy)
Noruega
Argelia GN (GME)
Otras procedencias
Malasia
Egipto
Golfo Pérsico
Nigeria para Portugal
Nigeria para España
T&T
Intercambio GN TRANSGAS
Noruega STGSA
Australia
Libia
Argelia GNL
32
% G
N6
8%
GN
L
Evolución histórica de los suministros de gas
Ejercicio 2007
11
2007410.288
+3%
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
200.000
220.000
240.000
260.000
280.000
300.000
320.000
340.000
360.000
380.000
400.000
420.000
198425.831-5%
198632.379+8%
198845.985+27%
199066.340+11%
199277.918+6%
199482.874+9%
1996108.031+13%
1998152.319
+7%
2000200.407+13%
2002248.139+15%
2004320.172+14%
2006397.358
+6%
Sector eléctrico ATR
ATR Internacional
Convencional ATR
Sector eléctrico a tarifa
Convencional a tarifa
Unidad: GWh/año
Evolución histórica de las ventas de gas
2Aprovisionamientos
gas natural y GNL
En el año 2007, los aprovisionamientos de gas
natural totalizan 409.947 GWh, prácticamente
igual a los registrados el año anterior. Un 68,4%
de dichos aprovisionamientos llegan en forma
de gas natural licuado (GNL), un 31,6% a través
de las conexiones internacionales de Larrau,
Tarifa y Badajoz, mientras que sólo el 0,3%
corresponde a la producción nacional.
Se mantiene la estructura de las fuentes de
suministro, marcada en los últimos años por la
clara apuesta del GNL, y un aumento del número
de buques descargados procedentes de Nigeria
y Argelia —110 y 126 buques respectivamente
sobre un total de 425 buques descargados en
el sistema español en el año 2007—.
Las importaciones de GNL se mantienen
respecto al ejercicio anterior, confirmando la
apuesta por el GNL en la estructura de
suministros. El gas natural consumido en España
procede de 8 destinos diferentes.
Ejercicio 2007
15
Unidad: GWh GWh % GWh %
Argelia GN 100.457 102.243
Argelia GNL 30.645 50.178
Golfo PérsicoGNL 68.307 17% 53.149 13%
Nigeria GNL 83.994 20% 96.871 24%
Egipto GNL 53.252 13% 46.960 11%
Noruega GN 23.765 6% 25.277 6%
Francia GN 806 0,2% 1.029 0,3%
Libia GNL 7.802 2% 8.760 2%
T&T GNL 39.762 10% 24.440 6%
Otros GNL 44 0,01% -
Nacional GN 814 0,2% 1.040 0,3%
Portugal GN 150 0,0% -
TOTAL 409.798 100% 409.947 100%Trasvases/Puestas en frío 109 -
* No descontadas las exportaciones de GN por las Conexiones Internacionales y la inyección enlos AASS no básicos (Valle del Guadalquivir): en 2006....8.306 GWh y en 2007....3.178 GWh
Origen de los Suministros al Sistema
37%32%
2006 2007
*
Argelia37%
Portugal/Badajoz0,0%
GolfoPérsico
13%
T&T6,0%
Otros0,3%
Libia2%
Noruega6%
Egipto11%
Nigeria24%
Nacional0,3%
31,6%
68,4%
GN
GNL
Importación99,7%
Nacional0,3%
Ejercicio 2007
16
G 132.000 26 110 3 57 22 57 275
M 70.000 25 3 10 1 39
P 34.000 75 36 111
126 36 110 3 60 32 58 425
TO
TA
L
T&
T
Eg
ipto
Tam
añ
o
Tam
añ
o
Nº buques según origen
Om
án
Qata
r
Buque Arg
eli
a
Lib
ia
Nig
eri
aOrigen
m3 G
NL
Noruega
España
Nigeria
Omán
EgiptoArgelia
Trinidad y Tobago
QatarLibia
Ejercicio 2007
17
G 132.000 65 41 55 50 53 11 275
M 70.000 16 4 6 2 11 39
P 34.000 26 16 36 33 111
107 61 97 52 97 11 425
TO
TA
L
Tam
añ
o
Mu
gard
os
Tam
añ
om
3 G
NL
Nº buques según puerto destino
Bil
bao
Sag
un
to
Buque
Barc
elo
na
Cart
ag
en
a
Hu
elv
a
Destino
Unidad: GWh 2006 2007Real-07
s\Real-06
Tarifa 100.337 95.743 - 4,6 % Larrau 24.570 26.306 + 7,1 % Nacional 814 1.040 + 27,8 %
Tuy 150 - Badajoz 120 6.500 + 5.317 %
Total GN 125.992 129.589 + 2,9 % Planta de Barcelona 72.825 70.216 - 3,6 % Planta de Cartagena 51.234 38.479 - 24,9 % Planta de Huelva 65.288 58.312 - 10,7 % Planta de Bilbao 51.200 44.800 - 12,5 % Planta de Sagunto 43.258 58.911 + 36,2 % Planta de Mugardos - 9.641 Total GNL 283.806 280.358 - 1,2 %
Total oferta 409.797 409.947 + 0,0 %
GN
Entradas al sistema
GN
L
Conexión Internacional de Larrau
Por la conexión internacional de Larrau se transporta gas de importación y exportación
conjuntamente.
Conexión Internacional de Irún
Las exportaciones por la conexión internacional de Irún se reducen un 21%, pasando de 678 GWh
en 2006 a 532 GWh en 2007. El transporte máximo diario a través de la conexión asciende a 4,6
GWh/día.
Ejercicio 2007
18
mantenimiento de2-sep a 12-sep
Larrau 2007 Nominal 2007 Larrau 2006Unidad: GWh
0
20
40
60
80
100
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Unidad: GWhIrún 2007 Irún 2006
0
2
4
6
8
10
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
En julio de 2006 se inaugura laC.I de Irún
Conexión Internacional de Tarifa
Por el gasoducto Mabreb-Europa se recibe gas argelino en la conexión internacional de Tarifa para
el sistema español y, en tránsito, para el sistema portugués.
1. Para cobertura del mercado español: 95.743 GWh.
2. En tránsito por el sistema español para REN: 22.366 GWh.
Ejercicio 2007
19
Año-06 Año-07 % s/añoanterior
100.337 95.743 -5%
100.337 95.743
332 319
5-feb-06 31-ene-07
1.058 1.019
301 290
Unidad: GWh91% 90%
Acumulado AÑO
Entradasacumulado
total año
Ratio UTILIZACIÓN
Máximo diario -4%
Nominal1.000 Nm3/h
GWh/día
0
50
100
150
200
250
300
350
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Se incluye sólo el gastransportado para el sistemagasista español
Tarifa 2007 Nominal 2007 Tarifa 2006
Conexión Internacional de Badajoz
Por la conexión internacional de Badajoz se transporta gas de importación, exportación y en tránsito
a Portugal, conjuntamente.
Ejercicio 2007
20
Año-06 Año-07 % s/añoanterior
120 6.500 5.317%
120 6.500
5 59
24-dic-06 30-dic-07
Unidad: GWh
Máximo diario 1.071%
Entradasacumulado
total año
-20
0
20
40
60
80
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Badajoz 2007 Badajoz 2006
No se incluye el gas entránsito a Portugal delGME
Acumulado AÑO
3Plantas de
regasificación
En el ejercicio 2007, para recepcionar y procesar el GNL con destino al mercado español, están en
activo las siguientes plantas de regasificación:
❍ Planta de Barcelona
❍ Planta de Huelva
❍ Planta de Cartagena
❍ Planta de Bilbao
❍ Planta de Sagunto
❍ Planta de Mugardos, que se incorpora en el mes de mayo
La producción global de las plantas del sistema aumenta aproximadamente un 1%, con respecto
al ejercicio 2006. A diferencia del resto de las plantas del sistema, la planta de Sagunto incrementa
considerablemente la producción en el 2007, un 41%.
Ejercicio 2007
25
Total Plantas Enagás 185.487 166.603 -10%
Bilbao 50.132 45.532 -9%
Sagunto 41.884 59.035 +41%
Mugardos - 8.909 nueva
TOTAL 277.503 280.079 +0,9%
año 2006 año 2007Unidad: GWh %s/año 2006
Barcelona 72.541 70.013 -3%
Huelva 62.344 58.468 -6%
Cartagena 50.602 38.122 -25%
El sistema se refuerza tanto en la capacidad de almacenamiento en tanques como de vaporización
y emisión a la red:
Ejercicio 2007
26
ene feb mar
abr may jun
jul ago sep
oct nov dic
+2 TKs ene feb mar
abr may jun
ago sep
oct nov dic
m3 GNL a 31-dic-06 a 31-dic-07
4.050.000 4.200.000 +150.000 +4%
Bilbao 800.000 800.000 - -
Sagunto 750.000 800.000 +50.000 +7%
Reganosa 412.800 mayo-07 +412.800 nueva
Total vaporización 5.600.000 6.212.800 +612.800 +11%
Nm3/h %
Barcelona 1.650.000 1.650.000 - -
Cartagena 1.200.000 1.200.000 - -
Huelva 1.200.000 1.350.000 mayo-07 +150.000 +13%
m3 GNL %
Barcelona 540.000 540.000 - -
Cartagena 287.000 287.000 - -
Huelva 469.500 469.500 - -
Total tk´s Enagás 1.296.500 1.296.500 - -
Bilbao 300.000 300.000 - -
Sagunto 300.000 300.000 - -
Reganosa 300.000 may/jul +300.000 nueva
Total tk´s +1.896.500 +2.196.500 +300.000 +16%
a 31-dic-06 a 31-dic-07Nm3/h
Capacidad almacenamiento GNL Δ
Capacidad vaporización Δ
fechaincorporación
Total vaporización Enagás
fechaincorporación
+1 TKs
+1 TKs
+1 TKs
+1 TKs
2006 2007
TA
NQ
UES
VA
PO
RIZ
AD
OR
ES
A continuación, se muestra la producción máxima de las plantas y su ratio de utilización, definido
como el cociente entre la producción real —incluyendo la carga de cisternas de GNL para las plantas
satélites— sobre la producción nominal, y la producción anual por planta, para el año 2007.
Ejercicio 2007
27
Descargas buques de GNLAño 2006 Año 2007
GNLdescargado
GWh
CARGASGWh
nºcargas
nº buques
G M P
GNLdescargado
GWhCARGAS
GWhnº
cargas
nº buques
G M P
GNL
%s/año 2006
Barcelona 72.824 71 9 29
Huelva 65.283 68 4 18
Cartagena 51.237 51 3 23
Plantas Enagás 189.344 190 16 70
Bilbao 51.351 57 1 —
Sagunto 43.297 43 — 20
Mugardos — — —
TOTAL 283.992 290 17 90
—
2.134 6
—
2.134 6
32 -1
—
—
70.216 65 16 26
58.312 55 6 36
38.479 41 4 16
167.007 161 26 78
44.800 50 2 —
58.911 53 11 33
9.641 11 — —
—
-332 2
—
-332 2
—
—
—
2.165 5 280.358 275 39 111 -332 2
-4%
-11%
-25%
-12%
-13%
+36%
nueva
-1%
29%
73%29%39% 41% 54%0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
200.000
Barcelona Huelva Cartagena Bilbao Sagunto Mugardos
0
55
110
164
219
274
329
384
438
493
548
Producción anual
Capacidad nominal
Producción máx. plantaGWh/día
% Utilizaciónplanta
GWh/año GWh/día
Ejercicio 2007
28
Unidad: m3 GNLCapacidad: 540.000 m3 Capacidad: 300.000 m3 Capacidad: 2.046.500 / 2.196.500 m3
Capacidad: 469.500 m3 Capacidad: 300.000 m3
Capacidad: 287.000 m3 Capacidad: 150.000 / 300.000 m3
To
tal TK
´s
SIS
TEM
A G
AS
ISTA
Existencias en tanques de GNL-2007
BIL
BA
O
BA
RC
ELO
NA
HU
ELV
AC
AR
TA
GEN
A
MU
GA
RD
OS
SA
GU
NTO
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
ene-07 abr-07 jul-07 oct-07
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1.000.000
1.100.000
1.200.000
1.300.000
1.400.000
1.500.000
1.600.000
1.700.000
1.800.000
1.900.000
2.000.000
2.100.000
ene-07 abr-07 jul-07 oct-07
Talón
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
ene-07 abr-07 jul-07 oct-07
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
ene-07 abr-07 jul-07 oct-07
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
ene-07 may-07 sep-07
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
ene-07 abr-07 jul-07 oct-07
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
ene-07 abr-07 jul-07 oct-07
Ex. equivalentes a 3,0 días de lacapacidad de regasificación
3,0 días de reserva
6 buques de máximo tamaño6 x 850 GWh
existencias mínimas
Existencias mínimasinvernales
1 metanero de125.000 m3Talón Tk´s
Tk´s GNLniveles diarios
Ejercicio 2007
29
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
A Producción anual - GWh/año 49.441 58.203 59.531 60.857 69.872 71.247 79.315 89.118 72.541 70.013
B Producción máxima - GWh/día 240,2 274,2 257,7 333,0 326,2 336,0 321,0 369,7 349,9 369,2Fecha del máximo 27-ene-98 4-mar-99 24-nov-00 19-dic-01 10-ene-02 19-feb-03 23-nov-04 27-ene-05 12-ene-06 18-dic-07
C =A/365 Producción media diaria - GWh/día 135,5 159,5 162,7 166,7 191,4 195,2 216,7 244,2 198,7 191,8
B/C Factor de carga: máxima/media 1,77 1,72 1,58 2,00 1,70 1,72 1,48 1,51 1,76 1,92
2.193 6.720 24.359 31.253 33.374 37.515 29.833 51.810 62.344 58.468
39,9 86,8 130,4 138,6 129,7 144,8 194,2 308,4 330,5 323,231-ago-98 18-dic-99 20-dic-00 29-mar-01 20-feb-02 30-jun-03 22-dic-04 28-ene-05 21-dic-06 21-mar-07
6,0 18,4 66,6 85,6 91,4 102,8 81,5 141,9 170,8 160,2
A
B
C =A/365
B/C 6,64 4,71 1,96 1,62 1,42 1,41 2,38 2,17 1,93 2,02
16.250 16.848 19.778 24.874 43.100 59.276 61.649 69.227 50.602 38.122
86,1 87,6 91,9 90,7 129,7 222,9 211,4 273,6 280,3 227,412-mar-98 11-may-99 28-nov-00 30-nov-01 18-oct-02 18-feb-03 2-mar-04 29-nov-05 31-ene-06 18-dic-07
44,5 46,2 54,0 68,1 118,1 162,4 168,4 189,7 138,6 104,4
1,93 1,90 1,70 1,33 1,10 1,37 1,26 1,44 2,02 2,18
7.308 30.166 38.441 50.132 45.532
88,0 189,0 222,4 206,1 215,711-sep-03 11-nov-04 21-dic-05 13-sep-06 18-dic-07
50,7 82,4 105,3 137,3 124,7
1,73 2,29 2,11 1,50 1,73
41.884 59.035
218,3 215,724-mar-06 20-nov-07
134,2 189,2
1,63 1,14
8.90963,6
18-jul-07
28,62,23
Registro de producciones en plantas - últimos años
BA
RC
ELO
NA
HU
ELV
AC
AR
TA
GEN
AB
ILB
AO
SA
GU
NTO
REG
AN
OS
A
Producción anual - GWh/año
Producción máxima - GWh/díaFecha del máximo
Producción media diaria - GWh/díaFactor de carga: máxima/media
Producción anual - GWh/año
Producción máxima - GWh/díaFecha del máximo
Producción media diaria - GWh/díaFactor de carga: máxima/media
Producción anual - GWh/año
Producción máxima - GWh/díaFecha del máximo
Producción media diaria - GWh/díaFactor de carga: máxima/media
Producción anual - GWh/año
Producción máxima - GWh/díaFecha del máximo
Producción media diaria - GWh/díaFactor de carga: máxima/media
Producción anual - GWh/añoProducción máxima - GWh/díaFecha del máximoProducción media diaria - GWh/díaFactor de carga: máxima/media
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
2003 2004 2005 2006 2007
2006 2007
2007
A
B
C =A/365
B/C
A
B
C =A/365
B/C
A
B
C =A/365
B/C
A
B
C =A/365
B/C
Ejercicio 2007
30
PLANTA DE BARCELONAPeriodo: del 1-ene-2007 al 31-dic-2007
050
100150200250300350400450500
Producción diaria Producción NominalPRODUCCIONES diarias Planta
Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks
Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL
1.0
00 m
3 d
e G
NL
GW
h/d
ía
-
-
Inicio periodo Fin periodo
real Incremento
GWh
nº buques
M m3 GNL
GWh
m3 GNL/día
GWh/día
Vaporización 1.000 Nm3/h
Cisternas MNm3/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
RATIO UTILIZACIÓN planta
producción media / producción nominalB/A
Dia
ria
Alm
ace
nam
ien
toTan
qu
es
GN
L
Cap
aci
dad
máxim
a
GWh
Pro
du
cció
n B
arc
elo
na
No
min
al
Descarga Buques GNL
m3 GNL
Talón (9%) T m3 GNL
Existencias mediastk´s
TotalA
máxima
mediaB
mínima
PRODUCCIÓN periodoGWh
Días de autonomía (M-T)/B
48.600 48.600
540.000 540.000
3.699 3.699
71.160 71.160
487 487
1.650 1.650
1,5 1,5
70.216
107
328.490
2.250
54.536
369
28.008
191
10.916
75
70.013
10,0 días
39%
050
100150200250300350400450500550
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Ejercicio 2007
31
PLANTA DE HUELVAPeriodo: del 1-ene-2007 al 31-dic-2007
Nivel existencias GNL TKs Capacidad Máxima tks
Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL
050
100150200250300350400450
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
0
50
100
150
200
250
300
350
PRODUCCIONES diarias Planta
1.0
00 m
3de
GN
LG
Wh/
día
Producción diaria Producción Nominal
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Inicio periodo Fin periodo
real Incremento
GWh
nº buques
M m3 GN
GWh
m3 GNL/día
GWh/día
Vaporización 1.000 Nm3/h
Cisternas MNm3/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
RATIO UTILIZACIÓN planta
producción media / producción nominalB/A
Dia
ria
Alm
ace
nam
ien
toTan
qu
es
GN
L
Cap
aci
dad
máxim
a
GWh
Pro
du
cció
n H
uelv
a
No
min
al
Descarga Buques GNL
m3 GNL
Talón (9%) T m3 GNL
Existencias mediastk´s
TotalA
máxima
mediaB
mínima
PRODUCCIÓN periodoGWh
Días de autonomía (M-T)/B
1,5 1,5
1.200 1.350
+12%
42.255 42.255
-3.216 3.216
469.500 469.500
52.461 58.694
359 402
23.509
160
7.239
48
58.468
12,2 días
41%
58.312
97
329.822
2.259
46.875
323
Ejercicio 2007
32
PLANTA DE CARTAGENAPeriodo: del 1-ene-2007 al 31-dic-2007
0
50
100
150
200
250
300
350
GW
h/dí
a
Producción diaria Producción NominalPRODUCCIONES diarias Planta
0255075
100125150175200225250275
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
1.00
0 m
3 de
GN
L
Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks
Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Inicio periodo Fin periodo
real Incremento
GWh
nº buques
287.000 287.000
1.966 1.966
25.830 25.830
M m3 GN
GWh
m3 GNL/día 52.461 52.461
GWh/día 359 359
Vaporización 1.000 Nm3/h 1.200 1.200
Cisternas MNm3/día 1,5 1,5
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
RATIO UTILIZACIÓN planta
producción media / producción nominalB/A
-
-
Dia
ria
Alm
ace
nam
ien
toTan
qu
es
GN
L
Cap
aci
dad
máxim
a
GWh
Pro
du
cció
n C
art
ag
en
a No
min
al
Descarga Buques GNL
m3 GNL
Talón (9%) T m3 GNL
Existencias mediastk´s
TotalA
máxima
mediaB
mínima
PRODUCCIÓN periodoGWh
Días de autonomía (M-T)/B
38.479
61
172.243
1.180
227
34.085
15.403
105
6.480
38.122
45
9,5 días
29%
Ejercicio 2007
33
Producción diaria Producción NominalPRODUCCIONES diarias Planta
Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks
Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL
Inicio periodo Fin periodo
real Incremento
GWh
nº buques
M m3 GNL
GWh
m3 GNL/día
GWh/día
Vaporización 1.000 Nm3/h
Cisternas MNm3/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
RATIO UTILIZACIÓN planta
producción media / producción nominalB/A
Dia
ria
Alm
ace
nam
ien
toTan
qu
es
GN
L
Cap
aci
dad
máxim
a
GWh
Pro
du
cció
n B
ilb
ao
No
min
al
Descarga Buques GNL
m3 GNL
Talón (9%) T m3 GNL
Existencias mediastk´s
TotalA
máxima
mediaB
mínima
PRODUCCIÓN periodoGWh
Días de autonomía (M-T)/B
44.800
300.000 300.000
2.055 2.055
27.000 27.000
1.250
182.530
34.108 34.108
234 234
800 800
0,5 0,5
36.249
216
18.463
125
6.605
44
-
-
45.532
8,4 días
53%
52
PLANTA DE BILBAOPeriodo: del 1-ene-2007 al 31-dic-2007
0255075
100125150175200225
0255075
100125150175200225250275300
1.0
00 m
3 d
e G
NL
GW
h/d
ía
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Ejercicio 2007
34
Producción diaria Producción NominalPRODUCCIONES diarias Planta
Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks
050
100150200250300350400450
0255075
100125150175200225250275300
Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL
Periodo: del 1-ene-2007 al 31-dic-2007
PLANTA DE SAGUNTO
1.0
00 m
3 d
e G
NL
GW
h/d
ía
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
58.911
97
300.000 300.000
2.055 2.055
12.510 12.510
182.507
1.250
32.896 32.896
225 225
1,0 1,0
750 750
33.140
225
23.902
161
5.096
34
59.035
7,1 días
72%
-
-
Inicio periodo Fin periodo
real Incremento
GWh
nº buques
M m3 GNL
GWh
m3 GNL/día
GWh/día
Vaporización 1.000 Nm3/h
Cisternas MNm3/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
RATIO UTILIZACIÓN planta
producción media / producción nominalB/A
Dia
ria
Alm
ace
nam
ien
toTan
qu
es
GN
L
Cap
aci
dad
máxim
a
GWh
Pro
du
cció
n S
ag
un
to
No
min
al
Descarga Buques GNL
m3 GNL
Talón (9%) T m3 GNL
Existencias mediastk´s
TotalA
máxima
mediaB
mínima
PRODUCCIÓN periodoGWh
Días de autonomía (M-T)/B
Ejercicio 2007
35
Producción diaria Producción NominalPRODUCCIONES diarias Planta
Nivel existencias GNL Tks Capacidad Máxima tks
Niveles diarios EXISTENCIAS en tanques de GNL 9.641
11
150.000 300.000
1.028 2.055
13.500 27.000
125.891
862
+100%
-17.153 17.153
117 117
413 413
9.335
64
5.677
38
8.909
19,8 días
32%0
25
50
75
100
125
150
0
50
100
150
200
250
300
PLANTA DE MUGARDOSPeriodo: del 11-may-2007 al 31-dic-2007
1.0
00 m
3 d
e G
NL
GW
h/d
ía
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Inicio periodo Fin periodo
real Incremento
GWh
nº buques
M m3 GNL
GWh
m3 GNL/día
GWh/día
Vaporización 1.000 Nm3/h
Cisternas MNm3/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
m3 GNL/día
GWh/día
RATIO UTILIZACIÓN planta
producción media / producción nominalB/A
Dia
ria
Alm
ace
nam
ien
toTan
qu
es
GN
L
Cap
aci
dad
máxim
a
GWh
Pro
du
cció
n M
ug
ard
os
No
min
al
Descarga Buques GNL
m3 GNL
Talón (9%) T m3 GNL
Existencias mediastk´s
TotalA
máxima
mediaB
mínima
PRODUCCIÓN periodoGWh
Días de autonomía (M-T)/B
4
Almacenamientossubterráneos
El periodo de extracción del 1 de enero al 20 de
abril en los almacenamientos subterráneos
acumula un total de 6.522 GWh.
Mediante Resolución de fecha 1 de febrero de
2007, la Dirección General de Política Energética
y Minas a solicitud del GTS, adelanta al 2 de
febrero el periodo en el que el GTS puede poner
a disposición de los usuarios una extracción
adicional superior a 20 GWh/día. Las condiciones
de asignación y disposición de dicha capacidad
son las establecidas en la Regla 3ª.e del Plan de
Actuación Invernal 2006-2007. Finalizada la ola
de frío el 8 de febrero, a partir del día 9 de febrero
se incrementa la extracción adicional de 20 a
53,4 GWh/día —con una interrupción de fin de
semana por exceso de existencias en el sistema—
para llegar al máximo técnico en el mes de
marzo.
La Resolución de la Secretaría General de Energía
de 9 de marzo de 2007, modifica los porcentajes
d e a s i g n a c i ó n d e l a c a p a c i d a d d e
almacenamiento subterráneo, así como el
procedimiento de reparto, estableciendo el
reparto de hueco en los AASS para el periodo
abril-07/marzo-08.
La campaña de inyección comienza el 25 de abril
y finaliza el 31 de octubre con llenado completo
de los almacenamientos, acumulando 9.019
GWh. La inyección física a los AASS se programa
para completar primero el llenado de Serrablo,
Aurín y Jaca, dejando el de Gaviota para el final
de verano.
La extracción de noviembre y diciembre se
realiza con las condiciones de asignación y
disposición de la capacidad establecidas en la
Regla 3ª del Plan de Actuación Invernal 2007-
2008, acumulando un total de 6.218 GWh.
Ejercicio 2007
39
Ejercicio 2007
40
Unidad : GWh ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic añoreal real real real real real real real real real real real
Capacidad del A AS S MNm3 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781 3.781
C Capacidad del A AS S GWh 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847 44.847
A Existencias Iniciales A AS S 42.540 40.096 37.921 36.920 36.289 38.354 39.984 40.872 42.674 44.040 44.964 42.314
A 1 - Gas colchón no ext raíble (2/3) 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778
A 2 - Gas colchón ext raíble (1/3) 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389
A 3 - Gas ope rati vo 17.373 14.929 12.754 11.753 11.122 13.187 14.817 15.705 17.507 18.873 19.797 17.147
I ny ección diaria (media) GWh/día 9,0 66,6 54,3 28,6 58,5 47,6 29,8
S Salidas: EXTRACCIÓN (bruta) 2.444 2.175 1.001 901 12 62 2.650 3.568 12.814
Ext racción diaria (media) GWh/día 78,8 77,7 32,3 30,0 0,4 2,1 88,3 115,1rebosa
B Existencias finales A AS S 40.096 37.921 36.920 36.289 38.354 39.984 40.872 42.674 44.040 44.964 42.314 38.746
B 1 - Gas colchón no ext raíble (2/3) 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778 16.778
B 2 - Gas colchón ext raíble (1/3) 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389 8.389
B 3 - Gas ope rati vo 14.929 12.754 11.753 11.122 13.187 14.817 15.705 17.507 18.873 19.797 17.147 13.579
Gas colchón 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167
Gas útil 23.318 21.143 20.142 19.511 21.576 23.206 24.094 25.896 27.262 28.186 25.536 21.968
Balance: A+E - S-B = 0
PARÁMETROS MNm3/día GWh/día
I Capacidad diaria I ny ección 8,4 99,6
E Capacidad diaria Ext racción 12,5 148,3
UTILIZACIONES GWh
I ny ección máxima - 7 meses 21.320
I ny ección anual s/I ny ección máxima 42%
Ext racción máxima - 5 meses 19.886
Ext racción anual s/Ext racción máxima 64%
- S EXTRACCIÓN pa ra el gráfico -2.444 -2.175 -1.001 -901 -12 -62 -2.650 -3.568 -12.814
GESTIÓN TOTAL AASS - 2007
Gráfico (inyección/extracción)
A1+A2
A2+A3
E x 151 días
I x 214 días
Gráfico EXISTENCIAS
0
44.847
ene mar may jul sep nov
añoanterior
B1
B2
B3
-100
-80
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
120
140
Gas colchón 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167 25.167
Gas útil 25.762 23.318 21.143 20.142 19.511 21.576 23.206 24.094 25.896 27.262 28.186 25.536
E Entradas: INYECCIÓN (neta) 270 2.065 1.630 888 1.814 1.428 924 9.019
GWh/día
Inyección Extracción
ener
o
febre
ro
mar
zo
abril
may
o
junio
julio
agost
o
septiem
bre
oct
ubre
nov
iem
bre
dic
iem
bre
B2+B3
B1+B2
5
Transportede gas
Durante el año 2007 se incorporan 239 Km de nuevos gasoductos, alcanzándose 7.752 Km en
operación.
Ejercicio 2007
45
INFRAESTRUCTURA
Gasoducto Falces-Irurzun 14 58 feb-07 Navarra
Gasoducto Teruel - Calamocha 12 75 abr-07 Aragón
Gasoducto Mugardos-As Pontes-Guitiriz y ramal CTCC de As Pontes 30/26/20/16 57 may-07 Galicia
Gasoducto Abegondo-Sabón 16/10 45 may-07 Galicia
Ramal a la CT Meirama 10 4 jul-07 Galicia
DIÁMETROpulgadas
LONG.Km
FECHApem
COMUNIDADAUTÓNOMA
Gasoductos puestos en gas en 2007
Con la entrada en servicio de estas nuevas
infraestructuras, aumenta el margen de
cobertura del transporte, con un grado de
ocupación del sistema medio y máximo del 58%
y el 86% (17-dic) respectivamente.
Por comparación entre la capacidad del sistema
gasista y su grado máximo de ocupación por gas
transportado se obtiene la holgura del sistema,
que mantiene una evolución creciente en el
tiempo, alcanzando en este ejercicio un 14%.
Ejercicio 2007
46
76
7
78
8
90
0
1.0
18
1.0
28
1.1
52
1.5
81
1.9
59
1.9
59
1.9
66
2.5
02
2.5
10
2.6
62
2.6
81
2.7
50
3.5
25
3.9
11 4
.92
7
5.4
26
5.5
83
6.1
23
6.4
31
6.5
22
7.1
44
7.4
00
7.5
13
7.7
52
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
6.500
7.000
7.500
8.000
Kiló
metr
os
en
serv
icio
1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
69
74
1
Km de gasoductos de transporte
Ejercicio 2007
47
máximo 935 92% 11-ene 1.148 108% 18-feb 1.272 98% 30-nov 1.529 93% 29-nov 1.552 88% 23-feb 1.863 86% 17-dic
medio 705 71% 791 75% 906 74% 1.074 68% 1.122 61% 1.152 58%
mínimo 374 35% 25-dic 422 40% 1-ene 539 42% 22-ago 643 40% 1-ene 649 34% 26-mar 655 33% 13-may
TRANSPORTE* = DEMANDA nacional + EXPORTACIONES INTERNACIONALES + GAS ALMACENADO MARISMAS + GAS INYECTADO AASS
TRANSPORTE diarioGWh/día
0100200300400500600700800900
1.0001.1001.2001.3001.4001.5001.6001.7001.8001.9002.0002.1002.2002.3002.4002.500
ene-02 may-02 sep-02 ene-03 may-03 sep-03 ene-04 may-04 sep-04 ene-05 may-05 sep-05 ene-06
may-06 sep-06 ene-07 may-07 sep-0701002003004005006007008009001.0001.1001.2001.3001.4001.5001.6001.7001.8001.9002.0002.1002.2002.3002.4002.500
Utilización sistema de transporte
Volumen TRANSPORTADO*GWh 257.411 288.565 331.721 391.881 409.707 420.629
2.1662.0361.745
Año 2007Año 2006Año 2005
1.488
Año 2004Año 2003
1.263
Año 2002
1.063Capacidad Sistemamáxima anual GWh/día
Acumulado
Saturación delsistema,Utilización delstock degasoducto
Saturación delsistema
+AASSCapacidad del SistemaUtilización diaria máx-med-mínUtilización media
Ejercicio 2007
48
300REN 87
LaCoruñaLugo
Orense
Pontevedra
Asturias
León
Cantabria Vizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
Álava
SoriaZamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Badajoz
Huelva
Sevilla
Córdoba
CádizMálaga
GranadaAlmería
JaénMurcia
Alicante
Valencia
Castellón
BarcelonaGerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
AlbaceteCiudad Real
Toledo
320
15714
241
88
L7
2118
GMEENAGÁS
LaCoruñaLugo
Orense
Pontevedra
Asturias
León
Cantabria Vizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
Álava
SoriaZamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Badajoz
Huelva
Sevilla
Córdoba
CádizMálaga
GranadaAlmería
JaénMurcia
Alicante
Valencia
Castellón
BarcelonaGerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
AlbaceteCiudad Real
Toledo
BILBAO 1833
Saldo LARRAU 56Saldo AASS +128
BARCELONA
16
CARTAGENA
HUELVA
14
NACIONAL11
SAGUNTO
Día PUNTA 17-dic-07 1.863 GWh
301REN 89
La CoruñaLugo
Orense
Pontevedra
Asturias
L eón
CantabriaVizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
Álava
Soria
Zamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Badajoz
Huelva
Sevilla
Córdoba
Cádiz
Málaga
GranadaAlmería
Jaén
Murcia
Alicante
Valencia
Castellón
Barcelona
Gerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
Albacete
Ciudad Real
Toledo
BILBAO 1392
19614
10311
17711
81
-9
SAGUNTO216
6
5
GMEENAGÁS
8
La Coruña
Lugo
Orense
Pontevedra
Asturias
L eón
CantabriaVizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
Álava
Soria
Zamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Badajoz
Huelva
Sevilla
Córdoba
Cádiz
Málaga
GranadaAlmería
Jaén
Murcia
Alicante
Valencia
Castellón
Barcelona
Gerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
Albacete
Ciudad Real
Toledo
BILBAO
BARCELONA
CARTAGENA
HUELVA
NACIONAL12
Día laborable tipo INVERNAL21-nov-071.508 GWh
Día laborable tipo ESTIVAL19 -jul-071.239 GWh
Flujo transporte GWh/día
24382
Álava
Sevilla
C órdoba
LaCoruñaLugo
Orense
Pontevedra
Asturias
León
Cantabria Vizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
SoriaZamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Badajoz
CádizMálaga
GranadaAlmería
JaénMurcia
Valencia
Castellón
BarcelonaGerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
AlbaceteCiudad Real
Toledo
LaCoruñaLugo
Orense
Pontevedra
Asturias
León
Cantabria Vizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
SoriaZamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Badajoz
CádizMálaga
GranadaAlmería
JaénMurcia
Valencia
Castellón
BarcelonaGerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
AlbaceteCiudad Real
Toledo
BILBAO 1262
20711
849
22312
85
-10
1954
GMEENAGÁS
Álava
Sevilla
C órdoba
LaCoruñaLugo
Orense
PontevedraLeón
Cantabria Vizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
SoriaZamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Badajoz
Cádiz
Almería
Jaén Murcia
Alicante
Castellón
BarcelonaGerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
Albacete
Toledo
LaCoruñaLugo
Orense
Pontevedra
Asturias
León
Cantabria Vizcaya Guipúzcoa
Palencia
Burgos
SoriaZamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Madrid
Cáceres
Málaga
GranadaAlmería
Jaén
Valencia
Castellón
BarcelonaGerona
LéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Navarra
La Rioja
Guadalajara
Cuenca
AlbaceteCiudadReal
Toledo
BILBAO 1
BARCELONA
CARTAGENA
HUELVA
NACIONAL-4
SAGUNTO
IRÚN 0MUGARDOS 31
0
2828
MUGARDOS 550
MUGARDOS 620
REN
35
IRÚN 0Saldo LARRAU 76
Saldo AASS-4
IRÚN 3
Saldo LARRAU 62Saldo AASS +135
66
16
38
9
102
30
10
1
89
70
19
16
7920
59
14
0
125
81
33
45
8641
Huelva
32
5
112
78
94
83
32
19
8
57
58 46
11
0
17 48
65
21
38
7151
121120
11
0
37
11
1
5
57
11
45
8
50
27
23
19
Mapas de flujo 2007
6
Mercadosde gas natural
La demanda nacional de gas natural acumula 408,3 TWh en 2007 (~– 35,1 bcm), que representa un
crecimiento del +4,3% respecto al ejercicio anterior:
❍ +3,7% en el sector convencional (doméstico-convencional + industrial).
❍ +5,5% en el gas para generación eléctrica.
Ejercicio 2007
53
Unidad: GWh 2006 2007Real-07
s\Real-06 Convencional 52.818 46.449 - 12,1 % para Sector Eléctrico 2.400 - 100,0 % Demanda Mercado a tarifa 55.218 46.449 - 15,9 % Convencional 203.960 219.924 + 7,8 % para Sector Eléctrico 132.257 142.059 + 7,4 % Demanda ATR nacional 336.217 361.982 + 7,7 % Demanda Mercado nacional 391.435 408.431 + 4,3 %
-Convencional nacional 256.777 266.372 + 3,7 %-Sector eléctrico 134.658 142.059 + 5,5 %
a t
ari
faA
TR
La demanda nacional de gas natural en 2007
presenta una evolución diferenciada y creciente
a lo largo del año.
En el primer trimestre, las suaves temperaturas
del final del invierno 06-07 impactan en una
menor demanda del doméstico-comercial, y el
aumento de las reservas hidráulicas —que
incrementan su generación disminuyendo el
hueco térmico para los CTCC’s— provocan en
ambos segmentos un descenso sensible
respecto al año anterior, -5,7%.
El segundo trimestre es de transición y en el tercero,
tras el periodo estival, empieza a detectarse un
incremento de actividad en el sector convencional.
Ejercicio 2007
54
LaCoruña Lugo
Orense
Pontevedra
León
V izcaya
Guipúzcoa
Palencia
Burgos
Álava
SoriaZamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Cáceres
Badajoz
Huelva
Sevilla
Córdoba
CádizMálaga
GranadaAlmería
Jaén
Murcia
Alicante
Valencia
Castellón
BarcelonaGerona
LéridaHuesca
Zaragoza
TeruelGuadalajara
Cuenca
AlbaceteCiudadReal
Toledo Mallorca
Ibiza
Formentera
Tarragona
74,2
ANDALUCÍ
16,7ARAGÓN
ASTURIASCANTABRIA
20,5CAST-LEÓN
18,9CAST. LAMANCHA
0,6EXTREMADURA
6,3GALICIA
11,7LA RIOJA
25,8
MADRID
27,2
MURCIA
11,3NAVARRA
42,8
LaCoruña
Lugo
Orense
Pontevedra
León
V izcaya
Guipúzcoa
Palencia
BurgosÁlava
Soria
Zamora
Valladolid
Salamanca
Ávila
Segovia
Cáceres
Badajoz
Huelva
Sevilla
Córdoba
Cádiz Málaga
GranadaAlmería
Jaén
Murcia
Alicante
Valencia
Castellón
Barcelona
GeronaLéridaHuesca
Zaragoza
Teruel
Guadalajara
Cuenca
AlbaceteCiudadReal
Toledo Mallorca
Ibiza
Formentera
Tarragona
71,5
ANDALUCÍA
20,0ARAGÓN
5,4ASTURIAS
7,4
CANTABRIA
21,2
CAST-LEÓN
22,3CAST. LAMANCHA
0,8EXTREMADURA
7,8GALICIA
10,8LA RIOJA
27,6MADRID
29,6MURCIA
11,7NAVARRA
46,6VALENCIA
Sistema gasista año 2007
PAÍS VASCO
41,5
CATALUÑA
84,3
Unidad:TWh
Lo
caliza
ció
n d
em
an
da
En el cuarto trimestre, y especialmente en los 2 últimos meses con crecimientos del 33% y del 20%,
se acentúa el cambio de tendencia, cerrando el año con un crecimiento de demanda del 4,3%.
El incremento de la actividad industrial y el descenso térmico registrado en el invierno 2007-2008
respecto al anterior, permiten alcanzar un crecimiento de la demanda convencional del 3,7%.
Las temperaturas han sido en general inferiores a las de 2006. La temperatura de referencia del
sistema gasista en los inviernos acumula en 2007 +10ºC, mientras que en 2006, +53ºC, motivado
por el descenso térmico registrado en los meses de noviembre y diciembre con respecto a los
mismos meses de año 2006.
Ejercicio 2007
55
ac.trimestre 1
ac.trimestre 2
ac.trimestre 3
ac.trimestre 4
Convencional - 1,5% + 0,5% + 1,8% + 3,7%
S. Eléctrico - 15,3% - 9,1% - 7,5% + 5,5%
Total gas - 5,7% - 2,6% - 1,6% + 4,3%
ene-mar nov-dic acum. inviernos ene-mar nov-dic acum. inviernos
Periodo en el que las temperaturasno afectan significativamente alconsumo de gas del sectorconvencional
0 ºC
5 ºC
10 ºC
15 ºC
20 ºC
25 ºC
30 ºC
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic0 ºC
5 ºC
10 ºC
15 ºC
20 ºC
25 ºC
30 ºC
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic
Σ exceso + defecto -39 ºC 92 ºC 53 ºC Σ exceso + defecto 65 ºC -55 ºC 10 ºC
Σ defecto -101 ºC -26 ºC -127 ºC Σ defecto -70 ºC -79 ºC -149 ºCΣ exceso 62 ºC 118 ºC 180 ºC Σ exceso 135 ºC 24 ºC 159 ºC
Periodo en el que las temperaturasno afectan significativamente alconsumo de gas del sectorconvencional
En el siguiente cuadro se muestra el impacto —en GWh/día— de la temperatura en la demanda
de gas para uso convencional. Existe una relación inversa, a menor temperatura mayor demanda
de gas, que deja de existir en los meses estivales.
Ejercicio 2007
56
0
200
400
600
800
1.000
1.200
feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic0
200
400
600
800
1.000
1.200
ene
sin efecto
INVIERNO transición VERANO INVIERNO
ene-mar abr m oct nov-dic
+1Cº
-1Cº
GWh/día
+10 / +17
may-sep
-18 - 18
+20 +20
-10 -10
+10 / +17
transición
sin efecto
sin efecto
-
+d
em
an
da
- te
mp
era
tura
+d
em
an
da
Δ
- te
mp
era
tura
La demanda eléctrica ha experimentado un
crecimiento del 3,2% en el año 2007. Destaca el
crecimiento de un 10% en noviembre y del 4%
en diciembre, con respecto a los mismos meses
del año anterior.
El escenario hidroeléctrico extremadamente
seco —con mínimos históricos— junto con los
mantenimientos de varios grupos nucleares en
la última parte del año, aumentan la cuota de
mercado de los CTCC’s al 35% de la demanda
total de gas natural.
En la cesta de generación de electricidad para
2007, aproximadamente la cuarta parte, un
2 4 , 4 % , s e p ro d u ce co n l a s C TCC ’s ,
inmediatamente por debajo del carbón, con un
25,7%.
Durante este ejercicio, no se ejecuta ningún corte
a clientes de peaje interrumpible y tampoco se
registran incidencias en entradas o transporte
en alta presión con repercusión en las entregas
a distribución.
De acuerdo con lo dispuesto en la Ley 12/2007,
que reforma la Ley del Sector de Hidrocarburos,
en el seno de Enagás se ha dispuesto una Unidad
Orgánica específica que asume las funciones,
derechos y obligaciones del Gestor Técnico del
Sistema, en régimen de exclusividad y con
separación orgánica y funcional.
Ejercicio 2007
57
Ejercicio 2007
58
Consumo(GWh)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct
Seguimiento entregas a Centrales Térmicas
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic año
Año 1997 901 1.195 1.441 1.647 1.328 1.534 2.598 1.946 2.401 2.353 1.520 1.563 20.425
Año 1998 264 252 329 119 112 625 798 1.092 1.239 542 678 1.155 7.205
Año 1999 728 913 623 40 94 614 1.102 1.017 843 278 621 801 7.674
Año 2000 1.086 593 1.624 398 254 926 899 1.121 1.572 925 746 222 10.367
Año 2001 421 277 226 218 277 1.434 2.176 1.814 1.786 1.765 748 1.505 12.649
Año 2002 2.265 882 772 1.362 1.372 1.993 2.494 841 1.887 1.422 577 247 16.115
Año 2003 381 494 122 60 229 1.028 1.859 1.673 1.346 919 456 355 8.922
Año 2004 371 318 492 145 117 945 1.737 969 1.100 691 641 411 7.937
Año 2005 802 1.131 1.008 654 828 1.810 2.231 656 809 611 724 1.178 12.441
Año 2006 1.054 1.075 272 117 92 319 1.242 335 600 355 365 274 6.098
Año 2007 238 185 134 81 113 237 460 197 146 248 237 243 2.518
AÑO 2007AÑO 2006AÑO 2005AÑO 2004AÑO 2003AÑO 2002AÑO 2001AÑO 2000AÑO 1999AÑO 1998AÑO 1997
Ejercicio 2007
59
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1.000
ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct ene abr jul oct
Consumo (GWh)
Consumo (GWh)nº ctcc 10 10 10 11 11 11 11 11 12 12 12
nº ctcc 12 12 13 13 15 16 17 18 20 21 21
nº ctcc 1 1 6 7 7 7 7 7 7 1019 109 344 746 1.243 1.622 2.421 2.320 1.265 1.137 11.227
8.071 8.124 8.571 9.156 12.649 13.568 10.868 11.907 12.857 15.937 15.197 139.54139% 35% 37% 37% 53% 54% 41% 44% 45% 56% 51%
11.160 9.775 9.647 10.134 11.218 13.709 10.103 13.060 10.487 8.951 8.961 128.560
6.845 6.846 6.735 7.256 9.505 10.554 9.139 9.122 8.478 8.789 8.496 98.729
3.953 4.628 3.769 4.165 4.820 5.652 5.001 6.082 5.966 5.724 5.797 58.733
1.855 1.730 1.208 1.771 3.737 3.921 3.648 4.085 3.647 2.567 1.894 31.108
ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic año
Consumo (GWh)
Consumo (GWh)
Consumo (GWh)
Consumo (GWh)nº ctcc 42 43 43 44 44 44 48 50 51 51 53
nº ctcc 31 32 34 34 36 36 36 38 39 39 39
nº ctcc
10
12
12.63658%
11.353
6.964
3.177
1.045
39
31
21 22 23 25 25 25 25 25 28 29 31 31
Factorutilización
56%
46%
59%
57%
43%
30%
AÑO 2002 AÑO 2003 AÑO 2004 AÑO 2005 AÑO 2006 AÑO 2007
CTCC: horas equivalentes utilización
MÁXIMO teórico: 18 GWh/día x nº de ciclos
Ejercicio 2007
60
Mapa de entregas de gas para generación eléctricaAnual a fecha 31-12-2007
por compañía propietaria de la instalaciónnº CTCC CT GWh nº CTCC CT GWh
AES 3 0 4.460 Global-3 * 1 524Mapa correspondiente al último día del periodo solicitado
BBE 2 0 8.561Electrabel 2 0 4.826Endesa 6 5 19.468Esbi 2 0 4.857GNCom 9 0 32.711HC 2 0 4.088Iberdrola 14 3 29.961U. Fenosa 10 0 32.494Viesgo 2 0 109
52 1
nº CTCC CT GWh nº CTCC CT GWh
5 1 15.5713 0 6.3498 0 19.6622 0 7.9653 0 8546 3 25.0522 2 9.7645 1 5.762
7 0 10.61112 1 40.471
Potencia instalada en CTCC: 20.990 MW
(Utilización 46%)GWh139.541
2.518 GWh
GWh142.059Gas sector eléctrico· CTCC
· CT convencionales
País VascoNavarraMurciaLa RiojaGaliciaCataluñaCastilla-ManchaAragónAndalucía
ubicación por CCAA
Valencia
Grupo 400 MW
CT convencional
Ejercicio 2007
61
Demanda por CC.AA. 2007
crecimientos (Año 2006)
Andalucía GaliciaConvencional 30.087 31.059 6.285 6.909ConvencionalCTCC+CT 44.114 40.471 0 854CTCC+CTTotal 74.201 71.530 6.285 7.763 +23,5%-3,6% Total
Aragón La Rioja12.417 14.226 2.707 2.809Convencional Convencional4.053 5.762 9.032 7.965CTCC+CT CTCC+CT
16.470 19.989 11.739 10.774 -8,2%+21,4%Total Total
Asturias Madrid5.469 5.405 26.369 27.565Convencional Convencional
0 0 0 0CTCC+CT CTCC+CT5.469 5.405 26.369 27.565 +4,5%-1,2%Total Total
Cantabria Murcia7.295 7.398 9.968 9.974Convencional Convencional
0 0 17.543 19.662CTCC+CT CTCC+CT7.295 7.398 27.511 29.636 +7,7%+1,4%Total Total
Castilla LaMancha Navarra
11.191 12.548 5.245 5.324Convencional Convencional7.365 9.764 6.208 6.349CTCC+CT CTCC+CT
18.556 22.311 11.453 11.672 +1,9%+20,2%Total Total
Castilla León Pais Vasco20.444 21.218 24.367 25.938Convencional Convencional
0 0 18.571 15.571CTCC+CT CTCC+CT20.444 21.218 42.938 41.509 -3,3%-3,8%Total Total
Cataluña Valencia58.677 59.276 35.658 35.956Convencional Convencional21.197 25.052 6.575 10.611CTCC+CT CTCC+CT79.874 84.328 42.233 46.566 +10,3%+5,6%Total Total
Extremadura TOTALPENINSULAR
596 768 256.777 266.372Convencional Convencional0 0 134.658 142.059CTCC+CT CTCC+CT
596 768 391.435 408.431 +4,3%+28,8%Total Total
Unidad: GWh Año 2006 Año 2007 Año 2006 Año 2007 crecimientos (Año 2006)
Reparto porcentual de la demanda del Año 2007 por CC.AA.S. Eléctrico Convencional
Andalucía GaliciaAragón La RiojaAsturias MadridCantabria MurciaC. la Mancha NavarraCastilla León Pais VascoCataluña ValenciaExtremadura
18% 5% 1% 2% 5% 5% 0% 2% 3% 3% 10%7%7%21% 11%
Además del crecimiento citado en el volumen anual, se vuelven a registrar importantes puntas
diarias de demanda.
El día 17 de diciembre se alcanza la demanda récord del sistema gasista con 1.863 GWh, que
incrementa en un 12% el máximo del invierno anterior (el 23 de febrero, con 1.552 GWh).
Simultáneamente concurren frío —no extremo— que eleva la demanda del doméstico, resultando
una demanda convencional total de 1.135 GWh, con un escenario eléctrico de baja hidraulicidad
y una baja generación eólica, que dan lugar a unas elevadas entregas de gas al sector eléctrico, 728
GWh (que alcanza el récord de potencia media horaria con 44.876 MW a las 18:53 horas).
Ejercicio 2007
62
23-feb-06 30-ene-07
Convencional
Gas emisión
Cisternas GNL
Sector Eléctrico
Centrales Térmicas
ccgt
nº ccgt
Total mercado
invierno05-06GWh/día 06-07
invierno
1.5521.662
1.863
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0invierno 05-06
23-feb-06invierno 06-07
30-ene-07invierno 07-08
17-dic-07
invierno 07-08
en curso % inv. anterior
1.034
989
45
518
25
493
31
1.552
1.089
1.040
49
573
24
549
39
1.662
1.129
1.075
54
734
31
703
53
1.863
+4%
+3%
+10%
+28%
+30%
+28%
+12%
Por Comunidades Autónomas, el día récord de
demanda, 17 de diciembre:
❍ Murcia destaca por un acentuado
crecimiento, +45%, en relación con el
récord del pasado invierno,
concentrándose este aumento en la
demanda de los CTCC´s de la zona, con
una variación de +43 GWh.
❍ Análogamente, Valencia registra un 36%
de crecimiento, con 59 GWh más de
entregas a los CTCC´s de su zona.
❍ Madrid, con presencia de frío, supera en
un 12% al valor del día punta del invierno
2006/2007.
❍ Las entregas de gas para el sector eléctrico
en Cataluña se incrementan en 40 GWh,
mientras que la demanda convencional se
modera.
❍ El consumo de gas en el País Vasco se
mantiene en un valor ligeramente superior
al del récord del invierno anterior,
compensándose el aumento del mercado
convencional con el descenso del eléctrico.
❍ Con la utilización de los CTCC's ubicados
en Galicia, su demanda experimenta un
crecimiento de un 52%.
Ejercicio 2007
63
EXTREMADURA
Invierno 06-07
30-ene-07 2,2 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 3,1 GWh/día
% s/(Total) 0,2%
(+40%)
CTCC en operación / pruebas
GALICIA
Invierno 06-07
30-ene-07 26,5 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 40,3 GWh/día
% s/(Total) 2,2%
(+52%)
Invierno 06-07
30-ene-07 105,5 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 152,7 GWh/día
% s/(Total) 8%
(+45%)
MURCIA
Ejercicio 2007
64
Invierno 06-07
30-ene-07 159,2 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 215,9 GWh/día
% s/(Total) 12%
(+36%)
VALENCIACASTILLA LEÓN
Invierno 06-07
30-ene-07 89,9 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 101,1 GWh/día
% s/(Total) 5%
(+12%)
MADRID
Invierno 06-07
30-ene-07 147,1 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 165,4 GWh/día
% s/(Total) 9%
(+12%)
LA RIOJA
Invierno 06-07
30-ene-07 48,7 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 34,8 GWh/día
% s/(Total) 1,9%
(+28%)
ANDALUCÍA
Invierno 06-07
30-ene-07 266,3 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 273,6 GWh/día
% s/(Total) 15%
(+3%)
ARAGÓN
Invierno 06-07
30-ene-07 88,2 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 94,8 GWh/día
% s/(Total) 5%
(+7%)
NAVARRA
Invierno 06-07
30-ene-07 54,5 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 60,7 GWh/día
% s/(Total) 3,3%
(+11%)
Invierno 06-07
30-ene-07 189,3 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 192,8 GWh/día
% s/(Total) 10%
(+2%)
PAÍS VASCO ASTURIAS
Invierno 06-07
30-ene-07 22,2 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 23,7 GWh/día
% s/(Total) 1,3%
(+7%)
Invierno 06-07
30-ene-07 26,5 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 22,7 GWh/día
% s/(Total) 1,2%
(-14%)
CANTABRIA CASTILLA-MANCHA
Invierno 06-07
30-ene-07 76,6 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 84,7 GWh/día
% s/(Total) 5%
(+11%)
Invierno 06-07
30-ene-07 358,8 GWh/día
Invierno 07-08
17-dic-07 396,9 GWh/día
% s/(Total) 21%
(+11%)
CATALUÑA
El día punta de 2007 equivale a 3,2 veces el valor
del día de menor demanda que, como suele
ocurrir, se produce en agosto. La mayor
diferencia entre laborales y festivos se da en los
meses de temperaturas extremas.
Esta gran variabilidad se soporta principalmente
con la bajada de producción de las plantas de
regasificación los fines de semana, lo que incide
en la disminución del factor de utilización de las
mismas.
El 14 de diciembre se alcanza el récord de
entregas de gas al sector eléctrico con 742 GWh,
con un factor de utilización de CTCC's del 78%
y un peso en la cesta de generación eléctrica del
41%:
❍ La demanda diaria de electricidad está
en los niveles más elevados del año, 861
GWh(e)/día.
❍ Las exportaciones de electricidad están
también en valores próximos a los
máximos registrados.
❍ Se alcanza el máximo histórico del peso
de los CTCC´s en la cesta de generación,
en la que destaca:
- El grupo nuclear Vandellós II no recupera
su funcionamiento normal, y genera un
hueco térmico de 24 GWh(e)/día.
- Baja generación eólica, con sólo un 11%
de utilización, que conlleva 68
GWh(e)/día menos del valor esperado
según los registros históricos de viento.
- El producible hidráulico corresponde a
año muy seco, dando lugar a 115
GWh(e)/día menos que el mismo día del
invierno anterior.
- El hueco térmico resultante de las
anteriores generaciones, (24 + 68 + 115)
x 2 = 414 GWh(g)/día, lo han de cubrir
el carbón y los CTCC´s a gas. El carbón
ya estaba en niveles próximos al
nominal, por lo que la mayor parte
impacta en el apoyo de los CTCC´s.
Ejercicio 2007
65
Ejercicio 2007
66
861
35341%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 1415 16 1718 19 2021 2223 241 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 1213 1415 16 1718 19 2021 2223 24
CTCC en operación
CTCC en pruebas
C. Térmica
3.200.0003.000.0002.800.0002.600.0002.400.0002.200.0002.000.0001.800.0001.600.0001.400.0001.200.0001.000.000
800.000600.000400.000200.000
0
28,8
26,4
24,0
21,6
19,2
16,8
14,4
12,0
9,6
7,2
4,8
2,4
0,0
Nm3/h GWh
Perfil horario entregas de gas
Gas para el Sector Eléctrico
En
treg
as
po
r C
CA
A1
4 d
icie
mb
re 2
00
7(G
Wh
/d
ía)
Andalucía 189,8
Aragón 33,1
C. Valenciana 88,5
Castilla la Mancha 43,4
Cataluña 121,0
Murcia 109,5
La Rioja 34,0
Navarra 44,4
País Vasco 77,9
Galicia 0
Demanda eléctrica (fuente: REE)
Generación CTCC (fuente: REE)
861
35341%
GWh/día14-dic-07
peso s/cestageneración
anterior13-dic-07
récord actual14-dic-07
726 742 +2%GWh/día
Centrales Térmicas
CTCC
Nº CTCC
Factor utilización CTCC
27
699
51
76%
24
717
51
78%
-9%
+3%
*más 2 ciclos enpruebas muy iniciales
*más 2 ciclos enpruebas muy iniciales
Punta Horaria Nm3/h
Hora punta
2.861.561 2.904.529
20:00 h. 11:00 h.
+2%726 742
14-dic-07
13-dic-07 GW
h/d
ía
