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Informe marco sobre la demanda de energía eléctricay gas natural, y su cobertura

2002

INFORME MARCO SOBRE LA DEMANDA

DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y GAS

NATURAL, Y SU COBERTURA

2002

Edita: CNEComisión Nacional de Energíawww.cne.es

Depósito Legal: M. 38.747-2003Impreso en Closas-Orcoyen, S. L.Polígono Igarsa. Paracuellos de Jarama (Madrid)

1. Introducción 9

1.1. Antecedentes 9

1.2. Objeto del informe 9

1.3. Ámbito temporal 10

1.4. Organización del informe 10

1.5. Actualización del informe 11

2. Situación actual 13

2.1. El estado actual del sistema de gas natural 14

2.1.1. La demanda de gas natural 16

2.1.2. La oferta de gas natural 25

2.1.3. Las infraestructuras actuales de gas natural 30

2.1.4. Funcionamiento del sistema gasista durante el año 2001 39

2.1.5. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 48

2.2. Estado actual del sistema de energía eléctrica 48

2.2.1. Demanda de energía eléctrica 48

2.2.2. La oferta de energía eléctrica. Cobertura de la demanda 50

2.2.3. Infraestructuras de transporte y distribución de energía

eléctrica 66

2.2.4. Funcionamiento del sistema eléctrico durante el año 2001 72

2.2.5. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 81

2.3. La interrelación entre ambos sistemas energéticos: gas natural y

electricidad 82

3. La previsión de la demanda de energía 89

3.1. Previsión de la demanda de gas natural 89

3.1.1. Sobre la información solicitada a los agentes 89

3.1.2. Estimación de la demanda convencional para el período

2002-2006 90

3.1.2.1. Revisión de la demanda anual de gas natural

del mercado convencional 91

3.1.2.2. Estimación de la demanda punta de gas natural

del mercado convencional 93

3.1.3. Demanda de gas para el mercado de generación eléctrica

para el período 2002-2006 94

3.1.3.1. Previsión de la demanda anual de gas para el mercado

de generación eléctrica 96

3.1.3.2. Estimación de la demanda diaria punta de gas natural

en el mercado de generación eléctrica 101

3.1.4. Previsión de la demanda total de gas natural 2002-2006 102

Índice

3.1.4.1. Previsión de demanda anual de gas natural 102

3.1.4.2. Distribución geográfica de la demanda anual 104

3.1.4.3. Previsión de la demanda diaria punta de gas

natural 106

3.1.5. Seguimiento de las previsiones de demanda: Informe

Marco 2001 vs. Informe Marco 2002 107

3.1.6. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 109

3.2. Previsión de la demanda futura de energía eléctrica 110

3.2.1. Estimación de demanda anual de energía eléctrica peninsular

en el período 2002 a 2006 112

3.2.2. Estimación de demanda anual de energía eléctrica

extrapeninsular en el período 2002 a 2006 116

3.2.3. Estimación de la potencia punta de energía eléctrica en los

sistemas peninsulares y extrapeninsular durante el período

2002 a 2006 116

3.2.4. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 119

4. La previsión de la oferta de energía 121

4.1. Previsión de la oferta de gas natural 121

4.1.1. Previsión de la oferta de gas natural por estado físico 121

4.1.2. Previsión de la oferta de gas natural por países 123

4.1.3. Previsión de la oferta de gas natural por duración y grado de

compromiso de los contratos de aprovisionamiento 125

4.1.4. Seguimiento de las previsiones de oferta: Informe Marco

2001 vs. Informe Marco 2002 125

4.1.5. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 127

4.2. Previsión de la oferta de producción de energía eléctrica sin

considerar la incorporación de ciclos combinados 127

4.2.1. Régimen ordinario en el sistema peninsular 127

4.2.2. Régimen especial en el sistema peninsular 130

4.2.3. Régimen ordinario en los sistemas extrapeninsulares 136

4.2.4. Régimen especial en los sistemas extrapeninsulares 139

4.2.5. Disponibilidad del equipo generador 140

4.2.6. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 141

4.3. Previsión de la oferta de producción de energía eléctrica asociada

a los ciclos combinados 142

4.3.1. La oferta de generación eléctrica según la información aportada

por los promotores de los ciclos combinados 142

4.3.2. Escenarios de ciclos combinados considerados 154

4.3.3. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 156

Índice

5. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red 159

5.1. La cobertura de la demanda de gas natural 159

5.1.1. Balance oferta-demanda gas 159

5.1.2. La seguridad de suministro del sistema gasista español 161

5.1.2.1. Cobertura de la demanda diaria punta-índice de

cobertura de puntas 161

5.1.2.2. Necesidad de almacenamientos asociados a la demanda:

reservas estratégicas y almacenamiento operativo

de GNL 162

5.1.2.3. Diversificación de la oferta de gas 164

5.1.3. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 165

5.2. La cobertura de la demanda de energía eléctrica 165

5.2.1. Evolución prevista de la demanda peninsular 165

5.2.2. Evolución prevista de la oferta peninsular 166

5.2.3. Criterios de seguridad utilizados 168

5.2.4. Necesidades de nueva capacidad de generación en la península 168

5.2.5. Cobertura de la demanda en los sistemas extrapeninsulares 173

5.2.6. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 177

5.3. Las nuevas centrales a gas en la cobertura de la demanda eléctrica

peninsular sin considerar restricciones de red 178

5.3.1. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 182

6. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribuciónde la energía 185

6.1. Previsiones de desarrollo y funcionamiento del sistema gasista en el

período 2002 a 2006 185

6.1.1. Hipótesis de partida 185

6.1.2. Infraestructuras de gas recogidas en la planificación del

Ministerio de Economía 188

6.1.3. Adecuación de las infraestructuras a la demanda 199

6.1.4. Capacidad de transporte del sistema. Seguridad de suministro 211

6.1.5. Capacidad de almacenamiento del sistema 211

6.1.6. Cobertura de la demanda con las infraestructuras previstas 215

6.1.7. Consideraciones relativas al suministro a los ciclos combinados 216

6.1.8. Conclusiones sobre el funcionamiento del sistema gasista

período 2002-2006 218

6.1.9. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 219

6.2. Adecuación de la red de transporte de energía eléctrica para la

garantía de suministro: corto y medio plazo 221

Índice

6.2.1. Criterios de funcionamiento y seguridad para la operación

de la red de transporte de energía eléctrica 221

6.2.2. Capacidad de acceso a la red de transporte de energía eléctrica:

evacuación y suministro 222

6.2.3. Criterios generales de planificación 227

6.2.4. Desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica 228

6.2.5. Refuerzos de las interconexiones internacionales 236

6.2.6. Otras cuestiones que pueden mejorar la seguridad del

suministro 265

6.2.7. Refuerzo de las redes de distribución 266

6.2.8. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 269

6.3. Seguimiento de las infraestructuras de transporte eléctrico y gasista 272

6.4. La disponibilidad de las nuevas centrales a gas en la cobertura de

la demanda eléctrica considerando las restricciones impuestas por

la red 273

6.4.1. Posibles restricciones asociadas a la red de transporte de gas 274

6.4.2. Posibles restricciones asociadas a la red de transporte

eléctrica 276

6.4.3. Otros análisis de posibles restricciones 279

6.4.4. Actualización con datos provisionales de cierre de 2002 279

ANEXO. Seguimiento de las infraestructuras de transporte eléctrico

y gasista 280

7. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de lasinfraestructuras que soportan las actividades reguladas 295

7.1. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las

infraestructuras de transporte del sector gasista 295

7.1.1. Evaluación económica de las inversiones 295

7.1.2. Impacto de la retribución de las nuevas infraestructuras

del transporte 299

7.2. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las

infraestructuras eléctricas 300

8. Consideraciones medioambientales 305

8.1. La emisión de contaminantes en los sectores energéticos 308

8.2. El impacto en el medioambiente de la industria del gas natural 309

8.2.1. Extracción del gas natural 309

8.2.2. Procesado 310

8.2.3. Transporte como GNL 310

8.2.4. Transporte y distribución por gasoducto 310

Índice

8.2.5. Almacenamiento de gas natural 311

8.2.6. Utilización del gas natural 311

8.3. El impacto en el medioambiente de la industria eléctrica 312

8.3.1. Emisiones de contaminantes atmosféricos procedentes de las

centrales termoeléctricas 312

8.3.2. Residuos procedentes de las centrales nucleares 316

8.3.3. Documento de Planificación de los sectores de electricidad

y gas, y Plan de Fomento de las Energías Renovables 316

8.3.4. Fomento de la eficiencia energética 319

8.4. Impacto y consideraciones medioambientales en la construcción

de redes 320

9. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidadenergética y gestión de la demanda 323

9.1. La intensidad energética como medida de la eficiencia 323

9.2. El desarrollo energético sostenible 327

9.3. Posibles mecanismos de actuación de la demanda 329

9.3.1. Gestión de la demanda 330

9.3.2. Ahorro energético 332

9.4. Otros mecanismos de eficiencia energética 334

10. Otras consideraciones 337

10.1. Interrumpibilidad 337

10.2. Evolución de la concurrencia de agentes en la cobertura de la

demanda de los mercados liberalizados de gas y electricidad 338

10.2.1. La liberalización de los mercados eléctrico y de gas

natural 338

10.2.2. La liberalización dentro de un contexto europeo 342

10.3. Los retrasos administrativos 349

10.3.1. Procedimientos de planificación estándar conforme a la ley 349

10.3.2. Procesos de autorización administrativa de construcción

de instalaciones 351

10.3.3. Apreciaciones de promotores sobre los retrasos administrativos 352

10.3.4. Conclusiones 354

10.4. Seguridad de suministro 354

10.4.1. El Libro Verde 355

10.4.2. Comunicación al Parlamento Europeo y al Consejo

sobre “El mercado interior de la energía: Medidas

coordinadas en materia de seguridad de los suministros

energéticos” 356

Índice

10.4.3. Propuesta de Directiva para garantizar la seguridad del

abastecimiento de gas natural necesario para el correcto

funcionamiento del mercado interior 357

10.5. La diversificación de la oferta 358

10.5.1. La diversificación de la oferta de gas natural 358

10.5.2. La diversificación de la oferta de energía eléctrica 363

10.6. Consideraciones acerca de planes de emergencia para la cobertura

de la demanda gasista 366

10.7. Consideraciones acerca de la saturación de la capacidad de entrada

del sistema gasista 367

10.7.1. Situación de saturación de las instalaciones del sistema 368

10.7.2. Situación de los aprovisionamientos 368

10.7.3. Retribución de las infraestructuras de entrada y efectos

sobre el comportamiento de los promotores 369

10.7.4. La liberalización del mercado 369

10.7.5. Mecanismo de reserva de capacidad del real decreto

949/2001 369

10.7.6. Efectos de la regulación sobre el comportamiento de las

comercializadoras 370

10.7.7. Solicitud de capacidad y evaluación de la existencia

de capacidad en las instalaciones 371

10.7.8. Valoración global de las solicitudes de acceso 372

10.7.9. Posibles mejoras en la regulación 372

10.8. Retribución por garantía de potencia 374

10.8.1. Producción mínima por el cobro de la garantía de potencia 375

10.8.2. Sujetos con derecho al cobro u obligación de pago

por garantía de potencia 375

10.8.3. Disponibilidad de combustibles 376

11. Recomendaciones 377

11.1. Recomendaciones anteriores 377

11.2. Recomendaciones 384

12. Conclusiones 391

12.1. Sobre la cobertura de la demanda de gas natural a corto plazo 391

12.2. Sobre la cobertura de la demanda eléctrica a corto plazo 392

Índice

1.1. Antecedentes

En el año 2001, el Vicepresidente Segundo del Gobierno

para Asuntos Económicos y Ministro de Economía,

solicitó a la Comisión Nacional de Energía la elaboración

de un informe marco que, con periodicidad anual

incluyera previsiones sobre la evolución de la demanda de

energía eléctrica y gas, así como la situación y

perspectivas de la oferta energética.

En dicho informe se recogerían las previsiones que, a

corto plazo, orientaran las actuaciones sobre el desarrollo

de las infraestructuras mínimas que se previeran

necesarias para hacer posible el suministro de gas y

electricidad en condiciones adecuadas de calidad y

seguridad.

Asimismo, el informe habría de identificar explícitamente

aquellas zonas del sistema eléctrico y gasista que

potencialmente pudieran requerir un mayor esfuerzo

inversor debido al especial desarrollo de la demanda a

nivel regional o que pudieran suponer cuellos de botella

para el sistema a medio-largo plazo. En el análisis

solicitado, y desde el lado de la demanda de energía, se

atenderían, junto a los parámetros habituales de este tipo

de análisis, las crecientes solicitudes sociales en orden a

una mayor protección del medioambiente y el creciente

impulso de los mercados.

Desde el punto de vista de la oferta energética, se incidiría

sobre la seguridad de la misma, de modo que permitiera la

atención estable de las necesidades económicas y sociales,

y también sería útil considerar su proyección en relación

con el ahorro y la eficiencia energética, así como la

ponderación de la disponibilidad total de tecnologías y

recursos energéticos.

Asimismo se indicaba que la solicitud formulada debía ser

entendida sin perjuicio de la participación de esta

Comisión en el proceso formal de planificación y

desarrollo de las redes de transporte eléctrica y gasista,

que ya habían sido iniciados.

Tras el citado requerimiento, el Consejo de Administración

de la Comisión Nacional de Energía aprobó, con fecha

20 de diciembre de 2001, el “Informe Marco sobre la

demanda de energía eléctrica y gas natural, y su

cobertura”. En sus conclusiones se indicaba la necesidad

de disponer en plazo de las infraestructuras citadas en el

mismo, en particular las de gas natural dirigidas a

satisfacer la demanda de las centrales de ciclo combinado,

a fin de eliminar riesgos en la cobertura de la demanda,

tanto de gas natural como de energía eléctrica. Para ello, el

citado informe en su capítulo de recomendaciones finales

indicaba la conveniencia de realizar un seguimiento de las

infraestructuras propuestas en el mismo. En este contexto,

el Consejo de Administración de esta Comisión, en su

sesión celebrada el día 21 de febrero de 2002, acordó

aprobar la propuesta de procedimiento para el seguimiento

de las infraestructuras referidas en el Informe Marco. De

acuerdo con el citado procedimiento se estableció un

proceso de comunicación con los promotores de dichas

infraestructuras que posibilita el envío de información, de

modo periódico y con carácter bimestral, por parte de éstos

para el seguimiento de las infraestructuras y que se ha

venido realizando desde marzo de 2002 hasta la fecha.

Por otro lado, con fecha 17 de julio de 2002, tuvo entrada

en esta Comisión el documento base en el proceso de

elaboración de la propuesta final de planificación de las

infraestructuras de transporte del sistema eléctrico y

gasista “Planificación de los Sectores de Electricidad y

Gas. Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011.

Documento Propuesta de 16 de julio de 2002”, que fue

analizado en el informe preceptivo 7/2002 de la Comisión

Nacional de Energía. Posteriormente se recibió la

propuesta aprobada por el Consejo de Ministros en fecha

13 de septiembre de 2002.

1.2. Objeto del informe

En el marco descrito, el presente informe se plantea como

la actualización en el año 2002 del Informe Marco sobre

la demanda de energía eléctrica y gas natural, y su

cobertura realizado el año anterior. El objeto es realizar un

1. Introducción

9

análisis para el corto-medio plazo sobre la cobertura de la

demanda del sistema eléctrico y gasista detectando la

influencia que la variación en los plazos de construcción

de las infraestructuras detectados por los promotores,

pueda tener sobre la cobertura. En consecuencia, se debe

entender como un análisis complementario, de corto

plazo, al de la planificación realizada por el Ministerio de

Economía. De hecho y a diferencia del Informe Marco

realizado en 2001, el presente informe toma como

escenario base para las redes de transporte de electricidad

y gas natural el resultado de la planificación del

Gobierno.

Asimismo, y de igual forma que el pasado año, para la

realización del informe se ha requerido la participación de

los agentes implicados y de las distintas administraciones.

Dicha participación ha sido encauzada a través de los

Consejos Consultivos de Electricidad e Hidrocarburos,

como órganos de asesoramiento de la Comisión. De esta

manera, se ha hecho partícipes en la elaboración del

informe a todos los agentes e instituciones, a través de su

representación en los Consejos Consultivos, y en

particular por su particular relevancia y responsabilidad, a

los gestores técnicos del sistema eléctrico y de gas

natural.

A tal fin, se ha solicitado y recibido información de los

gestores técnicos del sistema eléctrico y gasista,

empresas generadoras eléctricas en régimen ordinario y

especial, nuevos promotores de ciclos combinados,

compañías de distribución eléctrica, IDAE, compañías

de transporte y distribución de gas natural y

comercializadores de gas.

El proceso ha continuado con el análisis y evaluación de

la información recibida, dando lugar a la confección del

borrador de informe marco, que ha sido sometido, como

tal, a la aprobación del Consejo de Administración de la

Comisión Nacional de Energía, para su remisión posterior

a los Consejos Consultivos de Electricidad e

Hidrocarburos.

1.3. Ámbito temporal

Como ya ha sido referenciado en el apartado anterior, el

horizonte temporal contemplado es de corto-medio plazo:

en este caso, cuatro años, desde 2002 a 2006, período

mínimo para el que se puede actuar en caso de que se

detecten problemas y puedan ser puestos en servicio los

refuerzos que permitan cubrir la demanda de forma segura.

1.4. Organización del Informe Marco

El informe se estructura presentando, en primer lugar, la

situación actual de los dos sistemas sujetos a

consideración: gas natural y energía eléctrica. En ambos,

se analiza el estado actual de la demanda, la oferta, las

infraestructuras y se describe su funcionamiento y

variaciones sobre las estimaciones realizadas en el

año 2002.

En el capítulo 3 se realiza la previsión de la demanda para

ambos sistemas en el horizonte considerado.

En el capítulo 4 se estima la previsión de la oferta de

energía en ambos sistemas; de manera que la demanda de

gas para las nuevas centrales de producción de energía

eléctrica de ciclo combinado se convierte en oferta para el

sistema eléctrico.

En el capítulo 5 se analiza la cobertura del suministro

para ambos sistemas, sin considerar la red.

El capítulo 6 incluye en el análisis de la cobertura las

restricciones derivadas de la red de transporte y las

consecuencias que las variaciones en los plazos de

construcción de infraestructuras tienen en atender la

demanda. El resultado es una cobertura de la demanda en

la que se tienen en cuenta las posibles restricciones de las

que puede ser origen la red de transporte.

El capítulo 7 describe los costes que suponen los nuevos

refuerzos de red, conforme a la estimación realizada por

los agentes.

10

El capítulo 8 estima la repercusión que puede tener en el

medioambiente la previsión de la oferta y demanda de

energía consideradas.

El capítulo 9 versa sobre consideraciones relativas al

ahorro y eficiencia energética y la gestión de la demanda.

El capítulo 10 muestra otras consideraciones relevantes en

cuanto a la cobertura de la demanda de los sistemas

eléctrico y gasista.

Por último, los capítulos 11 y 12 muestran las

recomendaciones y conclusiones que se desprenden del

informe marco de cobertura sobre la demanda de energía

eléctrica y gas natural, y su cobertura.

1.5. Actualización del informe

En junio de 2002 se comenzó la elaboración del presente

informe finalizándose en noviembre, por lo que los

cálculos y figuras de su texto se refieren a los valores de

2002 como valores estimados.

Puesto que a la fecha de publicación de este informe ya

ha transcurrido el año 2002, se ha considerado oportuno

presentar una actualización con los datos provisionales del

citado año, así como de la validez de las previsiones

realizadas para el mismo. Dicha actualización con los

datos disponibles de cierre de 2002 se presenta en

apartados diferenciados al final de cada capítulo.

11

En el informe marco del pasado año, se comenzaba este

apartado poniendo de manifiesto la preocupación común

que representa la seguridad del suministro en todos los

países miembros de la Unión Europea. España no se ha

mantenido al margen de esta preocupación encaminando

su actuación a garantizar los niveles adecuados de

desarrollo y mantenimiento de infraestructuras.

Esta preocupación por la seguridad del suministro fue el

origen tanto de la elaboración del informe marco sobre la

demanda de energía eléctrica y gas natural, y su cobertura

del año 2001, por parte de esta Comisión como de la

reciente realización por el Gobierno de la planificación de

las infraestructuras de transporte del sistema eléctrico y

gasista.

En este sentido, ya en el pasado informe marco de 2001,

se ponía de manifiesto que debido a los importantes

crecimientos de demanda tanto en el sector del gas natural

como en el eléctrico dependiendo del escenario

considerado, la cobertura de la demanda punta en ambos

sistemas está cercana a la saturación.

En el referido informe se citaba que “para situaciones de

demanda punta en torno a 35.000 MW, el sistema precisaría

de dos nuevos grupos de 400 MW, y para 36.700 MW de

demanda punta se requerirían 2.800 MW adicionales (siete

grupos); grupos que no estarán disponibles en la punta de

este invierno (por el invierno 2001-2002).

En consecuencia, en cualquiera de los escenarios no es de

esperar problemas de fallo en la cobertura. Únicamente si

apareciesen puntas de potencia superiores a los 35.000 MW

coincidiendo con una hidrología muy seca, y con fallos

térmicos superiores a los 4.500 MW podría darse algún

déficit de cobertura, siendo los meses de diciembre

y enero en los que hay mayor probabilidad de alcanzar

esas demandas”.

Estas previsiones y otras consideraciones referidas en el

citado informe marco fueron luego refrendadas por la

realidad.

Para el sistema eléctrico, la demanda peninsular en el año

2001 fue de 205,6 TWh. El valor previsto en el pasado

informe marco fue de 204 TWh para el escenario central

(–0,8% de diferencia con la realidad) y de 209 TWh para

el mayor de los escenarios (un 1,7%). En consecuencia se

puede ratificar la adecuación de las previsiones.

Los valores máximos históricos alcanzados durante el mes

de diciembre de 2001, fueron de energía diaria

suministrada 709,5 GWh, y de punta horaria de potencia

34.930 MW (llegando a alcanzar la punta instantánea los

35.490 MW) tras la aplicación de medidas de

interrumpibilidad y deslastre de cargas el día 17 de

diciembre de 2001. El valor máximo previsto en el

informe marco para la demanda punta horaria de potencia

fue de 34.201 para el escenario central y de 36.700 MW

para el escenario mayor. La comparación en este caso no

es inmediata puesto que la demanda punta real

corresponde una demanda intervenida. Aun considerando

esta circunstancia, la diferencia entre la previsión y la

realidad es de un –2% inferior la previsión para el

escenario central y de un 5% para el escenario mayor.

Esto es, la demanda punta real no intervenida hubiera

estado muy próxima al escenario mayor planteado por

esta Comisión; escenario para el que se señalaba

claramente la necesidad de disponer de nueva generación

que no estaría en servicio para la fecha, en concreto, la

necesidad de 7 nuevos grupos de 400 MW. Por

consiguiente, la previsión más desfavorable respecto a la

cobertura de demanda punta real fue la que en realidad se

produjo, poniendo de manifiesto la realidad las

necesidades indicadas en la previsión.

Respecto al gas natural, la demanda en 2001 fue de

211,8 TWh. El valor previsto en el pasado informe marco

fue de 214,0 TWh, esto es, un 1% superior. En

consecuencia, la previsión de demanda anual fue

coincidente con la realidad.

El valor máximo histórico de demanda de gas alcanzado

en el día de máxima demanda, 19 de diciembre de 2001,

fue de 925 GWh. El valor máximo previsto en el informe

2. La situación actual

13

marco para esta demanda fue de 878 GWh para el

escenario mayor. Esto es, la realidad fue mayor que la

previsión en un 5%. Niveles de demanda punta de este

valor no podrían haber sido mantenidos durante una

semana puesto que se agotaron los recursos de entrada de

gas al sistema.

En consecuencia, las estimaciones fueron razonables en el

caso de la energía, auque bajas en la previsión de punta.

Esto se debió principalmente a las bajas temperaturas

registradas, con mínimos en los últimos treinta años, que

hicieron que los consumos punta de electricidad y gas,

coetáneos en el tiempo, rebasaran las previsiones más

extremas, poniendo de manifiesto la saturación de los

sistemas.

2.1. El estado actual del sistema de gas natural

Los años 2001 y 2002 cierran un período de cambios

normativos relevantes que determinan el rumbo del sector

del gas natural en España. En primer lugar, se aprueba el

Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, que establece las

nuevas normas de acceso al sistema gasista y el sistema

integrado del sector del gas natural. El 15 de febrero de

2001 se publican las Órdenes Ministeriales

ECO 301/2002, ECO 302/2002 y ECO 303/2002 que fijan

la retribución de actividades gasistas y los valores del

nuevo sistema de tarifas y peajes. Por último, en

septiembre de 2002 el Consejo de Ministros aprueba el

documento de planificación de sectores de la electricidad

y gas, que sienta las bases de la evolución de la red en los

próximos 10 años.

El Real Decreto 949/2001 introduce importantes

novedades sobre la regulación específica para el acceso de

terceros a la red. Establece el mecanismo de solicitud de

acceso y de reserva de capacidades basado en el principio

de asignación de solicitudes atendiendo a su orden

cronológico. Se reserva un 25% de la capacidad de

entrada para contratos a corto plazo. Transforma los

contratos de transporte y de distribución en contratos de

punto de entrada-salida al sistema de transporte y

distribución. Asimismo, se encomienda a esta Comisión la

elaboración de unos modelos de contrato y de solicitud de

acceso, que se aprueban en junio de 2002.

La nueva normativa no establece un coste para la reserva

de capacidad futura ni estimula a que los sujetos ajusten

sus necesidades de capacidad, pues el sistema de tarifas y

peajes permite una desviación sin penalización de entre el

85 y el 105% sobre la capacidad contratada.

En relación con el acceso, durante los dos últimos años la

Comisión constata el gran número de conflictos

planteados por los sujetos con derecho de acceso frente a

los transportistas. Los desacuerdos sobre el acceso

podrían, además, estar reflejando problemas de congestión

contractual ocasionados por la sobrecontratación que

generan los nuevos mecanismos de reserva de capacidad.

El Real Decreto 949/2001 y su posterior desarrollo

normativo en las ECO 302 y 303 introduce la reforma

tarifaria y de peajes. Por un lado, elimina el sistema de

tarifas basado en los usos y por otro, establece la misma

estructura para tarifas y peajes que dependen de la presión

de suministro y del volumen del consumo anual, lo que

refleja más adecuadamente los costes del sistema y

permite, además, comparar los precios en el mercado

regulado y liberalizado.

El nuevo régimen económico establece un sistema de

retribución por activos para las instalaciones de

transporte. Para la distribución, establece una cantidad por

empresa distribuidora que se revisa anualmente en función

de la captación de nuevos clientes y consumos, si bien no

se introducen parámetros de calidad.

En relación a los gasoductos de transporte la retribución

se basa en un término fijo. Para la regasificación se

introduce un término variable dependiente del porcentaje

de utilización de la planta, lo que incentiva a

infradimensionar las mismas. Esta situación podría

agravar los problemas de congestión en las entradas de

gas al sistema, que precisan de un ligero

14

sobredimensionamiento para garantizar la cobertura y el

funcionamiento del mercado liberalizado.

En lo que respecta a la distribución, la retribución puede

alterar la estrategia comercial de las empresas

distribuidoras que ven mejor retribuidas sus inversiones

en la captación de clientes de saturación en redes de

presión inferior a 4 bar que en los nuevos consumos que

requieran significativas inversiones. El sistema incentiva

un mayor esfuerzo en la captación de nuevos clientes que

permita saturar las redes ya existentes, aunque no

retribuye la mejora o el mantenimiento de la calidad del

suministro. Al retribuir por cliente conectado, tampoco

favorece la construcción de instalaciones de refuerzo ni el

enganche de las redes de un distribuidor a otro.

Finalmente, el documento de planificación de sectores de

electricidad y gas recientemente aprobado por el Gobierno

establece como objetivo que el consumo de gas natural

acentúe su crecimiento, apostando por este combustible

como vector de desarrollo para cubrir las futuras

necesidades energéticas por su compatibilidad entre la

preservación de la calidad medioambiental con los

principios de eficiencia, seguridad y diversificación. En

particular, se constata la apuesta por un tipo de generación

eléctrica basado en centrales termoeléctricas de ciclo

combinado alimentadas por gas, lo que incrementará

considerablemente el peso de este combustible en la cesta

de energías primarias.

Así, se plantea un futuro energético que mantiene y

acentúa el escenario de crecimiento de la demanda de

gas observado en los últimos años. En el año 2001, el

gas natural en España muestra un continuado y fuerte

crecimiento, alcanzando porcentajes sensiblemente

superiores al resto de energías que le permite seguir

aumentando su participación en los balances de

energía primaria y final. En el año 2001, la

participación del gas natural es del 13% en el balance

de energía primaria y un 14% en el balance de

energía final.

Esta creciente participación del gas natural en el balance

energético está todavía muy alejada de lo observado en

otros países en los que el sector de gas presenta un

desarrollo más importante, la media de los países de la

Unión Europea es de un 23%.

La ausencia de yacimientos de gas nacionales, obliga a

que los aumentos de demanda de gas sean cubiertos por la

oferta de gas internacional. En la actualidad, el principal

suministrador es Argelia que, entre aprovisionamientos en

forma de GN y GNL, abastece prácticamente en un 60%

el total de las necesidades del gas. Junto con Noruega, de

estos dos países procede en torno al 73% del gas

consumido en España.

Existe, por tanto, una fuerte dependencia del exterior. La

normativa vigente sobre diversificación de

15

Figura 2.1.1. Estructura de la energía primaria en España

Año Carbón Petróleo Gas Natural Nuclear E. Renovables

1994 18,6% 53,4% 6,7% 14,8% 6,6%

1995 18,5% 53,9% 7,4% 14,3% 6,0%

1996 15,6% 54,5% 8,3% 14,4% 7,3%

1997 16,7% 53,3% 10,3% 13,4% 6,3%

1998 16,0% 53,8% 10,3% 13,4% 6,5%

1999 17,5% 52,6% 11,3% 12,8% 5,8%

2000 17,3% 51,7% 12,2% 12,9% 5,9%

2001 15,3% 52,2% 12,8% 13,0% 6,8%

Fuente: MINECO

aprovisionamientos de gas natural fija un máximo de 60%

de importaciones desde un mismo país.

Asimismo, la creciente participación del GNL en la

estructura del aprovisionamiento, la fuente principal de

gas para atender al esperado crecimiento de la demanda

de los próximos años, puede empeorar los problemas de

congestión identificados en las entradas al sistema gasista.

El sistema de retribución de las plantas de regasificación

que no estimula la holgura en su capacidad de

regasificación, podría agravar esta situación.

En definitiva, los años 2001 y 2002 marcan el inicio de

la organización de los mecanismos de acceso a la red de

gas, del sistema económico integrado de gas natural y

una clara apuesta por el gas natural como combustible

para cubrir la demanda energética en los próximos años.

Todas estas medidas deberían impulsar la competencia

en el mercado de gas con la participación de nuevos

agentes.

No obstante, para ello es necesario disponer de una

suficiente capacidad de entrada y de transporte de gas,

que sea en todo momento superior a las necesidades

técnicas originadas únicamente por la demanda.

Asimismo, las próximas medidas normativas deberán

dirigirse a la finalidad de crear el dinamismo y

la competencia efectiva en el nuevo mercado

liberalizado.

2.1.1. La demanda de gas natural

La demanda de gas se agrupa en dos grandes mercados, el

convencional, en el que se incluyen los mercados

tradicionales del gas, y el de generación eléctrica. Esta

división permite realizar un mejor seguimiento de la

demanda tras la reforma tarifaria y de peajes1 que

transforma el sistema de precios basado en los usos del

gas en un sistema que depende de la presión de

suministro.

Por otra parte, la demanda de gas se reparte

geográficamente entre las distintas Comunidades

Autónomas de un modo heterogéneo. Este desigual grado

de penetración del gas, es consecuencia del diferente

grado de desarrollo de las redes de transporte y

distribución, así como de las diversas necesidades

relacionadas con el mercado doméstico e industrial.

Además, esta diversidad se verá acentuada por la demanda

de los ciclos combinados, de gran volumen y localizada

en puntos concretos.

Atendiendo a estos dos importantes aspectos, en el primer

apartado se analiza la evolución de la demanda registrada

en los últimos años en dos partes: la primera relativa a los

16

Figura 2.1.2. Estructura de la energía final en España

Año Carbón Prod. Petrolíferos Gas Natural Electricidad E. Renovables

1994 4,3% 64,8% 8,2% 17,4% 5,3%

1995 3,7% 65,1% 9,1% 17,3% 4,8%

1996 3,3% 64,8% 9,9% 17,3% 4,7%

1997 3,0% 64,7% 10,5% 17,2% 4,5%

1998 3,1% 64,1% 11,6% 17,1% 4,2%

1999 3,0% 62,4% 12,7% 17,8% 4,1%

2000 2,8% 61,6% 13,6% 18,1% 3,9%

2001 2,7% 61,0% 14,1% 18,4% 3,8%

Fuente: MINECO

1 R.D. 949/2001, de 3 de agosto, y desarrollado por las ÓrdenesECO 302/2002 y 303/2002, de 15 de febrero.

segmentos de mercado mencionados y la segunda según

su reparto geográfico en las distintas zonas de consumo.

La liberalización del mercado iniciada en los últimos

años, ha seguido ganando importancia y ha alcanzado una

considerable cuota de mercado que se reparte entre los

nuevos agentes. Este hecho hace necesario un segundo

apartado donde analizar la demanda y su evolución desde

este nuevo punto de vista de caracterización del mercado.

Evolución de la demanda agregada

El consumo de gas natural en España se situó durante el

año 2000 en 196.780 GWh, en 2001 fue de 211.807 GWh

y en el primer semestre de 2002 el consumo acumulado

fue de 120.214 GWh. En comparación con otros

mercados energéticos más maduros, las tasas de

crecimiento anual del consumo en los tres últimos años

han registrado valores elevados del 13 y 8% para los años

2000 y 2001, respectivamente, alcanzado un 15% en el

primer semestre del año 2002 (ver figura 2.1.3). Estos

valores son similares a las previsiones realizadas en el

Informe Marco del año 2001.

En la figura 2.1.4 se observa que en noviembre de 2000 se

inicia una continua disminución en la tasa de crecimiento

anual del consumo. En octubre de 2001 se registra el mínimo

del período con un valor del 5,4%. A partir de noviembre del

mismo año se recupera y crece de forma continuada hasta

junio de 2002, alcanzando una tasa del 13,7%.

17

Demanda agregada en GWh Crecimiento %

1.er sem. 1.er sem.

1999 2000 2001 2002 00/99 01/00 02/01

174.618 196.780 211.807 120.214 13% 8% 15%

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 2.1.3. Evolución de la demanda agregada de gas natural en España

Variación sobre el mismo mes del año anterior (GWh)Tasa de variación en términos de año móvil (%)

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

-1.000

Ene-

00

Feb-

00

Mar

-00

Abr-0

0

May

-00

Jun-

00

Jul-0

0

Ago-

00

Sep-

00

Oct-

00

Nov-

00

Dic-

00

Ene-

01

Feb-

01

Mar

-01

Abr-0

1

May

-01

Jun-

01

Jul-0

1

Ago-

01

Sep-

01

Oct-

01

Nov-

01

Dic-

01

Ene-

02

Feb-

02

Mar

-02

Abr-0

2

May

-02

Jun-

02

GWh/

mes

%

18

16

14

12

11

9

7

5

4

2

0

-2

-4

Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos. MINECO

Figura 2.1.4. Evolución en la tasa de crecimiento de la demanda agregada en el año móvil

Estas variaciones en las tasas de crecimiento se explican

en los siguientes apartados mediante el análisis

individualizado de los distintos mercados que componen

la demanda, el mercado convencional y el mercado de

generación eléctrica.

Evolución de la demanda convencional

El consumo convencional de gas natural en España se

situó durante el año 2000 en 166.943 GWh, frente a los

199.155 GWh en 2001. En el primer semestre de 2002, el

consumo registrado fue de 110.349 GWh. Así, la tasa de

crecimiento anual del consumo en el año 2001

evolucionó a la baja situándose en el 7%, en comparación

al 12% de 2000. En el primer semestre de 2002, se

observa una sensible recuperación con una tasa del 9%.

(ver figura 2.1.5).

La evolución de la tasa de crecimiento de este mercado,

según la figura 2.1.6, muestra una caída que se inicia

durante los meses del invierno 2000/2001. Las tasas

disminuyen constantemente desde valores en torno al 14%

en el 2000 hasta llegar a un nivel del 7,5% desde marzo a

septiembre de 2001. En octubre de 2001 se registra una

nueva caída, alcanzándose un 4,5%, el valor mínimo del

período analizado. En el invierno de 2001/2002 la

demanda convencional se recupera y se mantiene en tasas

de crecimiento entre el 8% y el 9%.

18

Figura 2.1.5. Evolución de la demanda convencional

Demanda convencional de gas natural en GWh Crecimiento

1.er sem. 1.er sem.

Mercado 1999 2000 2001 2002 00/99 01/00 02/01

Convencional 166.943 186.408 199.155 110.349 12% 7% 9%

Canalizado 162.311 180.437 192.160 106.317 11% 6,4% 9%

No canalizado (GNL) 4.632 5.971 6.995 4.122 29% 17% 15%

Fuente: ENAGAS, S.A. y distribuidoras

Variación sobre el mismo mes del año anterior (GWh)Tasa de variación en términos de año móvil (%)

4.000

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

Ene-

00

Feb-

00

Mar

-00

Abr-0

0

May

-00

Jun-

00

Jul-0

0

Ago-

00

Sep-

00

Oct-

00

Nov-

00

Dic-

00

Ene-

01

Feb-

01

Mar

-01

Abr-0

1

May

-01

Jun-

01

Jul-0

1

Ago-

01

Sep-

01

Oct-

01

Nov-

01

Dic-

01

Ene-

02

Feb-

02

Mar

-02

Abr-0

2

May

-02

Jun-

02

GWh/

mes

%

20

18

15

13

10

8

5

3

0

-3

Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos, ENAGAS, S.A. y CNE

Figura 2.1.6. Evolución de la tasa de crecimiento de la demanda convencional

El mercado convencional agrupa los consumos

tradicionales de gas, es decir, aquellos suministros de gas

destinados al consumo residencial, al sector servicios y a

los procesos productivos del sector industrial, con un

carácter de utilización térmica principalmente. Algunos de

estos suministros no conectados a la red de transporte se

realizan desde plantas satélite de GNL.

El consumo residencial y de servicios representa

aproximadamente el 20% de la demanda convencional en

términos anuales. En general, se destina a usos en

calefacción, lo que caracteriza su estacionalidad y

correlación con la temperatura, aproximadamente el 75%

de su consumo se sitúa entre los meses de octubre a

marzo. Esto explicaría en buena parte el menor

crecimiento del consumo en el invierno 2000/2001, como

consecuencia de unas temperaturas más suaves (ver

figura 2.1.7), así como el aumento durante el invierno

2001/2002, en el que se registraron unas temperaturas

especialmente bajas.

En el período analizado, las compañías distribuidoras han

incrementado tanto el número de clientes como el de

nuevos municipios con suministro de gas en la misma

línea de años anteriores (ver figura 2.1.8).

Por otra parte, el consumo industrial supone

aproximadamente el 80% de la demanda convencional y

corresponde a los consumos de gas destinados a procesos

productivos. Dentro de este grupo tiene especial relevancia

el consumo para cogeneración y, en menor medida, para la

producción de amoniaco. Según el régimen de suministro

se puede distinguir también entre firmes e interrumpibles.

El consumo industrial se caracteriza por un consumo

estable de gas a lo largo del año, siendo sensible

principalmente a las variaciones en el precio del gas y a la

actividad económica.

La desaceleración económica, que afecta especialmente

a los índices de producción (figura 2.1.10), junto con

19

Figura 2.1.7. Evolución de las temperaturas medias mensuales

Temperaturas medias mensuales ºCInvierno 1999/2000 Invierno 2000/2001 Invierno 2001/2002

Octubre 17,2 16,2 18,4

Noviembre 10,5 11,8 10,3

Diciembre 9,4 11,1 6,5

Enero 7,3 10,0 9,5

Febrero 11,6 10,0 10,5

Marzo 12,2 14,0 14,0

Fuente: Boletín de REE

Figura 2.1.8. Evolución del número de clientes doméstico-comerciales y municipios

Variables relacionadas con la Crecimientoevolución del mercado 1999 2000 2001 1999 2000 2001convencional Abs % Abs % Abs %

N.º clientes doméstico-

comercial (miles) 3.842 4.199 4.601 353 10% 357 9% 402 10%

N.º municipios con suministro

de gas natural/manufacturado 876 948 1.016 130 17% 72 8% 68 7%

Fuente: Sedigas

un escenario de precios altos de gas en comparación

con años anteriores (ver figura 2.1.11), han

podido incidir en el crecimiento de la demanda

para usos industriales, si bien, el incremento

experimentado en el número de clientes, que

mantienen un ritmo de captación elevado del

20

Figura 2.1.9. Evolución de la demanda en submercados industriales

Mercados 1999�

2000�

2001�

I sem. 2002�

Crecimientos

GWh% s/

GWh% s/

GWh% s/

GWh% s/

00/99 01/001.er sem.

Convenc. Convenc. Convenc. Convenc. 02/01

Cogeneración (1) 43.648 26,1% 46.865 25,1% 50.337 25,3% 27.092 24,6% 7% 7% 8%

Amoniaco 6.103 3,7% 6.075 3,2% 6.089 3,1% 0% 0%

Interrumpible 20.460 12,3% 25.820 13,9% 17.937 8.6% 26% -31%

(1) Se incluyen las instalaciones de tratamiento de residuos con gas natural. Valor estimado a partir de la producción de energíaeléctrica vertida a la red, suponiendo un autoconsumo del 25% y un rendimiento eléctrico medio del 36%.

Fuente: ENAGAS, S.A., distribuidoras y CNE

Figura 2.1.10. Evolución del PIB y del índice de producción industrial

Año PIB Índice de producción industrialTasa de crecimiento (T1

12 )

1999 4,2 2,6

2000 4,2 4,0

2001 2,7 -1,2

2002 1.er trimestre 2,0 -1,0

2002 2.º trimestre 2,0

Fuente: Banco de España

0,0210,0200,0190,0180,0170,0160,0150,0140,0130,0120,0110,0100,0090,008

Ene-

99

Mar

-99

May

-99

Jul-9

9

Sep-

99

Nov-

99

Ene-

00

Mar

-00

May

-00

Jul-0

0

Sep-

00

Nov-

00

Ene-

01

Mar

-01

May

-01

Jul-0

1

Sep-

01

Nov-

01

Ene-

02

Mar

-02

May

-02

Jul-0

2

Sep-

02

Cent

€/k

Wh

(PCS

)

Precio suministro interrumpible a P > 60 bar

Precio suministro G.1.2 (Consumidor 250 GWh/año fc 330 días)

Precio suministro G.2.2 (Consumidor 2,5 GWh/año fc 330 días)

Precio suministro materia prima

Fuente: CNE

Figura 2.1.11. Evolución de los precios de suministro de gas

12%, podría haber mitigado el efecto de ambos

factores (ver figura 2.1.12).

El consumo de gas para cogeneración representa

aproximadamente el 25% del consumo convencional (ver

figura 2.1.9). Desde el año 2000 el consumo para

cogeneración crece a un ritmo del 7%, lo que representa

una marcada ralentización respecto a lo sucedido en años

anteriores.

Esta situación ha estado ocasionada tanto por la subida de

precios de gas en relación al precio de la energía eléctrica

vertida a la red, como por el contexto económico de

desaceleración. En la figura 2.1.13 se observa una

ralentización de la potencia instalada, si bien, la tasa del 7%

mantiene el potencial de crecimiento para este segmento.

El consumo del mercado interrumpible, según muestra la

figura 2.1.9, ha sufrido un severo recorte, reduciendo su

demanda en un 31% durante el año 2001, situándose en

17.937 GWh. Tres aspectos explican esta disminución: en

primer lugar, una falta de competitividad coyuntural del

gas respecto con las energías alternativas como el fuel; en

segundo lugar, el reducido diferencial de precios del gas

en régimen firme e interrumpible; y, finalmente, la

posible salida de estos consumidores desde el régimen a

tarifa al mercado liberalizado, en el que no existe peaje

interrumpible.

El mercado interrumpible tiene una importancia singular

al contribuir a moderar la demanda de gas en momentos

punta, mejorando la seguridad del suministro en el

sistema y evitando mayores inversiones en

21

Figura 2.1.12. Evolución del número de clientes industriales

Incremento Número de clientes 1999 2000 2001 1999 2000 2001

Abs % Abs % Abs %

Industrial 4.077 4.617 5.178 305 8% 540 13% 561 12%

Fuente: Sedigas

Figura 2.1.13. Evolución del mercado de la cogeneración de gas natural

Variables relacionadas con la Crecimientoevolución de la cogeneración 1999 2000 2001 1er sem. 00/99 01/00 1.er sem. de gas natural 2002 02/01

Consumo cogeneración

gas natural (GWh) (1) 43.648 46.865 50.337 27.092 7% 7% 8%

Producción de cogeneración de

gas natural vertida a la red (GWh) 9.032 11.110 11.929 12.813 7% 7% 8%

Potencia instalada (MW) 2.618 3.386 3.797 3.853 29% 12% 7%

Precio medio suministro de gas

en firme (c€/kWh) (2) 1,050 1,626 1,680 1,451 55% 3% -18%

Precio medio energía vertida

a la red (c€/kWh) 5,478 5,512 5,902 6,044 0,6% 7,1% 4,4%

(1) Se incluyen las instalaciones de tratamiento de residuos con gas natural. Valor estimado a partir de la producción de energíaeléctrica vertida a la red, suponiendo un autoconsumo del 25% y un rendimiento eléctrico medio del 36%.

(2) Medias anuales aplicando el sistema tarifario vigente a un consumidor de 10 GWh/año y 330 días de factor de carga.

Fuente: REE, CNE, OMEL

infraestructuras. Por ello podría resultar aconsejable su

mantenimiento y, eventualmente, incentivar su

crecimiento.

La demanda de gas natural como materia prima para la

fabricación de amoniaco representa un 3% de la

demanda convencional. En los últimos años se mantiene

prácticamente constante en torno a 6.089 GWh/año

(ver figura 2.1.9). De manera transitoria y hasta el

año 2004, disfruta de una tarifa especial independiente

del nuevo sistema relacionado con las presiones de

suministro con valores sensiblemente inferiores al resto

de las tarifas.

El 3,5% de la demanda convencional se suministra desde

plantas satélite en forma de GNL (ver figura 2.1.5) a

aquellos puntos de consumo no conectados al sistema de

transporte. Este tipo de suministro ha crecido a tasas

elevadas en los últimos años, si bien se observa una

ralentización en el crecimiento durante el último año y

medio.

La reforma tarifaria obliga a la plena liberalización de

este mercado y desincentiva la proliferación de plantas

satélites. Adicionalmente, a medida que las redes de

transporte conecten nuevas áreas, las plantas satélite irán

desapareciendo y su mercado se irá integrando a la red.

En resumen, la demanda convencional en el último año ha

reducido su tasa de crecimiento principalmente como

consecuencia de la desaceleración económica y de un

nivel de precios del gas elevado. A lo largo de 2001, esta

situación se vio agravada por una ralentización del

crecimiento del consumo en el segmento residencial,

debido a las condiciones climatológicas. Por el contrario,

el consumo residencial y la bajada y estabilización de los

precios del gas favorecieron una ligera recuperación de la

demanda convencional en 2002, mitigando los efectos de

la desaceleración económica.

Evolución de la demanda de generación eléctrica

Dentro del mercado de generación eléctrica se puede

distinguir, en función de la tecnología de las centrales de

generación, entre térmicas convencionales y ciclos

combinados.

La demanda del mercado de generación eléctrica depende

de las necesidades del mercado eléctrico, así como de su

casuística. Consecuentemente, la antedicha demanda se

verá condicionada, entre otros, por los siguientes factores:

los precios del gas natural; el precio del pool eléctrico, la

producción de electricidad mediante otros combustibles

(hidráulicas, carbón, etc.) y la demanda de electricidad.

En las figuras 2.1.14 y 2.1.15 se aprecia que a lo largo

del año 2001 el consumo de gas natural para generación

eléctrica en España ascendió a 12.652 GWh, mientras que

únicamente durante el primer semestre de 2002 se situó

en 9.865 GWh. Dicho comportamiento dio lugar a una

tasa de crecimiento del 246% durante el primer semestre

de 2002.

22

Figura 2.1.14. Evolución de la demanda de generación eléctrica

Demanda de gas natural para generación eléctrica en GWh Crecimiento

1.er sem. 1.er sem.

1999 2000 2001 2002 00/99 01/00 02/01

Térmicas convencionales 7.675 10.372 12.652 8.647 35% 22% 203%

Ciclos combinados 1.218

Total 7.675 10.372 12.652 9.865 35% 22% 246%

Fuente: ENAGAS, S.A.

Entre las causas de dicho crecimiento ha de citarse la

incorporación de siete grupos de ciclo combinado en

período de pruebas, cuyo consumo ha supuesto el 12% de

la demanda para generación eléctrica. Análogamente, el

factor climatológico ha condicionado el incremento de la

demanda, puesto que durante el último año se han

registrado unas temperaturas más bajas y una menor

hidraulicidad que en años anteriores. El aumento que se

ha registrado en la demanda eléctrica ha requerido una

utilización creciente de las centrales térmicas

convencionales, con el consiguiente incremento en la

demanda de gas.

Por sus características, la demanda de gas de las centrales

térmicas convencionales se ha comportado

tradicionalmente de forma errática (ver figura 2.1.16).

Este tipo de centrales se ha empleado para solucionar

problemas tanto de demanda punta de electricidad como

de restricciones técnicas en el suministro eléctrico. Al ser

centrales de fuel gas, y contar con un suministro de

23

Variación sobre el mismo mes del año anterior (GWh)Tasa de variación en términos de año móvil (%)

1.6001.4001.2001.000

800600400200

0-200-400-600-800

-1.000-1.200-1.400

Ene-

99

Mar

-99

May

-99

Jul-9

9

Sep-

99

Nov-

99

Ene-

00

Mar

-00

May

-00

Jul-0

0

Sep-

00

Nov-

00

Ene-

01

Mar

-01

May

-01

Jul-0

1

Sep-

01

Nov-

01

Ene-

02

Mar

-02

May

-02

GWh/

mes

%

150

125

100

75

50

25

0

-25

-50

-75

-100

-125

Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y CNE

Figura 2.1.15. Evolución de la tasa de crecimiento de la demanda para generación eléctrica

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

Ene-

99

GWh/

mes

Mar

-00

May

-00

Jul-0

0

Sep-

00

Nov-

00

Ene-

01

Mar

-01

May

-01

Jul-0

1

Sep-

01

Nov-

01

Ene-

02

Mar

-02

May

-02

Mar

-99

May

-99

Jul-9

9

Sep-

99

Nov-

99

Ene-

00

Fuente: Boletín Estadístico de Hidrocarburos y ENAGAS, S.A.

Figura 2.1.16. Evolución de la demanda para generación eléctrica

carácter interrumpible, su demanda depende del

diferencial de precios del fuel y del gas.

En el contexto de la generación eléctrica, los mayores

crecimientos futuros de la demanda de gas natural se

producirán en centrales de ciclo combinado, en

detrimento de las centrales convencionales, si bien estas

seguirán formando parte de la demanda de este

segmento.

La demanda de gas natural por áreas geográficas

La demanda de gas natural peninsular se reparte en tres

zonas definidas a partir de la configuración y de la

operación del Sistema Gasista: Área del Mediterráneo,

Área del Ebro, Área del Oeste de Haro. En cada una de

estas áreas el gas natural ha penetrado de forma diversa,

registrándose los crecimientos mayores en el año 2001 en

el Área del Oeste de Haro.

Sólo cinco Comunidades Autónomas, Cataluña, Valencia,

Andalucía, Madrid y País Vasco concentran alrededor del

70% del consumo total peninsular, y junto con Aragón,

Castilla-La Mancha y Castilla y León suman el 88% (ver

figura 2.1.17). En consecuencia, la evolución de estos

mercados determina enormemente la evolución de la

demanda agregada.

Las Comunidades con mayor crecimiento durante el año

2001 han sido: Cantabria, Galicia, Extremadura y La

Rioja, cuyos mercados están menos desarrollados.

Igualmente, son destacables los crecimientos en el último

año de Madrid y Castilla y León con crecimientos del 20

y 17%, respectivamente.

Mercado liberalizado

La liberalización en el sector del gas no genera, en sí

misma, nueva demanda de una manera directa y a corto

24

Figura 2.1.17. Demanda de gas natural por Comunidades Autónomas y zonas geográficas en la Península (GWh)

Áreas geográficas 1999 2000 2001 Crecimiento %GWh % sobre total 00/99 01/00

Área Mediterráneo 75.300 85.881 89.813 42,4% 14% 5%Cataluña 45.353 51.766 53.852 25,4% 14% 4%Comunidad Valenciana 27.972 30.921 32.747 15,5% 11% 6%Murcia 1.975 3.195 3.214 1,5% 62% 1%Área Ebro 32.087 36.560 36.804 17,4% 14% 1%Aragón 10.811 11.911 11.941 5,6% 10% 0%La Rioja 939 1.300 1.573 0,7% 38% 21%Navarra 4.534 5.007 5.026 2,4% 10% 0%País Vasco 15.802 18.342 18.264 8,6% 16% 0%Área del Oeste de Haro 66.490 74.339 85.190 40,2% 12% 15%Galicia 1.256 2.288 3.417 1,6% 82% 49%Asturias 4.344 4.947 4.881 2,3% 14% -1%Cantabria 3.589 3.662 5.538 2,6% 2% 51%Castilla y León 11.115 12.771 14.930 7,0% 15% 17%Madrid 14.779 16.115 19.354 9,1% 9% 20%Castilla-La Mancha 10.331 12.037 10.797 5,1% 17% -10%Andalucía 20.661 21.801 25.359 12,0% 6% 16%Extremadura 415 717 914 0,4% 73% 27%Total Península 173.877 196.780 211.807 100,0% 13% 8%

Fuente: ENAGAS, S.A.

plazo, sino una nueva modalidad de suministro al mercado

existente, al hacer posible la elección por parte de los

consumidores cualificados de su compañía suministradora.

Por tanto, el mercado liberalizado coexiste con el mercado

regulado y compite con el suministro realizado a los

consumidores cualificados por las compañías

distribuidoras a precios regulados.

Actualmente, de un total de 33 comercializadoras con

autorización provisional, existen nueve operando en el

mercado con un volumen total de ventas para el año 2001

de 80.969 GWh, lo que supuso multiplicar por más de

cuatro las ventas realizadas en el año 2000 (18.760 GWh).

Durante el primer semestre de 2002 se ha alcanzado un

volumen de 59.278 GWh, suponiendo un crecimiento

prácticamente del 60% sobre el mismo período del año

anterior (ver figura 2.1.18).

Este crecimiento se ha visto beneficiado por la

adjudicación del 25% del contrato de gas de Argelia por

gasoducto a seis comercializadoras con un volumen total

de 49.350 GWh hasta el 1 de enero de 2004.

Como resultado de este crecimiento, en el primer semestre

de 2002, más del 50% de la demanda convencional se

suministra a través de comercializadores, siendo el 49% del

volumen total de gas suministrado desde el mercado

liberalizado. El trasvase de clientes al mercado liberalizado

viene ocasionado porque los suministros bajo esta modalidad

se realizan a precios inferiores a las tarifas publicadas, con

los consiguientes beneficios para los consumidores.

La entrada en operación comercial de los ciclos combinados

y la previsible continuidad por parte de los nuevos agentes

de su actividad comercial en el mercado convencional, nos

lleva a concluir que el mercado libre supere claramente en

volumen a los suministros realizados a tarifa.

Por último, cabe señalar que en el año 2001 Gas Natural

Comercializadora concentró el 80% del mercado

liberalizado y los cinco primeros comercializadores

abastecieron el 99% de dicho mercado. En el primer

semestre de 2002, estos porcentajes fueron del 68% y del

93%. Esto muestra una apertura creciente del nuevo

mercado liberalizado del gas.

2.1.2. La oferta de gas natural

España carece prácticamente de yacimientos de gas

natural, por lo que el abastecimiento de gas proviene en

más del 98% de otros países. Esto tiene implicaciones

25

Figura 2.1.18. El mercado liberalizado en la demanda de gas natural

Mercados Crecimiento2000 2001 1.er sem. 2002 1.er sem.

Mte % s/total Mte % s/total Mte % s/total 01/00

Convencional 186.408 94,7% 199.155 94,0% 110.349 91,8% 8,8%

. Regulado 167.648 85,2% 118.186 55,8% 52.290 43,5% -18,6%

. Liberalizado 18.760 9,5% 80.969 38,2% 58.059 48,3% 55,8%

Generación eléctrica 10.372 5,3% 12.652 6,0% 9.865 8,2% 245,7%

. Regulado 10.372 5,3% 12.652 6,0% 8.647 7,2% 203,0%

. Liberalizado 0,0% 0,0% 1.218 1,0%

Total 196.780 100,0% 211.807 100,0% 120.214 100,0% 15,2%

. Regulado 178.021 90,5% 130.839 61,8% 60.937 50,7% -9,1%

. Liberalizado 18.760 9,5% 80.969 38,2% 59.278 49,3% +59,1%

Fuente: ENAGAS, S.A.

directas en las políticas de seguridad de suministro que

obligan tanto a la diversificación de los países

suministradores como a un mantenimiento de existencias

mínimas de seguridad.

Respecto a la diversificación, la Ley del Sector

Hidrocarburos 34/1998 limita al 60% las importaciones de

gas natural desde un mismo país aprovisionador. Sobre las

reservas mínimas, la misma ley en su artículo 98 establece a

los operadores de gas una obligación de existencias mínimas

equivalentes a treinta y cinco días de sus ventas firmes.

Por otra parte, España se caracteriza por encontrarse en

una posición periférica respecto a los principales

mercados europeos, a la vez que está débilmente

conectada con la red.

Asimismo, la proximidad de España con Argelia ha

favorecido el abastecimiento de gas argelino, que se

recibe tanto a través del gasoducto del Magreb como en

buques de GNL, llegando hasta los límites permitidos.

Otra particularidad de los aprovisionamientos españoles

de gas es la alta participación de las importaciones de

GNL, que alcanzan el 54% del total en el año 2001. Para

el primer semestre de 2002, esta dependencia se ha

aumentado en un 1%, y se espera que esta proporción siga

aumentando en los próximos años.

Las grandes inversiones iniciales necesarias para explotar

los yacimientos de gas, se han traducido, para la mayor

parte de los aprovisionamientos, en contratos de largo

plazo que incorporan una cláusula de take or pay para

asegurar que una vez contratado el gas sea retirado o

pagado, imponiendo graves restricciones en la liquidez de

los mercados de gas.

No obstante, se han desarrollado mercados de oportunidad

y a corto plazo de GNL, conocidos como mercados spot de

GNL, que ayudan a resolver marginalmente los problemas

de déficit o de exceso de abastecimiento y en los que las

compañías que operan en España participan activamente.

La vinculación del precio de la mayoría de los contratos

de aprovisionamiento a los de los precios en los mercados

spot de productos petrolíferos y sus derivados confiere

una gran volatilidad al precio final del gas.

Con los cambios regulatorios introducidos en la

Ley 34/1998, del sector de hidrocarburos, se modifica el

tradicional sistema de aprovisionamientos en el que

Enagás S.A., centralizaba todas las compras de gas natural

para el abastecimiento del mercado español y se sustituye

por un funcionamiento de mercado, en el que las

empresas comercializadoras son las responsables de los

aprovisionamientos de sus clientes en el mercado

liberalizado, si bien las compañías transportistas han de

mantener sus adquisiciones de gas destinadas al

abastecimiento del mercado regulado.

Actualmente, el primer grupo aprovisionador en España

es el grupo Gas Natural sdg que a través de su filial Gas

Natural Aprovisionamientos gestiona la mayoría de los

contratos a largo plazo con los países proveedores de este

combustible. Muchos de estos contratos se adquirieron a

partir de la escisión de activos de Enagás, S.A., en el año

2000 cuando se realizó la separación jurídica entre ambas

sociedades. Desde entonces, Enagás, S.A. adquiere el gas

natural para su suministro al mercado regulado a Gas

Natural Aprovisionamientos, S.A., que también suministra

a Gas Natural Comercializadora, S.A.

Las características de los aprovisionamientos en el marco

de la liberalización del sector del gas tienen importantes

implicaciones en la gestión y funcionamiento del sistema

gasista que condicionan su diseño y su desarrollo en el

futuro.

A continuación se analiza la evolución y la composición

de los aprovisionamientos en España, su diversificación

por origen, los tipos de contratos existentes, la

penetración de los nuevos operadores en el mercado

liberalizado, así como el nuevo sistema de

aprovisionamientos que introduce la liberalización con

sus implicaciones.

26

Descripción de los aprovisionamientos de gas

natural

Los aprovisionamientos en el año 2001 se situaron en

209.433 GWh, de los cuales 1.639 GWh fueron mermas,

pérdidas y autoconsumos del sistema. Para el primer

semestre de 2002 los aprovisionamientos fueron de

119.506 GWh, se redujeron las reservas en 2.701 GWh

por motivos estacionales, siendo las pérdidas, mermas y

autoconsumos de 2.073 GWh.

España se caracteriza por tener una estructura de

aprovisionamiento concentrada. Alrededor del 60% de las

compras proceden de Argelia, el máximo que permite la

ley, y aproximadamente el 12% de Noruega,

representando la producción nacional en torno a un 2%.

El resto de los aprovisionamientos tiene diversas

procedencias, Nigeria, Trinidad y Tobago, etc. (ver

figura 2.1.19).

En el año 2001, el 45,3% de los aprovisionamientos de

gas natural se recibe a través de dos conexiones por

gasoducto, una con Francia a través del gasoducto de

Lacq-Calahorra y otro con el Magreb. La otra mitad de

los aprovisionamientos son importaciones de GNL

procedentes en gran parte, también, de Argelia,

de Nigeria, Trinidad y Tobago, Libia y países del Golfo

(ver figura 2.1.20).

Esta participación tan alta del GNL en los

aprovisionamientos tiene importantes repercusiones en la

operación y logística del sistema, ya que las aportaciones

o entradas de gas se realizan de forma discreta, mientras

que el consumo o las salidas se producen de forma

continua. Esto obliga a coordinar con exactitud las

descargas de los barcos de cada planta para que no se

produzcan situaciones de desabastecimiento y a

mantener en cada momento unas elevadas existencias

de gas en costosas infraestructuras de almacenamiento

de GNL.

Prácticamente la totalidad de los contratos son de largo

plazo y contienen la cláusula de take or pay. Por su

volumen y antigüedad, los más importantes son los del

gas argelino. Asimismo, los contratos con Noruega son

también antiguos e importantes para el abastecimiento

del mercado español, porque el gas se recibe por

gasoducto a través de la interconexión con Francia y

abastece a la parte norte del país con elevadas cuotas de

demanda. Esta ventaja compensa el posible diferencial

de precio que el gas noruego pudiera tener respecto a

otras procedencias.

27

Trinidad y Tobago2%

Nigeria9%

Nacional3%

Países del Golfo10%

Noruega13% Libia

4%

GNL Argelia29%

GN Argelia30%

Trinidad y Tobago2%

Nigeria7%

Nacional2%

Países del Golfo12%

Noruega11% Libia

4%

GNL Argelia30%

GN Argelia32%

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 2.1.19: Origen de los aprovisionamientos en el año 2001 y primer semestre de 2002

Origen de los aprovisionamientos. Año 2001 Origen de los aprovisionamientos. 1.er semestre 2002

No obstante, a través de los acuerdos alcanzados en los

últimos años hay una clara tendencia a la diversificación

en las fuentes de suministro, existiendo importaciones

estables de GNL desde Nigeria, el Golfo Pérsico y

Trinidad y Tobago. Igualmente han contribuido a esta

diversificación las operaciones spot realizadas por los

agentes aprovechando las posibilidades de arbitraje que

ofrecen estos mercados, a pesar de estar aún poco

desarrollados en comparación con los mercados de crudo.

Los precios de los aprovisionamientos de gas natural

difieren según el tipo de contrato, ya que el precio final

acordado en cada uno se calcula bajo fórmulas distintas

que dependen de la indexación otorgada a los productos

petrolíferos y sus derivados. Públicamente se conoce el

precio de la materia prima, Cmp, que se utiliza en el

cálculo de las tarifas, definido como el precio medio del

mix de aprovisionamientos utilizados para el suministro

del mercado regulado y que resulta indicativo del coste

del gas en España.

Al estar referido a los precios de los contratos, el Cmp

también está indexado, a los precios de los productos

petrolíferos y sus derivados con unas ponderaciones que

se corresponden con la media ponderada de los

contratos.

28

Figura 2.1.20. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural en España por orígenes

Acumulado(en GWh) 1996 1997 1998 1999 2000 2001Junio 02

Nacional 5.031 1.913 1.200 1.592 1.696 5.868 2.801

Argelia 62.967 92.831 101.089 115.826 124.056 123.484 73.138

GN Argelia 7.465 54.989 59.920 70.208 72.009 62.284 37.221

GNL Argelia 55.502 37.842 41.169 45.617 52.047 61.200 35.917

Libia 14.007 12.980 10.561 11.201 9.296 9.233 4.224

Noruega 15.348 20.045 26.719 26.773 26.864 26.841 12.932

Países Golfo 10.943 15.774 12.966 13.397 8.755 21.731 14.870

Trinidad y Tobago 0 0 0 8.687 9.159 3.714 2.627

Nigeria 0 0 0 888 21.828 18.562 8.432

Otros 4.840 7.198 4.309 3.460 0 0 482

Total 113.136 150.740 156.844 181.824 201.654 209.433 119.506

Fuente: Sedigas y Enagás, S.A.

1,80

1,60

1,40

1,20

1,00

0,80

0,60

0,40

0,20

0,00

Pta/

te

O.M.13/05/94

O.M.6/09/96

O.M.16/07/98

O.M.10/05/99

Resol.9/02/00

Resol.4/08/00

O.M.12/02/00

Resol.2/08/01

O.M.10/07/02

0,68 0,69 0,690,75

0,600,51 0,51

0,80

1,02

1,22

1,37

1,54 1,61

1,46

1,31

1,111,18 1,21

Fuente: BOE

Figura 2.1.21. Evolución del coste de la materia prima (Cmp)

Estos precios son los del crudo Brent Spot, el Brent Short

Term Contract/Spot, las medias mensuales las

cotizaciones del gasóleo con 0,2% de azufre, el fuel con

contenidos máximos de azufre de 1% y 3,5%, en el

mercado Génova-Lavera, y el tipo de cambio medio €/$.

La fórmula del Cmp se revisa y actualiza a fin de

adecuarse a la cesta de aprovisionamientos existente en

cada momento y a las modificaciones de los precios de los

productos petrolíferos. En 1999 se inició una escalada en

los valores del Cmp, pasando de 0,51 c€/kWh a

1,61 c€/kWh en febrero de 2001. En las últimas revisiones

ha subido ligeramente y se sitúa en 1,2909 c€/kWh.

El régimen actual de aprovisionamientos

Hasta 1998, fecha de publicación de la Ley 34/1998,

Enagás, S.A. se constituía como la única empresa

responsable del abastecimiento del mercado español y la

encargada de negociar los contratos de aprovisionamiento

de gas natural con los países y empresas aprovisionadoras.

A partir de la Ley se estableció el vigente sistema de

aprovisionamiento bajo el cual las empresas transportistas

se encargan de abastecer al mercado regulado, y las

compañías comercializadoras adquieren el gas para sus

clientes en el mercado liberalizado, multiplicando el

número de agentes que participan en el mercado de

aprovisionamientos.

Enagas, S.A. es la única empresa transportista que, hasta la

fecha, adquiere gas natural para su posterior suministro a

los consumidores del mercado regulado. Tras su escisión de

activos y separación jurídica de Gas Natural sdg realizó un

acuerdo con este grupo para que le abasteciera todo el gas

requerido para los mercados a tarifa que Enagás, S.A.

suministrase, dando preferencia a las cantidades de gas

correspondientes al contrato de Sagane con Sonatrach.

El acuerdo con Gas Natural sdg tiene flexibilidad para que

se retiren las cantidades necesarias para el mercado a

tarifa, y aparte del gas del contrato de Sagane podrá ser

complementado con GNL procedente de otros contratos

que el Grupo Gas Natural tiene con Argelia, Libia y

Trinidad y Tobago.

Por tanto, Enagas, S.A. se suministra mediante los

contratos actualmente en vigor y que el Grupo Gas Natural

se compromete a utilizar para atender al mercado de tarifa.

Por su parte, las compañías comercializadoras o grandes

consumidores cualificados adquieren el gas a empresas

intermediarias como Gas Natural Aprovisionamientos, o

directamente a través de contratos con las empresas

aprovisionadoras en origen. La mayoría de los

aprovisionamientos contratados hasta el momento han

sido de GNL, si bien tras la resolución del procedimiento

para la adjudicación entre empresas comercializadoras de

gas natural del 25% del gas procedente de Argelia y

suministrado a través del gasoducto del Magreb,

publicado en la Orden Ministerial de 29 de junio de 2001,

seis comercializadoras han tenido acceso a una parte del

25% del contrato de Sagane por el gasoducto del Magreb,

lo que representa un volumen total de 49.350 GWh hasta

finales del año 2003.

En el primer semestre de 2002, el volumen de gas

introducido por los comercializadores desde el Magreb ha

sido de 9.212 GWh, un 7,7% del total de los

aprovisionamientos del mercado nacional, y

aproximadamente 15% de los aprovisionamientos

destinados al mercado liberalizado. Excluyendo los

aprovisionamientos correspondientes a Gas Natural

Comercializadora, primera empresa comercializadora, este

porcentaje prácticamente alcanza el 42% del gas

introducido por el resto de comercializadores.

Implicaciones del actual sistema de

aprovisionamiento

Al descentralizarse el abastecimiento entre los

comercializadores, Enagás, S.A. y otros transportistas, el

equilibrio en el balance de gas exige que se iguale la

oferta individual de cada operador con la demanda de sus

clientes. Esto puede convertirse en una rigidez si no se

29

crean los mecanismos de flexibilidad que solucionen los

desequilibrios puntuales en los balances de gas a través de

intercambios ágiles entre comercializadores.

Asimismo, la gestión de los aprovisionamientos resulta

más compleja pudiendo crear la necesidad de constituir

reservas de gas a disponibilidad del sistema gasista para

situaciones de falta puntual de gas cuando alguna de las

empresas comercializadoras no pueda atender sus

compromisos por sus problemas de aprovisionamiento.

Este tipo de reservas se conoce como gas de back-up.

En definitiva, el nuevo marco liberalizador introduce una

mayor complejidad en la gestión de los aprovisionamientos

al descentralizarse en varios sujetos que actúan

simultáneamente en este mercado. Para organizar el

mercado pueden ser necesarios nuevos mecanismos de

intercambio entre los agentes, o mercados secundarios de

gas, la existencia de un gas de back-up para solucionar

problemas de abastecimiento y, en particular, suficiente

capacidad de entrada de gas al sistema.

2.1.3. Las infraestructuras actuales de gas natural

El desarrollo de las infraestructuras gasistas en España

viene condicionado por la escasa producción de gas

nacional, y por la situación geográfica de España alejada de

los yacimientos europeos del Mar del Norte y Rusia.

Ambos factores provocaron un desarrollo tardío del gas

natural, que comenzó a finales de los sesenta con la

construcción de la primera planta de regasificación en

Barcelona, abastecida a partir de GNL libio y argelino,

seguida de las de Huelva y Cartagena. Posteriormente,

en 1993 se realiza la conexión por gasoducto con Francia,

que conecta la red española con el yacimiento francés de

Lacq, y en 1996 se finaliza el gasoducto del Magreb que

conecta la Península Ibérica con los yacimientos de gas

argelinos, atravesando Marruecos y el estrecho de Gibraltar.

La peculiaridad del sistema de gas español, en

comparación con otros países europeos, es la elevada

dependencia de las importaciones y el elevado

protagonismo de las plantas de regasificación en el

aprovisionamiento, que introduce una mayor complejidad

en la explotación del sistema.

El avance de las infraestructuras de gas natural por el

territorio peninsular experimenta un gran impulso a partir

del Protocolo del Gas de 1985, avance que continúa en la

actualidad y que se concreta en la reciente planificación

realizada por el Gobierno.

Las infraestructuras actuales de gas natural en España se

componen de tres plantas de regasificación de gas natural

licuado en explotación y una en construcción avanzada,

unos 6.600 km de gasoductos de transporte, más de 33.000

km de gasoductos de distribución, dos almacenamientos

subterráneos, tres yacimientos y cuatro conexiones

internacionales (con Marruecos, con Francia y dos con

Portugal), además de otras instalaciones auxiliares, 9

estaciones de compresión y plantas satélite de GNL.

Las redes de transporte de gas española y portuguesa se

encuentran altamente integradas: actualmente todo el gas

natural consumido por Portugal se transporta a través del

sistema español, y a su vez Galicia se alimenta desde la

red portuguesa.

Evolución de las infraestructuras en los años 2001

y 2002

Con respecto a las plantas de regasificación, las

infraestructuras más relevantes puestas en operación en este

período se han realizado en la planta de Cartagena, donde ha

entrado en servicio el segundo tanque de almacenamiento de

GNL y el nuevo atraque para barcos metaneros. Asimismo,

la capacidad de regasificación se ha visto incrementada con

la puesta en funcionamiento de un nuevo vaporizador.

Por otra parte, la planta de regasificación de Barcelona ha

aumentado su capacidad máxima para la carga de cisternas.

En la actualidad se encuentra en fase de construcción una

nueva planta de regasificación en Bilbao, que se espera

30

entre en operación a mediados del año 2003. En julio de

2002 obtuvo autorización administrativa la planta de

Mugardos, cuya puesta en servicio se prevé para 2005. La

planta de regasificación de Sagunto, también prevista para

operar en 2005, está en estos momentos en fase de

autorización por parte del Ministerio de Economía.

El mayor desarrollo en el sistema gasista lo ha

experimentado la red de gasoductos. Así, los gasoductos

de transporte han aumentado en torno a los 588 km, hasta

alcanzar alrededor de los 6.617 km, y la red de

gasoductos de distribución ha superado los 33.000 km,

con la puesta en servicio de unos 1.700 km nuevos. Dos

gasoductos de transporte, Arrigoriaga-Santurce y Olmedo-

Medina, que suponen un total de 41,5 km, se encuentran

en proceso de construcción. Se prevé su puesta en

funcionamiento a finales de 2002.

Como infraestructuras relacionadas con el aumento de la

capacidad de transporte y el desarrollo del sistema, se han

puesto en marcha una nueva estación de compresión en

Paterna, ligada al desarrollo de la planta de Cartagena y

que refuerza el eje mediterráneo.

Con referencia a las instalaciones de almacenamiento

subterráneo, durante los años 2001 y 2002 el

almacenamiento de Serrablo ha visto incrementada tanto

la capacidad de extracción, como la capacidad de

almacenamiento útil.

Es obligado hacer referencia en este apartado al

documento elaborado por el Ministerio de Economía

Planificación de los sectores de electricidad y gas.

Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011. El gas

natural se prevé como la fuente de energía de mayor

crecimiento por diversas razones: el desarrollo de ciclos

combinados para la producción de electricidad, el

endurecimiento de la legislación medioambiental, la

voluntad de extender el servicio a todas las Comunidades

Autónomas y capitales de provincia, y favorecer el

desarrollo progresivo en las zonas que todavía no

disponen de este servicio. Se propone un crecimiento

paulatino de las infraestructuras del sistema gasista en

paralelo con el crecimiento esperado de la demanda de

gas natural, con el fin de dotar a España de un sistema

gasista que sea capaz de atender la demanda con holgura.

La integración de las redes de transporte de gas española

y portuguesa sigue siendo fundamental en la evolución de

ambos sistemas. En estos momentos se está construyendo

una planta de regasificación en Sines (Portugal) que

entrará en funcionamiento en el tercer trimestre del

año 2003. Esta planta podría suponer un nuevo punto de

entrada del gas para España ya que permitiría los

intercambios de gas entre los dos países, gas descargado

en Sines por gas transportado por el gasoducto del

Magreb, reduciendo el esfuerzo de transporte y aliviando

el sistema español en situaciones de demanda punta.

En la figura 2.1.22 se muestra el mapa de infraestructuras

actuales de la red gasista.

Plantas de regasificación

En la figura 2.1.23 se describe la capacidad actual de las

tres plantas de regasificación existentes, en función de sus

parámetros básicos: los muelles de atraque de buques

metaneros, los tanques de almacenamiento de GNL, la

capacidad de los equipos de regasificación y la capacidad

de carga de cisternas de GNL con destino a las plantas

satélites.

En comparación con el año anterior, Barcelona mantiene

su capacidad de almacenamiento y regasificación. Sin

embargo, hay que destacar que la emisión en punta a la

red de 72 bar puede aumentar en 150.000 m3(n)/h, hasta

750.000 m3(n)/h, con el funcionamiento de los equipos de

vaporización de emergencia.

La planta de Barcelona no puede utilizar en su totalidad la

capacidad de regasificación a 45 bar, puesto que está

conectada a una red de menor demanda y estos equipos de

vaporización no pueden utilizarse para emitir a la red

de 72 bares. Además, con el atraque disponible en

31

32

105

Salamanca

Bilbao

Segovia

Madrid

Lugo

Zaragoza

Cuenca

PALANCARES

Granada

Málaga

Cádiz

Huelva

BBG

ToledoTalavera

AASS GAVIOTA

Pamplona

S. Sebastián

Vitoria Lumbier

Huesca

Castellón

Murcia

Lorca

CaudeteAlbacete32”

20”

Villar de

Aranda

Algete Guadalajara

Getafe

Tarancón

Alcalá

Aranjuez26”

26”

26”

16”

20”

30”

20”

20”

20”

20”

12”

12”8”

8”

20”

26”26”

26”

26”

12”

30”

24”

Plasencia

12”10”

8”

Tivissa

Manresa

Igualada 12”

10” MontmelóMataró

Gerona

495

Larrau

16”

20”12”

16”

Subirats

8”

14”

Castro U.Arrigorriaga Durango

Vergara

Irún

Toro

Peñafiel

EstellaViana

Lesaka

Sangüesa

8”

4”

6”

Zuera

Torrijos

Alamedade la SagraLos

Yébenes

Tortosa

Alcora 8”

Borriol12”

SegorbeNules

4”

12”

10”

8”

20”

10”

8”

10”

16” 12”

8”

14”

10”

Paterna

Lliria

Cheste 6”

Carlet

Agullent

10”

4”

6”

Sines

GuardaViseu

Oporto

Leiria

DE SINES

26”

20”

20”

26”12”

Teruel

26”

20”

12”

C.I. FRANCIA

450 105

Oviedo

Palencia

Valladolid

Burgos

A Coruña

55100

60

Zamora

LeónPontevedra

Ourense

Salamanca

Bilbao

Segovia

Madrid

Lugo

ZaragozaSoria

Cuenca

Jaén

PLANTA DE HUELVA POSEIDON

MARISMAS

PALANCARES

Granada

Málaga

Córdoba

Cádiz

HuelvaSevilla

Algeciras

Jerez Arcos

Estepona

Motril

Puente Genil

BBGBBG150

48”

Badajoz

Cáceres

Almendralejo

ToledoTalavera

PLANTA DE BILBAO

Pamplona

S. Sebastián

Vitoria Lumbier

Huesca

Lérida

Tarragona

Barcelona

Castellón

Valencia

Alicante

Murcia

Ciudad Real

Cartagena

Lorca

Caudete

Albacete

PLANTA DE CARTAGENA

PLANTA DE BARCELONA

AASS SERRABLO

32”

28”

20”

26”

Villar deArnedo

Haro

Aranda

AlgeteGuadalajara

Getafe

Tarancón

Alcalá

Puertollano

26”

26”

26”

16”26”

20”

30”

20”20”

20”

20”

20”

20”

12”

12”

16”

Ponferrada

12” 8”

8”

6”20”

26”26”

26”

26”

12”

30”

24”

26”

30”

Mérida

Plasencia

Linares

Aguilar de la F.

Osuna

16”

10”

12”

12”10”

8”

Monzón

TivissaBañeras

Manresa

Igualada 12”

10”Montmeló

Gerona

10”

780

635

Larrau

Sariñena

Reus

16”

20”

20”12”

16”

Alfarrás

Subirats

8”

14”

Ferrol

Villalba

Vigo

CurtisSantiago

Caldas de Reis

Puentecesures

Tuy

Astorga

Villamañan

Benavente

AvilésGijón

Luarca

Langreo

Reinosa

Castro U.

BriviescaMiranda

Arrigorriaga Durango

Vergara

Irún

Lerma

Aguilar deCampoo

Toro

Tordesillas Peñafiel

Tudela

Sangüesa

8”

4”

6”

12”10”

Tantarite de LiteraVillanueva G.Zuera

Torrijos

Alamedade la SagraLos

Yébenes

Tortosa

Alcora 8”

Borriol12”

Villafames

ChilchesSegorbe

Nules

Sagunto

4”

16”

12”

10”

8”

20”

10”

8”

4”

10”

10”

10”

16” 12”

8”

14”

10”

Santovenia

1 6 / 1 0 / 8 ”

PaternaPuzol

Lliria

Cheste6”

Carlet

Ontinsent

Agullent

Elche

10”

10”

20”

16”

Logroño

4”

6”

Lisboa

Sines

GuardaViseu

Braga

Oporto

Portalegre

Campomaior

Leiria

PLANTA

AASS DECARRIZO

26”

20”

20”

26”12”

Teruel

26”

20”

Villamayor

C.I. FRANCIA

450

1.200

450

800

Almería

80 80

40 40

24”

Santander12”

C.I. MARRUECOS

Planta de regasificación(proyecto)

Capacidad de regasificación

Yacimiento

Conexión internacional

Almacenamiento subterráneo

Planta de regasificaciónen construcción

Planta de regasificación

Capacidad de regasificación

Yacimiento

(en miles de m de GNL)

Estación de compresión

Gasoducto de transporte

Gasoducto en construcción

Gasoducto de Portugal

Mugardos

30”

Llanera

28”

20”

28”

32”

28”

12”

Arévalo

Olmedo12”Medina delCampo

VillalbaÁvila

PintoAranjuez

Rivas

Almaraz

30”

Treto LesakaIzurzun

14”

Alsasua

El Grado

Caspe

Castellnou

24”

Sueca

Carcaixent

Oliva

Alendra de Crespins

CarpioMouro

Úbeda

Villanuevade Algaida

Rincón dela Victoria

Ejido

ENAGAENAGA

105

450

3

(miles de m (n)/h)3

Fuente: CNE

Figura 2.1.22. Mapa de infraestructuras

Figura 2.1.23. Capacidad actual de las plantas de regasificación españolas

Capacidad de Capacidad de Días de Capacidad de Capacidad dePlanta de almacenamiento vaporización autonomía atraque carga cisternas

regasificación m3 GNL m3 (n)/h máximos (*) m3 GNL camiones/día

Barcelona 2 x 40.000 600.000 (a 72 bar)

2 x 80.000 600.000 (a 45 bar) 4,5 80.000 75

Total 240.000 Total 1.200.000

Huelva 100.000 400.000 (a 72 bar)

60.000 50.000 (a 16 bar) 8 140.000 45

Total 160.000 Total 450.000

Cartagena 55.000

105.000450.000 8 140.000 45

Total 160.000

Total 560.000 2.100.000 6 165

(*) Los días de autonomía se calculan como los días que, regasificando al máximo de capacidad, se tarda en consumir el gas de lostanques llenos, descontando el mínimo de llenado (10%).

Fuente: ENAGAS, S.A.

Barcelona no es posible la descarga de grandes metaneros y

la velocidad de descarga es menor que en las otras plantas.

Estos dos factores hacen que no se pueda descargar gas

suficiente para poder utilizar la capacidad de regasificación

máxima en continuo, por lo que en la actualidad la

capacidad real de regasificación es inferior a la nominal.

Barcelona obtuvo la autorización administrativa para la

construcción del atraque para barcos de 140.000 m3 GNL

en julio de este año, el cual estaría operativo en el tercer

trimestre de 2003, lo que solucionaría esta limitación.

Asimismo, se ha producido un incremento de la capacidad de

carga de cisternas de GNL en esta planta, que ha pasado de

una capacidad máxima de 45 cisternas/día a 75 cisternas/día.

En marzo de 2002 entró en operación el segundo tanque de

Cartagena, con una capacidad de 105.000 m3 GNL, que le

confiere a la planta una capacidad de almacenamiento total

de 160.000 m3 GNL. Asociado a este segundo tanque entró

en servicio el atraque para grandes metaneros, construido

en 2001. Cartagena es, por tanto, la segunda planta en

España, además de la de Huelva, que permite la descarga

de buques de 140.000 m3 GNL, generalmente vinculados a

aprovisionamientos de larga distancia.

La capacidad de emisión en la planta de Cartagena se ha

visto incrementada con un nuevo vaporizador, hasta

alcanzar los 450.000 m3(n)/h. No obstante, esta planta

puede llegar a emitir hasta 600.000 m3(n)/h mediante la

puesta en marcha de los equipos de emergencia.

En el caso de la planta de regasificación de Huelva, ésta

no presenta variaciones en sus características respecto al

año anterior.

Por otra parte, la legislación establece que el peaje del

servicio de regasificación incluye el derecho al uso de un

almacenamiento operativo de GNL en planta equivalente a

10 días de la capacidad de regasificación contratada

(transitoriamente, se limita este derecho a 5 días de

almacenamiento hasta el 1 de enero de 2004). Según se

muestra en la tabla, los días de autonomía máximos de las

plantas de GNL están actualmente entre 4-5 días para

Barcelona y 8 para Huelva y Cartagena. Para cumplir el

requisito de 10 días de capacidad de almacenamiento en

el año 2004, será preciso aumentar la capacidad de

almacenamiento en todas las plantas, incluso sin

considerar los incrementos previstos de la demanda.

Sobre este punto hay que señalar que en la actualidad la

planta de Huelva tiene autorización para la construcción de

un tercer tanque de almacenamiento de 150.000 m3 de GNL.

Están en proceso de autorización la construcción del quinto

tanque, de 150.000 m3 de GNL de capacidad, en Barcelona y

el tercero en Cartagena, con una capacidad de 130.000 m3 de

GNL. Los tres tanques entrarían en servicio en 2005.

En lo referente a nuevas plantas de regasificación, en la

actualidad se encuentra autorizada (marzo de 2001) y en

fase de construcción la planta de regasificación de Bilbao,

que se espera entre en operación a mediados de 2003. La

planta de Mugardos obtuvo la autorización en julio de

2002, y se prevé que comience su construcción en enero

de 2003, entrando en operación en 2005. La planta de

regasificación de Sagunto, también prevista para el 2005,

presentó la solicitud de autorización de instalaciones al

Ministerio de Economía en mayo de 2001.

Gasoductos de conexión internacional

España dispone de cuatro conexiones internacionales por

gasoducto, una con Francia por Larrau (Pamplona), por la

que en estos momentos se importa gas derivado de un

contrato con Noruega, otra con Marruecos por Tarifa (Cádiz)

por la que se introduce gas argelino en el sistema, y dos con

Portugal: una en Badajoz y otra en Tuy (Pontevedra).

El tránsito de gas por las conexiones internacionales

durante el año 2001, en punta y en términos anuales, se

indica en la figura 2.1.24.

Larrau y Tarifa con las infraestructuras actuales están

cercanas a la saturación, pudiendo llegar puntualmente a

vehicular 300.000 y 800.000 m3(n)/h, respectivamente, en

33

punta de demanda para el mercado español. El resto de la

capacidad de Tarifa hasta 1.066.000 m3(n)/h corresponde

a entradas de Transgas, el transportista portugués.

En general, las conexiones internacionales por gasoducto

se explotan con flujos bastante constantes que se adecuan a

la estrecha flexibilidad de los contratos y a la necesidad de

cumplir la cláusula de compra garantizada take or pay.

Yacimientos de gas nacionales

Una de las características fundamentales del sistema gasista

español es la escasez de yacimientos de gas natural en

territorio nacional. En la actualidad están en producción

solamente tres yacimientos: dos de ellos terrestres,

Marismas y Palancares, situados en el valle del

Guadalquivir; y uno marino, Poseidón, en el Golfo de Cádiz.

La emisión de los yacimientos podría llegar a alcanzar los

siguientes valores de acuerdo con sus capacidades de

producción y dimensionamiento de las conexiones con los

gasoductos de transporte (ver figura 2.1.25).

Marismas y Palancares son propiedad de la empresa Locs Oil

Company of Spain, S.A., mientras que Poseidón es propiedad

de RIPSA, Repsol Investigaciones Petrolíferas, S.A.

La producción nacional de gas natural en España es muy

escasa y se prevé el agotamiento de estos yacimientos

para el año 2006.

Gasoductos de transporte

Durante este año se han construido alrededor de 588 km

de nuevos gasoductos de transporte en España, hasta

alcanzar un total de 6.617 km, lo que supone un

aumento de la red en torno al 9% respecto al año

anterior. De este total, 6.382 km de gasoductos

corresponden a transporte primario (presión de diseño

superior o igual a 60 bar) y 234 km son de transporte

secundario (presión de diseño comprendida entre 16 y

60 bar).

El reparto de la red de transporte por empresas se muestra

en la figura 2.1.26.

34

Figura 2.1.24. Flujos de gas contractuales diarios yanuales de las conexiones internacionales porgasoducto en 2001

Tránsito en Tránsito total Localización punta m3(n)/h bcm/año

Larrau 263.000 2,2

Tarifa (España y Portugal) 1.066.000 8

Badajoz (salida hacia Portugal) -355.000 -2,6

Tuy (entrada hacia España) 41.450 0,3

Entradas netas alsistema español 1.015.450 7,9

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 2.1.25. Capacidad de producción de losyacimientos de gas

Capacidad de producciónYacimiento m3(n)/h bcm/año

Marismas(valle del Guadalquivir) 4.600 0,04

Palancares(valle del Guadalquivir) 1.141 0,01

Poseidón(Golfo de Cádiz) 61.640 0,54

Total 67.381 0,59

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 2.1.26. Empresas propietarias de la red detransporte

Porcentaje Empresa Km de gasoducto (%)

Enagás, S.A. 5.734 86,7

Al-Ándalus(Enagás, S.A. + Transgas) 277 4,2

Gasoducto de Extremadura(Enagás, S.A. + Transgas) 250 3,8

Gas natural SDG 209 3,2

Sociedad de gas Euskadi 121 1,8

Distribuidora regional del gas 25 0,4

Gas Aragón 0,1 0,002

Total 6.617 100%

Fuente: CNE

Enagas, S.A. al ser el titular de la mayoría de las

instalaciones de la red básica de gas natural, tiene asignado

el papel de Gestor Técnico del Sistema, y es el responsable

de garantizar la continuidad del suministro de gas natural y

la correcta coordinación entre los puntos de acceso, los

almacenamientos, el transporte y la distribución.

Los gasoductos de transporte puestos en servicio durante

el año 2001, que fundamentalmente persiguen la

gasificación de nuevas zonas, se incluyen en la

figura 2.1.27.

Durante el transcurso del año 2002 se ha puesto en servicio

el ramal Gajano-Treto en Cantabria, con 33 km de longitud

y 12”, el gasoducto Puente Genil-Málaga, con 120 km

construidos en 20”, 16” y 10” y la fase I del gasoducto

Cartagena-Lorca, de 24,1 km y 20”. Adicionalmente, está

prevista la puesta en operación del primer tramo del

gasoducto Málaga-Estepona hacia finales de 2002.

En la actualidad, se encuentran en fase de construcción

los gasoductos Arrigoriaga-Santurce (inicio de

construcción en enero de 2002) y Olmedo-Medina (inicio

de construcción en agosto de 2002).

Estaciones de compresión

El sistema de transporte español tiene 9 estaciones de

compresión, que disponen de un total de 26

turbocompresores instalados, incluyendo las unidades de

reserva. De estas 9 estaciones, 8 son propiedad de

Enagas, S.A. y la restante es propiedad de Gasoducto de

Extremadura.

La figura 2.1.28 muestra las características principales de

las estaciones de compresión.

35

Figura 2.1.27. Gasoductos de la red de transportepuestos en operación durante el año 2001

Longitud Diámetro PresiónGasoducto (km) (“) (bar)

Villamañán-Ponferrada 86 16 80

Granada-Motril 76 10 80

Aranda-Soria-Almazán 114 12

26 10 72

10 6

Villapresente-Gajano 42 12 72

DesdoblamientoValencia-Alicante 91 24 72

Chilches-Segorbe 17 8/6 72

Ramal a Vilches 23 6 72

Rivas-Loeches-Alcalá 12 20 72

20 12/8 72

Colmenar-Villalba 27 16 72

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 2.1.28. Características de las estaciones de compresión

Caudal máximo Presión normal operación (bar)

Instalación vehiculable (m3(n)/h) N.º turbo comp. P. aspiración P. impulsión

E. C. de Arbós (Tarragona) 251.000 2 45 72

E. C. de Tivissa (Tarragona) 365.000 3 45 72

E. C. Haro (La Rioja) 270.000 3 45 72

E. C. Sevilla (Sevilla) 250.000 3 45 72

E. C. Algete (Madrid) 170.000 2 45 72

E. C. Almodóvar (Ciudad Real) 400.000 3 45 72

E. C. Zamora (Zamora) 375.000 3 50 80

E. C. Paterna (Valencia) 400.000 3 50 70

E. C. Almendralejo Portugal 440.0004 50

84

(Badajoz) Ruta de la Plata 220.000 80

Fuente: ENAGAS, S.A.

La estación de compresión de Paterna (Valencia) fue

puesta en funcionamiento en el año 2001.

En el año 2001 estaba prevista la puesta en servicio de un

nuevo turbocompresor, en la estación de Almendralejo,

que todavía no se ha puesto en marcha. La necesidad del

mismo se debía a poder disponer de cinco

turbocompresores frente a los cuatro actuales, dos

impulsando hacia Portugal a 84 bar y otros dos hacia la

Ruta de la Plata a 80 bar, manteniendo uno de reserva.

Con cuatro turbocompresores, dos de los cuales

funcionando hacia Portugal la mayor parte del tiempo,

sólo restaba un turbocompresor asignado al tramo español

que resultaba insuficiente en ocasiones. Sin embargo, se

ha llegado un acuerdo operativo con Transgas en abril de

2001 de forma que se pueda comprimir a 80 bar en lugar

de a 84 bar y, por lo tanto, se puedan utilizar los tres

turbocompresores impulsando conjuntamente hacia ambos

gasoductos a 80 bar. Este acuerdo ha permitido aliviar las

dificultades del tramo español no siendo necesaria la

ampliación de la estación de Almendralejo en el

momento actual.

Adicionalmente, el sistema de transporte consta de un

total 259 estaciones de regulación y/o medida, 47

cromatógrafos y 198 equipos de odorización.

Gasoductos de distribución

La red de distribución en España está formada

aproximadamente por 33.287 km de gasoducto,

mayoritariamente construidos en polietileno y acero, de

los cuales 5.493 km son de distribución a alta presión

(presión de diseño entre 4 y 16 bar), 21.068 km

corresponden a media presión (presión de diseño entre

4 y 0,05 bar) y el resto, 6.725 km distribuyen gas

natural a baja presión (presión de diseño por debajo

de 0,05 bar).

Forman parte también de la infraestructura española de

distribución 2.108 estaciones de regulación y 39 sistemas

de odorización.

Las empresas distribuidoras que operan en la geografía

nacional se muestran en la figura 2.1.29.

Aunque todas las Comunidades Autónomas peninsulares

disponen de suministro de gas natural, el desarrollo de las

infraestructuras y la introducción del gas natural es

todavía incipiente en zonas como Galicia, Extremadura,

Andalucía Oriental, la parte occidental de Castilla y León,

Castilla-La Mancha y Murcia. En algunos núcleos el

suministro se realiza mediante plantas satélite de GNL

que permiten adelantar la llegada del gas natural

Uno de los objetivos de la planificación es la extensión

del suministro de gas natural a la mayor parte de los

núcleos urbanos importantes y centros industriales,

considerando que la llegada del gas natural supone un

apoyo fundamental al desarrollo económico y social. En

este sentido, el documento desarrollado por el Ministerio

de Economía Planificación de los sectores de electricidad

y gas. Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011

incorpora un apartado donde establece los criterios de

definición de zonas prioritarias de regasificación.

La especificación de las zonas de gasificación prioritaria

para asegurar el desarrollo homogéneo del sistema gasista,

en todo el territorio nacional, debe realizarse en el marco

de la planificación del sistema, con la participación de las

distintas Administraciones y de acuerdo con el artículo 4

de la Ley del Sector de Hidrocarburos. La definición de

estas áreas es una decisión política que supera el ámbito

técnico en el que se realiza este estudio, y por ello no se

efectúa en el mismo ninguna propuesta de zonas de

gasificación prioritaria.

A continuación se detallan por Comunidades Autónomas

los municipios donde se ha comenzado a gasificar con gas

natural a lo largo del año 2001.

Andalucía: Gas de Andalucía: Benalmádena, Castilleja de

la Cuesta, Hector Vega, Maracena y Puente Genil.

Meridional del gas (Megasa): Almería, Baza, Guadix

y Rota.

36

Aragón: Gas Aragón: Ejea de los Caballeros y Gallur.

Asturias: Gas Asturias: Pola de Laviana.

Cantabria: Gas Natural Cantabria: Cartes, Ribamentana

del Mar y Valdeolea.

Castilla y León: Distribuidora Regional de Gas: Olmedo

y Peñaranda de Bracamonte. Gas Natural Castilla y León:

Aldeamayor de San Martín, Astorga, Carbajosa de la

Sagrada, Cigales, El Burgo de Osma-Ciudad de Osma, La

Bañeza, Tordesillas y Valverde de la Virgen.

Cataluña: Gas Natural sdg, S.A.: Els Hostalets de

Pierola, Les Preses, Sant Joan de Mollet, Seva, Alcarras,

Les, Sant Ramón de Portell, Seros, Torregrossa,

Vallfogona de Balaguer, L’Aldea, Mora d’Ebro, Mora la

Nova y San Carles de la Rápita.

Comunidad Valenciana: Gas Natural CEGAS: Alfara de

Patriarca, Almasora, Benifaio, Chiva, Foios, Ibi,

L’Alcudia, L’Alcudia de Crespins, Ontinyent y Rafelbuñol.

Gas Alicante: Aspe, Elda y Petrer.

Extremadura: Distribuidora y comercializadora de GasExtremadura, S.A. (DICOGEXSA): Zafra.

Galicia: Gas Galicia: Barbadás, Begonte, O Carballiño,Oroso, Pontecesures, Teo y Villa García de Arosa.

Rioja: Gas Natural Rioja: Autol y Rincón de Soto.

Madrid: Gas Natural sdg, S.A.: Valdeolmos-Alalpardo.

Murcia: Gas Natural Murcia: Alcantarilla y Ceutí.

Navarra: Gas Navarra: Arguedas, Buñuel, Caderita,Caparroso, Carca, Carcastillo, Castejón, Falces,

37

• Gas Directo• Gas Galicia• Gas Natural de la Coruña• Gas Natural sdg

•Gas de Asturias•Gas Natural sdg •Gas Natural

Cantabria•Gas Naturalsdg

•Distribuidora Regional del Gas•Gas Natural Castilla y León•Gas Natural sdg

•Distribución yComercialización deGas de Extremadura•Gas Natural sdg

•Gas Directo•Gas Natural sdg

•Gas Natural sdg•Gas Rioja

•Gas Navarra•Gas Natural sdg

•Gas Aragón•Gas Natural sdg

•Gas Figueres•Gas Natural sdg

•CEGAS•Gas Alicante•Gas Natural sdg•Gas Castilla-La Mancha

•Gas Natural sdg

•Gas Natural Murcia•Gas Natural sdg•Gas Andalucía

•Gas Directo•Gas Natural sdg•Meridional del Gas

• Sociedad de gas de Euskadi• Bilbogas• Donostigas• Gas Natural de Álava

• Gas Natural sdg• Ayuntamiento de Astigarraga• Tolosa Gas• Gas Hernani

Fuente: CNE

Figura 2.1.29. Empresas de distribución que operan en cada Comunidad Autónoma

Funes, Lodosa, Melida, Mendavia, Milagro, Valtierra yVera de Bidasoa.

País Vasco: Sociedad de gas Euskadi (Naturgas):Alonsotegui, Belaunza, Gatika, Gorliz, Muntriku, Plentziay Zaldibia.

Almacenamientos de gas natural

El gas natural se almacena en el sistema en los

almacenamientos subterráneos, en los tanques de GNL y

en los propios gasoductos.

Por su utilización existen tres tipos de almacenamientos:

operativo, estacional y estratégico. Típicamente el gas en

gasoductos y en tanques forma parte del almacenamiento

operativo, mientras que el almacenamiento estratégico

y estacional se asocia a los almacenamientos

subterráneos.

El concepto de almacenamiento operativo está ligado al

gas de alta disponibilidad en el sistema, que atenúa las

diferencias horarias y semanales entre emisión y demanda

o la discontinuidad característica de las descargas de los

buques de GNL.

El almacenamiento estacional ayuda al sistema a hacer

frente a la variación de demanda entre invierno y verano.

En la actualidad, la capacidad de entrada al sistema

gasista, sin contar almacenamientos subterráneos, es

inferior a la demanda diaria máxima del sistema. Por ello,

en períodos de baja demanda (verano) se inyecta gas en

los almacenamientos, y en períodos de alta demanda

(invierno) se utilizan los almacenamientos como puntos

de aporte de gas al sistema. De esta manera, las entradas

de gas son más constantes a lo largo del año y aumenta el

factor de utilización de plantas y gasoductos.

La otra función de los almacenamientos subterráneos es el

almacenamiento estratégico, destinado a mantener unas

reservas mínimas de gas ante posibles incidencias en la

seguridad del suministro.

En un almacenamiento, se denomina gas útil al máximo

volumen de gas que puede extraerse cuando el

almacenamiento está lleno, sin poner en peligro la

integridad del mismo. Depende de las características de

cada almacenamiento.

El resto del gas, denominado gas colchón, es un

inmovilizado que sólo se podrá recuperar, en parte,

cuando se dé por finalizada la explotación del

almacenamiento. En condiciones excepcionales se podrá

utilizar un tercio del gas colchón; a este gas Enagás, S.A.

lo denomina gas extraíble por medios mecánicos.

En la actualidad, España posee dos almacenamientos

subterráneos, que son antiguos yacimientos depletados de

gas natural: Serrablo (Huesca), propiedad de Enagás, S. A.

y Gaviota (una plataforma situada a 8 km de la costa de

Vizcaya conectada a la misma por un gasoducto),

propiedad de RIPSA.

La figura 2.1.30 muestra las características de ambos

almacenamientos.

38

Figura 2.1.30. Almacenamientos subterráneos de gas natural en el año 2001

Capacidad de almacenamiento Capacidad de vehiculaciónAlmacenamientos Mm3(n) m3(n)/h

Gas colchón Gas útil Gas total Inyección Extracción

Serrablo (Aurín y Jaca) 523 635 1.158 100.000 200.000

Gaviota 1.645 780 2.425 187.500 208.333

Total 2.065 1.518 3.583 287.500 408.333

Fuente: ENAGAS, S.A.

El principal desarrollo en los almacenamientos

subterráneos durante este año se ha dado en Serrablo. En

mayo de 2001 entró en funcionamiento la ampliación de

la capacidad de extracción de este almacenamiento, hasta

una capacidad total de 200.000 m3(n)/h. En agosto de

2002 se pasó de una capacidad de almacenamiento útil de

635 a 738 Mm3(n). Asimismo, en julio de 2002 se

obtuvo autorización administrativa para la construcción de

una nueva ampliación de la capacidad de extracción, hasta

alcanzar los 312.000 m3(n)/h, que estaría en servicio a

mediados de 2003.

El almacenamiento subterráneo de Gaviota no ha

experimentado ningún cambio respecto al año anterior.

La Ley de Hidrocarburos impone a transportistas y

comercializadores la obligación de mantener un

almacenamiento estratégico de 35 días de sus ventas

firmes para garantizar la seguridad del suministro en

situaciones de emergencia con posibles problemas de

aprovisionamiento graves.

La legislación no contempla ningún requerimiento sobre

la capacidad de extracción de gas de los almacenamientos

en relación con la demanda del sistema, aspecto que es

tan importante como la existencia de un número de días

de almacenamiento. Actualmente, la capacidad de

extracción se sitúa en un 11% de la capacidad de entrada

de gas al sistema, tanto en términos anuales como en

términos de capacidad punta.

En consecuencia, los actuales almacenamientos

subterráneos como máximo suponen la cobertura de un

fallo del 11% de las entradas, equivalente al fallo de la

conexión de Larrau.

Respecto a la construcción de nuevas instalaciones de

almacenamiento subterráneo, se encuentran muy

avanzados los estudios técnicos que analizan la viabilidad

del almacenamiento de Santa Bárbara en Yela

(Guadalajara). Se espera que el almacenamiento llegue a

disponer de 1.000 Mm3(n) de gas útil, con una capacidad

de extracción en torno a los 400.000 m3(n)/h. Se prevé

que Santa Bárbara, de confirmarse su idoneidad, esté

operativo en 2005.

En estos momentos se están realizando los estudios

técnicos pertinentes para determinar la viabilidad como

almacenamiento subterráneo de los emplazamientos

situados en Reus (Tarragona) y Sariñera (Huesca). En

ambos casos se esperan prestaciones similares a Santa

Bárbara y podrían estar disponibles en el 2006.

2.1.4. Funcionamiento del sistema gasista

durante el año 2001

La demanda anual de gas natural en España durante el

año 2001 fue de 211.808 GWh, registrándose el día 19 de

diciembre de 2001 una demanda punta de 925 GWh/día.

Este valor supone el récord histórico de demanda en

España.

Como ya se ha dicho, el invierno 2001/2002 ha sido uno

de los más fríos de los últimos 30 años. En concreto,

la punta de demanda superó en un 21% a la demanda

punta anterior producida el 25 de enero de 2000

(763 GWh/día). Este hecho también se pone de manifiesto

con el factor de carga2 del año 2001 para demanda

convencional, excluyendo térmicas y plantas satélites, que

fue de 1,58 cuando los valores medios de la década de los

noventa se sitúan en 1,54.

Los aprovisionamientos para el mercado nacional

supusieron 209.433 GWh, además se introdujeron en el

sistema 25.971 GWh adicionales desde Tarifa a través del

gasoducto del Magreb y 4.158 GWh por Huelva para

suministrar los 29.095 GWh de demanda de Portugal.

Para hacer frente a la demanda nacional, los

almacenamientos subterráneos proporcionaron 3.196 GWh

netos. Es significativo que en el año 2001

39

2 El factor de carga es la relación entre la demanda en los díaspunta y la demanda diaria media.

disminuyeron las existencias en almacenamientos

subterráneos en la misma proporción en la que

habían aumentado en el año 2000. Esto refuerza el

papel de los almacenamientos como garantes de la

cobertura de la demanda en caso de desviaciones de

las previsiones.

La demanda de 211.808 GWh se suministró en un 97%

desde la red de gasoductos, mientras que 6.995 GWh

(3% del consumo de gas) fueron transportados en forma

de camiones cisterna desde las plantas de regasificación

hasta las plantas satélite de GNL repartidas por la

geografía nacional.

Correspondieron a mermas y autoconsumos 1.752 GWh

en todo el sistema gasista y 108 GWh pasaron a engrosar

las existencias del mismo. Las mermas y autoconsumos

de las instalaciones de transporte se redujeron un 15%

en 2001 frente a las informadas por Enagás, S.A. para el

año 2000.

La producción nacional de gas natural sólo supuso

5.868 GWh, procedente en su mayor parte del yacimiento

de Poseidón (golfo de Cádiz) que por primera vez

funcionó de forma casi constante todo el año.

La mayor parte de los aprovisionamientos de gas

correspondieron a importaciones, en concreto el 97%.

Un 45% entró al sistema gasista en forma de GN y

el 55% restante en forma de GNL. Por tanto, vuelven a

predominar, como lo hacían antes de la entrada en

servicio del Gasoducto del Magreb, los

aprovisionamientos en forma de gas natural licuado. Este

hecho se ha debido sobre todo a la bajada en un 13% de

las entradas a través del mencionado gasoducto, lo que

permitió a Poseidón mantener un ritmo de producción más

elevado, al quedar disponible capacidad de transporte. Las

entradas a través de Larrau han permanecido constantes.

El aumento en el peso de los aprovisionamientos del GNL

y en concreto el elevado porcentaje de gas argelino y libio

que se descarga en Barcelona, debido a que no dispone de

un atraque para metaneros grandes, hace que el sistema

sea más vulnerable en el supuesto de que coincidan

problemas de abastecimiento por mal tiempo con períodos

de alta demanda de gas.

Es habitual que los puertos del Mediterráneo de carga de

GNL (argelinos y libio) o de descarga en España se

cierren a lo largo del año en varias ocasiones por mal

tiempo, provocando situaciones puntuales de

40

Figura 2.1.31. Estructura de aprovisionamiento y balance de gas en el año 2001 (GWh/año)

Extracción neta almacenamientos 3.196 Serrablo 621 0% 0,1% 108 Aumento deGaviota 2575 1% exitencias

Plantas Satélites* 6.995 3% Mermas y

Barcelona 60.857 29% 0,8% 1.754 autoconsumos

GNL 114.440 55% Huelva 27.238 13%

Aprovision. Cartagena 24.874 12%

Mercado 209.433 87% Plantas GNL 112.969 53%

Nacional Larrau 26.832 13%

GN 94.993 45% Tarifa 62.265 29% 99% 211.808 Demanda

Conex. internac. 89.097 42% nacional

Yacimientos nac. 5.868 3%

Aprovision.30.130 13%

GNL 4.158 Huelva 14%29.095

Demanda

Portugal GN 25.971 Tarifa 86% Portugal

Total aprovisionamientos 239.563 233.908 D. transportada

* El gas cargado en cisternas con destino a plantas satélites se encuentra incluido en los valores de producción de las tres plantas.

desabastecimiento en las plantas de Barcelona y

Cartagena, como ha sucedido este invierno en el que los

cierres han sido superiores a la media. Es, por tanto, de

vital importancia disponer del nuevo atraque de Barcelona

para que alternen en las descargas, buques metaneros de

mayor volumen (procedentes de largas distancias y más

certeros en las fechas), con buques procedentes del

Mediterráneo.

Las existencias en almacenamientos subterráneos a final

de este año eran inferiores a las existencias del año

anterior debido a la ola de frío de diciembre. Tanto Aurín

en octubre, como Gaviota en septiembre habían sido

llenados en su totalidad, llegando Jaca también a un

llenado del 85% en el mes de octubre.

Las plantas de regasificación funcionaron de la forma

habitual, siendo fundamentalmente Barcelona la planta

que asumió la modulación de la demanda. Continuaron

realizándose trasvases de gas desde la planta de Huelva

hacia las plantas de Cartagena y Barcelona, aunque menos

que el año anterior. Todas las plantas aumentaron su

producción anual, aunque de forma especial lo hicieron

Huelva y Cartagena. Huelva debido a las menores

entradas por el Magreb y Cartagena por la entrada en

servicio del nuevo atraque y de la mayor capacidad de

producción. El número de cisternas que se cargaron en las

plantas descendió ligeramente con respecto al año

anterior, reduciéndose significativamente en Barcelona y

Huelva, y aumentando en Cartagena.

Si se analiza el factor de utilización de las plantas de

GNL, definido como la relación entre el volumen de

producción de gas y la capacidad nominal del punto de

entrada (figura 2.1.33), se constata que es más bajo en

Barcelona debido a su utilización como modulador de la

demanda y a no usarse toda su capacidad de emisión a

45 bares. En Huelva aumentó el factor de utilización con

41

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Cartagena

Huelva

Barcelona

Número de cisternascargadas23.436

Producción anualGWh

116.984

Número de atraquesde metaneros

390

89

94

207

24.874

31.253

60.857

9.028

6.583

7.825

Figura 2.1.32. Funcionamiento de las plantas de regasificación en el año 2001

Figura 2.1.33. Factor de utilización de las plantas de regasificación en el año 2001

Volumen de entradas de gas (año 2001) Capacidad nominal Factor de

Punto de entrada Bcm bcm/año utilización %

Barcelona 5,23 10,5 50%

Cartagena 2,14 2,3 93%

Huelva 2,34 3,9 60%

Total 9,72 16,2 53%

respecto a 2001, debido a la mayor emisión (debido a las

menores entradas por Tarifa) y en Cartagena continuó

siendo alto.

En la figura 2.1.34 se recogen los flujos de gas en la

Península Ibérica durante el año 2001, incluyendo las

entradas por Tarifa y Huelva en tránsito internacional

hacia Portugal.

A la vista del mapa de flujos, hay que destacar los

siguientes puntos:

• Las Comunidades Autónomas occidentales de la

península, en concreto Andalucía, Extremadura, Castilla-

La Mancha, Castilla y León, Madrid, Galicia, Asturias y

Cantabria se siguen suministrando con el gas procedente

de Huelva y Tarifa y los yacimientos del Guadalquivir,

que además proporcionan el gas que atiende la demanda

de Portugal. Por tanto existe un importante esfuerzo de

transporte Sur-Norte.

• La Planta de Barcelona suministra anualmente

aproximadamente el caudal que consume Cataluña. Esta

planta tendría una mayor utilización si aumentase la

demanda que depende de la red de 45/35 bar en esta

Comunidad, al estar la capacidad de producción a

45 bar infrautilizada.

• A pesar de las nuevas infraestructuras disponibles este

año, Cartagena no ha sido capaz de suministrar en su

totalidad la demanda de Murcia y la Comunidad

Valenciana.

42

OviedoSantander

Palencia

Valladolid

Burgos

A Coruña

Zamora

LeónPontevedra

Ourense

Salamanca

Bilbao

Segovia

Madrid

Lugo

ZaragozaSoria

Cuenca

Jaén

PLANTA DE HUELVA

POSEIDON

MARISMAS

PALANCARES

Granada

Málaga

Córdoba

Cádiz

HuelvaSevilla

Algeciras

Jerez Arcos

Estepona

Motril

Puente Genil48”

Badajoz

Cáceres

Almendralejo

ToledoTalavera

PLANTA DE FERROL PLANTA DE BILBAO

AASS GAVIOTA

C.I. MARRUECOS

Pamplona

S. Sebastián

Vitoria Lumbier

Huesca

Lérida

Tarragona

Barcelona

Castellón

Valencia

Alicante

Murcia

Ciudad Real

Cartagena

Lorca

CaudeteAlbacete

PLANTA DE CARTAGENA

AASS SERRABLO

32”

28”

20”

26”

Villar deArnedo

Haro

Algete Guadalajara

Getafe

Tarancón

Alcalá

Puertollano

Alcazar de S. Juan

Manzanares

St. Cruzde Mudela

Aranjuez26” 26”

16” 26”

20”

30”

20”20”

20”

20”

20”

20”

12”

12”

16”

Ponferrada

12”8”

8”

6”20”

26”26”

26”

26”

12”

30”

24”

24”

24”

30”

Mérida

Plasencia

LinaresAndujar

Aguilar de la F.

Osuna

16”

10”

12”

12”10”

8”

Monzón

TivissaBañeras

Manresa

Igualada 12”

10” Montmeló

Mataró

Gerona

10”

Larrau

Sariñena

Reus

16”

20”

20”

12”16”

Alfarrás

Subirats

8”

14”

Ferrol

Villalba

Vigo

CurtisSantiago

Caldas de Reis

Puentecesures

Tuy

AstorgaVillamañan

Benavente

AvilésGijón

Luarca

LangreoTorrelavega

Reinosa

Castro U.

Briviesca

Arrigorriaga Durango

Vergara

Irún

Lerma

Aguilar deCampoo

Toro

Tordesillas

EstellaViana

Tudela

Lesaka

Sangüesa

8”

4”

6”

12”10”

Maella

Albelda

AlcañizAndorra

Villanueva G.Zuera

Torrijos

Alamedade la SagraLos

Yébenes

Tortosa

Alcora8”

Borriol12”

Villafames

ChilchesSegorbe

Nules

Sagunto

4”

16”

12”

10”

8”

20”

10”

8”

4”

10”

10”

10”

16” 12”

8”

12”

14”

10”

Santovenia

1 6 / 1 0 / 8 ”

PaternaPuzol

Lliria

Cheste6”

Carlet

L’Alcudia

Xixona

Agullent

Elche

10”

10”

20”

16”

Logroño4”

6”

Lisboa

Sines

GuardaViseu

Braga

Oporto

Portalegre

Leiria

PLANTADE SINES

AASS DECARRIZ

26”

20”

20”

26”12”

Teruel

26”

20”

Villamayor

12”

C.I. FRANCIA

Almería

5,12

1,7

6,19

0,9

1,4

1,96

OviedoSantander

Palencia

Valladolid

Burgos

A Coruña

Zamora

LeónPontevedra

Ourense

Salamanca

Bilbao

Segovia

Madrid

Lugo

ZaragozaSoria

Cuenca

Jaén

PLANTA DE HUELVA

POSEIDON

MARISMAS

PALANCARES

Granada

Málaga

Córdoba

Cádiz

HuelvaSevilla

Algeciras

Jerez Arcos

Estepona

Motril

Puente Genil48”

Badajoz

Cáceres

Almendralejo

ToledoTalavera

PLANTA DE FERROL PLANTA DE BILBAO

AASS GAVIOTA

C.I. MARRUECOS

Pamplona

S. Sebastián

Vitoria Lumbier

Huesca

Lérida

Tarragona

Barcelona

Castellón

Valencia

Alicante

Murcia

Ciudad Real

Cartagena

Lorca

CaudeteAlbacete

PLANTA DE CARTAGENA

AASS SERRABLO

32”

28”

20”

26”

Villar deArnedo

Haro

Aranda

Algete Guadalajara

Getafe

Tarancón

Alcalá

Puertollano

Alcazar de S. Juan

Manzanares

St. Cruzde Mudela

Aranjuez26” 26”

16” 26”

20”

30”

20”20”

20”

20”

20”

20”

12”

12”

16”

Ponferrada

12”8”

8”

6”20”

26”26”

26”

26”

12”

30”

24”

24”

24”

30”

Mérida

Plasencia

LinaresAndujar

Aguilar de la F.

Osuna

16”

10”

12”

12”10”

8”

Monzón

TivissaBañeras

Manresa

Igualada 12”

10” Montmeló

Mataró

Gerona

10”

Larrau

Sariñena

Reus

16”

20”

20”

12”16”

Alfarrás

Subirats

8”

14”

Ferrol

Villalba

Vigo

CurtisSantiago

Caldas de Reis

Puentecesures

Tuy

AstorgaVillamañan

Benavente

AvilésGijón

LangreoTorrelavega

Reinosa

Castro U.

Briviesca

Arrigorriaga Durango

Vergara

Irún

Lerma

Aguilar deCampoo

Toro

Tordesillas Peñafiel

EstellaViana

Tudela

Lesaka

Sangüesa

8”

4”

6”

12”10”

Maella

Albelda

AlcañizAndorra

Villanueva G.Zuera

Torrijos

Alamedade la SagraLos

Yébenes

Tortosa

Alcora8”

Borriol12”

Villafames

ChilchesSegorbe

Nules

Sagunto

4”

16”

12”

10”

8”

20”

10”

8”

4”

10”

10”

10”

16” 12”

8”

12”

14”

10”

Santovenia

1 6 / 1 0 / 8 ”

PaternaPuzol

Lliria

Cheste6”

Carlet

L’Alcudia

Xixona

Agullent

Elche

10”

10”

20”

16”

Logroño4”

6”

Lisboa

Sines

GuardaViseu

Braga

Oporto

Portalegre

Leiria

PLANTADE SINES

AASS DECARRIZ

26”

20”

26”12”

Teruel

26”

20”

Villamayor

12”

C.I. FRANCIA

Almería

OviedoSantander

Palencia

Valladolid

Burgos

A Coruña

Zamora

LeónPontevedra

Ourense

Salamanca

Bilbao

Segovia

Madrid

Lugo

ZaragozaSoria

Cuenca

Jaén

PLANTA DE HUELVA

POSEIDON

MARISMAS

PALANCARES

Granada

Málaga

Córdoba

Cádiz

HuelvaSevilla

Algeciras

Jerez Arcos

Estepona

Motril

Puente Genil48”

Badajoz

Cáceres

Almendralejo

ToledoTalavera

PLANTA DE FERROL PLANTA DE BILBAO

AASS GAVIOTA

C.I. MARRUECOS

Pamplona

S. Sebastián

Vitoria Lumbier

Huesca

Lérida

Tarragona

Barcelona

Castellón

Valencia

Alicante

Murcia

Ciudad Real

Cartagena

Lorca

CaudeteAlbacete

PLANTA DE CARTAGENA

PLANTA DEBARCELONA

AASS SERRABLO

32”

28”

20”

26”

Villar deArnedo

Haro

Algete Guadalajara

Getafe

Tarancón

Alcalá

Puertollano

Alcazar de S. Juan

Manzanares

St. Cruzde Mudela

Aranjuez26”

26”

26”

16” 26”

20”

30”

20”20”

20”

20”

20”

12”

12”

16”

Ponferrada

12”8”

8”

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26”26”

26”

26”

12”

30”

24”

24”

24”

30”

Mérida

Plasencia

LinaresAndujar

Aguilar de la F.

Osuna

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10”

12”

12”10”

8”

Monzón

TivissaBañeras

Manresa

Igualada 12”

10” Montmeló

Mataró

Gerona

10”

Larrau

Sariñena

Reus

16”

20”

20”

12”16”

Alfarrás

Subirats

8”

14”

Ferrol

Villalba

Vigo

CurtisSantiago

Caldas de Reis

Puentecesures

AstorgaVillamañan

Benavente

AvilésGijón

LangreoTorrelavega

Reinosa

Castro U.

Miranda

Arrigorriaga Durango

Vergara

Irún

Lerma

Aguilar deCampoo

Toro

Tordesillas

EstellaViana

Tudela

Lesaka

Sangüesa

8”

4”

6”

12”10”

Maella

Albelda

AlcañizAndorra

Villanueva G.Zuera

Torrijos

Alamedade la SagraLos

Yébenes

Tortosa

Alcora8”

Borriol12”

Villafames

ChilchesSegorbe

Nules

Sagunto

4”

16”

12”

10”

8”

20”

10”

8”

4”

10”

10”

10”

16” 12”

8”

12”

14”

10”

Santovenia

1 6 / 1 0 / 8 ”

PaternaPuzol

Lliria

Cheste6”

Carlet

L’Alcudia

Xixona

Agullent

Elche

10”

10”

20”

16”

Logroño4”

6”

Lisboa

Sines

GuardaViseu

Braga

Oporto

PortalegreCampomaior

Leiria

PLANTADE SINES

AASS DECARRIZO

26”

20”

26”12”

Teruel

26”

20”

Villamayor

12”

C.I. FRANCIA

Almería

5,2

2,12,3

0,3

1

2,2

2,5

Transporte parademanda española (bcm)

Tránsito haciaPortugal (bcm)

0,3 0,5

5,4

0,2

0,10,9

2,5

18,2

2,3

Fuente: CNE

Figura 2.1.34. Flujos de gas natural en el año 2001 en bcm/año

• El resto de las Comunidades del Norte han sido

atendidas con el caudal de Larrau, la extracción neta

de almacenamientos y pequeños aportes de gas

desde Tarifa.

• La próxima entrada de Bilbao ayudará a regionalizar

el transporte disminuyendo las distancias entre puntos

de entrada al sistema gasista y puntos de consumo,

hecho que aliviará la saturación del sistema de

transporte.

En la figura 2.1.35 se reflejan porcentualmente los pesos

que cada punto de entrada al sistema tiene sobre el total.

Destacan Tarifa y Barcelona casi con un 30% cada una de

las entradas al sistema. Es decisivo el papel de la Planta

de Barcelona en su zona de influencia, básicamente

Cataluña, a pesar de su bajo factor de utilización.

Analizando el funcionamiento del sistema frente al fallo

de una de las entradas (criterio n-1), el fallo de la planta

de Barcelona sería el más difícil de suplir hoy por hoy con

el sistema de transporte existente, de ahí que sea

especialmente importante el desarrollo del resto de

las Plantas del Mediterráneo y la duplicación del

Barcelona-Arbós.

Funcionamiento del sistema gasista en la semana

de demanda punta

A continuación se analiza la capacidad del sistema para

atender la demanda de la punta invernal de gas durante el

año 2001. No sólo se refleja el funcionamiento del

sistema el día de demanda punta, sino que se hacen

distintas reflexiones sobre la semana de demanda más alta

del año.

La demanda punta del sistema se produjo el día 19 de

diciembre de 2001 con 925 GWh de demanda nacional y

13 GWh de demanda ATR internacional. Se puede decir

que el sistema alcanzó la saturación dado que sólo existió

un 2% de margen entre la demanda y la producción de las

instalaciones. Como se puede ver en la figura 2.1.36 no

se hubiese podido atender ese valor de demanda en

continuo. En este caso, sólo se cubriría un 93% de la

demanda, principalmente porque las plantas de Huelva y

Barcelona no pueden emitir su capacidad máxima en

continuo, la primera debido a que no tiene suficiente

capacidad de transporte para evacuar la producción y la

segunda por insuficiencia en los volúmenes de descarga

de gas. De todas formas, sobre la previsión del año

pasado, se ha anticipado el aumento de la extracción de

Serrablo, lo que ha mejorado la situación sobre la

previsión.

Si se comparase la punta de demanda del día 19 con las

capacidades máximas, la situación sería mejor sin

embargo, este número debe ser tomado con cautela dado

que por los motivos que se han ido indicando puede no

estar disponible toda la capacidad en todas las

instalaciones el día de demanda punta. En concreto en el

caso de los almacenamientos, y en especial en Serrablo,

disminuye rápidamente la capacidad de extracción a

medida que se vacía el almacenamiento.

La semana de demanda punta del invierno 2001/2002 se

produjo del 17 al 23 de diciembre. La demanda superó en

un 21% a la del invierno 2000/2001 que se había dado

entre el 15 y el 21 enero de 2001. Señalar que esta

43

Figura 2.1.35. Balance anual de entradas netas de gasal sistema en el año 2001

Entradas BCM/año %

Barcelona 5,23 28,8%

Huelva 2,34 12,9%

Cartagena 2,14 11,8%

Plantas GNL 9,72 53,5%

Larrau 2,31 12,7%

Tarifa 5,36 29,5%

Conexiones internacionales 7,67 42,2%

Serrablo 0,05 0,3%

Gaviota 0,22 1,2%

Extracción neta AASS 0,27 1,5%

Yacimientos nacionales 0,50 2,8%

Total 18,16 100,0%

diferencia tan acusada se debe en parte a la captación de

nuevos clientes pero recoge sobre todo el factor

temperatura; el invierno 2000/2001 fue más suave que

este invierno pasado. Es importante, pues, dimensionar el

sistema con holgura suficiente para poder atender

períodos de tiempo largos con bajas temperaturas.

En este sentido es importante destacar que la demanda

de la red de 45 bar de Barcelona superó en un 26% a la

del año anterior. Como se ha venido diciendo aquí es

especialmente problemática una situación de frío

prolongado, ya que la planta de Barcelona con el atraque

actual no es capaz de descargar suficiente cantidad de

gas para producir durante una semana entera a su

capacidad máxima y la demanda de Cataluña depende en

gran parte de esta planta. De ahí que si bien se puede

atender un día punta produciendo al máximo, no se

pueda mantener en situaciones de frío prolongado. Este

problema podría surgir este invierno si se vuelve a dar

un año climatológicamente frío. Evidentemente el

problema sería parecido si coincidiese con un cierre de

puertos en el Mediterráneo.

El caso de la zona centro, en la que la demanda superó

igualmente en un 26% a la del año anterior, es distinto,

pero con las mismas consecuencias. Madrid, al estar

alejada de las entradas o puntos de producción, para

atender su punta de demanda utiliza en parte el stock del

gasoducto debido a la saturación del sistema de

transporte por el que se abastece, stock que también es

limitado.

Existen otras dos zonas mucho más localizadas: parte de

la red de distribución de Pamplona y el gasoducto entre

Huesca y Lérida, que pueden registrar bajas presiones, a

la espera de que se realicen los religamientos previstos en

la red de transporte.

Estos pueden ser puntos conflictivos de cara al próximo

invierno. Es, por tanto, deseable que en los próximos años

44

Figura 2.1.36. Adecuación de la capacidad de las infraestructuras a la demanda para el día punta del año 2001

Demanda de gas Demanda punta 19-dic-2001 (GWh/día)

Convencional (firme e interrumpible) 813

Demanda por Plantas Satélites 32

ATR Internacional (Huelva-Transgas) 13

Térmica convencional 81

Total 938

Producción Capacidad Capacidad máximaPuntos de entrada real máxima punta en continuo

Barcelona 333 350 240

Cartagena 85 86 86

Huelva 107 139 125

Larrau 73 74 74

Tarifa 222 230 217

Yacimientos nacionales 18 18 18

Total plantas, conexiones y yacimientos 839 897 760

Almacenamientos subterráneos 110 126 110

Total 949 1.023 870

Balance entrada / demanda 102% 109% 93%

Fuente: ENAGAS, S.A.

se concluyan en plazo las infraestructuras previstas para

solucionar el problema.

Capacidad de almacenamiento y niveles de

existencias de gas durante el año 2001

El sistema de gas natural español permite almacenar gas

en tres ubicaciones: gasoductos, plantas de regasificación

y almacenamientos subterráneos. A continuación se

realiza el análisis de la capacidad total de almacenamiento

de gas en el sistema gasista, así como de los niveles

medios de existencias de gas mantenidos en estas

instalaciones durante el año 2001.

Se establece la relación entre ambos parámetros

(capacidad de almacenamiento y niveles medios de

existencias) y las ventas firmes de gas durante el año 2001,

para obtener la capacidad o las existencias de gas

expresadas en términos de días de cobertura de las ventas

firmes (almacenamiento estratégico). Para calcular el día

medio de demanda firme descontamos de la demanda

total del año 2001, el valor del mercado industrial

interrumpible y las térmicas convencionales.

Para calcular la capacidad total de almacenamiento en el

sistema gasista se han tenido en cuenta los siguientes

criterios:

• En los almacenamientos subterráneos se proporcionan

dos valores: considerando la capacidad de

almacenamiento de gas útil, sin contabilizar el gas

colchón y teniendo en cuenta el tercio del gas colchón

al que denomina gas extraíble con medios mecánicos

que consideramos como gas útil. Entendemos que este

gas se utilizará en una situación de extrema gravedad.

• En las plantas de GNL se ha tenido en cuenta el

volumen total de los tanques, descontando el nivel

45

Planta de Cartagena258.400

AASS Gaviota241.150

1.158.000

AASS Serrablo312.000

794.000

Planta de Huelva354.500

C.I. Francia262.750

217.000

Planta de Barcelona

410.000315.200

41.850

298.000

63.150

Palancares

Marismas

Poseidón

C.I. Marruecos

429.000

Figura 2.1.37. Funcionamiento del sistema el día de demanda punta, 19 de diciembre de 2001

mínimo de GNL que debe mantenerse en todo

momento en el tanque por condiciones de operación,

denominado talón del tanque, que representa un 10% de

su volumen.

• En los gasoductos se ha considerado el stock útil del

gasoducto, una vez descontado el volumen de gas

necesario para mantener las presiones de garantía en la

red de transporte.

En la figura 2.1.38 se proporcionan las cifras indicativas

de la capacidad útil de almacenamiento de gas en el

sistema.

Las existencias medias de gas útil durante el año 2001

en los citados almacenamientos se muestran en la

figura 2.1.39.

La Ley de Hidrocarburos obliga a transportistas y

comercializadores que introducen gas en el sistema a

disponer de 35 días de almacenamiento de sus ventas

firmes. Durante el año 2001, considerando sólo el gas útil

de almacenamientos subterráneos, la capacidad útil

máxima de almacenamiento en el sistema fue de 41 días,

mientras que las existencias medias en el sistema sólo

fueron de 28 días, debido principalmente a la utilización

de los almacenamientos subterráneos como

46

Figura 2.1.39. Niveles medios de existencias durante el año 2001 en el sistema gasista

Niveles medios de Relación existencias mediasexistencias de gas de gas/ventas firmes

Mm3(n) días

Gas útilGas útil + medios

Gas útilGas útil + medios

mec. mec.

Almacenamientos subterráneos (GN) 1.032 1.739 24,6 41,4

Serrablo 395 535 9,4 12,7

Gaviota 636 1.203 15,2 18,7

Tanques (GNL) 119 2,8

Gasoductos (GN) 10 0,2

Total 1.161 1.868 28,4 44,5

Fuente: CNE

Figura 2.1.38. Capacidad de almacenamiento en las infraestructuras del sistema gasista en el año 2001

Relación capacidad total/Capacidad total ventas firmes año 2001

Mm3(n) (días)

Gas útilGas útil + medios

Gas útilGas útil + medios

mec. mec.

Almacenamientos subterráneos (GN) 1.415 2.121 33,7 50,5

Serrablo 635 775 15,1 18,3

Gaviota 780 1346 18,6 32,0

Tanques (GNL) 302 7,2

Gasoductos (GN) 20 0,5

Total 1.737 2.443 41,4 58,2

Fuente: CNE

almacenamiento estacional y a la necesaria variación de

niveles en tanques por los ciclos descarga-producción de

las plantas de regasificación.

Si además se considera el gas extraíble mecánicamente,

nos encontramos en una situación mejor, con 58 días de

almacenamiento máximo y 44 días de almacenamiento

medio durante el 2001, que sí se ajustaría a lo legislado.

De la misma forma, el Real Decreto 9494/2001, de 3 de

agosto incluye en el peaje de regasificación 5 días de la

capacidad contratada de almacenamiento operativo en

planta hasta 2003 y a partir del 1 de enero de 2004, 10

días. Si se tienen en cuenta las existencias incluyendo los

talones de las plantas, en la totalidad de las plantas, el

valor medio se ha situado en 5,7 días.

Resumen de la situación actual

de las infraestructuras

El 19 de diciembre de 2001 se produjo un récord de

demanda punta de gas, superior en un 21% a la demanda

punta del año anterior, atribuible tanto al incremento de

clientes como a la mayor crudeza meteorológica.

Aunque el sistema pudo atender la demanda del día punta,

esta situación no hubiera sido mantenible en continuo si

se hubiera prolongado durante una semana.

Las principales restricciones del sistema son la capacidad

de descarga en Barcelona, la capacidad de transporte

desde Cartagena, y la capacidad de transporte por el eje

sur norte, que limita el conjunto de las entradas de

Tarifa–Huelva–Poseidón.

A continuación se resumen los principales problemas de

infraestructura actuales.

En cuanto a las infraestructuras de regasificación.

• En Barcelona no existe capacidad de atraque de buques

metaneros grandes, la descarga de buques pequeños y la

baja velocidad de descarga condiciona la capacidad de

regasificación, no pudiendo mantener la capacidad

nominal de regasificación en continuo por falta de GNL.

• En general, existe un déficit de capacidad de

almacenamiento en los tanques de todas las plantas.

• Las nuevas plantas de regasificación, de forma especial las

de Bilbao y Mugardos contribuirán a disminuir las

distancias de transporte, aliviando la saturación del sistema.

Sagunto, además del efecto anterior, proporcionará

seguridad de suministro al eje del Mediterráneo, que reúne

la mitad de la demanda del sistema.

En cuanto a las infraestructuras de la red de transporte.

• La infraestructura más necesaria y urgente es el

gasoducto Huelva–Córdoba–Madrid, para atender la

elevada demanda de la zona centro y Madrid.

• Continúa siendo escaso el mallado de las

infraestructuras de transporte, que hace vulnerables

ciertas áreas geográficas. Ante limitaciones temporales

o fallos en las entradas al sistema, sería deseable

disponer de las infraestructuras de transporte que

aseguren el suministro desde otros puntos. Tal es el caso

del suministro a Cataluña que con la duplicación del

Barcelona-Tivissa podría llegar a suplir el fallo de la

Planta de Barcelona, y el eje transversal, que conectaría

el eje Mediterráneo con la zona centro.

• La zona al oeste de Pamplona, Huesca y Lérida pueden

registrar bajas presiones en invierno a la espera de los

religamientos pertinentes.

En cuanto a las Infraestructuras de almacenamiento.

• Deben realizarse las inversiones necesarias para

aumentar la capacidad de almacenamiento subterráneo

y la capacidad de extracción, ampliando los

almacenamientos existentes y promoviendo el

desarrollo de nuevos almacenamientos.

47

Dado el alto grado de saturación de las infraestructuras

actuales es de vital importancia que se completen en plazo las

nuevas infraestructuras (plantas de regasificación,

infraestructuras de transporte y de almacenamiento) en

construcción y proyecto, y aquellas que recoge la

Planificación del Gobierno para atender los aumentos de la

demanda previstos para los próximos años. Además, debe

proseguir el esfuerzo de extensión de las redes de gas natural

para atender a un mayor número de municipios y ciudadanos.

2.1.5. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

La recepción y tratamiento de los datos para la realización del

presente Informe Marco, se produjo tres meses antes del cierre

de 2002, momento en el que los datos reales más actualizados

de los que se disponía eran los relativos al primer semestre de

2002. Debido a la posterior revisión del texto, a comienzos del

año 2003 y, dado que en este momento se dispone ya de los

resultados provisionales de los balances de gas natural y de

energía eléctrica, que han tenido lugar durante el ejercicio

completo de 2002, se ha considerado apropiado incluir los

mismos en este Informe, con el objeto de completar y

comparar las conclusiones extraídas anteriormente.

En este apartado se comentarán brevemente los datos más

significativos del comportamiento del Sistema Gasista

español durante el año 2002 y, posteriormente, en el

capítulo 2.2.5, se hará lo propio para el Sistema Eléctrico.

Asimismo, a lo largo del desarrollo de este Informe

Marco se incluirá, en aquellos capítulos en los que se

estime oportuno, una referencia y comentario de los datos

relativos al ejercicio completo de 2002.

La demanda de gas natural en el Sistema Gasista español

durante el año 2002 ha sido, con un consumo total de

242.600 GWh, un 14,5% superior a la del año anterior, en

consonancia con la tendencia experimentada durante el

primer semestre del año, en el que se había registrado un

incremento del 15%. Este valor se sitúa muy por encima

del crecimiento de la demanda que se produjo en 2001 en

relación con el ejercicio anterior, que se situó en el 8%.

Dicha demanda de gas natural se reparte entre el mercado

convencional, con un consumo de 215.200 GWh, las

centrales térmicas convencionales, con 16.100 GWh y las

nuevas centrales de producción eléctrica de ciclo combinado,

con 11.300 GWh. Asimismo, el 55% de la demanda total fue

abastecida a través del mercado liberalizado, permaneciendo

el 45% restante en el mercado regulado.

El valor máximo de la demanda punta de gas natural

durante el invierno 2002-2003, se ha alcanzado el día 9 de

enero de 2003, registrándose un consumo de 998 GWh/día.

Este valor superó en 40 GWh al anterior máximo histórico,

que se había producido precisamente el día anterior. La

explicación de este incremento notable de la demanda

punta de gas natural reside esencialmente en el intenso frío

que se registró en toda la Península en tales fechas. La

contribución de los diferentes mercados a la demanda punta

se repartió como sigue: 862 GWh fueron debidos al

mercado convencional, 74,8 GWh a las centrales de ciclo

combinado, 39,2 a los consumos de las plantas satélite y

22,4 GWh a las centrales térmicas convencionales.

2.2. Estado actual del sistema de energíaeléctrica

A continuación, se analiza el estado actual del sistema

eléctrico español, diferenciando el sistema peninsular de

los sistemas extrapeninsulares, en cuanto a demanda de

energía eléctrica y a cobertura de la misma, con el fin de

determinar la capacidad real de suministro.

2.2.1. Demanda de energía eléctrica

En junio de 2002, la demanda de energía eléctrica en la

Península ha sido de 17.191 GWh, un 0,6% superior a la

del mismo mes del año anterior. La demanda máxima de

energía diaria ascendió a 652 GWh, un 4,1% superior a la

del mismo mes del año pasado. La demanda máxima de

potencia del mes alcanzó 32.141 MW, mientras que la

demanda máxima de potencia horaria histórica se sitúa en

34.930 MW desde el día 17 de diciembre de 2001, entre

las 18 y las 19 horas.

48

Si nos referimos a datos de los últimos doce meses, la

demanda bruta alcanza 209.256 GWh, lo que supone un

crecimiento del 4,9% respecto al mismo período

anterior.

La demanda peninsular a lo largo de 2001 sufrió un

incremento del 5,5% respecto al año anterior, situándose

entre el escenario central y el superior de la previsión de

crecimiento prevista en el Informe Marco 2001.

Si se toman datos acumulados hasta junio, el crecimiento

de la demanda en 2002 ha sido de un 3,7% respecto al

mismo período del año 2001.

En lo referente a sectores de consumo, la demanda del

sistema peninsular se puede clasificar en cinco grandes

grupos:

• Industrial. Incluye a grandes consumidores industriales

acogidos a la tarifa G-4 a muy alta tensión, grandes

consumidores industriales con suministro interrumpible,

grandes consumidores industriales acogidos a la tarifa

horaria de potencia y consumidores industriales con

tarifa de alta tensión.

• PYME’s. Empresas de servicios y pequeña industria en

baja tensión.

• Doméstico. Consumidores domésticos.

• Servicios. Consumidores del sector servicios con

suministros a tarifa horaria de potencia, consumidores

del sector servicios con tarifa en alta tensión y consumo

eléctrico para el alumbrado público.

• Otros. Incluye los consumos de distribuidores de

energía eléctrica no acogidos al Real Decreto

1538/1987, los consumos para riegos agrícolas y

forestales en alta y baja tensión y los consumos de los

medios de transporte que utilizan la tracción eléctrica.

49

Figura 2.2.1. Evolución de la demanda peninsular

Sistema peninsular (GWh) Enero-diciembre ∆% Enero-junio ∆%

1997 162.383 3,9% 79.316

1998 173.081 6,6% 84.797 6,9%

1999 184.345 6,5% 90.280 6,5%

2000 194.992 5,8% 96.777 7,2%

2001 205.630 5,5% 101.321 4,7%

2002 105.112 3,7%

Fuente: REE

45%

20%

3% 4%28%

Industrial

PYME’s

Doméstico

Servicios

Otros

Fuente: CNE, “El consumo eléctrico en el mercado peninsular en el año 2001”

Figura 2.2.2. Distribución de la demanda peninsular por grupos de consumidores

50

Figu

ra 2

.2.3

. Ba

lanc

e el

éctr

ico

peni

nsul

ar

Bala

nce

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trico

An

dalu

cía

Arag

ónAs

turia

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talu

ñaCo

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Extre

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001

(GW

h)Ma

ncha

y Le

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lenc

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Vasc

o

Hidr

áulic

a1.

343

3.36

71.

554

456

884

11.7

634.

231

970

5.26

18.

449

193

154

7533

633

839

.374

Nucle

ar0

00

09.

548

3.57

425

.655

8.58

716

.341

00

00

00

63.7

05

Carb

ón13

.195

6.22

115

.701

098

916

.380

246

00

14.2

480

00

01.

099

68.0

79

Fuel

/gas

1.90

80

00

3.14

20

2.49

71.

651

095

00

01.

237

01.

015

12.4

00

Prod

ucci

ón b

ruta

16.4

479.

588

17.2

5545

614

.563

31.7

1732

.629

11.2

0821

.602

23.6

4719

315

41.

312

336

2.45

218

3.55

8

Cons

umos

gen

erac

ión

-729

-384

-918

0-9

60-1

.139

-1.2

91-4

27-6

56-8

470

0-6

90

-193

-7.6

13

Cons

umos

bom

beo

-913

-76

-140

-571

-168

-367

-1.0

69-7

71-2

8-3

80

00

00

-4.1

41

Prod

ucci

ón n

eta

14.8

059.

128

16.1

97-1

1513

.435

30.2

1130

.269

10.0

1020

.918

22.7

6219

315

41.

243

336

2.25

917

1.80

4

Régi

men

esp

ecia

l4.

139

3.29

289

687

02.

252

2.28

75.

580

1.52

244

4.95

232

966

955

02.

025

966

30.3

73

Tota

l18

.944

12.4

2017

.093

755

15.6

8732

.498

35.8

4911

.532

20.9

6227

.714

522

823

1.79

32.

361

3.22

520

2.17

8

Inte

rcam

bios

10.6

56-4

.720

-7.6

932.

845

-7.9

87-1

8.99

84.

351

11.2

68-1

7.26

2-1

1.11

487

824

.277

1.80

71.

339

13.4

753.

122

Dem

anda

bru

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.600

7.70

09.

400

3.60

07.

700

13.5

0040

.200

22.8

003.

700

16.6

001.

400

25.1

003.

4600

3.70

016

.700

205.

300

Fuen

te: R

EE

En cuanto a la situación de la demanda peninsular por

áreas geográficas en el año 2001, destaca la posición de

Cataluña como primer demandante de energía eléctrica

(40.200 GWh), seguida de Andalucía. Las Comunidades

Autónomas peninsulares con menor demanda en barras de

central son La Rioja, Extremadura, Murcia, Navarra y

Cantabria. En estas Comunidades la demanda de energía

eléctrica se sitúa en el año 2001 por debajo de los

4.000 GWh. Respecto a la previsión efectuada en el

Informe Marco 2001 para la demanda en cada una de las

Comunidades Autónomas, cabe destacar que se vio

cumplida en gran medida, y que el máximo desvío se

produce en Madrid con un incremento final del 0,83%

respecto a lo previsto. El resto de las variaciones, tanto

incrementos como decrementos, se mueven en un

intervalo de 0,01%-0,16%.

En la figura 2.2.3 se muestra un balance de energía

eléctrica por Comunidades Autónomas y su demanda en

barras de central asociada.

Por su parte, la demanda del sistema extrapeninsular

experimentó en el año 2001 un crecimiento global del

7,3% respecto al año anterior. Si se toman datos

acumulados hasta junio, el incremento de la demanda en

2002 es del 4,8% respecto al mismo período del

año 2001.

El balance eléctrico extrapeninsular por sistemas refleja,

tanto la capacidad instalada como la demanda bruta a

finales del año 2001.

51

Figura 2.2.4. Evolución de la demanda extrapeninsular

Sistema extrapeninsular (GWh) Enero-diciembre ∆% Enero-junio ∆%

1997 8.598 7,4%

1998 9.254 7,6% 4.336

1999 10.078 8,9% 4.720 8,9%

2000 10.794 7,1% 5.109 8,2%

2001 11.581 7,3% 5.430 6,3%

2002 5.687 4,8%

Fuente: REE

Figura 2.2.5. Balance eléctrico extrapeninsular

Balance eléctrico Potencia I. Baleares I. Canarias Ceuta y Melilla Acumulado anualextrapeninsular a 31-12-01 MW GWh GWh GWh GWh ∆%

Hidráulica 1 0 2 0 2 0,0

Carbón 510 3.673 0 0 3.673 5,8

Fuel-Oil 2.516 1.140 6.515 290 7.945 7,7

Producción bruta 3.027 4.813 6.517 290 11.620 7,1

Consumos generación -348 -421 -11 -781 5,3

Producción neta 3.027 4.465 6.096 278 10.839 7,2

Régimen especial 219 156 586 0 742 8,3

Demanda b.c. 4.621 6.682 278 11.581 7,3

Fuente: REE y CNE

2.2.2. La oferta de energía eléctrica. Cobertura

de la demanda

El parque generador peninsular a finales de junio de 2002

estaba constituido por 55.322 MW, de los que 44.181 MW

corresponden al régimen ordinario3 y 11.141 MW al

régimen especial4.

En los últimos meses se han producido incrementos de

potencia instalada en la producción de régimen ordinario,

derivados de diversas ampliaciones de potencia realizadas

en los grupos térmicos.

Por otra parte, la potencia instalada en régimen especial se

incrementa en tasas anuales cercanas al 20%, destacando

en los últimos años los incrementos relativos habidos en

energía eólica fotovoltaica y en la producción obtenida a

partir de biomasa secundaria y gas residual.

La demanda eléctrica peninsular se encuentra cubierta

actualmente por producción nacional, ya sea en régimen

ordinario o en régimen especial, y por intercambios

internacionales (diferencia entre exportaciones e

importaciones de electricidad).

Hasta el momento, la dimensión del equipo generador

peninsular ha permitido la cobertura de las demandas

máximas de potencia, aunque continúa el proceso de

acercamiento entre la punta máxima del año y

la potencia instalada, tal y como se muestra en la

figura 2.2.8.

Si se considera la totalidad de la potencia instalada

peninsular, la relación se modifica, debido al crecimiento

experimentado por la producción en régimen especial

como se muestra en la figura 2.2.9.

No obstante, dado que toda la potencia instalada no se

encuentra operativa, pueden producirse episodios en los

que no se pueda atender la totalidad de la demanda.

Esta situación se dio el 17 de diciembre de 2001, en el

que el consumo eléctrico previsto durante el período

punta fue de 36.300 MW, la demanda de potencia

máxima que se pudo atender fue de 34.930 MW,

cubierta con 29.417 MW de potencia neta perteneciente

al equipo generador del régimen ordinario, con

4.733 MW del régimen especial y 780 MW

provenientes del saldo importador de las

interconexiones internacionales. Dadas las

indisponibilidades existentes en el equipo generador y

las necesidades de reserva y de control de tensión

previstas, REE se vio obligada a adoptar una serie de

medidas especiales para atenuar dicho consumo, que se

concretaron en la aplicación de la interrumpibilidad en

los contratos con este tipo de cláusula y en la solicitud

de moderación de la demanda eléctrica en las horas

críticas, que se materializó en cortes de suministro

parciales en las zonas centro y levante. La demanda de

potencia punta fue cercana a la demanda punta de

invierno prevista en el escenario extremo superior del

Informe Marco precedente (36.700 MW), donde se

consideraba una situación de temperaturas extremas.

52

3 Régimen ordinario: aquél en el que el esquema regulador es elmercado de producción en el que se cruzan ofertas y demandasde electricidad y donde se establecen los precios comoconsecuencia de su funcionamiento como mercado organizado.Pertenecen a este régimen las instalaciones de generaciónconvencionales.4 Régimen especial: es un régimen de producción que da untrato diferenciado respecto del régimen ordinario a lasinstalaciones de producción de energía eléctrica abastecidas porrecursos o fuentes de energía renovables, residuos ycogeneración.

Figura 2.2.6. Incremento de potencia en 2001del equipo generador

Aumento de potencia MWTipo Año 2001

Total Nuclear 17

Total Hulla + Antracita 8

Total Carbón de importación 15

Total Hidráulica 62

Total 102

Fuente: REE

53

Balance eléctrico Potencia Junio Acumulado anual Últimos doce meses

peninsular MW GWh ∆% GWh ∆% GWh ∆%

Hidráulica 16.586 2.010 -17,6 10.620 -62,2 21.967 -48,2

Nuclear 7.816 5.271 -1,3 29.834 -5,2 62.083 -0,2

Carbón 11.565 6.409 3,8 41.371 55,4 82.838 26,8

Fuel-Gas* 8.214 2.031 64,6 10.764 231,3 19.913 123,7

Producción bruta 44.181 15.721 3,5 92.590 3,6 186.801 4,4

Consumos generación -705 2,4 -4.200 28,2 -8.508 17,0

Consumos bombeo -608 134,9 -3.255 70,6 -5.478 26,6

Producción neta 14.408 1,2 85.135 1,1 172.815 3,3

Régimen especial 11.141 2.604 11,1 16.937 8,0 31.374 8,7

Intercambios internacionales 179 -64,4 3.039 112,6 5.068 46,5

Importaciones 452 -40,0 4.566 24,6 8.490 8,0

Exportaciones -273 9,4 -1.527 -31,7 -3.422 -22,3

Demanda b.c. 17.191 0,6 105.112 3,7 209.256 4,9

Fuente: REE y CNE* Incluye 784 MW no operativos: Cádiz, Málaga, Almería, Burceña y Badalona

Figura 2.2.7. Balance eléctrico peninsular. Junio 2002

45.00040.00035.00030.00025.00020.00015.00010.0005.000

01996 1997 1998 1999 2000 2001

Potencia total instalada en régimen ordinario (MW)Demanda de potencia media horaria para la punta máxima (MW)

Fuente: REE y CNE

Figura 2.2.8. Relación entre punta horaria de demanda y potencia instalada del régimen ordinario en el sistema peninsular

60.00050.00040.00030.00020.00010.000

01996 1997 1998 1999 2000 2001

Potencia total instalada (MW)Demanda de potencia media horaria para la punta máxima (MW)

Fuente: REE y CNE

Figura 2.2.9. Relación entre punta horaria de demanda y potencia instalada en el sistema peninsular

En la figura 2.2.10 aparecen reflejados los porcentajes de

cobertura de la demanda peninsular del primer semestre

de 2002.

En la distribución de la producción peninsular bruta en

régimen ordinario, la energía que representa porcentajes

más reducidos es la procedente de instalaciones

hidráulicas y de fuel-gas, mientras que casi el 80% se

reparte entre la energía nuclear y la procedente de

instalaciones de carbón. Es de destacar el fuerte

incremento que ha sufrido la energía procedente de las

instalaciones de fuel gas respecto al primer semestre del

ejercicio anterior, pasando de un 4% en la participación

en la cobertura de la demanda, a un 12% en los seis

primeros meses del año 2002, como consecuencia de la

menor hidraulicidad.

El parque generador extrapeninsular a finales de junio de

2002 estaba constituido por 3.324 MW, de los que

3.105 MW corresponden al régimen ordinario

correspondiendo los restantes 219 MW al régimen especial.

La cobertura de la demanda extrapeninsular depende

principalmente del equipo térmico instalado basado

fundamentalmente en carbón de importación y en

combustibles líquidos. La cobertura de la demanda

durante el primer semestre de 2002 ha sido muy similar a

la del mismo período del año 2001. Los grupos de fuel

han aportado el 65% de la demanda, los de carbón el

28,5% y la energía adquirida al régimen especial el 6,5%.

La potencia instalada en territorio nacional en el año

2001 distribuida por Comunidades Autónomas, refleja

que es Cataluña, con más de 9.000 MW, la Comunidad

que cuenta con mayor potencia instalada, debido

principalmente a las instalaciones nucleares e

hidráulicas. Le siguen en importancia Castilla y León

(con más de 8.000 MW instalados) y Galicia (con más

de 7.000 MW), gracias a la potencia hidráulica y térmica

convencional.

Las Comunidades de Madrid, La Rioja, Ceuta y Melilla

son las que cuentan con menor potencia instalada, siendo

ésta inferior a los 500 MW.

54

Intercambios internacionales2,9%

Producción enrégimen especial

16,1%

Producción enrégimen ordinario

81%

Fuente: REE y CNE

Figura 2.2.10. Cobertura de la demanda peninsular.1.er semestre de 2002

45%

12%

11%

32%

Hidráulica

Carbón

Nuclear

Fuel-Gas

Fuente: REE y CNE

Figura 2.2.11. Distribución de la producción peninsular bruta en régimen ordinario. 1.er semestre de 2002

55

Balance eléctrico Potencia Junio Acumulado anual Últimos doce mesesextrapeninsular MW GWh ∆% GWh ∆% GWh ∆%

Hidráulica 1 0 — 0 -54,2 1 -27,1

Carbón 510 320 -2,2 1.739 -1,4 3.649 2,1

Fuel-Oil 2.594 666 5,9 3.963 7,9 8.235 8,7

Producción bruta 3.105 986 3,1 5.702 4,9 11.886 6,6

Consumos generación -67 6,6 -384 4,6 -798 5,8

Producción neta 919 2,9 5.318 4,9 11.088 6,7

Régimen especial 219 80 4,0 370 2,9 752 5,1

Demanda b.c. 999 3,0 5.687 4,8 11.840 6,6

Fuente: REE y CNE

Figura 2.2.12. Balance eléctrico extrapeninsular. 1.er semestre de 2002

Autonomía Hidráulica Nuclear Carbón Fuel/Gas Rég. ordinario Rég. especial Total

Andalucía 1.046 2.050 1.505 4.601 984 5.585

Aragón 1.284 1.341 2.625 1.211 3.836

Asturias 661 2.696 3.357 207 3.564

Baleares 510 901 1.411 37 1.448

C. Valenciana 1.255 1.025 1.084 3.364 640 4.004

Canarias 1 1.525 1.526 182 1.708

Cantabria 389 389 356 745

Castilla-La Mancha 725 1.226 221 948 3.120 886 4.006

Castilla y León 3.979 466 2.849 7.294 1.008 8.302

Cataluña 2.206 3.142 160 2.364 7.872 1.598 9.470

Ceuta 49 49 0 49

Extremadura 2.148 1.957 4.105 23 4.128

Galicia 2.681 2.031 470 5.182 1.934 7.116

La Rioja 8 8 138 146

Madrid 59 59 287 346

Melilla 42 42 0 42

Murcia 28 858 886 154 1.041

Navarra 11 11 891 902

País Vasco 105 217 984 1.306 470 1.776

Total 16.587 7.816 12.075 10.730 47.208 11.006 58.215

Fuente: REE y CNE

* Incluye 784 MW no operativos correspondientes a las centrales de Cádiz, Málaga, Almería, Burceña y Badalona

Figura 2.2.13. Potencia instalada (MW) por CC.AA. en el año 2001

Producción en régimen ordinario

Producción hidroeléctrica

Según datos de junio de 2002, la potencia hidráulica

instalada en el sistema peninsular es de 16.586 MW. Al

contrario de lo que ocurrió durante los primeros seis

meses del año 2001, el año 2002 ha sido muy seco.

Durante el primer semestre del año, todas las cuencas han

reducido sus producciones respecto al año anterior.

Para poder analizar con mayor detalle la variabilidad de la

producción hidroeléctrica se incluye a continuación la

evolución que ha experimentado en los últimos meses el

índice producible5.

Las reservas hidroeléctricas, según datos de 30 de junio

de 2002, muestran que el porcentaje de llenado en la

Península es del 43%, mientras que el producible total

(incluyendo tanto las reservas anuales como las

hiperanuales) es de 7.657 GWh.

56

C. COLÓN

CÁDIZ

ALGECIRAS

MÁLAGA

TAJO DE LA ENCANTADALITORAL DE ALMERÍA

ALMERÍA

ELCOGÁS

PUERTOLLANO

PUENTENUEVO

CEDILLO VALDECAÑAS

SAUCELLE

VILLALCAMPO

S.ESTEBANCASTRELO

SOUTELO

COMPOSTILLA

ANLLARES

TANESLADA

LA ROBLA

ABOÑOAS PONTES DE GARCÍA RODRÍGUEZ

BURCEÑA PASAJES DE SAN JUAN

ESCATRÓN

TERUELESCUCHA

ASCÓ

CANELLES

MORALETSTABESCÁN

ESTANGENTO

BADALONA II

FOIXSANT ADRIÀ

VANDELLÒS

CASTELLÓN

EIVISSA

FORMENTERA

ALCÚDIAMAHÓN

S. JUAN DE DIOS

C.N. COFRENTESM. CORTES

CORTES IICOFRENTES

GUILLENA ESCOMBRERAS

GABRIEL Y GALÁN

CASTRO

ALDEADÁVILA

SOTO DERIBERA

NARCEASABÓN

LOS BARRIOS

ARCHIPIÉLAGO CANARIO

ISLAS B

ALEARES

SITUACIÓN DELAS CENTRALESELÉCTRICASDiciembre 2001

HULLAS Y ANTRACITAS NACIONALESHULLAS IMPORTACIÓNFUELNUCLEARLIGNITO NEGROLIGNITO PARDOFUEL Y GASCICLO COMBINADOHIDRÁULICAS > 100 MW

MEIRAMA

SALIME

GUARDO

AGUAYO

SANTURTZI

C.N.S.M.GAROÑA

CERCS

BESÒS

MEQUINENZA

RIBARROJA

TRILLO

BOLARQUEJ. CABRERA

SON REUSSON MOLINES

PUNTA GRANDE

LAS SALINAS

GUANARTEME

JINAMAR

BCO. TIRAJANA

CANDELARIA

GRANADILLAEL PALMAR

LOS GUINCHOS

LLANOS BLANCOS

CÍJARA

AZUTÁNC.N.ALMARAZ

TORREJÓNJ.M. DE ORIOL

VILLARINO

RICOBAYO

CONSOPONTE BIBEY

CORNATELPEARES

FRIEIRA

BELESAR

ACECA

Fuente: REE

Figura 2.2.14. Mapa de situación de las instalaciones eléctricas de generación

5 Índice producible: cociente entre la energía producible y laenergía producible media para el mismo período y equipohidráulico. Energía producible: energía máxima que se puedeproducir con las aportaciones de un período en las condicionesmás favorables.

57

Producción peninsular bruta Potencia Junio Acumulado anual Últimos doce mesesCuenca hidrográfica MW GWh % GWh % GWh %

Norte 4.194 460 -16,6 2.648 -69,3 5.643 -58,1

Duero 3.556 445 -12,4 2.836 -65,2 6.106 -49,4

Tajo-Júcar-Segura 4.104 309 -4,7 1.767 -65,9 3.735 -50,9

Guadiana 233 19 -49,0 54 -55,2 149 -6,9

Guadalquuivir 1.016 139 -7,9 593 -20,9 1.187 -4,8

Ebro 3.483 637 -26,4 2.722 -47,9 5.146 -34,4

Total sistema peninsular 16.586 2.010 -17,6 10.620 -62,2 21.967 -48,2

Fuente: REE

Figura 2.2.15. Producción peninsular bruta por cuenca hidrográfica. Junio 2002

9.0008.0007.0006.0005.0004.0003.0002.0001.000

0Julio

Período anterior

Ago. Sept. Oct. Nov. Dic. Ene. Febr. Mar. Abr. May. Jun.

Período actual

GWh

Sistema peninsular. Producción de energía hidroeléctrica

Fuente: REE

Figura 2.2.16. Producción de energía hidráulica en el sistema peninsular

Valor medio históricoValor medio mensual

Mes seco Mes húmedo

300

250

200

150

100

50

0

GWh/

día

74

4533

17 2146

74

103127

146

116 106 9574

415656

6050

40192639

121223

Julio Ago. Sept. Oct. Nov. Dic. Ene. Febr. Mar. Abr. May. Jun.

Sistema peninsular. Energía eléctrica producible

Fuente: REE

Figura 2.2.17. Índice producible durante el último año móvil (junio 2001-junio 2002)

Por todo lo anterior, se concluye que en la cobertura

anual de la demanda tienen una influencia relevante

las centrales hidroeléctricas, que constituyen una

fuente de energía de coste reducido, aunque su

producción varía enormemente en función de la

hidraulicidad. Se puede destacar en los últimos años

un abanico que oscila entre una participación del

21% (42.366 GWh) registrados durante el período

julio 2000 a junio 2001, definido como húmedo, y

una participación del 11,8% (21.967 GWh) durante

el período julio 2001 a junio 2002, definido como

muy seco.

Producción nuclear

La generación nuclear a lo largo del primer semestre de

2002 se ha mantenido en una línea de producción que

concuerda con la producción media desde julio de 2001 a

junio de 2002 (62.083 GWh).

La potencia y datos referentes a la producción nuclear en

junio de 2002, además de los datos acumulados a lo

largo del primer semestre del mismo año y de los

últimos doce meses, se muestran en la figura 2.2.20.

También se incluye una primera columna con las

58

Norte

Duero

TajoJúcarSegura

EbroPirineo

Guadiana

Guadalquivir

1.519 355

432 1.109

441

135 395

927 776

1.415 153

Llenado (%)

Producible (GWh)

Reservas hidroeléctricas a 30 de junio de 2002 (GWh)

63%39%

36% 36%

66% 62%

35% 21%

63%

77% 59%

ReservasTotales

7.657

43%

ReservasHiperanuales

3.229

ReservasAnuales

4.428

53%34%

Fuente: REE

Figura 2.2.18. Reservas hidroeléctricas. Junio 2002

potencias instaladas en cada una de las centrales y una

última columna con los índices de disponibilidad de las

mismas.

Por lo que se refiere a la producción nuclear, ésta cubre

aproximadamente un 33% (62.083 GWh) de la demanda.

Contrariamente a lo que sucede con la producción

hidroeléctrica, la nuclear es una tecnología de base con

una utilización constante y muy elevada. Por su parte,

utiliza un combustible en origen importado, aunque

tratado posteriormente en España.

Producción térmica convencional

Peninsular

La potencia y la producción térmica de los grupos

térmicos convencionales a junio de 2002 se muestran en

la figura 2.2.21.

De la potencia térmica instalada, casi el 50% corresponde

a centrales consumidoras de carbón autóctono. No

obstante, la reconversión que se está llevando a cabo en el

59

9.0008.0007.0006.0005.0004.0003.0002.0001.000

0

Período anterior Período actual

GWh

Sistema peninsular. Producción eléctrica de origen nuclear

Julio Ago. Sept. Oct. Nov. Dic. Ene. Febr. Mar. Abr. May. Jun.

Fuente: REE

Figura 2.2.19. Producción de energía nuclear en el sistema peninsular

Producción peninsular bruta Potencia Junio Acumulado anual Últimos doce meses Índicenuclear MW GWh % GWh % GWh % disponibilidad

J. Cabrera 160 93 -14,2 585 -10,1 1.061 -8,7 88,1

Garoña 466 332 -0,6 1.972 28,8 4.016 13,2 88,5

Almaraz I 974 693 0,3 3.512 -16,4 7.768 0,2 99,9

Ascó I 1.028 710 1,6 4.413 0,2 8.131 -7,9 92,3

Almaraz II 983 690 0,7 4.217 1,1 7.926 -5,8 94,1

Cofrentes 1.025 754 15,7 3.422 -19,9 7.738 2,0 97,4

Ascó II 1.027 731 0,4 4.436 19,7 8.888 9,6 92,7

Vandellós II 1.087 776 0,5 3.627 -22,4 8.329 0,5 99,9

Trillo 1.066 494 -26,5 3.650 -5,2 8.225 -3,6 91,2

Total sistema peninsular 7.816 5.271 -1,3 29.834 -5,2 62.083 -0,2 94,8

Fuente: REE

Figura 2.2.20. Balance de producción nuclear peninsular. Junio 2002

60

Producción peninsular bruta Potencia Junio Acumulado anual Últimos doce mesestérmica por tecnología MW GWh % GWh % GWh %

Hulla + Antracita 6.088 3.253 4,7 21.825 67,1 43.438 31,0

Lignito pardo 2.031 1.287 -1,3 8.052 32,0 16.191 18,7

Lignito negro 1.502 829 31,4 5.115 193,5 9.838 58,9

Carbón de importación 1.944 1.040 -8,2 6.379 11,5 13.371 8,4

Gas natural 3.582 1.092 81,9 3.883 175,0 7.890 102,7

Fuel-oil * 3.848 940 48,1 6.882 274,5 12.023 140,1

Total sistema peninsular 18.994 8.440 13,9 52.136 74,5 102.752 38,4

Fuente: REE y CNE

* No incluye 784 MW no operativos correspondientes a las centrales de Cádiz, Málaga, Almería, Burceña y Badalona.

Figura 2.2.21. Balance de producción térmica convencional peninsular. Junio 2002

Comunidad PotenciaAutónoma Nombre Central Tecnología bruta (MW)

Andalucía Algeciras Fuel-Gas 753Cristóbal Colón Fuel-Gas 378Litoral Carbón importado 1.159Los Barrios Carbón importado 568Puente Nuevo Hulla + Antracita 324

Aragón Escatrón Lignito negro 80Escucha Lignito negro 160Teruel Lignito negro 1.102

Asturias Aboño Hulla + Antracita 916Lada Hulla + Antracita 513Narcea Hulla + Antracita 595Soto Hulla + Antracita 671

C. Valenciana Castellón Fuel-Gas 1.084Castilla y León Anllares Hulla + Antracita 365

Compostilla Hulla + Antracita 1.312Guardo Hulla + Antracita 516La Robla Hulla + Antracita 655

Castilla-La Mancha Aceca Fuel-Gas 628GICC Fuel-Gas 320Puertollano Hulla + Antracita 221

Cataluña Besós Fuel-Gas 450Foix Fuel-Gas 520San Adrián Fuel-Gas 1.050Serchs Lignito negro 160

Galicia Meirama Lignito pardo 563Puentes Lignito pardo 1.468Sabón Fuel-Gas 470

Murcia Escombreras Fuel-Gas 858País Vasco Pasajes Carbón importado 217

Santurce Fuel-Gas 919Total térmica sistema peninsular 18.994

Fuente: Ministerio de Economía, REE y CNE* Excluidas las potencias de Cádiz, Málaga, Almería, Badalona y Burceña.

Figura 2.2.22. Potencia instalada en el sistema peninsular según áreas geográficas

sector del carbón en el ámbito del Plan 1998-2005 de la

Minería del Carbón y Desarrollo Alternativo de las

Comarcas Mineras, y los mayores condicionantes

medioambientales que afectan fundamentalmente a las

emisiones de SO2, están produciendo en este colectivo de

centrales una penetración importante del uso del carbón

de importación.

Durante el año 2001 se ha producido un ligero

incremento de la potencia instalada (23 MW), mientras

que la producción térmica del primer semestre del año

2002 (52.136 GWh) es un 74,6% superior a la

producción en el mismo período del año 2001, situación

principalmente motivada por el comportamiento de la

producción hidráulica, tal como se ha visto

anteriormente.

La producción térmica, dadas sus características de

operación y disponibilidad, cubre habitualmente las

oscilaciones de la producción hidráulica. Dicha

producción históricamente ha dependido del carbón

autóctono, pero en la actualidad, su producción también

depende en gran medida del carbón de importación, del

fuel-oil y del gas natural.

Extrapeninsular

La potencia total instalada de los grupos térmicos

convencionales en el sistema extrapeninsular es la

mostrada en la figura 2.2.25.

La producción extrapeninsular está basada en tres

tecnologías: centrales convencionales (ciclo de

vapor), motores diésel y turbinas de gas,

consumiendo en todas ellas productos petrolíferos

61

11.00010.0009.0008.0007.0006.0005.0004.0003.0002.0001.000

0

Período anterior Período actual

GWh

Sistema peninsular. Producción térmica convencional

Julio Ago. Sept. Oct. Nov. Dic. Ene. Febr. Mar. Abr. May. Jun.

Fuente: REE

Figura 2.2.23. Producción de energía térmica convencional en el sistema peninsular

Producción térmica peninsular Disponibilidadbruta por tecnología 2001

Hulla + Antracita 91,5

Lignito pardo 94,4

Lignito negro 88,0

Carbón de importación 92,8

Fuel 73,1

Mixtos (fuel/gas) 88,3

Total sistema peninsular 86,8

Fuente: REE

Figura 2.2.24. Índices de disponibilidad de lascentrales térmicas peninsulares

y, en el caso de las centrales convencionales,

carbón de importación.

Producción en régimen especial

La potencia instalada en régimen especial viene

experimentando un crecimiento muy importante en los

últimos años en la Península, con tasas de crecimiento

anual que se sitúan alrededor del 20%. La energía cedida

a la red durante 2001 experimentó un crecimiento de un

13%, repartido de forma desigual por tecnologías.

Mientras que la energía eólica creció un 47% y la

minihidráulica un 12%, la cogeneración continúa con su

estabilización. Esto ha supuesto que la demanda

peninsular fuera cubierta en 2001 en un 15% por la

producción en régimen especial.

En el sistema extrapeninsular el crecimiento anual se sitúa

por debajo de las tasas peninsulares. De la misma forma,

el índice de penetración en la cobertura de la demanda

también es menor, con un 9% en Canarias y sólo un 3%

en Baleares.

En la figura 2.2.26 se muestra la potencia y la energía

vertida a la red por este tipo de instalaciones equivalentes6

los siete primeros meses de 2002.

En cuanto a la distribución de energía vertida por el

régimen especial por Comunidades Autónomas, destacan

Cataluña (en cuanto a cogeneración y energía procedente

del tratamiento de residuos), Galicia y Navarra (en la

producción de energía eólica), Aragón (principal

generadora de energía hidráulica) y Andalucía y Asturias,

principales productoras de energía procedente de biomasa

y de residuos respectivamente.

En cuanto a la potencia instalada en régimen especial,

se puede observar un incremento total nacional del 19%

62

PotenciaCentral Tecnología (MW)

Ceuta Diésel 48,6

Melilla Diésel 40,8

Turbina de gas 14,7

I. Baleares Ibiza Turbina de gas 39,0

Diésel 154,5

Formentera Turbina de gas 14,0

Mahón Diesel 47,4

Turbina de gas 76,0

San Juan de Dios C. Vapor (fuel) 120,0

Alcudia C. Vapor (carbón) 510,0

Turbina de gas 75,0

Son Molinas Turbina de gas 64,0

Son Reus Turbina de gas 312,4

I. Canarias Jinamar C. Vapor (fuel) 233,2

Diésel 84,0

Turbina de gas 98,5

Banco Tijarana C. Vapor (fuel) 160,0

Turbina de gas 75,0

Candelaria C. Vapor (fuel) 160,0

Diésel 36,0

Turbina de gas 92,2

Granadilla C. Vapor (fuel) 160,0

Diésel 48,0

Turbina de gas 79,5

Punta Grande Diésel 113,6

Turbina de gas 61,0

Las Salinas Diésel 52,7

Turbina de gas 63,4

Los Guinchos Diésel 45,6

Turbina de gas 15,0

El Mulato Hidráulica 0,8

El Palmar Diésel 13,9

Diésel móvil 2,5

Hierro Diésel 9,0

Total 3.120,1

Fuente: CNE

Figura 2.2.25. Potencia térmica instalada en elsistema extrapeninsular

6 La información que las distribuidoras proporcionanmensualmente a la CNE tiene un decalaje aproximado de dosmeses.

en el año 2001, debido principalmente a la puesta en

marcha de instalaciones renovables y de

aprovechamiento energético de residuos. Esta

potencia se sitúa a finales del año 2001 en la Península en

10.684 MW, distribuidos fundamentalmente en

cogeneración, eólica y minihidráulica.

63

Peninsular Extrapeninsular TotalRégimen especial Potencia Energía Potencia Energía Potencia Energía(a 30 de septiembre de 2002) (MW) (GWh) (MW) (GWh) (MW) (GWh)

Térmica 5.287 11.185 74 252 5.361 11.437

Hidráulica 1.471 2.303 0 2 1.471 2.305

Otras 4.369 6.117 145 199 4.513 6.316

Total 11.127 19.605 219 453 11.346 20.058

Fuente: CNE y REE

Figura 2.2.26. Potencia instalada y producción a 31 de agosto de 2001, peninsular y extrapeninsular

Figura 2.2.27. Energía vertida por el régimen especial en CC.AA. en los años 1999, 2000 y 2001 (GWh)

Cogeneración � Solar � Eólica � HidráulicaComunidad 1999 2000 2001 1999 2000 2001 1999 2000 2001 1999 2000 2001

Andalucía 2.765,8 2.794,7 2.615,3 266,7 358,7 370,9 130,4 101,6 186,1

Aragón 1.510,2 1.407,5 1.345,0 433,0 541,8 766,0 764,3 755,9 916,9

Asturias 253,1 230,7 264,6 0,0 0,0 3,1 150,9 190,0 184,1

Baleares 11,0 7,2 9,1 0,0 0,0

Canarias 366,8 296,7 258,0 0,0 0,0 221,9 237,2 331,2 1,9 2,8 2,7

Cantabria 475,3 519,1 1.179,3 243,1 185,1 205,2

Castilla-La Mancha 974,9 1.103,7 877,7 1,3 1,1 1,1 112,8 501,5 926,1 140,7 172,8 217,8

Castilla y León 921,7 1.039,1 1.147,4 0,0 121,3 471,2 637,0 311,3 399,6 468,9

Cataluña 4.676,2 4.576,0 4.004,3 0,0 0,1 0,1 86,6 140,3 161,0 693,1 697,2 796,5

C. Valenciana 1.592,9 1.562,5 1.362,0 0,0 0,0 0,9 6,1 13,1 14,6 13,6 17,3

Extremadura 0,6 27,9 22,9 16,3 14,2 14,7

Galicia 1.769,3 1.709,0 1.797,3 0,0 722,0 1.317,5 2.046,8 714,9 713,1 745,6

La Rioja 44,6 111,9 125,3 57,5 133,3 49,4 48,6 47,3

Madrid 286,4 254,7 409,2 0,0 0,1 61,2 92,0 117,3

Murcia 325,5 426,1 406,5 0,0 11,1 12,1 21,2 32,6 31,2 35,3

Navarra 213,1 231,5 247,1 0,2 0,2 0,3 719,6 1.003,5 1.435,8 368,6 389,2 330,3

País Vasco 711,5 677,6 680,9 0,0 0,0 52,2 85,6 94,4 115,9 101,8

Total 16.898,7 16.975,8 16.751,9 1,5 1,3 1,7 2.695,9 4.699,7 6.931,3 3.787,8 3.922,7 4.387,9

Fuente: CNE

Energía procedente de cogeneración

Durante el año 2001, las ventas de energía producida a

través de cogeneración han sido de 16.752 GWh,

disminuyendo un 2% respecto al año anterior. En

general, las ventas de energía de la cogeneración han

disminuido, excepto las de aquellas instalaciones que

utilizan gas natural. El incremento de su producción se

64

Figura 2.2.27. Energía vertida por el régimen especial en CC.AA. en los años 1999, 2000 y 2001 (GWh) (cont.)

Biomasa � Residuos � Trat. Residuos � TotalComunidad 1999 2000 2001 1999 2000 2001 1999 2000 2001 1999 2000 2001

Andalucía 80,0 132,8 608,3 123,0 121,0 334,4 22,1 3.365,9 3.508,9 4.137,1

Aragón 28,0 8,7 33,5 23,3 40,4 64,5 2.730,8 2.754,2 3.154,0

Asturias 33,7 45,7 48,2 381,6 362,7 385,6 819,3 829,1 885,6

Baleares 137,7 139,0 146,4 148,6 146,3 155,5

Canarias 590,7 536,7 591,9

Cantabria 7,1 13,2 13,1 725,5 717,3 1.397,6

Castilla-La Mancha 0,2 0,0 9,3 11,2 46,1 43,9 1.241,2 1.825,2 2.076,0

Castilla y León 0,2 0,1 0,3 6,1 12,2 3,7 83,6 1.354,4 1.919,9 2.349,3

Cataluña 0,5 2,2 14,6 263,2 258,9 228,0 98,2 183,5 356,5 5.817,9 5.858,3 5.561,1

C. Valenciana 0,9 13,5 88,9 91,3 68,4 1.697,3 1.674,4 1.474,3

Extremadura 0,9 0,8 16,9 43,1 38,4

Galicia 44,9 42,3 42,1 154,5 3.251,0 3.781,9 4.786,3

La Rioja 2,5 3,4 93,9 220,5 309,2

Madrid 247,9 243,8 222,1 595,4 590,5 748,7

Murcia 5,2 8,5 12,2 80,2 32,9 50,1 454,7 510,8 525,4

Navarra 3,4 3,4 3,1 1.304,9 1.627,7 2.016,5

País Vasco 13,3 16,5 30,3 67,2 57,9 51,1 886,3 920,1 949,7

Total 188,4 266,6 823,9 1.389,6 1.324,8 1.689,5 132,7 273,8 570,5 25.094,7 27.464,7 31.156,7

Fuente: CNE

1.8001.6001.4001.2001.000

800600400200

0

2000 2001

GWh

Evolución de la energía vertida por la cogeneración

Julio Ago. Sept. Oct. Nov. Dic.Ene. Febr. Mar. Abr. May. Jun.

Fuente: CNE

Figura 2.2.28. Evolución de la energía vertida a la red por cogeneración

debe a que, durante el año 2001 se han incorporado

42 nuevas instalaciones de gas natural aportando una

potencia de 286 MW (un incremento del 9% con

respecto a 2000). En el resto de los combustibles

utilizados, fuel-oil y gasoil, el aumento de potencia ha

sido poco significativo.

Mientras que en los primeros meses del año 2001,

la producción generada a través de cogeneración

fue ligeramente inferior a la del año 2000, en los

últimos meses algunas instalaciones aumentaron

su producción.

Energía Eólica

La energía eólica sigue experimentando un gran

crecimiento dentro del régimen especial, alcanzando en el

año 2001 un incremento del 47% respecto al año anterior.

Energía minihidráulica

Debido fundamentalmente a la elevada hidraulicidad

(índice producible de 1,13) del año 2001 respecto a la de

2000 (índice producible de 0,90), la producción aumentó

un 12%.

65

1.800

800

600

400

200

0

2000 2001

GWh

Evolución de la energía eólica

Julio Ago. Sept. Oct. Nov. Dic.Ene. Febr. Mar. Abr. May. Jun.

Fuente: CNE

Figura 2.2.29. Evolución de la energía eólica vertida a la red (GWh)

700

600

500

400

300

200

100

0

2000 2001

GWh

Evolución de la producción hidráulica en régimen especial

Julio Ago. Sept. Oct. Nov. Dic.Ene. Febr. Mar. Abr. May. Jun.

Fuente: CNE

Figura 2.2.30. Evolución de la energía hidráulica en régimen especial vertida a la red (GWh)

La figura 2.2.31 muestra la evolución de la producción

hidráulica del régimen especial frente al producible

hidráulico existente desde enero del año 1998 hasta

diciembre de 2001.

2.2.3. Infraestructuras de transporte

y distribución de energía eléctrica

Descripción general de la red de transporte

La red de transporte es uno de los elementos fundamentales

en el funcionamiento del sistema eléctrico ya que es el

elemento de unión que lleva la energía eléctrica desde las

zonas de producción hasta las áreas de consumo.

Se entiende como red de transporte las líneas, parques

transformadores y otros elementos eléctricos con

tensiones iguales o superiores a 220 kV y aquellas otras

instalaciones cualquiera que sea su tensión, que cumplan

funciones de transporte o de interconexión internacional,

y en su caso, las interconexiones con los sistemas

eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.

La evolución del sistema de transporte, tanto en circuitos

de 400 kV como de 220 kV, y transformación en España

sigue una trayectoria creciente en el tiempo.

En la figura 2.2.33 se muestra la evolución de la

capacidad de transformación.

Durante el año 2001, se han puesto en operación

279 km de circuito de 400 kV. Se han incorporado

a la red de transporte las líneas Aragón-Peñalba,

Castejón-La Serna y la entrada/salida en Fuencarral

de la línea Galapagar-San Sebastián de los Reyes, así

como la instalación del segundo circuito de la línea

Olmedilla-Romica.

En el nivel de tensión de 220 kV se han puesto en servicio

176 km de circuito. Se han incorporado a la red de

transporte entre otras, la línea Bolarque-Trillo y la

entrada/salida en Gurrea de la línea Villanueva-Sabiñánigo,

así como la entrada/salida en Lubián de la línea Puebla de

Sanabria-San Agustín.

Asimismo se han puesto en servicio tres nuevas

subestaciones de 400 kV (las correspondientes a Peñalba,

Castejón y Fuencarral) y diez de 220 kV. Por su parte, la

capacidad de transformación 400 kV/AT ha aumentado en

1.350 MVA.

Según los datos del informe mensual de Red Eléctrica de

España correspondiente al mes de junio de 2002, la red de

66

%

700

600

500

400

300

200

100

0

Índice producible

1998

Producción hidráulica en R. especial

GWh

Evolución de la producción hidráulica en régimen especialy el índice producible peninsular

54,543,532,521,510,50

1999 2000 2001

Fuente: REE y CNE

Figura 2.2.31. Evolución de la producción hidráulica del régimen especial frente al producible existente

transporte está compuesta por 15.124,9 km de circuito de

400 kV y 16.989,9 km de circuito de 220 kV, siendo la

capacidad instalada de transformación de 400/220-132-

110 kV de 47.607 MVA.

Como resumen indicar que la red de transporte

peninsular corresponde a una red suficientemente

mallada que origina relativamente pocas restricciones.

No obstante, se han de destacar algunos episodios de

congestiones que se producen en la evacuación de

energía de las zonas gallega y asturiana y la

problemática del control de tensión en las zonas

andaluza, levante y centro, que está siendo mejorada con

la entrada de las nuevas centrales de generación en estas

zonas y la instalación de elementos de compensación

de reactiva.

67

Año 400 kV 200 kV Año 400 kV 200 kV

1962 0 5.904 1982 8.975 14.451

1963 0 6.544 1983 9.563 14.476

1964 150 7.374 1984 9.998 14.571

1965 255 7.856 1985 10.781 14.625

1966 1.278 8.403 1986 10.978 14.719

1967 1.278 9.763 1987 11.147 14.822

1968 1.289 10.186 1988 12.194 14.911

1969 1.599 10.759 1989 12.533 14.922

1970 3.171 10.512 1990 12.686 14.992

1971 3.233 10.859 1991 12.883 15.057

1972 3.817 11.839 1992 13.222 15.281

1973 4.175 11.923 1993 13.439 15.367

1974 4.437 12.830 1994 13.737 15.511

1975 4.715 12.925 1995 13.970 15.554

1976 4.715 13.501 1996 14.083 15.659

1977 5.595 13.138 1997 14.244 15.702

1978 5.732 13.258 1998 14.538 15.801

1979 8.207 13.767 1999 14.538 15.900

1980 8.518 14.124 2000 14.918 16.003

1981 8.906 13.958 2001 15.197 16.179

Fuente: Informe Anual REE

Figura 2.2.32. Evolución de la red de 400 y 220 kV (km). Año 2001

1996 1997 1998 1999 2000 2001

Capacidad de RED ELÉCTRICA 15.788 16.988 16.988 17.913 19.613 19.613

transformación Otras empresas 25.699 25.699 25.699 26.149 26.149 27.499

400/AT (MVA) (*) Total 41.487 42.687 42.687 44.062 45.762 47.112

Fuente: REE

(*) AT incluye transformación a 220, 132 y 110 kV.

Figura 2.2.33. Evolución de la capacidad de transformación. Año 2001

68

Nuevas subestaciones y líneas de operación (400 y 200 kV)

Nueva subestaciónSubestación existenteNueva línea de 400 kVNueva línea de 220 kVPaso de tramo aéreo a subterráneo de 200 kVLínea existente

Orzán(Puerto A Coruña)

Mazaricos

La GrelaMesón

Vimianzo

LourizánPazos de Bortén

S. EstebanTrives

Castrelo(Funcionando a 220 kw)P.E. Sil-Meda

Lubián

San Agustín

Guardo Mataporquera

CillamayorCastejón

La Serna

Sabiñánigo

Gurrea Mangraners

PeñalbaJuneda

Montblanc

Puebla deSanabria

GalapagarS.S. Reyes

Villanueva

TrilloAragón

Bolarque

Olmedilla

Romica

FuencarralCanillejasLeganés

Villaviciosa

C. Naciones

HortalezaMazarredo

C. Plata

CaparacenaGuadame

Gabias

AtarfeS. Sevillana

Dos Hermanas

Fuente: Informe Anual REE

Figura 2.2.34. Nuevas subestaciones y líneas en operación (400 y 220 kV). Año 2001

Figura 2.2.35. Red de Transporte. Año 2002

400 kV 220 kV Otras tensionesLíneas Longitud (km) 15.124,9 16.989,9 123,5

Subestaciones Posiciones 651 1.481 11

Transformación (1) N.º de unidades 110 454 —

Reactancias N.º de unidades 20 — 36

Cables N.º de circuitos 1 — —

Submarinos (2) Longitud (km) 13,2 — —

Cables N.º de circuitos 1 10 —

Subterráneos Longitud (km) 2,06 81,2 —

Fuente: Informe mensual REE. Junio 2002

(1) En los transformadores, la tensión de referencia corresponde a la parte de alta tensión.(2) El cable submarino se refiere a la interconexión España-Marrruecos.

Las conexiones internacionales

REE tiene tres contratos de intercambio internacional de

energía eléctrica suscritos con anterioridad a la entrada en

vigor de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector

Eléctrico:

• Contrato de suministro de EDF a REE.

• Contrato de suministro de REE a EDF.

• Contrato de suministro de REE a ONE.

Las características de las líneas utilizadas para intercambios

internacionales son las que se expresan en la figura 2.2.36.

La capacidad de intercambio de potencia por las

interconexiones internacionales viene fijada por la

capacidad física de las líneas que conforman la

interconexión, descontando de ella la reserva de capacidad

necesaria para mantener los sistemas acoplados ante fallos

de elementos del sistema (líneas, incluyendo las propias

líneas de interconexión, grupos generadores, etc.) y otras

reservas necesarias para tener en cuenta desvíos

involuntarios de regulación.

La capacidad teórica de intercambio7 no es un valor fijo, ya

que cambia en el tiempo dependiendo de: la variación en los

niveles de demanda, la configuración de la generación, la

capacidad térmica estacional de los elementos de transporte

y las indisponibilidades (fortuitas o programadas) de los

elementos de transporte y generación.

69

Capacidad nominal máxima de las interconexiones internacionales (MW)Tensión (KV) En verano En invierno

Con Francia

Irún/Errondenia 132 111 133

Arkalde/Argia 220 410 460

Hernani/Argia 400 1590 1710

Biescas/Pragnéres 220 270 330

Benos/Lac Dóo 150 100 140

Vic/Baixas 400 1530 1820

Con Andorra

Adrall/Escalades 1 y 2* 110 60 90

Con Portugal

Cartelle/Lindoso 400 1390 1660

Conchas/Lindoso 132 140 200

Aldeadávila/Bemposta 220 400 480

Aldeadávila/Pocinho 220 400 480

Saucelle/Pocinho 220 360 430

Cedillo/Falagueira 400 790 1410

Santa Marina/Elvas 1 y 2* 66 40 70

Con Marruecos

Pinar/Melloussa 400 730 730

Total 8.321 10.143

Fuente: REE* Valores por circuito

Figura 2.2.36. Capacidad nominal por línea de interconexión

7 De acuerdo con las definiciones adoptadas por la ETSO(European Transmision System Operators), la capacidad teóricade intercambio (TTC) entre dos sistemas vecinos es el máximoprograma de intercambio compatible con los criterios deseguridad de ambos sistemas.

La capacidad comercial, bajo condiciones de

disponibilidad total de los elementos de la red, ha oscilado

de acuerdo con los valores de las bandas que figuran en el

mapa de la figura 2.2.37. En situaciones puntuales, estos

valores han sido inferiores al quedar fuera de servicio

líneas de interconexión o próximas a las fronteras para

reparación o mantenimiento.

Las variaciones de la capacidad comercial se deben, en

parte, al cambio de capacidad térmica de las líneas.

Sin embargo, resulta decisiva la estructura de la

generación en diferentes períodos, así como los valores de

demanda en zonas próximas a las fronteras que pueden

llegar a saturar, en determinados casos, las redes internas.

En el caso de la interconexión con Portugal, la generación

hidráulica a ambos lados de la frontera condiciona de

manera importante la capacidad, siendo la gestión de la

producción de las cuencas del Duero y Tajo a lo largo del

año la causa principal de las variaciones observadas.

A largo plazo existen dos contratos internacionales:

la importación de 550 MW de EDF, con el contrato

de exportación en punta asociado al mismo, y la

exportación de energía a Marruecos8 —90 MW— en

base pero con 1.500 horas de interrupción firmados por

REE con anterioridad al cambio normativo.

Las conexiones con las islas e interislas

No existen conexiones de la red de transporte de energía

eléctrica entre la Península y las islas.

En las Baleares existen dos conexiones interislas:

Menorca-Mallorca, e Ibiza-Formentera. Asimismo, está

proyectada una línea entre Ibiza y Mallorca.

70

(*) Valores extremos semanales en condiciones de disponibilidad total de los elementos de la red.

700-950800-1.450

850-1.400600-1.100

900-

1.20

080

0-1.

200

450-

750

700-

800

400

400

300-

400

300-

400

Capacidadcomercial (*)

PuntaVale

Fuente: REE

Figura 2.2.37. Capacidad de intercambio comercial de las interconexiones

8 Este contrato finaliza el 31 de diciembre de 2002.

Las Islas Canarias

Igual que en el caso de las Baleares, se trata de un sistema

aislado de la Península, existiendo tan sólo conexiones

entre Lanzarote y Fuerteventura, y entre Lanzarote y La

Graciosa.

71

Es Figueral

Formentera

IBIZA

MALLORCA

S. Juan de Dios

Es Bessons

Cala Mesquida

CalaBosch Mahón

MENORCA

I S L A S B A L E A R E S

Alcudia II

Son Reus

ValldurgentCalviá

SonMolines

Son Orlandis

Llubí

S. Jorge

Fuente REE

Figura 2.2.38. Conexiones eléctricas en Baleares

Los Guinchos

Llanos BlancosEl Palmar

Granadilla

CandelariaIsora

Tabares

Lomo delCardo Guanarteme

Jinamar

Bco. TirajanaSanta Águeda

Las Salinas

Punta Grande

Corralejo

Playa BlancaA R C H I P I É L A G O C A N A R I O

LA PALMA

HIERRO

GOMERA

GRAN CANARIA

FUERTEVENTURA

LANZAROTE

TENERIFE

Fuente: REE

Figura 2.2.40. Conexiones eléctricas en Canarias

Línea Tensión (kV) Longitud (km) Capacidad (MVA)

Mallorca – Menorca 132 42,8 100

Ibiza – Formentera 1 30 18 10

Ibiza – Formentera 2 30 23,9 20

Fuente: CNE

Figura 2.2.39. Líneas de interconexión entre islas de Baleares

La red de distribución de energía eléctrica

Se consideran instalaciones de distribución todas las

líneas eléctricas de tensión inferior a 220 kV, salvo

aquellas que se consideren integradas en la red de

transporte. Asimismo, se considerarán elementos

constitutivos de la red de distribución todos aquellos

activos de la red de comunicaciones, protecciones,

control, servicios auxiliares, terrenos, edificaciones y

demás elementos necesarios para el adecuado

funcionamiento de las redes de distribución.

El mercado de distribución en España se encuentra en la

actualidad repartido geográficamente entre las cinco

principales distribuidoras que son el Grupo Endesa,

Iberdrola, Unión Fenosa, Hidrocantábrico y Viesgo, tal y

como se puede observar en la figura 2.2.42. En

septiembre de 2001 el Grupo Endesa vendió al Grupo

Enel la distribución de la zona de Viesgo, lo que supone

la entrada de un nuevo distribuidor con una cuota de

mercado del 3%, ubicado básicamente en Cantabria.

2.2.4. Funcionamiento del sistema eléctrico

durante el año 2001

Funcionamiento del mercado de producción

En el año 2001, cuarto año de funcionamiento, continúa el

desarrollo natural del mercado eléctrico dentro del proceso

de transición en el que se enmarcan sus operaciones. En el

72

Figura 2.2.41. Líneas de interconexión entre islas de Canarias

Línea Tensión (kV) Longitud (km)

Lanzarote-Fuerteventura 30 15.1

Lanzarote-La Graciosa 30 1.2

Fuente: CNE

Grupo Endesa

Iberdrola

Unión Fenosa

Viesgo

Grupo Hidrocantábrico

Fuente: CNE

Figura 2.2.42. Área de influencia de las distribuidoras. Año 2001

mercado mayorista destaca la mayor participación de agentes

externos y comercializadores, así como el comportamiento

bajista de los precios durante la primera parte del año, como

consecuencia de la elevada hidraulicidad, y el cambio de esta

tendencia en la segunda parte del año como consecuencia de

la mayor utilización del equipo térmico de fuel/gas y por el

incremento de la demanda y la baja hidraulicidad. Respecto

al mercado minorista, continúa aumentando el volumen de

energía vendido a precios libres, consecuencia de las

ampliaciones de la base de clientes elegibles en 1999 y el

1 de julio de 2000.

El crecimiento de la demanda acumulado durante los

últimos años ha convertido a las centrales de fuel y gas del

sistema eléctrico en necesarias para la cobertura del

sistema, aunque únicamente en los períodos de demanda

más elevada y ante condiciones hidráulicas medias o bajas.

Dado que estas centrales presentan un coste variable de

explotación significativamente superior al resto de las

existentes en el parque de generación peninsular, resulta

natural que los precios del mercado eléctrico presenten

pautas estacionales más acusadas que en años anteriores.

De esta manera, los precios elevados que se han

observado en la segunda mitad del año están soportados

por una mayor utilización del equipo de fuel-gas, ante

importantes crecimientos de la demanda y unas

condiciones de baja hidraulicidad.

Asimismo, la participación de los comercializadores en el

mercado de producción ha experimentado un aumento

respecto a 2000, tras la ampliación de los umbrales de

elegibilidad hasta 1 kV de tensión de suministro en julio

de 2000.

Este aumento en la negociación de energía ha ido,

igualmente, acompañado de un aumento del número de

comercializadores activos en el mercado.

73

Energía a precio libre (período): 141.994 GWh Energía a precio libre (última semana): 846,3 GWh (25,20%)Energía total adquirida (período)(*): 661,992 GWh Energía total adquirida (última semana): 3.558,7 GWh

* Excluido consumo de bombeo y autoproductores Diario Interdiario

1.540

1.320

1.100

880

660

440

220

0

11/0

1/98

01/0

3/98

13/0

4/98

07/0

6/98

20/0

7/98

13/0

9/98

01/1

1/98

20/1

2/98

07/0

2/99

26/0

3/99

16/0

5/99

04/0

7/99

22/0

8/99

10/1

0/99

28/1

1/99

01/0

1/00

05/0

3/00

22/0

4/00

11/0

6/00

30/0

7/00

17/0

9/00

05/1

1/00

24/1

2/00

11/0

2/01

01/0

4/01

20/0

5/01

08/0

7/01

14/1

0/01

02/1

2/01

GWh/

sem

ana

1998 1999 1999 2000 2000 2001

Compras de comercializadores, consumidorescualificados y agentes externos

Enero 1998-diciembre 2001

Fuente: OMEL

Figura 2.2.43. Compras de comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos

El Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, de Medidas

Urgentes de Intensificación de la Competencia en

Mercados de Bienes y Servicios, introduce importantes

novedades con respecto al mercado de producción de

electricidad, aunque una parte importante de ellas queda

pendiente de desarrollos posteriores.

El conjunto de medidas va dirigido a facilitar la

participación en el mercado de todo tipo de agentes.

Así se introducen incentivos a la participación del

régimen especial en el mercado, bien directamente o

a través de comercializadoras, se aumentan las

posibilidades de contratación bilateral de estas últimas,

se simplifica el proceso administrativo para que los

consumidores cualificados ejerzan su condición y se

introduce un mercado de contratación a plazo

organizado.

Por su especial interés conviene destacar la extensión de

la elegibilidad a todos los consumidores en el 2003, lo

cual significa un gran avance en la liberalización del

sector eléctrico que implica importantes desarrollos tanto

a nivel empresarial como regulatorio.

Igualmente, se establece que en el 2003 la contratación

bilateral será extensiva para los comercializadores con

respecto a los productores en régimen ordinario.

Este cambio significa, de hecho, un cambio de modelo

en el mercado español de electricidad, que dejará

de estar basado en un mercado organizado casi

obligatorio y pasará a una situación en la que el

mercado organizado deberá convivir con la contratación

bilateral.

Funcionamiento de las interconexiones

El saldo total de los intercambios programados durante el

año 2001 ha sido importador en 3.360 GWh, lo que

supone una disminución de un 22,3% respecto al año

2000. Los principales factores que han motivado la

disminución del saldo importador son la reducción de las

importaciones de energía de los agentes externos y el

elevado volumen de exportaciones realizadas mediante la

participación de agentes externos y de los productores

internos en el mercado de producción español. La

contribución de este saldo a la cobertura de la demanda

fue de un 2,9%.

74

800

700

600

500

400

300

200

100

0

-100

-200

-300

Francia Portugal Andorra Marruecos Saldo total

E F M A M J J A S O N D

Fuente: REE

Figura 2.2.44. Saldos mensuales de los intercambios internacionales programados por interconexión en el año 2001 (GWh)

El saldo de las operaciones realizadas a través de la

ejecución de contratos bilaterales físicos fue importador

en 176 GWh.

El saldo de intercambios programados ha mantenido signo

importador durante casi todos los meses del año, con un

valor máximo en el mes de mayo y un mínimo en el mes

de marzo.

En el conjunto del año, el promedio de utilización de la

capacidad de intercambio comercial se ha situado en la

interconexión con Francia, en sentido importador, en

75

Transacciones internacionales de los agentes y contratos bilaterales físicos (GWh)Importaciones Exportaciones

2000 2001 Diferencia 2000 2001 Diferencia

Transacciones en el mercado de producción 3.907 2.477 -1.429 2.481 2.981 500

Comercializadoras - 20 20 1.251 579 -673

Productores 575 1.395 820 503 1.141 638

Agentes externos 3.331 1.062 -2.269 726 1.262 536

Contratos bilaterales físicos 70 689 618 1.187 512 -675

Total 3.977 3.166 -811 3.668 3.494 -174

Fuente: REE

Figura 2.2.45. Transacciones internacionales

Resumen de los intercambios internacionales de energía eléctrica en el año 2000 (GWh)Importación Exportación Saldo

Contratos de REE 4.265 583 3.682

Francia (EDF) 4.265 — 4.265

Marruecos (ONA) — 583 -583

Transacciones en el mercado 2.477 2.981 -504

Francia* 1.893 815 1.078

Portugal 577 1.061 -483

Andorra 0 251 -251

Marruecos 7 855 -848

Contratos bilaterales físicos 689 512 176

Francia* 365 233 132

Portugal 318 122 196

Andorra 0 0 0

Marruecos 6 157 -151

Intercambios de apoyo 5 0 5

Total intercambios programados 7.436 4.076 3.360

Desvíos de regulación a compensar 90

Saldo físico de los intercambios internacionales 3.450

Fuente: REE(*) Incluye intercambios con otros países europeos.

Figura 2.2.46. Resumen intercambios internacionales en 2001

el 72%, en la interconexión con Marruecos, en sentido

exportador, en el 54%, mientras que en la interconexión

con Portugal la utilización de la capacidad de intercambio

comercial desciende hasta el 21%, en sentido exportador,

y hasta el 16%, en sentido importador.

Las importaciones totales realizadas por los agentes a

través de transacciones en el mercado organizado y

mediante contratos bilaterales físicos se han reducido en

un 20%, en tanto que las exportaciones se redujeron

también en un 5%.

Se ha producido una disminución media en el volumen de

energía intercambiada en las transacciones en el mercado,

destacándose una disminución de las importaciones de los

76

6

3280

1

2.86

1157

154

560

01

247

0

503.

245

40 030

3

2.65

7

84522

423179

215243

1.944203

0113

2

1.59

012

MouguerreCantegrit

PragnéresLac D’Oo

EscaldesBaixasIrún 132 Kv

Arkale 220 KvHernani 400 Kv

Biescas 220 KvBenós 110 Kv

Adrall 110 KvVic 400 Kv

Cartelle Conchas 132 Kv

Lindoso

BempostaAldeadávila 220 Kv

Pocinho

Saucelle 220 Kv

FalagueiraCedillo 400 Kv

Elvas Santa Marina

Encinasola

Pinar

Melloussa (Marruecos)

Pocinho

Aldeadávila 220 Kv

Errondenia

Intercambios internacionales físicos de energía eléctrica (GWh)

Fuente: REE

Figura 2.2.47. Intercambios físicos de energía eléctrica en el año 2001(GWh)

1.100

1.000

900

800

700

600

500

400

300

200

100

0Saldo

import.Saldoexport.

Saldoimport.

Saldoexport.

Saldoimport.

Saldoexport.

Promedio capacidad comercial no utilizada Promedio capacidad comercial utilizada

Francia

Portugal

Marruecos

Fuente: REE

Figura 2.2.48. Utilización promedio de la capacidadde intercambio comercial en las interconexiones en elaño 2001(MWh)

agentes externos y la reducción de las exportaciones de

las comercializadoras, que por primera vez han realizado

operaciones de importación.

En cuanto a los contratos bilaterales físicos, es de destacar

el cambio de signo de su saldo respecto al año 2000,

pasando a ser importador.

Respecto al grado de utilización de la capacidad

comercial en el año 2001, cabe destacar que ha sido

elevado en la interconexión con Francia, en sentido

importador, y en las interconexiones con Marruecos y

Portugal, en sentido exportador.

Funcionamiento de la red de transporte

Con la entrada en vigor del Real Decreto 1955/2000, de

1 de diciembre, por el que se regulan las actividades

de transporte, distribución, comercialización,

suministro y procedimientos de autorización de

instalaciones de energía eléctrica, se definen una serie

de parámetros representativos de los niveles de calidad

77

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

01985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001

3.312

415701

4.878

992622

125

6.640

468 283660 778

205676 779

6.690

8.318

Energía no suministrada (ENS)

Fuente: Informe anual REE y CNE

Figura 2.2.49. Energía no suministrada por incidencias en la red de transporte (MWh). Año 2001

40

35

30

25

20

15

10

5

01985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001

Tiempo de interrupción medio (TIM)

1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000

37,48

1,93 3,01

19,93

3,892,36

0,47

24,56

1,68 0,98 2,23 2,530,62

1,93 2,1

17,8715

Fuente: Informe anual REE y CNE

Figura 2.2.50. Tiempo de interrupción medio (min.). Año 2001

que sirven para el establecimiento de incentivos y

penalizaciones.

La calidad global de la red de transporte se exigirá por

punto frontera y por instalación y los indicadores de

medida son la energía no suministrada ENS, el tiempo de

interrupción medio TIM y la indisponibilidad de la red.

En el año 2001, según el informe anual de REE, la

energía no suministrada, referida a la red de transporte

peninsular ha sido de 6.990 MWh.

Asimismo, el valor del tiempo de interrupción medio

durante el año 2001 fue de 17,87 minutos.

En cuanto a la tasa de indisponibilidad de las líneas, que

mide el tiempo medio que cada línea de la red no ha

estado disponible para el servicio, ya sea por motivos de

mantenimiento preventivo, indisponibilidad fortuita u

otras causas, como construcción de nuevas instalaciones o

condicionantes externos a la red, ha sido para las líneas

propiedad de REE durante el año 2001 de 2,51%.

Funcionamiento de la red de distribución

En cuanto a la calidad del servicio, las empresas distribuidoras

están obligadas a mantener los niveles de calidad zonal

asignados a aquellas zonas donde desarrolle su actividad.

La medida de la calidad zonal se efectúa sobre la base del

TIEPI (tiempo de interrupción equivalente a la potencia

78

%

Mantenimiento preventivo 0,61

Indisponibilidades fortuitas 0,07

Otras causas ajenas al mantenimiento 1,83

Total 2,51

Fuente: Informe anual REE y CNE

Figura 2.2.51. Tasa de indisponibilidad de las líneaspropiedad de REE. Año 2001

T I E P I1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001

Andalucía 2,98 4,59 3,58 3,19 2,86 3,29 3,52 2,57 2,46 4,76 3,59

Aragón 3,53 3,36 2,94 2,62 2,02 2,17 2,33 1,55 2,36 2,57 1,87

Asturias 3,45 3,98 4,11 2,14 2,00 2,26 2,15 1,36 2,37 1,71 1,52

Baleares 6,29 6,15 3,18 3,12 3,13 3,48 6,13 2,53 2,09 10,29 9,60

Canarias 4,87 4,72 2,75 3,12 4,19 3,32 2,83 3,27 4,30 3,58 2,86

Cantabria 2,48 2,18 1,85 1,52 1,65 1,74 1,26 1,58 2,24 2,17 1,87

Castilla y León 2,99 3,16 3,24 2,49 2,43 2,85 2,92 2,25 2,69 2,42 1,92

Castilla-Mancha 5,73 6,31 5,17 4,43 3,98 4,23 5,75 3,46 3,61 3,32 3,11

Cataluña 4,80 4,07 5,38 3,23 3,06 2,72 2,42 2,17 3,43 4,64 3,83

Extremadura 3,56 3,38 3,99 2,81 3,30 2,91 8,23 3,87 3,17 4,15 3,38

Galicia 7,34 5,71 6,06 5,14 4,60 4,28 4,87 3,31 2,69 5,45 5,17

Madrid 2,24 2,16 1,44 1,42 1,58 1,30 1,25 1,24 1,34 1,64 1,54

Murcia 4,62 5,33 3,12 3,34 2,18 2,58 2,70 2,11 2,65 3,81 2,94

Navarra 2,45 2,55 2,44 1,14 1,31 2,68 1,57 1,23 1,89 1,35 0,99

La Rioja 1,90 1,17 1,47 0,77 1,15 1,30 1,08 1,19 2,28 1,50 1,10

País Vasco 2,01 2,31 3,90 1,29 1,25 2,56 1,16 0,84 2,42 1,29 0,94

C. Valenciana 3,79 3,85 2,68 2,30 2,57 2,02 1,90 1,58 2,30 2,86 2,43

Fuente: CNE

Figura 2.2.52. Evolución del TIEPI por provincias. Año 2001

instalada), el percentil del TIEPI (valor del TIEPI que

no es superado por el 80% de los municipios), y el

NIEPI (número de interrupciones equivalente a la

potencia instalada).

Niveles de utilización en punta en 2001

La demanda eléctrica peninsular durante el año 2001

alcanzó 205.630 GWh, lo que ha supuesto un aumento de

10.638 GWh, que representa un incremento del 5,5%

respecto al año anterior.

El aumento de la demanda final y la reducción en 1.040

GWh del saldo importador de los intercambios

internacionales se ha cubierto con un aumento de la

producción peninsular neta procedente del régimen

ordinario de 8.023 GWh y de las adquisiciones del

régimen especial de 3.627 GWh.

El día 17 de diciembre de 2001 estaba prevista una

demanda de 36.300 MW entre las 18 y las 19 horas.

Dadas las indisponibilidades existentes en el equipo

generador y las necesidades de reserva y de control de

tensión previstas por el operador del sistema, éste se vio

obligado a adoptar una serie de medidas para atenuar el

consumo. Estas medidas se concretaron en la aplicación

de la interrumpibilidad en los contratos con este tipo de

cláusula y en la solicitud de moderación de la demanda

eléctrica en las horas críticas, que se materializó en

cortes de suministro parciales en las zonas centro

y levante.

Todo lo anterior condujo a dar cobertura a 34.930 MW de

potencia media horaria, punta máxima histórica del

sistema que fue cubierta con 29.417 MW de potencia neta

perteneciente al equipo generador del régimen ordinario,

4.733 MW del régimen especial y 780 MW provenientes

del saldo importador de las interconexiones

internacionales.

La punta máxima de potencia demandada se ha cubierto

según se indica en la figura 2.2.54.

La carga media de la red de transporte se ha mantenido en

niveles similares a 2000. En 400 kV, las cargas máximas

mensuales varían en un rango inferior a 70 MW. La carga

79

876543210------

1997 1998 1999 2000 2001

1991 1992 1993 1994 1995 1996

Tiep

i (ho

ras)

Fuente: CNE

Figura 2.2.53. Evolución del TIEPI por distribuidoras. Año 2001

máxima se ha producido en diciembre, aunque con

pequeñas diferencias respecto al resto del año. En

términos relativos el mayor nivel de carga ha

correspondido a los meses de verano, debido a la menor

capacidad efectiva de las líneas, un 28% por debajo del

límite térmico de invierno.

En la tensión de 220 kV las cargas máximas de la red

varían tan sólo en 20 MW. La carga máxima ha

correspondido al mes de diciembre y en términos relativos

a los meses de verano, por la reducción del 23% en la

capacidad térmica respecto a los valores de invierno.

En referencia a la situación de la red de transporte, el 17

de diciembre, día en el que se registró la máxima carga

anual, ninguna línea de 400 kV llegó a sobrecargarse,

80

100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Nuclear Térmica clásica Hidráulica

2001

2,2

13,6

23,9

40,2

20,1

2000

0,610,9

22,9

43,9

21,8

1999

1,210,8

24,3

40,3

23,4

Régimen especial Int. internacionales

Figura 2.2.55. Cobertura de la demanda de potencia mediahoraria para la punta máxima en el año 2000 y 2001 (%)

Capacidad térmica Carga máxima

1.400

1.200

1.000

800

600

400

200

0E F M A M J J A S O N D

Fuente: Informe anual REE

Figura 2.2.56. Carga máxima en días laborables en la media de los circuitos de 400 kV (MW). Año 2001

Cobertura de la demanda de potencia media horaria para la punta máxima

2000 2001

25 enero, 19-20 h 17 diciembre, 18-19 h

MW % MW %

Nuclear 7.411 21,8 6.975 20,1

Térmica clásica 14.936 44,0 13.950 40,2

Hidráulica 7.807 23,0 8.282 23,9

Régimen especial 3.609 10,6 4.733 13,6

Int. Internacionales 186 0,5 780 2,2

Fuente: informe REE. Año 2001

Figura 2.2.54. Cobertura de la demanda de potencia media horaria para la punta máxima en el año 2000 y 2001

Fuente: Informe anual REE año 2001 y CNE

estando todas ellas por debajo del 85% de su capacidad.

En 220 kV tan sólo se sobrecargaron dos líneas en zonas

excedentarias del norte peninsular, quedando el 94% de

ellas por debajo del 70% de su capacidad.

2.2.5. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

Según datos provisionales de Red Eléctrica sobre el

comportamiento del Sistema Eléctrico español durante el

año 2002, publicados en el Avance del Informe 2002, la

demanda de energía eléctrica en el sistema peninsular ha

sido, con un consumo total de 210.135 GWh, un 2,3%

superior a la del año anterior. Teniendo en cuenta además

las correcciones oportunas, debidas a los efectos de

laboralidad y temperatura, el crecimiento ha sido

del 3,0%.

La producción anual bruta en régimen ordinario ha

alcanzado los 186.672 GWh, con una participación del

11,6% de las centrales hidroeléctricas, un 33,8% de los

grupos nucleares, un 42,9% de las centrales de carbón y

un 11,7% de los grupos de fuel y gas.

El valor máximo de la demanda de potencia punta durante

el invierno 2002-2003, se ha alcanzado el día 14 de enero

de 2003, registrándose, a las 18:57 de dicho día, un valor

de 37.350 MW. Este valor superó en 330MW al anterior

máximo histórico, que se había producido precisamente el

día anterior. La explicación a este incremento notable de

la demanda de potencia punta reside esencialmente en el

intenso frío que se registró en toda la Península en tales

fechas. La demanda de energía diaria en el día en que se

registró el máximo de potencia punta, fue de 746 GWh.

La potencia instalada se ha incrementado durante el año

en 2.794 MW, debido esencialmente a la puesta en

operación de las nuevas centrales de ciclo combinado, lo

que supone un total de 58.679 MW instalados a finales de

2002, de los cuales 11.704 MW son debidos al régimen

especial.

En relación con la energía hidráulica, cabe destacar el

incremento de las reservas de los embalses en relación

con el año anterior. Concretamente, al final del 2002

dichas reservas representaban el 48% de la capacidad

total de los embalses, frente al 36% del ejercicio

anterior, con una energía hidráulica producible de

18.300 GWh.

En el sistema extrapeninsular la demanda de energía

eléctrica ha alcanzado los 12.069 GWh, con un

crecimiento respecto al año anterior del 4,2%. Dicha

demanda se ha cubierto en un 66% con los grupos de fuel,

un 27,6% con las centrales de carbón y un 6,4% con la

energía procedente del régimen especial. La potencia

81

Capacidad térmica Carga máxima

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0E F M A M J J A S O N D

Fuente: Informe anual REE

Figura 2.2.57. Carga máxima en días laborables en la media de los circuitos de 220 kV (MW). Año 2001

instalada se ha incrementado durante el año en 114 MW,

lo que supone un total de 3.355 MW instalados a finales

de 2002, de los cuales 214 MW son debidos al régimen

especial.

2.3. La interrelación entre ambos sistemasenergéticos: gas natural y electricidad

Una vez descritos, en los apartados anteriores, los

sistemas de gas y electricidad por separado, a

continuación se insiste sobre su interrelación. Para ello, se

comparan las características más significativas de cada

uno de los sistemas de gas y electricidad, el grado actual

de autoabastecimiento de ambos sistemas y la

participación actual que tiene el gas en el mercado de

producción de energía eléctrica.

Particularidades de los sistemas eléctricos y gasistas

Desde el punto de vista de la oferta, el mercado eléctrico

nacional se caracteriza frente al del gas natural, por un

mayor desarrollo de su industria con una escasa

dependencia del exterior. Así, la capacidad de intercambio

eléctrico con el exterior es inferior al 6% de la punta de

demanda. Es decir, la práctica totalidad de la generación

eléctrica se produce en el interior del país.

Esto no es así en el mercado del gas. Dado que la

producción española de gas natural es poco significativa,

la industria gasista ha tenido que importar desde sus

inicios todo el gas desde el exterior. Así la capacidad de

importación de gas del exterior tiene que ser

necesariamente mayor que el consumo; esto es, debe ser

capaz de suministrar el cien por cien del consumo. El

pasado año fue del orden del 99% de la demanda diaria

punta de gas natural.

Por otro lado, la generación de energía eléctrica se lleva a

cabo con plantas de muy diferente coste variable. En 2002

nuevas centrales de generación de ciclo combinado de gas

se han incorporado al menú de producción eléctrico. En el

gas, por el contrario, aunque los costes de producción

pueden también variar, la práctica generalizada de

indexación al precio del petróleo hace que los precios de

los compradores no estén tan expuestos a dicha variación.

Asimismo, en general, en el gas hay una mayor distancia

de transporte entre la producción y el consumo que en el

caso eléctrico.

Desde el punto de vista de la red, la situación actual de

los dos mercados es también diferente. La diferencia se

debe a razones históricas.

En el caso eléctrico, la red de transporte es una red

robusta y suficientemente mallada. En el caso de la red de

transporte de gas natural, es una red más ajustada y que

ha venido dando respuesta a los sucesivos planes de

gasificación del país y a sus elevados crecimientos de

demanda.

Sin embargo, no ocurre lo mismo en las redes de

distribución, en las que en determinadas zonas, la

saturación de las infraestructuras de distribución de

energía eléctrica ha llegado a afectar a la calidad del

servicio que prestan.

Desde el punto de vista de la demanda, también es

diferente su estructura en los dos mercados. Así, el

grueso de la demanda de gas natural en España la

consume el sector industrial con más de un 70% del

total, representando el número de clientes industriales

aproximadamente el 0,1% del total que consumen gas

natural en España. Sin embargo, en el sector eléctrico,

la demanda industrial es del orden del 54% del total,

siendo mayor la proporción del número de estos

clientes: del orden del 0,35% del total. El número de

clientes eléctricos es del orden de 21,4 millones, frente

a los algo más de 4 millones y medio de clientes de gas

natural.

Es decir, así como el suministro eléctrico llega al cien por

cien de la población el suministro de gas natural está en

proceso de expansión, y de extensión de su cobertura.

82

Desde el punto de vista de la cobertura de la demanda

podemos decir que ambos sistemas están cercanos a la

saturación. El eléctrico fundamentalmente porque en

determinados escenarios ha desaparecido la

sobrecapacidad de generación disponible y en el gasista

porque las infraestructuras de transporte existentes

representan un cuello de botella a la importación de gas

en punta.

En todo caso, ambos sistemas requieren de importantes

inversiones en infraestructuras con tiempos elevados para

su puesta en servicio.

Desde el punto de vista de la operación del sistema, las

diferencias técnicas aparecen. En el sistema eléctrico, el

equilibrio oferta-demanda debe mantenerse en todo

momento, mediante regulación automática y manual. Este

equilibrio es más difícil en el caso eléctrico por la

imposibilidad técnica de almacenamiento de la energía

eléctrica. No ocurre lo mismo en el caso del gas natural.

En este sistema, el equilibrio oferta-demanda es más

flexible y admite un plazo mayor que el instantáneo. La

capacidad de almacenamiento subterránea, de GNL, de

los propios gasoductos, la de regasificación, etc., permite

que el balance pueda hacerse con una mayor holgura en el

tiempo. En todo caso, en ambos sistemas los

procedimientos de operación del sistema eléctrico o las

normas de gestión técnica del sistema gasista conforman

el armazón que sustenta la continuidad y calidad del

suministro prestado.

Desde el punto de vista de la planificación de las

actividades reguladas, la situación de ambos

sistemas que hasta el año pasado era diferente, ha

pasado a igualarse, ya que la planificación de todas

las actividades reguladas para ambos sectores es

vinculante. Por la Ley 24/2001, de 27 de diciembre, de

Medidas Fiscales, Administrativas y del Orden Social,

se incluyó la determinación de la capacidad de

regasificación total de gas natural licuado necesaria

para abastecer al sistema gasista dentro de la

planificación vinculante.

El grado de autoabastecimiento de los sistemas

eléctrico y gasista

A continuación, se analiza el grado de autoabastecimiento

actual, dejando su evolución futura para el capítulo de

diversificación de la oferta.

Conforme a los datos publicados por el gestor técnico del

sistema eléctrico9 la aportación de los diferentes

combustibles a la producción de energía anual, se presenta

en la figura 2.3.1.

De la energía vertida por el régimen especial a la red, el

44% de la misma correspondió a energías renovables y el

56% restante a energías de tipo no renovable.

En la Unión Europea, el reparto de la producción eléctrica

por tipo de combustible es, en la actualidad el siguiente:

nuclear 35%, combustibles sólidos 27%, gas natural 16%

hidráulica y renovables 15% y fuel-oil 8%.

Cada uno de los mercados de combustibles para la

generación de energía eléctrica tiene sus propias

83

Participación [%] GWh

Hidroeléctrica 18,11 39.374

Nuclear 29,31 63.705

Hulla + Antracita 15,94 34.650

Lignito Pardo 6,55 14.248

Lignito Negro 2,97 6.467

Carbón importación 5,85 12.714

Total carbón 31,32 68.080

Gas natural 2,50 54.27

Fuel-oil 3,21 6.973

Régimen especial 13,97 30.374

Int. internacionales 1,59 3.450

Fuente: REE

Figura 2.3.1. Producción de energía eléctrica por combustibles. Año 2001

9 Informe mensual de Red Eléctrica de España. Diciembre 2001.

características: en el caso del carbón se puede hablar de

un mercado mundial competitivo; para el petróleo de un

mercado dominado por un cártel; y en el caso del gas

natural, en general, de una situación de oligopolio

regional con precios referenciados al petróleo.

En todo caso, Europa depende energéticamente del

exterior en todos ellos. La Europa de los treinta importó

en 2000 el 76% de sus necesidades de petróleo, el 40%

del gas natural, el 50% de su consumo de carbón, y el

95% de su necesidad de uranio como materia prima,

aunque en este caso controla el resto del ciclo10.

En la figura 2.3.2 se muestran el origen de los

aprovisionamientos de gas natural en España en los

últimos años. De la misma se observa que no llega al 3%

del total de aprovisionamientos, el gas natural procedente

de yacimientos nacionales.

Dentro de la Unión Europea la perspectiva no es mucho

mejor, con unas reservas de gas probadas de sólo un 2%

de las reservas mundiales, equivalentes a 20 años de

consumo actual, su producción representó en 1997 el

12% de la mundial. La mayor parte de las reservas

están localizadas en los Países Bajos (56%) y

Gran Bretaña (24%).

Con objeto de aumentar la seguridad del suministro, la

legislación española11 establece la obligación de

diversificar los abastecimientos cuando en la suma de

todos ellos la proporción de los prevenientes de un

mismo país sea superior al 60%, aunque este valor podrá

ser modificado, al alza o a la baja, por el Ministerio vía

reglamento. La Ley establece en este punto que, estará

eximido de la obligación de diversificación el

abastecimiento del gas adquirido para atender el

consumo de instalaciones que cuenten con suministros

alternativos garantizados de otro combustible.

También la Ley española establece la obligación de

mantener unas existencias mínimas de seguridad

equivalentes a 35 días de los consumos firmes.

84

10 Ver el Libro Verde de la Comisión Europea: Hacia unaestrategia europea de seguridad del abastecimiento energético.COM (2000) 769.

11 Capítulo VIII de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sectorde hidrocarburos.

1999 2000 2001[Mte] [%] [Mte] [%] [Mte] [%]

Nacional 1.592 0,88 1.695 0,84 5.867 2,79

Argelia 115.826 63,70 120.088 59,69 112.868 53,64

GN 70.208 38,61 71.576 35,58 62.265 29,59

GNL 45.617 25,09 48.512 24,11 50.603 24,05

Libia 11.201 6,16 9.293 4,62 9.228 4,39

Noruega 26.773 14,72 26.856 13,35 26.833 12,75

Australia 0,00 0,00 0,00

Países del Golfo 13.397 7,37 8.752 4,35 20.601 9,79

Trinidad y Tobago 8.687 4,78 9.157 4,55 6.806 3,23

Nigeria 888 0,49 21.822 10,85 28209 13,41

Otros 3.460 1,90 3.518 1,75% 0,00

Total 181.824 100,00 201.181 100,00 210.411 100,00

Fuente: Sedigas

Figura 2.3.2. Aprovisionamientos de gas natural

Para este caso, el Ministerio podrá, en función de las

disponibilidades del sistema, incrementar el número de

días de almacenamiento estratégico hasta un máximo

equivalente a sesenta días de las ventas en firme.

Aunque estas medidas no están extendidas a nivel europeo,

la Comisión admite la posibilidad de considerar el extender

los mecanismos de stock estratégico también al gas natural.

El gas natural en el mercado eléctrico actual

A continuación se analiza la aportación que tiene el gas

natural en la producción eléctrica. Esta aportación que en

la actualidad se basa en tres factores, la cogeneración, las

centrales mixtas de fuel-gas y las nuevas centrales de

ciclo combinado.

Uno de los primeros nexos de unión entre el sistema

eléctrico y gasista fue la cogeneración, que consiste en la

utilización secuencial de la energía primaria para producir

calor y energía eléctrica12.

En España, ha existido un importante crecimiento en las

ventas de gas natural destinadas a la cogeneración.

En la figura 2.3.3 se muestra dicha evolución. En la

figura 2.3.4 se puede observar la evolución de

la potencia instalada en cogeneración con gas natural

respecto al total de cogeneración.

85

12 Históricamente la cogeneración fue el procedimientoempleado por las industrias en los comienzos del uso de laenergía eléctrica, obteniendo ésta como un subproducto de susprocesos térmicos básicos. Posteriormente, el perfeccionamientode la tecnología de generación y la creación de las redeseléctricas interconectadas permitió disponer de electricidad másbarata y con mayor garantía de suministro que la autogenerada.El panorama cambió en Europa en la década de los ochentacuando el incremento del precio de la energía eléctrica fomentóuna apreciable participación de la cogeneración en el mercadoeléctrico. En España, la cogeneración sufrió un impulso muyimportante como consecuencia del apoyo público, materializadoen el PEN 1991-2000, a las medidas de ahorro energético, a lanecesidad de diversificación, a una mayor preocupación por elmedio ambiente y a la disponibilidad creciente de gas naturalcon la extensión de la Red de Gasoductos de Transporte. Comoconsecuencia de las sucesivas normas que regularon laremuneración para los cogeneradores por la venta de energía ala red, el mercado de la cogeneración creció incluso por encimade las previsiones del PEN 1991-2000.

Ventas de gas natural [Mte] 1985 1990 1995 1997 1998 1999

Mercado cogeneración 4,8 3.609,60 17.392,80 27.520,80 31.249,90 36.454

Fuente: Informe anual 2000 Sedigas

Figura 2.3.3. Ventas de gas a cogeneración

Potencia instalada MW 1997 1998 1999 2000 2001 %2001/2000

Cogeneración con gas natural 1.801 2.294 2.706 3.410 3.695 8,35

Total cogeneración 2.876 3.547 4.154 4.994 5.317 6,47

Fuente: REE

Figura 2.3.4. Potencia instalada de cogeneración

GWh 1997 1998 1999 2000 2001

Producción con gas natural 6.634 2.367 3.115 4.528 5.427

Producción total bruta 157.384 158.818 165.194 176.407 183.559

Fuente: REE

Figura 2.3.5. Producción con gas natural

En 2001, el gas natural representó un 37% del total de la

potencia instalada del régimen especial por tipo de

combustible, seguido de un 28% de potencia instalada eólica.

Otro nexo de unión entre los sistemas eléctrico y gasista

son las centrales actuales de consumo mixto fuel/gas.

Estas centrales han tenido, en general, un funcionamiento

muy bajo, limitado a la cobertura de las puntas de

demanda eléctricas y la solución de restricciones de red.

En la figura 2.3.5 se puede observar la evolución de

producción de energía eléctrica con centrales de fuel/gas

con respecto al total de producción eléctrica del sistema

peninsular.

Finalmente, la más importante interacción entre ambos

sistemas eléctrico y gasista se produce como consecuencia

de la implantación de los ciclos combinados como

alternativa para la producción de electricidad13.

Las principales ventajas del ciclo combinado en la

producción de energía eléctrica son: su mayor

rendimiento, la baja inversión específica, la posibilidad

de construcción de centrales más pequeñas y próximas al

consumo (modelo de generación distribuida con la

consiguiente disminución de inversiones en transporte y

pérdidas), menores plazos de construcción, la posibilidad

de quemar diferentes combustibles y la reducción de la

emisión de contaminantes a la atmósfera.

Al ser los ciclos combinados la más importante alternativa

para la producción de electricidad, las previsiones de

incorporación de ciclos a los sistemas gasista y eléctrico

en los próximos años son muy elevadas. Para el sistema

gasista su impacto es muy importante ya que, la demanda

de gas de un ciclo combinado de un grupo de 400 MW es

del orden de 0,5 bcm/año (caudal de 1,5 Mm3/día o 17,4

GWh/día con 7.700 horas de utilización en base al año),

lo que supondría un porcentaje que ronda el 3% del

consumo total nacional del año pasado. Además, dado el

elevado número de grupos que se prevé entren a corto

plazo, surge la necesidad inmediata de adecuar la

infraestructura del sistema gasista para posibilitar el

servicio a este importante incremento de su demanda.

Así, aparecen más ligados que nunca ambos sistemas,

eléctrico y gasista, de tal forma que la seguridad del

suministro eléctrico vendrá afectada por la disponibilidad

de las infraestructuras de gas para suministrar combustible

a las futuras centrales de ciclo combinado. Esta

interacción se analiza en los capítulos siguientes.

A continuación se describen los ciclos combinados que

han entrado en servicio a lo largo del año 2002 hasta la

fecha, clasificados por empresas:

ENDESA GENERACIÓN

El Grupo Endesa participa en las centrales de San

Roque y San Adriá de Besós, conjuntamente con Gas

Natural. Endesa es el propietario de uno de los dos

grupos de 400 MW que hay en cada uno de los

emplazamientos.

Central de San Roque (Cádiz)

Tiene un grupo de 400 MW.

Central de Sant Adrià de Besòs (Barcelona)

Tiene un grupo de 400 MW.

Combustibles alternativos

Los dos grupos de generación eléctrica están diseñados para

utilizar gasoil como combustible alternativo para un

funcionamiento esporádico durante períodos de interrupción

86

13 El ciclo combinado emplea una turbina de gas para quemar elcombustible. En la cámara de combustión se mezcla el aireprocedente de un turbocompresor movido a partir de la energíaproducida por el sistema y el combustible y se produce laignición. La expansión de los gases de combustión actuandosobre los alabes del rodete genera energía cinética que mueve elalternador. Además los gases de escape ceden su calor paraproducir el vapor que mediante otra turbina de contrapresióngenera a su vez más electricidad.

del combustible principal: gas natural. La Secretaría

General del Medio Ambiente ha establecido la condición de

que el funcionamiento con gasoil no superará los cinco días

consecutivos, con un máximo anual de veinte días.

Servicios complementarios

Los dos grupos serán capaces de prestar los servicios

complementarios obligatorios (regulación primaria y control

de tensiones) de acuerdo con los requisitos existentes en la

actualidad, y podrán participar en los mercados utilizados

para la asignación de los restantes servicios (reserva):

regulación secundario o terciaria y desvíos. En relación con

el control de tensiones, en concreto, las máquinas se han

dimensionado para que sea posible la oferta adicional

respecto los requisitos obligatorios, especialmente, en lo

que respecta a generación de potencia reactiva.

GAS NATURAL SDG

El Grupo Gas Natural sdg participa en las centrales de San

Roque y San Adriá de Besós, conjuntamente con Endesa.

Gas Natural sdg es el propietario de uno de los dos grupos

de 400 MW en cada uno de los emplazamientos.

Central de San Roque (Cádiz)

Tiene un grupo de 400 MW.

Central de Sant Adrià de Besòs (Barcelona)

Tiene un grupo de 400 MW.

Combustibles alternativos

Los dos grupos de generación eléctrica están diseñados para

utilizar gasoil como combustible alternativo para un

funcionamiento esporádico durante períodos de interrupción

del combustible principal: gas natural. La Secretaría General

del Medio Ambiente ha establecido la condición de que el

funcionamiento con gasoil no superará los cinco días

consecutivos, con un máximo anual de veinte días.

Servicios complementarios

Los grupos están dotados del equipamiento necesario para

la participación en todos los servicios complementarios

obligatorios y potestativos establecidos actualmente en el

mercado eléctrico español. Adicionalmente, están

preparados para cumplir los requerimientos para el

servicio complementario de control de tensiones.

HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A.

Central de Castejón (Navarra)

Tiene un grupo de 400 MW de potencia.

Combustibles alternativos

El proyecto no incluye la opción de utilizar un

combustible alternativo.

IBERDROLA GENERACIÓN

Central de Castellón

Tiene una potencia instalada de 800 MW.

Combustibles alternativos

Las instalaciones cuentan con la posibilidad de consumir

gasoil. Se indica que su logística de compra y

abastecimiento es independiente de la propia del gas

natural, lo que asegura para cortos períodos de tiempo el

uso de un combustible alternativo que garantice el

funcionamiento de la central.

Servicios complementarios

Capaz de regular de forma continua su potencia activa en

toda su gama de carga, y de generar y absorber potencia

reactiva en sus zonas geográficas de influencia,

asegurando su aportación para la correcta regulación de la

tensión en los nudos principales de la red cercana.

87

Una vez descrito en el epígrafe anterior el estado de los

sistemas de gas natural y eléctrico en cuanto a la situación

actual de la demanda, oferta y cobertura, los capítulos que

se exponen a continuación abordan ya el futuro de estos

aspectos.

Así, en este apartado se va a realizar una estimación de la

demanda de energía para los próximos años. Este análisis

será seguido en los epígrafes siguientes por la previsión

desde el punto de vista de la oferta y la cobertura de la

demanda sin considerar problemas de red, para

posteriormente examinar la repercusión que la red puede

tener en la cobertura de la demanda futura.

A continuación, se analiza, en primer lugar, la previsión

de la demanda de gas natural y, en segundo lugar, la

previsión de la demanda de energía eléctrica.

3.1. Prevision de la demanda de gas natural

Las previsiones de demanda futura de gas para el período

2002-2006 se elaboran a partir de las informaciones

recabadas de los distintos sujetos que actúan en el sistema

gasista.

Las estimaciones se realizan en términos anuales y de

punta. A partir de la demanda anual se definen las

necesidades totales de los aprovisionamientos para

efectuar los suministros en condiciones de seguridad y

fiabilidad; la demanda punta permite analizar, valorar y

justificar las necesidades de capacidad de las

infraestructuras del sistema gasista.

Para tener en cuenta los orígenes y comportamientos

diferenciados de los dos mercados que componen la

demanda de gas natural, las previsiones se realizan

agregando las estimaciones individualizadas del mercado

convencional y del mercado para la generación eléctrica.

En general, todas las previsiones de la demanda para el

período 2002-2006 concluyen que el mercado del gas

mostrará tasas de crecimiento altas y superiores a las

registradas en los últimos años. Esta evolución será

consecuencia del crecimiento vegetativo en los mercados

actuales, de la expansión a nuevas áreas geográficas y, en

especial, de la implantación de nuevos grupos de ciclos

combinados de generación térmica (CCGT) que, por su

funcionamiento relacionado con las variables del mercado

eléctrico, podrán originar una mayor volatilidad en la

demanda de gas natural

El capítulo se estructura en un primer apartado que

describe las informaciones recabadas de los sujetos y las

diferencias encontradas entre las distintas fuentes. Los

siguientes apartados muestran las previsiones de demanda

anual y punta por los dos segmentos de mercado

identificados que finalmente se emplean para elaborar la

previsión de demanda total del período 2002-2006. Por

último se analizan las previsiones de los agentes

realizadas para el Informe Marco 2002 en relación con las

previsiones elaboradas para el Informe Marco 2001.

3.1.1. Sobre la información solicitada

a los agentes

Se solicitó al gestor técnico del sistema, a las

distribuidoras y a las comercializadoras que realizaron su

estimación de la demanda para el período 2002-2006, en

base a los supuestos de los dos escenarios propuestos, más

probable y alto indicados en la figura 3.1.1.

Asimismo, se tomaron las previsiones de implantación de

nuevos ciclos combinados e hipótesis de funcionamiento

remitidas por los distintos promotores para el seguimiento

de infraestructuras del Informe Marco.

Enagas, S.A. remitió su previsión de demanda convencional

en el escenario más probable y la previsión de demanda

para generación eléctrica en los dos escenarios solicitados.

Los distribuidores remitieron las previsiones de gas

vehiculado, tanto en redes existentes, como en las nuevas

zonas previstas a gasificar, en ambos escenarios y en la

desagregación correspondiente. Asimismo, los

3. La previsión de la demanda de energía

89

comercializadores remitieron sus previsiones de ventas de

gas desagregadas en ambos escenarios.

La desagregación solicitada distinguía entre los tres

niveles de presión que contempla el nuevo régimen

tarifario; los suministros firmes, interrumpibles, y los

destinados a la fabricación de amoniaco; y los

suministros para el mercado de generación eléctrica,

diferenciando por centrales térmicas convencionales y

ciclos combinados.

La Sociedad Gas de Euskadi, S.A. no remitió la

información solicitada para el período considerado, salvo

una parte relativa al año 2001. Para subsanar esta

deficiencia, se aplicaron a los valores del 2001 las tasas

de crecimiento y la distribución del consumo según la

información facilitada por el resto de distribuidores en

la zona.

Sobre la demanda convencional se han observado escasas

diferencias entre las distintas previsiones facilitadas por

los agentes consultados, por lo que a efectos de este

informe se ha tomado la demanda estimada por el gestor

técnico del sistema gasista como la demanda de referencia

en el escenario más probable.

Por el contrario, se observan sensibles diferencias en la

previsión de la demanda de gas para los ciclos

combinados entre los distintos agentes, siendo

especialmente altas las de los promotores de los ciclos.

Asimismo, se observan divergencias en la previsión de

consumo de las centrales térmicas convencionales,

previendo un mayor consumo los distribuidores que

Enagas, S.A.

Para poder atender a todas estas diferencias, se han

construido tres escenarios de estimación de la demanda

que engloban las previsiones de Enagás, S.A., REE,

distribuidoras y promotores de Ciclos Combinados,

observando como criterios generales una adecuada

cobertura de la demanda eléctrica y la posibilidad de

construcción de las plantas de ciclos combinados según el

grado de avance del proyecto y de las autorizaciones

administrativas necesarias.

3.1.2. Estimación de la demanda convencional

para el período 2002-2006

El mercado convencional agrupa los consumos

tradicionales de gas, esto es, el consumo doméstico-

residencial y el consumo del sector industrial destinado a

los procesos productivos con un carácter principalmente

de utilización térmica. Dentro de este mercado se

engloban los suministros realizados desde plantas

satélite de GNL a las zonas no conectadas a la red

de transporte.

La previsión de demanda del mercado convencional se

realiza a través de las previsiones de demanda facilitadas

por Enagás, S.A., debido a que sólo hay pequeñas

diferencias con las previsiones de los distribuidores. La

desagregación del consumo por niveles de presión y tipos

90

Figura 3.1.1. Escenarios propuestos a los sujetos para elaborar las previsiones de demanda

Variables Escenario más probable Escenario alto

Crecimiento del PIB 2-3% 3,5 %

Precios del petróleo Superior a 22 $/bbl Inferior a 22 $/bbl

Tipo de cambio Inferior a 1€/$ Superior a 1 €/$

Precios del pool En torno a 3,6 c€/kWh Superiores a 3,6 c€/kWh

Invierno Normal, con temperaturas en torno Frío, con temperaturas inferiores

a la media de los últimos 20 años a las registradas en la media

de los últimos 20 años

Fuente: CNE

de tarifas, de acuerdo con el nuevo régimen tarifario y de

peajes aprobado con las Órdenes Ministeriales ECO 302 y

303/2002, se realiza a partir de la información facilitada

por las empresas distribuidoras.

La previsión de la demanda para el mercado convencional

desagregada por presiones y tipo de suministro se muestra

en dos escenarios, el más probable y el alto. Asimismo, se

muestra la distribución geográfica de la demanda en

ambos escenarios.

3.1.2.1. Revisión de la demanda anual de gas

natural del mercado convencional

La previsión de demanda convencional

en el escenario más probable

En la figura 3.1.2 se muestra el escenario más probable de

previsión de demanda convencional que estima un

crecimiento medio acumulado durante el período de un 7%.

Durante el período analizado no se prevén variaciones en

la distribución del consumo entre los distintos tipos de

suministro, manteniendo una participación del 92% el

consumo firme y del 8% el consumo interrumpible.

El consumo previsto por nivel de presión se mantendrá

concentrado en el rango de 4 a 60 bar, con un 70%, y en

el rango de presión inferior a 4 bar, con un 20%. El 10%

restante se repartirá entre el nivel de presión superior a 60

bar y el consumo para amoniaco.

En la figura 3.1.3 se observa que para el próximo

quinquenio los distribuidores estiman un incremento de

79.698 GWh en el consumo del mercado convencional,

lo que supone un 40% del consumo registrado en el

año 2001.

Las previsiones muestran que el crecimiento interanual de

la demanda convencional se irá ralentizando a partir del

año 2003 hasta 2006 en torno a tasas del 5%, inferiores a

las registradas en los años 2001 y 2002 de alrededor del

10%. Así, el incremento esperado para los años 2002 y

2003 es de en torno a 20.000 GWh/año, y en el trienio

2004-2006 se reduce a unos niveles de alrededor de

13.000 GWh/año.

91

Incremento2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual

[GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [%]

Suministro firme 175.961 198.441 217.130 226.177 238.205 250.121 7,3%

Presión < 4 bar 39.116 43.878 48.464 52.325 55.522 58.522 8,4%

4 bar < Presión < 60 bar 124.811 141.300 150.728 155.903 164.958 174.026 6,9%

Presión > 60 bar 12.035 13.263 17.937 17.949 17.725 17.573 7,9%

Suministro interrumpible 17.105 14.079 16.039 20.951 21.714 22.529 5,7%

4 bar < Presión < 60 bar 16.712 13.704 15.662 20.579 21.343 22.157 5,8%

Presión > 60 bar 393 375 372 372 372 372 -1,1%

Amoniaco 6.089 6.135 6.336 6.336 6.257 6.203 0,4%

Demanda convencional 199.155 218.655 239.500 253.464 266.176 278.853 7,0%

Gas natural canalizado 192.160 210.706 232.000 245.964 258.676 271.353

Gas natural licuado (GNL) 6.995 7.949 7.500 7.500 7.500 7.500

Fuente: ENAGAS, S.A. y distribuidoras

Figura 3.1.2. Previsión de la demanda en el mercado convencional en el escenario más probable

En la figura 3.1.3 destaca la previsión de la

demanda anual del consumo en el nivel de presión

superior a 60 bar que muestra un comportamiento

distinto al resto de niveles de presión, creciendo en

términos absolutos entre los años 2002 al 2004 y

manteniéndose a partir de dicho año hasta el final

del período.

Asimismo, en la línea de años anteriores el consumo

previsto de amoniaco se mantiene constante durante el

período. También se prevé una evolución constante de los

suministros desde plantas satélite, lo que sí contrasta con

lo sucedido en años anteriores en los que se registraron

tasas de crecimiento muy elevadas y superiores a las del

resto de suministros.

92

Figura 3.1.3. Incrementos anuales de la demanda convencional en el escenario más probable, en GWh

GWh/año 2002 2003 2004 2005 2006 Total período Medio anual

Suministro firme 22.480 18.689 9.047 12.028 11.917 74.160 14.832

Presión < 4 bar 4.762 4.586 3.861 3.197 3.000 19.406 3.881

4 bar < Presión < 60 bar 16.489 9.429 5.175 9.055 9.069 49.216 9.843

Presión > 60 bar 1.228 4.674 12 -223 -152 5.538 1.108

Suministro interrumpible -3.026 1.960 4.912 763 814 5.424 1.085

4 bar < Presión < 60 bar -3.008 1.958 4.917 764 814 5.445 1.089

Presión > 60 bar -18 -3 0 0 0 -21 -4

Amoniaco 46 201 0 -79 -54 114 23

Demanda convencional 19.500 20.845 13.964 12.712 12.677 79.698 15.940

Gas natural licuado (GNL) 954 -449 0 0 0 505 101

Fuente: ENAGAS, S.A. y distribuidoras

Incremento GWh/año 2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual

[GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [%]

Suministro firme 175.961 198.643 226.095 235.535 248.073 260.508 8,2%

Presión < 4 bar 39.116 44.080 48.943 52.934 56.203 59.273 8,7%

4 bar < Presión < 60 bar 124.811 141.300 158.318 163.754 173.258 182.783 7,9%

Presión > 60 bar 12.035 13.263 18.834 18.846 18.612 18.452 8,9%

Suministro interrumpible 17.105 14.079 16.822 21.980 22.781 23.637 6,7%

4 bar < Presión < 60 bar 16.712 13.704 16.450 21.608 22.410 23.265 6,8%

Presión > 60 bar 393 375 372 372 372 372 -1,1%

Amoniaco 6.089 6.135 6.331 6.336 6.257 6.203 0,4%

Demanda convencional 199.155 218.857 249.249 263.851 277.111 290.348 7,8%

Gas natural canalizado 192.160 210.908 241.749 256.351 269.611 282.848

Gas natural licuado (GNL) 6.995 7.949 7.500 7.500 7.500 7.500

Fuente: ENAGAS, S.A. y distribuidoras

Figura 3.1.4. Previsión de la demanda en el mercado convencional en el escenario alto

La previsión de la demanda convencional en el

escenario alto

En la figura 3.1.4 se muestra la previsión de la demanda

convencional en el escenario alto, construida aplicando las

tasas de crecimiento de las empresas distribuidoras. El

crecimiento total en este escenario es del 7,8%, lo que

representa un incremento de 91.193 GWh para el período

2002-2006.

En cuanto al escenario alto de demanda, el mercado de

suministro firme a menos de 4 bar no presenta diferencias

apreciables con la demanda en el escenario más probable,

siendo el suministro firme entre 4 y 60 bar el que más

contribuye a las diferencias de crecimiento entre ambos

escenarios (figura 3.1.5).

Distribución geográfica de la demanda

Las figuras 3.1.6 y 3.1.7 muestra el reparto geográfico

de las previsiones de demanda, agrupadas en tres zonas:

área del Mediterráneo, área del Ebro y área al Oeste

de Haro.

Se observa que las tres áreas muestran una evolución

similar. En la zona del Oeste de Haro se esperan las

mayores tasas de crecimiento con un valor del 7,3%,

seguidas por la zona del Ebro, con un 7,2% y por último

la zona del Mediterráneo con un 6,5%.

Entre las comunidades con mayores tasas de crecimiento

esperado, superiores al 10%, se encuentran Galicia,

Cantabria, Castilla-La Mancha, Castilla y León,

La Rioja y Murcia.

Las comunidades que presentan actualmente mayor

consumo, Cataluña, la Comunidad Valenciana y País

Vasco, muestra tasas inferiores del 7,1%, 5,2% y 7%,

respectivamente. Madrid arroja una previsión

destacadamente inferior al resto con un 3%.

La distribución geográfica del escenario alto se muestra

en la figura 3.1.7. El comportamiento de las previsiones

de demanda por regiones es similar al indicado en el

escenario más probable.

3.1.2.2. Estimación de la demanda punta

de gas natural del mercado

convencional

La previsión de demanda diaria punta del sistema

gasista se calcula a partir de la demanda anual media

del año excluidos los suministros desde plantas

satélite, que al suministrarse por medio de cisternas de

93

Figura 3.1.5. Incrementos anuales de la demanda convencional en el escenario alto, en GWh

GWh/año 2002 2003 2004 2005 2006 Total período Medio anual

Suministro firme 22.682 27.452 9.440 12.538 12.435 84.547 16.909

Suministro a P< 4 bar 4.964 4.863 3.991 3.269 3.070 20.158 4.032

Suministro a 4 bar < P < 60 bar 16.489 17.018 5.436 9.504 9.525 57.972 11.594

Suministro a P > 60 bar 1.228 5.571 12 -235 -160 6.417 1.283

Suministro interrumpible -3.026 2.743 5.158 801 855 6.532 1.306

Suministro a 4 bar < P < 60 bar -3.008 2.746 5.158 802 855 6.553 1.311

Suministro a P > 60 bar -18 -3 0 0 0 -21 -4

Amoniaco 46 196 4 -79 -54 114 23

Demanda convencional 19.702 30.392 14.602 13.261 13.236 91.193 18.239

Fuente: ENAGAS, S.A. y distribuidoras

94

Zona geográfica 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Inc. anual[GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] %

Área Mediterráneo 85.072 92.547 105.727 112.048 116.852 121.695 7,4%

Cataluña 49.115 55.107 62.619 66.142 69.091 72.070 8,0%Comunidad Valenciana 32.747 34.214 39.079 41.396 42.770 44.128 6,1%Murcia 3.210 3.227 4.029 4.511 4.992 5.497 11,4%

Área Ebro 35.611 40.298 45.029 47.398 50.153 52.817 8,2%

Aragón 11.530 10.998 13.384 14.823 16.364 17.746 9,0%La Rioja 1.573 2.275 2.539 2.645 2.733 2.837 12,5%Navarra 5.026 5.086 6.024 6.055 6.229 6.388 4,9%País Vasco 17.482 21.940 23.082 23.875 24.827 25.846 8,1%

Área Oeste de Haro 78.472 86.011 98.492 104.405 110.106 115.836 8,1%

Galicia 3.417 3.860 4.198 4.590 5.364 5.869 11,4%Asturias 4.881 5.088 5.767 5.958 6.159 6.397 5,6%Cantabria 5.538 8.640 9.804 10.169 10.510 10.916 14,5%Castilla y León 14.930 17.193 21.408 23.658 24.819 25.303 11,1%Madrid 19.354 18.642 20.552 21.348 22.054 22.899 3,4%Castilla-La Mancha 8.563 9.303 11.407 12.075 13.039 14.471 11,1%Andalucía 20.875 22.301 24.029 25.217 26.722 28.484 6,4%Extremadura 914 984 1.327 1.390 1.440 1.498 10,4%

Total 199.155 218.857 249.248 263.851 277.111 290.348 7,8%

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 3.1.7. Distribución de la demanda convencional por área geográfica en el escenario alto

Zona geográfica 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Inc. anual[GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] %

Área Mediterráneo 85.072 92.546 101.467 107.509 112.078 116.693 6,5%

Cataluña 49.115 55.105 60.323 63.642 66.441 69.279 7,1%Comunidad Valenciana 32.747 34.214 37.293 39.552 40.860 42.152 5,2%Murcia 3.210 3.227 3.851 4.314 4.777 5.262 10,4%

Área Ebro 35.611 40.143 43.063 45.248 47.855 50.369 7,2%

Aragón 11.530 10.862 12.747 14.117 15.585 16.901 7,9%La Rioja 1.573 2.275 2.458 2.563 2.650 2.753 11,8%Navarra 5.026 5.086 5.795 5.831 6.000 6.156 4,1%País Vasco 17.482 21.920 22.063 22.737 23.620 24.560 7,0%

Área Oeste de Haro 78.472 85.966 94.971 100.707 106.244 111.792 7,3%

Galicia 3.417 3.860 4.049 4.436 5.193 5.689 10,7%Asturias 4.881 5.088 5.548 5.734 5.928 6.158 4,8%Cantabria 5.538 8.640 9.385 9.735 10.065 10.456 13,6%Castilla y León 14.930 17.153 20.594 22.764 23.895 24.369 10,3%Madrid 19.354 18.642 20.193 21.006 21.719 22.563 3,1%Castilla-La Mancha 8.563 9.303 10.992 11.642 12.573 13.954 10,3%Andalucía 20.875 22.297 23.146 24.282 25.724 27.411 5,6%Extremadura 914 984 1.063 1.108 1.146 1.190 5,4%

Total 199.155 218.655 239.500 253.464 266.176 278.853 7,0%

Fuente ENAGAS, S.A. y distribuidoras

Figura 3.1.6. Distribución de la demanda convencional por área geográfica en el escenario más probable

GNL no influyen en la gestión de las redes

de gasoductos.

Para ajustarse a la estacionalidad del consumo

convencional durante el período invernal, que depende del

nivel y duración del descenso de las temperaturas,

se aplican dos supuestos de factor de carga1. Según

Enagás, S.A., para la demanda punta de un año normal se

toma la media de los últimos cinco años igual a 1,55. Para

la demanda punta extrema se aplica el factor de carga de

un 1,60, calculado proyectando los valores registrados en

el período 1992-2002.

En las figuras 3.1.9 y 3.1.10 se exponen las previsiones

estimadas de demanda punta y demanda punta extrema

para los escenarios más probable y alto de demanda

media anual.

En el escenario más probable la demanda punta crece a

una tasa media anual del 7,3%, lo que supone un

crecimiento total durante el período considerado de 40%.

3.1.3. Demanda de gas para el mercado de

generación eléctrica para el período

2002-2006

La previsión de demanda para generación eléctrica se elabora

a partir de varios escenarios que atienden a las distintas

fuentes de información —REE, Enagás, S.A., promotores de

ciclos y distribuidoras—, dando lugar a diversas previsiones

de demanda de energía eléctrica y de funcionamiento de las

nuevas centrales eléctricas de gas natural.1 El factor de carga es el cociente que resulta de dividir lademanda diaria en un día punta y la demanda diaria media.

95

Incremento2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual

[GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [%]

Demanda día punta 846 909 995 1.068 1.135 1.184 7,0%

Demanda día punta extremo 938 1.027 1.102 1.172 1.222 5,4%

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 3.1.8. Previsión de la demanda punta del mercado convencional en el escenario más probable

Incremento2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual

[GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [GWh/día] [%]

Demanda día punta 846 909 1.027 1.086 1.145 1.201 7,3%

Demanda día punta extremo 938 1.060 1.121 1.182 1.240 6,0%

Fuente: ENAGAS, S.A. y CNE

Figura 3.1.9. Previsión de la demanda punta del mercado convencional en el escenario alto

Figura 3.1.10. Previsión de la demanda anual para centrales térmicas convencionales

GWh/año 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario más probable 14.633 5.040 3.765 2.136 1.869

Escenario alto 14.633 5.292 3.953 2.242 1.962

Fuente: ENAGAS, S.A., distribuidoras y CNE

Para englobar todas las posibilidades verosímiles

planteadas, se ofrece la previsión de demanda de gas para

generación eléctrica en tres escenarios elaborados a partir

de dos escenarios para el caso de las centrales térmicas

convencionales y de otros tres escenarios para el caso de

los ciclos combinados.

3.1.3.1. Previsión de la demanda anual de gas para el

mercado de generación eléctrica

Previsión de demanda anual de gas natural para

centrales térmicas convencionales

Se elabora a partir de las informaciones recibidas por

Enagás, S.A. y las empresas distribuidoras. Se tienen en

cuenta dos escenarios, el más probable, que se construye a

partir de ambas fuentes de información, y el alto,

calculado aplicando las tasas de crecimiento de las

distribuidoras (ver figura 3.1.10).

Ambos escenarios concluyen que la demanda de gas

natural para centrales térmicas convencionales caerá

fuertemente en el próximo quinquenio como consecuencia

de la entrada en funcionamiento de los nuevos grupos de

CCGT.

Previsión de demanda anual de gas natural para

ciclos combinados

La demanda de gas natural para ciclos combinados

dependerá, en primer lugar, del número de centrales

instaladas y, en segundo lugar, de sus horas de

funcionamiento.

Al ser una actividad liberalizada sujeta a la libre

actualización de los agentes, existe incertidumbre sobre el

número de ciclos combinados que finalmente serán

implantados en España. Los trámites para obtener las

autorizaciones administrativas y la financiación dilatan el

período de inicio de su construcción. Además, en función

de la evolución real del mercado eléctrico y el grado de

avance en la puesta en servicio de otros ciclos

combinados, los promotores podrán modificar sus

proyectos iniciales de inversión, acelerando, retrasando o

incluso abandonando la implantación de alguno de

los ciclos.

Por su novedad, también se desconoce la forma de

funcionamiento de las nuevas centrales. Su producción se

regirá por el comportamiento, propio mercado eléctrico,

que depende de variables tales como el diferencial de

precios del gas natural respecto al precio del pool

eléctrico, la disponibilidad de otros grupos generadores y

de otros combustibles (hidráulicas, carbón, etc.), y la

demanda de electricidad.

Para tener en cuenta todos estas aspectos y las diferentes

informaciones facilitadas por los agentes implicados se

han considerado tres escenarios de implantación de ciclos

combinados para el período considerado; y tres escenarios

de hipótesis de funcionamiento de las plantas atendiendo

a las necesidades de producción para cubrir la demanda

eléctrica.

Escenarios de implantación de ciclos combinados

de gas

El capítulo 4 describe detalladamente todas las

previsiones de implantación de ciclos combinados según

los distintos agentes, que se muestra en la figura 3.1.11.

Para la previsión de demanda, de todas las posibilidades

indicadas se escogen tres sendas de implantación que, a

juicio de esta Comisión, engloban todas las opciones

factibles: el escenario superior y el escenario central,

construidos según la información de los promotores; y el

escenario inferior, que garantiza que se cubra la demanda

eléctrica.

• Escenario superior de implantación de ciclos

combinados: se realiza a partir de las informaciones de

los promotores y considera que entran en

funcionamiento todos los ciclos anunciados en las

fechas más probables declaradas por los promotores.

96

Coincide con el escenario medio de los promotores de

la figura 3.1.11, salvo en el año 2004, en el que se

introduce una unidad adicional de 400 MW con el fin

de obtener un escenario superior que englobe las sendas

de implantación más altas2.

97

N.º de grupos de 400MW 2002 2003 2004 2005 2006

Escenarios de implantación de promotores

Escenario alto 9 12 25 47 68

Escenario medio 9 12 21 45 68

Escenario bajo 7 11 17 41 68

Escenario probable (C.C. con contrato y/o A. Adm.) 9 12 21 42 44

Implantación de CCGT’S de Enagás, S.A. 7 12 22 42 51

Implantación de CCGT’s de REE

Escenario extremo superior 7 12 22 27 30,5

Escenario superior 7 12 22 25 28

Escenario central 7 12 20 22 25

Escenario inferior 7 12 18 20 21

Fuente: CNE

Figura 3.1.11. Previsión de sendas de implantación de potencia de CCGT’s

Figura 3.1.12. Previsión de la senda de implantación de CCGT’S

MW 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario superior 3.600 4.800 8.800 18.000 27.200

Escenario central 3.600 4.800 8.400 16.800 17.600

Escenario inferior 2.800 4.800 8.000 8.800 10.000

Fuente: CNE

30.000

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

GWh

Escenario superior Escenario inferiorEscenario central

2002 2003 2004 2005 2006

• Escenario central de implantación de ciclos

combinados: se realiza a partir de las informaciones de

los promotores y considera los ciclos combinados que

ya disponen del contrato de acceso a la red gasista y/o

autorización administrativa. Coincide con el escenario

probable de los promotores de la figura 3.1.11.

• Escenario inferior de implantación de ciclos

combinados: se corresponde con la estimación de

escenario central de REE, que considera la mínima

cobertura necesaria de la demanda eléctrica.

Hipótesis de funcionamiento de ciclos combinados

de gas

• Según los promotores: se estima que el consumo de gas

natural de un grupo de 400 MW se encuentra entre 0,45

y 0,5 bcm/año, lo que supone un funcionamiento medio

de los grupos de 6.835 horas al año3. Aplicando estos

supuestos a los escenarios superior y central de

implantación de los promotores, y en función de la

potencia promedio instalada cada año, se obtienen las

previsiones de demanda anual que se indican en la

figura 3.1.13.

• Según Enagas, S.A.: sonsidera dos escenarios de

demanda eléctrica a cubrir por los ciclos que se indican

en la figura 3.1.13.

a) En el escenario más probable se cubriría el escenario

central de demanda de energía eléctrica de REE. Para

el escenario central de implantación de ciclos esto

supondría una hipótesis de horas de funcionamiento

entre 5.560 horas, en el año 2003 y 2.570 horas, en el

año 2005.

b) En el escenario alto, los ciclos cubrirían además un

incremento del 1% de demanda total de electricidad

considerada entre los años 2003 y 2006. Para el

escenario central de implantación de ciclos esto

supondría una hipótesis de horas de funcionamiento

entre 6.000 horas, en el año 2003 y 2.983 horas, en el

año 2005.

• Según REE: para el escenario inferior de implantación

considerado, realiza dos previsiones de producción de

energía eléctrica por los ciclos suponiendo una

hidraulicidad media y dos sendas de precios de gas

natural —1c€/kWh y 1,4 c€/kWh —; en el segundo

caso, la hipótesis de funcionamiento se encontraría

98

2 Obsérvese que, para este año, el escenario extremo de REE essuperior al escenario medio de los promotores.

3 Se supone un rendimiento eléctrico de un ciclo combinadodel 55%; P.C.S. del gas natural de 11,6264 kWh/m3(n) y P.C.I.de 10,4638 kWh/m3(n); y 1 bcm =11.626,4 GWh.

Figura 3.1.13. Previsión demanda anual para ciclos combinados según agentes sector

GWh/año 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda para CCGT según promotores

Escenario superior de implantación 15.649 59.375 80.547 196.995 335.995

Escenario central de implantación 15.649 59.375 80.087 187.789 242.101

Demanda para CCGT según Enagás, S.A.

Escenario más probable 15.123 53.912 75.155 87.232 96.490

Escenario alto 15.123 58.171 84.164 101.252 115.853

Demanda para CCGT según REE

Escenario central (precio gas 1 c€/kWh) 68.206 79.541 80.828 80.418

Escenario central (precio gas 1,4 c€/kWh) 60.666 71.796 72.747 72.190

Fuente: REE, ENAGAS, S.A., empresas promotoras y CNE

entre 6.256 horas en el año 2003 y 3.573 horas en el

año 2006. Las previsiones de energía generada por los

ciclos se recogen en la figura 3.1.13.

De todos los escenarios de demanda de gas natural para

ciclos combinados previstos por los distintos agentes del

sector, esta Comisión se inclina por las tres previsiones de

demanda que se indican en la figura 3.1.14 y que

engloban todas las propuestas razonables: el escenario

superior, el escenario central y el escenario inferior.

• El escenario superior de demanda para CCGT’s: desde

el año 2004 al 2006 coincide con el escenario central de

implantación de los promotores. Para el año 2003 se

toma el valor máximo de los tres escenarios, que se

corresponde con el de REE.

• El escenario central de demanda para CCGT’s: desde el

2004 al 2006 coincide con el escenario probable de

Enagás, S.A. Para el año 2003 se toma el valor medio

de los tres escenarios, que se corresponde con el central

de los promotores.

• El escenario inferior de demanda para CCGT’s: desde

el 2004 al 2006 coincide con el escenario central de

REE cuando el precio del gas es de 1,4 c€/kWh.

Para el año 2003 se toma el valor inferior de

los tres escenarios, que se corresponde con el

de Enagas, S.A.

99

Figura 3.1.14. Previsión de la demanda anual de gas natural para ciclos combinados

GWh/año 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario superior 15.649 60.666 80.087 187.789 242.101

Escenario central 15.123 59.375 75.155 87.232 96.490

Escenario inferior 15.123 53.912 71.796 72.747 72.190

Fuente: CNE

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

GWh/

año

2002 2003 2004 2005 2006

Escenario superior de demanda Escenario central de demanda

Escenario inferior de demanda

Fuente: CNE

Figura 3.1.15. Previsión de la demanda anual de gas natural para CCGT’s

Resumen de la demanda anual de gas para el

mercado de generación eléctrica

Combinando los escenarios previstos para los mercados de

centrales térmicas convencionales y de ciclos combinados, se

obtienen los siguientes escenarios de previsión de demanda

para generación eléctrica indicados en la figura 3.1.16.

• Escenario superior para generación eléctrica: se

corresponde con el escenario alto de demanda anual de

gas en el mercado de térmicas convencionales y con el

escenario superior en el mercado de los ciclos

combinados. Cubre las previsiones de demanda de gas

para las centrales de ciclos combinados previstas por los

promotores de ciclos combinados.

Escenario superior para=

Escenario alto CT + generación eléctrica escenario superior CCGT

• Escenario central para generación eléctrica: se

corresponde con el escenario alto de demanda anual de gas

100

Figura 3.1.16. Previsión de la demanda anual de gas natural para generación eléctrica

GWh/año 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario superior M. generación eléctrica 30.282 65.958 84.040 190.031 244.063

Escenario central M. generación eléctrica 29.756 64.667 79.108 89.474 98.452

Escenario inferior M. generación eléctrica 29.756 58.952 75.561 74.883 74.058

Fuente: CNE

IncrementoZona geografica 2002 2003 2004 2005 2006 medio anual

GWh GWh GWh GWh GWh %

Área Mediterráneo 11.388 28.995 32.149 35.694 39.808 36,7%

Cataluña 8.719 17.949 21.782 14.741 13.759 12,1%

Comunidad Valenciana 2.669 11.047 10.366 5.559 8.438 33,3%

Murcia 0 0 0 15.394 17.610

Área Ebro 5.900 21.990 26.458 23.653 29.109 49,0%

Aragón 2.302 942 723 4.268 9.173 41,3%

La Rioja 0 0 2.592 5.131 4.403

Navarra 1.779 9.666 10.366 5.131 4.403 25,4%

País Vasco 1.818 11.382 12.777 9.122 11.131 57,3%

Área Oeste de Haro 12.468 13.682 20.502 30.127 29.536 24,1%

Galicia 0 0 0 2.352 4.403

Asturias 0 0 0 0 0

Cantabria 0 0 0 0 0

Castilla y León 0 0 0 0 0

Madrid 0 0 0 0 0

Castilla-La Mancha 3.248 666 1.860 5.446 4.665 9,5%

Andalucía 9.220 13.016 18.642 22.329 20.468 22,1%

Extremadura 0 0 0 0 0

Total 29.756 64.667 79.108 89.474 98.452 34,9%

Fuente: CNE

Figura 3.1.17. Distribución geográfica de la demanda de gas natural para generación eléctrica en el escenario central

en el mercado de centrales térmicas convencionales y con

el escenario central en el mercado de los ciclos

combinados. Cubre las previsiones de demanda de gas para

las centrales de ciclo combinado previstas por Enagás, S.A.

Escenario central para=

Escenario alto CT + generación eléctrica escenario central CCGT

• Escenario inferior para generación eléctrica:

se corresponde con el escenario más probable de

demanda anual de gas en el mercado de centrales

térmicas convencionales y con el escenario inferior en el

mercado de los ciclos combinados. Cubre las previsiones

de demanda de gas para las centrales de ciclo combinado

en el escenario central de REE.

Escenario inferior para=

Escenario alto CT + generación eléctrica escenario inferior CCGT

Distribución geográfica de la demanda anual de gas

para el mercado de generación eléctrica

La estimación del reparto geográfico en el escenario central

de demanda de gas natural para generación eléctrica se

construye repartiendo la demanda del escenario central para

CCGT’s entre las comunidades autónomas según la potencia

instalada y su fecha de entrada en funcionamiento, y

añadiendo la generación térmica convencional estimada

por las distribuidoras. La figura 3.1.17 muestra el resultado.

3.1.3.2. Estimación de la demanda diaria punta de gas

natural en el mercado de generación eléctrica

Se ha supuesto que la demanda punta de este mercado

corresponde sólo a las necesidades de gas natural de las

centrales de los ciclos combinados, ya que las centrales

térmicas convencionales continuarían como en la

actualidad con su carácter de interrumpible. Por el alto

consumo unitario de cada ciclo, el número final de ciclos

combinados implantados, su localización dentro del

sistema gasista y su fecha de entrada en funcionamiento,

determinan enormemente el esfuerzo en infraestructuras

necesarias para garantizar su suministro.

Para estimar la demanda punta de los ciclos

combinados se parte de los tres escenarios de

referencia de implantación de ciclos mostrados en la

figura 3.1.11.

Según la información remitida por los promotores y

Enagas, S.A., la demanda punta por grupo de 400 MW se

estima en 65.000 m3(N)/h con un P.C.S. de 11,6264

kWh/m3(N) y suponiendo un funcionamiento de 24 horas

al día. Se obtiene en la figura 3.1.18 la demanda diaria

punta de gas para cada uno de los escenarios

considerados.

Según estas previsiones, en los años 2003 y 2004

prácticamente no existen diferencias entre los

tres escenarios. En los siguientes dos años los

escenarios divergen y en el año 2006 la demanda punta

en el escenario superior y en el escenario central

superan en 2,7 y 1,8 veces el escenario inferior,

respectivamente.

En la figura 3.1.19 se muestra la distribución

geográfica de la demanda punta para el escenario

central.

101

2002 2003 2004 2005 2006GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día

Escenario de punta superior 163 218 399 816 1.233

Escenario de punta central 163 218 381 762 798

Escenario de punta inferior 127 218 363 399 453

Fuente: CNE

Figura 3.1.18. Previsión de la demanda punta de gas natural para generación eléctrica

3.1.4. Previsión de la demanda total de gas

natural 2002-2006

La demanda total de gas natural se obtiene agregando

la demanda de gas natural para el mercado

convencional y para el mercado de generación

eléctrica. Combinando los escenarios de las

previsiones de ambos mercados se obtienen los tres

escenarios de previsión de demanda anual y demanda

diaria punta de gas natural propuestos: inferior, central

y superior.

3.1.4.1. Previsión de demanda anual de gas

natural

Los tres escenarios de previsión de demanda anual se

obtienen eligiendo la combinación de los escenarios del

mercado convencional y el mercado para generación

eléctrica que deriven en una previsión de demanda

más alta:

• Escenario demanda anual inferior: resulta de

agregar el escenario más probable de demanda anual

de gas en el mercado convencional y el escenario

inferior del mercado de generación eléctrica (ver

figura 3.1.20)

• Escenario demanda anual central: resulta de

agregar el escenario alto de demanda anual de

gas en el mercado convencional y el escenario

central del mercado de generación eléctrica

(ver figura 3.1.21)

• Escenario demanda anual superior: resulta de

agregar el escenario alto de demanda anual de gas

en el mercado convencional y el escenario

superior del mercado de generación eléctrica

(ver figura 3.2.22).

El incremento anual varía de un 11% para el escenario

inferior hasta el 20% para el escenario superior.

102

Zona geografica 2002 2003 2004 2005 2006GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día

Area Mediterráneo 73 109 109 308 326

Cataluña 36 73 73 109 109

Comunidad Valenciana 36 36 36 54 73

Murcia 0 0 0 145 145

Area Ebro 54 73 127 218 236

Aragón 0 0 0 54 73

La Rioja 0 0 36 36 36

Navarra 18 36 36 36 36

País Vasco 36 36 54 91 91

Area Oeste de Haro 36 36 145 236 236

Galicia 0 0 0 36 36

Asturias 0 0 0 0 0

Madrid 0 0 0 0 0

Castilla-La Mancha 0 0 18 36 36

Andalucía 36 36 127 163 163

Total CCGT 163 218 381 762 798

Fuente: CNE

Figura 3.1.19. Distribución geográfica de la demanda punta de gas natural en el escenario central

103

Inc.2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual[GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [%]

Demanda convencional 199.155 218.655 239.500 253.464 266.176 278.853 7,0%

Suministro firme 175.961 198.441 217.130 226.177 238.205 250.121 7,3%

Suministro interrumpible 17.105 14.079 16.039 20.951 21.714 22.529 5,7%

Amoniaco 6.089 6.135 6.336 6.336 6.257 6.203 0,4%

Demanda generación eléctrica 12.652 29.756 58.952 75.561 74.883 74.058 42,4%

C. T. convencional 12.652 14.633 5.040 3.765 2.136 1.869 -33,7%

C. T. ciclo combinado 15.123 53.912 71.796 72.747 72.190

Total demanda 211.807 248.411 298.452 329.025 341.059 352.911 10,8%

Fuente: CNE

Figura 3.1.20. Previsión de la demanda anual de gas natural en el escenario inferior

Inc.2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual[GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [%]

Demanda convencional 199.155 218.857 249.249 263.851 277.111 290.348 7,8%

Suministro firme 175.961 198.643 226.095 235.535 248.073 260.508 8,2%

Suministro interrumpible 17.105 14.079 16.822 21.980 22.781 23.637 6,7%

Amoniaco 6.089 6.135 6.331 6.336 6.257 6.203 0,4%

Demanda generación eléctrica 12.652 29.756 64.667 79.108 89.474 98.452 50,7%

C. T. convencional 12.652 14.633 5.292 3.953 2.242 1.962 -33,1%

C. T. ciclo combinado 15.123 59.375 75.155 87.232 96.490

Total demanda 211.807 248.613 313.916 342.959 366.586 388.800 12,9%

Fuente: CNE

Figura 3.1.21. Previsión de la demanda anual de gas natural en el escenario central

Inc. 2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual[GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [GWh] [%]

Demanda convencional 199.155 218.857 249.249 263.851 277.111 290.348 7,8%

Suministro firme 175.961 198.643 226.095 235.535 248.073 260.508 8,2%

Suministro interrumpible 17.105 14.079 16.822 21.980 22.781 23.637 6,7%

Amoniaco 6.089 6.135 6.331 6.336 6.257 6.203 0,4%

Demanda generación eléctrica 12.652 30.282 65.958 84.040 190.031 244.063 80,7%

C. T. convencional 12.652 14.633 5.292 3.953 2.242 1.962 -33,1%

C. T. ciclo combinado 15.649 60.666 80.087 187.789 242.101

Total demanda 211.807 249.139 315.207 347.891 467.143 534.411 20,3%

Fuente: CNE

Figura 3.1.22. Previsión de la demanda anual de gas natural en el escenario superior

Estas diferencias se deben a las previsiones de demanda

para el mercado de generación eléctrica, que para el

escenario superior se estiman en un crecimiento anual del

81%, y para el inferior y central del 42% y 51%,

respectivamente. En comparación, el mercado

convencional no muestra grandes diferencias en el

crecimiento entre escenarios. En la figura 3.1.23 se

muestra el gráfico de la evolución de la demanda total de

gas natural en los tres escenarios de previsión para el

período 2002-2006.

3.1.4.2. Distribución geográfica de la demanda

anual

La figura 3.1.24 muestra el reparto geográfico de las

previsiones de demanda en el escenario central,

agrupadas en tres zonas: área del Mediterráneo, área del

Ebro y área del Oeste de Haro.

Se observa que las zonas del Oeste de Haro y del

Mediterráneo muestran un crecimiento similar de 12,5 y

11,3%, respectivamente. Las previsiones indican que el

crecimiento en el área del Ebro será el más destacado con

un 17,4%, principalmente como consecuencia de la

implantación de catorce ciclos combinados en estas

comunidades, que dan lugar a un incremento medio anual

del 37,6% del mercado de generación eléctrica y, en

menor medida, por el crecimiento de la demanda

convencional que también registraría un 8,2%.

Las comunidades con mayores tasas de crecimiento

esperado se corresponden con aquéllas que actualmente

registran un consumo bajo y en el futuro serán

emplazamiento de los nuevos CCGT’s. Así, Murcia

registraría un incremento del 48% gracias a la demanda

de ocho nuevos ciclos combinados, La Rioja un 38%

por sus tres nuevos ciclos y Galicia un 25% con dos

ciclos nuevos.

A pesar de mostrar una tasa del 6%, inferior al resto de

las comunidades, Cataluña mantendrá al final del

período su liderazgo en la demanda de gas natural, que

además se verá reforzada con la implantación de seis

ciclos combinados, dos de los cuales ya están en

funcionamiento.

Madrid muestra la tasa inferior con un 3,4%. Durante este

período no se espera la incorporación de plantas CCGT’s

en esta Comunidad, por lo que su incremento medio de

demanda de gas se deberá al mercado convencional, en el

que constataba también por un incremento inferior al

resto.

104

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

0

GWh

1995

Escenario Superior Escenario Central Escenario Inferior

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario RealFuente: CNE

Figura 3.1.24: Evolución de la previsión de la demanda de gas natural por escenarios

105

Escenario Central

10,910,3

6,4

25,3

23,1

52,6

49,0

1,5

22,985,8

10,8

37,0

7,2

26,9

19,1

Fuente: CNE

Figura 3.1.25. Previsión de la demanda total de gas natural por CC.AA. en el año 2006 para el escenario central en TWh/año

Inc. Zona geográfica 2001 2002 2003 2004 2005 2006 anual

GWh GWh GWh GWh GWh GWh %

Area Mediterráneo 89.813 103.935 134.722 144.197 152.546 161.502 12,5%

Cataluña 53.852 63.826 80.567 87.924 83.832 85.829 6,1%

Comunidad Valenciana 32.747 36.883 50.125 51.762 48.329 52.567 9,9%

Murcia 3.214 3.227 4.029 4.511 20.386 23.107 48,4%

Area Ebro 36.804 46.198 67.019 73.856 73.806 81.926 17,4%

Aragón 11.941 13.300 14.326 15.547 20.633 26.918 17,7%

La Rioja 1.573 2.275 2.539 5.237 7.864 7.240 35,7%

Navarra 5.026 6.865 15.689 16.421 11.360 10.791 16,5%

País Vasco 18.264 23.758 34.465 36.651 33.949 36.977 15,2%

Area Oeste de Haro 85.190 98.479 112.175 124.907 140.234 145.372 11,3%

Galicia 3.417 3.860 4.198 4.590 7.715 10.271 24,6%

Asturias 4.881 5.088 5.767 5.958 6.159 6.397 5,6%

Cantabria 5.538 8.640 9.804 10.169 10.510 10.916 14,5%

Castilla y León 14.930 17.193 21.408 23.658 24.819 25.303 11,1%

Madrid 19.354 18.642 20.552 21.348 22.054 22.899 3,4%

Castilla-La Mancha 10.797 12.551 12.073 13.935 18.485 19.136 12,1%

Andalucía 25.359 31.522 37.046 43.859 49.051 48.952 14,1%

Extremadura 914 984 1.327 1.390 1.440 1.498 10,4%

Total 211.807 248.613 313.915 342.959 366.586 388.800 12,9%

Fuente: CNE

Figura 3.1.24. Distribución geográfica de la demanda total en el escenario central

3.1.4.3. Previsión de la demanda diaria punta

de gas natural

La previsión de demanda diaria punta de gas natural se

obtiene agregando la demanda diaria punta en los

diferentes escenarios considerados de los mercados de gas

convencional y de generación eléctrica recogidos en las

figuras 3.1.26 y 3.1.27.

Combinando los distintos escenarios en los dos mercados

se establecen escenarios de demanda diaria punta para el

conjunto del sistema gasista:

• Escenario de punta inferior: resulta de agregar el

escenario de punta inferior del mercado de

generación eléctrica y la demanda día punta

del mercado convencional en el escenario más

probable

• Escenario de punta central: resulta de agregar la

demanda diaria punta en el escenario de punta central

del mercado de generación eléctrica y la demanda día

punta del mercado convencional en el escenario más

probable.

• Escenario de punta superior: resulta de

agregar el escenario de punta superior del mercado de

generación eléctrica y la demanda punta

extrema del mercado convencional en el

escenario alto.

106

Figura 3.1.26. Previsión de demanda punta en el mercado convencional

GWh/día 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario más probable

Demanda día punta 909 995 1.068 1.135 1.184

Demanda punta extrema 938 1.027 1.102 1.172 1.222

Escenario alto

Demanda punta 909 1.027 1.086 1.145 1.201

Demanda punta extrema 938 1.060 1.121 1.182 1.240

Fuente: CNE

Figura 3.1.27. Previsión de demanda punta en el mercado de generación eléctrica

GWh/día 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario de punta superior 163 218 399 816 1.233

Escenario de punta central 163 218 381 762 798

Escenario de punta inferior 127 218 363 399 453

Fuente: CNE

Figura 3.1.28.

GWh/día 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario de punta superior 1.101 1.277 1.520 1.998 2.473

Escenario de punta central 1.072 1.213 1.449 1.897 1.982

Escenario de punta inferior 1.036 1.213 1.431 1.534 1.637

Fuente: CNE

3.1.5. Seguimiento de las previsiones de demanda:

Informe Marco 2001 vs. Informe Marco 2002

Las previsiones de demanda facilitadas por los agentes

que actúan en el sector gasista realizadas en el año 2001

presentan algunas diferencias respecto de las remitidas

para el nuevo Informe Marco 2002.

En general, sobre el mercado convencional, en la

figura 3.1.30, se observa que las previsiones de

demanda en el año 2001 fueron más optimistas que

las elaboradas en año 2002. La previsión de

cierre para el año 2002 superó el dato real en un

10% y, en el resto de los años, las previsiones de

demanda convencional actuales se muestran en

torno a un 7 y un 10 % inferiores a las del año

anterior, lo que supondría el retraso de un

año en alcanzar las ventas estimadas

en el mercado convencional en el Informe

Marco 2001.

107

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

GWh/

día

Escenario de punta Alto Escenario de punta BajoEscenario de punta Medio

2001 2003 2004 2005 20062002

Fuente: CNE

Figura 3.1.29. Previsión de demanda punta según escenario

315.000

295.000

275.000

255.000

235.000

215.000

195.000

175.000

GWh/

año

2001 2003 2004 2005 2006

Alto 2002 Más probable 2002 Alto 2001Más probable 2001

2002

Fuente: CNE

Figura 3.1.30. Escenario de las previsiones de demanda convencional del Informe Marco 2001 y 2002

La figura 3.1.31 muestra las variaciones en las previsiones

de demanda para generación eléctrica en cada escenario.

Las previsiones del escenario inferior aumentan en el año

2002 como consecuencia del incremento de las necesidades

de generación para cubrir la demanda eléctrica. En el

escenario central, las diferencias no son apreciables.

Debido al retraso en la implantación de algunos ciclos, en

el escenario superior las previsiones de demanda para

generación eléctrica realizadas en el año 2001 se muestran

superiores hasta el año 2004 y ligeramente inferiores, en el

año 2005, a las previsiones actuales.

108

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

GWh/

año

2001 2003 2004 2005 20062002

Central 2001Superior 2001 Inferior 2001

Superior 2002 Central 2002 Inferior 2002

Fuente: CNE

Figura 3.1.31. Escenarios de las previsiones de demanda para generación eléctrica del Informe Marco 2001y 2002

575.000

525.000

475.000

425.000

375.000

325.000

275.000

225.000

175.000

GWh/

año

2001 2003 2004 2005 20062002

Central 2001Inferior 2001 Superior 2001

Superior 2002 Central 2002 Inferior 2002

Fuente: CNE

Figura 3.1.32. Escenarios de las previsiones de demanda total de gas natural del Informe Marco 2001 y 2002

La figura 3.1.32 muestra las diferencias en las previsiones

para los informes Marco 2001 y 2002 en cada escenario.

Prácticamente no se advierten diferencias entre los dos

escenarios inferiores, puesto que las caídas en el mercado

convencional se compensan con las subidas del mercado

de generación eléctrica. En el año 2004 los escenarios

central y superior se separan en un 7 y 11%,

respectivamente, como consecuencia de las divergencias

de previsiones tanto del mercado convencional como del

mercado de generación eléctrica que caen en el año 2002.

En el año 2005 se aprecia una variación del 7% entre las

previsiones de los escenario centrales, siendo más

optimistas las elaboradas en el año 2001 debido a las

expectativas del mercado convencional en este año.

3.1.6. Actualización con datos provisionales de

cierre de 2002

Demanda anual de gas natural

La demanda total en 2002 ha sido menor que la considerada

por los diferentes agentes que actúan en el sistema. La

demanda convencional y la demanda de ciclos combinados

ha sido inferior a la estimada. Únicamente las centrales

térmicas convencionales han superado las previsiones.

Las temperaturas más suaves respecto a lo normal en los

últimos meses del año ha ocasionado que la demanda

convencional haya sido inferior a la prevista. En lo

relativo al consumo de las centrales de generación

eléctrica, éste depende de las condiciones del mercado

eléctrico en el que influyen multitud de factores, sin

embargo, puede señalarse que se han producido paradas

de mantenimiento en varios grupos de ciclo combinado,

que han afectado al consumo.

Demanda punta de gas natural

La demanda punta de gas natural en el sistema se alcanzó

el 9 de enero de 2003. En la figura 3.1.34 se recogen los

valores de demanda máxima en el sistema.

La demanda punta en el invierno 2002-2003 ha sido

considerablemente superior a la previsión realizada, pues en

el escenario de demanda de punta extrema se consideraba

únicamente 938 GWh/día. El incremento en la demanda

punta respecto al invierno anterior ha sido de un 7,9%.

109

Figura 3.1.33. Comparación datos previstos vs. datos provisionales 2002

2002 (TWh) Escenario central Actualización a 31/12/02

Demanda convencional 218,9 215,2

C.T. convencional 14,6 16,1

C.T ciclo combinado 15,1 11,3

Total demanda 248,6 242,6

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 3.1.34. Demanda punta

Demanda (GWh/día) 19/12/2001 8/1/2003 9/1/2003

Mercado convencional 812 820,3 862,0

Plantas satélite 32 38,5 39,2

Centrales térmicas convencionales 81 23,0 22,4

Ciclos combinados 0 76,1 74,8

Total 925 958 998

Fuente: CNE

3.2. Prevision de la demanda futura de energíaeléctrica

La estimación de crecimiento de la demanda que aquí se

expone recoge las previsiones realizadas por Red Eléctrica

de España, S.A. en su documento “Previsiones de la

Demanda Eléctrica del Sistema Español Peninsular en b.c.

2002-2012” de marzo de 2002, cuyas conclusiones fueron

también recogidas en el documento de “Planificación de los

sectores de electricidad y gas” aprobado por el Gobierno el

pasado 13 de septiembre de 2002. Además, estas previsiones

se completan y actualizan con la información adicional

remitida en septiembre de 2002 por el operador del sistema

y por otros agentes con motivo de la elaboración del

informe marco sobre seguridad de suministro de este año.

En la estimación de demanda anual a largo plazo se tienen

en cuenta los factores fundamentales de crecimiento de la

actividad económica y laboralidad, considerando el

primero de ellos como el que más peso tiene en la

evolución de la demanda de energía eléctrica. El efecto

temperatura es de gran importancia dada la sensibilidad

de la demanda ante variaciones importantes de la misma a

corto plazo, aunque no es relevante el comportamiento de

la temperatura en un plazo mayor, teniéndose en cuenta

para el año 2002 en función de las temperaturas

registradas en el período anterior.

Efecto actividad económica

Para el cálculo del efecto actividad económica sobre la

demanda de energía eléctrica, se toma en consideración,

por un lado, las estimaciones que se consideran más

solventes sobre incrementos anuales del PIB, variable

ampliamente utilizada como índice de variación de la

actividad económica y, por otro, la respuesta de la demanda

de electricidad a dichos cambios en la actividad económica,

es decir, la elasticidad de la curva demanda-PIB.

Conviene destacar que en un horizonte cercano y

utilizando la información macroeconómica de períodos

pasados próximos, es posible obtener previsiones más

fiables sobre el comportamiento de la economía y

conseguir un mayor acercamiento al comportamiento de la

demanda ante variaciones en la actividad económica. Sin

embargo, según nos vamos refiriendo a un horizonte más

lejano, el nivel de incertidumbre aumenta, tanto sobre las

previsiones de actividad económica como, aunque en

menor grado, sobre las previsiones acerca del

comportamiento de la demanda.

Las tasas de crecimiento de la demanda de electricidad en

los últimos años en España han sido muy superiores a las

de los países de nuestro entorno, estando incluso por

encima de las tasas del crecimiento de nuestro Producto

Interior Bruto.

No obstante, nuestro país posee aún niveles inferiores de

intensidad energética primaria con relación a Europa y

uno de los menores consumos energéticos per cápita.

Por otra parte, si bien en los últimos años se ha producido

una disminución de la intensidad energética en la

industria, como consecuencia de las mejoras técnicas

adoptadas y los desplazamientos hacia actividades menos

intensivas, en los sectores residencial, comercial y de

transporte, hemos venido creciendo con tasas muy

importantes. La elevada actividad económica de los

últimos años ha propiciado un incremento del empleo y

de la renta, lo que ha posibilitado un mayor equipamiento

y una aproximación a las pautas de consumo europeas,

tanto en nuestros hogares como en el sector terciario.

A todo ello ha contribuido el proceso de liberalización

energética que se está desarrollando en nuestro país, que

ha aportado una significativa reducción de los precios de

la electricidad hasta 2001.

Desde los últimos meses de 2001 hasta el momento

actual, se ha producido una cierta ralentización de la

economía, que ha tenido como consecuencia una

desaceleración del crecimiento de la demanda de

electricidad, en un contexto de bonanza climática, al

menos durante los últimos meses.

110

De acuerdo con el documento de “Planificación de los

sectores de electricidad y gas”, aprobado por el Gobierno

el pasado 13 de septiembre, la evolución del PIB y de la

demanda eléctrica en los últimos quince años es la

mostrada en la figura 3.2.1.

Para el cálculo de la previsión de demanda a corto y

medio plazo, se han realizado tres curvas o estimaciones

en función de tres previsiones de crecimiento económico

(previsión máxima, mínima y central), manteniendo

constante el resto de los factores, como son la temperatura

y la laboralidad.

Efecto temperatura

La demanda de energía eléctrica está relacionada con la

temperatura ambiente. Así, se puede observar cómo, año

tras año, la demanda varía sensiblemente entre los

meses invernales y el período estival. En una primera

aproximación, temperaturas medias por debajo de 15ºC

en invierno o por encima de 20ºC en verano producen

incrementos en la demanda eléctrica. Si bien está clara

dicha influencia, y predecir el comportamiento de la

temperatura en años sucesivos no es fácil y, desde

luego, la fiabilidad de las previsiones sobre el

comportamiento de la temperatura ambiente a largo

plazo es muy baja.

Para el año 2002, se ha considerado unas temperaturas

medias históricas para la construcción del escenario

central. Asimismo, se pueden considerrar, para cada

escenario, unas temperaturas más extremas en el escenario

superior, y temperaturas más suaves que conlleven efectos

negativos sobre el crecimiento de la demanda, en el caso

del escenario con menor previsión de la misma.

En consecuencia, y como previsión más elevada, se ha

realizado una previsión extrema teniendo en cuenta la

previsión superior por el efecto actividad económica

unido a una situación de rachas de temperaturas extremas

que proporcionan para el año 2002 un incremento de la

demanda por efecto temperatura del 1,4%, en lugar del

0,4% utilizado en el escenario superior. De esta forma,

queda recogido en las previsiones de este escenario el

efecto temperatura, aunque no suponga un incremento

adicional a partir del primer año.

Efecto laboralidad

En este efecto se considera básicamente el número de días

laborables del año. Dado que a día futuro este efecto es el

mismo para todos los años, las diferencias vienen

marcadas por los años bisiestos los cuales, con un día más

de actividad, generan un ligero incremento de demanda

respecto al año anterior. Del mismo modo, aquellos años

posteriores a los bisiestos recogen una disminución de

demanda porcentual igual pero de sentido contrario al año

anterior.

Otras aproximaciones sobre el calendario anual no

proporcionan resultados de variaciones de demanda

significativos, al presuponerse que el número de días

laborables y festivos permanece constante.

111

Figura 3.2.1. Evolución del PIB y de la demandaeléctrica

Demanda eléctrica Año PIB total nacional (%)

1987 5,5 4,2

1988 5,1 4,8

1989 4,8 5,4

1990 3,8 5,4

1991 2,5 3,6

1992 0,9 1,0

1993 -1,0 0,7

1994 2,4 3,7

1995 2,8 3,9

1996 2,4 2,9

1997 3,9 3,9

1998 4,3 7,2

1999 4,0 7,5

2000 4,1 6,1

2001 2,8 6,0

Fuente: CNE

3.2.1. Estimación de demanda anual de energía

eléctrica peninsular en el período 2002

a 2006

Es importante reseñar que en el momento de realizar este

informe, si bien desde distintos sectores se apunta hacia

un mantenimiento de la ralentización de la economía, no

es posible afirmar con seguridad cuál va a ser la senda del

crecimiento económico.

En cualquier caso, el mencionado documento de previsión

de la demanda de REE recoge unas previsiones del PIB

para 2002 y 2003, en su escenario central, superiores a las

previsiones más recientes elaboradas por el Gobierno.

Este hecho se considera aceptable de cara a garantizar la

seguridad del suministro eléctrico a corto plazo, donde se

debe adoptar posiciones conservadoras y, por partir de un

escenario elevado, también se considera aceptable a largo

plazo. No obstante, conviene destacar que en dicho

documento figura un escenario inferior más acorde con

las últimas previsiones macroeconómicas.

Por tanto, se muestran a continuación tres previsiones de

la demanda eléctrica peninsular, durante 2002-2006,

teniendo en cuenta unos escenarios de actividad

económica media, superior e inferior, considerando una

temperatura media durante todo el período. Además, se

considera un escenario, denominado extremo superior, en

el que se superpone al de actividad económica superior de

todo el período, la hipótesis de temperatura extrema

durante el primer año.

Por último, dado que en el período 1998-2001 se han

obtenido crecimientos de demanda comprendidos entre el

6,6% y el 5,5%, y con objeto de tener una aproximación de

los efectos que tendría sobre el crecimiento de la demanda

el supuesto de una pronta recuperación económica y de la

actividad, se ha realizado una previsión adicional en la cual

se contempla un crecimiento del 5% de la demanda en

barras de central para los años 2004, 2005 y 2006 sobre las

estimaciones de demanda del escenario superior. Dicha

previsión da como resultado una previsión más elevada que

en el resto de los escenarios, a partir del año 2004.

Año 2002

Se consideran unos incrementos de la demanda, debida a la

actividad económica, del 3,4% como previsión central, y

del 4,6% y 1,6%, respectivamente, en los casos de las

previsiones superior e inferior. Por el efecto temperatura se

considera un 0,4% adicional, en el caso de las previsiones

central, superior e inferior, y un 1,4% en el caso de la

previsión extrema. Como resultado de ello se tienen las

previsiones de incremento de demanda mostradas en la

figura 3.2.2. Las previsiones en cuanto a energía

demandada son similares o ligeramente inferiores a las

mostradas en el Informe Marco 2001, donde se había

previsto para este año una actividad económica central del

4,4%. Sin embargo, como se verá más tarde, las previsiones

de las puntas de potencia son superiores a las previstas el

año anterior, fundamentalmente como consecuencia de la

demanda punta habida el pasado 17 de diciembre de 2001,

así como la registrada en el verano de dicho año.

112

Figura 3.2.2. Previsión del crecimiento de demanda de electricidad en 2002

Crecimiento Demanda b.c. Potencia punta Potencia puntaPrevisión demanda (%) (TWh) invierno (MW) verano(MW)

Inferior 1,9 209 35.478 32.356

Central 3,8 213 36.900 33.600

Superior 5,0 216 37.736 34.332

Extremo sup. 6,0 218 38.500 35.000

C. sostenido 5,0 216 37.736 34.332

Fuente: REE y CNE

Año 2003

Se toman en consideración unos incrementos por

actividad económica similares a los del año anterior:

3,7%, 4,2% y 2,4% según nos refiramos a la previsión

central, superior o inferior respectivamente. El efecto

de temperatura extrema y suave queda implícito en la

base de referencia de la demanda de los escenarios

extremos del año entero. Las previsiones de demanda

en barras de central son también muy similares a las

que el año pasado se realizaron para este mismo

ejercicio. Sin embargo, las potencia punta de invierno y

verano son superiores en general, como consecuencia

de haber partido de una base de referencia superior

en 2001.

Año 2004

A partir de este año se considera una única previsión con

un incremento de la demanda por actividad económica

del 3,5% (previsión para el escenario central considerado

por REE), excepto en la hipótesis de crecimiento

sostenido, en la cual se considera el 5% de incremento

con un resultado de demanda acumulada que supera el

del resto de las previsiones. A estos incrementos se ha de

añadir el 0,3% para recoger el hecho de tener este año

un día más. Las previsiones respecto al año 2004 son

algo superiores a las efectuadas el pasado año, donde se

consideró un incremento de la actividad económica del

3%, excepto en el caso del escenario de crecimiento

sostenido.

Año 2005

Al igual que el año anterior, se considera un

crecimiento del 3,3% por actividad económica del

escenario central considerado por REE, siendo del 5%

en la previsión de crecimiento sostenido, a lo cual se

ha de descontar un 0,3% para recoger el hecho de que el

año anterior fuera bisiesto. Las previsiones de demanda

113

Figura 3.2.3. Previsión del crecimiento de demanda de electricidad en 2003

Crecimiento Demanda b.c. Potencia punta Potencia puntaPrevisión demanda (%) (TWh) invierno (MW) verano(MW)

Inferior 2,4 215 36.925 33.643

Central 3,7 221 38.000 34.800

Superior 4,2 225 38.732 35.514

Extremo sup. 4,2 227 39.500 36.200

C. sostenido 4,2 225 38.732 35.514

Fuente: REE y CNE

Figura 3.2.4. Previsión del crecimiento de demanda de electricidad en 2004

Crecimiento Demanda b.c. Potencia punta Potencia puntaPrevisión demanda (%) (TWh) invierno (MW) verano(MW)

Inferior 3,8 223 37.799 34.707

Central 3,8 230 38.900 35.900

Superior 3,8 233 39.811 36.593

Extremo sup. 3,8 236 40.600 37.300

C. sostenido 5,3 237 40.398 37.041

Fuente: REE y CNE

y de potencias punta más elevadas se dan en el

escenario de crecimiento sostenido. Las previsiones,

tanto respecto a demanda de energía como a puntas

de potencia son, en general, ligeramente superiores a las

efectuadas en el informe marco precedente, donde

se consideraba también en este año un crecimiento de la

actividad económica del 3%.

Año 2006

Se considera un crecimiento por actividad económica del

3,1%, siendo del 5% en la previsión de crecimiento

sostenido. Al igual que el año anterior, el escenario de

crecimiento sostenido da los resultados de previsión más

elevados.

114

Figura 3.2.5. Previsión del crecimiento de demanda de electricidad en 2005

Crecimiento Demanda b.c. Potencia punta Potencia puntaPrevisión demanda (%) (TWh) invierno (MW) verano(MW)

Inferior 3,0 229 38.771 35.770

Central 3,0 237 39.900 37.000

Superior 3,0 240 40.889 37.771

Extremo sup. 3,0 243 41.700 38.500

C. sostenido 4,7 248 41.892 38.412

Fuente: REE y CNE

Figura 3.2.6. Previsión del crecimiento de demanda de electricidad en 2006

Crecimiento Demanda b.c. Potencia punta Potencia puntaPrevisión demanda (%) (TWh) invierno (MW) verano(MW)

Inferior 3,1 236 39.840 36.931

Central 3,1 244 41.000 38.200

Superior 3,1 248 41.968 38.948

Extremo sup. 3,1 250 42.800 39.700

C. sostenido 5 260 43.568 39.948

Fuente: REE y CNE

270

260

250

240

230

220

210

2002001 2003 2004 2005 20062002

InferiorC. sostenidoExtr. superiorCentral Superior

TWh/

año

Fuente: CNE

Figura 3.2.7. Escenarios de evolución de demanda eléctrica en barras de central

Estimación de la demanda de energía eléctrica por

comunidades autónomas peninsulares para el

período 2002-2003

En el período 1995-2000 las comunidades autónomas de

Extremadura, La Rioja, Valencia y Navarra han tenido

crecimientos, en términos de tasa interanual, superiores al

6%, siendo Extremadura la comunidad con crecimiento

superior. Sin embargo, estas comunidades, excepto

Valencia, representan una participación relativa baja en la

demanda eléctrica peninsular.

Por su parte, Madrid, Castilla y León, Cantabria y

Andalucía tuvieron crecimientos interanuales entre el 5 y

el 6%, mientras que en País Vasco, Murcia, Cataluña,

Asturias y Aragón las tasas de crecimiento estuvieron

entre el 4% y el 5%. Las comunidades que menor

crecimiento experimentaron en el período analizado son

Galicia y Castilla-La Mancha.

Teniendo en cuenta las estimaciones del crecimiento

nacional del PIB y del crecimiento por comunidades

autónomas, así como la variación interanual de la

participación de la demanda de electricidad en las

mismas respecto a la demanda nacional, y los últimos

crecimientos de demanda en cada Comunidad Autónoma,

se prevén, para el período 2002-2003, crecimientos

interanuales superiores al 5% en las comunidades

autónomas de Extremadura, Comunidad Valenciana,

Navarra y La Rioja. Porcentajes de crecimiento inferiores

115

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

TWh

Anda

lucí

a

Arag

ón

Astu

rias

Cant

abria

Cast

illa-

La M

anch

a

Cast

illa

y Le

ón

Cata

luña

C. V

alen

cian

a

Extr

emad

ura

Galic

ia

Mad

rid

Mur

cia

Nava

rra

País

Vas

co

La R

ioja

2003

2002

Fuente: REE y CNE

Figura 3.2.9. Previsión de demanda de energía eléctrica por CC.AA.

Figura 3.2.8. Previsión de demanda de energíaeléctrica por CC.AA. (GWh)

Comunidad autónoma 2002 2003

Andalucía 30,7 31,9

Aragón 7,9 8,1

Asturias 6,9 9,9

Cantabria 3,7 3,8

Castilla-La Mancha 7,8 8

Castilla y León 14 14,5

Cataluña 41,4 42,6

Comunidad Valenciana 24,1 25,5

Extremadura 4,1 4,5

Galicia 17,1 17,7

Madrid 26,2 27,3

Murcia 3,6 3,7

Navarra 3,9 4,1

País Vasco 17,4 18,1

La Rioja 1,5 1,6

Fuente: REE

al 3% son estimados en Cataluña, Aragón, Cantabria,

Castilla-La Mancha y Murcia.

A partir de estas consideraciones, junto con lo descrito en el

punto anterior, se realiza la previsión del incremento de

demanda por comunidades autónomas. En las figuras 3.2.8 y

3.2.9 se exponen las previsiones para los años 2002 y 2003.

3.2.2. Estimación de demanda anual de energía

eléctrica extrapeninsular en el período

2002 a 2006

Antes de exponer en detalle la situación prevista de la

demanda eléctrica extrapeninsular, conviene destacar

que, en los cuatro últimos años, se han producido

116

35%

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

Anda

lucí

a

Arag

ón

Astu

rias

Cant

abria

Cast

illa-

La M

anch

a

Cata

luña

C. V

alen

cian

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Extr

emad

ura

Galic

ia

Mad

rid

Mur

cia

Nava

rra

País

Vas

co

La R

ioja

Cast

illa

y Le

ón

2001/00

2002/01

2003/02

Fuente: REE y CNE

Figura 3.2.10. Crecimiento en % de la demanda de energía eléctrica por CC.AA.

Figura 3.2.11. Previsiones de demanda de energía (GWh) e incrementos

GWh Var. Var. Var. Var. Sistemas 2002 2003 2004 2005 2006 03/02 04/03 05/04 06/05

Gran Canaria 3.044 3.242 3.436 3.625 3.814 7% 6% 5% 5%

Tenerife 2.914 3.112 3.305 3.487 3.668 7% 6% 5% 5%

Sistema LZ - FV 1.159 1.242 1.323 1.405 1.490 7% 7% 6% 6%

La Palma 229 243 255 267 279 6% 5% 5% 5%

La Gomera 53 56 59 62 65 6% 5% 5% 5%

Hierro 29 31 33 35 37 6% 7% 5% 5%

Canarias 7.429 7.927 8.412 8.882 9.353 7% 6% 6% 5%

Mallorca- Menorca 4.272 4.536 4.790 5.032 5.283 6% 6% 5% 5%

Ibiza- Formentera 633 677 716 752 789 7% 6% 5% 5%

Baleares 4.905 5.213 5.506 5.783 6.072 6% 6% 5% 5%

Ceuta 158 165 172 179 186 5% 4% 4% 4%

Melilla 134 154 170 177 184 15% 10% 5% 4%

Ceuta y Melilla 292 319 341 356 370 9% 7% 4% 4%

Total 12.625 13.459 14.260 15.021 15.796 7% 6% 5% 5%

Fuente: “Planificación de los sectores de electricidad y gas”, y CNE

incrementos superiores a los experimentados por la

demanda peninsular. El período 1998-2001 recoge un

incremento máximo en 1999 de casi el 9% (superior en

2,4 puntos al incremento peninsular ese mismo año) y un

incremento mínimo del 7,1% el año posterior (que se

corresponde también con una disminución del

incremento de la demanda en la Península). Hasta

julio de 2002, el incremento acumulado medio se situaba

en el 4,8%.

Para la estimación de previsiones de demanda de energía

extrapeninsular, se ha tomado la previsión perteneciente

al documento de “Planificación de los sectores de

electricidad y gas”, excepto en el caso de Canarias, en el

que el documento de Planificación parte de una previsión

para el año 2001 muy superior a la situación final real,

por lo que se ha estimado el cierre del año 2002 teniendo

en cuenta dicho cierre en 2001 y el incremento de

demanda experimentado en los últimos años. Para el

resto de los años del período se mantiene la misma senda

de previsión de crecimiento del documento de

planificación.

Según esta estimación, en el año 2002 se alcanzaría un

incremento de demanda con respecto a 2001 de un 11%

en Canarias, un 6% en Baleares, un 5% en Ceuta y un

4% en Melilla.

3.2.3. Estimación de la potencia punta de energía

eléctrica en los sistemas peninsular y

extrapeninsular durante el período 2002

a 2006

Sistema peninsular

En las estimaciones de previsiones de potencia punta del

sistema, se recoge el hecho, que se viene observando año

tras año, de la disminución de la importancia relativa de la

potencia punta de invierno sobre la demanda anual del

sistema, así como de un acercamiento progresivo entre las

puntas de potencia de verano y de invierno.

Por otra parte, conviene destacar que el día 17 de diciembre

de 2001 estaba prevista una demanda de 36.300 MW entre

las 18 y las 19 horas. Dada la disponibilidad del equipo

generador, y las necesidades de reserva y de control de

tensión previstas por el operador del sistema, éste se vio

obligado a adoptar una serie de medidas para atenuar el

consumo. Estas medidas se concretaron en la aplicación de

la interrumpibilidad en los contratos con este tipo de

cláusula y en la solicitud de moderación de la demanda

eléctrica en las horas críticas, que se materializó en cortes

de suministro parciales en las zonas centro y levante. Todo

lo anterior condujo a dar cobertura únicamente a

34.930 MW de potencia media horaria.

117

0,01750

0,01700

0,01650

0,01600

0,01550

0,01500

0,014502003 2004 2005 2006

Punta invierno/energía anual Punta verano/energía anual

2002

Fuente: REE y CNE

Figura 3.2.12. Relación entre la punta y la energía anual eléctrica previstas

Las potencias máximas previstas para la punta de

invierno, para el escenario extremo superior, van desde

38.500 MW para el año 2002 hasta 42.800 MW previstos

para el año 2006. En el caso del período estival dichas

previsiones máximas se reducen a 35.000 MW y

39.948 MW, respectivamente.

Los factores de carga máximos previstos, considerados

como la relación entre la demanda anual máxima prevista

y punta máxima prevista del sistema por 8.760 horas, se

sitúan entre el 65% para el año 2002 y el 67% para el año

2006, que son ligeramente inferiores a los previstos en el

Informe Marco 2001.

Se pone de manifiesto que, si bien se prevé que las

potencias máximas del sistema sigan situándose en los

meses invernales, el hecho del acercamiento

progresivo de las puntas de potencia de los períodos

estivales a los invernales a partir del año 2004 hace

necesario estudiar detenidamente la cobertura de

demanda en ambos períodos. Puesto que la

potencia disponible hidráulica en verano es de

menor cuantía que en invierno, se puede llegar a

que el período crítico, en los estudios de

seguridad del sistema, sea el estival, máxime

cuando se estudian condiciones más conservadoras

de año seco.

118

46.000

44.000

42.000

40.000

38.000

36.000

34.000

32.000

30.0002001 2003 2004 2005 20062002

InferiorC. sostenidoExtr. superiorCentral Superior

Punta de verano (MW)

Figura 3.2.13. Escenarios de evolución de puntas de verano e invierno

46.000

44.000

42.000

40.000

38.000

36.000

34.000

32.000

30.0002001 2003 2004 2005 20062002

InferiorC. sostenidoExtr. superiorCentral Superior

Punta de invierno (MW)

Fuente: REE y CNE

Sistema extrapeninsular

En cuanto a los sistemas extrapeninsulares, las previsiones

de punta máxima de demanda en barras de central se

reflejan en la figura 3.2.14.

La máxima demanda de potencia eléctrica propuesta está

asociada a la demanda de energía considerada en el

apartado 3.2.2, mediante una relación lineal para cada uno

de los sistemas. Esta relación se ha mantenido

prácticamente constante a lo largo de todos los años y, por

ello, se ha mantenido un desplazamiento similar de la

curva monótona de carga durante el período de

planificación.

Las previsiones de demanda de potencia punta

obtenidas para cada uno de los sistemas corresponden

en Baleares, Ceuta y Melilla con la demanda de

potencia máxima que prevé el documento de

Planificación. En el caso de Canarias, por las razones

que se han apuntado en el apartado 3.2.2 resulta una

demanda inferior. No obstante, estas previsiones en

Canarias son similares a la demanda de potencia

máxima que preveyó Endesa, S.A. en septiembre de

2002 para la elaboración del presente Informe Marco,

teniendo en cuenta las “condiciones más adversas de

temperatura”.

Las previsiones de demanda de potencia punta

corresponden en general a la potencia máxima en invierno

en Canarias, Ceuta y Melilla, y la potencia máxima en

verano en Baleares.

3.2.4. Actualización con datos provisionales de cierre

de 2002

Demanda anual de energía eléctrica

La demanda eléctrica peninsular en 2002 ha sido de 210.135

GWh, lo que supone un aumento respecto al año anterior

del 2,3%. Este valor se encuentra entre los escenarios

central e inferior recogidos en la figura 3.2.2.

La demanda eléctrica extrapeninsular en 2002 ha sido de

12.069 GWh, un 4,2% superior a la del año anterior.

Potencia punta de energía eléctrica

La potencia punta en el invierno 2001- 2002 se produjo el 9

de enero entre las 19 y las 20 horas, y alcanzó los 34.336

MW. Este valor ha sido superado en el invierno de 2002-

2003, el 14 de enero de 2003 a las 18:57, al alcanzarse los

37.350 GWh, lo que supone un aumento del 8,8% respecto

al invierno anterior. Como puede comprobarse en la figura

3.2.2, este valor se encuentra cercano al escenario superior.

119

Figura 3.2.14. Previsiones de potencia punta en barras de central (MW)

SistemasMW 2002 2003 2004 2005 2006

Gran Canaria 507 540 573 604 636

Tenerife 484 517 549 580 610

Sistema LZ-FV 200 214 228 242 257

La Palma 35 37 39 41 43

La Gomera 10 11 11 12 12

Hierro 5 6 6 6 7

Mallorca-Menorca 878 933 985 1.035 1.162

Ibiza-Formentera 162 173 183 192 205

Ceuta 29 31 32 34 35

Melilla 30 35 37 39 41

Fuente: documento de Planificación y CNE

En el capítulo anterior de este informe se ha presentado la

previsión de la demanda de energía eléctrica y gas natural

para los próximos años. En este capítulo se prevé la oferta

de energía, de forma que se procede a analizar la

cobertura de la demanda en los capítulos siguientes.

En primer lugar, se describe la previsión de la oferta de

gas natural. En segundo lugar, se expone la oferta de

producción de energía eléctrica sin considerar la

incorporación de las nuevas centrales de producción de

energía eléctrica de ciclo combinado a gas, para

finalmente detallar la previsión de las mismas y su oferta

asociada.

4.1. Previsión de la oferta de gas natural

A continuación se expone la previsión de la oferta de gas

natural para el período 2002-2006 sin considerar las

posibles restricciones técnicas, de capacidad,

funcionamiento u otras, que pudieran existir en las

entradas al sistema gasista.

Las previsiones de oferta se elaboran a partir de la

información recabada entre las compañías

comercializadoras que operan o tienen previsto operar en

el mercado liberalizado y de las compañías transportistas

que suministran el mercado a tarifa.

Para ello, los agentes facilitaron la información sobre sus

contratos de aprovisionamientos indicando el país de

procedencia del gas natural, el tipo de gas GN o GNL, las

fechas de inicio del contrato y la duración de éstos, las

cantidades anuales previstas y las garantías de suministro.

Cabe señalar que las previsiones de los comercializadores

resultan indicativas de las tendencias y características de

los aprovisionamientos de gas en el futuro (países de

origen, tipo de gas importado, GN o GNL, duración de los

contratos, etc.), pero no pueden considerarse concluyentes,

ya que introducen un alto grado de incertidumbre al estar

basadas en las hipótesis de penetración de mercado y al

éxito de las expectativas en la captación de clientes.

En general, las previsiones de oferta muestran que

aumentará la participación del GNL en el total de los

aprovisionamientos y el número de países de origen, si

bien Argelia y Noruega se mantendrán como los

principales países suministradores. Los suministros

comprometidos caen según se aleja el período temporal, a

la vez que aumenta la incertidumbre sobre el origen de los

aprovisionamientos.

Los siguientes apartados muestran las previsiones de

oferta para el período 2002-2006 analizadas desde tres

puntos de vista: el estado físico de los suministros, GN o

GNL, los países de origen de los aprovisionamientos, y la

duración y grado de compromiso de los contratos de

aprovisionamiento. Por último, se analizan las previsiones

de los agentes realizadas para el Informe Marco 2002 en

relación con las previsiones elaboradas para el Informe

Marco 2001.

4.1.1. Previsión de la oferta de gas natural por

estado físico

El gas natural se incorpora al sistema gasista en dos estados

físicos, como gas natural licuado en las plantas de

regasificación y como gas natural a través de las

interconexiones internacionales. El estado físico del gas

natural, GN o GNL, determina tanto el diseño y

dimensionamiento de las infraestructuras de entrada al

sistema gasista, como la operación y logística del mismo. En

la figura 4.1.1. se muestran las previsiones de oferta de gas

diferenciando entre estos dos tipos de suministro.

Durante el período 2002–2006, destaca el aumento de la

importancia del GNL en el balance de aprovisionamientos

previstos para el futuro, resultado de la limitada

interconexión mediante gasoducto con Europa y Argelia,

y de la saturación de la capacidad de los mismos con los

contratos de aprovisionamiento actuales. No obstante,

existen proyectos en curso para la ampliación de

capacidad de los gasoductos del Magreb y Larrau, que

podrían dar lugar al aumento de la oferta en 5,2 bcm/año

de GN, al final del período analizado.

4. La previsión de la oferta de energía

121

Algunos comercializadores incluyen aprovisionamientos a

través del proyecto de gasoducto de interconexión Argelia-

España-Europa, conocido como la interconexión

internacional del MEDGAZ. Estos suministros no han

sido tenidos en cuenta puesto que la planificación

cataloga esta infraestructura en el grupo C1 y no prevé su

entrada en funcionamiento antes del año 2007, fuera del

ámbito de este informe marco.

En el año 2004, destaca el descenso previsto de

importaciones de GN, que se debe tanto a la reducción de

la producción nacional de gas natural, como a la de los

aprovisionamientos argelinos, que se ajustan a las

cantidades contractuales, sin aplicar ningún tipo de

flexibilidad del contrato.

Con todo, el reparto final de GN y GNL en el total de la

cesta de los aprovisionamientos dependerá de la

competitividad de los precios de los contratos suscritos de

GN y de las limitaciones de capacidad que exista en los

puntos de entrada en cada momento, por lo que es difícil

122

Figura 4.1.1. Previsión de la oferta de Gas Natural

2001 2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh GWh

GN (1) 94.993 106.612 109.197 98.931 119.528 121.308

GNL (2) 114.440 147.358 210.780 270.384 328.211 399.335

Total oferta 209.433 253.969 319.977 369.316 447.738 520.643

GNL/Total oferta 54,6% 58,0% 65,9% 73,2% 73,3% 76,7%

(1) Incorpora la posible entrada en funcionamiento de la ampliación del gasoducto del Magreb en el año 2005 y el gasoducto de Larrau.(2) Incorpora el suministro de GNL por el contrato deslizante entre Enagás, S.A. y el Grupo Gas Natural para cubrir las necesidades

del mercado a tarifa.

Fuente: CNE

1 En esta categoría se incluyen los proyectos en que no se hajustificado la demanda que deben atender y las capacidades sonmeramente indicativas, ya que el dimensionamiento finaldependerá de la demanda efectivamente justificada.

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

0

GWh/

año

2001 2003 2004 2005 2006

GNLGN

2002

Fuente: CNE

Figura 4.1.2. Previsión de la oferta de gas natural por tipo de suministro: gas natural o gas natural licuado

predecir con exactitud cuál será el saldo en cada momento

de cada tipo de gas en las importaciones. Para hacer frente

a la incertidumbre sobre la estructura de aprovisionamiento

en el futuro, el sistema se puede ver obligado a

sobredimensionar su infraestructura de entrada de gas al

sistema.

4.1.2. Previsión de la oferta de gas natural por

países

La oferta de gas natural se basa en importaciones

procedentes de diversos orígenes, en especial de Argelia,

siendo la participación del gas nacional muy pequeña

conforme a la situación actual de escasas reservas

nacionales.

La figura 4.1.3. muestra la previsión de producción

nacional de gas natural y su peso en el abastecimiento del

sistema gasista. Durante los años 2002 y 2003 la

previsión de oferta procedente del yacimiento Poseidón se

mantiene en torno a 5.500 GWh/año y cae hasta niveles

de 581 GWh/año en los años posteriores, ya que el

yacimiento llega a la fase final de su desarrollo y

explotación.

La figura 4.1.4 muestra la distribución de la oferta según

su país de origen. Los suministros procedentes del

exterior mantienen a Argelia como principal

suministrador, seguido de Noruega, Nigeria, Golfo

Pérsico, y Trinidad y Tobago, en consonancia con la

tendencia registrada en los últimos años de diversificación

en las fuentes de suministro. Además, aparecen posibles

nuevos países suministradores con el proyecto de algunas

comercializadoras que prevén la importación de gas desde

Europa y Egipto.

Con esta previsión de oferta de gas por origen no se

aprecian problemas en la diversificación de suministros en

el futuro. Así, mientras el gas de Argelia en 2001

representó un 59% sobre el total de aprovisionamientos, a

partir de 2002 esta participación podría empezar a

reducirse si hay entrada de nuevos proveedores en

competencia.

Al alejarse en el horizonte temporal, aumenta el grado de

incertidumbre sobre el origen de los aprovisionamientos.

Esto queda reflejado en las cantidades de oferta de gas

con origen no especificado, que podrían situarse tanto en

los países ya indicados como en nuevos (ver figura 4.1.4),

y que corresponden bien a suministros pendientes de una

mayor definición contractual y de negociación por parte

de los agentes, bien a contratos con traders

internacionales con una cesta de aprovisionamientos

diversificada que impide determinar el origen concreto del

aprovisionamiento contratado.

El origen de las importaciones de gas natural canalizado,

GN, se producirá por las mismas interconexiones que

existen en la actualidad. Las ampliaciones en las

capacidades en los gasoductos de interconexión del

Magreb y de Larrau posibilitarán el aumento de oferta

previsto de este tipo de suministro.

123

Figura 4.1.3. Autoabastecimiento de gas natural

2001 2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Nacional 5.868 5.133 6.312 1.163 581 581

Importaciones 203.565 248.836 313.665 368.153 447.157 520.062

Total oferta 209.433 253.969 319.977 369.316 447.738 520.643

Autoabastecimiento 2,8% 2,0% 2,0% 0,3% 0,1% 0,1%

Fuente: CNE

Los países de procedencia del gas serán, en primer

lugar, Argelia y, en segundo lugar, Noruega, a través de

la interconexión con Francia, quedando en torno al 5%

del total de los suministros por gasoductos para la

producción nacional y otros orígenes, también

importados desde el gasoducto de Larrau.

(ver figura 4.1.5).

Cabe señalar que, a partir de la información recibida, las

previsiones de gas procedentes de Argelia a través del

gasoducto del Magreb no llegan a saturar la ampliación

prevista. El aumento de aprovisionamientos entre el año

2004 y el año 2006 es de 23.697 GWh/año frente a los

aproximadamente 34.880 GWh/año que posibilitarían la

ampliación.

124

Figura 4.1.4. Distribución por país de origen de la oferta

2001 2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Nacional 5.868 5.133 6.312 1.163 581 581

Europa (1) 26.841 27.064 29.971 30.385 29.647 58.719

Noruega 26.841 26.430 25.578 25.578 25.578 54.649

Resto de Europa 0 634 4.393 4.807 4.069 4.069

África 151.279 153.931 158.920 160.805 194.829 201.596

Argelia (2) 123.484 129.804 111.985 119.093 145.140 145.401

Egipto 0 0 0 0 8.720 8.720

Libia 9.233 6.831 10.923 10.737 10.603 10.469

Nigeria 18.562 17.296 36.012 30.975 30.367 37.007

Oriente Medio 21.731 32.641 64.166 72.706 75.646 80.258

Trinidad y Tobago 3.714 8.069 19.986 22.734 22.029 21.866

Origen no especificado (3) 0 27.132 40.622 81.523 125.005 157.622

Total oferta 209.433 253.969 319.977 369.316 447.738 520.643

(1) Incorpora la posible entrada en funcionamiento de la ampliación del gasoducto de Larrau.(2) Incorpora la posible entrada en funcionamiento de la ampliación del gasoducto del Magreb en 2005.(3) En este concepto están incluidos los aprovisionamientos sin especificar origen, aquéllos que se realizan a través de un operador

internacional y aquéllos en los que no se indica claramente el origen del gas.

Fuente CNE

Figura 4.1.5. Distribución por país de origen de la oferta de gas natural canalizado

2001 2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Nacional 5.868 5.133 6.312 1.163 581 581

Argelia (1) 62.284 74.415 72.914 67.383 89.299 91.080

Europa (2) 26.841 27.064 29.971 30.385 29.647 29.647

Noruega 26.841 26.430 25.578 25.578 25.578 25.578

Resto de Europa 0 634 4.393 4.807 4.069 4.069

Total GN 94.993 106.612 109.197 98.931 119.528 121.308

(1) Incorpora la posible entrada en funcionamiento de la ampliación del gasoducto del Magreb en 2005.(2) Incorpora la posible entrada en funcionamiento de la ampliación del gasoducto de Larrau.

Fuente: CNE

En relación con los aprovisionamientos de gas natural

licuado, GNL, durante el período 2002–2006 (ver figura

4.1.6), se producirán principalmente desde los mismos

orígenes que en el pasado y por orden de importancia

serán: Argelia, Golfo Pérsico, Nigeria, y Trinidad y Tobago.

Además, en los últimos años del período analizado, nuevos

países como Egipto y Noruega abastecerán el sistema

gasista por medio de GNL, aumentando la diversidad de

orígenes de este tipo de suministro.

4.1.3. Previsión de la oferta de gas natural por

duración y grado de compromiso de los

contratos de aprovisionamiento

La figura 4.1.7 presenta la situación actual de la oferta

máxima de gas prevista en razón de los compromisos

adquiridos o en negociación, según la información

facilitada por los agentes que participan en el mercado

gasista español.

Las previsiones muestran la situación del mercado en la que,

por un lado, hay unos suministros de gas comprometidos

basados en contratos históricos y, por otro, aparecen nuevos

comercializadores de gas que han de negociar sus contratos

en función de la captación de clientes, compitiendo con el

resto de comercializadores. Esto crea un cierto grado de

incertidumbre sobre la oferta comprometida, tanto mayor

cuanto más lejano es el período considerado.

Sobre los plazos de los compromisos de la oferta se puede

distinguir entre aquéllos que son a corto plazo y aquéllos

que son a largo plazo. Considerando la obligación de

reservar el 25% de la capacidad total para contratos a

corto plazo, como establece el Real Decreto 949/2001, es

previsible que los contratos de aprovisionamiento se

adapten a esta nueva situación, siendo los suministros a

corto plazo más elevados que los que anuncian las

compañías comercializadoras recogidas en la figura 4.1.8.

4.1.4. Seguimiento de las previsiones de oferta:

Informe Marco 2001 vs. Informe Marco 2002

La figura 4.1.9 muestra las previsiones de oferta

facilitadas por los agentes que actúan en el sector gasista

realizadas en el año 2001 y las nuevas previsiones

remitidas para el nuevo Informe Marco 2002.

125

Figura 4.1.6. Distribución por país de origen de la oferta de GNL

2001 2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Europa 0 0 0 0 0 29.071

Noruega 0 0 0 0 0 29.071

África 88.995 79.516 86.006 93.422 105.530 110.517

Argelia 61.200 55.389 39.071 51.710 55.841 54.321

Egipto 0 0 0 0 8.720 8.720

Libia 9.233 6.831 10.923 10.737 10.603 10.469

Nigeria 18.562 17.296 36.012 30.975 30.367 37.007

O. Medio 21.731 32.641 64.166 72.706 75.646 80.258

Trinidad y Tobago 3.714 8.069 19.986 22.734 22.029 21.866

Origen no especificado (1) 0 27.132 40.622 81.523 125.005 157.622

Total GNL 114.440 147.358 210.780 270.384 328.211 399.335

(1) En este concepto están incluidos los aprovisionamientos sin especificar origen, aquéllos que se realizan a través de un operadorinternacional y aquéllos en los que no se indica claramente el origen del gas.

Fuente: CNE

126

Figura 4.1.7. Oferta de gas natural en relación con la situación del suministro

2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh

Suministros comprometidos GN (1) 106.612 108.034 96.025 115.458 117.239

Suministros comprometidos GNL 147.358 191.442 221.685 232.445 264.968

Total suministros comprometidos 253.969 299.476 317.710 347.904 382.207

Suministros en negociación GN 1.163 2.907 4.069 4.069

Suministros en negociación GNL 19.338 48.699 95.765 134.367

Total suministros en negociación 0 20.501 51.606 99.834 138.436

Total posible oferta 253.969 319.977 369.316 447.738 520.643

% suministros comprometidos 100% 94% 86% 78% 73%

(1) Incorpora la posible entrada en funcionamiento de la ampliación del gasoducto del Magreb en 2005.

Fuente: CNE

Figura 4.1.8. Oferta de gas según la duración de los contratos

2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh

Suministros comprometidos (> 2 años) 221.854 294.558 307.965 347.904 382.207

Suministros comprometidos (< 2 años) 32.116 4.918 9.745

Total suministros comprometidos 253.969 299.476 317.710 347.904 382.207

% suministros corto plazo sobre el total

Suministros comprometidos 12,6% 1,6% 3,1% 0,0% 0,0%

Fuente: CNE

Oferta I.M.01

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

0

GWh/

año

2001 2003 2004 2005 20062002

Oferta I.M.02

Fuente: CNE

Figura 4.1.9. Previsiones de oferta del Informe Marco 2001 vs. previsiones de oferta del Informe Marco 2002

En el año 2002, se inicia un cambio de escenario. Las

previsiones actuales se muestran un 10% inferiores a las

estimadas en el año 2001, lo que podría ser el resultado

de un descenso de la demanda de gas previsto para este

año. Las estimaciones de oferta de los años 2003 y 2004

son también inferiores respecto a las del Informe Marco

2001, retrasándose en un año los niveles de oferta

esperados. A lo largo del período analizado la tendencia

creciente de ambas previsiones se mantiene, pero en las

previsiones del Informe Marco 2002 aparece un ajuste

que suaviza ligeramente las tasas de crecimiento

esperadas.

4.1.5. Actualización con datos provisionales de

cierre de 2002

Los datos de aprovisionamiento para 2002 han resultado

menores que los previstos por los agentes del mercado, al

ser la demanda real inferior a la prevista. A continuación

se recogen los datos provisionales de 2002.

4.2. Prevision de la oferta de producción de energía eléctrica sin considerar la incorporación de ciclos combinados

A continuación, se detalla la oferta de producción de

energía eléctrica para el período 2002 a 2006,

desglosándola en producción eléctrica de régimen

ordinario y de régimen especial. No se considera en este

epígrafe la incorporación de las centrales de producción

de energía eléctrica de ciclo combinado a gas, que será

analizada en el siguiente apartado.

La potencia eléctrica instalada, en MW, es la que se

refleja en la figura 4.2.1.

4.2.1. Régimen ordinario en el sistema peninsular

Desde la aprobación de la Ley 54/1997, del 27 de

noviembre, del Sector Eléctrico, la construcción de nuevas

centrales de generación se convierte en una actividad

liberalizada, sometida únicamente a la libre decisión de

las empresas generadoras. Las nuevas instalaciones deben

ser autorizadas mediante un procedimiento administrativo

de carácter reglado.

La nueva capacidad queda sujeta a los planes de inversión

de las empresas, que analizan la rentabilidad de las nuevas

instalaciones en función del crecimiento de la demanda

energética, y de las condiciones del mercado y del

suministro.

127

Figura 4.1.10. Comparación de datos previstos vs. datos provisionales 2002

2002 (GWh) Previsión Actualización a 31/12/02

Nacional 5.133 5.811

Europa 27.064 26.381

África 153.931 157.037

Argelia 129.804 132.098

Libia 6.831 7.177

Nigeria 17.296 17.762

O. Medio 32.641 41.216

Trinidad y Tobago 8.069 4.963

Otros 27.132 12.782

Total oferta 253.969 248.190

Fuente: CNE y REE

De análoga forma, las decisiones de cierre están basadas en

la libre decisión de cada agente generador, aunque también

sometidas a autorización administrativa. En estas decisiones

empresariales, aparte de la vida útil de las instalaciones,

puede tener una influencia significativa tanto la evolución de

los precios del mercado como la propia regulación vigente,

tal es el caso de la retribución por garantía de potencia o el

tratamiento regulatorio de las restricciones técnicas.

Bajas previstas

Para calcular la potencia instalada que será dada de baja

en el período considerado, se ha manejado diversa

información. Entre ésta cabe citar la suministrada por los

agentes generadores, la proporcionada por el gestor

técnico del sistema eléctrico, la información relativa a la

vida útil de los grupos, etc.

Con esta información se ha obtenido la mejor estimación

propia de cuál puede ser el cierre futuro de grupos. Con

ello, se han confeccionado dos escenarios de previsión de

suspensión de la actividad en centrales de carbón, fuel y gas

en el período, tanto por cierres, como por grandes averías o

por consideraciones ambientales. Las previsiones aparecen

en la figura 4.2.2, que incluye además la previsión de cierre

de la central nuclear de José Cabrera en el año 2006.

128

Figura 4.2.1. Potencia eléctrica instalada en España en 2002

Régimen ordinario Potencia peninsular Potencia extrapeninsular Potencia(a 30 de junio de 2002) (MW) (MW) total (MW)

Hidráulica 16.586 1 16.587

Nuclear 7.816 — 7.816

Carbón 11.565 510 12.075

Fuel-gas /Fuel-oil * 7.430 2.610 10.040

Total 43.397 3.120 46.517

Régimen especial Potencia peninsular Potencia extrapeninsular Potencia(a 31 de agosto de 2002) (MW) (MW) total (MW)

Cogeneración 5.287 74 5.361

Eólica 3.533 111 3.644

Hidráulica 1.471 0 1.471

Otros 835 34 869

Total 11.127 219 11.346

Total potencia 54.524 3.339 57.863

* Excluidos 784 MW no operativos.

Fuente: REE y CNE

Figura 4.2.2. Potencia (MW) de régimen ordinario que se estima se dará de baja en el período 2002 a 2006

Bajas (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario pesimista* 1.533 150 150 500 160

Escenario optimista** 1.243 440 150 — 160

* En el año 2005 se consideran no operativos 500 MW que volverán a serlo a partir de 2006, según esta previsión pesimista.** En el año 2002 se consideran no operativos 1.033 MW que volverán a serlo a partir de 2003, según esta previsión optimista.

Fuente: CNE

Altas previstas

Se prevé un aumento de 70 MW de nueva potencia

hidráulica en el período, además de incrementos de unos 50

MW derivados de la modernización de centrales en servicio.

En cuanto a las centrales de carbón o de fuel/gas, no se

prevén aumentos de potencia, excepto la consideración de

reparación de averías de grupos no operativos, pequeñas

repotenciaciones y cambios progresivos de consumo de

carbón nacional hacia carbón importado, como

consecuencia del Plan de Futuro de la Minería.

Aunque no se van a construir nuevos grupos nucleares, la

potencia instalada nuclear aumentará ligeramente en los

próximos años (excepto en 2006) debido al plan de

repotenciación de centrales. Este plan ha logrado

incrementar el parque nuclear en 453 MW desde 1995 y

se prevé que aumente en otros 223 MW en esta década

(ver figura 4.2.3.).

No se evalúa en este epígrafe la potencia de las nuevas

centrales de ciclo combinado que puedan entrar en

operación durante el período considerado, ya que

corresponde al punto siguiente de este informe.

Previsión de la potencia instalada en régimen

ordinario

Con todo ello, a continuación se incluyen dos cuadros con

la evolución prevista del equipo generador en régimen

ordinario, sin considerar los ciclos combinados en el

período 2002 a 2006.

129

Figura 4.2.3. Potencia (MW) de régimen ordinario que se estima se dará de alta o que volverá a ser operativa enel período 2002 a 2006

Altas MW 2002 2003 2004 2005 2006

Hidráulica 120 — — — —

Nuclear 65 3 3 38 57

Carbón y fuel/gas Escenario pesimista — — — — 500

Carbón y fuel/gas Escenario optimista — 1.033 — — —

Fuente: CNE

a) Escenario pesimista o de potencia inferior

Figura 4.2.4. Previsión de potencia instalada y operativa de generación eléctrica en régimen ordinario, sinconsiderarlos ciclos combinados el período 2002-2006. Sistema peninsular. Escenario de potencia inferior

Potencia instalada (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Hidráulica 16.706 16.706 16.706 16.706 16.706

Nuclear 7.881 7.884 7.887 7.925 7.822

Carbón y fuel/gas 17.462 17.312 17.162 16.662 17.162

Total potencia instalada 42.049 41.902 41.755 41.293 41.690

Fuente: CNE

Las previsiones de potencia son ligeramente inferiores

respecto a las efectuadas en el Informe Marco 2001

durante los primeros años del período 2002-2006. Sin

embargo, esta situación se invierte hacia la mitad del

período. Estas modificaciones son debidas a cambios en

las decisiones de cierre de algunos grupos por parte de los

agentes generadores.

4.2.2. Régimen especial en el sistema peninsular

Dentro del régimen especial se encuentran incluidas

aquellas instalaciones que, cumpliendo una serie de

requisitos, utilizan como combustible energías renovables

o residuos, o son de cogeneración.

Para realizar la previsión de potencia de régimen especial

se han considerado las previsiones realizadas por REE, las

solicitudes de conexión realizadas a dicha empresa, el

Plan de Fomento de Energías Renovables (PFER), el

“Documento de planificación de los sectores de

electricidad y gas. Desarrollo de las Redes de Transporte

2002-2011”, y el ritmo de crecimiento experimentado por

este régimen en los últimos años.

Bajas previstas

Al igual que en el informe marco emitido por esta

Comisión en el año 2001, no se ha considerado ninguna

baja en este tipo de instalaciones, ya que la experiencia ha

demostrado que esta posibilidad se produce en escasas

ocasiones.

Altas previstas

Hay que tener en cuenta que la Disposición Transitoria

Decimosexta de la Ley del Sector Eléctrico establece el

objetivo de que las energías renovables alcancen el 12% de

la demanda primaria en el año 2010. En respuesta a este

compromiso, en 1999 el Gobierno aprobó el Plan de

Fomento de Energías Renovables, en el que se fijaron los

diferentes objetivos de potencia instalada a conseguir en

2010 para cada una de las tecnologías energéticas

consideradas como renovables: eólica, biomasa, hidráulica,

energía solar térmica y fotovoltaica, y residuos sólidos

urbanos. Este porcentaje del 12% supondría que un 29,4%

de la demanda eléctrica total estaría abastecida por energías

renovables en el año 2010, considerando un crecimiento

moderado de la demanda por la implementación de un plan

de ahorro de energía y de eficiencia energética. Estas

previsiones han sido actualizadas en el Documento de

Planificación para los años 2002-2011, aprobado por el

Consejo de Ministros el 13 de septiembre de 2002,

teniendo en cuenta un crecimiento de la demanda eléctrica

anual del 3,7%. Para alcanzar los objetivos marcados en

este Documento de Planificación, en el año 2011 se

deberían alcanzar 19.162 MW correspondientes a

instalaciones de energías renovables2.

Por otro lado, hasta septiembre de 2002 las solicitudes de

acceso remitidas a REE para instalaciones de parques

130

b) Escenario optimista o de potencia superior

Figura 4.2.5. Previsión de potencia instalada y operativa de generación eléctrica en régimen ordinario, sinconsiderar ciclos combinados del período 2002-2006. Sistema peninsular. Escenario de potencia superior

Potencia instalada (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Hidráulica 16.706 16.706 16.706 16.706 16.706

Nuclear 7.881 7.884 7.887 7.925 7.822

Carbón y fuel/gas 17.752 18.345 18.195 18.195 18.195

Total potencia instalada 42.339 42.935 42.788 42.826 42.723

Fuente: CNE

2 Corresponde a instalaciones peninsulares y extrapeninsulares,y no incluye instalaciones hidráulicas en régimen ordinario.

eólicos ascienden a unos 40.000 MW. En esa misma línea,

en el Registro Administrativo de Instalaciones de

Régimen Especial del Ministerio de Economía se

encuentran inscritas con carácter provisional (hasta

septiembre de 2002) unos 29.000 MW correspondientes a

unas 1.900 instalaciones.

Si bien todo lo anterior parece respaldar unas

expectativas de crecimiento exponencial del régimen

especial, la experiencia demuestra que una gran parte de

esta nueva potencia solicitada está sujeta a distintas

incertidumbres, especialmente a retrasos en la

construcción de las instalaciones por diversas causas:

medioambientales, económicas vinculadas a la baja

rentabilidad de alguna de ellas, o técnicas, debido a las

limitaciones de capacidad de evacuación de algunas

líneas. En concreto, de los 15.000 MW que se

encontraban inscritos provisionalmente en el Registro del

Ministerio de Productores en Régimen Especial cuando

se elaboró el Informe Marco 2001, han empezado a

facturarse realmente, al cabo de un año

aproximadamente, unos 1.400 MW.

Documento de planificación de los sectores de

electricidad y gas 2002-2011

Las dos figuras siguientes muestran las previsiones de

potencia instalada y energía vertida por régimen especial

peninsular que se ha estimado para el período 2002-2006

teniendo en cuenta los objetivos establecidos en el

documento de Planificación para el año 2011 y las

previsiones de REE.

131

Figura 4.2.6. Previsiones de evolución de potencia del régimen especial en la Península por tecnologías

Potencia instalada (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Cogeneración y otros 5.500 5.700 5.900 6.100 6.300

Solar 6 12 40 72 106

Eólica 4.200 5.200 6.200 7.200 8.200

Hidráulica 1.465 1.515 1.565 1.615 1.665

Biomasa y Biogás 345 435 525 615 715

Residuos 254 284 314 344 364

Total 11.770 13.146 14.544 15.946 17.350

Fuente : CNE y Documento de Planificación

Figura 4.2.7. Previsiones de evolución de ventas de energía del régimen especial en la Península por tecnologías

Energía vertida (GWh) 2002 2003 2004 2005 2006

Cogeneración y otros 19.604 20.822 21.518 24.895 28.440

Solar 6 13 36 78 125

Eólica 8.625 10.810 13.110 15.410 17.710

Hidráulica 4.176 4.321 4.466 4.611 4.756

Biomasa y biogás 1.500 1.950 2.400 3.563 4.988

Residuos 1.195 1.345 1.495 1.974 2.478

Total 35.106 39.261 43.025 50.531 58.496

Fuente : CNE y Documento de Planificación

Estas previsiones estiman que para el horizonte temporal

2002-2006 se instalarán en la Península unos 6.700 MW

en régimen especial adicionales a los 10.684 MW

instalados hasta diciembre de 2001, de los cuales casi el

75% corresponderá a energía eólica. En el período 1998-

2001 se instalaron en la península 4.755 MW en régimen

especial, siendo de éstos el 58% potencia eólica. La

figura 4.2.8 muestra la evolución pasada del régimen

especial peninsular y la considerada hasta el año 2006 en

el documento de Planificación.

En la situación prevista, la potencia instalada en régimen

especial pasaría a representar desde el 20% de la potencia

peninsular total en 2002 a un 25% en el año 2006.

En cuanto a la energía vertida por el régimen especial

peninsular, teniendo en cuenta los objetivos y el escenario

de crecimiento medio de demanda del documento de

Planificación, el régimen especial representará en el año

2006 el 24% de la demanda frente al 16% que representa

actualmente.

132

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

MW

2001 2003 2004 2005 2006200220001999199819971996199519941993199219911990

1.0421.582

2.5443.803

5.930

7.300

8.873

10.68411.770

13.146

15.946

17.350

Fuente: CNE, REE y Documento de Planificación

Figura 4.2.8. Evolución real y prevista de la potencia instalada del régimen especial del sistema peninsular

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

0

GWh

Demanda bruta peninsularR. especial peninsular

2001 2003 2004 2005 200620022000199919981997199619951994199319921991

% r. especial/demanda

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%

24%

1% 2% 3%4%

6% 6%

9% 10%11%

13%14%

15%16%

18%19%

21%

1990

Fuente: CNE, REE y Documento de Planificación

Figura 4.2.9. Evolución real y prevista de la producción del régimen especial del sistema peninsular

Las horas de utilización medias anuales que se han

utilizado en la previsión realizada en el documento de

Planificación para el período 2002-2006 están recogidas

en la figura siguiente y, por otra parte, el autoconsumo de

la cogeneración considerado ha sido del 40%.

• Las horas de utilización equivalentes de la energía

vertida por la cogeneración corresponden a la media

que resultó para estas instalaciones en el año 2001. Si

bien es cierto que hay muchas instalaciones que han

dejado de facturar electricidad desde el año 2000, cabe

señalar que las instalaciones que han estado facturando

durante el año 2002 han aumento su producción

significativamente con respecto al mismo período del

año 2001, con lo que la media resultante en los últimos

doce meses ha sido de 3.800 horas frente a los 3.480 del

año 2001.

• Las horas de utilización de la energía solar son mayores

que la media registrada en los cuatro últimos años. Sin

embargo, la previsión realizada ha podido considerar

que las instalaciones de pequeña potencia irán teniendo

cada vez más peso sobre la producción solar, y que sus

horas de utilización son mayores que las

correspondientes a las instalaciones de mayor potencia

(teniendo en cuenta la información histórica).

• Las horas de utilización para la energía eólica han sido

ligeramente inferiores a las registradas en los dos

últimos años. Si bien es cierto que los mejores

emplazamientos deberían estar ya ocupados, y que los

condicionantes medioambientales dificultan cada vez

más la localización de nuevos emplazamientos,

también hay que tener en cuenta que los nuevos

avances de la tecnología deberían permitir cada vez

una utilización más eficiente de los nuevos

emplazamientos, así como mejoras en los ya

existentes. Por otra parte, si se tiene en cuenta una

posible incorporación de tecnología offshore al

régimen especial, ésta significaría un importante

aumento en el número de horas de utilización (de

3.000 a 4.000 horas dependiendo del emplazamiento).

Todo ello podría suponer un aumento de horas de

utilización con respecto a lo previsto para esta

tecnología.

• En lo referente a la energía hidráulica, el número de

horas previsto correspondería a un año de hidraulicidad

media.

• En cuanto a la biomasa y a los residuos, el número de

horas de utilización ha sido más optimista que el

registrado en los últimos doce meses. Sin embargo, el

número de instalaciones existentes en estos grupos

actualmente es tan reducido que cualquier nueva

incorporación podría hacer cambiar esta tendencia. De

hecho, si se quiere alcanzar los objetivos del documento

de Planificación en el año 2011 en lo referente a la

biomasa, estas instalaciones deberían funcionar unas

7.500 horas anuales.

133

Figura 4.2.10. Horas medias de funcionamiento reales y previstas

Horas de utilización Media Media 2002-2004 Media 2005-2006 anuales medias junio 01-agosto 02 Documento de Planificación Documento de Planificación

Cogeneración y otros 3.800 3.480 4.200

Solar 1.200 1.400 1.400

Eólica 2.459 2.300 2.300

Hidráulica 2.850 2.900 2.900

Biomasa y Biogás 4.641 5.000 7.500

Residuos 4.845 5.000 7.000

Fuente : CNE y Documento de Planificación

Si se tiene en cuenta cada una de las tecnologías de manera

separada, se puede decir que el crecimiento de potencia

considerado se encuentra dentro de los rangos

experimentados en los años anteriores y del potencial

disponible en la península (atendiendo a las referencias del

PFER). La energía eólica es la tecnología con el mayor

crecimiento en el horizonte temporal considerado. Por su

parte, la biomasa también tiene fuertes expectativas de

crecimiento tanto en el PFER como en el documento de

Planificación, aunque este crecimiento se vea pospuesto al

horizonte 2007-2011, creciendo en el período 2002-2006

con un ritmo sólo ligeramente superior al experimentado en

los últimos años. El crecimiento previsto para la

cogeneración es mucho más pequeño que el registrado en

años anteriores. En este sentido, cabe señalar que durante el

año 2002 se ha registrado un estancamiento significativo en

el número de incorporaciones dentro de este grupo.

En cuanto a la energía solar, el incremento previsto es mucho

mayor que el experimentado en los últimos años, ya que

134

MW

2001 2003 2004 2005 20062002200019991998

HidráulicaSolar Biomasa Residuos Cogeneración y otros Eólica

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

Fuente: CNE y REE

Figura 4.2.11. Evolución real y prevista de la potencia del régimen especial del sistema peninsular

Figura 4.2.12. Previsiones de evolución del régimen especial en la Península por tecnologías

Potencia instalada Diciembre Objetivo Dif. Incremento medio Incremento medio(MW) 2001 2006 01-06 anual previsto anual de años anteriores

Cogeneración y otros 5.440 6.300 860 172 594

Solar 3 106 103 21 1

Eólica 3.248 8.200 4.952 990 826

Hidráulica 1.458 1.665 207 41 89

Biomasa y biogás 162 715 553 111 34

Residuos 373 3643 — — 41

Total 10.684 17.350 6.666 1.333 1.585

Fuente: CNE y documento de Planificación

3 Esta disminución del documento de Planificación puededeberse a la consideración de distintos combustibles dentro de lacategoría de residuos.

únicamente con estas cifras es posible alcanzar los objetivos

para este tipo de tecnología del PFER y del documento de

Planificación. Cabe señalar a este respecto que en la

actualidad toda la potencia instalada solar corresponde a

tecnología fotovoltaica y el documento de Planificación

prevé que la solar termoeléctrica también se desarrolle en el

horizonte 2002-2011 (200 MW termoeléctricos y 144

fotovoltaicos en 2011). En cualquier caso, la potencia

aportada finalmente por esta tecnología continúa siendo

marginal a efectos de cobertura de la potencia.

Nueva previsión de cierre del año 2002

Si se analiza la última información de la que se dispone

sobre potencia del régimen especial que está vertiendo

energía a la red, se debería hacer una pequeña revisión de

la previsión del documento de Planificación para el cierre

del año 2002. En esta revisión, se indica de manera

separada la previsión para la tecnología de cogeneración

respecto a la de tratamiento y reducción de residuos del

sector agrícola, ganadero y servicios, tecnología esta

última, que fue incorporada al régimen especial por la Ley

del Sector Eléctrico.

Previsión de la potencia peninsular en régimen

especial

De acuerdo con todo lo anterior, a continuación se indica

la previsión de la potencia instalada en régimen especial

en la Península.

135

Figura 4.2.13. Previsión de potencia para el año 2002. Año de hidraulicidad media

Previsión 2002 MW Horas funcionamiento ponderadasa 31-12-2002 por la energía

Cogeneración 5.400 3.730

Trat. residuos 200 6.279

Solar 5 1.200

Eólica 4.100 2.459

Hidráulica 1.500 2.850

Biomasa y biogás 250 4.641

Residuos 426 4.845

Total 11.880 2.895

Fuente: CNE

Figura 4.2.14. Previsión de potencia del documento de Planificación con cierre del año 2002 revisado

Potencia instalada (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Cogeneración y otros 5.600 5.700 5.900 6.100 6.300

Solar 5 12 40 72 106

Eólica 4.100 5.200 6.200 7.200 8.200

Hidráulica 1.500 1.515 1.565 1.615 1.665

Biomasa y biogás 250 435 525 615 715

Residuos 426 284 314 344 364

Total 11.880 13.146 14.544 15.946 17.350

Fuente: CNE y Documento de Planificación

Revisión de la previsión realizada en el Informe

Marco 2001

Los objetivos fijados para las energías renovables en el

PFER han sido mantenidos en términos generales en el

documento de Planificación, excepto para la tecnología

eólica y la biomasa, cuyos objetivos han sido ampliados.

Las previsiones de crecimiento de demanda del

documento de Planificación también ha sido mayor que la

del PFER, por lo que el porcentaje que deben representar

las renovables sobre la demanda eléctrica en 2010

continúa siendo del 29%.

Como consecuencia de lo anterior, en el caso de la

energía eólica las previsiones manejadas para el período

2002-2006 han sido ampliadas en el documento de

Planificación con respecto a lo que se estimó en el

Informe Marco 2001. Sin embargo, en el caso de la

biomasa, como ya se ha indicado, el mayor incremento

previsto en el documento de Planificación se ha

retrasado al final del período de planificación, 2007-

2011, por lo que no ha supuesto un cambio significativo

respecto a lo previsto en el Informe Marco 2001. El

gráfico siguiente muestra la nueva previsión propuesta

de potencia de régimen especial teniendo en cuenta el

documento de Planificación actualizado con el cierre

del año 2002, la previsión realizada para el período

2001-2005 en el Informe Marco 2001, así como la

potencia realmente instalada en el año 2001. La

previsión realizada para el año 2001 para el conjunto del

régimen especial ha sido satisfactoria por su grado de

exactitud global. Diferenciando por tecnologías, cabe

señalar que la potencia instalada eólica fue ligeramente

inferior al objetivo previsto, mientras que la potencia

instalada de cogeneración, incluyendo instalaciones de

tratamiento y reducción de purines, superó el objetivo

fijado.

4.2.3. Régimen ordinario en los sistemas

extrapeninsulares

Islas Baleares

Mediante el Decreto 58/2001, de 6 de abril, se aprobó

definitivamente el Plan Director Sectorial Energético de

las Islas Baleares (PDSE), que establece condiciones para

los suministros eléctricos y para la distribución de energía

eléctrica en suelo rústico para el horizonte 2000-2015. Su

136

MW

2001 2003 2004 2005 20062002

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

Potencia instalada real Informe Marco 2001 Previsión 2002-2006

10.684

13.146

11.880

14.544

15.94617.350

Fuente : CNE y Documento de Planificación

Figura 4.2.15. Previsión de potencia en régimen especial y realización del Plan

objetivo es canalizar el crecimiento del sector de modo

que se garantice el suministro energético y su

diversificación, el ahorro de energía y la preservación del

medio ambiente en el archipiélago balear.

En dicho Plan, se realiza una apuesta importante en el

sector del gas natural, con la previsión de construir un

gasoducto submarino desde Valencia hasta Eivissa (123

km) y, desde allí, un gasoducto hasta Palma de Mallorca

(150 km). Además, se requiere la construcción de una red

insular de gasoductos; de esta manera se dispondría de gas

natural para generación eléctrica en centrales de ciclo

combinado.

En las figuras 4.2.16. y 4.2.17 se muestran las

previsiones tanto de los incrementos y decrementos de

potencia, como de potencia total instalada de régimen

ordinario en las Islas Baleares. Se han considerado dos

escenarios, el primero de ellos, denominado optimista,

responde a información suministrada por agentes

generadores, mientras que el segundo, denominado

escenario pesimista, está basado en los incrementos de

potencia del mencionado Plan Sectorial de las Islas

Baleares (PDSE).

Si finalmente no fuera posible llevar el gas natural a las

islas en el período considerado, las nuevas turbinas de gas

y de vapor previstas podrían verse sustituidas

parcialmente por motores diesel.

Por otra parte, el documento ya mencionado sobre la

planificación de los sectores de electricidad y gas

describe la incorporación de nueva potencia eléctrica en

las Islas Baleares, coincidiendo en general con el

escenario basado en el PDSE. Por su parte, en el Informe

Marco 2001 se contempló un escenario similar al

escenario pesimista que ahora se considera.

Por último, para el desarrollo adecuado del suministro de

energía eléctrica en las Islas Baleares se debería estudiar

137

Figura 4.2.16. Incrementos y decrementos de potencia previstos en Baleares

Incrementos y decrementos previstos enBaleares (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Previsión optimista -6 140 65 70 25

Previsión pesimista 115 -10 58 70 25

Fuente: CNE y PDSE

Figura 4.2.17. Previsiones de potencia en Baleares

Previsiones de potencia total instalada en Baleares (MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Escenario optimista Sistema Mallorca-Menorca 1.199 1.314 1.354 1.424 1.424

Sistema Ibiza-Formentera 208 233 258 258 283

Total Baleares 1.407 1.547 1.612 1.682 1.707

Escenario pesimista Sistema Mallorca-Menorca 1.301 1.291 1.329 1.399 1.399

Sistema Ibiza-Formentera 227 227 246 246 271

Total Baleares 1.527 1.517 1.575 1.645 1.670

Fuente: CNE y PDSE

la posibilidad de nuevas interconexiones entre las islas, así

como la viabilidad de conectar eléctricamente este

archipiélago con la Península, hecho no contemplado en

el PDSE.

Islas Canarias

En los sistemas mayores canarios, Gran Canaria y Tenerife,

los futuros grupos serán ciclos combinados duales que

consumirán gasoil hasta que la infraestructura gasista se

encuentre desarrollada en el 2007 y 2008, respectivamente.

En los sistemas menores, los futuros grupos serán diesel,

dado su tamaño y el módulo de las potencias unitarias de

generación disponibles en el mercado. La figura 4.2.18.

muestra los incrementos de potencia previstos.

Se han considerado dos escenarios de previsión. Atendiendo

a las estimaciones de agentes generadores, nos encontramos

con un escenario con altas previsiones de potencia instalada.

Por otra parte, atendiendo a las previsiones efectuadas en el

documento de Planificación, tenemos una potencia prevista

instalada menor durante el período considerado.

En el Informe Marco 2001 se contempló un escenario de

potencia superior al escenario pesimista del documento de

Planificación.

Ceuta y Melilla

Al igual que sucede en los sistemas menores canarios,

en Ceuta y Melilla los futuros grupos serán diesel, dado

el tamaño de los sistemas y el módulo de las potencias

unitarias de generación disponibles en el mercado.

Se han considerado dos escenarios de previsión, el

primero de ellos atiende a la información suministrada por

agentes generadores, mientras que el segundo toma como

base el documento de Planificación.

138

Figura 4.2.18. Incrementos y decrementos de potencia previstos en Canarias

Incrementos y decrementos previstosen Canarias (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Previsión optimista 40 250 163 75 92

Previsión pesimista 12 321 140 18 35

Fuente: CNE y Documento de Planificación

Figura 4.2.19. Escenarios de potencia previstos en Canarias

Previsiones de potencia total instalada en Canarias (MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Escenario optimista Gran Canaria-Tenerife 1.266 1.482 1.627 1.702 1.772

La Palma-Lanzar.-Fuertevent. 352 382 400 400 418

Hierro-La Gomera 25 30 30 30 33

Total Canarias 1.644 1.894 2.057 2.132 2.223

Escenario pesimista Gran Canaria-Tenerife 1.226 1.506 1.646 1.646 1.646

La Palma-Lanzar.-Fuertevent. 364 400 400 418 448

Hierro-La Gomera 25 30 30 30 35

Total Canarias 1.616 1.937 2.077 2.095 2.130

Fuente: CNE y Documento de Planificación

Las cifras de potencia prevista no han cambiado respecto

al Informe Marco 2001, aunque se han visto desplazadas

en el tiempo.

4.2.4. Régimen especial en los sistemas

extrapeninsulares

En cuanto a los sistemas extrapeninsulares, el

“Documento de planificación de los sectores de

electricidad y gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011” incluye únicamente la previsión

para el año 2005 y 2011 de la potencia instalada en

régimen especial en Baleares. En concreto, para el año

2005 se establece un objetivo de potencia neta de 20

MW para R.S.U. y 5 MW de cogeneración. La planta de

incineración de 20 MW ya está instalada y, en cuanto a

la cogeneración, actualmente existen 4 MW de potencia

nominal, por lo que no puede decirse que los objetivos

previstos estimen un fuerte crecimiento para el régimen

especial en esta comunidad. Con respecto a la energía

eólica, cabe mencionar los objetivos del Plan Director

Sectorial de Energía aprobado por el Govern Balear en

abril de 2001, en el que se contemplan 75 MW eólicos

en el año 2015, y los objetivos del PFER de alcanzar

49 MW en 2010. En la actualidad no existe ningún

parque eólico instalado en estas islas. En este Plan

Balear, también estaba prevista la instalación de 6 MW

solares, frente a 0,1 MW instalado en la actualidad.

Adicionalmente a los objetivos expuestos, también se

persigue en este Plan incentivar medidas de ahorro y

eficiencia energética a través del fomento de sistemas

de cogeneración, alcanzando este tipo de instalaciones

los 50 MW en 2015.

En cuanto a Canarias, el PFER estimaba una potencia

eólica instalada en 2010 de 250 MW, frente a los 111 MW

que existen en la actualidad. En la energía solar, estaba

previsto alcanzar 6,9 MW conectados a red y en la

actualidad existe 0,1 MW.

En cuanto a las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla,

únicamente cabe señalar la existencia en Melilla de una

planta de residuos sólidos urbanos e industriales, Residuos

de Melilla, S.A. (Remesa), de 2,7 MW.

139

Figura 4.2.20. Incrementos y decrementos de potencia previstos en Ceuta y Melilla

Incrementos y decrementos previstosen Ceuta y Melilla (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Previsión optimista 9 12 12 — -6

Previsión pesimista -2 24

Fuente: CNE y documento de Planificación

Figura 4.2.21. Escenarios de potencia previstos en Ceuta y Melilla

Previsiones de potencia total instalada en Ceuta y Melilla (MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Escenario optimista Ceuta 46 46 58 58 58

Melilla 68 80 80 80 74

Total Ceuta y Melilla 113 125 137 137 131

Escenario pesimista Ceuta 49 61 61 61 61

Melilla 54 66 66 66 66

Total Ceuta y Melilla 102 126 126 126 126

Fuente: CNE y documento de Planificación

Respecto al crecimiento de potencia registrado durante los

primeros meses del año 2002, tanto en Baleares como en

Canarias, puede decirse que, al igual que en años

anteriores, ha sido muy moderado. La figura muestra las

previsiones estimadas para el período 2002-2006 teniendo

en cuenta este ritmo de crecimiento, el documento de

Planificación, el PFER y las instalaciones inscritas

provisionalmente en el Registro de Instalaciones de

Producción de Régimen Especial del Ministerio de

Economía.

4.2.5. Disponibilidad del equipo generador

Régimen ordinario peninsular

Las disponibilidades del equipo generador en las puntas

de demanda de invierno y verano se obtienen de la

aplicación de los siguiente criterios:

Se considera en primer lugar la potencia instalada y

operativa, es decir, la prevista instalada pero reducida en

la potencia que, por tener una avería de larga duración o

por impedimentos ambientales, hay grandes posibilidades

de que durante un tiempo no esté operativa.

La duración estimada de la revisión programada anual

para mantenimiento es de cuatro semanas para el equipo

térmico convencional y de seis para los grupos nucleares.

Además, se ha supuesto que durante la punta de invierno

no hay ningún grupo en revisión.

Se considera que la probabilidad de fallo fortuito de los

grupos térmicos, de acuerdo con los valores máximos

acaecidos en los últimos años, es la siguiente:

Grupos nucleares: 5%.

Grupos de hulla-antracita: 6%.

Grupos de lignito pardo: 4%.

Grupos de lignito negro: 7%.

Grupos de fuel y fuel/gas: 8%.

Grupos de carbón importado: 5%.

Centrales de ciclo combinado durante su primer año de

operación: 10% (y 6% cuando lleve en operación más de

un año).

En el caso de la disponibilidad en las centrales

hidroeléctricas, hay que distinguir entre las llamadas

centrales convencionales, a las que se aplica un

140

Figura 4.2.22. Previsión de potencia en régimen especial

Potencia bruta total (KW)

2002 2003 2004 2005 2006

Baleares Cogeneración 5 6 7 8 10

Solar 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5

Eólica 0 0 5 10 15

R.S.U. 34 34 34 34 34

Total Baleares 39 40 46 52 59

Canarias Cogeneración 71 72 73 74 76

Solar 0,1 0,2 0,2 0,2 0,2

Eólica 121 121 130 140 150

Hidráulica 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

Total Canarias 192 193 204 215 227

Total Ceuta y Melilla R.S.U. 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7

233 236 253 270 289

Fuente: CNE

coeficiente de disponibilidad de 0,50, y centrales de

bombeo, para las que el coeficiente asignado es de 0,70.

Estos valores son más reducidos que los empleados en el

año anterior, ya que se ha tenido en cuenta la potencia

hidráulica disponible en años secos recientes.

Régimen ordinario extrapeninsular

En primer lugar, se ha considerado la potencia neta

instalada según la información aportada por el agente

generador, para cada isla y central. Posteriormente se ha

considerado la potencia disponible existente en cada

sistema teniendo en cuenta el fallo del grupo mayor en

cada caso.

Régimen especial

En la previsión de la potencia disponible del régimen

especial se ha tomado la referencia del documento de

Planificación, ya que corresponde con la información propia

de la CNE, considerándose una potencia media entregada al

sistema en torno al 35% de la instalada, debido al

autoconsumo de los cogeneradores y al bajo número de

horas de utilización de los equipos de energías renovables.

Esta potencia media varía desde un 34% en el año 2002

hasta un 38% en 2006, como consecuencia de una previsión

mayor de número de horas de utilización a partir del año

2005 para la cogeneración, la biomasa y los residuos.

Con ello, la potencia media entregada por tecnología

considerada en el caso de la cogeneración pasaría de un

41% en el año 2002 a un 52% en el año 2006. Para las

tecnologías no térmicas se ha considerado el mismo

nivel de funcionamiento en todo el período, el 11% en

las instalaciones solares, el 24%4 en los parques eólicos y

el 33% en las centrales hidráulicas. En las plantas de

biomasa, la potencia entregada pasaría de un 50% en 2002

al 80% en 2006; y en las de residuos, de un 54% en 2002 a

un 78% en 2006.

4.2.6. Actualización con datos provisionales de

cierre de 2002

La potencia instalada peninsular en régimen ordinario a

final de 2002, sin incluir la introducción de ciclos

combinados, ha sido de 44.181MW, valor ligeramente

superior de potencia instalada y operativa a la previsión

para dicho año.

La potencia instalada en régimen especial peninsular a

finales de 2002 ha sido de 11.704, valor ligeramente

141

4 Hay que tener en cuenta que estos porcentajes corresponden apotencia media entregada de todas las instalaciones existentes afinal de cada año. Por tanto, el porcentaje recoge la potenciadisponible a nivel anual tanto de instalaciones existentes alcomienzo del año como de nuevas incorporaciones a lo largo delaño y, por tanto, es un poco más bajo de lo que correspondería auna instalación analizada por separado, especialmente en laenergía eólica, donde las incorporaciones son más significativas.

Figura 4.2.23. Potencia instalada a 31 de diciembre de 2002

(MW) Potencia peninsular Potencia extrapeninsular Potencia total

Hidráulica 16.586 1 16.587

Nuclear 7.816 — 7.816

Carbon 11.565 510 12.075

Fuel/gas* 8.214 2.630 10.845

Ciclos combinados 2.794 — 2.794

Total régimen ordinario 46.975 3.141 50.116

Total régimen especial 11.704 214 11.918

Total 58.679 3.355 62.034

* Incluye ciclos combinados

Fuente: REE

inferior al considerado en el documento de Planificación

del Ministerio y en la previsión realizada por la CNE.

La potencia instalada en régimen ordinario y especial

extrapeninsular ha sido de 3.141MW y 214MW

respectivamente; en ambos casos ha sido inferior a la

prevista.

En la figura 4.2.23 se recoge la distribución de la

potencia instalada a 31 de diciembre de 2002.

4.3. Previsión de la oferta de producción deenergía eléctrica asociada a los cicloscombinados

La oferta de producción de energía eléctrica asociada a

los nuevos ciclos combinados está sujeta a la libre

decisión empresarial de sus promotores, por lo que su

incorporación al sistema está condicionada en plazo y

efectividad a las libres decisiones privadas.

Por ello, la mejor estimación sobre la incorporación de

nuevos ciclos combinados hay que buscarla en la

información aportada por sus promotores, puesto que son

éstos los que en base a sus decisiones de inversión

conformarán el parque español futuro de producción de

energía eléctrica.

La oferta de generación eléctrica según

la información aportada por los promotores

de los ciclos combinados

A continuación se describe la oferta de producción

eléctrica asociada a los ciclos combinados según la

información recibida de los promotores de los mismos

para la elaboración de este informe. También se ha tenido

en cuenta la información aportada por los promotores para

los informes de seguimiento de las infraestructuras

referidas en el informe marco sobre la demanda de

energía eléctrica, y de gas natural y su cobertura,

actualizada a septiembre de 2002. Además se ha incluido

la información disponible sobre contratos de acceso al

sistema gasista firmados por los promotores de los ciclos

combinados hasta mediados de septiembre.

En este apartado únicamente se recogen las previsiones de

los promotores de instalar ciclos combinados en el

territorio peninsular. En primer lugar, se enumera cada uno

de los proyectos por separado, con información relativa a

los siguientes aspectos: información general y de puesta en

servicio, estado de las autorizaciones administrativas,

acceso al sistema de transporte de gas natural,

combustibles alternativos, servicios complementarios y

restricciones. Para su enumeración se han agrupado por

promotores, puesto que las características de los grupos de

un mismo promotor suelen ser semejantes. Se citan

únicamente las centrales cuya fecha de entrada en

operación comercial está prevista a partir de diciembre de

2002 (las que han entrado en operación comercial se

describen en el apartado 2.3) hasta 2006. Al final se

presenta una tabla resumen con las características

principales de cada uno de los ciclos.

AES Energía Cartagena S.R.L.

CENTRAL DE ESCOMBRERAS (MURCIA)

Información general y de puesta en servicio

Constará de tres grupos de 400 MW de potencia. La fecha

de entrada en funcionamiento comercial está prevista para

marzo de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con todos los permisos necesarios para empezar la

construcción de la planta.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se han firmado los correspondientes contratos de acceso

al sistema gasista.

142

Combustibles alternativos

Cuenta con la posibilidad de consumir otro combustible

alternativo.

Servicios complementarios

Contempla la posibilidad de prestar servicios de regulación

de tensiones, y generación y absorción de potencia reactiva.

Bahía de Bizkaia Electricidad S.L. (BBE)

CENTRAL DEL PUERTO DE BILBAO

Información general y de puesta en servicio

Constará de dos grupos de 400 MW de potencia. En enero

de 2001 comenzó su construcción y su explotación

comercial está prevista para diciembre de 2002.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la declaración de impacto ambiental y la

autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se han firmado los correspondientes contratos de acceso

al sistema gasista.

Combustibles alternativos

El proyecto no tiene previsto utilizar combustibles

alternativos al gas natural.

Servicios complementarios

Los servicios que pueden ser aportados por la planta de

BBE serán los que normalmente se ofrecen por plantas,

que utilizan la tecnología de ciclos combinados.

Bizkaia Energía S.L.

CENTRAL DE AMOREBIETA (VIZCAYA)

Información general y de puesta en servicio

Constará de dos grupos de 400 MW de potencia. La

previsión actual de puesta en servicio de la central es para

octubre de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la declaración de impacto ambiental y la

autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se han firmado los correspondientes contratos de acceso

al sistema gasista.

Combustibles alternativos

No tiene previsto el uso de combustibles alternativos al

gas natural.

Servicios complementarios

Se prevé que los servicios auxiliares aportados sean muy

similares a los de otras plantas de ciclo combinado.

Edison Mission Energy

CENTRAL DE MENUZA (ZARAGOZA)

Información general y de puesta en servicio

Constará de un grupo de 400 MW de potencia. La fecha

de entrada en operación comercial está prevista para enero

de 2006.

143

Estado de las autorizaciones administrativas

Aún no tiene aprobada la declaración de impacto ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Aún no se ha firmado contrato de acceso a la red de gas

natural.

Combustibles alternativos

No se ha determinado aún si la planta va a contar o no

con diesel como combustible alternativo.

Servicios complementarios

No se ha finalizado esta estimación.

Electrabel España S.A.

En ambos proyectos las especificaciones sobre combustibles

alternativos y servicios complementarios son similares:

Combustibles alternativos

Excepcionalmente, en casos especiales podrá usar gasóleo C.

Servicios complementarios

La central podrá aportar servicios de regulación, y

capacidad de generación y absorción de potencia reactiva.

No obstante, el grado de esta aportación estará sujeto a, y

condicionado por, los eventuales acuerdos a los que sobre

este tema se lleguen con el operador del sistema.

CENTRAL DE CASTELNOU (TERUEL)

Información general y de puesta en servicio

La central tendrá una potencia nominal instalada de 800

MW. Se prevé iniciar la explotación comercial en junio de

2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la declaración de impacto ambiental y la

autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No se ha realizado aún la firma del contrato de reserva de

capacidad.

CENTRAL DE MORATA DE TAJUÑA (MADRID)

Información general y de puesta en servicio

La central tendrá una potencia nominal instalada de 1200

MW. Se prevé iniciar la explotación comercial en junio de

2006.

Estado de las autorizaciones administrativas

Aún no cuenta con la declaración de impacto ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No se ha realizado aún la firma del contrato de reserva de

capacidad.

Endesa Generación

Los ciclos combinados de Endesa tienen en común los

aspectos relativos a la prestación de servicios

complementarios, por lo que se han incluido previamente

a la explicación particular de cada uno de los proyectos.

Servicios complementarios

Los nuevos grupos serán capaces de prestar los servicios

complementarios obligatorios (regulación primaria y

control de tensiones) de acuerdo con los requisitos

existentes en la actualidad, y podrán participar en los

mercados utilizados para la asignación de los restantes

servicios (reserva): regulación secundaria o terciaria, y

144

desvíos. En relación con el control de tensiones, en

concreto, se están dimensionando las máquinas para que

sea posible la oferta adicional respecto a los requisitos

obligatorios, especialmente en lo que respecta a la

generación de potencia reactiva.

CENTRAL DE TARRAGONA I

Información general y de puesta en servicio

Constará de un grupo de 400 MW de potencia. La fecha

de puesta en servicio de la central está prevista para julio

de 2003.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la declaración de impacto ambiental y está

tramitando la autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se han firmado los correspondientes contratos de acceso

al sistema gasista.

Combustibles alternativos

Cuenta con la posibilidad de consumir otro combustible

alternativo, quedando su uso limitado a un máximo de 15

días seguidos y de 45 días al año.

CENTRAL DE COLÓN (HUELVA)

Información general y de puesta en servicio

Constará de un grupo de 380 MW de potencia. La fecha

de puesta en servicio de la central está prevista para el

primer trimestre de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Se encuentra en proceso de tramitación de la declaración de

impacto ambiental y la autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se han firmado los correspondientes contratos de acceso

al sistema gasista.

Combustibles alternativos

No está determinado el empleo de un combustible

alternativo.

CENTRAL DE PUENTES (GALICIA)

Información general y de puesta en servicio

Constará de dos grupos de 400 MW de potencia. La fecha de

puesta en servicio de la central está prevista para 2005-2006.

Estado de las autorizaciones administrativas

No cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental.

Combustibles alternativos

No está determinado el empleo de un combustible

alternativo.

Energía y Gas de Huelva, S.A.

CENTRAL PALOS DE LA FRONTERA (HUELVA)

Información general y de puesta en servicio

La central tendrá una potencia nominal instalada de 1200

MW. La fecha de puesta en servicio sería a lo largo de

2006, siempre que las autorizaciones administrativas del

complejo de planta de regasificación y ciclos combinados

permitiesen empezar la construcción en 2003.

Estado de las autorizaciones administrativas

Ha concluido el trámite de información pública y está

pendiente la remisión del expediente completo al

145

Ministerio de Medio Ambiente para la formulación de la

Declaración de Impacto Ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No se ha firmado contrato de acceso al sistema gasista.

Combustibles alternativos

No está previsto.

Gas Natural SDG

Siguiendo el mismo esquema que en casos anteriores,

se incluyen previamente los apartados relativos a la

provisión de combustibles alternativos y a la

prestación de servicios complementarios, por ser

similares para los cuatro proyectos de Gas Natural

SDG.

Combustibles alternativos

Los proyectos de generación eléctrica de Gas Natural

están diseñados para utilizar gasoil como combustible

alternativo para un funcionamiento esporádico durante

períodos de interrupción del combustible principal: gas

natural. La Secretaría General del Medio Ambiente ha

establecido la condición de que el funcionamiento con

gasoil no supera los cinco días consecutivos, con un

máximo anual de veinte días.

Servicios complementarios

Los proyectos están dotados del equipamiento necesario

para la participación en todos los servicios

complementarios obligatorios y potestativos establecidos

actualmente en el mercado eléctrico español.

Adicionalmente, estará preparado para permitir a las

plantas cumplir los requerimientos para el servicio

complementario de control de tensiones, actualmente en

desarrollo.

CENTRAL DE ARRÚBAL (LA RIOJA)

Información general y de puesta en servicio

Consta de dos grupos de 400 MW. La fecha más probable

de su entrada en operación comercial está prevista para

octubre de 2004.

Estado de las autorizaciones administrativas

No cuenta aún con la declaración de impacto ambiental ni

la autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Firmado el contrato de acceso al sistema gasista.

CENTRAL DE PLANA DEL VENT (TARRAGONA)

Información general y de puesta en servicio

Consta de dos grupos de 400 MW. La fecha más probable

de su entrada en operación comercial está prevista para

abril de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

No cuenta aún con la declaración de impacto ambiental ni

la autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Firmado el contrato de acceso al sistema gasista.

Hidroeléctrica del Cantábrico, S.A.

Los proyectos de las nuevas instalaciones de ciclos

combinados de Hidroeléctrica del Cantábrico tienen en

común los aspectos relativos a la provisión de

combustibles alternativos y a la prestación de servicios

complementarios, por lo que se han incluido previamente

a la explicación particular de cada uno de los proyectos.

146

Combustibles alternativos

Está previsto que las centrales térmicas de ciclo combinado

utilicen gasoil como combustible alternativo, quedando su uso

limitado a las condiciones que especifiquen en su momento las

respectivas declaraciones de Impacto Ambiental.

Servicios complementarios

Las nuevas centrales están preparadas para prestar

servicios complementarios, y participarán en los servicios

de regulación en aquellos momentos en los que su

participación sea rentable económicamente.

CENTRAL DE SOTO DE RIBERA 4 (ASTURIAS)

Información general y de puesta en servicio

Constará de un grupo de 400 MW de potencia. El inicio

de operación está previsto para julio de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Se encuentra en proceso de tramitación de la Declaración de

Impacto Ambiental y la Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No dispone de contratos de acceso.

CENTRAL DE CASTEJÓN 2 (NAVARRA)

Información general y de puesta en servicio

Constará de un grupo de 400 MW de potencia. La fecha

prevista para el comienzo de su operación comercial es

enero de 2006.

Estado de las autorizaciones administrativas

Se encuentra en proceso de tramitación de la Declaración de

Impacto Ambiental y la Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No dispone de contratos de acceso.

CENTRAL DE CÁDIZ (CÁDIZ)

Información general y de puesta en servicio

Constará de un grupo de 400 MW de potencia. El inicio

de operación está previsto para julio de 2006.

Estado de las autorizaciones administrativas

Se encuentra en proceso de tramitación de la Declaración de

Impacto Ambiental y la Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No dispone de contratos de acceso.

Iberdrola Generación

Los proyectos de las nuevas instalaciones de ciclos

combinados de Iberdrola tienen en común los aspectos

relativos a la provisión de combustibles alternativos y a la

prestación de servicios complementarios, por lo que se

han incluido previamente a la explicación particular de

cada uno de los proyectos.

Combustibles alternativos

Las instalaciones cuentan con la posibilidad de consumir

otro combustible almacenable: gasoil. Se indica que su

logística de compra y abastecimiento es independiente de

la propia del gas natural, lo que asegura para cortos

períodos de tiempo el uso de un combustible alternativo

que garantice el funcionamiento de la central.

Servicios complementarios

Capaz de regular de forma continua su potencia activa

en toda su gama de carga, y de generar y absorber

147

potencia reactiva en sus zonas geográficas de

influencia, asegurando su aportación para la correcta

regulación de la tensión en los nudos principales de la

red cercana.

CENTRAL DE CASTEJÓN (NAVARRA)

Información general y de puesta en servicio

La potencia instalada será de 400 MW. En marzo de 2001

comenzó su construcción y su explotación comercial está

prevista para abril de 2003.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y la

Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha firmado el contrato de acceso a la red.

CENTRAL DE TARRAGONA

Información general y de puesta en servicio

La potencia instalada será de 400 MW. El comienzo de la

explotación comercial está previsto para julio de 2003. La

propiedad de la central se reparte al 50% entre Iberdrola y

RWE a través de la empresa Tarragona Power, creada al

efecto.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la declaración de impacto ambiental y está

pendiente la autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha firmado contrato de acceso a la red.

CENTRAL DE SANTURCE (VIZCAYA)

Información general y de puesta en servicio

Consta de una potencia proyectada de 400 MW. El

comienzo de la explotación comercial está previsto para

agosto de 2004.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y la

Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha firmado contrato de acceso a la red.

CENTRAL ARCOS DE LA FRONTERA (CÁDIZ)

Información general y de puesta en servicio

Constará de dos grupos de 400 MW de potencia. La fecha

de puesta en servicio de la central está prevista para

octubre de 2004.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la declaración de impacto ambiental y la

autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha firmado contrato de acceso a la red.

CENTRAL DE ACECA (TOLEDO)

Información general y de puesta en servicio

La potencia instalada será de 400 MW. El comienzo de la

explotación comercial está previsto para enero de 2005.

148

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y está

pendiente la Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha firmado contrato de acceso a la red.

CENTRAL DE ESCOMBRERAS (MURCIA)

Información general y de puesta en servicio

La potencia instalada será de 800 MW. El comienzo de la

explotación comercial está previsto para julio de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y la

Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha firmado contrato de acceso a la red.

CENTRAL ARCOS DE LA FRONTERA B (CÁDIZ)

Información general y de puesta en servicio

Constará de dos grupos de 400 MW de potencia. La fecha

de puesta en servicio de la central está prevista para junio

de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la declaración de impacto ambiental y está

pendiente la autorización administrativa previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No se ha firmado contrato de acceso a la red.

CENTRAL CASTELLÓN B (CASTELLÓN)

Información general y de puesta en servicio

La potencia instalada será de 800 MW. El comienzo de la

explotación comercial está previsto para enero de 2006.

Estado de las autorizaciones administrativas

Actualmente se encuentra en trámite de Información Pública.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No se ha firmado contrato de acceso a la red.

Intergen

CENTRAL DE CATADAU (VALENCIA)

Información general y de puesta en servicio

Constará de tres grupos de 400 MW de potencia. El

comienzo de la explotación comercial está previsto para

julio de 2006.

Estado de las autorizaciones administrativas

No dispone de la Declaración de Impacto Ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Aún no se ha firmado contrato de acceso a la red de gas

natural.

Combustibles alternativos

No se prevé la utilización de combustibles alternativos al

gas natural.

149

Servicios complementarios

La central tiene la posibilidad de proporcionar respuestas

de frecuencia primaria y secundaria al recibir instrucciones

del operador del sistema. No se suele utilizar típicamente

con este fin, sin embargo, puede participar y responder

ante los requisitos del operador del sistema hasta los

límites definidos por los fabricantes de los equipos.

Nueva Generadora del Sur, S.A.

CENTRAL DE SAN ROQUE (CÁDIZ)

Información general y de puesta en servicio

La central contará con la instalación de dos grupos de 400

MW cada uno. En agosto de 2002 comenzó la

construcción de ambos grupos, la explotación comercial

del primer grupo está prevista para julio de 2004 y la del

segundo, para octubre de 2004.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y la

Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha realizado la firma del contrato de acceso al sistema.

Combustibles alternativos

Se prevé el uso de gasóleo como combustible alternativo. La

previsión actual de uso de las nuevas unidades generadoras

con gasóleo es de un máximo de 60 días/año. La reducción

de potencia al usar este combustible se estima en un 10%.

Servicios complementarios

Las plantas presentan la posibilidad de aportar servicios

de regulación a la red, y capacidad de generación y

absorción de potencia reactiva.

Repsol YPF

CENTRAL DE ESCOMBRERAS (MURCIA)

Información general y de puesta en servicio

Contará con una potencia instalada de 1200 MW. La fecha

de comienzo de la operación comercial de la central está

prevista para marzo de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

La central cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental

y está pendiente la Declaración Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha realizado la firma del contrato de acceso al sistema.

Combustibles alternativos

El proyecto de la central contempla en su etapa actual

todas las instalaciones necesarias para el uso del gasóleo

A como combustible alternativo. El uso de dicho

combustible puede estar limitado, por un lado, por razones

medioambientales y, por otro, por razones económicas.

Servicios complementarios

En estudio.

Unión Fenosa

En todos los proyectos de Unión Fenosa las

especificaciones sobre combustibles alternativos y

servicios complementarios son similares.

Combustibles alternativos

Se prevé el uso de gasóleo como combustible alternativo.

La previsión actual de uso de las nuevas unidades

generadoras con gasóleo es de un máximo de 60 días/año.

150

La reducción de potencia al usar este combustible se

estima en un 10%.

Servicios complementarios

Las plantas presentan la posibilidad de aportar servicios

de regulación a la red, y capacidad de generación y

absorción de potencia reactiva.

CENTRAL DE ACECA (TOLEDO)

Información general y de puesta en servicio

La central tendrá una potencia nominal instalada de 400

MW. El inicio de operación de la central se prevé para

octubre de 2004.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y está

pendiente la Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha realizado la firma del contrato de reserva de

capacidad.

CENTRAL DE PALOS DE LA FRONTERA

(HUELVA)

Información general y de puesta en servicio

La central contará con la instalación de dos grupos de 400

MW cada uno. El inicio de operación de uno de los

grupos está prevista para diciembre de 2004 y el del otro

para marzo de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y con la

Autorización Administrativa Previa.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha realizado la firma del contrato de reserva de

capacidad.

CENTRAL DE SABÓN (LA CORUÑA)

Información general y de puesta en servicio

La central contará con la instalación de dos grupos de 400

MW cada uno. El inicio de operación de uno de los

grupos está previsto para junio de 2005 y el del otro para

septiembre de 2005.

Estado de las autorizaciones administrativas

Aún no cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha realizado la firma del contrato de reserva de

capacidad.

CENTRAL DE OSERA DEL EBRO (ZARAGOZA)

Información general y de puesta en servicio

La central contará con la instalación de dos grupos de 400

MW cada uno. El inicio de operación de uno de los

grupos está previsto para septiembre de 2005 y el del otro

para enero de 2006. Existe la posibilidad de que Unión

Fenosa sustituya esta central por otra similar en Arcos de

la Frontera.

Estado de las autorizaciones administrativas

Cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental y está

pendiente la Autorización Administrativa Previa

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha realizado la firma del contrato de acceso.

151

CENTRAL DE SAGUNTO (VALENCIA)

Información general y de puesta en servicio

La central contará con la instalación de tres grupos de 400

MW cada uno. El inicio de operación del primero de los

grupos está prevista para noviembre de 2005, el del segundo

durante el primer semestre del 2006 y el último, en el período

comprendido entre octubre de 2007 y marzo de 2008, por lo

que queda fuera del período de estudio considerado.

Estado de las autorizaciones administrativas

Aún no cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

Se ha realizado la firma del contrato de reserva de capacidad.

Viesgo (Grupo Enel)

En todos los dos proyectos que está estudiando Viesgo, las

especificaciones sobre combustibles alternativos y

servicios complementarios son similares.

Combustibles alternativos

Se prevé el uso de gasóleo como combustible auxiliar,

sólo para un caso de fallo en el suministro de gas.

Servicios complementarios

Las plantas presentan la posibilidad de aportar todo tipo

de servicios cuando entren en funcionamiento, según las

condiciones del mercado.

CENTRAL DE SAN ROQUE (CADIZ)

Información general y de puesta en servicio

La central tendrá una potencia nominal de 700-800 MW.

Se estima el inicio de la operación comercial para el año

2006, dependiendo fuertemente de la tramitación de

permisos, especialmente la Declaración de Impacto

Ambiental.

Estado de las autorizaciones administrativas

Aún no cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No se ha realizado firma del contrato de reserva de

capacidad.

CENTRAL DE ESCATRÓN (ZARAGOZA)

Información general y de puesta en servicio

La central tendrá una potencia nominal de 700-800 MW.

Se estima el inicio de la operación comercial para el año

2006, dependiendo fuertemente de la tramitación de

permisos, especialmente de la Declaración de Impacto

Ambiental.

Estado de las autorizaciones administrativas

Aún no cuenta con la Declaración de Impacto Ambiental.

Acceso al sistema de transporte de gas natural

No se ha realizado firma del contrato de reserva de

capacidad.

152

153

Figura 4.3.1. Estado de los proyectos de construcción de las centrales de producción de energía eléctrica de ciclocombinado de gas

Potencia Operación Contrato de Combustiblenominal comercial Autorización acceso a la alternativo

Central Propietarios (MW) prevista administrativa red de gas Combust. (días/período)

Fecha de inicio de operación comercial en diciembre de 2002Puerto de Bilbao Bahía de Bizkaia Electricidad S.L. 800 4T 2002 Aprobado Firmado No

Fecha de inicio de operación comercial durante 2003

Castejón Iberdrola 400 2T 2003 Aprobado Firmado Gasoil

Tarragona Tarragona Power (Iberd.–RWE) 400 3T 2003 No Firmado Gasoil

Tarragona Grupo Endesa 400 3T 2003 No Firmado Sí (15, 45 días/año)

Fecha de inicio de operación comercial durante 2004

San Roque Nueva Generadora del Sur 800 3T y 4T 2004 Aprobado Firmado Gasoil (60/año)

Santurce Iberdrola 400 3T 2004 Aprobado Firmado Gasoil

Arrubal Gas Natural 800 4T 2004 No Firmado Gasoil (5/mes, 20/año)

Arcos de la Frontera A Iberdrola 800 4T 2004 Aprobado Firmado Gasoil

Aceca Unión Fenosa 400 4T 2004 No Firmado Gasoil (60/año)

Palos de la Frontera I Unión Fenosa 400 4T 2004 Aprobado Firmado Gasoil (60/año)

Fecha de inicio de operación comercial durante 2005

Aceca Iberdrola 400 1T 2005 No Firmado Gasoil

Escombreras Repsol YPF 1200 1T 2005 No Firmado Gasóleo A

Escombreras AES Energía, SRL 1200 1T 2005 Aprobado Firmado Gasoil

Palos de la Frontera II Unión Fenosa 400 1T 2005 Aprobado Firmado Gasoil (60/año)

Colón Endesa 380 1T 2005 No Firmado No determinado

Plana del Vent Gas Natural 800 2T 2005 No Firmado Gasoil (5/mes, 20/año)

Arcos de la Frontera B Iberdrola 800 2T 2005 No No Gasoil

Castelnou Electrabel 800 2T 2005 Aprobado No Gasóleo C

Sabón Unión Fenosa 800 2T y 3T 2005 No Firmado Gasoil (60/año)

Escombreras Iberdrola 800 3T 2005 Aprobado Firmado Gasoil

Soto de Ribera 4 Hidroeléctrica del Cantábrico 400 3T 2005 No No Gasoil

Osera del Ebro I Unión Fenosa 400 3T 2005 No Firmado Gasoil

Amorebieta Bizkaia Energia 800 4T 2005 Aprobado Firmado No

Sagunto I Unión Fenosa 400 4T 2005 No Firmado Gasoil (60/año)

Fecha de inicio de operación comercial durante 2006

Menuza Edison Mission Energy 400 1T 2006 No No No determinado

Castejón 2 Hidroeléctrica del Cantábrico 400 1T 2006 No No Gasoil

Puentes Endesa 400 2005-2006 No No determinado

Osera del Ebro II Unión Fenosa 400 1T 2006 No Firmado Gasoil

Sagunto II Unión Fenosa 400 1S 2006 No Firmado Gasoil (60/año)

Castellón B Iberdrola 800 1T 2006 No No Gasoil

San Roque Viesgo 700-800 2006 No No Gasóleo

Morata de Tajuña Electrabel 1200 2T 2006 No No Gasóleo C

Escatrón Viesgo 700-800 2006 No No Gasóleo C

Palos de la Frontera Energía y Gas de Huelva 1200 2006 No No No

Catadau Intergen 1200 3T 2006 No No No

Cádiz Hidroeléctrica del Cantábrico 400 3T 2006 No No Gasoil

Fuente: promotores CCGT y CNE

4.3.2. Escenarios de ciclos combinados

considerados

A continuación se describen los escenarios de ciclos

combinados considerados en los distintos capítulos del

presente informe y los criterios asociados:

Escenarios del gestor técnico del sistema eléctrico

El operador del sistema eléctrico ha determinado cuatro

sendas de nueva potencia necesaria para cada año. El

criterio establecido responde a las necesidades de

potencia del sistema para cubrir la demanda con un

margen de reserva mínimo del 10% en cada uno de los

años, teniendo en cuenta unas hipótesis de bajas de

equipo actualmente en servicio. Se han considerado las

siguientes sendas de crecimiento de demanda distintas:

3% (escenario inferior), 3,3% (escenario central) y 3,5%

(escenario superior). Además, se añade una última senda

que corresponde a la hipótesis de mayor crecimiento

económico y temperatura desfavorable (extremo

superior).

Escenario del Gestor Técnico del sistema gasista

El gestor técnico del sistema gasista ha realizado la

previsión de instalación de ciclos combinados que se

muestran en las figuras siguientes:

154

Figura 4.3.2. Previsión de nueva potencia. Ciclos combinados (MW)

2002 Nº 2003 Nº 2004 Nº 2005 Nº 2006 Nº

Extremo superior 2800 7 4800 12 8800 22 10800 27 12200 31

Superior 2800 7 4800 12 8800 22 10000 25 11200 28

Central 2800 7 4800 12 8000 22 8800 22 10000 25

Inferior 2800 7 4800 12 7200 18 8000 20 8400 21

Fuente: REE

Figura 4.3.3. Número de grupos de ciclos combinados (400 MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Andalucía 2 2 5 10 12

Aragón

Asturias

Cantabria 2

Castilla-La Mancha 1 2 2

Castilla y León

Cataluña 2 4 4 6 6

Comunidad Valenciana 2 2 2 5 5

Extremadura

Galicia 2 4

La Rioja 2 2 2

Madrid 3

Murcia 3 8 8

Navarra 1 2 2 2 2

País Vasco 2 3 5 5

Total 7 12 22 42 51

Fuente: ENAGAS, S.A.

Escenarios de la CNE

La Comisión ha elaborado cuatro escenarios de posible

implantación de ciclos combinados con la siguiente

información:

• Información aportada por los promotores sobre la fecha

de puesta en marcha de sus ciclos combinados, que

puede ser un intervalo o una fecha concreta.

• Información de los contratos de ATR firmados por los

transportistas con los CCGT, caracterizados por una ventana

para el inicio de período de pruebas, y con un período de

pruebas con una duración máxima de 165 días (5,5 meses).

Con el análisis de la información anterior se han obtenido

los siguientes escenarios: escenario alto, escenario medio,

escenario bajo y escenario probable de los ciclos con

autorización administrativa y/o contrato de acceso a la

red gasista. En los tres primeros se han incluido todos los

ciclos para los que los promotores han dado una fecha de

puesta en marcha en el intervalo de tiempo 2002-2006 y

la diferencia entre ellos es que en el escenario alto la

fecha de puesta en marcha es la fecha más cercana en el

tiempo, en el medio es el central y en el bajo la más

alejada en el tiempo. Por último, el escenario probable de

los ciclos con autorización administrativa y/o contrato de

acceso incluye solamente los ciclos que disponen en la

actualidad de autorización administrativa y/o contrato de

acceso a la infraestructura gasista, y considera como

fecha de puesta en marcha la más probable.

A continuación, se explican con más detalle los criterios

que definen cada escenario.

• Escenario alto:

— CCGT con Contrato ATR firmado con Enagás, S.A.:

se considera que el ciclo empieza su operación

comercial en la fecha de inicio de la ventana de

pruebas más cinco meses y medio (período de pruebas

máximo firmado por contrato). En el caso de que la

fecha estimada por los promotores esté comprendida

entre el inicio de la de la ventana de pruebas y la fecha

anterior, se tomará esta fecha dada por el promotor

como fecha de comienzo de la operación comercial.

— CCGT sin Contrato ATR firmado: se considera que

el ciclo empieza su operación comercial en la fecha

de inicio del intervalo dado por el promotor como

inicio de la operación comercial (si no existe

intervalo se toma la fecha dada por el promotor).

• Escenario medio:

— CCGT con Contrato ATR firmado con Enagás, S.A.:

se considera que el ciclo empieza su operación

comercial a partir de la mitad del intervalo señalado

por el promotor para su puesta en marcha (si no existe

intervalo se toma la fecha dada por el promotor). En el

caso de que esta fecha sea anterior al comienzo de la

ventana de pruebas se tomará como fecha de inicio de

operación comercial la fecha de inicio de la ventana

de pruebas más cinco meses y medio.

— CCGT sin Contrato ATR firmado: se considera que

el ciclo empieza su operación comercial en la fecha

de la mitad del intervalo dado por el promotor como

inicio de la operación comercial (si no existe

intervalo se toma la fecha dada por el promotor).

• Escenario bajo:

— CCGT con Contrato ATR firmado con Enagás, S.A.:

se considera que el ciclo empieza su operación

comercial en la fecha final de la ventana de inicio

de pruebas más 5,5 meses. En el caso de que dicha

fecha sea anterior a la fecha estimada por los

promotores se tomará la fecha dada por el promotor

como comienzo de la operación comercial.

— CCGT sin Contrato ATR firmado: se considera que el

ciclo empieza su operación comercial en la fecha de

final del intervalo dado por el promotor como inicio

155

de la operación comercial (en el caso de no existir

intervalo se toma la fecha declarada por el promotor).

• Escenario más probable de incorporación de CCGT con

contrato y/o autorización administrativa;

— Se basa en el escenario medio de incorporación de

grupos indicado por los promotores de CCGT, pero

considerando sólo aquellas centrales que disponen de

contrato de ATR para las instalaciones de gas firmado

en la actualidad y/o las centrales que han obtenido la

autorización administrativa actualmente.

4.3.3. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

Dada la preocupación por los posibles retrasos en la

incorporación de los ciclos combinados, la Comisión

Nacional de Energía solicitó a los promotores, con fecha

15 de noviembre, la confirmación de las fechas estimadas

como probables de entrada para su operación comercial.

En la figura 4.3.8 se recogen solamente aquéllas que han

sufrido alguna modificación respecto a la previsión inicial

mostrada en la figura 4.3.1.

Además, se ha recibido información relativa a dos nuevos

ciclos combinados cuyo promotor es Gas Natural y que

tienen firmados contratos de acceso a la red gasista:

• CCGT de Paracuellos del Jarama:

Constará de dos grupos de 400 MW y se estima que

podría entrar en operación en mayo de 2005.

• CCGT de Málaga:

Constará de un grupo de 400 MW y se estima que

podría entrar en operación en mayo de 2005.

156

Figura 4.3.4. Escenario alto de ciclos (nº de grupos de 400MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Alto 9 12 25 47 68

Fuente: CNE

Figura 4.3.5. Escenario medio de ciclos (nº de grupos de 400MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Medio 9 12 21 45 68

Fuente: CNE

Figura 4.3.6. Escenario bajo de ciclos (nº de grupos de 400MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Bajo 7 11 17 41 68

Fuente: CNE

Figura 4.3.7. Escenario probable de ciclos con contrato y/o autorización administrativa (nº de grupos de 400MW)

2002 2003 2004 2005 2006

Probable ciclos AA y/o contrato 9 12 21 42 44

Fuente: CNE

También se ha recibido información del ciclo de Martorell

(400MW) en Barcelona, cuyo promotor es Eléctrica del

Baix de Llobregat y que previsiblemente entrará en

operación en 2005. Este ciclo todavía no ha firmado

contrato de acceso a la red gasista ni ha solicitado la

autorización administrativa.

Como puede comprobarse a cierre de 2002, se han dado

de alta los siguientes grupos de ciclo combinado:

• San Roque (Gas Natural, 397MW).

• San Roque (Endesa, 397MW).

• Besós (Gas Natural, 400MW).

• Besós (Endesa, 400MW).

• Castellón (Iberdrola, 8010MW).

• Castejón (Hidrocantábrico, 400MW).

El ciclo de Bilbao de BBE comenzó las pruebas en 2002,

pero no entrará en operación hasta el 2003, según la

última información facilitada por el promotor.

157

Figura 4.3.8. Modificación en las fechas de puesta en operación de CCGT respecto a la figura 4.3.15

Fecha probablePromotor Localización Nº de grupos Inf. Marco 2002 Fecha promotor

(400MW) (Figura 4.3.1.) noviembre 2002

Retrasos

BBE Bilbao 2 14-12-02 31-3-03

Endesa Tarragona 1 29-07-03 15-10-03

Tarragona 1 01-07-03 01-12-03

Iberdrola Castellón B 2 30-6-06 1-10-06

Escombreras (Murcia) 2 01-07-05 1-10-05

Escombreras 1er grupo 1 1-3-05 1-6-05

Repsol-YPF Escombreras 2º grupo 1 1-3-05 15-8-05

Escombreras 3er grupo 1 1-3-05 1-11-05

Palos de la Frontera I (Cádiz) 1 30-12-04 30-01-05

Palos de la Frontera II (Cádiz) 1 30-3-2005 30-4-2005

Aceca (Toledo) 1 30-10-2004 31-7-2005

Sabón I (La Coruña) 1 30-6-2005 30-9-2005

Unión Fenosa Sabón II (La Coruña) 1 30-9-2005 30-11-2005

Sagunto I (Valencia) 1 30-11-2005 15-3-2006

Sagunto II (Valencia) 1 15-3-2006 15-5-2006

Osera del Ebro I (Zaragoza) 1 30-9-2005 30-11-2006

Osera del Ebro II (Zaragoza) 1 30-11-2006 30-1-2007

Adelantos

Iberdrola Arcos de la Frontera B (Cádiz) 2 1-6-2005 1-4-2005

NGS San Roque I (Cádiz) 1 15-07-04 15-6-04

San Roque II (Cádiz) 1 15-10-04 15-9-04

Fuente: CNE

5 Sólo se muestran aquellas centrales que han sufridomodificaciones en sus fechas respecto a la figura 4.3.1.

En los capítulos precedentes se ha descrito la previsión de

la demanda y de la oferta de energía para cada uno de los

sectores. En este capítulo se analiza la cobertura de la

demanda sin considerar influencia alguna de la red; esto

es, con red infinita. En el siguiente epígrafe se examina el

comportamiento de la misma y las restricciones que puede

imponer a la cobertura de la demanda.

5.1. La cobertura de la demanda de gas natural

A partir de los escenarios de previsión de la demanda y de

la oferta de gas descritos en apartados anteriores, a

continuación se analizan para el período 2002-2006 los

balances de oferta-demanda de gas de cada año para

determinar el grado de cobertura previsto sin tener en

cuenta las posibles restricciones derivadas de la

infraestructura gasista.

En general, no se observan problemas de cobertura de la

demanda para el próximo quinquenio, salvo un ligero

déficit de oferta para cubrir la demanda en el escenario

superior en los dos últimos años del período analizado.

El primer apartado muestra los balances de oferta-

demanda de gas en cada escenario. El segundo apartado

analiza los diversos aspectos y criterios sobre la seguridad

en la cobertura de la demanda de gas natural.

5.1.1. Balance oferta-demanda de gas

La figura 5.1.1 muestra los escenarios de previsión de la

demanda y de la oferta anual de gas desarrollados en los

capítulos anteriores y los consiguientes balances de

oferta-demanda para cada escenario.

En los años 2002, 2003 y 2004 la previsión de

oferta supera a la demanda entre el 2 y el 6% en el

escenario bajo y entre el 2 y el 12% en el superior.

Para los años 2005 y 2006 la oferta declarada

por los agentes supera a la demanda entre un 31 y

un 48% en el escenario inferior y entre un 22 y 34%

en el central.

Por el contrario, para los años 2005 y 2006, la previsión la

demanda en el escenario superior supera ligeramente, en

torno a un 3%, a la previsión de oferta de gas. La

incertidumbre asociada a este último escenario de

demanda y lo alejado de este período, para el cual no se

habrían cerrado todos los contratos, podrían explicar esta

situación.

5. La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red

159

Figura 5.1.1. Balance de oferta-demanda de gas natural

GWh 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda

Escenario inferior 248.411 298.452 329.025 341.059 352.911

Escenario central 248.613 313.916 342.959 366.586 388.800

Escenario superior 249.139 315.207 347.891 467.143 534.411

Oferta 253.969 319.977 369.316 447.738 520.643

Balance Oferta-demanda

Escenario inferior 5.558 21.525 40.291 106.679 167.732

Escenario central 5.357 6.061 26.357 81.153 131.843

Escenario superior 4.831 4.770 21.425 -19.404 -13.768

Fuente: CNE

La figura 5.1.2 muestra el grado de cobertura de la

demanda según el nivel de compromiso del

aprovisionamiento. Se observa que los contratos firmados

garantizan el suministro a un porcentaje muy alto de la

demanda, en el escenario central por encima del 90%.

El resto de la demanda se podría cubrir con los contratos

en curso de negociación, con nuevas aportaciones de los

comercializadores que vayan ganando cuota de mercado,

con las flexibilidades en las cantidades que permiten los

contratos, así como con nuevas ofertas de gas que puedan

poner a disposición del mercado de aprovisionamientos

los productores.

La figura 5.1.3 muestra la cobertura de la demanda por

mercados, liberalizado y regulado. La oferta del mercado

liberalizado cubriría un porcentaje muy elevado de la

demanda, superior al 70% desde el año 2003, y ya en el

160

Figura 5.1.2. Cobertura de la demanda de gas según el compromiso del aprovisionamiento

GWh 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda

Escenario inferior 248.411 298.452 329.025 341.059 352.911

Escenario central 248.613 313.916 342.959 366.586 388.800

Escenario superior 249.139 315.207 347.891 467.143 534.411

Oferta

Suministros comprometidos 253.969 299.476 317.710 351.673 387.328

Suministros en negociación 0 20.501 51.606 96.065 133.315

Cobertura con comprometidos

Escenario inferior 102% 100% 97% 103% 110%

Escenario central 102% 95% 93% 96% 100%

Escenario superior 102% 95% 91% 75% 72%

Fuente: CNE

Figura 5.1.3. Previsión de cobertura de la demanda con la oferta de los comercializadores

GWh 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda

Escenario inferior 248.411 298.452 329.025 341.059 352.911

Escenario central 248.613 313.916 342.959 366.586 388.800

Escenario superior 249.139 315.207 347.891 467.143 534.411

Oferta

Mercado liberalizado 144.677 230.975 294.770 379.738 459.643

Mercado regulado 109.292 89.002 74.546 68.000 61.000

Cobertura con M. liberalizado

Escenario inferior 58% 77% 90% 111% 130%

Escenario central 58% 74% 86% 104% 118%

Escenario superior 58% 73% 85% 81% 86%

Fuente: CNE

año 2006 los comercializadores esperan introducir gas

para cubrir el conjunto de la demanda en los escenarios

central e inferior.

El exceso de oferta indicado por el mercado liberalizado

es aún mayor, ya que no se destinaría al mercado en su

conjunto sino sólo a una parte de los consumidores

industriales, pues, según las informaciones recabadas, las

previsiones de venta de gas de los comercializadores se

dirigirían sobre todo hacia los consumidores industriales

conectados a las redes de presión superior a 4 bar1. Este

resultado muestra la incertidumbre en el cumplimiento de

expectativas de los comercializadores pero indica que

existe capacidad de oferta para penetrar en el mercado

regulado a lo largo del período.

Analizando la capacidad de acceso contratada por los

comercializadores, en la figura 5.1.4, se observa que

éstos todavía no han satisfecho sus necesidades de

reserva de capacidad para introducir los

aprovisionamientos previstos declarados. De nuevo, este

hecho viene a reflejar la incertidumbre acerca de la

penetración del mercado liberalizado, así como las

crecientes solicitudes de acceso para hacer frente a la

previsión de expectativas.

En todo caso, el desarrollo de un mercado del gas global

en el que participan los productores y los grandes

consumidores de gas, Unión Europea, Estados Unidos y

Japón, dotará al mercado de aprovisionamientos de

mayor agilidad y liquidez, introduciendo mayor

competencia en la oferta y dotando de una mayor

cobertura a la demanda, siempre y cuando la capacidad

de entrada al sistema gasista español no se encuentre

limitada.

5.1.2. La seguridad de suministro del sistema

gasista español

Los criterios para la seguridad en la cobertura de la

demanda de gas se examinan en tres grupos: la cobertura

de la demanda diaria punta, las necesidades de

almacenamiento y la diversificación de la oferta.

5.1.2.1. Cobertura de la demanda diaria punta-

índice de cobertura de puntas

La Comisión Europea recomienda que se tome como

política de seguridad de suministro la cobertura de una

demanda punta en temperaturas extremadamente bajas

que estadísticamente tengan lugar cada 20 años y/o un

invierno frío que estadísticamente tenga lugar cada 50

años.

Por otra parte, existen dos tipos de contingencias que

pueden ocasionar un fallo de suministro: en primer

lugar, la indisponibilidad de alguna de las instalaciones

de la infraestructura gasista, que se solucionaría

disponiendo de capacidad de transporte y de emisión

excedentaria; y, en segundo lugar, una interrupción

temporal de alguna de las principales fuentes de

importación de gas, que se solucionaría utilizando las

161

Figura 5.1.4. Comparación de la oferta de Gas Natural de los comercializadores frente a la capacidad contratada

2002 2003 2004 2005

Capacidad teórica contratada (GWh/año)(1) 202.448 232.310 238.685 311.193

Oferta mercado liberalizado (GWh/año) 144.677 230.975 293.862 379.738

Saldo (GWh/año) 57.771 1.335 -55.176 -68.545

(1) Se ha supuesto un factor de carga en plantas de GNL de 75% y un factor de carga en gasoductos de 95%.

Fuente: ENAGAS, S.A. comercializadores y CNE

1 Este supuesto podría alterarse tras las modificacionesintroducidas por el artículo 3 de la Orden ECO/2692/02, quepermite que se apliquen los peajes del grupo 2 a clientesindustriales conectados a redes de presión inferior a 4 bar.

reservas estratégicas y la capacidad de extracción en los

almacenamientos.

La probabilidad de que se produzca una situación de

demanda punta extrema y/o una contingencia de las

mencionadas permiten calcular el riesgo de fallo de

suministro, definir el nivel de riesgo máximo que el

sistema está dispuesto a asumir, así como la necesidad de

disponibilidad de infraestructuras.

Estas son las variables que se recogen en el índice de

cobertura que relacionan el valor de la demanda punta

diaria con la capacidad total de emisión diaria del sistema

—plantas de regasificación, conexiones internacionales y

almacenamientos— descontando un fallo fortuito de

alguna de las instalaciones.

Es conveniente establecer este índice de cobertura cuyo

valor podría considerarse de 1,1, en analogía con el

sector eléctrico y sin que ello signifique una

vinculación con las consideraciones que esta Comisión

pueda tener sobre este aspecto en el futuro. A partir de

este valor, en la figura 5.1.5 se indican las necesidades

teóricas de capacidad diaria de emisión del sistema

gasista para dar cobertura suficiente a las previsiones de

demanda punta en los diferentes escenarios de demanda

considerados.

5.1.2.2. Necesidad de almacenamientos asociados

a la demanda: reservas estratégicas y

almacenamiento operativo de GNL

En relación a las reservas estratégicas, el artículo 98 de la

Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de

Hidrocarburos establece que los transportistas y

comercializadores que incorporen gas al sistema deben

mantener unas existencias mínimas de seguridad

equivalentes a 35 días de sus ventas firmes. Para hacer

frente a esta obligación faltan por desarrollar los

siguientes aspectos:

• El Reglamento de Reservas Estratégicas, Seguridad del

Suministro y Diversificación de Existencias, que

determine la forma de contabilización de las existencias

de seguridad.

• La inspección y control de las obligaciones de

mantenimiento de dichas existencias.

• Clarificar el concepto de interrumpibilidad a efectos de

determinar el consumo que puede quedar exento del

mantenimiento de estas existencias de seguridad.

• Dónde y cómo se proporcionan los cinco días de

almacenamiento incluidos en el peaje conjunto de

162

Figura 5.1.5. Capacidad diaria de emisión teórica del sistema para cumplir un índice de cobertura de 1,1

GWh/día 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda punta del sistema

Escenario bajo 1.036 1.213 1.431 1.534 1.637

Escenario medio 1.072 1.213 1.449 1.897 1.982

Escenario alto 1.101 1.277 1.520 1.998 2.473

Capacidad necesaria (Ic = 1,1)

Escenario bajo 1.140 1.334 1.574 1.687 1.801

Escenario medio 1.179 1.334 1.594 2.087 2.180

Escenario alto 1.211 1.405 1.672 2.198 2.720

Fuente: CNE

transporte y distribución, ya que los gasoductos no llegan

a tener dos días de capacidad de almacenamiento.

En la figura 5.1.6 se indican, para cada año y para cada

escenario de demanda, las necesidades de almacenamiento

de gas para cumplir lo dispuesto en la citada Ley 34/1998,

en los dos supuestos contemplados para 35 días de ventas

firmes.

Para hacer frente a una suspensión temporal del

suministro, además de constituir reservas estratégicas, es

necesario que exista una capacidad de extracción

suficiente desde los almacenamientos y en los

gasoductos de conexión con los mismos, que permita

que las reservas sean operativas y puedan alcanzar los

puntos de consumo.

En la figura 5.1.7 se estima la capacidad de emisión

diaria mínima que han de tener los almacenamientos

estratégicos para hacer frente a una suspensión temporal

del suministro del mayor proveedor de gas natural.

En relación a las necesidades de almacenamiento

operativo de GNL, el Real Decreto 949/2001 incluye en el

peaje de regasificación el derecho a un almacenamiento

operativo equivalente a 10 días de la capacidad diaria

contratada2. A estos efectos, en la figura 5.1.8 se indican

las previsibles necesidades de almacenamiento de GNL

para el conjunto de plantas de regasificación en función

163

Figura 5.1.6. Estimación de las necesidades de existencias mínimas de seguridad

GWh 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda firme(1)

Escenario inferior 219.699 277.373 304.308 317.209 328.514

Escenario central 219.901 291.801 317.026 341.562 363.201

Escenario superior 220.427 293.092 321.958 442.119 508.812

Existencias de Seguridad (35 días)

Escenario inferior 21.067 26.597 29.180 30.417 31.501

Escenario central 21.086 27.981 30.400 32.753 34.827

Escenario superior 21.137 28.105 30.873 42.395 48.790

(1) Se estima como demanda firme, el total de la demanda prevista para cada escenario, descontando los suministros interrumpibles yla demanda de las centrales térmicas convencionales

Fuente: CNE

Figura 5.1.7. Estimación de la capacidad de emisión diaria mínima en los almacenamientos estratégicos parahacer frente a una interrupción temporal del suministro del mayor proveedor

GWh 2001 2002 2003 2004 2005

Fallo de suministro 123.484 129.804 111.985 119.093 145.140

GWh/día

Necesidad capacidad emisión mínima diaria 372 391 337 359 437

Fuente: CNE

2 La Disposición Transitoria Quinta del Real Decreto 949/2001,indica que el almacenamiento operativo incluido en el peaje deregasificación será de 5 días hasta el 1 de enero de 2004.

de los aprovisionamientos previstos de GNL descritos en

el capítulo 5.1.

5.1.2.3. Diversificación de la oferta de gas

No se puede realizar una valoración precisa de la

diversificación futura de la oferta de gas. En líneas

generales, las previsiones indican a Argelia como el

principal país de origen de los aprovisionamientos de gas

que, según la figura 5.1.9 no sobrepasa el actual límite

del 60%, seguido de Noruega, Nigeria, Golfo Pérsico y

Trinidad Tobago. En el período analizado irán apareciendo

orígenes diversos de Europa y Egipto. Además, en el

contexto de la Unión Europea, el Libro Verde destaca a

Rusia (Siberia Occidental), la región del Caspio, inclusive

Irán, como zonas a tener en cuenta en cuestión de

suministro de gas.

El impacto de la concentración de la oferta de gas de un

solo país puede tener una mayor incidencia en el futuro,

ya que se espera una mayor participación del gas natural

en el balance de energía primaria como consecuencia del

desarrollo de la generación eléctrica basada en ciclos

combinados. En los próximos años aumentará la

interrelación entre los sistemas eléctrico y de gas, por lo

que la seguridad en el suministro de gas no sólo

repercutirá en el propio sector, sino también en la garantía

de suministro de energía eléctrica.

164

Figura 5.1.8. Capacidad necesaria de almacenamiento de GNL en plantas de regasificación

GWh 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda cubierta con GNL(1)

Escenario inferior 141.799 189.255 230.094 221.531 231.603

Escenario central 142.001 204.719 244.028 247.058 267.491

Escenario superior 142.527 206.010 248.960 347.615 413.102

Necesidades de Miles m3 Miles m3 Miles m3 Miles m3 Miles m3

almacenamiento de GNL (1) GNL GNL GNL GNL GNL

Escenario inferior 485 630 1.640 1.633 1.761

Escenario central 502 648 1.690 2.096 2.235

Escenario superior 516 684 1.783 2.437 3.134

(1) Suponiendo la previsión de demanda diaria punta en firme y un volumen útil del tanque del 90%.

Fuente: CNE

Figura 5.1.9. Diversificación de abastecimientos previstos

Países de origen de los aprovisionamientos previstos 2002 2003 2004 2005 2006

Argelia 51% 35% 32% 32% 28%

Europa 11% 9% 8% 7% 11%

África (sin Argelia) 9% 15% 11% 11% 11%

O. Medio 13% 20% 20% 17% 15%

Trinidad y Tobago 3% 6% 6% 5% 4%

Origen no especificado 11% 13% 22% 28% 30%

Fuente: ENAGAS, S.A., comercializadoras

5.1.3. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

En las figuras 5.1.10 y 5.1.11 se muestra el balance de

demanda y oferta de gas con los datos provisionales de

cierre del año 2002.

La diferencia entre la demanda nacional y la oferta sería

debida a las pérdidas, autoconsumos, a la

inyección/extracción de los almacenamientos y a las fugas

y venteos que no están reflejados en las tablas.

5.2. La cobertura de la demanda de energíaeléctrica

En este epígrafe se tratan de estimar las necesidades de

nueva potencia eléctrica en el sistema en el horizonte

2006, para posteriormente poder analizar la adecuación de

las inversiones previstas a las necesidades del sistema.

Las necesidades de nueva capacidad vienen determinadas

por el crecimiento de la demanda y por la evolución del

equipo disponible en la actualidad, aspectos que serán

revisados a continuación.

Igualmente, las necesidades de nueva capacidad dependen

del nivel de seguridad en el suministro de energía eléctrica

que se pretenda conseguir, para lo que se han respetado

para el sistema peninsular los criterios técnicos indicados

por el Gestor Técnico del Sistema Eléctrico. Cabe señalar

que, en general, éste y otros aspectos de los recogidos en

este epígrafe son reflejo de los valores y consideraciones

aportados por Red Eléctrica de España, S.A. en su

documento “Cobertura de la demanda eléctrica del

sistema español peninsular 2002-2012” de mayo de 2002

(revisión de septiembre de 2002).

A continuación, se analiza la cobertura de la demanda de

energía eléctrica para el sistema peninsular y su necesidad

de incorporación de potencia, para abordar posteriormente

la cobertura en los sistemas extrapeninsulares.

5.2.1. Evolución prevista de la demanda

peninsular

En el epígrafe 3.2 se recogen las previsiones de la

demanda de energía eléctrica para el período 2002-2006.

Al objeto de analizar la cobertura prevista en dicho

horizonte se emplearán los valores de potencia punta

previstos tanto en los períodos de invierno como en los

estivales, para verificar en qué período se producen

condiciones de suministro más exigentes.

El estudio en ambos períodos está justificado, a pesar de

que las puntas de demanda previstas sean superiores en

invierno, porque la disponibilidad de potencia hidráulica

en verano es inferior respecto al invierno y las puntas de

demanda en verano presentan un ritmo previsto de

crecimiento superior a las puntas de invierno.

165

Figura 5.1.10. Demanda de gas con datos provisionalesde cierre del año 2002

Demanda de gas. Año 2002 TWh

Demanda convencional 215,2

Centrales térmicas convencionales 16,1

CCGT 11,3

Total demanda nacional 242,6

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 5.1.11. Oferta de gas con datos provisionales decierre del año 2002

Aprovisionamientos año 2002GWh Total

Nacional 5.811

Argelia 132.098

GN 72.959

GNL 59.139

Libia 7.177

Noruega 26.381

Países del Golfo 41.216

Trinidad y Tobago 4.963

Nigeria 17.762

Otros 12.782

248.190

Fuente: ENAGAS, S.A.

Se estudian los cinco escenarios de demanda definidos en

el epígrafe 3.2, de manera que se puedan identificar las

necesidades de nueva potencia para cubrir crecimientos de

demanda bajos, medios o elevados. Se considera que estos

últimos son los que han de determinar el nivel de potencia

mínimo deseable en el sistema.

En la figura 5.2.1 se recogen los valores de demanda en

los diversos escenarios comentados en el apartado 3.2 de

este informe.

5.2.2. Evolución prevista de la oferta peninsular

En el epígrafe 4.2 se han recogido las previsiones de la

oferta de producción de energía eléctrica sin considerar la

incorporación de ciclos combinados. Se trata aquí

únicamente de señalar los elementos que se van a emplear

en el análisis de cobertura realizando pequeñas precisiones

sobre la forma en que se incluirá cada uno de ellos.

Evolución prevista de la generación en régimen

ordinario

En los estudios de cobertura se utiliza la evolución del

parque generador en régimen ordinario existente y, en

particular, una estimación de los planes de cierre de

instalaciones. Asimismo, se tiene en cuenta la operatividad

de los grupos de generación, para descartar en las hipótesis

más desfavorables, la potencia instalada de aquellos en los

que concurren grandes averías o condicionantes

medioambientales de difícil resolución. A la potencia

instalada y operativa en régimen ordinario se le suma la

potencia disponible en régimen especial.

Complementariamente, se calculan las necesidades de

potencia en el régimen ordinario que conducen a un nivel de

seguridad de suministro razonable. De esta forma, se

consiguen estimar las necesidades de potencia en centrales

de régimen ordinario, que se considera serán todas de ciclo

combinado de gas y, con ello, las capacidades requeridas del

sistema gasístico para el suministro de la demanda eléctrica.

Como se ha recogido en el apartado 4.2.1, se han

considerado dos escenarios de cierre de instalaciones. Sin

embargo, se ha optado por presentar únicamente los

resultados correspondientes al escenario pesimista, o de

potencia inferior, adoptando así una hipótesis conservadora

con respecto al cierre o inoperatividad de instalaciones.

En la figura 5.2.2 se muestra la potencia instalada

prevista por tecnología en el escenario de potencia inferior.

166

Figura 5.2.1. Potencia punta de invierno y de verano

Punta de invierno (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Inferior 35.478 36.925 37.799 38.771 39.840

Central 36.900 38.000 38.900 39.900 41.000

Superior 37.736 38.732 39.811 40.889 41.968

Extr. superior 38.500 39.500 40.600 41.700 42.800

C. sostenido 37.736 38.732 40.398 41.892 43.568

Punta de verano (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Inferior 32.356 33.643 34.707 35.770 36.931

Central 33.600 34.800 35.900 37.000 38.200

Superior 34.332 35.514 36.593 37.771 38.948

Extr. superior 35.000 36.200 37.300 38.500 39.700

C. sostenido 34.332 35.514 37.041 38.412 39.948

Fuente: CNE

Con respecto a la disponibilidad, se han utilizado los

criterios señalados en el epígrafe 4.2.5, que incluyen una

estimación de las revisiones anuales programadas para

mantenimiento de los grupos térmicos y una estimación

de las tasas de indisponibilidad fortuita por tipo de

tecnología de producción.

Cabe señalar que, a efectos de fiabilidad, los

mantenimientos programados no tienen una influencia

significativa dado que aún no hay necesidad de realizar

mantenimientos en los meses críticos de invierno ni en el

mes de julio, que es donde se esperan las condiciones más

severas de cobertura.

Evolución prevista de la generación en régimen

especial

La potencia efectiva a efectos de cobertura garantizada

por el régimen especial se ha obtenido a partir de la

potencia instalada realizando las correcciones indicadas

en el epígrafe 4.2.2.

Evolución prevista de los intercambios

internacionales

Se han tenido en cuenta los contratos a largo plazo de

intercambios internacionales de energía eléctrica con

Francia y Marruecos actualmente existentes, pero no se

han tomado en consideración los posibles contratos de

intercambios intracomunitarios e internacionales a corto

plazo que, aunque serán cada vez más habituales, están

sometidos a mayores incertidumbres. No obstante, los

planes de incremento de la capacidad comercial con

Francia pueden dar lugar a la existencia de una mayor

potencia de apoyo al sistema en condiciones extremas que

mejoraría la situación de cobertura reflejada en este

informe. Sin embargo, se ha realizado una estimación

conservadora del apoyo esperado por intercambios

internacionales.

En el estudio se ha considerado en todo el horizonte un

saldo importador de intercambios internacionales de

200 MW durante los períodos de punta de la demanda del

sistema, como resultado de una importación por la

frontera con Francia de 550 MW y una exportación de

350 MW a través del cable con Marruecos.

Contribución prevista de gestión de la demanda

La demanda puede tener cierta capacidad de reducir su

consumo en los momentos donde pudiesen existir

problemas de suministro, tanto a través de los programas

existentes (interrumpibilidad y THP) como ante precios

elevados en el mercado. Esta capacidad aportaría una

mayor garantía al correcto funcionamiento del sistema,

pero no se ha considerado en el estudio porque se ha

preferido identificar las necesidades de potencia que

permitirían funcionar al sistema sin necesidad de emplear

167

Figura 5.2.2. Potencia instalada y operativa prevista por tecnología (MW) en el escenario de potencia inferior

Potencia instalada y operativa (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Hidráulica 16.706 16.706 16.706 16.706 16.706

Nuclear 7.881 7.884 7.887 7.925 7.822

Carbón 11.424 11.424 11.424 10.924 11.424

Fuel/Gas 6.038 5.888 5.738 5.738 5.738

Saldo intercambios en punta 200 200 200 200 200

Régimen especial térmicos 6.276 6.419 6.739 7.059 7.379

Régimen especial no térmicos 5.605 6.727 7.805 8.887 9.971

Total potencia instalada 54.130 55.248 56.499 57.439 59.240

Fuente: CNE

estos mecanismos de emergencia. No obstante, constituye

un margen de seguridad adicional para los casos de

coberturas extremas.

5.2.3. Criterios de seguridad utilizados

Índice de cobertura

El índice de cobertura se define como el cociente entre la

potencia disponible y la demanda punta; aunque su

cálculo está sujeto a una serie de hipótesis que es

necesario explicitar para poder valorar adecuadamente su

significado. En el caso concreto de este estudio, los

índices de cobertura se han calculado a partir de la

demanda punta prevista, en temporada de verano o

invierno, y como valor de potencia disponible la potencia

efectiva que se espera aporten las diferentes tecnologías.

El criterio principal que se ha empleado para evaluar la

necesidad de potencia en el sistema es el índice de

cobertura que, siguiendo el criterio indicado por el

operador del sistema eléctrico, es deseable que se

mantenga en niveles iguales o superiores a 1,1.

Existen otros parámetros como la probabilidad de pérdida

de carga (LOLP) que cumplen una finalidad similar, sin

embargo se ha utilizado el índice de cobertura ya que se

trata de un parámetro de tipo determinista que resulta de

fácil comprensión y, a los efectos contemplados en este

estudio, se considera absolutamente apropiado.

En cualquier caso, se ha de señalar que con los valores de

índice de cobertura establecidos existe una cierta

probabilidad de fallo, o insuficiencia del parque generador

para atender a la demanda, aunque también es cierto que

dicha probabilidad es muy pequeña y en cualquier caso

inferior a la probabilidad de interrupción debida a fallos

en redes de transporte y fundamentalmente de

distribución. Por otra parte, los valores indicados han de

entenderse como una mera indicación de unos niveles de

potencia mínimos, conocido además que resultaría

extremadamente costoso disponer de unos medios de

generación que permitiesen eliminar absolutamente la

posibilidad de una limitación en el suministro.

Fuentes de incertidumbre

Las principales incertidumbres naturales, con respecto a la

suficiencia de la potencia instalada, son el crecimiento de

la demanda y la disponibilidad de potencia o energía

hidroeléctrica. La primera de ellas ha sido considerada a

través del análisis de diversos escenarios de crecimiento

de demanda, todos ellos posibles, aunque los más

extremos no sean excesivamente probables. La

disponibilidad de energía hidroeléctrica, sin embargo, se

ha incluido en el estudio empleando valores de año

hidráulico seco, de forma que para un año hidráulico

medio, la seguridad de abastecimiento del sistema estaría

garantizada con valores de potencia instalada

significativamente superiores a los recogidos en este

estudio.

Existen otras fuentes de incertidumbre que afectan a la

garantía del suministro que no han sido expresamente

recogidas en el análisis realizado en este capítulo, como

son la posible escasez de fuentes energéticas primarias o

infraestructuras de transporte y que son abordadas en

otros capítulos de este informe. La incertidumbre sobre la

disponibilidad de potencia correspondiente a intercambios

internacionales no es muy relevante dado el reducido nivel

de intercambios netos considerado. Finalmente, faltarían

por recoger situaciones de averías de instalaciones de

producción muy superiores a las medias históricas,

funcionamientos atípicos de las instalaciones de régimen

especial, atentados, etc., que, aunque posibles, no se

consideran probables.

5.2.4. Necesidades de nueva capacidad

de generación en la península

Como se ha señalado anteriormente, el objeto de este

epígrafe es aportar unos valores indicativos de potencia

instalada que permitirían alcanzar un nivel de seguridad

de suministro razonable, en un conjunto de escenarios

168

suficientemente representativo de las situaciones que se

pueden producir en un futuro cercano.

Utilizando las hipótesis señaladas y con el objetivo de

obtener un índice de cobertura igual a 1,1, se ha

calculado, para cada uno de los escenarios de demanda, la

potencia que sería necesario instalar en el sistema en

régimen ordinario. La potencia total necesaria resultará de

añadir estos resultados a las previsiones de instalación de

potencia en el régimen especial, de forma que si éstas no

se cumpliesen se aumentarían o reducirían las necesidades

de potencia en régimen ordinario para obtener la

cobertura señalada.

Cabe indicar que se ha supuesto que toda la incorporación

de potencia en el régimen ordinario corresponde a

centrales de ciclo combinado de gas, de acuerdo a las

autorizaciones existentes, no siendo previsible la

incorporación de potencia significativa de otra tecnología

en el horizonte contemplado. Para identificar el número

de grupos necesarios se han empleado unidades

homogéneas de 400 MW de potencia instalada, de

acuerdo con las características habituales de los proyectos

de nuevas instalaciones.

A continuación se presentan los resultados de las

coberturas de potencia punta de invierno y verano.

Coberturas en punta de invierno y de verano

Una vez analizadas las coberturas en invierno y verano se

observa que la situación en la punta de invierno es más

restrictiva. En las figuras 5.2.3 y 5.2.4 se presentan los

resultados de potencia mínima necesaria adicional para la

cobertura de la demanda en las hipótesis adoptadas.

Si se calcula el número de grupos de ciclo combinado

necesarios para cubrir la demanda en las dos estaciones,

mostrado en las figuras 5.2.5 y 5.2.6 se observa que las

necesidades de invierno son las determinantes,

manteniéndose las diferencias entre ambas situaciones a

lo largo del período considerado.

169

Figura 5.2.3. Nueva potencia instalada necesaria en invierno (MW)

Potencia necesaria en invierno (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 3.862 4.982 5.747 6.390 6.336

Escenario central 5.680 6.297 7.093 7.771 7.755

Escenario superior 6.750 7.192 8.206 8.980 8.938

Escenario extremo superior 7.727 8.130 9.170 9.971 9.955

Escenario crecimiento sostenido 6.750 7.192 8.923 10.206 10.893

Fuente: CNE

Figura 5.2.4. Nueva potencia instalada necesaria en verano (MW)

Potencia necesaria en verano (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior — 972 1.968 2.723 2.781

Escenario central 1.459 2.386 3.426 4.226 4.332

Escenario superior 2.395 3.259 4.274 5.168 5.247

Escenario extremo superior 3.250 4.097 5.137 6.060 6.166

Escenario crecimiento sostenido 2.395 3.259 4.821 5.952 6.469

Fuente: CNE

Cabe señalar, no obstante, que en el escenario de verano

se puede disponer con mayor probabilidad de potencia

adicional por la interconexión francesa, dado que en el

período estival no se registran demandas elevadas en el

centro y norte de Europa. Este hecho cobrará mayor

importancia si finalmente se amplía significativamente la

capacidad de interconexión.

Asimismo, los posibles problemas de infraestructuras de

transporte de gas serán significativamente más pequeños en

verano que en invierno, al no soportar el esfuerzo adicional

del suministrar la punta del mercado convencional.

Necesidades de nuevo equipamiento

El valor final de potencia que permitiría satisfacer la

demanda con un índice de cobertura de 1,1 en los diversos

escenarios, será el mayor de los obtenidos en las

coberturas de invierno y verano en cada año. En este caso,

al ser mayores las necesidades en invierno durante el

período considerado, la potencia final necesaria vendrá

definida por las necesidades invernales. En la figura 5.2.6

ya se mostraban las necesidades de nueva potencia para

cubrir la punta de verano de 2002. Asimismo, en la

figura 5.2.7 se puede observar que la incorporación de

170

Figura 5.2.5. Número de grupos necesarios en invierno (MW)

N.º de grupos necesario en invierno 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 10 13 15 16 16

Escenario central 15 16 18 20 20

Escenario superior 17 18 21 23 23

Escenario extremo superior 20 21 23 25 25

Escenario crecimiento sostenido 17 18 23 26 28

Fuente: CNE

Figura 5.2.6. Número de grupos necesarios en verano (MW)

N.º de grupos necesario en verano 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior — 3 5 7 7

Escenario central 4 6 9 11 11

Escenario superior 6 9 11 13 14

Escenario extremo superior 9 11 13 16 16

Escenario crecimiento sostenido 6 9 13 15 17

Fuente: CNE

Figura 5.2.7. Necesidad de potencia instalada en MW, expresada en múltiplos de 400 MW

Necesidades de potencia (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 4.000 5.200 6.000 6.400 6.400

Escenario central 6.000 6.400 7.200 8.000 8.000

Escenario superior 6.800 7.200 8.400 9.200 9.200

Escenario ext. superior 8.000 8.400 9.200 10.000 10.000

Escenario crec. sostenido 6.800 7.200 9.200 10.400 11.200

Fuente: CNE

potencia es muy necesaria a partir del invierno de 2002,

para cualquiera de los escenarios de crecimiento de la

demanda considerados, lo cual es consistente con los

planes de inversión anunciados por las empresas del

sector, aunque en concreto, en la punta de invierno de

2002 resultan claramente insuficientes.

Para el período considerado 2002-2006, incluso

considerando escenarios de crecimiento moderado, bajo

las hipótesis de escenario de potencia inferior, y año seco,

el equipo generador disponible es inferior al valor mínimo

deseable para cubrir la punta de invierno del sistema

cumplimiento un índice de cobertura de 1,1. Sobre este

punto se pueden citar dos hechos complementarios que

han condicionado la situación actual: por una parte, el

crecimiento de la demanda en los últimos 4 ó 5 años ha

superado todas las previsiones realizadas a principios del

lustro y, por otra, los problemas encontrados para obtener

en plazo todas las autorizaciones administrativas para la

construcción de nuevas instalaciones pueden haber

retrasado la entrada en funcionamiento de alguna de ellas.

Como ya se ha señalado, las estimaciones de potencia

necesaria en cada escenario de demanda se basan en

hipótesis conservadoras de hidraulicidad, intercambios

internacionales y gestión de corto plazo de la demanda, de

forma que un comportamiento positivo de cualquiera de

estos factores contribuirá a mejorar los índices de

cobertura existentes.

Teniendo en cuenta la incorporación necesaria de grupos

en invierno, que establece las incorporaciones mínimas

necesarias para la cobertura. En la figura 5.2.9 se recoge

el ritmo necesario de entrada de grupos para cubrir la

punta de demanda de invierno con un margen de un 10%.

Finalmente, se recoge en la figura 5.2.10 la evolución de

las necesidades de nueva capacidad de generación en

régimen ordinario en los diferentes escenarios.

Informe Marco 2001

Cabe señalar que para el período 2002-2006 se ha

considerado una previsión de punta de demanda superior

en unos 1.500 MW a la considerada en el Informe

Marco 2001. Adicionalmente, de acuerdo con los criterios

del operador del sistema, se ha estimado una disponibilidad

menor de potencia hidráulica para un año seco que la

171

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

02003 2004 2005 20062002

Saldo intercambios

Régimen especial térmicos

Régimen especial no térmicos

Nuclear

Carbón y fuel/gas

Hidráulica

Ciclos combinados

Potencia punta para índice de cobertura 1,1

Potencia punta de demanda de invierno

Fuente: CNE

Figura 5.2.8. Cobertura en punta de invierno y escenario central por tecnologías

considerada en el Informe Marco 2001, lo que ha supuesto

una potencia disponible inferior en unos 2.000 MW. Por

último, la potencia térmica instalada y operativa prevista

para los años 2002 y 2003 es también inferior en unos

800 MW a la considerada en dicho informe. Todo ello ha

contribuido a que las necesidades de potencia resultante

para el período 2002-2006 sean considerablemente

mayores que las realizadas en el informe anterior.

Breve consideración acerca de la cobertura de la

demanda de energía eléctrica en el valle

Como ya ha sido resaltado en el apartado 4 de este

documento, la oferta de producción eléctrica asociada a la

generación eólica está experimentando un importante

crecimiento en los últimos años que continuará

previsiblemente en el futuro, ver figura 4.2.7. Ello puede

dar origen en determinadas circunstancias

(fundamentalmente las asociadas con aguas altas y, por

tanto, elevada producción hidráulica fluyente) a que en

situaciones de demanda valle, exista un exceso de

generación respecto a la demanda. Este exceso de

generación puede obligar a parar centrales térmicas en las

horas valle.

Con la evolución prevista, se estima que la generación

eólica pueda tener un crecimiento en el período 2002 a

2006 de más del 100%, mientras que la demanda en valle

172

Figura 5.2.9. Número de grupos mínimo necesario para la cobertura a incorporar cada año

Número de grupos 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 10 3 2 1 0

Escenario central 15 1 2 2 0

Escenario superior 17 1 3 2 0

Escenario extremo superior 20 1 2 2 0

Escenario crecimiento sostenido 17 1 5 3 2

Fuente: CNE

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

02002 2003 2004 2005 2006

InferiorC. SostenidoExtr. SuperiorCentral Superior

Nueva capacidad de generación en múltiplos de 400 MW

Fuente: CNE

Figura 5.2.10 Potencia mínima necesaria a instalar para cubrir las puntas de invierno y verano

puede tener en el mismo período un crecimiento del orden

de un 13%. Esta demanda valle se llenará con la generación

de coste variable cero (fluyente y eólica) más los mínimos

técnicos de las centrales térmicas actuales y futuras. En

consecuencia, dado el incremento tan significativo de la

generación eólica con respecto a la demanda, es previsible

un mayor número de situaciones que en la actualidad, en las

que pueda haber excedente de generación en valle.

5.2.5. Cobertura de la demanda en los sistemas

extrapeninsulares

En este apartado se analiza la cobertura de la demanda

de energía eléctrica para el archipiélago balear, canario

y las ciudades de Ceuta y Melilla. En el citado análisis

se ha partido de las siguientes consideraciones

generales:

173

Figura 5.2.11. Evolución de la potencia instalada en los sistemas extrapeninsulares. Escenario pesimista

Potencia nominal instalada MWRégimen Sistema Subsistema 2002 2003 2004 2005 2006

R. especial Baleares Mallorca-Menorca 39 40 46 52 59

Total Baleares 39 40 46 52 59

Canarias Gran Canaria 105 106 117 127 127

Tenerife 66 66 66 67 79

Sistema LZ-FV 18 18 18 18 18

La Palma 3 3 3 3 3

Hierro 0 0 0 0 0

Total Canarias 192 193 204 215 227

Melilla Melilla 3 3 3 3 3

Total Melilla 3 3 3 3 3

Total R. especial 233 236 253 270 289

R. ordinario Baleares Mallorca-Menorca 1.301 1.291 1.329 1.399 1.399

Ibiza-Formentera 227 227 246 246 271

Total Baleares 1.527 1.517 1.575 1.645 1.670

Canarias Gran Canaria 651 791 861 861 861

Tenerife 576 716 786 786 786

Sistema LZ-FV 291 291 327 327 345

La Palma 73 73 73 73 85

La Gomera 16 19 19 19 22

Hierro 9 11 11 11 13

Total Canarias 1.616 1.937 2.077 2.095 2.130

Ceuta Ceuta 49 61 61 61 61

Total Ceuta 49 61 61 61 61

Melilla Melilla 54 66 66 66 66

Total Melilla 54 66 66 66 66

Total R. ordinario 3.245 3.580 3.778 3.866 3.926

Total general 3.479 3.816 4.030 4.135 4.214

Fuente: PDSE y CNE

• Se ha supuesto que la potencia instalada debe ser capaz de

satisfacer la máxima demanda de potencia prevista, con un

margen adecuado de reserva frente a fallos. Para establecer

este margen, se ha previsto una garantía de reserva de

generación equivalente al valor de la potencia de uno de

los mayores grupos en funcionamiento. Con ello se obtiene

la potencia neta disponible durante la punta anual.

• Se han considerado las previsiones indicadas en el

capítulo 4.2.3 y 4.2.4, previsiones que ya incluyen la

incorporación de nuevos ciclos combinados. Se ha

optado por presentar únicamente los resultados

correspondientes a los escenarios pesimistas, o de

potencia inferior en cada subsistema, adoptando así una

hipótesis conservadora con respecto a la incorporación

de instalaciones.

ISLAS BALEARES

En la figura 5.2.12 se indican las reservas de seguridad

resultantes en los dos subsistemas de las islas Baleares,

teniendo en cuenta que se ha partido del escenario de

previsión de menor potencia (pesimista), basado en la

información contenida en el Plan Director Sectorial

Energético de Baleares (PDSE). Como puede verse, a

corto plazo, en los dos subsistemas, la potencia instalada

resulta suficiente para cubrir el posible fallo del grupo

mayor. Sin embargo, en el año 2006, en Mallorca-

Menorca, la potencia instalada resultaría insuficiente, por

lo que en el escenario estudiado podría precisarse

potencia adicional. No obstante, hay que tener en cuenta,

que este escenario de demanda se corresponde con el del

Plan Sectorial de la Energía de Gobierno Balear y con el

del documento de Planificación, que es superior incluso

al propuesto recientemente por Endesa, por lo que el

resultado obtenido para el año 2006, sólo podría darse

bajo unas condiciones de demanda muy extrema y en una

situación pesimista de potencia instalada.

Los resultados obtenidos de reserva de potencia en los dos

sistemas son muy similares a los recogidos en el documento

de Planificación y a los del Informe Marco de 2001.

174

Figura 5.2.12. Evolución de la reserva de generación en las islas Baleares

Escenario pesimista (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Subsistema Mallorca-Menorca

Potencia instalada R.O. 1.301 1.291 1.329 1.399 1.399

Potencia instalada R.E. 39 40 46 52 59

Total potencia disponible 1.102 1.119 1.152 1.221 1.223

Margen seguridad 120 120 120 120 120

Potencia neta seguridad 982 999 1.032 1.101 1.103

Demanda de potencia 878 933 985 1.035 1.162

Reserva 103 66 48 67 -59

Subsistema Eivissa-Formentera

Potencia instalada R.O. 227 227 246 246 271

Potencia instalada R.E.

Total potencia disponible 197 197 215 215 235

Margen seguridad 20 20 20 20 20

Potencia neta seguridad 178 178 195 195 215

Demanda de potencia 162 173 183 192 205

Reserva 16 5 12 3 10

Fuente: PDSE y CNE

ISLAS CANARIAS

En la figura 5.2.13 se indican las reservas de seguridad

resultantes en los seis sistemas de las islas Canarias,

teniendo en cuenta que se ha partido del escenario de

previsión de menor potencia (pesimista), basado en la

información contenida en el documento de Planificación.

Como puede verse, en todos los sistemas, para el período

2002-2006, la potencia instalada resulta suficiente para

cubrir el posible fallo del grupo mayor.

En general, la potencia disponible considerada es, salvo

en 2002, ligeramente superior a la prevista en el Informe

Marco de 2001.

175

Figura 5.2.13. Evolución del índice de cobertura en las islas Canarias

Escenario pesimista (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Gran Canaria

Potencia instalada R.O. 651 791 861 861 861

Potencia instalada R.E. 105 106 117 127 127

Total potencia disponible 582 713 781 783 783

Margen seguridad 74 74 98 98 98

Potencia neta seguridad 508 639 683 685 685

Demanda de potencia 507 540 573 604 636

Reserva 1 99 110 81 49

Tenerife

Potencia instalada R.O. 576 716 786 786 786

Potencia instalada R.E. 66 66 66 67 79

Total potencia disponible 568 698 763 763 766

Margen seguridad 74 74 98 98 98

Potencia neta seguridad 494 624 665 665 668

Demanda de potencia 484 517 549 580 610

Reserva 10 107 116 85 58

Lanzarote-Fuerteventura

Potencia instalada R.O. 291 327 327 345 363

Potencia instalada R.E. 18 18 18 18 18

Total potencia disponible 280 313 313 330 347

Margen seguridad 33 33 33 33 33

Potencia neta seguridad 246 280 280 297 314

Demanda de potencia 200 214 228 242 257

Potencia salida de cable 14 14 14 14 14

Reserva 15 34 20 23 25

La Palma

Potencia instalada R.O. 73 73 73 73 85

Potencia instalada R.E. 3 3 3 3 3

Total potencia disponible 62 62 62 62 74

Margen seguridad 13 13 13 13 13

Potencia neta seguridad 49 49 49 49 61

Demanda de potencia 35 37 39 41 43

Reserva 14 12 10 8 18

176

Figura 5.2.13. Evolución del índice de cobertura en las islas Canarias (cont.)

Escenario pesimista (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

La Gomera

Potencia instalada R.O. 16 19 19 19 22

Potencia instalada R.E.

Total potencia disponible 14 17 17 17 20

Margen seguridad 2,8 3,5 3,5 3,5 3,5

Potencia neta seguridad 11 14 14 14 17

Demanda de potencia 10 11 11 12 12

Reserva 1 3 2 2 4

Hierro

Potencia instalada R.O. 9 11 11 11 13

Potencia instalada R.E. 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3

Total potencia disponible 7 9 9 9 11

Margen seguridad 1 2 2 2 2

Potencia neta seguridad 5 7 7 7 9

Demanda de potencia 5 6 6 6 7

Reserva 0 1 1 0 2

Fuente: Endesa, S.A. y CNE

Figura 5.2.14. Evolución del índice de cobertura en Ceuta y Melilla

Escenario pesimista (MW) 2002 2003 2004 2005 2006

Ceuta

Potencia instalada R.O. 49 61 61 61 61

Potencia instalada R.E.

Total potencia disponible 46 58 58 58 58

Margen seguridad 12 12 12 12 12

Potencia neta seguridad 34 46 46 46 46

Demanda de potencia 29 31 32 34 35

Reserva 5 15 14 12 11

Melilla

Potencia instalada R.O. 54 66 66 66 66

Potencia instalada R.E. 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7

Total potencia disponible 49 61 61 61 61

Margen seguridad 13 13 13 13 13

Potencia neta seguridad 36 48 48 48 48

Demanda de potencia 30 35 37 39 41

Reserva 6 13 11 9 7

Fuente: Endesa, S.A. y CNE

Por último, se ha de señalar que si bien en todos los

subsistemas se cumplen los criterios de cobertura con la

potencia disponible, en la isla de Tenerife se están

produciendo en la actualidad episodios de

restricciones de red de transporte para la evacuación

de energía desde la central de Granadilla hasta la zona

sur de la isla.

CEUTA Y MELILLA

Para las Ciudades Autónomas de Ceuta y Melilla, el

análisis de la cobertura se recoge en la figura 5.2.14. El

criterio de seguridad adoptado se cumple durante el

período 2002-2006.

En general, los resultados son similares a los del Informe

Marco 2001.

5.2.6. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

En las figuras 5.2.15 y 5.2.16 se muestran el balance

eléctrico anual y la cobertura de la demanda eléctrica con

los datos provisionales de cierre del año 2002

177

Figura 5.2.15. Balance eléctrico anual con datos provisionales de cierre del año 2002

Peninsular�

Extrapeninsular�

Total nacionalGWh % 02/01 GWh % 02/01 GWh % 02/01

Hidráulica 21.707 -44,0 1 -62,0 21.708 -44,9

Nuclear 63.007 -1,1 — — 61.007 -1,1

Carbón 80.039 17,5 3.576 -2,7 83.615 16,5

Fuel/gas* 21.919 76,8 8.542 7,5 30.461 49,7

Producción bruta 186.672 1,7 12.119 4,3 198.791 1,8

— Consumos en generación 8.389 10,6 817 4,6 9.206 10,1

— Consumos bombeo 6.834 65,4 — — 6.834 65,4

Producción neta 171.448 -0,3 11.032 4,3 182.751 0,0

+ Intercambios internac. 5.360 55,0 — — 5.360 55,0

+ Régimen especial 33.327 10,6 767 3,4 34.094 10,5

Demanda 210.135 2,3 12.069 4,2 222.205 2,4

*Incluye ciclos combinados.

Fuente: REE

5.3. Las nuevas centrales a gas en la coberturade la demanda eléctrica peninsular sinconsiderar restricciones de red

En este apartado se analiza si las incorporaciones que

tienen previsto realizar los promotores de centrales de

ciclo combinado a gas son suficientes para cubrir las

necesidades expuestas en el apartado anterior.

El análisis se realiza sin considerar que pueda existir

problema alguno en la red; tanto eléctrica como de gas

natural.

En un segundo análisis incluido en el epígrafe 6.3, se

estudiará una senda de incorporación de ciclos

combinados teniendo en cuenta las restricciones derivadas

de la red de transporte gasista o eléctrica, en su caso; y se

evaluará cómo queda la cobertura de la demanda eléctrica

según las necesidades de nueva potencia dadas en el

apartado previo 5.2.

Para definir la senda de incorporación de ciclos

combinados se ha analizado tanto la información

disponible proporcionada por los promotores como la

proporcionada por Enagas, S.A. relativa a contratos de

acceso a la red de gas. De cara a analizar la cobertura

eléctrica se han considerado en un supuesto de partida,

solamente los ciclos que actualmente tienen firmado

contrato de acceso a la red gasista y los que han obtenido

autorización administrativa. Este supuesto, sin duda fiable

en cuanto a la incorporación de ciclos, reduce bastante el

número de ciclos con respecto a los declarados por los

promotores. Por ello, es una hipótesis más severa y

desfavorable de cara a la garantía del suministro eléctrico.

Por tanto, en caso de que la incorporación del número de

ciclos fuese mayor a este supuesto de partida se

garantizaría con mayor seguridad la cobertura de la

demanda eléctrica.

Sobre este supuesto de partida de senda de ciclos, de

igual forma a lo establecido en capítulos anteriores, se

considera como fecha de puesta en marcha para cada

ciclo la declarada como más probable por el promotor. Si

en los ciclos que tienen firmado un contrato de acceso al

sistema de gas natural con Enagas, S.A. esta fecha es

anterior al comienzo de la ventana de inicio de pruebas

fijada, se supondrá que el ciclo comienza su operación

comercial en la fecha de inicio de la ventana más cinco

meses y medio: período de pruebas máximo fijado

por contrato.

178

100%

80%

60%

40%

20%

0%20022001200019991998

Régimen ordinario Régimen especial Intercambios internacionales

2,0

11,4

86,6

3,1

13,2

83,7

2,3

13,7

84,1

1,7

14,7

83,7

2,6

15,9

81,6

Fuente: REE

Figura 5.2.16. Cobertura de la demanda eléctrica con datos provisionales de cierre del año 2002

La senda de ciclos combinados considerada con los

supuestos anteriormente señalados y sin tener en cuenta

las posibles restricciones de las redes de transporte sería

la siguiente:

Figura 5.3.1. Senda de incorporación probable de losciclos combinados que tienen contrato de ATR de gaso han obtenido autorización administrativa

N.º grupos acumulado total

4.º Trimestre 2002 9

1.er Trimestre 2003 9

2.º Trimestre 2003 10

3.er Trimestre 2003 12

4.º Trimestre 2003 12

1.er Trimestre 2004 12

2.º Trimestre 2004 12

3.er Trimestre 2004 14

4.º Trimestre 2004 21

1.er Trimestre 2005 29

2.º Trimestre 2005 35

3.er Trimestre 2005 39

4.º Trimestre 2005 42

1.er Trimestre 2006 44

2.º Trimestre 2006 44

3.er Trimestre 2006 44

4.º Trimestre 2006 44

Para determinar los ciclos combinados necesarios para

garantizar la cobertura eléctrica se consideran los

escenarios de ciclos obtenidos en el apartado 5.2 anterior:

inferior, central, superior, extremo superior y de

crecimiento sostenido.

Estas sendas de incorporación de ciclos combinados

necesarios para la punta de demanda de invierno y de

verano han sido mostradas en las figuras 5.2.5 y 5.2.6 del

apartado anterior.

Para evaluar la cobertura del sistema eléctrico, se

comparan a continuación las sendas de ciclos necesarios

calculadas en el epígrafe 5.2 con la senda de

incorporación probable de los ciclos que tienen contrato y

de los que tienen autorización administrativa. A efectos de

claridad se reproduce la figura 5.2.5.

Según la figura 5.3.1 se han considerado para la punta de

invierno, los ciclos que estarían en funcionamiento a 31

de diciembre de cada año y para la punta de verano, los

ciclos que estarían en funcionamiento a 30 de junio de

cada año.

PUNTA DE DEMANDA DE INVIERNO

De la figura 5.3.2 se deduce que para ninguno de los

escenarios de crecimiento de demanda considerados

(inferior, central, superior, extremo superior y

crecimiento sostenido) se garantiza la cobertura de la

demanda en la punta de demanda de los inviernos de los

años 2002 y 2003 con un índice de cobertura de 1,1. Esta

insuficiencia de potencia del sistema se corrige,

conforme a los criterios de seguridad adoptados, en los

siguientes casos:

• En el invierno 2004-2005 para el escenario inferior,

central y superior de demanda.

179

Figura 5.2.5. Número de grupos necesarios en invierno (MW)

Número de grupos 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 10 13 15 16 16

Escenario central 15 16 18 20 20

Escenario superior 17 18 21 23 23

Escenario extremo superior 20 21 23 25 25

Escenario crecimiento sostenido 17 18 23 26 28

Fuente: CNE

• En el invierno 2005-2006 y en el invierno 2006-2007

para todos los escenarios.

En la figura 5.3.3 se muestra el índice de cobertura en la

punta de demanda de invierno para cada uno de los

escenarios de demanda considerados: inferior, central,

superior, extremo superior y de crecimiento sostenido.

PUNTA DE DEMANDA DE VERANO

A efectos de claridad se reproduce la figura 5.2.6 que

indicaba las necesidades de cobertura en verano.

Con esta figura 5.2.6 y con la figura 5.3.1 se confecciona

la figura 5.3.4.

De la figura 5.3.4 se deduce que para los escenarios

de crecimiento de demanda inferior, central y

superior se garantiza la suficiencia de potencia en la

punta de demanda de verano. Esta suficiencia de

potencia del sistema desaparecería en los siguientes

casos:

• Verano de 2003 y 2004 para el escenario extremo

superior de demanda.

• Verano de 2004 para el escenario de crecimiento

sostenido.

En la figura 5.3.5 se muestra el índice de cobertura en la

punta de demanda de verano para cada uno de los

180

Figura 5.3.3. Índice de cobertura para los escenarios inferior, central, superior, extremo superior y decrecimiento sostenido

Índice de cobertura 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 1,094 1,096 1,163 1,342 1,354

Escenario central 1,052 1,065 1,130 1,304 1,316

Escenario superior 1,028 1,044 1,104 1,272 1,286

Escenario extremo superior 1,008 1,024 1,083 1,247 1,261

Escenario crecimiento sostenido 1,028 1,044 1,088 1,242 1,239

Figura 5.3.2. Comparación del número de ciclos necesarios para cobertura de la punta de demanda de inviernocon índice de cobertura 1,1 supuesto el escenario de cierre de instalaciones de generación superior para losescenarios de demanda eléctrica inferior, central, superior, extremo superior y de crecimiento sostenido con lasenda probable de los ciclos que disponen de contrato y/o han obtenido la autorización administrativa

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

02001 2003 2004 2005 20062002

Escenario superior Escenario probable de ciclos con contrato y/o AAEscenario crecimiento sostenidoEscenario central

Escenario inferior Escenario extremo superior

N.º

de g

rupo

s

Fuente: REE

escenarios de demanda considerados: inferior, central,

superior, extremo superior y de crecimiento sostenido.

Por tanto, en el caso de que los ciclos supuestos, esto

es, aquellos que tienen contrato y los que han obtenido

autorización administrativa, empezasen su operación

comercial en las fechas señaladas como probables por

los promotores, no se podría garantizar el suministro

eléctrico con un índice de cobertura de 1,1 para ningún

escenario de demanda en los inviernos 2002-2003 y

181

Figura 5.2.6. Número de grupos necesarios en verano (MW)

Número de grupos 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior — 3 5 7 7

Escenario central 4 6 9 11 11

Escenario superior 6 9 11 13 14

Escenario extremo superior 9 11 13 16 16

Escenario crecimiento sostenido 6 9 13 15 17

Fuente: CNE

Figura 5.3.5. Índice de cobertura para los escenarios inferior, central, superior, extremo superior y decrecimiento sostenido

Índice de cobertura 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 1,181 1,173 1,384 1,461

Escenario central 1,142 1,134 1,338 1,413

Escenario superior 1,119 1,113 1,310 1,385

Escenario extremo superior 1,098 1,092 1,286 1,359

Escenario crecimiento sostenido 1,119 1,099 1,289 1,351

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

02003 2004 2005 2006

N.º

de g

rupo

s

Escenario superior Escenario probable de ciclos con contrato y/o AA

Escenario crecimiento sostenidoEscenario central

Escenario inferior Escenario extremo superior

Figura 5.3.4. Comparación del número de ciclos necesarios para cobertura de la punta de demanda de veranocon índice de cobertura 1,1 supuesto el escenario de cierre de instalaciones de generación superior para losescenarios de demanda eléctrica inferior, central, superior, extremo superior y de crecimiento sostenido con lasenda probable de los ciclos que disponen de contrato y/o han obtenido la autorización administrativa

2003-2004 ni para el escenario extremo superior en el

verano de 2003, bajo los supuestos considerados en el

capítulo 5.2. A partir del invierno 2004-2005 la

situación cambia y solamente para los escenarios

extremo superior y de crecimiento sostenido en el

invierno 2004-2005 y verano 2004 se estaría por debajo

del límite deseable del índice de cobertura de 1,1. Ya a

partir del invierno 2005-2006 se garantiza la cobertura

de la demanda en la punta de demanda para todos los

escenarios.

Si se produjesen variaciones sobre la senda de

incorporación de ciclos del escenario de partida, como por

ejemplo, si se retrasasen los ciclos considerados sobre la

fecha señalada como más probable, podría llegarse a un

índice de cobertura inferior a 1,1 en más años de los

escenarios considerados.

Además hay que considerar que si hubiese

modificaciones sobre las hipótesis consideradas en el

capítulo 5.2, como variaciones en la potencia instalada

prevista para el régimen especial, en los cierres de

centrales de régimen ordinario o en la capacidad de

interconexión, se producirían variaciones sobre los

escenarios considerados.

COMPARACIÓN CON LAS PREVISIONES

DEL INFORME MARCO 2001

En el Informe Marco 2001, se garantizaba la cobertura

para todos los escenarios excepto para el extremo superior

en los inviernos 2002-2003 y 2003-2004 y para el de

crecimiento sostenido en el invierno 2003-2004. En la

revisión efectuada para el Informe Marco 2002, no se

garantiza el índice de cobertura de 1,1 en ninguno de los

escenarios. Esto es debido, fundamentalmente, a una

revisión al alza de la potencia punta de invierno (tras el

récord habido en diciembre del año pasado) y a las

estimaciones de coeficiente de disponibilidad para el

régimen ordinario más reducidos que los empleados en el

año anterior (se ha tenido en cuenta la potencia hidráulica

disponible en años secos recientes).

En la cobertura de la punta de verano, para el Informe

Marco 2001 se obtenía que para el verano 2003 no se

garantizaba el índice de cobertura de 1,1 para el escenario

extremo superior y en el verano 2004 para el de crecimiento

sostenido. En la revisión de 2002, se añade que en el verano

de 2004 tampoco se garantiza el índice de cobertura de 1,1

para el escenario extremo superior. Las revisiones han sido

análogas a las de los escenarios de invierno.

Con respecto a la entrada en funcionamiento de los ciclos

con contrato y los ciclos con autorización administrativa,

según la información aportada por los promotores, la

senda es prácticamente la misma que la del Informe

Marco 2001 para los años 2002 y 2003 (un ciclo máximo

de diferencia), mientras que en el año 2004 y primer

trimestre de 2005 entrarían menos ciclos que los

considerados el año anterior (hasta 6 ciclos menos en

algún trimestre) y en los tres últimos trimestres del año

2005 entrarían más ciclos de los considerados el año

anterior (hasta 10 ciclos más).

5.3.1. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

De los nueve grupos de ciclos combinados que se

consideraba que estarían disponibles antes de final del

año 2002, sólo se han incorporado siete estando los dos

restantes en pruebas. La potencia punta del invierno

2002/2003 ha sido de 37.300 MW, y por tanto, cercana al

escenario superior.

Por otro lado no ha sido un año seco como se consideró

para la elaboración de los índices de cobertura (ya que se

tuvo en cuenta la potencia disponible en años secos

recientes al ser el escenario más restrictivo). Es por ello

que se ha podido dar cobertura sin problemas en el

invierno 2002/2003 incluso con la punta de demanda

cercana al escenario superior.

A continuación se analiza la repercusión que tiene sobre

las conclusiones señaladas anteriormente, la última

información aportada por los promotores sobre el adelanto

182

o retraso en la fecha de incorporación de sus ciclos.

Algunos de estos retrasos de ciclos, no afectarían a los

índices de cobertura de invierno anteriormente indicados,

ya que se trata de ciclos que no están considerados en la

senda de ciclos probable con autorización administrativa

y/o contrato. Otros que están considerados seguirían

entrando en operación antes del fin del año

correspondiente por lo que contarían igual de cara a la

cobertura del invierno. Por último hay otros ciclos cuyo

retraso es tan significativo que sí influirían en los índices

de cobertura: en el invierno 2004 el escenario superior

bajaría por debajo de 1,1 (1,086), y en el escenario

superior y de crecimiento sostenido que ya estaban por

debajo del índice de cobertura recomendado, quedarían en

1,065 y 1,071. El efecto en el resto de los escenarios

disminuiría el índice de cobertura pero se mantendría por

encima de 1,1. Para los inviernos 2005 y 2006, estos

retrasos producirían disminuciones en los índices de

cobertura pero, en cualquier caso, se mantendrían por

encima de 1,2. En cuanto a los índices de cobertura de

verano, disminuirían algo en el verano de 2005 y 2006,

pero con muy poca influencia ya que estarían por encima

de 1,2 y 1,3, respectivamente, en todos los escenarios

considerados.

Respecto a los adelantos, no afectarían a los índices de

cobertura invernales ya que alguno de los ciclos anteriores

no estaría incluido en la senda probable por no tener

contrato firmado ni autorización administrativa y el resto

se adelantaría unos meses dentro del mismo año. Donde sí

podría haber modificaciones es sobre el índice de

cobertura del verano de 2004, que mejoraría situándose

por encima de 1,1, incluso en los escenarios de

crecimiento sostenido y extremo superior.

Además se ha recibido información relativa a dos nuevos

ciclos combinados cuyo promotor es Gas Natural y que

tienen firmados contratos de acceso a la red gasista:

CCGT de Paracuellos del Jarama

Constará de dos grupos de 400 MW y se estima que

podría entrar en operación en mayo de 2005.

CCGT de Málaga

Constará de un grupo de 400 MW y se estima que podría

entrar en operación en mayo de 2005.

Estos ciclos modificarían el número de ciclos a considerar

en la senda probable y mejorarían los índices de cobertura

a partir del verano de 2005. De todas formas, en estos

años la cobertura ya se situaba por encima de 1,2 en todos

los escenarios considerados.

Además se ha recibido información del ciclo de Martorell

(400 MW) en Barcelona cuyo promotor es Eléctrica del

Baix de Llobregat y que previsiblemente entrará en

operación en 2005.

Este ciclo todavía no ha firmado contrato de acceso a la

red gasista ni ha solicitado la autorización administrativa

por lo que no variaría la senda de ciclos considerada ni

consiguientemente los índices de cobertura obtenidos.

183

Una vez analizada la oferta, la demanda, y la cobertura de

la misma sin restricciones de red, cabe preguntarse ahora

sobre si ésta puede imponer restricciones a la cobertura de

la demanda.

A continuación se analizan las infraestructuras de red

necesarias para la cobertura de la demanda de gas natural,

para a continuación examinar las infraestructuras de la red

eléctrica.

Una vez analizada la red, se muestra la cobertura de la

demanda teniendo en cuenta las restricciones que la red

puede imponer.

6.1. Previsiones de desarrollo y funcionamiento delsistema gasista en el período 2002 a 2006

6.1.1. Hipótesis de partida

Criterios de diseño de las infraestructuras gasistas

El documento de “Planificación de los sectores de

electricidad y gas, desarrollo de las redes de transporte

2002-2001” ha definido la estrategia de desarrollo del

sistema gasista español, con el objeto de asegurar la

cobertura de la demanda de gas natural en condiciones

adecuadas y a coste mínimo, garantizando la extensión del

suministro a nuevas áreas geográficas.

Para alcanzar este objetivo, junto a los criterios de seguridad

de suministro que recoge la Ley 34/1998 (diversificación de

aprovisionamientos y existencias mínimas), el documento de

planificación incorpora otros criterios de diseño y de

seguridad de las infraestructuras gasistas.

El dimensionado de las infraestructuras de la Red Básica

para atender toda la demanda de gas debe realizarse

teniendo en cuenta criterios de cobertura de demanda que

garanticen el suministro, no sólo en condiciones normales

de operación y demanda, sino en condiciones de demanda

punta y ante fallos de infraestructuras, aprovisionamientos

o previsiones de demanda inadecuadas.

En relación con los puntos de entrada del sistema, la

planificación establece que la capacidad global de entrada

al mismo debe ser suficiente para garantizar:

• La cobertura de la demanda convencional en situación

de punta anual y, simultáneamente, la atención a todos

los ciclos combinados instalados funcionando al 100%

de capacidad.

• La cobertura, en caso de fallo total de cualquiera de las

entradas, de la demanda laborable invernal excepto, en

su caso, la demanda interrumpible y de todos los ciclos

combinados considerados excepto 800 MW o el 10% de

la potencia instalada si esta cantidad fuera mayor. Este

criterio se denomina habitualmente funcionamiento del

sistema en caso N-1.

• La existencia de una sobrecapacidad suficiente para

asegurar la cobertura de la demanda ante la

eventualidad de que la demanda de gas crezca a un

ritmo superior al previsto. Esta sobrecapacidad del

sistema, fijada en un 10%, debe contribuir al adecuado

funcionamiento del sistema en el entorno liberalizado,

permitiendo a los comercializadores ajustar la

contratación de la capacidad de entrada a la evolución

de su cuota comercial.

La planificación contempla una distribución de las

entradas de gas adecuada al ámbito geográfico español

que permite acercar los puntos de entrada a las zonas de

consumo, reduciendo la distancia media a recorrer por el

gas natural y maximizando la capacidad de transporte del

sistema. Persigue un equilibrio entre entradas por

gasoducto y entradas por GNL contemplándose además

de nuevas plantas de regasificación varios proyectos de

conexiones internacionales.

En relación con el sistema de transporte son necesarios

mallados de la red que permitan, sin sobrecostes

relevantes, mejorar la seguridad de suministro ante

eventuales interrupciones de los puntos de entrada o

problemas en el sistema de transporte.

6. La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía

185

Con estos criterios de diseño la planificación ha definido el

conjunto de infraestructuras necesarias para cubrir la demanda

prevista. Evaluaremos el comportamiento del sistema con

estas infraestructuras, comparando el funcionamiento del

sistema año a año con la demanda prevista, hasta el horizonte

de este Informe Marco, es decir el año 2006.

A partir de la situación actual de saturación del sistema

gasista español, los objetivos propuestos se irán

alcanzando en la medida que avance la ejecución de las

infraestructuras previstas en la planificación.

Hipótesis de demanda de gas

El escenario de demanda de gas anual que se considera en

este capítulo se corresponde con el escenario probable

descrito en el apartado 3, resumido en la figura 6.1.1. La

demanda de ciclos combinados elegido es el escenario de

ciclos más probable.

La demanda que se utiliza para el dimensionamiento de

infraestructuras de transporte es la demanda del día punta

(figura 6.1.2). Esta demanda punta ha sido calculada por

Enagas, S.A. a partir de la demanda convencional anual

prevista y con el factor de carga media de los últimos años.

Los principios de seguridad tradicionales en cuanto al

dimensionamiento de gasoductos e instalaciones

consideran el escenario de demanda correspondiente al

día más frío de veinte años, pero este escenario no ha sido

considerado por Enagas, S.A. en sus simulaciones.

En cuanto a la demanda de generación eléctrica

considerada, la mayor parte corresponde a los nuevos

ciclos combinados, si bien durante el horizonte del estudio

todavía se consideran aportaciones de las centrales

térmicas convencionales de fuel-gas.

La distribución de ciclos combinados prevista por

comunidades autónomas sería la recogida en la

figura 6.1.3. Al tratarse de una actividad liberalizada, esta

previsión podría estar sujeta a diversas variaciones.

Conexiones internacionales e influencias externas

al sistema gasista español

Gasoducto del Magreb

El contrato de Sagane con la argelina Sonatrach para

España, y la capacidad de los tramos argelino y marroquí

del gasoducto del Magreb, condicionan el flujo de entrada

al sistema español por Tarifa. Expresándola en términos

horarios esta capacidad se sitúa en 750.000 m3(n)/h,

siendo el máximo flujo que se puede mantener en

continuo. En condiciones especiales se llegaría a

800.000 m3(n)/h. Este caudal sólo se podría mantener a

costa del stock del tramo marroquí, un máximo de dos días.

Conexiones con Francia

La conexión actual del sistema gasista español con el

sistema francés por Larrau tiene una capacidad máxima

de 300.000 m3(n)/h. En el horizonte de este informe no

está previsto ampliar esta capacidad.

Sin embargo está prevista una nueva conexión con el

sistema francés por Irún. Se construirá un primer

tramo en 2003 que conecte ambas redes, para

posteriormente reforzar la red francesa y española,

disponiendo de esta forma de una conexión de mayor

capacidad en 2006.

Por tanto a partir de 2006 cabe pensar que podrían

producirse flujos de gas desde España a Francia para

alimentar el sur-oeste de Francia, o flujos de Francia a

España en virtud de nuevos aprovisionamientos por

gasoducto o incluso debido a la utilización de

almacenamientos subterráneos franceses.

Sistema portugués

El tránsito de gas con destino al mercado portugués fue en

el año 2001 de 25.971 GWh desde la conexión de Tarifa a

Badajoz y de 4.158 GWh desde la planta de Huelva a

Badajoz.

186

Hasta la entrada en funcionamiento de la planta de GNL

de Sines en Portugal, prevista para principios del año

2004, la demanda del sistema portugués deberá ser

atendida a través del sistema español.

A partir de la puesta en servicio de la planta de Sines,

cesarán las descargas de GNL de Transgas en la planta de

Huelva, persistiendo el suministro de Argelia a Portugal

por Tarifa y Badajoz.

187

Figura 6.1.1. Escenario de demanda anual

2001 2002 2003 2004 2005 2006GWh GWh GWh GWh GWh GWh

Demanda convencional 199.155 218.655 239.500 253.464 266.176 278.853

Demanda generación eléctrica 12.652 29.756 64.667 79.108 89.474 98.452

Total demanda 211.807 248.411 304.167 332.572 355.650 377.305

Fuente: CNE

Figura 6.1.2. Escenario de demanda punta considerado en las simulaciones del sistema

2001 2002 2003 2004 2005 2006GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día GWh/día

Mercado convencional

Demanda día punta normal 846 909 995 1068 1135 1184

Mercado ciclos

Escenario de CNE 0 163 218 381 762 798

Total 846 1.072 1.213 1.449 1.897 1.982

Fuente: CNE

Figura 6.1.3. Escenario probable de puesta en marcha de ciclos combinados

Calendario de incorporación de nuevos ciclos combinados

Localización 2002 2003 2004 2005 2006

Tarragona 2 2 4 4

Barcelona 2 2 2 2 2

C. Valenciana 2 2 2 3 4

Murcia 8 8

Rioja 2 2 2

Aragón 3 4

Navarra 1 2 2 2 2

País Vasco 2 2 3 5 5

C. Mancha 1 2 2

Cádiz 2 2 6 6 6

Huelva 1 3 3

Galicia 2 2

Grupos totales, escenario CNE 9 12 21 42 44

Fuente: CNE

La planta de Sines aumentará la seguridad de

suministro del sistema ibérico de gas natural. Con su

puesta en marcha aparece la posibilidad de que

comercializadores y transportistas contraten capacidad

en la planta portuguesa, y mediante intercambios de

gas en Badajoz con el gas introducido por Tarifa

para el mercado portugués, se disminuya el

esfuerzo de transporte tanto en los gasoductos

portugueses como en los españoles contribuyendo a su

menor saturación.

6.1.2. Infraestructuras de gas recogidas en la

planificación del Ministerio de Economía

En este apartado se recogen las infraestructuras a

construir cada año hasta 2006, de acuerdo con la

188

Figura 6.1.4. Infraestructuras previstas para el año 2002

Plantas de regasificación

Transportista Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Planta de Cartagena

Segundo tanque de almacenamiento con

capacidad para 105.000 m3 GNL,

consiguiendo una capacidad final de 2002 En funcionamiento

almacenamiento de 160.000 m3 GNL. Enagas, S.A.

Incremento de la capacidad de emisión

en 150.000 m3(n)/h, consiguiendo 2002 A

una capacidad final de emisión

de 600.000 m3(n)/h

Red básica de gasoductos

Longitud Diámetro Fecha de puesta Grupo de(km) (pulgadas) en marcha planificación

Gasoducto Puente Genil-Málaga 121 20 2002 En funcionamiento

Desdoblamiento Algete-Manoteras 15 16 2002 A

Gasoducto Gajano-Treto (Ramal a Laredo) 37 12 2002 A

Gasoducto Arrigorriaga-Santurce 25 30 2002 A

Estaciones de compresión

Incremento Capacidad Fecha decapacidad final puesta en Grupo de(m3(n)/h) (m3(n)/h) marcha planificación

Ampliaciones EC

Almendralejo (Extremadura) 200.000 800.000 2002 A

Almacenamientos subterráneos

Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Ampliación Serrablo

Aumento de la capacidad de almacenamiento

de Serrablo, consiguiendo una capacidad

final de 738 m3 2002 A

Planificación realizada por el Gobierno. Se acompañan

del grado de firmeza de los proyectos según la valoración

del propio Ministerio. Este lo divide en las siguientes

categorías:

• Categoría A. En la que se incluyen todos los proyectos

aprobados sin ningún tipo de condicionante.

• Categoría B1. En la que se incluyen los proyectos que

están condicionados al cumplimiento de un solo hito

para su aprobación definitiva

• Categoría B2. En la que se incluyen los proyectos

condicionados al cumplimiento de dos o más hitos.

• Categoría C. En la que se incluyen los proyectos en

que no se ha justificado la demanda que deben

atender. En esta categoría, las capacidades son

meramente indicativas, ya que el dimensionamiento

final dependerá de la demanda efectivamente

justificada.

No se recogen los ramales a ciclos combinados

clasificados en su mayor parte como B1, claramente

condicionados a la construcción de los mismos, ni los

proyectos clasificados con categoría C, ni los proyectos

sin fecha de puesta en marcha.

Infraestructuras a construir en el año 2002

En la figura 6.1.4 se presentan las infraestructuras

previstas para el año 2002.

Infraestructuras a construir en el año 2003

En la figura 6.1.5 se incluyen las propuestas de

infraestructuras para el año 2003.

Infraestructuras a construir en el año 2004

En la figura 6.1.6 se exponen las propuestas de

infraestructuras de los agentes en el año 2004.

Infraestructuras a construir en el año 2005

En la figura 6.1.7 se recogen los proyectos de

infraestructura recogidos en la Planificación para el

año 2005.

Infraestructuras a construir en el año 2006

En la figura 6.1.8 se recogen los proyectos de

infraestructura propuestos en la Planificación para el

año 2006.

Infraestructuras propuestas en la planificación

a más largo plazo

El documento “Planificación de los sectores de

electricidad y gas. Desarrollo de las Redes de Transporte

2002-2011” recoge la propuesta de desarrollo de

infraestructuras de la red básica a acometer hasta el

año 2011.

A continuación se señala cuáles son las principales

infraestructuras incluidas en el documento para los años

posteriores a 2006, a efectos de tener una visión general

de la posible evolución de las infraestructuras y de la

correlación del desarrollo del sistema a corto-medio plazo

con el desarrollo a largo plazo.

En cualquier caso, en este informe no se realiza una

valoración de las infraestructuras propuestas más allá del

año 2006, horizonte de este estudio.

Las infraestructuras consideradas para largo plazo son las

siguientes:

• Gasificación de las islas Baleares. Se consideran tres

posibles opciones para la gasificación de las islas

Baleares: la conexión de la Península a través de

gasoducto con las islas de Mallorca e Ibiza; la

construcción de una planta de regasificación en

Mallorca y la conexión por gasoducto de Mallorca con

Ibiza; la construcción de dos plantas de regasificación,

189

190

Figura 6.1.5. Infraestructuras previstas para el año 2003

Plantas de regasificación

Transportista Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Planta de Barcelona

Nuevo atraque para buques

de 140.000 m3 GNL (el actual es Enagas, S.A. 2003 A

de 80.000 m3 GNL)

Planta de Huelva

Incremento de la capacidad de emisión

a red de 72 bar de 450.000 m3(n)/h,Enagas, S.A. 2003 A

consiguiendo una capacidad final

de emisión a 72 bar de 900.000 m3(n)/h

Planta de Bilbao

Nueva planta con capacidad de emisión

de 400.000 m3(n)/h, y dos tanques de BBG 2003 A

almacenamiento de 150.000 m3 GNL cada uno

Red básica de gasoductos

Longitud Diámetro Fecha de puesta Grupo de(km) (pulgadas) en marcha planificación

Desdoblamiento ramal Campo de Gibraltar 18 16 2003 A

Gasoducto Málaga-Rincón de la Victoria 29 6-16 2003 A

Gasoducto Málaga-Estepona 69 10 2003 A

Gasoducto Collado Hermoso-Turégano 16 12 2003 A

Cierre Semianillo de Madrid de norte

a sur por el oeste 70 16 2003 A

Gasoducto Castellnou-Tamarite de Litera 110 20 2003 A

Gasoductos a los pozos de Jaca 6 16 2003 A

Gasoducto Irún-Irún 4 30 2003 A

Estaciones de compresión

Incremento Capacidad Fecha decapacidad final puesta en Grupo de(m3(n)/h) (m3(n)/h) marcha planificación

Ampliaciones EC

Paterna (Valencia) 200.000 600.000 2003 A

L’Arboç (Tarragona) 250.000 500.000 2003 A

Almacenamientos subterráneos

Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Ampliación Serrablo

Aumento de la capacidad de extracción

de Serrablo, consiguiendo una capacidad

final de extracción de 288.000 m3(n)/h 2003 A

191

Figura 6.1.6. Infraestructuras previstas para el año 2004

Plantas de regasificación

Transportista Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Planta de Bilbao

Incremento de capacidad de emisión

en 400.000 m3(n)/h, consiguiendo BBG 2004 Auna capacidad final de emisión

de 800.000 m3(n)/h

Red básica de gasoductos

Longitud Diámetro Fecha de puesta Grupo de(km) (pulgadas) en marcha planificación

Gasoducto Huelva-Córdoba 241 30 2004 A

Gasoducto Córdoba-Madrid 361 32 2004 A

Gasoducto Subirats-Odena 28 20 2004 B1

Gasoducto Castellón-Onda 12 20 2004 A

Gasoducto Cartegena-Lorca 62 20 2004 A

Gasoducto Murcia-Alhama-Totana-Lorca 45 10 2004 A

Gasoducto Falces-Estella-Izurzun 62 14 2004 A

Estaciones de compresión

Incremento Capacidad Fecha decapacidad final puesta en Grupo de(m3(n)/h) (m3(n)/h) marcha planificación

Ampliaciones EC

Sevilla 600.000 1.000.000 2004 A

Haro 300.000 700.000 2004 A

Algete 200.000 400.000 2004 A

Nuevas EC

Zaragoza 400.000 2004 A

Córdoba 2.300.000 2004 A

Elche (Alicante) 500.000 2004 A

192

Figura 6.1.7. Infraestructuras previstas para el año 2005

Plantas de regasificación

Transportista Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Planta de Barcelona

Incremento de la capacidad de emisión a red de 72 bar

de 450.000 m3(n)/h, consiguiendo una capacidad final 2005 A

de emisión total de 1.650.000 m3(n)/h

Quinto tanque de almacenamiento con capacidad para

150.000 m3 GNL, consiguiendo una capacidad final de Enagas, S.A. 2005 A

almacenamiento de 390.000 m3 GNL

Sexto tanque de almacenamiento con capacidad para

150.000 m3 GNL, consiguiendo una capacidad final de 2005 A

almacenamiento de 540.000 m3 GNL

Planta de Huelva

Incremento de la capacidad de emisión a red de 72 bar

de 500.000 m3(n)/h, consiguiendo una capacidad final 2005 A

de emisión a 72 bar de 1.400.000 m3(n)/h

Tercer tanque de almacenamiento con capacidad para

150.000 m3 GNL, consiguiendo una capacidad final de Enagas, S.A. 2005 A

almacenamiento de 310.000 m3 GNL

Cuarto tanque de almacenamiento con capacidad para

150.000 m3 GNL, consiguiendo una capacidad final de 2005 A

almacenamiento de 460.000 m3 GNL

Planta de Cartagena

Incremento de la capacidad de emisión de 450.000 m3(n)/h,

consiguiendo una capacidad final de emisión de 2005 A

1.050.000 m3(n)/h

Tercer tanque de almacenamiento con capacidad para

135.000 m3 GNL, consiguiendo una capacidad final de Enagas, S.A. 2005 A

almacenamiento de 295.000 m3 GNL

Cuarto tanque de almacenamiento con capacidad para

150.000 m3 GNL, consiguiendo una capacidad final 2005 A

de almacenamiento de 445.000 m3 GNL

Planta de Sagunto

Nueva planta con capacidad de emisión de

750.000 m3(n)/h y dos tanques de almacenamiento Sociedad Planta 2005 A

de 150.000 m3 GNL cada uno de Sagunt

Planta de Mugardos

Nueva planta con capacidad de emisión

de 322.000 m3(n)/h y dos tanques de Reganosa 2005 A

almacenamiento de 150.000 m3 GNL cada uno

193

Figura 6.1.7. Infraestructuras previstas para el año 2005 (continuación)

Conexiones internacionales

Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Conexión internacional de Tarifa

Aumento de la capacidad de la conexión

hasta 1.160.000 m3(n)/h 2005

Red básica de gasoductos

Longitud Diámetro Fecha de puesta Grupo de(km) (pulgadas) en marcha planificación

Gasoducto Barcelona-L’Arboç-Tivissa 162 24 2005 A

Gasoducto Algete-Yela 87 26 2005 B1

Gto. Alcázar de San Juan-L’Alcudia de Crespins 224 30 2005 A

Gasoducto Segovia-Otero de Herreros 25 12 2005 A

Gasoducto Otero de Herreros-Ávila 51 12 2005 A

Gasoducto Planta de Mugardos-Abegondo 19 20-26 2005 A

Gto. Planta de Mugardos-As Pontes-Villalba 45 20-26 2005 A

Gasoducto Planta de Mugardos-Cabañas 90 30 2005 A

Estaciones de compresión

Incremento Capacidad Fecha decapacidad final puesta en Grupo de(m3(n)/h) (m3(n)/h) marcha planificación

Ampliaciones EC

L’Arboç (Tarragona) 500.000 1.000.000 2005 A

Tivissa (Tarragona) 400.000 800.000 2005 A

Nuevas EC

Alcázar de San Juan (Ciudad Real) 400.000 2005 A

Alcudia de Crespins (Valencia) 400.000 2005 A

Almacenamientos subterráneos

Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Nuevo almacenamiento

Nuevo almacenamiento de Santa Bárbara,

con una capacidad de almacenamiento2005 B1

útil de 1.000 Mm3(n) y 416.000 m3/h

de extracción

194

Figura 6.1.8. Infraestructuras previstas para el año 2006

Conexiones internacionales

TransportistaFecha de puesta Grupo de

en marcha planificación

Planta de Huelva

Quinto tanque de almacenamiento

con capacidad para 150.000 m3 GNL,Enagas, S.A. 2006 A

consiguiendo una capacidad total

de emisión de 610.000 m3 GNL

Planta de Mugardos

Incremento de la capacidad de emisión

de 478.000 m3(n)/h, consiguiendo una Reganosa 2006 C

capacidad final de emisión de 800.000 m3(n)/h

Red básica de gasoductos

Longitud Diámetro Fecha de puesta Grupo de(km) (pulgadas) en marcha planificación

Gasoducto Onda-Teruel 103 12 2006 B2

Duplicación Caspe-Tivissa 90 20 2006 B1

Gasoducto Treto-País Vasco 40 24 2006 A

Gasoducto Lemona-Haro 80 24 2006 A

Gasoducto al almacenamiento de Reus 4 16 2006 B1

Gasoducto Lorca-Almería 152 20 2006 B1

Gasoducto a Calatayud 70 10 2006 A

Gasoducto Bergara-Irún (Duplicación) 110 26 2006 B2

Estaciones de compresión

Incremento Capacidad Fecha decapacidad final puesta en Grupo de(m3(n)/h) (m3(n)/h) marcha planificación

Nuevas EC

Lumbier B1

Almacenamientos subterráneos

Fecha de puesta Grupo deen marcha planificación

Nuevo almacenamiento

Nuevo almacenamiento de Reus, con una

capacidad de almacenamiento útil de2006 B1

1.000 Mm3(n) y 416.000 m3/h de extracción

Nuevo almacenamiento de Sariñena,

con una capacidad de almacenamiento2006 B1

útil de 1.000 Mm3(n) y 416.000 m3/h

de extracción

una en Mallorca y otra en Ibiza. Los análisis de estas

tres opciones se concluirán en el menor plazo posible, y

siempre dentro del año 2003.

• Gasificación de las islas Canarias. Se prevé la

construcción de dos plantas de regasificación, una en la

isla de Gran Canaria, que entraría en funcionamiento en

el año 2007, y otra en la isla de Tenerife, cuya puesta en

marcha sería en año 2009. Ligados a la construcción de

ambas plantas se desarrollarán gasoductos de transporte

y distribución a numerosos municipios. Ambas plantas

tienen la clasificación de A.

• Conexión directa con Argelia, con punto de entrada en

España en la provincia de Almería. Este proyecto,

promovido por la sociedad Medgaz, está previsto para el

año 2007, y permitirá aportar al sistema gasista español

un caudal inicial de 250.000 m3(n)/h. Su realización está

condicionada a la construcción de los gasoductos

Almería-Eje Transversal y Barcelona-Frontera francesa,

siendo este último una nueva conexión internacional con

Francia por la provincia de Cataluña, también propuesta

para el año 2007. Este proyecto está clasificado como C

condicionado a la aprobación del programa de reserva de

capacidad para el mercado español propuesto por los

promotores y a la existencia de contratos de transporte.

• Nueva conexión internacional Zamora-Frontera

portuguesa, que proporcionaría una entrada de gas a

España de 50.000 m3(n)/h para el año 2007. Tiene

clasificación B1 por estar ligado a los acuerdos con la

empresa portuguesa para que conecte con el gasoducto

Leiría-Braga.

• Ampliación de la capacidad de transporte de las

conexiones internacionales de Larrau y el Magreb.

Se prevé una ampliación hasta alcanzar los

528.000 m3(n)/h en Larrau para el año 2007, así como

la ampliación hasta 1.660.000 m3(n)/h en la conexión

internacional del Magreb para el año 2011. Ambos

tienen la condición de B1, dependientes de la existencia

de contratos de aprovisionamiento.

• Ampliación de las capacidades de almacenamiento y

regasificación en las plantas de Barcelona y

Cartagena. Los tanques de Barcelona, séptimo, octavo

y noveno de 150.000 m3(n) de GNL cada uno, durante

los años 2007, 2009 y 2011 tienen categoría C, mientras

que el incremento de su capacidad de regasificación

hasta 1.800.000 m3(n)/h para 2009 está condicionado a

que el balance de entradas al sistema lo haga necesario.

Cartagena tendrá operativo su quinto tanque, de

150.000 m3(n) de GNL para el año 2008, aumentando la

regasificación hasta 1.200.000 m3(n)/h en 2007 y hasta

1.350.000 m3(n)/h en 2010. En Cartagena, salvo esta

última ampliación que tiene categoría C, todo el resto

de las infraestructuras es A.

• Utilización de los yacimientos de Poseidón y

Marismas, una vez agotados, como almacenamientos

subterráneos, dependiendo de los resultados de los

análisis de viabilidad.

• Posible almacenamiento subterráneo en Amposta,

condicionado a la viabilidad del antiguo yacimiento

petrolífero de Amposta como almacenamiento

subterráneo de gas natural (proyecto Castor).

Desarrollos previstos en la red de distribución

Los nuevos desarrollos de las redes de distribución tienen

por objeto la extensión del suministro a nuevas áreas

geográficas, que se realiza en paralelo al desarrollo de la

red de transporte, además del refuerzo de las redes

existentes en los casos necesarios.

A continuación se detallan los planes de desarrollo de

infraestructuras de las empresas distribuidoras divididos

por comunidades autónomas.

Andalucía

Los proyectos más importantes de Gas Andalucía

asociados a los nuevos gasoductos de transporte

serían:

195

• Puente Genil-Málaga, finalizado durante los meses de

julio-agosto 2002, que proporcionará suministro, a lo

largo del año 2003, a los municipios de Puente Genil en

Córdoba, Estepa en Sevilla y Antequera en Málaga

• Málaga-Rincón de la Victoria, a lo largo de 2004

permitirá el suministro al municipio de Rincón de la

Victoria.

• Málaga-Estepona, el objetivo de este gasoducto es

suministrar gas a las poblaciones de Mijas, Fuengirola y

Benalmádena a lo largo de 2003, con la prolongación en

un futuro hasta los municipios de Marbella y Estepona.

Además se ampliarán redes de distribución para

proporcionar suministro mediante las redes actuales o

mediante plantas satélite a los municipios de Camas,

Gines, La Rinconada y Mairena del Aljarafe, en Sevilla;

La Rambla, en Córdoba y La Zubirá, en Granada; todos

ellos a lo largo de 2003. Durante 2005 se proporcionará

suministro a Aljaranque en Huelva.

Meridional del Gas tiene previsto proporcionar suministro

a los siguientes municipios asociados a nuevos proyectos

de construcción de redes de transporte:

• Desdoblamiento Córdoba-Madrid, previsión de

abastecer a La Carolina durante 2004.

• Magreb-Puerto Real-Cadiz y Puerto Real-Puerto de

Santa María, este gasoducto abastecería al municipio de

Puerto de Santa María, aunque está catalogado con

grupo de planificación C.

• Desdoblamiento de Campo de Gibraltar, durante 2003

permitiría suministro a los municipios de La Línea de la

Concepción y San Roque.

Además se ampliarán redes de distribución para

proporcionar suministro a los siguientes municipios:

Mengíbar, Churriana de la Vega, Las Gabias, Los Barrios,

Medina Sidonia y Sanlúcar de Barrameda.

Aragón

En la planificación aparecen dos opciones para abastecer

a Teruel, una desde el gasoducto Castellón-Onda y otro a

partir desde Caspe en el gasoducto Tivissa-Zaragoza.

Además, Gas Natural promueve el desdoblamiento de la

red de Andorra y Gas Aragón, a lo largo del año 2003,

prevé suministrar el municipio de Ariño.

Asturias

Gas Natural promueve en esta zona proyectos para la

mejora de las redes de distribución como:

• Refuerzo de la antena que alimenta a Gijón, para

asegurar las presiones de garantía a Gas de Asturias

(Gijón).

• Construcción de una nueva posición en la red transporte

para unir con la red de distribución en Avilés y

garantizar el crecimiento de demanda previsto.

• Posible religamiento de ramales de Gijón y Avilés, en

función de la evolución futura.

Los proyectos de expansión de Gas de Asturias para los

próximos años abarcan la gasificación de Navia, Tapia de

Casariego, Piloña, Salas, Cangas del Narcea y Grado.

Comunidad balear

En Baleares GESA GAS tiene previsto suministrar ocho

municipios en Menorca, a la Zona Norte 1 y 2 de

Mallorca y a la Zona Llevant.

Cantabria

Gas Cantabria tiene previsto proporcionar suministro a lo

largo de 2003 a Arnuero, Bareyo, Escalante, Polanco,

Ruiloba, San Felices de Buelna, Santillana del Mar y

Suances.

196

Castilla-La Mancha

Gas Castilla-La Mancha tiene previsto suministrar gas a lo

largo del año 2003 a los municipios de Bargas y Olías del

Rey en Toledo, y Chiloeches y Marchamalo, en Guadalajara.

En 2005 suministrarían Argamasilla de Alba, Campo de

Criptana y Socuéllamos, en Ciudad Real y Quintanar de la

Orden, en Toledo. En el 2006 se suministraría a Villarrobledo

en Albacete. Los proyectos de gasificación del 2005 y 2006

van ligados a las nuevas infraestructuras de transporte

Córdoba-Madrid y Alcázar de S. Juan-Alcudia de Crespins.

Castilla y León

Se reforzará la red de Palencia para mejorar presiones en

los puntos de entrega a Gas Castilla y León.

También el crecimiento de consumo en la red de Toro en

la red Cigales-Valladolid hacen necesaria su ampliación.

Gas Castilla y León tiene previsto el suministro, a lo largo

del año 2003, a Aldeamayor de San Martín, Fuensalada y

Portillo, en Valladolid; Castrogonzalo y Villaralbo, en

Zamora; Cardeñajimeno y Quintanilla Vivar en Burgos; y

Valencia de Don Juan, en León. A lo largo de 2004, está

previsto que entre en funcionamiento el suministro de El

Espinar-San Rafael, en Segovia; Cabreizos y Doñinos, en

Salamanca; Cardeñadijo, en Burgos, y Hospital de Órbigo,

San Justo de la Vega y Veguellina de Órbigo, en León.

Distribuidora Regional de Gas tiene previsto proporcionar

suministro a los municipios de Las Navas del Marqués y

Arenas de San Pedro, en Ávila; Iscar, Predrajas de San

Esteban y Mojados, en Valladolid, y Villalmanzo, en Burgos.

El suministro al municipio de Iscar se podría hacer gracias

al gasoducto Olmedo-Iscar, que según el documento de

planificación del MINECO, entraría en funcionamiento en

2002, aunque su grupo de planificación es C.

El suministro a Mojados está asociado al nuevo gasoducto

Boecillo-Olmedo.

Cataluña

Existen varios proyectos para la mejora de la redes de

distribución de Cataluña promovidas por Gas Natural:

• Religamiento Vic-Olot.

• Refuerzo de la red que alimenta a la población de St.

Vicenc de Horts

• Refuerzo de la red de Lleida debido a la previsión de

saturación de la misma.

• En la red de Tarragona, realimentación de las

infraestructuras de distribución.

Además Gas Natural tiene previsto proporcionar

suministro a los municipios de Castellbell i Vilar,

Castellterçol, Gelida, La Granada de Penedés, Mojá,

Monistrol de Montserrat, Sant Antoni Vilamajor, Sant

Cebria de Vallalta, Sant Esteve de Palautordera, Sant Feliu

de Codines, Santa Maria del Corcó, Sant Pere Vilamajor y

Villanova del Vallés, en Barcelona; Alcanar, Benissanet,

Montroig, Pratdip, Tivissa, Ulldecona, Vandellos y

L’Hospitalet de l’Infant, en Tarragona; Alcarrás y Guissona,

en Lleida, y, por último, Les Presses, Sant Pau de Seguries

y Sant Joan de les Abadesses, en Gerona. Está previsto que

todos ellos tengan suministro a lo largo de 2003.

Por su parte, Gas Figueres tiene previsto construir un

gasoducto para unir la población de Figueres a la red de

gasoductos, alimentada actualmente a través de una planta

satélite de GNL.

Comunidad Valenciana

Existen varios proyectos para la mejora de la redes de

distribución de la Comunidad Valenciana promovidas por

Gas Natural:

• Refuerzo de la arteria industrial para la alimentación del

cliente Cerámica Nulense en la red de Nules.

197

• Realimentación de la red de Villafamés y religamiento

para garantizar el suministro.

Gas Natural CEGAS tiene previsto proporcionar

suministro a lo largo del año 2003 a los siguientes

municipios: Alginet, Carlet, Cullera, Gilet, Sueca, Turis y

Vilanesa, en Valencia; Almenara, Alquerías del Niño

Perdido, Chilches, Figueroles, Moncófar, Nules,

Rebasalbes, San Juan de Moró, Villafamés y Villavieja, en

Castellón, y Cox y Santa Pola, en Alicante.

A lo largo de 2005 tienen previsto suministrar a

Benejuzar y Redovan, en Alicante. En el 2006 a

Bellreguard, La Font d’En Carrós, Monserrat y Villalonga,

en Valencia, y El Campello, Mutxamel y Villajoyosa, en

Castellón.

Gas Alicante tiene previsto el suministro de los siguientes

municipios: A lo largo de 2003, Onil y Albatera; en 2004,

Monovar y Denia; y en 2005, Sax, Callosa de Segura y

Almoradí.

Extremadura

Dicogexsa prevé continuar la extensión de las redes de

distribución de gas natural en los municipios de

Almendralejo, Badajoz, Don Benito, Villafranca de los

Barros, Zafra, Cáceres, Coria y Plasencia, alimentados por

gasoducto o plantas de GNL.

Galicia

Gas Natural promueve el refuerzo de la red de

distribución de Lugo. También tiene previsto proporcionar

suministro a los municipios de Betanzos, Curtis y Ordes

en A Coruña.

Existen, además, varios proyectos de construcción de

gasoductos de distribución, entre los cuales se encuentran

el que parte de Vigo para suministrar a los municipios de

Baiona, Nigram y Gondomar; otro que parte de Vilagarcía

de Arousa que suministraría a Cambados y Vilanova de

Arousa, y el último que parte de Pontevedra que atendería

Cangas, Marín, Moaña, Poio y Bueu.

La Rioja

Gas Rioja tiene previsto proporcionar suministro a los

siguientes municipios a lo largo de 2003: Anguciana,

Arrubal y Casalarreina; en el 2004 a Agoncillo y en el

2005 a Murillo del Río y Leza.

Madrid

Existen dos proyectos para la mejora de la redes de

distribución promovidas por el grupo Gas Natural:

• Desdoblamiento del Ramal a Santa Eugenia y Tramo

Posición B21-Anillo AP16, debido a la necesidad de la

ampliación de la red debido al crecimiento de Vallecas.

• Desdoblamiento en San Martín de la Vega y Valdemoro

en 2002/2003, para garantizar el suministro previsto en

la zona.

Está previsto el suministro en el 2003 de Loeches. En el

2005 a los municipios de Belmonte del Tajo, Fuentidueña

del Tajo, Valdelaguna, Villarejo de Salvanés asociados al

gasoducto Getafe-Cuenca-Fuentes que se encuentra

actualmente en construcción. También durante el año 2005

se suministrará a partir de redes actuales a los municipios

de: Anchuelo, Camarma de Esteruelas, Caravana, Nuevo

Bazán, Perales de Tajuña, Pozuelo del Rey, Tielmes, Torres

de la Alameda, Valdilecha, Villaconejos y Villalbilla.

Murcia

Está previsto el suministro del municipio de Cehegín,

asociado a los futuros gasoductos de Caudete (Albacete)-

Cehegín y Alcantarilla-Mula-Bullas-Cehegín-Caravaca de

la Cruz, o mediante planta satélite.

A lo largo de 2005, está previsto el suministro al

municipio de Totana, bien mediante el futuro

198

gasoductos Murcia-Alhama-Totana-Lorca o mediante

planta satélite.

Se suministrará a los municipios de La Unión a lo

largo de 2003 y a Águilas, Archena y Cieza a lo largo

de 2005.

Navarra

Gas Natural promueve reforzar la red de distribución de

Pamplona-Alsasua y el desdoblamiento de la red Estella-

Tafalla, hasta la construcción de un nuevo punto de

entrega desde la Red Básica para lo que es necesario la

construcción del gasoducto de transporte Falces-Estella-

Izurzun, previsto para el año 2004.

Gas Natural tiene previsto proporcionar suministro a lo

largo del año 2003 a los municipios de Fontellas, Tajonar

y Villatuerta; y a lo largo del 2004 a Caseda, Liédena y

Uharte-Araquil.

Comunidades insulares

Los planes de gasificación de Canarias figuran en el

documento de Planificación, comenzando en el año 2007,

fuera del año horizonte de este estudio, y los de Baleares

están pendientes de definición.

6.1.3. Adecuación de las infraestructuras

a la demanda

Una vez reseñadas las infraestructuras previstas para

cada año de acuerdo con la planificación, en este

apartado se recoge la capacidad de las mismas y se

enfrenta a la demanda horaria punta prevista para

cada año.

Se incluyen las simulaciones del funcionamiento del

sistema gasista con el escenario de demanda considerado

y las infraestructuras disponibles cada año. Las

simulaciones han sido facilitadas por Enagas, S.A., en su

papel de Gestor Técnico del Sistema.

La utilización de las infraestructuras de entrada dependerá

del comportamiento de los distintos actores en el mercado

liberalizado. A efectos de realizar las simulaciones

incluidas en este estudio, Enagas, S.A. ha considerado que

para cubrir la demanda se utilizan en primer lugar las

conexiones internacionales, en segundo lugar las plantas

de regasificación y en último lugar, cuando sea necesario,

los almacenamientos subterráneos. En el caso de las

plantas de regasificación, no se da prioridad a una planta

sobre otra, sino que se considera para todas idénticos

grados de utilización dentro de las restricciones que

impone la red de transporte y la demanda de su zona de

influencia.

En caso de insuficiencia de infraestructuras para atender a

la demanda, Enagas, S.A. da prioridad a la demanda del

mercado convencional firme y posteriormente asigna las

capacidades restantes a los nuevos consumos de los ciclos

combinados. En caso de existencia de problemas de

cobertura de la demanda en el sector eléctrico, este

criterio tendría que ser revisado. En cualquier caso, en la

presentación se ha mantenido este criterio, dado que al ser

los ciclos combinados cargas puntuales muy relevantes

facilitan la presentación de la ubicación de las

restricciones de transporte. Las restricciones que afectan a

los ciclos combinados (representados en módulos de

400 MW) son de dos tipos:

• Ciclos combinados con restricciones en punta: hasta un

máximo de 6 días, consecutivos o alternos, durante el

período invernal.

• Ciclos combinados con posibles restricciones en todo el

período invernal: desde noviembre a febrero, ambos

incluidos.

La asignación de restricciones entre los distintos ciclos

combinados depende principalmente de su ubicación

geográfica. En caso de que dos ciclos compitan por la

misma capacidad, se ha dado prioridad al primero que

reservó capacidad en el sistema gasista (solicitando y

suscribiendo el correspondiente contrato de acceso).

199

Enagas. S.A. ha trasladado las restricciones previstas en el

sistema gasista a los contratos de acceso de ciclos

combinados, que permiten por lo tanto ejecutar la

interrumpibilidad por problemas de red a estos clientes

durante seis días o todo el invierno, según sea cada caso.

Cada año se consideran todas las infraestructuras que van

a estar disponibles a lo largo del año hasta diciembre, de

forma que las simulaciones realizadas pueden

considerarse como representativas del invierno que

comienza a finales de ese año. Así cuando nos referimos

al año 2002, puede entenderse que las simulaciones

representan el invierno 2002/03.

Funcionamiento del sistema gasista en el año 2002

Con la entrada en funcionamiento del segundo tanque de

Cartagena a principios de 2002, se dispone de una planta

similar a la de Huelva, con capacidad suficiente para

descargar grandes metaneros, una capacidad de

regasificación en continuo de 450.000 m3(n)/h y una

capacidad en punta de 600.000 m3(n)/h. Según

Enagas, S.A. los 600.000 m3(n)/h no estarán disponibles

en continuo hasta el año próximo.

Los gasoductos previstos para abastecer Málaga, Laredo o

Iscar, así como los desdoblamientos Algete-Manoteras y

Arrigorriaga-Santurce de acuerdo con la información de

promotores, estarán todos disponibles a final de año.

Sobre el contenido de la planificación se retrasa el

aumento de capacidad de vehiculación de la estación de

compresión de Almendralejo para el año 2004.

El escenario de demanda a cubrir en este año sería el

indicado en la figura 6.1.9.

200

Figura 6.1.9. Demanda punta prevista para el año 2002

2002

GWh/día m3(n)/h N.º grupos

Demanda convencional punta normal 909 3.257.672

Demanda ciclos. Escenario CNE 162 585.000 9

Total 1.071 3.842.672

Fuente: CNE

Figura 6.1.10. Capacidad de los medios de producción para el año 2002

2002 Producción en m3(n)/h

En continuo En punta

Barcelona 835.000 1.200.000

Huelva 390.000 450.000

Cartagena 450.000 600.000

Tarifa 750.000 800.000

Larrau 262.000 300.000

Serrablo 200.000

Gaviota 235.000

Yacimientos Nacionales 57.000

Total 3.179.000 3.842.000

Fuente: CNE

El escenario de oferta de producción planteado sería el de

la figura 6.1.10.

Tanto las plantas de regasificación como las conexiones

internacionales pueden, en condiciones de demanda punta,

emitir más gas al sistema que en condiciones normales de

operación. En general, los caudales vehiculados en

condiciones de punta no pueden mantenerse más de

48 horas.

Como se ha dicho en el capítulo 2, la planta de Barcelona

tiene limitaciones para emitir en continuo a su capacidad

nominal de regasificación, debido a la limitación en la

descarga de buques. La planta de Huelva no puede producir

en continuo tampoco a capacidad nominal por un problema

de transporte de la red a la que emite, mientras que la

planta de Cartagena en punta podría funcionar por encima

de su capacidad nominal con los equipos de reserva.

En lo que se refiere a la conexión internacional por Tarifa,

la diferencia se debe a la utilización del stock del

gasoducto del Magreb en el tramo marroquí.

El balance capacidad de entrada-demanda llevaría a poder

suministrar de forma muy justa toda la demanda, sin tener

en cuenta las restricciones de transporte. En cualquier

caso es difícil que todas las entradas puedan funcionar

con su capacidad punta máxima simultáneamente,

concretamente Huelva, Tarifa y los yacimientos

nacionales, por la restricción del transporte Sur-Norte, no

pueden emitir conjuntamente con sus capacidades

máximas.

La adecuación entre la capacidad del sistema y la

demanda se analiza con las simulaciones proporcionadas

para el año 2002 por el Gestor del Sistema, cuyo resultado

se muestra en la figura 6.1.11.

201

GaviotaLarrau

Serrablo

Barcelona

1.150.000

235.000

Huelva

Tarifa

Cartagena580.000

350.000

803.000

33.300

41.445289.000

120.500

300.000

470.000

266.400

392.200

200.000

262.000

Demanda m3(n)/h

• Convencional 3.255.500• Ciclos comb. 325.000

Total 3.581.500

Suministro sin restricciones

Suministro con posiblesrestricciones en punta

Suministro con posiblesrestricciones entemporada invernal

5

0

4

9

Cicloscombinados

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 6.1.11. Funcionamiento del sistema en el año 2002 con el escenario de demanda convencional normal ylos ciclos combinados considerados por CNE

De acuerdo con la simulación de la figura 6.1.11,

correspondiente al escenario de demanda punta, no

existirían problemas para suministrar en su totalidad la

demanda convencional y dar además 325.000 m3(n)/h de

suministro a ciclos combinados, que equivale a cinco

grupos de 400 MW, dos en Barcelona uno en Castellón y

dos en San Roque. Los cuatro ciclos restantes tendrían

restricciones en todo el período invernal por insuficiente

capacidad de la red de transporte.

Merece una reflexión adicional el hecho de que en situación

de demanda punta el Gestor Técnico del Sistema no esté

considerando la generación eléctrica convencional de fuel-

gas por ser un mercado interrumpible. Dado que en este mes

de octubre de 2002 las térmicas convencionales están

consumiendo importantes cantidades de gas, deberían de

disponer de fuel en sus instalaciones para poder seguir

funcionando en el caso de que llegue una situación de fuerte

demanda, en la que les sería interrumpido el suministro de

gas. En este sentido, desde esta Comisión se está realizando

un seguimiento de la disponibilidad de combustibles

alternativos en las centrales mixtas de fuel-gas ante posibles

restricciones de gas natural en la punta del invierno próximo.

Funcionamiento del sistema en el año 2003

El escenario de demanda a cubrir en este año sería el

indicado en la figura 6.1.12.

Los medios de producción disponibles para el año 2003 se

revelan en la figura 6.1.13.

Las infraestructuras disponibles en el año 2003 serán, de

acuerdo con el apartado 6.1.6 que recoge el escenario de

202

Figura 6.1.12: Demanda punta prevista para el año 2003

2003

GWh/día m3(n)/h N.º grupos

Demanda convencional punta normal 995 3.565.878

Demanda ciclos. Escenario CNE 218 780.000 12

Total 1.213 4.345.878

Fuente: CNE

Figura 6.1.13: Capacidad de los medios de producción para el año 2003

2003 Producción m3(n)/h

En continuo En punta

Barcelona 1.000.000 1.200.000

Huelva 390.000 450.000

Cartagena 600.000 750.000

Bilbao 400.000 400.000

Tarifa 750.000 800.000

Larrau 262.000 300.000

Serrablo 312.000

Gaviota 235.000

Yacimientos Nacionales 57.000

Total 4.006.000 4.504.000

Fuente: CNE

planificación, el nuevo atraque para la Planta de

Barcelona, un incremento de la capacidad de emisión de

Huelva hasta 900.000 m3(n)/h, y la puesta en marcha de la

nueva Planta de regasificación en Bilbao con dos tanques

de 150.000 m3 de GNL cada uno y una capacidad de

emisión de 400.000 m3(n)/h.

En cuanto a gasoductos, entraría en funcionamiento el

Castellnou-Tamarite y el semianillo de Madrid, necesarios

ambos para atender los incrementos de demanda en su

zona de influencia. Además se realizaría la nueva

conexión internacional con Francia a través de Irún.

En cuanto al gasoducto Onda-Teruel, su construcción está

condicionada en la planificación a la justificación de la

demanda en su trazado o a que no exista previsión de

suministrar a Teruel desde otro gasoducto antes de finales

de 2003.

Se prevé la ampliación de las estaciones de compresión de

Paterna y Arbós hasta 600.000 m3(n)/h y 500.000 m3(n)/h,

respectivamente. Aumentará también la capacidad de

emisión del almacenamiento de Serrablo según el

promotor hasta 312.000 m3(n)/h.

Respecto a lo recogido en planificación, las diferencias

más significativas que especifican los promotores serían

el retraso de la puesta en marcha de la ampliación de la

Planta de Huelva y el cierre del Semianillo de Madrid

hasta el 2004. La ampliación de la estación de Arbós y

la de Paterna se retrasarán también hasta el 2004. El

Gestor Técnico del Sistema prevé que entre un solo

tanque de la planta de Bilbao en 2003 y el otro a lo

largo de 2004.

Para analizar la capacidad de transporte del sistema nos

fijamos en la simulación del Gestor Técnico del Sistema

203

GaviotaLarrau

Serrablo

Barcelona

1.250.000

238.000

Huelva

Tarifa

Cartagena600.000

435.000

750.000

48.500

41.500

357.200

108.700

311.200

420.000

291.500

390.000

312.000

300.000Bilbao400.000

DEMANDA m3(n)/h

• Convencional 3.701.500• Ciclos comb. 625.000

Total 4.326.500

Suministro sin restricciones

Suministro con posiblesrestricciones en punta

Suministro con posiblesrestricciones entemporada invernal

Cicloscombinados

10

2

0

12

Funcionamiento en díapunta invernal 2003Unidad: m3(n)/h

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 6.1.14. Funcionamiento del sistema en el año 2003 con el escenario de demanda convencional normal ylos ciclos combinados considerados por CNE

para el escenario de demanda convencional fijado más los

doce ciclos que entrarán en operación este año.

La simulación con la punta de demanda convencional

normal (figura 6.1.14) pone de manifiesto que se puede

suministrar toda la demanda convencional de este

escenario y diez grupos de ciclos combinados, mientras

que dos grupos, uno en Tarragona y otro en Castellón

podrían tener problemas de suministro en punta. En el eje

Mediterráneo no se suministra un ciclo en Castellón en

punta porque aunque la planta de Cartagena puede

suministrar más caudal no existe suficiente capacidad de

transporte al no estar disponible la estación de compresión

de Alicante. En el caso del ciclo de Tarragona se suman

los problemas de capacidad de entrada y capacidad de

transporte. Por tanto aún existiendo capacidad de entrada

suficiente en el sistema no existe la necesaria capacidad

de transporte para atender toda la demanda.

A la vista de esta simulación parece que el invierno

2003/2004 puede plantear situaciones difíciles desde el

punto de vista de cobertura de todos los mercados, si se

alcanza la hipótesis de demanda considerada. Por lo tanto,

es de vital importancia que, especialmente los ciclos que

puedan ser interrumpidos en punta, estén preparados para

usar combustible adicional, evitando repercusiones sobre

la producción eléctrica.

De alcanzarse niveles de demanda superiores a los

previstos en el invierno actual (2002/2003), el Gestor del

Sistema debería analizar cuidadosamente las causas, y

estudiar si la demanda considerada para el 2003/2004 es

susceptible de aumentar y por lo tanto se corre algún

riesgo en el suministro del mercado convencional. De ser

así deberían de elaborarse los planes de emergencia que

procedan, con sistemas de regulación de demanda si

fuesen necesarios para evitar problemas de suministro al

mercado doméstico.

No existen medidas de infraestructura que se puedan

tomar para atender toda la demanda, ya que sólo resta un

plazo de un año, insuficiente para ejecutar cualquiera de

los proyectos pendientes.

Funcionamiento del sistema gasista

en el año 2004

El escenario de demanda a cubrir en este año sería el

indicado en la figura 6.1.15.

Los medios de producción para el año 2004 se recogen en

la figura 6.1.16.

En el escenario de planificación, durante este año, se

procedería a la ampliación de la capacidad de emisión de

Bilbao hasta 800.000 m3(n)/h.

En cuanto a gasoductos podemos destacar la puesta en

marcha del Huelva-Córdoba, y el Córdoba-Madrid.

Otros gasoductos cuya puesta en marcha también está

prevista para este año, sería el Falces-Estella-Izurzun,

que solucionaría la saturación de la red de Alsasua en

Pamplona y en el caso de que el Castellnou-Tamarite no

entrase en funcionamiento antes de finales de 2004, se

necesitaría el Subirats-Odena para atender los

204

Figura 6.1.15. Demanda punta prevista para el año 2004

2004

GWh/día m3(n)/h N.º grupos

Demanda convencional punta normal 1.068 3.827.496

Demanda ciclos. Escenario CNE 381 1.365.000 21

Total 1.449 5.192.496

Fuente: CNE

incrementos de demanda en la zona. Es de urgente

construcción el gasoducto Castellón-Onda para asegurar

el suministro al anillo de distribución de Castellón,

donde se concentra la demanda de la industria

cerámica.

Respecto a estaciones de compresión se ampliará

Sevilla, Haro y Algete y se construirán nuevas

estaciones en Zaragoza, Córdoba y Elche, esta última

necesaria para atender los incrementos de emisión de la

Planta de Cartagena.

205

Figura 6.1.16. Capacidad de los medios de producción para el año 2004

2004 Producción en m3(n)/h

En continuo En punta

Barcelona 1.000.000 1.325.000

Huelva 900.000 900.000

Cartagena 750.000 900.000

Bilbao 800.000 800.000

Tarifa 750.000 800.000

Larrau 262.000 300.000

Serrablo 312.000

Gaviota 235.000

Yacimientos Nacionales 23.000

Total 5.032.000 5.595.000

Fuente: CNE

GaviotaLarrau

Serrablo

Barcelona

1.250.000

220.000

Huelva

Tarifa

Cartagena750.000

900.000

800.000

57.700

41.800

129.000

522.900

689.000

Demanda m3(n)/h

• Convencional 3.885.000• Ciclos comb. 1.365.000

Total 5.250.000

Suministro sin restricciones

Suministro con posiblesrestricciones en punta

Suministro con posiblesrestricciones entemporada invernal

21

0

021

275.000

300.000Bilbao800.000

Cicloscombinados

Funcionamiento en díapunta invernal 2004Unidad: m3(n)/h

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 6.1.17. Funcionamiento del sistema en el año 2004 con el escenario de demanda convencional normal ylos ciclos combinados considerados por CNE

Las diferencias más significativas entre los promotores y

la planificación serían los retrasos hasta el año 2005 de la

ampliación tanto de Algete como de Haro. La puesta en

marcha durante este año de las ampliaciones de las

estaciones de compresión de Almendralejo, de Arbós y la

de Paterna. Se retrasarán también hasta 2004, el cierre del

semianillo de Madrid, y el aumento de la capacidad de

emisión de la Planta de Huelva hasta 900.000 m3(n)/h. Por

el contrario, se adelantaría el aumento de la capacidad de

emisión de la planta de Cartagena a 900.000 m3(n)/h

previsto en la planificación para el 2005, con limitación a

750.000 m3(n)/h por la capacidad de transporte del

gasoducto.

A la vista de la demanda esperada y de la capacidad de

entrada cabe señalar que existe suficiente capacidad en punta

de producción para atender la demanda. Pasemos ahora a

examinar si existirían restricciones de transporte con las

simulaciones del Gestor Técnico del Sistema para demanda

convencional punta normal y los veintiún ciclos combinados.

Según la simulación recogida en la figura 6.1.17 se

suministraría toda la demanda tanto convencional como

de ciclos combinados, siempre que las infraestructuras

previstas estuvieran listas para el año 2004.

Cuando se realizó este mismo análisis hace un año no se

suministraba toda la demanda. Las circunstancias han

cambiado básicamente porque el número de ciclos previstos

para 2004 es menor al haberse retrasado algún proyecto.

No obstante es necesario recalcar que debido al

significativo crecimiento de la demanda para este año, es

sumamente importante la conclusión en plazo de las

infraestructuras previstas, sobre todo el Huelva-Córdoba-

Madrid y las estaciones de compresión asociadas.

Funcionamiento del sistema gasista en el año 2005

El escenario de demanda a cubrir en este año sería el

indicado en la figura 6.1.18.

La capacidad de los medios de producción para el

año 2005 se recoge en la figura 6.1.19.

En cuanto a las infraestructuras de las que se dispondrá

en el año 2005, según la Planificación, se va a proceder

a la ampliación de la capacidad de emisión de las

plantas de Barcelona hasta 1.650.000 m3(n)/h, Huelva

hasta 1.400.000 m3(n)/h y Cartagena hasta

1.050.000 m3(n)/h, y la construcción de dos nuevos

tanques de 150.000 m3 de GNL cada uno, tanto en

Barcelona como en Huelva, y un tanque de 135.000 m3

de GNL y otro de 150.000 en Cartagena. Además se

pondrán en funcionamiento dos nuevas Plantas en

Sagunto y Mugardos, cada una de ellas con 2 tanques de

almacenamiento de 150.000 m3 de GNL y capacidad de

emisión en Sagunto de 750.000 m3(n)/h y en Mugardos

de 322.500 m3(n)/h.

La Planta de Sines (Portugal) que comenzará a funcionar

según las últimas informaciones del Gestor Técnico del

Sistema a principios de 2004. Se considera que será

posible utilizarla a través de intercambios con el gas de

Argelia, por el gasoducto del Magreb, que tiene

contratada la empresa portuguesa Transgas.

206

Figura 6.1.18. Demanda punta prevista para el año 2005

2005

GWh/día m3(n)/h N.º grupos

Demanda convencional punta normal 1.135 4.067.610

Demanda ciclos. Escenario CNE 762 2.730.000 42

Total 1.897 6.797.610

Fuente: CNE

Empezaría a funcionar el almacenamiento de Santa Bárbara

aunque previsiblemente sólo en ciclo de inyección.

Los gasoductos que entrarían en funcionamiento este año

serían, el Barcelona-Tivissa, que asegurará el suministro

en caso de fallo de la Planta de Barcelona, el Algete-Yela,

que serviría para unir el nuevo almacenamiento de Santa

Bárbara a la Red, el Alcázar de San Juan-Alcudia de

Crespins, que posibilitaría el intercambio de gas entre la

zona mediterránea y la zona centro dando seguridad de

suministro al sistema y los gasoductos asociados a la

Planta de Mugardos.

Durante este año se ampliarían las estaciones de

compresión de Tivissa y Arbós, y se pondrían en marcha

dos nuevas estaciones en Alcázar de San Juan y Alcudia

de Crespins.

También se ampliaría la capacidad de entrada por Tarifa

hasta 1.160.000 m3(n)/h.

De acuerdo con los promotores, se retrasaría la puesta en

marcha de la capacidad de emisión de Cartagena hasta el

2006 y la de Barcelona se ampliaría sólo 150.000 m3(n)/h

hasta 1.350.000 m3(n)/h. Además, durante este año se

pondrán en marcha las ampliaciones de las estaciones de

compresión tanto de Algete como de Haro, previstas

según planificación para 2004.

En cuanto a la construcción de dos tanques en cada una

de las plantas de Enagas, S.A., parece viable que se

construya en plazo uno en cada planta, porque ya se han

iniciado los trámites administrativos y se consideran

necesarias operativamente, pero es improbable que estén

disponibles los segundos en las fechas previstas por la

Planificación. Estos tanques que serían el sexto de

Barcelona, el cuarto de Huelva y Cartagena tendrían como

finalidad fundamental dotar a estas plantas de los diez

días de almacenamiento operativo recogido en la

legislación. Según la información proporcionada por

Enagas, S.A. tan sólo el sexto tanque de Barcelona tendría

sentido operativo, pues se prevé sustituir los tanques de

40.000 m3 de GNL hacia el final de esta década.

En la figura 6.1.20 se incluye la simulación del Gestor

Técnico del Sistema para 2005 con el escenario de

demanda convencional y el escenario de ciclos

combinados con 42 grupos de 400 MW.

207

Figura 6.1.19. Capacidad de los medios de producción para el año 2005

2005 Producción en m3(n)/h

En continuo En punta

Barcelona 1.350.000 1.500.000

Huelva 1.400.000 1.400.000

Cartagena 900.000 1.050.000

Bilbao 800.000 800.000

Sagunto 750.000 750.000

Mugardos 322.000 322.000

Tarifa 1.100.000 1.160.000

Larrau 262.000 300.000

Sines (Intercambio) 200.000

Serrablo 312.000

Gaviota 235.000

Yacimientos nacionales 0

Total 7.631.000 8.029.000

Fuente: CNE

A la vista de los datos, el año 2005 sería el primero en la

que por capacidad de entrada se podría suministrar en

continuo la demanda punta. Además y de acuerdo con la

simulación del Gestor del Sistema podría atenderse toda

la demanda tanto convencional como de ciclos

combinados.

Tal como ya se señalaba para 2004, el número de

infraestructuras a construir es elevado y, por lo tanto, es

mayor la probabilidad de no llegar a tiempo con alguna de

ellas. Es, por tanto, primordial evitar retrasos en

tramitaciones de autorizaciones y permisos.

Con la experiencia de estos últimos años sobre la

ejecución de tanques y plantas de regasificación, y a la

vista de la situación de los trámites administrativos de las

plantas de Mugardos y Sagunto, existe una duda

razonable sobre si ambas plantas estarían disponibles en el

año 2005, sobre todo la de Sagunto, aún en trámite de

autorización administrativa. Por este motivo se incluye

una simulación del sistema sin ambas plantas en el año

2005 (figura 6.1.21).

Conforme a la información aportada por Enagas, S.A., a

la vista de la simulación cabe concluir que utilizando las

capacidades máximas de las plantas de regasificación

(en el caso de Barcelona y Cartagena con los equipos de

reserva), las conexiones internacionales y los

almacenamientos, y sin ningún fallo en el sistema, se

podría atender la demanda punta del año 2005.

Funcionamiento del sistema gasista en el año 2006

El escenario de demanda a cubrir en este año sería el

indicado en la figura 6.1.22.

La capacidad de los medios de producción para el año

2006 se recoge en la figura 6.1.23.

208

GaviotaLarrau

Serrablo

Barcelona

1.350.000

25.000

Tarifa

Cartagena890.000

1.190.000

1.100.000

67.500

709.000

25.000

300.000Bilbao766.000

250.000

Mugardos

Sagunto

Huelva

42.000

Sines0

Suministro sin restricciones

Suministro con posiblesrestricciones en punta

Suministro con posiblesrestricciones entemporada invernal

DEMANDA m3(n)/h

• Convencional 4.022.500• Ciclos comb. 2.625.000

Total 6.647.500

42

0

0

42

Cicloscombinados

Funcionamiento en díapunta invernal 2005Unidad: m3(n)/h

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 6.1.20. Funcionamiento del sistema en el año 2005 con el escenario de demanda convencional normal ylos ciclos combinados considerados por la CNE

Las infraestructuras de las que se dispondrá en el año

2006, según la Planificación, en cuanto a plantas de

regasificación sería un quinto tanque de 150.000 m3 de

GNL en Huelva.

Existe en la planificación una ampliación de la planta de

Mugardos recogida como grupo C, por lo tanto aún sin

justificar. La necesidad de esta ampliación dependerá

principalmente de la evolución de la contratación de

nuevos ciclos combinados en Galicia y Asturias.

Respecto a los gasoductos que se pondrán en marcha este

año 2006, podemos destacar, el gasoducto Treto-País

Vasco que uniría Santander y el País Vasco, el Caspe-

Tivissa necesario si entra en funcionamiento el

almacenamiento de Sariñena, el gasoducto Onda Teruel

necesario para suministrar a Teruel, el refuerzo Lemona-

Haro, y la ampliación de Bergara-Irún, condicionada a la

construcción de los refuerzos necesarios en la red

francesa, que permitiría intercambios de gas con el

País Vasco.

209

GaviotaLarrau

Serrablo

Barcelona

1.488.000

220.000

Tarifa

Cartagena1.050.000

1.400.000

1.160.000

126.400

DEMANDA m3(n)/h

• Convencional 4.084.500• Ciclos comb. 2.730.000

Total 6.814.500

Suministro sin restricciones

Suministro con posiblesrestricciones en punta

Suministro con posiblesrestricciones entemporada invernal

42

0

0

42

312.000

312.000Bilbao800.000

Huelva

44.400

Sines72.000

Cicloscombinados

Funcionamiento en díapunta invernal 2005Unidad: m3(n)/h

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 6.1.21. Funcionamiento del sistema en el año 2005, sin Mugardos ni Sagunto, con el escenario dedemanda convencional normal y los ciclos combinados considerados por la CNE

Figura 6.1.22. Demanda punta prevista para el año 2006

2006

GWh/día m3(n)/h N.º grupos

Demanda convencional punta normal 1.184 4.243.216

Demanda ciclos. Escenario CNE 798 2.860.000 44

Total 1.982 7.103.216

Fuente: CNE

210

Figura 6.1.23. Capacidad de los medios de producción para el año 2006

2006 Producción m3(n)/h

En continuo En punta

Barcelona 1.350.000 1.500.000

Huelva 1.400.000 1.400.000

Cartagena 1.050.000 1.050.000

Bilbao 800.000 800.000

Sagunto 750.000 750.000

Mugardos 322.000 322.000

Tarifa 1.100.000 1.160.000

Larrau 262.000 300.000

Sines (intercambio) 200.000

Serrablo 312.000

Gaviota 235.000

Yacimientos nacionales 0

Total 7.781.000 8.029.000

Fuente: CNE

GaviotaLarrau

Serrablo

Barcelona

1.350.000

112.000

Tarifa

Cartagena992.000

1.400.000

1.100.000

9.600

709.000

DEMANDA m3(n)/h

• Convencional 4.284.000• Ciclos comb. 3.187.500

Total 7.471.000

Suministro sin restricciones

Suministro con posiblesrestricciones en punta

Suministro con posiblesrestricciones entemporada invernal

44

0

0

44

109.000

300.000Bilbao800.000

Sagunto

Huelva

41.500

Sines0

Mugardos 322.000

Reus112.000

Sariñena112.000

S. Bárbara0 Ciclos

combinados

Funcionamiento en díapunta invernal 2006Unidad: m3(n)/h

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 6.1.24. Funcionamiento del sistema en el año 2006 con el escenario de demanda convencional normal ylos ciclos combinados considerados por la CNE

Las estaciones de compresión previstas para este año son

la de Oliva, asociada a la posibilidad de suministrar gas a

las islas Baleares mediante gasoducto, y la de Lumbier,

condicionada a la existencia de contratos de entrada

adicionales por Larrau.

Durante este año podrían ponerse en funcionamiento dos

nuevos almacenamientos subterráneos, uno en Sariñena

y otro en Reus, que previsiblemente comenzarían a

llenarse este año, pudiendo producir sólo en puntas de

demanda.

Según los promotores, se procederá durante este año a la

ampliación de la capacidad de emisión de Cartagena hasta

1.050.000 m3(n)/h, prevista en el escenario de

planificación para 2005. No existe ninguna información

sobre la disponibilidad del quinto tanque de

almacenamiento en Huelva.

En la figura 6.1.21 se incluye la simulación del Gestor

Técnico del Sistema para 2005 con los dos escenarios de

demanda convencional que consideramos y el escenario de

ciclos combinados con 44 grupos de 400 MW.

Una vez realizado el importante esfuerzo inversor del

año 2005, en el año 2006 se puede atender toda la

demanda convencional y de ciclos combinados, mejor aún

en este caso, ya que previsiblemente se dispondrá de los

almacenamientos de Reus y Sariñena. Si no estuvieran

disponibles estos almacenamientos, los almacenamientos

subterráneos antiguos podrían fácilmente asumir el caudal

que suministran los nuevos.

6.1.4. Capacidad de transporte del sistema.

Seguridad de suministro

La construcción de gasoductos de transporte va

íntimamente ligada a la situación de los puntos de entrada

al sistema gasista y a la situación de la demanda. Siendo

España un país sin apenas yacimientos de gas y existiendo

zonas con altas demandas alejadas de dichas entradas,

como el centro del país, se comprende que se realice un

importante esfuerzo de transporte por la elevada distancia

a recorrer.

Los criterios de diseño de los gasoductos de transporte

intentan reducir al mínimo la distancia media de

transporte y optimizar el diámetro para aprovechar al

máximo las ventajas de las economías de escala. No hay

que olvidar que en un país con la elevada tasa de

crecimiento de demanda de España es aconsejable diseñar

los gasoductos con el diámetro suficiente que permita

tener capacidad para atender la demanda que se pueda dar

en un horizonte no inferior a diez años, añadiendo la

compresión adecuada. El horizonte temporal se ampliaría

si fuese previsible encontrar problemas en la duplicación

de los mismos.

Además, desde el punto de vista de la seguridad de

suministro es aconsejable el aumento del mallado de la red.

En este sentido las infraestructuras previstas en el

horizonte de este estudio que responden a este criterio son

fundamentalmente las ligadas al eje transversal, el

gasoducto Alcázar de S. Juan-Alcudia de Crespins, y las

dos estaciones de compresión situadas en los extremos de

este gasoducto.

Las duplicaciones de red de transporte previstas, junto con

las estaciones de compresión asociadas, además de su

finalidad de aumento de capacidad de transporte, sirven

igualmente para aumentar la garantía de suministro. Son

destacables por su magnitud, el gasoducto Huelva-Madrid,

el Tivissa-Barcelona, el Lemona-Haro y el Caspe-Tivissa.

De la misma forma, y fuera del horizonte de este estudio,

el gasoducto Almería-Eje trasversal ligado al Medgaz,

aumentará la capacidad del sistema y la seguridad de

suministro, lo mismo que el Llanera-Planta de Bilbao.

6.1.5. Capacidad de almacenamiento del sistema

Tal como se ha señalado en el capítulo 2, en el sistema

gasista existe capacidad de almacenamiento en tanques de

211

GNL, en almacenamientos subterráneos y en gasoductos.

Estas tres ubicaciones han de hacer frente a las

necesidades de almacenamiento operativo, estacional y

estratégico.

A continuación vamos a revisar algunos de los contenidos

de la última propuesta de Directiva Europea, en relación a

los almacenamientos, para posteriormente analizar la

situación en España de los distintos tipos de

almacenamiento.

La seguridad de suministro ligada

al Almacenamiento del Sistema Gasista en la

nueva Propuesta de Directiva Europea

La Propuesta de Directiva presentada en septiembre de

2002 por la Comisión Europea resalta la importancia de

los almacenamientos para la Seguridad de suministro.

Las diferencias de almacenamiento en cada Estado

Miembro quedan reflejadas en la siguiente gráfica que

representa el porcentaje de almacenamiento respecto al

consumo.

La Unión Europea tiene en promedio una capacidad de

almacenamiento equivalente a 50 días de autonomía (14%

del consumo total), destacan Austria (115 días), Francia

(95 días), Alemania e Italia (80 días), mientras que

España se encuentra por debajo de la media, aunque de

acuerdo con los datos que dispone la CNE la capacidad de

almacenamiento en España es mayor que la que figura en

la tabla.

En relación con el nivel de existencias de gas, el borrador

de Directiva propone que los Estados Miembros deberán

definir un nivel mínimo de reservas de gas para garantizar

el abastecimiento. Para establecer este nivel se tendrán en

cuenta las posibilidades geológicas y económicas de

almacenamiento de cada Estado Miembro.

La legislación española relativa a almacenamiento de gas

natural establece unas existencias mínimas de seguridad

equivalentes a 35 días de las ventas firmes. Esta

obligación tiene por objeto asegurar la seguridad y

continuidad del suministro de gas natural máxime

teniendo en cuenta nuestra dependencia externa en los

aprovisionamientos.

Existe una carencia regulatoria en este punto, al no

haberse aprobado el Reglamento de reservas estratégicas,

seguridad de suministro y diversificación de existencias.

Este reglamento debe dilucidar la forma de contabilizar

las existencias de seguridad (si se consideran sólo las de

los almacenamientos subterráneos o si también se pueden

212

30%

25%

20%

15%

10%

5%

0%A F D I DK EU NL E B GR UK FIN IRL L P S

24

22 22

18

14

6 64 4 4

0 0 0 0 0

Fuente: Comisión Europea

Figura 6.1.25. Almacenamiento/consumo porcentual de cada Estado Miembro

contabilizar como reservas de seguridad el

almacenamiento operativo en tanques o gasoductos) y

además se debe poner en marcha la inspección y control

de las obligaciones de mantenimiento de dichas

existencias, hasta ahora inexistente1. Igualmente, se debe

clarificar el concepto de interrumpibilidad a efectos de

determinar el consumo que puede quedar exento del

mantenimiento de estas existencias de seguridad, y dónde

y cómo se proporcionan los cinco días de almacenamiento

incluidos en el peaje conjunto de transporte y

distribución, ya que los gasoductos no llegan a tener dos

días de capacidad de almacenamiento.

La propuesta de Directiva resalta el importante papel que

juega el almacenamiento subterráneo, no sólo en caso de

emergencia, sino también en operación normal y de ahí

que se pretenda localizar almacenamientos tan cerca de

los grandes centros de consumo como sea posible. Los

almacenamientos, por tanto, tienen varias funciones que

incluyen:

1. Reserva estratégica: como se ha comentado

anteriormente garantiza el suministro en caso de

emergencia, siendo particularmente importante en los

países miembros con alta dependencia de

importaciones de fuera de la Unión.

2. Almacenamiento estacional: el gas se inyecta en los

meses de verano y se extrae en invierno, de manera

que se pueda suministrar la demanda punta de invierno

sin sobredimensionar las entradas al sistema.

3. Ajuste del balance diario. En España no se utilizan con

esa finalidad, en primer lugar por la existencia de

almacenamiento operativo y en segundo lugar porque

los almacenamientos españoles, antiguos yacimientos

son lentos a la hora de cambiar su régimen de

producción.

4. Modulación de los precios del gas: en mercados

liberalizados maduros podría utilizarse para optimizar

variaciones en los precios del gas; es de esperar que en

mercados en competencia el precio del gas sea reflejo

de la oferta y la demanda y por tanto más volátil. En

esta situación, el gas almacenado podría ser extraído

para limitar dicha volatilidad. En el caso de España,

esta aplicación no sería viable en estos momentos, en

primer lugar por carecer de capacidad suficiente de

almacenamiento y en segundo lugar por no disponer de

un mercado secundario desarrollado.

5. Flexibilidad del sistema, proporciona una herramienta

más para gestionar el sistema.

6. Apoyo al transporte aliviando restricciones puntuales

de capacidad y situaciones críticas de presión.

Capacidad de almacenamiento en el Sistema

Gasista Español

En este apartado se considera en primer lugar la

capacidad de almacenamiento de los tanques de GNL para

ver si responde a las obligaciones de almacenamiento

operativo. Posteriormente se analiza la capacidad en los

almacenamientos subterráneos en relación con la

necesidad de disponer de almacenamiento estratégico.

Capacidad de almacenamiento en tanques de GNL

Vamos a analizar en primer lugar la disponibilidad de

almacenamiento en tanques de GNL por cada planta de

regasificación. De acuerdo con el Real Decreto 949/2001

la capacidad de almacenamiento a que da derecho el

peaje de regasificación es de cinco días de la capacidad

diaria contratada hasta el 2004 y a partir de este año,

diez días.

Se supone que la capacidad de regasificación contratada

coincidirá con el caudal máximo diario de cada planta

correspondiente a la punta invernal anual (la capacidad de

regasificación de la planta puede ser superior).

213

1 La inspección y control de las existencias mínimas y deseguridad de gas corresponde a la CORES, de acuerdo con elartículo 7, punto 14 del RD-L 6/2000.

Para el cálculo de los días de autonomía en tanques,

dividimos la capacidad de almacenamiento de los tanques

entre el caudal máximo diario previsto en cada una de las

plantas de regasificación cada año. Del volumen total de

los tanques descontaremos un 10% correspondiente a los

talones.

Con estos datos se calculan los días de autonomía máxima

de cada planta, figura 6.1.26.

A la vista de estos resultados, la conclusión es que el

sistema queda por debajo de los diez días que son

necesarios en 2004 cumpliendo el resto de los años con lo

establecido.

Aunque la planificación incluya dos nuevos tanques en

cada planta de Enagas, S.A. para 2005, para asegurar los

10 días de autonomía, no parece que existan avances en la

tramitación de estos proyectos. Si estos tanques no están

disponibles en las fechas previstas, difícilmente se

alcanzarán los niveles de autonomía deseados.

Capacidad de los almacenamientos subterráneos

De acuerdo con el artículo 98 de la Ley del Sector de

Hidrocarburos, los transportistas y comercializadores que

incorporen gas al sistema deben mantener unas

existencias mínimas de seguridad equivalentes a 35 días

de sus ventas firmes.

En el cálculo de la capacidad de los almacenamientos

subterráneos se considera la capacidad útil de

almacenamiento. En este caso vamos además a incluir en

la capacidad de gas útil el tercio de gas colchón extraíble

por medios mecánicos. La capacidad de almacenamiento

de las plantas de regasificación y gasoductos de transporte

se computa sin el inmovilizado.

A partir del conocimiento de las necesidades operativas

de almacenamiento que el Gestor Técnico del Sistema

estima y utiliza por este orden: gasoductos, plantas y

almacenamientos subterráneos, se podrá llegar al

cálculo de los días de almacenamiento estratégico

existente en el sistema.

Para el cálculo de los días de autonomía correspondientes

a las existencias estratégicas o de seguridad en

almacenamientos, se considera la demanda firme

correspondiente al día medio anual, restando de la

demanda total la demanda del mercado interrumpible. Se

ha considerado como hipótesis que el mercado térmico

convencional es interrumpible y que todos los nuevos

ciclos son firmes y por tanto deben disponer de reservas

estratégicas.

Resulta evidente que las necesidades de almacenamiento

operativo superan la capacidad de gasoductos y tanques

de GNL, siendo preciso utilizar los almacenamientos

subterráneos para almacenamiento operativo. Esto es

214

Figura 6.1.26. Autonomía de tanques de GNL

Autonomía Tanques de GNL 2002 2003 2004 2005 2006

días días días días días

Barcelona 4,5 4,6 4,7 10,2 9,8

Huelva 8,0 8,2 4,2 8,4 10,7

Cartagena 8,0 4,9 4,2 12,6 10,4

Bilbao 8,7 8,9 9,5 9,2

Mugardos 23,7 22,9

Sagunto 10,2 9,8

Total 5,4 5,9 5,4 10,8 10,8

Fuente: CNE

especialmente acusado hasta el año 2005, pero aún a

partir de este año, a pesar del importante aumento del

volumen de almacenamiento en plantas de GNL, sigue

siendo necesario debido a los cinco días incluidos en el

peaje de transporte que no existen en gasoducto.

Además, el año 2005 es el año de inflexión en los días de

existencias estratégicas, debido sobre todo a la

disponibilidad de los tres nuevos almacenamientos

subterráneos. A partir de este punto se cumple con la

normativa vigente en materia de existencias mínimas.

6.1.6. Cobertura de la demanda

con las infraestructuras previstas

En la figura 6.1.28 se compara la demanda del día punta

de cada año (demanda punta año normal), con la

capacidad máxima punta de los puntos de entrada, para

obtener la diferencia o grado de cobertura entre la

capacidad de entrada y la demanda.

Estos resultados obtenidos son congruentes con el análisis

que se había realizado hasta ahora del sistema, bien

entendido que el cuadro anterior refleja la capacidad de

entrada al sistema, pero no refleja las restricciones que

existen en el sistema de transporte y distribución.

Aún así, parece claro concluir que los inviernos 2002/2003

y 2003/2004 pueden presentar problemas de cobertura de

demanda, si se dan situaciones de demanda punta

superiores a las previstas o si la capacidad de las entradas

en ese momento fuese inferior a la descrita. Es importante

recordar que las plantas de regasificación pueden ver

disminuida su capacidad por falta de abastecimiento de

215

Figura 6.1.27. Capacidad de los almacenamientos

Mm3(n) 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda firme 18.652 23.589 26.794 28.926 30.812

Volumen almacenamiento para 35 días 1.789 2.262 2.569 2.774 2.955

Gasoductos

Barcelona 125 125 125 282 282

Huelva 84 84 84 240 318

Cartagena 84 84 84 232 232

Bilbao 0 78 157 157 157

Mugardos 0 0 0 157 157

Sagunto 0 0 0 157 157

Total plantas 292 371 449 1.224 1.302

Serrablo 775 993 1.153 1.153 1.153

Gaviota 1.346 1.346 1.346 1.346 1.346

St. Bárbara 167 667 800

Reus 100 367

Sariñena 100 367

Total almacenamiento subterráneos 2.121 2.339 2.666 3.366 4.033

Total almacenamiento 2.459 2.762 3.172 4.654 5.401

Necesidades operativas 1.260 1.308 1.384 1.452 1.527

Almacenamiento estratégico 1.199 1.454 1.788 3.202 3.874

Días de autonomía 2002 2003 2004 2005 2006

Almacenamiento estratégico 23 22 24 40 46

Fuente: CNE

gas, si se producen cierres de puertos. En concreto, la

Planta de Barcelona, por su tipo de aprovisionamiento, con

más de dos días de cierre de puertos en el Mediterráneo,

podría comenzar a limitar su emisión.

También debe tenerse en cuenta que algunos de los

contratos de acceso para los ciclos combinados

contemplan la posibilidad de cortes en días de demanda

punta o durante todo el invierno, convirtiéndose éste en un

instrumento de regulación de demanda decisivo ante

posibles situaciones de desabastecimiento.

Tradicionalmente, el instrumento de regulación de la

demanda del sistema es el mercado interrumpible, pero si se

excluyen las térmicas convencionales con una demanda

considerable, que tienen contratos interrumpibles y son un

mercado a extinguir a lo largo del horizonte del estudio, el

mercado industrial interrumpible está desapareciendo, porque

no existe un peaje interrumpible y, por tanto, todos los

clientes que dejan de suministrarse a tarifa son firmes. La

conclusión es que salvo cambios en la regulación no existirá

en los próximos años mercado interrumpible significativo

que sirva para regular la demanda en situaciones críticas.

A partir de 2004 se podría hablar de cobertura total de la

demanda por la existencia de un margen razonable de

capacidad residual. No obstante los valores óptimos, el

criterio n-1, comienza a cumplirse a partir del año 2005,

siempre bajo el supuesto de la construcción de las

infraestructuras en los plazos previstos.

6.1.7. Consideraciones relativas al suministro

a los ciclos combinados

Como ya se ha mencionado con anterioridad, los ciclos

combinados tienen contratos de acceso al sistema gasista

216

Figura 6.1.28. Balance de la capacidad máxima de entrada al sistema y la demanda punta normal

GWh/día 2002 2003 2004 2005 2006

Demanda

Punta normal 1.071 1.213 1.449 1.897 1.982

Capacidad por punto de entrada

Barcelona 335 335 377 419 419

Huelva 126 126 251 391 391

Cartagena 167 209 251 293 293

Bilbao 112 223 223 223

Sagunto 209 209

Mugardos 90 90

Tarifa 223 223 223 324 324

Larrau 84 84 84 84 84

Sines (Intercambio) 56 56

AA. SS. Gaviota 66 66 66 66 66

AA. SS. Serrablo 56 87 87 87 87

Yacimientos nacionales

Total capacidad 1.072 1.257 1.569 2.241 2.241

Balance capacidad-demanda 1 44 120 344 259

Grado cobertura demanda [%] 100% 104% 108% 118% 113%

Fuente: CNE

de carácter firme. Sin embargo algunos contratos

presentan cláusulas de interrumpibilidad de suministro de

gas en uno o varios períodos invernales de 2002/2003,

2003/2004 y 2004/2005, dependiendo básicamente de su

localización y fecha de firma del contrato.

Existen dos tipos de restricciones, una en la que el corte

sólo se realizaría durante un máximo de seis días a lo

largo del invierno, en días continuos o alternos y otro que

afecta a un número menor de centrales en los que el corte

podría durar todo el invierno.

En algunos contratos, además, existen condicionantes para

que se dé el servicio objeto del contrato. Por un lado

recogen las infraestructuras gasistas que los promotores

de infraestructuras deben tener en operación para hacer

efectivo el servicio y, por otro, los hitos de los proyectos

de los ciclos combinados que han de cumplirse.

217

Infraestructuras necesarias

Ubicación Fecha de Plantas de regasificación Nuevos gasoductos Estaciones deciclos entrada en compresión

operación

- Incremento de emisión hasta450.000 m3(n)/h y nuevo tanque - Ampliación de

Castellón 2003 de almacenamiento de 105.000 m3 Onteniente-Paterna EC de PaternaGNL en Cartagena.

- Incremento de emisión a 72 barhasta 120.000 m3(n)/h en Barcelona

- Incremento de capacidad de emisión - Ampliación deTarragona 2003 Planta de Barcelona hasta Barcelona-Tivissa EC de Tivissa y

900.000 m3(n)/h en red de 72 bar Bañeras- Nuevo atraque y nuevo tanque de

150.000 m3 en Barcelona. Ampliación - Ampliación dePaís Vasco 2005 de la regasificación hasta Barcelona-Tivissa EC de Tivissa y

1.250.000 m3(n)/h Bañeras- Ampliación de la Planta de Bilbao - Nueva EC de

hasta 800.000 m3(n)/h Zaragoza- Tercer tanque de 128.000 m3 de GNL

en Cartagena y capacidad de - Ampliación ECCartagena 2005 regasificacion de 1.050.000 m3(n)/h Huelva-Madrid Sevilla

- Tercer tanque de 150.000 m3 de GNL - Nueva EC enen Huelva y capacidad de regasificación Córdobade 900.000 m3(n)/h

- Incremento de emisión a 72 bar - Ampliación deCádiz 2004-2006 hasta 900.000 m3(n)/h en Huelva Huelva-Córdoba EC de Sevilla

- Nueva EC enPaterna

Huelva 2005 - Incremento de emisión a 72 barhasta 900.000 m3(n)/h en Huelva Huelva-Córdoba

Toledo 2005 - Incremento de emisión a 72 barhasta 900.000 m3(n)/h en Huelva Huelva-Córdoba

Zaragoza 2006 - Incremento de emisión Onteniente-Paternahasta 750.000 m3(n)/h en Cartagena Barcelona-Tivissa

Figura 6.1.29. Construcción de infraestructuras vinculadas a contratos de ciclos de generación

Básicamente el titular de la instalación gasista puede

quedar eximido de proporcionar el servicio cuando no

teniendo lista la instalación especificada, esta se ha

retrasado por causas ajenas a su voluntad, ya que el titular

ha cumplido con los hitos señalados en los contratos, en

cuanto a petición de autorizaciones.

En la figura 6.1.29 se resumen estas restricciones

clasificadas por ubicaciones de los ciclos.

6.1.8. Conclusiones sobre el funcionamiento del

sistema gasista en el período 2002-2006

1. Los importantes aumentos en la demanda de gas

natural previstos, tanto para el mercado convencional

como para la alimentación de nuevas centrales de ciclo

combinado, y la saturación de las infraestructuras

actuales, exigen un gran esfuerzo de construcción de

nuevas infraestructuras de transporte, regasificación y

almacenamiento de gas natural.

En cuanto a los criterios de planificación, empezarán a

poder cumplirse en el año 2005. A partir de este año

podría atenderse la demanda de invierno con el criterio

n-1 (sin que se encuentre disponible alguna de las

entradas al sistema), incluso la demanda punta.

Además se dispondrá en ese año de más de un 10% de

capacidad de entrada excedentaria y se aumenta la

conexión internacional a través de Tarifa. En 2006 el

grado de cobertura de la demanda se sitúa en un

113 %, superior al 110 % establecido como criterio de

diseño.

Por ello, en el horizonte del estudio (2006) se

consideran adecuadas las infraestructuras incluidas en

la Planificación.

2. En el corto plazo (2002-2004) pueden existir

problemas de suministro. Concretamente en los dos

próximos inviernos puede ser necesario dejar de

suministrar la demanda interrumpible en situaciones de

punta de invierno, o hacer efectivos las interrupciones

previstas en los contratos de acceso con los ciclos

combinados.

3. Para hacer frente a estos problemas de suministro a

corto plazo son especialmente urgentes ciertas

infraestructuras críticas para aumentar la capacidad de

entrada y de transporte del sistema.

Se consideran como infraestructuras más urgentes las

siguientes:

• El atraque de la planta de Barcelona en el año 2003.

• La planta de Bilbao con los dos tanques de

150.000 m3 de GNL y 400.000 m3(n)/h de emisión

en 2003 y su ampliación hasta 800.000 m3(n)/h

en 2004.

• Las ampliaciones de capacidad de emisión en las

plantas de Barcelona, Huelva y Cartagena previstas

hasta 2004 y la nueva EC de Elche en 2004. A partir

de 2005 la ampliación de capacidad de emisión bien

con las plantas existentes, bien con las plantas de

Sagunto y Mugardos.

• El gasoducto Huelva-Córdoba-Madrid, con la

ampliación de la EC de Sevilla y la nueva EC de

Córdoba en 2004, ligado a la ampliación de emisión

de la planta de Huelva.

• El quinto tanque de almacenamiento de Barcelona y

los terceros en Huelva y Cartagena en 2005.

• El gasoducto Barcelona-Tivissa en 2005.

Son también urgentes los siguientes gasoductos de

refuerzo para atender los crecimientos de la demanda

local:

• En Cataluña, el gasoducto Castelnou-Tamarite de

Llitera en 2003 y en su defecto el Subirats-Odena

en 2004.

218

• El semianillo Suroeste de Madrid en 2003.

• En Navarra, el gasoducto Falces-Estella-Izurzún

en 2004.

• El Castellón-Onda en 2004.

4. La necesidad de disponer de los refuerzos de

infraestructura en un plazo de tiempo corto, hace

necesario un esfuerzo tanto de los operadores como de

la Administración para agilizar y acelerar los plazos de

tramitación de autorizaciones y construcción de

infraestructuras.

5. Es de destacar el esfuerzo que se debe realizar en los

próximos años en la construcción de

almacenamientos subterráneos. Previsiblemente se

dispondrá al final del período analizado de tres

nuevos almacenamientos con mayor capacidad que la

de los actuales. No se puede tener certeza sin

embargo de que todas las estructuras analizadas

acaben dando buenos resultados, por lo que podría no

llegarse a tener tanta capacidad como la prevista. En

este caso sería difícil alcanzar los 35 días de

almacenamiento estratégico, produciéndose además la

cobertura de la demanda de forma menos holgada.

También en este punto existen carencias regulatorias,

al no haberse publicado el Reglamento de Seguridad de

Suministro, Diversificación y Reservas Mínimas.

Igualmente se debe resolver el problema de la

retribución de las inversiones realizadas en

almacenamientos que resulten fallidos.

6. Por último, pero no menos importante, el desarrollo

energético de Baleares requiere de la realización

urgente de los estudios técnicos y económicos

pertinentes, contando con los ya existentes, y

evitándose al máximo las posibles demoras. Por tanto,

existe plena coincidencia en este sentido con la

Planificación, que señala que estos análisis deben estar

concluidos a lo largo de 2003.

6.1.9. Actualización con los datos provisionales

de cierre de 2002

A lo largo del año 2002 se dispone de información de la

puesta en funcionamiento de las siguientes

infraestructuras:

• Almacenamiento subterráneo Serrablo 738 m3.

• 2.º tanque capacidad 105.000 m3 de la Planta de

Cartagena.

• Gasoducto Olmedo-Medina (Valladolid) a 80 bar.

• Ramal Gajano-Treto con 33 km de longitud y 12’’.

• Gasoducto Puente Genil-Málaga con 120 km

construidos en 20’’, 16’’ y 10’’.

• Fase I del gasoducto Cartagena-Lorca de 24,1 km y 20’’.

A continuación, se analiza la capacidad del sistema para

atender la demanda de la punta invernal de gas en el

invierno 2002/2003, que se produjo el día 9 de enero de

2003 con 999 GWh. Esta demanda supera en un 6,5% la

punta del invierno anterior que se había producido el día

19 de diciembre de 2001 con 938 GWh (figura 6.1.30).

Es preciso reseñar que la punta de demanda convencional

que se registró el día 9 fue de 862 GWh, mientras que el

día 14 de enero de 2003 la demanda convencional fue de

904 GWh, que sin embargo no llevó a la punta máxima,

dado que las centrales de generación tenían limitaciones

en su funcionamiento.

La demanda máxima para generación que agrupa a los

ciclos combinados y a las centrales térmicas

convencionales, el día 9 de enero de 2003 fue de 97 GWh,

mientras que el día 12 de septiembre de 2002 alcanzó los

220 GWh.

Además, desde el día 10 de enero hasta el 24 de enero,

existieron restricciones en el suministro de centrales de

generación, con limitaciones que suponían la ausencia de

gas para centrales convencionales y restricciones de

producción a los ciclos combinados. Estos únicamente

han podido funcionar con la disponibilidad de carga que

219

Enagas, S.A. señalaba, durante un determinado número de

horas al día.

A la vista de lo anterior cabe señalar que si no hubiesen

existido restricciones al consumo de las centrales de

generación eléctrica, la punta de demanda se hubiese

producido probablemente el día 14 de enero de 2003, en

una cantidad muy superior.

Durante la semana de máxima demanda funcionaron al

máximo conexiones internacionales y almacenamientos,

mientras que las plantas de GNL no pudieron alcanzar su

máximo por déficit de GNL en las tres plantas de

Enagas, S.A., lo que obligó a regular el mercado. Quedó

también patente este déficit de gas en las bajas presiones

registradas en toda la Red Básica.

Por tanto, el sistema demanda la construcción de nuevos

puntos de entrada, como las plantas de GNL previstas en

Bilbao, Mugardos y Sagunto que permitan la

diversificación de aprovisionamientos y la seguridad de

suministro.

De la misma forma es imprescindible la construcción de

nuevos almacenamientos que aporten mayor capacidad de

extracción en situaciones de demanda punta, así como

aumentar el número de tanques de GNL en las plantas de

regasificación existentes, para aumentar sus días de

autonomía.

Se registraron presiones inferiores a 20 bar en la red de

transporte en Madrid y Navarra, que denuncian además la

necesidad de construcción de las infraestructuras en

proyecto, tales como el refuerzo de las redes de Navarra

con el gasoducto Falces-Estella-Izurzún o el

desdoblamiento del gasoducto Córdoba-Madrid. También

las presiones de 25 bar en Huesca denuncian la urgente

necesidad del gasoducto Subirats-Odena.

220

Figura 6.1.30. Adecuación de la capacidad de las infraestructuras a la demanda para el día punta del invierno2002/2003

Demanda de gas Demanda punta 9-01-2003GWh/día

Convencional (firme e interrumpible) 862

Demanda por plantas satélites 40

ATR internacional (Huelva-Transgas) 0

CCGT 75

Térmica convencional 22

Total 999

Puntos de entrada Producción real Capacidad Capacidad9-01-2003 máxima punta máxima en continuo

Barcelona 281 350 240

Cartagena 117 168 126

Huelva 99 139 125

Larrau 74 74 74

Tarifa 243 230 217

Yacimientos nacionales 17 18 18

Total plantas, conexiones y yacimientos 831 979 801

Almacenamientos subterráneos 108 126 110

Total 939 1.105 911

Balance entrada/Demanda 94% 111% 91%

En cualquier caso, y ante posibles problemas en el

próximo invierno sería recomendable prever en

condiciones de operación normales y dentro de las

posibilidades de logística de metaneros, unos niveles altos

en tanques para hacer frente a posibles olas de frío. El

funcionamiento ideal de los meses de invierno para paliar

los cierres de puerto sería disponer de suficiente GNL

para operar con la plantas al máximo confiando la función

de regulación a las conexiones internacionales y

almacenamientos.

6.2. Adecuación de la red de transporte deenergía eléctrica para la garantía delsuministro: corto y medio plazo

6.2.1. Criterios de funcionamiento y seguridad

para la operación de la red de transporte

de energía eléctrica

La red de transporte de energía eléctrica debe ser diseñada

y planificada de modo que, en la operación del sistema

eléctrico, se garantice la continuidad del suministro con la

calidad requerida.

Los parámetros que permiten supervisar el estado del

sistema eléctrico son fundamentalmente: la frecuencia, las

tensiones de los nudos y los niveles de carga de los

diferentes elementos de la red de transporte (líneas,

transformadores y aparamenta asociada).

En estado normal de funcionamiento del sistema, los

niveles de carga no deben superar la capacidad nominal

de los transformadores, ni la capacidad térmica

permanente de las líneas definidas para las diferentes

épocas del año.

Asimismo, el sistema debe mantener, incluso ante

contingencias, sus parámetros de control dentro ciertos

límites. Las contingencias que deben ser consideradas en

los análisis de seguridad son:

• El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del

sistema (criterio N-1).

• El fallo simultáneo de los dos circuitos de las líneas de

doble circuito que compartan apoyos a lo largo de más

de 30 km de su trazado.

• En situaciones especiales, cuando la puesta en práctica

de las medidas de operación tras una contingencia

requiera un tiempo excesivo, debe considerarse

también el fallo del mayor equipo generador de la

zona y de una de sus líneas de interconexión con el

resto del sistema.

Fallo simple (Criterio N-1)

• No deben producirse cortes de mercado.

• No deben producirse sobrecargas permanentes en las

líneas respecto a su límite térmico estacional,

pudiéndose admitir sobrecargas transitorias de hasta un

15% con una duración inferior a 20 min.

• No deben producirse sobrecargas permanentes en los

transformadores respecto a su potencia nominal, salvo

en invierno, en que se admite una sobrecarga máxima

de un 10%.

• Las tensiones en situación estable deben estar

comprendidas entre los límites de la figura 6.2.1:

221

Mínimo Máximo

Nivel de 400 kV 380 (95 %) 435 (108.7 %)

Nivel de 220 kV 205 (93 %) 245 (111 %)

Fuente: REE

Figura 6.2.1. Tensiones admisibles ante fallo simple

Pérdida de líneas de doble circuito o fallo

simultáneo del mayor grupo generador de una

zona y de una línea de interconexión de la misma

con el resto del sistema

• No deben producirse cortes de mercado.

• No deben producirse sobrecargas en las líneas

superiores al 15% de su límite térmico estacional.

• No deben existir sobrecargas en los transformadores

superiores al 20% en invierno, al 10% en verano, ni al

15% en las restantes temporadas.

• Las tensiones en situación estable deben estar

comprendidas entre los límites de la

figura 6.2.2.

6.2.2. Capacidad de acceso a la red de transporte

de energía eléctrica: evacuación y suministro

Conforme a la información facilitada por el Gestor Técnico

del Sistema Eléctrico a continuación se describe el grado de

adecuación de la actual red de transporte de energía

eléctrica para garantizar el suministro en el corto y medio

plazo, tanto en lo referente a la evacuación de la energía de

las nuevas centrales de generación, como en lo referente al

adecuado suministro a los consumidores de energía

eléctrica, y todo ello de acuerdo a los criterios de seguridad

exigibles a toda red de transporte de energía eléctrica.

La oportunidad de acceso a la red de transporte por parte de

un agente, ya sea éste un generador o un consumidor de

energía, en una determinada ubicación geográfica, depende

de un conjunto de factores, entre los que cabe destacar:

222

Mínimo Máximo

Nivel de 400 kV 375 (93.75 %) 435 (108.7 %)

Nivel de 220 kV 200 (90 %) 245 (111 %)

Fuente: REE

Figura 6.2.2. Tensiones admisibles ante fallo múltiple

Tensión Zona P.H. invierno P.S. invierno P.H. verano P.S. verano Media de(kV) (N.º de nudos) escenarios

Sur (13) 1.007 1.102 402 506 754Centro (15) 911 1.701 575 969 1.039Levante (17) 2.424 2.156 1.775 1.495 1.963

400 Nordeste (21) 1.231 1.249 845 827 1.038Norte (21) 1.391 1.538 637 1.220 1.197Noroeste (18) 667 1.526 893 920 1.002

Total peninsular 1.286 1.548 869 1.010 1.178

Sur (45) 658 649 337 334 495Centro (76) 428 568 320 380 424Levante (31) 816 793 499 472 645

220 Nordeste (92) 535 569 338 370 453Norte (88) 561 659 427 506 538Noroeste (68) 342 453 270 311 344

Total peninsular 523 595 355 396 467

Fuente: REE

Figura 6.2.3. Capacidad de evacuación adicional media sin teledisparo en situación N-1 (MW). Año 2002

• Disponibilidad de capacidad de red en su entorno, cuya

evaluación incluye los criterios de seguridad para la

operación del sistema.

• Volumen de las instalaciones de conexión a la red de

transporte y, en su caso, de los refuerzos locales.

• Riesgo de aparición de restricciones que puedan

impedir la evacuación/suministro de la energía.

Existen otros aspectos que tienen consecuencias sobre la

eficiencia de funcionamiento del sistema, aunque hoy por

hoy no constituyen condiciones de limitación al acceso.

Entre éstas cabe destacar el equilibrio energético en las

distintas zonas geográficas, con la consiguiente

minimización de las pérdidas de la red y, al mismo

tiempo, la disminución del riesgo de aparición de

congestiones.

De acuerdo con lo anterior, Red Eléctrica de España, S.A.,

en su calidad de Operador del Sistema y Gestor de la Red

de Transporte, viene realizando estudios de acerca de las

posibilidades que ofrece la red de transporte para la

evacuación y el suministro de energía a los potenciales

agentes que se conecten a ella.

Conforme a los resultados aportados por el Gestor se

presenta en este punto la capacidad de la red de transporte

actual, año 2002, para admitir incrementos de generación y

de suministros de demanda, de acuerdo con diferentes

escenarios. Los resultados deben tomarse como orientativos

y no excluyen, en ningún caso, la necesidad de realizar

análisis particulares para cada caso de solicitud de acceso.

A este fin, se ha clasificado el sistema eléctrico

peninsular español en seis zonas: Sur, Centro, Levante,

Nordeste, Norte y Noroeste.

Como situaciones significativas se han considerado las

que combinan los factores estacional e hidrológico en las

consideraciones de punta horaria más representativas:

• Situación punta de invierno en hidraulicidad húmeda.

• Situación punta de invierno en hidraulicidad seca.

• Situación punta de verano en hidraulicidad húmeda.

• Situación punta de verano en hidraulicidad seca.

223

Tensión Zona P.H. invierno P.S. invierno P.H. verano P.S. verano Media de(kV) (N.º de nudos) escenarios

Sur (13) 1.773 1.787 1.295 1.255 1.528

Centro (15) 2.093 2.573 1.491 1.694 1.963

Levante (17) 2.914 2.671 2.315 2.026 2.482

400 Nordeste (21) 1.929 2.021 1.496 1.555 1.750

Norte (21) 1.982 2.038 997 1.566 1.646

Noroeste (18) 1.358 2.071 1.357 1.403 1.547

Total peninsular 2.005 2.188 1.479 1.590 1.816

Sur (45) 866 855 455 461 659

Centro (76) 755 759 504 509 632

Levante (31) 893 947 613 586 760

220 Nordeste (92) 596 605 367 234 451

Norte (88) 786 847 457 657 687

Noroeste (68) 435 519 401 432 447

Total peninsular 696 730 447 469 585

Fuente: REE

Figura 6.2.4. Capacidad de evacuación adicional media con teledisparo en situación N-1 (MW). Año 2002

En las figuras 6.2.3, 6.2.4 y 6.2.5 se recogen los promedios

zonales de los incrementos admisibles en la capacidad de

evacuación y suministro, divididos en los niveles de 400 y

220 kV, para los distintos escenarios energéticos

contemplados. En todos ellos, el criterio básico de

fiabilidad es el asociado a la indisponibilidad de carácter

simple de la red (N-1). Se ha considerado procedente,

para la evacuación de energía eléctrica, analizar la

capacidad admisible con y sin teledisparo en las centrales

de generación, ya que este mecanismo permite una mejor

optimización de los recursos de la red de transporte de

energía eléctrica, resolviéndose ciertas contingencias

mediante su utilización.

A continuación se presentan en las figuras 6.2.6, 6.2.7 y

6.2.8 los decrementos de los valores medios para cada una

de las seis zonas analizadas como consecuencia de la

consideración del fallo del doble circuito. En éstas, para

cada zona se muestra el valor medio de los decrementos

respecto de los valores medios admisibles en la capacidad

de evacuación y suministro en situación N-1, a nivel de

400 y 220 kV y un valor medio de los escenarios

estudiados.

De los valores recogidos en las tablas, se pueden realizar

las siguientes valoraciones:

1. Desde el punto de vista de la red:

Existe una mayor capacidad de los nudos de la red de

400 kV con respecto al nivel de 220 kV: los nudos de

400 kV presentan mayores posibilidades de evacuación

y suministro (2,5 y 3,9 veces) que los nudos de 220 kV,

para la media nacional.

El escenario más restrictivo para la capacidad adicional

media de evacuación y suministro es la punta húmeda

de verano, motivado por la disminución de la

capacidad de transporte de las líneas.

2. Desde el punto de vista de la capacidad de evacuación

de nueva generación:

224

Tensión Zona P.H. invierno P.S. invierno P.H. verano P.S. verano Media de(kV) (N.º de nudos) escenarios

Sur (13) 1.148 1.753 192 735 957

Centro (15) 2.042 2.191 260 309 1.201

Levante (17) 1.561 1.834 900 1.398 1.423

400 Nordeste (21) 1.720 2.046 243 958 1.242

Norte (21) 879 1.881 1.127 1.401 1.322

Noroeste (18) 1.809 1.867 1.026 1.194 1.474

Total peninsular 1.516 1.932 657 1.038 1.286

Sur (45) 211 308 69 87 169

Centro (76) 224 329 79 142 194

Levante (31) 536 538 296 304 419

220 Nordeste (92) 467 494 155 216 333

Norte (88) 406 507 378 401 423

Noroeste (68) 503 502 384 364 426

Total peninsular 390 449 221 260 330

Fuente: REE

Figura 6.2.5. Capacidad de suministro adicional medio en situación N-1 (MW). Año 2002

225

Tensión Zona P.H. invierno P.S. invierno P.H. verano P.S. verano Media de(kV) (N.º de nudos) escenarios

Sur (13) -83 -108 -80 -97 -92

Centro (15) -452 -199 -415 -325 -348

Levante (17) -426 -342 -293 -300 -340

400 Nordeste (21) -53 -45 -38 -41 -44

Norte (21) -124 -111 -244 -14 -123

Noroeste (18) -9 -271 -182 -175 -159

Total peninsular -181 -175 -204 -148 -177

Sur (45) -35 -30 -36 -27 -32

Centro (76) -192 -12 -200 -9 -103

Levante (31) 0 0 0 0 0

220 Nordeste (92) -5 -4 -2 -5 -4

Norte (88) -5 -5 -81 -6 -24

Noroeste (68) 0 0 0 -463 -116

Total peninsular -43 -8 -60 -86 -49

Fuente: REE

Figura 6.2.6. Influencia del fallo de doble circuito (D/C) sobre la capacidad de evacuación adicional media sinteledisparo en situación N-1 (MW: < 0 denota decremento). Año 2002

Tensión Zona P.H. invierno P.S. invierno P.H. verano P.S. verano Media de(kV) (N.º de nudos) escenarios

Sur (13) -138 -84 -53 -28 -76

Centro (15) -69 -189 -70 -119 -112

Levante (17) -218 -191 -262 -253 -231

400 Nordeste (21) -91 -103 -62 -60 -79

Norte (21) -71 -53 -2 0 -32

Noroeste (18) -74 -212 -182 -170 -160

Total peninsular -107 -136 -103 -103 -112

Sur (45) -7 -5 -7 -6 -6

Centro (76) -15 -9 -6 -6 -9

Levante (31) 0 0 0 0 0

220 Nordeste (92) 0 0 0 0 0

Norte (88) -8 -8 -2 -4 -6

Noroeste (68) 0 0 0 0 0

Total peninsular -5 -4 -2 -3 -4

Fuente: REE

Figura 6.2.7. Influencia del fallo de doble circuito (D/C) sobre la capacidad de evacuación adicional media conteledisparo en situación N-1 (MW: < 0 denota decremento). Año 2002

La capacidad de evacuación de generación (sin

considerar el teledisparo de grupos) se sitúa para el

promedio de nudos de la red de transporte peninsular

en el entorno de los 1.150 MW para 400 kV y del

orden de 460 MW para 220 kV.

La dotación de mecanismos de teledisparo de grupos,

asociados a fallos en elementos de red, resulta de una

eficiencia relativamente alta para la red de 400 kV,

aunque no lo es tanto para la red de 220 kV. En

promedio se consiguen, con respecto a la situación sin

teledisparo, incrementos de la capacidad de evacuación

superiores a los 600 MW en los nudos de 400 kV y del

orden de 120 MW para los nudos de 220 kV.

La comparación entre zonas arroja unos resultados

desiguales que se traducen en:

• La zona de Levante es la que resulta con mayores

posibilidades de generación adicional, tanto en 220

como en 400 kV con promedios en torno a 645 y

1.960 MW respectivamente, como consecuencia del

déficit energético regional que se refleja en los

escenarios planteados.

• La zona Norte también resulta con elevada capacidad

media tanto en 400 kV, 1.200 MW, como en 220 kV,

540 MW.

• Las zonas Centro, Noroeste y Nordeste presentan

parecidos resultados medios globales, del orden de

1.400 MW para el conjunto de 400 y 220 kV, aunque

las situaciones desfavorables resultan claramente

inferiores: 900 MW para el Centro en verano y

1.000 MW para el Noroeste en invierno.

• La zona Sur es la que resulta con menor capacidad

de evacuación, especialmente en verano con

valores medios inferiores a 750 MW en 400 kV y

500 MW en 220 kV, aunque las situaciones

extremas de verano descienden a 400 MW

en 400 kV.

226

Tensión Zona P.H. invierno P.S. invierno P.H. verano P.S. verano Media de(kV) (N.º de nudos) escenarios

Sur (13) -330

Centro (15) -136

Levante (17) -143

400 Nordeste (21) -85

Norte (21) -60

Noroeste (18) -53

Total peninsular -121

Sur (45) -15

Centro (76) -5

Levante (31) 0

220 Nordeste (92) -1

Norte (88) -4

Noroeste (68) -1

Total peninsular -4

Fuente: REE

Figura 6.2.8. Influencia del fallo de doble circuito (D/C) sobre la capacidad de evacuación adicional media (MW: < 0 denota decremento). Año 2002

La discriminación estacional global permite concluir

que el margen adicional del invierno con respecto al

verano, es como promedio de orden del 50% (este

margen decrece —40%— si se considera la aplicación

de teledisparo), según se refleja en la figura 6.2.9.

3. Desde el punto de vista de la influencia de fallo de

doble circuito:

Cualitativamente, la degradación de los resultados por

la consideración de los fallos de doble circuito tiene

una influencia generalmente leve para el conjunto del

sistema eléctrico. No obstante, esa influencia se

concentra principalmente en los nudos de 400 kV, en

las zonas Centro y Levante, para evacuación de

generación y en el Sur para suministro de demanda,

con un porcentaje del 15% de decremento para la

media nacional de capacidad de evacuación (177 MW

de disminución frente a los 1.178 MW medios) y del

9% para la media nacional de suministro de demanda

(121 MW frente a 1.286 MW). Sobre los nudos de

220 kV la influencia es prácticamente insignificante.

4. Desde el punto de vista de la capacidad de suministro

de nuevas demandas:

La zona Noroeste es la que admite un mayor crecimiento,

dado el elevado excedente de generación existente,

mientras que la zona Sur, dado el elevado déficit energético

existente, sería la que presentaría menores posibilidades.

Comparando los resultados globales del sistema

peninsular español por nivel de tensión y situación de

invierno y verano, sin admitir en este caso la condición

de teledisparo, se obtiene, en MW:

6.2.3. Criterios generales de planificación

La planificación de la red de transporte atiende a tres

tipos de criterios: técnicos, económicos y estratégicos, que

están relacionados entre sí.

Los criterios técnicos persiguen el cumplimiento de los

requisitos de seguridad y fiabilidad para las futuras

configuraciones de la red, requisitos que han de ser

coherentes con los criterios técnicos establecidos en los

procedimientos de operación del sistema.

Los criterios económicos permiten decidir entre las

distintas opciones alternativas resultantes tras la

aplicación de los criterios técnicos. La valoración de los

beneficios de una actuación atiende a:

• Una gestión más eficiente derivada de:

— La reducción de las pérdidas de transporte.

— La eliminación de restricciones que pudieran

generar un coste global más elevado de la energía

suministrada.

— La incorporación eficiente al sistema de nuevos

generadores.

227

Tensión Sin teledisparo Con teledisparo(kV) Verano Invierno Verano Invierno

400 939 -∆51% 1.417 1.534 -∆37% 2.096

220 375 -∆49% 559 514 -∆40% 718

Fuente: REE

Figura 6.2.9. Capacidad de evacuación adicional en MW

Tensión Sin teledisparo(kV) Verano Invierno

400 847 -∆103% 1.724

220 420 -∆75% 240

Fuente: REE

Figura 6.2.10. Capacidad de suministro adicional en MW

• Una gestión más fiable y segura que minimice la

energía no suministrada.

Los criterios estratégicos comprenden un conjunto de

principios generales de diversa naturaleza:

• Existencia de obligación de suministro por parte de los

distribuidores.

• Necesidad de integración de criterios medioambientales

en la selección de soluciones de desarrollo, de modo

que se minimice el impacto medioambiental global.

• Inexistencia de reserva de capacidad de la red de

transporte de energía eléctrica.

• Coordinación de la evolución de la red de transporte con

la de la red de distribución y con la entrada de nuevos

agentes productores y consumidores, con objeto de

mantener la coherencia en el desarrollo del sistema

eléctrico en su conjunto.

• Aumento de capacidad de interconexión internacional.

6.2.4. Desarrollo de la red de transporte

de energía eléctrica

De acuerdo con la información aportada por el gestor del

sistema, las actuaciones en la red de transporte de

energía eléctrica necesarias en el período 2002-2006

pueden ser clasificadas atendiendo a las siguientes

motivaciones:

• Mallado de la Red de Transporte: estas actuaciones se

derivan de la necesidad de garantía de suministro

general y local, constituyendo la motivación

fundamental en el conjunto de las actuaciones.

• Refuerzo de las conexiones internacionales: son las

actuaciones asociadas con el refuerzo de las líneas de

conexión internacional, integradas en la necesidad de

aumento de la capacidad de intercambio del sistema, en

particular con los sistemas periféricos y especialmente

con el sistema europeo.

• Alimentación a cargas singulares (Tren Alta Velocidad):

actuaciones asociadas a los requisitos de alimentación

eléctrica a cargas singulares, especialmente exigibles

por los nuevos trenes de alta velocidad previstos.

• Evacuación de generación de ciclo combinado: son las

actuaciones asociadas a la evacuación de los grupos de

ciclo combinado a gas natural.

• Evacuación de generación en régimen especial (eólica,

tratamiento de purines, etc.): actuaciones asociadas a las

previsiones de instalación de nueva generación de

régimen especial (en particular eólica) y que hacen

necesario no sólo el refuerzo de líneas, sino la de

actuaciones de evacuación directa a la RdT mediante

nuevas subestaciones.

• Apoyo a la distribución: son las actuaciones asociadas a

la necesidad de garantizar el suministro local.

Aunque todas las zonas han participado en el crecimiento

sostenido de la demanda de energía eléctrica de los últimos

cinco años, los mayores incrementos los ha experimentado

la demanda de las zonas Sur, Levante y Centro, y se prevé

que esta tendencia continúe en los próximos años.

La nueva generación estaría ubicada, con carácter general,

en las zonas más deficitarias y con un crecimiento de la

demanda mayor, como son las zonas del País Vasco,

Levante y Sur. Sin embargo, frente a esta tendencia de

corrección de los desequilibrios existentes entre

generación y demanda, también se observan tendencias en

el sentido opuesto. Así, cabe destacar que existen zonas

tradicionalmente excedentarias en producción con

importantes previsiones de nueva generación, como son

las zonas de Galicia y Aragón.

A continuación se exponen, para cada una de las seis

zonas de explotación en que se divide el sistema eléctrico

228

peninsular español, las actuaciones en la red de transporte

necesarias para los próximos ejercicios, así como su

justificación cualitativa.

Estas actuaciones se clasifican, dependiendo de si su

ejecución esté o no condicionada al cumplimiento de

alguna condición previa, en los siguientes tipos:

• Actuaciones tipo A. Actuaciones aprobadas sin ningún

tipo de condicionante

• Actuaciones tipo B1. Actuaciones condicionadas al

cumplimiento de un solo hito para su aprobación

definitiva.

• Actuaciones tipo B2. Actuaciones condicionadas al

cumplimiento de dos o más hitos.

• Actuaciones tipo C. Actuaciones en que no se ha

justificado la demanda que deben atender. En esta

categoría, las capacidades son meramente indicativas,

ya que el dimensionamiento final dependerá de la

demanda efectivamente justificada.

Zona noroeste: Galicia

El desarrollo de la red de transporte en la zona Noroeste

vendría justificado por la necesidad de:

• Refuerzos asociados a la evacuación de nueva

generación de régimen ordinario y eólico.

• Refuerzo de la alimentación al mercado local.

• Instalaciones que refuerzan el mallado de la red de

transporte.

Refuerzos asociados a la evacuación de nueva

generación de régimen ordinario y eólico

Como consecuencia de la agregación de los excedentes

existentes y previstos en esta zona, los corredores de

evacuación no son suficientes sino que han de

completarse con desarrollos adicionales que refuercen la

conexión entre el Noroeste y el Centro Peninsular, tanto

por constituir una zona consumidora importante como

por aportar una mayor posibilidad de transporte a otras

zonas potencialmente consumidoras.

Las actuaciones de refuerzo asociadas a la

evacuación de nueva generación de régimen ordinario

y eólica son:

• Instalación del segundo circuito en líneas Mesón-

Cartelle y Cartelle-Trives, y línea de interconexión con

Portugal.

• Nueva línea de doble circuito entre Mesón y P.G.

Rodríguez.

• Transformación a 400 kV de la actual líneas Trives-

Tordesillas 220 kV.

• Nueva subestación de Boimente conectada mediante

una doble entrada/salida al doble circuito Aluminio-

P.G. Rodríguez.

• Nuevo eje de conexión entre Galicia y Asturias

Refuerzo de la alimentación al mercado local

El refuerzo del enlace a 220 kV entre Castrelo y Pazos

de Bordén, ya puesto en servicio, reduce las

restricciones técnicas actualmente existentes en la zona

oeste de Pontevedra, al tiempo que mejora la

alimentación del mercado de dicha zona. Una evolución

de la demanda de esta zona superior a la considerada en

los estudios de desarrollo de la red, permitiría un apoyo

más directo y robusto de la red de 400 kV, al estar

diseñado el previsto enlace Castrelo-Pazos de Borden a

400 kV.

Las actuaciones previstas en Cartelle y asociadas en

mayor medida a la evacuación de la generación eólica de

229

Galicia, también tienen influencia favorable en la

alimentación de la zona oeste de Pontevedra.

Para hacer frente a las necesidades de desarrollo asociadas

al refuerzo de la alimentación al mercado local, se

plantean las siguientes actuaciones:

• Conexión de Cartelle a la línea Castrelo-Velle y

Castrelo-Pazos mediante dos dobles entradas/salidas

(conexión a Castrelo-Pazos ya en servicio).

• Nueva línea Belesar-Chantada.

• Nuevas subestaciones de Lourizán (Tibo-Pazos) —ya en

servicio— y Eiris (Puerto-Mesón).

Instalaciones que refuerzan el mallado de la red

de transporte

Las actuaciones de refuerzo asociadas al mallado de la red

de transporte son las siguientes:

• Nuevo cable Puerto-La Grela.

• Nueva línea Cartelle-Frieira-Atios-Pazos.

• Nueva línea Santiago-S. Cayetano-Portodemouros.

• Nueva línea S. Pedro-Velle 220 kV.

Zona norte: Principado de Asturias, Cantabria

y País Vasco

El desarrollo de la red de transporte pasa en estas CC.AA.

por tres importantes actuaciones:

• Eje Norte.

• Refuerzo de la evacuación de generación de régimen

ordinario y especial.

• Nuevos refuerzos para alimentar el TAV.

Eje Norte

Esta actuación prevé la construcción de un eje eléctrico

en 400 kV que une, mediante línea de doble circuito, las

subestaciones de Soto de Ribera (Asturias), Penagos

(futuro parque en Cantabria) y Güeñes e Itxaso

(País Vasco), proporcionando, de forma general, una

mejora importante de la calidad del suministro

eléctrico y, de forma particular, una serie de ventajas

en cada una de las CC.AA. por las que discurre el

referido eje:

• Asturias. Se minimiza la necesidad de tomar medidas

restrictivas en la evacuación de los grupos generadores

asturianos ante el fallo simple de algún elemento de la

red o ante otras indisponibilidades de red.

Las instalaciones a desarrollar son: conexión entre

Soto-Penagos, nuevo eje de conexión entre Asturias y

Galicia, desdoblamiento de la actual línea Narcea-

Sotos y conexión entre las subestaciones de Lada

y Velilla.

• Cantabria. Se mejora la calidad de suministro tanto al

consumo doméstico como al industrial, particularmente

importante en esta Comunidad Autónoma, donde la

existencia de ciertas industrias siderúrgicas exige un

sólido apoyo de la red, para evitar que las eventuales

perturbaciones a la red producidas por la actividad de

dichos consumidores redunden en una degradación de la

calidad de servicio.

Para ello se deben realizar las siguientes actuaciones:

líneas Soto-Penagos, D/C Penagos-Abanto, paso de la

actual Aguayo-Penagos 220 kV, subestaciones de

400 kV de Caelgese y Penagos.

• País Vasco. Se asegura el adecuado suministro de la

demanda al evitar congestiones en la red y asegurar

niveles de tensión adecuados, que de otra manera

podrían verse degradados, en especial ante situaciones

de exportación energética hacia el sistema francés.

230

Para dar refuerzo del suministro se deben llevar a cabo

la realización de las actuaciones siguientes: nuevas

subestaciones de Zamudio, Jundíz, Amorebieta y

Laguardia.

Refuerzo de la evacuación de generación

de régimen ordinario y especial

Se deben realizar las siguientes actuaciones asociadas, la

necesidad de evacuación de la generación prevista en

dicha zona así como el mallado ulterior de la red de

transporte en la misma.

Nuevos refuerzos para alimentar el TAV

Actuaciones previstas con la finalidad de alimentar

el TAV.

Zona Nordeste: Comunidad Foral de Navarra, La

Rioja, Aragón y Cataluña

El desarrollo de la red de transporte prevé en estas

CC.AA. las siguientes actuaciones:

• Eje de 400 kV Muruarte-Vitoria-Pamplona-Castejón-La

Serna-Magallón.

• Refuerzo de la alimentación a Pamplona.

• Evacuación de nueva generación especial en Aragón

(eólica y purines).

• Nuevo eje de conexión en 400 kV entre Aragón y la

Comunidad Valenciana.

• Apoyos a zonas de mercado de Aragón.

• Ampliación de la capacidad de interconexión con la red

europea y conexión Aragón-Cataluña.

• Refuerzo en las zonas de Gerona, Barcelona y

Tarragona.

• Desarrollo para la evacuación de nueva generación

especial en Cataluña.

• Otros apoyos a zonas de mercado de Cataluña.

Eje de 400 kV Muruarte-Vitoria-Pamplona-

Castejón-La Serna-Magallón

Si al programa de nueva generación en el País Vasco se le

agregan los de Navarra y Aragón, se detectan niveles de

carga superiores a los límites admisibles en situación de

plena disponibilidad de los elementos de la red de la zona,

agudizándose estos problemas en situación de

indisponibilidad de algún elemento de dicha red.

Para solucionar estos problemas el desarrollo futuro de la

zona precisa de la continuación del eje Norte, con un eje

de 400 kV de doble circuito que una Vitoria-Pamplona-La

Serna-Magallón.

Este nuevo eje también evita la saturación de los actuales

corredores de 400 kV Valladolid/Palencia-Madrid y

Aragón/Cataluña-Levante, al garantizar la flexibilidad y

seguridad de la operación del sistema y evitar las

sobrecargas que en dichos corredores se originan por

situaciones de indisponibilidad simple de red.

Dicho eje de 400 kV permitirá la alimentación al Tren de

Alta Velocidad (TAV) Madrid-Barcelona, a la vez que

aporta una serie de ventajas en las comunidades

autónomas por la que discurre:

• Navarra. El nuevo eje de 400 kV en su tramo Vitoria-

Pamplona-Castejón-La Serna permitirá garantizar la

calidad del suministro a la zona centro y norte de

Navarra y supondrá una mejora de la alimentación tanto

del sur de la Comunidad Foral como de La Rioja.

• Aragón. El nuevo eje junto con los refuerzos previstos

en la propia comunidad aragonesa permite la

evacuación de una parte importante de la generación

prevista en esta Comunidad.

231

Refuerzo de la alimentación de Pamplona

La nueva subestación en la zona de Pamplona es

imprescindible para aprovechar las ventajas derivadas de

la red de 400 kV con el nuevo eje. La subestación tiene

previsto su emplazamiento (Muruarte) lo más próximo

posible a las subestaciones de 220 kV de Orcoyen y

Cordovilla, pertenecientes a la red local a la que ha de

apoyar.

El desarrollo de la red para el refuerzo de la

alimentación de Pamplona está asociado a las siguientes

actuaciones:

• Conexión de la nueva subestación de Muruarte con la

línea Orcoyen-Cordobilla, mediante una

entrada/salida.

Desarrollo para la evacuación de nueva

generación en Aragón

El desarrollo de la red en Aragón viene exigido por la

previsión de puesta en servicio de un elevado contingente

de generación eólica.

Para hacer frente a las necesidades de desarrollo asociadas

a la evacuación de esta energía, se plantean las siguientes

actuaciones:

• Nueva subestación de Castellote conectada a la futura

línea Escucha-Morella 400 kV.

• Nueva subestación de Blesa conectada a la futura línea

de Fuendetodos-Escucha.

• Nuevas líneas que posibilitan la evacuación de

generación eólica: María-Montetorrero, María-El

Ventero, María-Los Vientos-Jalón, María-Fuendetodos,

Magallón-Pola, Blesa-Calamocha, Escucha-Teruel-La

Plana, Escatrón-Escucha paralela a la línea actual.

• Nueva línea de 220 kV Gurrea-Sos-Tafalla.

Ampliación de la capacidad de interconexión

con la red europea y conexión Aragón-Cataluña

El Gestor Técnico del sistema propone la conexión norte

entre Aragón y Cataluña mediante el eje Aragón-Peñalba-

Graus-Isona-L/Sallente-Sentmenat/Calders por la

necesidad de unión con la central de bombeo de Sallente,

ya que las facilidades de arranque autónomo de este tipo

de centrales favorecen la reposición del servicio en caso

de incidentes graves en la red, además de su papel en el

mercado de producción y los ahorros de pérdidas de

transporte que proporciona.

Sin embargo, tal como el propio gestor técnico del

sistema establece, esta conexión cuando puede adquirir

realmente importancia es cuando esté realizada la

unión con Francia a través del Pirineo Central (L/Aragón-

Cazaril). Además la central de bombeo de Sallente,

cuenta con capacidad suficiente de evacuación de

generación y de aportar seguridad al sistema mediante su

arranque autónomo y el actual doble circuito a 400 MV

Sallente-Sentmenat.

Con la finalidad de ampliar la capacidad de interconexión

con la red europea se van a realizar los siguientes refuerzos:

• Refuerzo de interconexión con Francia mediante el

nuevo eje Bescanó-Figueres-Frontera francesa.

• Refuerzo de interconexión con Andorra mediante la

nueva subestación de Adrall conectada a la línea

Llavorsí-Cers.

Refuerzos en las zonas de Gerona, Barcelona

y Tarragona

Se requiere el refuerzo de estas zonas provocada por la

necesidad de consumo interno, que mantiene un riesgo

elevado de degradación de la calidad de servicio.

El desarrollo de la red para eliminar la problemática

planteada está asociada a las siguientes actuaciones:

232

• Gerona. Refuerzo mediante un nuevo eje Sentmenat-

Vic-Bescanó en 400 kV. Refuerzos en 220 kV

mediante nueva subestación de Bescanó conectada a la

línea Vic-Juiá y las nuevas líneas de Juiá-Bescanó y

M.Figueres-Palau. Nuevo eje Bescanó-Torderá-S.

Celoní a 220 kV como conversión del circuito de

132 kV SALT-Llinars.

• Barcelona. Refuerzos en 400 kV mediante un nuevo eje

Sta. Coloma-Ascó y conexión de Sta. Coloma, por

medio de entrada y salida, con la línea Begues-Rubí.

Refuerzos en 220 kV mediante soterramientos, nuevas

subestaciones y nuevas líneas.

• Tarragona. Refuerzo mediante las subestaciones de La

Secuita y Penedés (Garraf) conectadas a la línea

Vandellós-Begues.

Evacuación de nueva generación especial

en Cataluña

El plan de generación especial en Cataluña incluye

fundamentalmente generación eólica. En función de la

generación prevista se motiva la necesidad de nuevas

subestaciones de evacuación, con entrada y salida en ejes

existentes tanto de 400 kV, subestaciones de Granadella

(Mequinenza-Rubí) y Fatarella (Aragón-Ascó), como de

220 kV, subestaciones de Alforja (Tarragona-Escatrón),

Rubió (La Pobla-Pierola), Juneda (Montblanc-

Mangraners), Noguera (P. de Suert-Rubió), Puig de Reig

(Centelles-Cercs) y Mora del Ebro (Escatrón-Bellisén).

Asimismo, la evacuación de la generación eólica

previsible en el sur de Tarragona requiere de una nueva

subestación en la zona Amposta-Tortosa para

proporcionar el necesario apoyo (nueva transformación

400/110 kV).

Otros apoyos a zonas de mercado en Cataluña

El apoyo a la distribución y, en consecuencia, al consumo

de la zona de Cataluña, responde en ocasiones a

demandas singulares como las que representa el tren de

alta velocidad Madrid-Frontera francesa. Las actuaciones

asociadas al desarrollo de la red en aquellas otras zonas

de Cataluña no referidas anteriormente son:

• Las subestaciones de Mangraners AVE (Mangraners-

Mequinenza), Franquesas (Palau-La Roca), R. Caldes

(Sentmena-S. Fost), Cervelló (C. Jardí-S. Boi), Secuita

(Montblanc-Perafort y Constanti-Viladecans), S. Cugat

(C. Jardí-P.C. Via Favéncia), Subirats (Bellicens-Begues),

Fost (Sentmenat-Cayet) y Gava (Secuita-Viladecans).

• Nueva subestación de Espulga de Francolí en 400 kV

sobre la línea Ascó-Begues para alimentación del TAV.

• Nueva subestación de la Jonquera para su conexión a la

red de distribución.

Zona centro: Castilla y León, Castilla-La

Mancha, Madrid y Extremadura

El desarrollo de la red de transporte pasa en estas CC.AA.

por tres importantes actuaciones:

• Evacuación de generación eólica y suministros

singulares.

• Mejorar el mallado de la red de transporte.

• Apoyo a la red de distribución y nuevos consumidores.

• Nuevos refuerzos para alimentar el TAV.

Evacuación de generación eólica y suministros

singulares

En el caso de Castilla-La Mancha y Castilla y León, el

elevado contingente de generación eólica prevista

constituye el principal reto para su integración en el

sistema, no sólo por la necesidad de limitación derivada

de las condiciones estructurales de la red sino por la

interacción con las zonas limítrofes.

233

Para facilitar la evacuación de generación eólica son

necesarias las siguientes actuaciones:

• Castilla-La Mancha: en 400 kV E/S en P. D. Rodrigo de

Guadame-Valdecaballeros 1 y en 220 kV, nueva

subestación conectada a la línea Olmedilla-Huelves para

la evacuación de generación eólica y línea en antena

Elcogas-Arg. Calatrava.

• Castilla y León: evacuación en 400 kV de nueva

generación eólica con la conexión de nuevas

subestaciones a líneas existentes, como Virtus (Herrera-

Güeñes), Villameca (La Robla-Compostilla), y La Lora

(Barcina-Herrera) y Trillo-Magallón; para la evacuación

en 220 kV de nueva generación eólica surgen dos

nuevas subestaciones conectadas a líneas existentes,

Briviesca (Villimar-Puentelarrá) y Vallejera

(T1 Palencia-Villalbilla).

Mejorar el mallado de la red de transporte

Para ello se van a llevar a cabo actuaciones que van a dar

lugar a la creación de nuevos ejes y subestaciones que

permitirán mejorar el mallado de la red, como son:

• Madrid: es una de las zonas de mayor densidad de

consumo en España. Los últimos años se han

caracterizado por unos crecimientos de demanda por

encima de la media nacional y se prevé que en el

horizonte de planificación se mantengan igualmente

superiores a los de la media nacional. A esta situación

hay que añadir que la generación dentro de la

Comunidad y áreas adyacentes no cubre las

necesidades energéticas de Madrid. Por tanto, el

desarrollo previsto de la red de transporte está

orientado principalmente a apoyar la alimentación del

mercado mediante nuevas transformaciones, nuevas

subestaciones y refuerzos del mallado de la red, como

son las siguientes:

Nueva subestación de Alcorcón en un nuevo eje

Moraleja-Parla II, nuevas subestaciones de Sanchinarro

y S. Roque en un nuevo eje conectado a Fuencarral,

nueva subestación de Parla Oeste en un nuevo eje

Moraleja-Parla II, nuevos ejes Valdemora II-Eras de

Valdemora y Moraleja-Arroyomolinos.

• Castilla y León: refuerzo del eje de conexión con

Galicia mediante la transformación a 400 kV de la línea

Trives-Tordesillas 220 kV. Esta actuación requiere que

la actual central hidráulica de Valparaíso se conecte al

nuevo eje.

• Castilla-La Mancha: nuevo eje de conexión en 400 kV

entre Castilla-La Mancha y la Comunidad Valenciana,

y nuevo eje Romica-Manzanares-Puertollano y, en lo

que se refiere a 220 kV, nuevo eje Aceca-Añover-

Aranjuez.

• Extremadura: se prevén actuaciones en 220 kV en

Cáceres (J.M. Oriol-Alburquerque-Cáceres), en Badajoz

(Balboa-Alvarado-Mérida) y en la conexión Cáceres-

Badajoz (nuevo eje entre Alburquerque y Alvarado).

Apoyo a la red de distribución y nuevos

consumidores

Actuaciones que dan lugar a nuevas subestaciones como

entradas/salidas de líneas existentes.

Zona Levante: Comunidad Valenciana y Murcia

Se trata de una zona eléctrica deficitaria con necesidad de

nueva generación. En el caso de la Comunidad Valenciana

los refuerzos internos previstos permiten pronosticar una

operación sin restricciones en el corto/medio plazo. En el

caso de Murcia, la concentración de nueva generación

exige desarrollos de red previstos a corto plazo que

habrán de permitir un considerable contingente de nueva

potencia instalada.

Para el conjunto de la zona, la eventual evolución hacia

escenarios excedentarios podría motivar restricciones

estructurales a medio/largo plazo.

234

Apoyo a la evacuación de nueva generación de

régimen ordinario y especial

• Murcia: actuaciones asociadas a la evacuación de la

generación en régimen ordinario prevista en la bahía de

Escombreras como, por ejemplo, la instalación del

segundo circuito en la línea Litoral-Rocamora o nuevas

subestaciones de Nueva Escombreras (Escombreras-

Rocamora), Fausita/Escombreras y El Palmar, y

actuaciones para apoyo a la evacuación en régimen

especial como la nueva subestación de Lorca, Jumilla

y Totana.

• Comunidad Valenciana: actuaciones asociadas a la

evacuación de régimen ordinario como la nueva

subestación de Sagunto (Eliana-La Plana I y II) y

régimen especial, como Morella (Maestrazgo I)

(Aragón-La Plana), Maestrazgo II (Vandellós-La Plana)

y Requena (Olmedilla-Catadau).

Apoyo a zonas de mercado y nuevos

consumidores

La necesidad surgida de dar apoyo a determinadas zonas

de mercado se resuelve mediante la creación de nuevas

subestaciones, conectadas a las ya existentes y a las

nuevas líneas.

• Murcia: actuaciones como la creación de una nueva

subestación en la zona de Lorca-Águilas conectada a

la línea Litoral-Asomada para alimentar el importante

desarrollo previsto en la zona Mazarrón, Lorca y

Águilas, nuevas subestaciones de alimentación al TAV

junto al trazado de la actual línea Litoral-Rocamora y

actuaciones para cubrir las necesidades de

alimentación a las estaciones de trasvase Ebro-Júcar-

Segura.

• Comunidad Valenciana: actuaciones de apoyo con la

creación de nuevas subestaciones como Penáguila,

Monovar, Vall d’uxo, etc., y nuevas líneas como Vall

d’uxo-Segorbe y Sagunto-Segorbe.

Refuerzo de nuevos ejes de conexión

con comunidades limítrofes

El refuerzo exige la creación de nuevos ejes con Castilla-

La Mancha mediante el eje de Pinilla-Benejama, con

Andalucía mediante la instalación del segundo circuito en

Litoral-Rocamora y con Aragón mediante el eje Morella

(MaestrazgoI-Escucha).

Zona sur: Andalucía

Con carácter energético deficitario, esta zona presenta

posibilidades de expansión en equipo de generación muy

elevadas, que podrían llegar a plantear —en el largo

plazo— restricciones de evacuación regional. En lo

referente a las condiciones locales, y en relación con las

previsiones, destacan las restricciones que la zona de

Huelva presenta para la nueva generación como

consecuencia del déficit de red de transporte, que

permanece hasta la realización de nuevos ejes de

transporte, y en especial con un nuevo eje de 400 kV.

Asimismo, la zona oriental presenta limitaciones

estructurales para la conexión de generación eólica en el

corto y medio plazo (considerando las elevadas

previsiones de la zona), que requiere mallado adicional

de la red de transporte.

Apoyo a la evacuación de nueva generación de

régimen ordinario y especial

Las elevadas previsiones de instalación de nueva

generación ordinaria y especial motivan el refuerzo de

los ejes de 400 kV. Adicionalmente, se requiere el

refuerzo de la red de 220 kV de la zona sudoccidental

con objeto de posibilitar la evacuación de generación

eólica. Para ello, se llevarán a cabo las siguientes

actuaciones:

• Instalación de los segundos circuitos en las líneas

Litoral-Rocamora y Pinar-Estrecho.

• Conversión a doble circuito de Lucena-Guadame.

235

• Nuevos ejes: Palos/Torrearenillas-Guillena y Arcos Sur-

Lucena.

• Nuevas subestaciones conectadas a las ya existentes.

• Nuevas transformaciones a 400 kV.

• Refuerzo de la interconexión con Marruecos.

Apoyo a zonas de mercado de Andalucía

Las instalaciones antes mencionadas están asociadas en

mayor medida a la evacuación de régimen ordinario y

especial, pero también tienen influencia favorable en la

alimentación de mercados; sin embargo, están previstas

algunas actuaciones cuya principal finalidad es dar apoyo

al mercado:

• Nuevas subestaciones conectadas a líneas existentes:

Villanueva del Rey & Casillas (Santiponce-Lanchas) y

Olivares (Guadame-Atarfe).

• Nuevas líneas: Olivares-Úbeda, Atarfe-Fargue-Orgiva,

Carboneras-Benahadux, Fargue-Caparacena y nueva

conexión de Casares conectada a la línea Algeciras-Los

Ramos mediante una entrada/salida.

6.2.5. Refuerzo de las interconexiones

internacionales

Desarrollo de la interconexión con Francia

Las exigencias de aumento de la capacidad de intercambio

entre Francia y España pueden abordarse de dos modos

distintos y complementarios:

• Aprovechamiento de la infraestructura de la red

existente, mediante refuerzos puntuales de los

elementos actuales y actuación sobre la eficiencia de su

utilización. En este ámbito, los estudios realizados por

Red Eléctrica de España, S.A., permiten identificar

actuaciones tanto en la propia red de interconexión

como en ambas redes nacionales, y ponen de manifiesto

que los potenciales beneficios no son generalizables, es

decir, los aumentos de capacidad que se consiguen en

ciertas situaciones típicas no surten los mismos efectos

para otras situaciones diferentes.

• Desarrollo estructural de la red de transporte mediante

la creación de nuevos corredores, especialmente de 400

kV. Mientras que las actuaciones anteriores permiten

incrementos moderados de la capacidad de intercambio,

únicamente medidas que actúen sobre el mallado

estructural de la red de interconexión aparecen con una

eficacia significativa. La previsión de un nuevo pasillo

ferroviario en el nordeste de la península con motivo de

la programada línea del tren de alta velocidad Madrid-

Barcelona-Francia abre la posibilidad de su

aprovechamiento para la construcción de una nueva

línea eléctrica de interconexión España-Francia:

Bescanó-Figueras-Baixas 400 kV. Adicionalmente, el

desarrollo de la interconexión ha observado

históricamente la creación de un nuevo corredor de 400

kV situado en el Pirineo central, siendo esta alternativa

de expansión la más favorable, tanto técnica como

económicamente.

Desarrollo de la interconexión con Portugal

Los estudios conjuntos realizados por Red Eléctrica y el

operador del sistema portugués, REN, sobre el desarrollo

de la interconexión tienen como conclusión más relevante

el nuevo eje previsto Balboa-Alqueva 400 kV. A

continuación se recopila el conjunto de actuaciones

previstas para el desarrollo de la interconexión España-

Portugal:

• Alqueva-Balboa 400 kV. La nueva línea ofrece unos

beneficios económicos de operación asociados a la

minimización de pérdidas de transporte y la contribución

al aumento de la capacidad de interconexión.

• Incremento de la capacidad de líneas existentes (eje

Falagueira-Cedillo-Oriol-Arañuelo/Almaraz 4000).

236

• Eje 400kV Cartelle-Lindoso (2.º círculo línea actual).

• Eje 400 kV Duero.

Desarrollo de la interconexión con Andorra

La interconexión con Andorra se prevé que se desarrolle

mediante la transformación a 220 kV. Esta actuación, a la

vez que permite el refuerzo del apoyo al sistema eléctrico

de Andorra, establecerá el futuro nuevo eje de 220 kV

España-Andorra-Francia que, aunque moderadamente,

contribuye al incremento de la capacidad de

interconexión.

Desarrollo de la interconexión con Marruecos

Se prevé el refuerzo de la interconexión mediante el

tendido de un 2.º circuito Estrecho-Fardioua. Se trata de

una actuación que aporta una mayor fiabilidad al actual

enlace y permitirá una mayor capacidad comercial, que

deberá supeditarse a unas adecuadas condiciones de

operación en función de la evolución del mallado del

sistema norteafricano.

Desarrollo de la interconexión con Argelia

Se evalúa la viabilidad y rentabilidad de un nuevo eje de

interconexión entre ambos sistemas mediante un cable (en

corriente continua) de unos 200 km que posibilita:

• Conexión con zona de excedente energético en este

argelino (1200-2000 MW).

• Refuerzo del anillo eléctrico mediterráneo.

Compensación de reactiva en la red

de transporte

Las tensiones en los nudos deben mantenerse dentro de

los márgenes indicados en los Procedimientos de

Operación referidos anteriormente puesto que, además de

la mala calidad de servicio, un prolongado

funcionamiento de los equipos a tensiones fuera de dichos

rangos de tensión podría afectar negativamente al

comportamiento e incluso originar daños en los mismos.

El control de la tensión en los nudos de la red de

transporte se realiza utilizando dispositivos específicos, de

generación o de absorción de reactiva, distribuidos por el

sistema eléctrico con carácter local en función de las

necesidades. Esta característica local diferencia al control

de la potencia reactiva-tensión del control de potencia

activa-frecuencia, que está más ligado al balance global en

el sistema de potencia activa.

Para lograr dicha compensación de reactiva debe tenerse

en cuenta que los generadores síncronos y las propias

líneas eléctricas pueden generar o consumir energía

reactiva, que los cables subterráneos y submarinos son

generadores de energía reactiva y que los transformadores,

al igual que las cargas, la consumen.

En los últimos años, se viene observando restricciones

de red en el sistema de transporte peninsular,

fundamentalmente tensiones bajas en las zonas Sur,

Levante, Cataluña y Galicia. El mayor impacto de estas

restricciones se produce en el verano por el incremento

del consumo de reactiva que introducen las cargas de aire

acondicionado y los bombeos para riegos agrícolas. En el

sur de Galicia, por el contrario, dichas restricciones se

producen especialmente en invierno.

En la solución de este tipo de restricciones, la distribución

de las propiedades de las centrales de generación tiene

una consecuencia perversa para el mercado, al otorgar

poder de mercado a los grupos que las resuelven, ya que

estos grupos deben estar ubicados en la misma zona en

que se producen las restricciones.

Para evitar estos problemas, el gestor del sistema ha

realizado estudios que vienen a establecer las siguientes

necesidades de compensación de reactiva (condensadores)

en el anillo de Madrid (400 MVAr) y zona Levante

(400 MVAr), de acuerdo con el siguiente programa:

237

• Zona de Madrid:

SE Galapagar 400 kV: 1 batería 100 MVAr.

SE Moraleja 400 kV: 1 batería 100 MVAr.

SE San Sebastián de los Reyes 220 kV: 1 batería

100 MVAr.

SE Villaverde 220 kV: 1 batería 100 MVAr.

• Zona de Levante:

SE Catadau 220 kV: 1 bateria 100 MVAr.

SE Benejama 220 kV: 1 bateria 100 MVAr.

SE San Vicente 220 kV: 1 bateria 100 MVAr.

Se Jijona 220 kV: 1 bateria 100 MVAr.

La libre instalación de la generación introduce cierta

incertidumbre sobre las necesidades futuras de

compensación de reactiva capacitiva, así como su

localización idónea. Ello obliga a que las soluciones

propuestas incorporen características especiales que

faciliten su desplazamiento a otras ubicaciones en el caso

de desaparecer la actual necesidad.

Refuerzos que se consideran prioritarios y deben

ser ejecutados de forma inmediata

Se consideran prioritarios los refuerzos encaminados a

que la red de transporte cumpla con los criterios de

seguridad (mallado), al refuerzo de las conexiones

internacionales, a la alimentación a cargas singulares

(Tren Alta Velocidad Madrid-Frontera Francesa), a la

evacuación de generación de ciclo combinado, a la

compensación de reactiva y a la evacuación de

generación de régimen especial prevista para el plazo

muy corto.

En las siguientes tablas se recoge, para cada una de las

zonas eléctricas en que puede dividirse el sistema

eléctrico peninsular español, los refuerzos que tienen

carácter de prioritarios.

238

239

ZONA NOROESTE: GALICIA

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

Parque 400 kV Salidas Aluminio2002 BOIMENTE 400 4 Español-P.G.R. II y Transformador REE Ev. RE, Ap Dist A

400/132 2002 CARTELLE 220 2 E/s en Castrelo-Velle REE MRdT, Ev. RE A2002 CARTELLE 400 1 Segundo circuito Mesón-Cartelle REE MRdT, Ev. C.C., Ev. Re A

Salidas: Velle, Castrelo II y Frieira

2002 CARTELLE 220 3La posición Pazos entrará en servicio

REE MRdT, Ev. C.C., Ev. Re Aal culminarse el tramo occidental dela línea Pazos-Castrelo (2002, 2004)

2002 MESÓN 400 2 Segundo circuito Mesón-Cartielle REE MRdT, Ev. C.C., Ev Re A2002 BOIMENTE 400 Transformador UEF Ap Dist 400/132 900 A2002 BELESAR 220 1 Salida a Chantada UEF Ev. RE, Ap Dist A

2002 CHANTADA 220 2 Salida a Belesar-Chantada yTransfor 220/132 UEF Ev. RE, Ap Dist A

2002 SUIDO-P.E. 220 2 E/s Cartelle-Pazos de Borben UEF Ev. RE, Ap Dist A2002 S. PEDRO 220 1 S/C Pedro-Velle UEF MdRT y Ev. R.E. A2002 VELLE 220 1 S/C Pedro-Velle UEF MdRT y Ev. R.E. A

2002 ATIOS 220 2 Salida Atios-Pazos yTrans. 2 x 220/32 UEF MRdT A

2002 CARTELLE 220 1 Salida a Friera-Cartelle UEF MRdT A2002 PAZOS DE BORBEN 220 1 Salida a Atios-Pazos UEF MRdT A2002 ALBARRELOS 220 1 Salida Albarrellos-Cando UEF MRdT, Ev. RE A

2002 P.E. CANDO 220 2 S/C Albarellos-Cando yS/C Cando-Ameixeiras UEF MRdT, Ev. RE B1

2002 P.E. MASGALAN 220 1 S/C Ameixeiras-Masgalán UEF Ev. RE B1

2002 P.E. AMEIXEIRAS 220 2 S/C de Ameixeiras-Cando yS/C Ameixeiras-Masgalan UEF Ev. RE B1

2003 MESÓN 400 Transformador REE MRdT 400/220 600 A2003 MESÓN 400 1 Salidas: transformador 400/220 REE MRdT, Ev. C.C., E v Re A

2003 CARTELLE 400 2 Salidas: Trives II,Transformador 400/220 REE MRdT, Ev. C.C., E v Re A

2003 MESÓN 220 1 Tranformador 400/220 REE MRdT, Ev. C.C., E v R A

2003 MESÓN 400 2 Salidas: Puentes deGarcía Rodriguez II y III REE MRdT, Ev. C.C., E v R A

2003 TRIVES 400 2 Salidas: Cartelle II REE MRdT, Ev. C.C., E v Re A2003 TRIVES 400 1 2.º cicuito Cartelle-Trives REE MRdT, Ev. C.C., E v Re A2003 TRIVES 400 1 Salidas: transformador 400/220 REE MRdT, Ev. C.C., E v Re A2003 CARTELLE 400 Reactancia REE MRdT 150 A2003 CARTELLE 400 1 2.º circuito Cartelle-Lindoso REE MRdT A2003 FRIEIRA 220 3 Acoplamiento y tranfor. 2 x 220/132 UEF Ap Dist A2003 FRIERA 220 2 Salida a Atios UEF Ap Dist A2003 SIDEGASA/TEXEIRO 220 2 1 Pos 220 kV. Trf-2 UEF Ap Dist A2003 LA ROBLA 400 1 Transformador 400/132 REE Ev. RE 400/132 300 B12003 LA ROBLA 400 1 2.ª transformador 400/132 REE Ev. RE 400/132 300 B12003 P.E MASGALÁN 220 1 S/C Masgalán-Montecarlo UEF E v C.C. B1

240

ZONA NOROESTE: GALICIA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2003 P.E. MONTECARRIO 220 2 S/C Montecarrio-Masgalán yS/C Montecarrio-Potodemouros UEF Ev. C.C. B1

2003 PORTODEMOUROS 220 1 S/C Montecarrio-Potodemouros UEF Ev. C.C. B12004 LOURIZAN 220 1 Transformación 220/66 UEF Ap Dist A2004 P.E. MONTOUTO 220 2 E/S en Frieira-Atios UEF Ap Dist A2004 ATIOS 220 2 Salida a Friera UEF Ap Dist A2004 SABÓN 220 1 Grupo c/c UEF Ev. C.C. B1

S/C Santiago-San Cayetano,2004 SAN CAYETANO 220 1 Transformación 2 x 220/20/20 UEF MRdT B1

y acoplamiento2004 SANTIAGO 220 1 S/C Santiago-San Cayetano UEF MRdT B12004 ATIOS 220 1 S/C Atios-Frieira UEF MRdT B12004 FRIEIRA 220 1 S/C Atios-Frieira UEF MRdT B12005 CARTELLE 400 Transformador 400/220 REE MRdT, Ev. Re 400/220 600 A

2005 P. GARCÍARODRÍGUEZ 400 2 Salidas: Mesón II y III REE MRdT, Ev. C.C., E v Re A

S/C Trives-Tordesilla 400 por2005 TRIVES 400 2 conversion de línea actual REE MRdT, Ev. C.C., E v Re A

de 220 kV2005 ATIOS 220 2 Transformac. 2 x 220/15/15 UEF Ap Dist A2005 CAELGESE 400 2 E/S En Soto-Penagos REE Ev. C.C. B12005 APARECIDA 400 2 E/S En Trives-Tordesillas 400 kV REE E v. R.E.- B12005 APARECIDA 400 1 Transformación 400/220 (o 132) REE E v. R.E.- B12005 MESÓN 400 2 D/C Mesón-P.G.Rodríguez REE MRdT, Ev. C.C., E v Re B12005 TRIVES 220 1 Transformación 400/220 kV REE MRdT, Ev. C.C., E v Re B12005 SAN CAYETANO 220 1 S/C San Cayetano-Portodemouros UEF MRdT B12005 TIBO 220 1 S/C Cambados-Tibo UEF Ap Dist B2

E/s en Puerto-Mesón,2006 EIRIS 220 4 Transformación 2 x 220/15/15 UEF Ap Dist B1

y acoplamiento

241

Año Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2002 D/C Boimente-L/Aluminio Español-P. García Rodríguez I (Entrada/salida) 2 400 6,50 Ev. Re, Ap Dist REE A

D/C Cartelle-L/ Castrelo-Velle (e/s) comparte trazado2002 (en cuadruple cicuito) con tramo inicial de la 2 220 4,00 MdRT, Ev. R.E. REE A

línea D/C Cartelle-L/ Castrelo-Pazos2002 MESÓN-CARTELLE (instalación del 2.º Circuito) 1 400 111,00 MRdT REE A2002 Velle-S. Pedro 1 220 16,20 MdRT, Ev. R.E. UEF A2002 P.E. Suido-Cartelle y Pazos de Borben 1 220 0,03 Ev. Re, Ap Dist UEF A2002 Pazos-Atios 1 220 21,50 MRdT UEF A2002 Belesar-Chantada 1 220 5,60 Ev. Re, Ap Dist UEF A2002 Amexeiras-Masgalán-Cando 1 220 13,20 Ev. R.E. UEF B12002 Cartelle-Frieira 1 220 18,00 MRdT UEF B12003 CARTELLE-TRIVES (instalación del 2.º circuito) 1 400 67,00 MRdT, Ev C.C., Ev. Re REE A2003 CARTELLE-LINDOSO (instalación del 2.º circuito) 2 400 48,00 MRdT REE A2003 Montecarrio-Portodemouros-Masgalán 1 220 31,00 Ev. R.E. UEF B12004 E/s Montouto-en Frieira-Atios 1 220 0,50 Ap Dist UEF B12004 Frieira-Atios 1 220 37,70 MRdT UEF B12004 San Cayetano-Santiago 1 220 9,50 MrDT UEF B1

2005 Trives-Tordesillas (conversión de actual líneaTrives-Tordesillas 220 kV), pendiente de definición 2 400 46,20 MRdT REE A

2005 Trives-Tordesillas (conversión de actual líneaTrives-Tordesillas 220 kV) 2 400 173,80 MRdT, Ev C.C., Ev. Re REE A

2005 S. Cayetano-P. Mouros 1 220 33,00 Ap Dist UEF B12006 E/s Eiris en Puerto-Mesón 1 220 3,90 Ap Dist UEF B12006 S/C Cambados-Tibo 1 220 33,00 MRdT UEF B2

ZONA NORTE: PRINCIPADO DE ASTURIAS, CANTABRIA Y PAÍS VASCO

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

Cambio tensión de alimentación2002 UNINSA 220 4 de Aceralia a Gijón (132 a 220) HC Ap Dist A

mediante D/ C desde CarrioCambio de tensión de alimentación

2002 CARRIO 220 2 de Aceralia a Gijón (132 a 220) HC Ap Dist Amediante D/C desde Carrio

2002 LA GRANDA 220 4 Dos salidas a Tabiella y dosautos 220/132 kV HC Ap Dist A

2002 TABIELLA 220 2 Dos líneas a Granda HC Ap Dist A2003 ASTILLERO 220 2 S/C Astillero a Cacicedo EV MDrT, Ap Dist A2003 CACICEDO 220 1 S/C Cacicedo a Astillero EV MDrT, Ap Dist A

2003 AZSA 220 4 Dos líneas a Tabiella y dosautos 220/132 kV HC Ap Dist A

2003 MERES 220 1 Transformación 220/20 kV HC Ap Dist A2003 TABIELLA 220 2 Dos líneas a AZSA HC Ap Dist A2003 JUNDIZ 220 2 E/S Jundiz en Puentelarra-Mercedes IB Ap Dist A2003 JUNDIZ 220 1 Nueva S.T. transformador IB Ap Dist A

242

ZONA NORTE: PRINCIPADO DE ASTURIAS, CANTABRIA Y PAÍS VASCO (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2003 ZAMUDIO 220 2 E/S Zamudio en Güeñes-Gatica II IB Ap Dist A2003 SANTURCE 400 1 Nueva S.T. 400 kV IB Ap Dist A2003 SANTURCE 220 1 Grupo c/c IB Ev. C.C. A2003 AMOREBIETA 400 2 E/s Amorebieta L/Gatica-Itxaso IB MDrT A

Paso a 400 kV, salidas Mudarra,Escatrón, transformador 400/132

2003 PENAGOS 400 3 Remodelación parque actual; REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re Atransformación pendiente degeneración eólicaNuevo Parque 400 kV para pasoa 400 kV de actual Aguayo-Penagos,

2003 AGUAYO 400 3 220 kV (prevista conexión: REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re AAguayo-Penagos 400 kV) y posterior (2004) Aguayo-Abanto 400 kV

2003 PENAGOS 220 2 S/C Soto-Penagos y Transform.400/220 REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re A

2003 PENAGOS 220 Transformador 400/220 REE MRdT 400/220 600 A2004 VITORIA 220 1 Transformador 220/30 kV IB Ap Dist A2004 AMOREBIETA 400 5 Nueva St 220/330 IB MRdT A2004 GÜEÑES 400 2 D/C Penagos-Abanto-Güeñes REE MRdT, Ev C.C. A

2004 GÜEÑES 400 0 Posiciónes: Itxaso(Uso de posición de Abanto II) REE MRdT, Ev C.C. A

2004 GÜEÑES 400 Reactancia 150 Mvar REE MDrT 150 A2004 GÜEÑES 400 1 Posic. reactancia 150 Mvar REE MDrT A

Parque 400 kV, salidas: Zierbena I2004 ABATO 400 8 y II, Penagos, Aguayo, Güeñes I y REE MDrT, Ev. Re A

II (continuación en 2005 a Itxaso)2004 ZIERBANA 400 2 Parque 400 kV, salidas: Abanto I y II) REE MDrT, Ev. Re A2004 PENAGOS 400 1 D/C Penagos-Abantos-Gueñes REE MRdT, Ev C.C. A2004 ASTILLERO 220 1 S/C Astillero-Treto EV Ap Dist B12004 TRETO 220 1 S/C Astillero-Treto EV Ap Dist B12004 ZARATAN 220 1 Transformación 220/20 kV HC Ap Dist B12004 VITORIA 220 1 Transformador 220/30 kV IB Ap Dist B12004 LAGUARDIA 220 2 e/s Laguardia en Miranda-Logroño IB E.v R.E. B1

2004 ARRUBAL 400 4 Parque 400 kV, salidas: Barcina, La Serna y dos grupos de c/c REE Ev C.C. B1

2004 LASTRAS 400 1 Transformación 400/132 REE MDrT B12005 LADA 400 1 S/C Lada-Veliila REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re A2005 VELILLA 400 1 S/C Lada-Velilla REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re A2005 PENAGOS 400 1 Un grupo de c/c 800 MW EV Ev C.C. C2006 HERNANI 400 2 Duplicación de Hernani-Cantegrit REE Conex Inter. A

2006 MARUARTE 400 1 Parque de 400 kV, salidas aVitoria I y II REE MRdT, Ev C.C. A

2006 ITXASO 400 2 D/C Itxaso-Güeñes/Abanto REE MDrT, Ev C.C. A2006 CACICEDO 220 1 S/C P.S. Miguel-Cacicedo EV MDrT, Ap Dist B1

243

ZONA NORTE: PRINCIPADO DE ASTURIAS, CANTABRIA Y PAÍS VASCO (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2006 P. S. MIGUEL 220 1 S/C P.S. Miguel-Cacicedo EV MDrT, Ap Dist B12006 MERES 220 1 Transformación 220/20 kV HC Ap Dist B12006 SILVOTA 220 2 E/s Soto-Trasona HC Ap Dist B12006 ZAMUDIO 220 1 Transformador 220/30 kV 2.ª unidad IB Ap Dist B1

Año Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2002 D/C Tabiella-La Granda 2 220 2,80 Ap Dist HC A

2002 Carrio-Uninsa 2 220 4,50 Ap Dist HC A

2002 Zierbena-Santurce 1 400 4,00 Ev. C.C. REE A

2003 Astillero-Cacicedo 1 220 8,00 MdRT, Ap Dist EV A

2003 Tabiella-AZSA 2 220 0,50 Ap Dist HC A

2003 E/S Zamudio en Güeñes-Gatica-II 2 220 1,78 Ap Dist IB A

2003 E/S JUNDIZ EN PUENTELARRÁ-MERCEDES 2 220 0,40 Ap Dist IB A

2003 Soto-Penagos 1 400 178,00 MrdT, Ev C.C., Ev. Re REE A

Aguayo-Penagos (puesta a 400 kV2003 L/Aguayo-Penagos de 220 kV con continuación 1 400 31,10 MrdT, Ev C.C., Ev. Re REE A

en 2004 a Abanto, Güeñes)

2003 D/C Virtus-L/Herrera-Güeñes (entrada/salida)Parque previsto en inmediaciones de la línea 2 400 1,00 Ev. R.E. REE A

2004 Abanto-Zierbena D/C 2 400 13,00 MRdT, Ev. C.C. REE A

2004 D/C Abanto-Güeñes 2 400 20,00 MRdT, Ev. C C. REE A

2004 D/C Penagos-Abanto 2 400 37,00 MRdT, Ev C.C., Ev. Re REE A

2004 D/C Penagos-Abanto 2 400 16,50 MRdT, Ev. C.C. REE A

2004 Astillero-Treto 1 220 30,00 Ap Dist EV B1

2004 E/S Amorebieta-L/Gatica-Itxaso 2 400 3,83 Ev. C.C. IB B1

2005 D/C Caelgese-L/ Soto-Penagos 2 400 0,50 Ev. C.C. REE B1

2005 Lada-Velilla 1 400 95,98 MRdT, Ev C.C., Ev. Re REE A

D/C Güeñes-Itxaso se construyen los nuevos circuitos2006 Abanto-Itxaso. (Desaparecen Abanto-Güeñes 2.º cto.) 2 400 120,00 MRdT, Ev. C.C. REE A

y Güeñes-Itxaso

2006 Muruarte-Vitoria D/C 2 400 84,00 MRdT, Ev. C.C. REE A

D/C Güeñes-Itxaso. Se construyen los nuevos circuitos:2006 Abanto-Itxaso (desaparece Abanto-Güeñes 2.º cto.) 4 400 120,00 MRdT, Ev. C.C. REE A

y Güeñes-Itxaso

2006 D/C Villameca-L/La Robla-Compostilla (entrada/salida) 2 400 1,00 Ev. R.E. REE A

2006 P.S Miguel-Cacicedo 1 220 20,00 Ap Dist EV B1

2006 E/s Silvota en Soto-Trasona 2 220 0,50 Ap Dist HC B1

2006 Hernani-Argia (frontera francesa) 1 400 24,00 Conex. Int. REE B1

2006 Muruarte-Marsillón 2 400 60,00 Conex. Int. REE B1

244

ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGÓN Y CATALUÑA

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2002 LOS VIENTOS 220 3 Salidas a María y parque eólico ERZ Ev R.E A

2002 MARÍA DE HUERVA 220 4Salidas a Los Vientos,Monte Torrero y El Ventero

ERZ Ev R.E A

2002 ONCALA 220 2Transformador 220/30 kVy posición a parques eólicos

ERZ Ev R.E A

2002 AVE ZARAGOZA 220 1 Salidas a Peñaflor y Monte Torrero ERZ TAV A2002 AVE ZARAGOZA 220 1 Parque eólico ERZ Ev R.E A

2002 FUENTEDETODOS 220 3Salidas a María y una pos.Trafo 400/220 (3)

ERZ MRdT A

2002 LOS VIENTOS 220 3Dos salidas a María y unaa parque eólico

ERZ E.v R.E. A

Salida a Trinitat., Soterramiento2002 BESOS 220 2 de Santa Coloma-Besós y Fecsa-Enher MRdT A

Besós-Badalona

2002 TRINITAT 220 4Salidas: St. Coloma, S. Andreu-F y Besós

Fecsa-Enher MRdT A

2002 R.CALDAS 220 3 E/S Sentemat-St. Fost. Fecsa-Enher MRdT A2002 S. COLOMA 220 Soterramiento de S. Coloma-Besós Fecsa-Enher MRdT A2002 S. ADRIÁN 220 2 Dos nuevos grupos ciclo combinado Fecsa-Enher E.v R.E. A

2002 S. FOST 220 4E/s Sentemenat-Canyet ySentemenat-P.C Fave1

Fecsa-Enher Ap Dist A

2002 BADALONA 220Soterramiento de Badalona-S. Andreu y Besós-Badalona

Fecsa-Enher MRdT A

2002 S. ANDREU 220Soterramiento de Badalona-S. Andreu

Fecsa-Enher MRdT A

Transformador, D/C Trillo-Magallón,

2002 MAGALLÓN 400 8 E/s en la línea La Serna-Peñaflor, REE MRdT, TAV, Ev.Reactancia 159 Mvar, Parque 400 kV, R.E, Ev. C.C. 400/220 600 Asalidas Magallón, Trilo, TAV.

2002 MAGALLÓN 400 Reactancia REE MRdT 150

2002 RUEDA DE JALÓN 400 1Posible transformación 400/220en función de desarrollo eólico

REE TAV, Ev. R.E A

2002 HERRERA 400 1 Transformador 400/132 kV REE Ev. R.E A

2002 TERRER 400 6Parque 400 kV, salidas: Medinaceli, MRdT, TAV,Magallón, TAV

REEEv. R.E, Ev. C.C.

A

Parque 400 kV, salidas: Almazán,2002 FUENTEDETODOS 400 4 Escatrón (fase posterior 2004) REE Ev R.E A

salida: Escucha I y II2002 VIC 400 1 Salidas: transformador 400/220 REE MRdT, Conex. Int. A2002 CATADAU 220 1 Pos. condensador 100 Mvar REE MRdT A2002 MAGALLÓN 400 1 Posición reactancia 150Mvar REE MRdT A

D/C Trillo-Magallón, E/s en la

2002 MAGALLÓN 400 7línea La Serna-Peñaflor.

REEMRdT, Ev C.C.,

Parque 400 kV, salidas: Ev. Re., TAVA

Magallón, Trillo, TAV

245

ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGÓN Y CATALUÑA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2002 CASTEJÓN 400 1 Grupo c/c REE Ev C.C. A2002 VIC 400 Tranformador 400/220 KV REE MRdT 400/220 600 A2003 ALMAZÁN 400 Tranformador 400/132 KV REE MRdT, Ev. R.E. 400/132 450 A

2003 JALÓN 220 7Dos salidas a Magallón, dos aLos Vientos y tres a parques eólicos

ERZ Ev R.E A

2003 CARTUJOS 220 4 Posición Monte Torrero, Peñaflor y Trafos

ERZ Ap Dist A

Posiciones Entrerios, Montetorrero (3), 2003 PLAZA 220 7 Trafos 220/132 kV y dos a ERZ Ap Dist A

Trafos 220/45 kV2003 POLA 220 2 Salida a Magallón y Trafos 220/45 kV ERZ Ap Dist, Ev R.E A2003 TAV ALMUDEVAR 220 3 D/C a Gurrea y Trafos ERZ Ev R.E A

2003 JALÓN 220 4Una salida a Magallón y dosa Los Vientos (3)

ERZ E.v R.E. A

2003 LOS VIENTOS 220 3Dos salidas a Jalón y una a parque eólico

ERZ E.v R.E. A

2003 MARÍA DE HUERVA 220 2 Dos salidas a Fuendetodos I y II ERZ Ap Dist A2003 MONTE TORRERO 220 1 Posición Trafo 220/45 kV ERZ Ap Dist A

2003 PALAU 220 2Reconversión a220 kV líneaM. Figueras-Palau 66 kV

Fecsa-Enher MRdT A

2003 ADRALL, S 220 3 E/s Adrall Llavorsi-Cercs Fecsa-Enher Conex. Int. A2003 CERVELLO 220 3 E/s Cervello en Can Jardi-S. BOI-F Fecsa-Enher Ap Dist A

2003 LA ROCA 220 3Eliminación de T. Roca.Parque 220 kV. Salidas Palau y Vic

Fecsa-Enher MRdT A

2003 FRANQUESES 220 3 E/s Franquesas en Palau-La Roca Fecsa-Enher MRdT A2003 ELS MONJOS 220 2 E/s Els Monjos en Foie-Viladecans Fecsa-Enher Ap Dist A

2003 MAS FIGUERA 220 2Reconversión a 220 kV líneaM. Figueras-Palau 66 kV

Fecsa-Enher MRdT A

2003 MANGRANERS AVE 220 3E/s Mangraners AVE enMangraners-Mequinenza

Fecsa-Enher TAV A

2003 POBLE NOU 220 3 E/s Besos-Vilanova Fecsa-Enher Ap Dist A

2003 ST. CUGAT 220 3E/s St. Cugat en Can Jardí-PC. Via Favenc-2

Fecsa-Enher Ap Dist A

2003 TARRAGONA 220 2 Grupo de ciclo combinado Fecsa-Enher Ev. C.C. A2003 VILADECANS 220 2 Salida a Hospitalet Fecsa-Enher MRdT A2003 ZONA FRANCA 220 3 E/s zona franca en S. boi-hospitalet Fecsa-Enher MRdT A2003 MATA 220 3 Salidas: Vilanova y Besós Fecsa-Enher Ap Dist A2003 TARRAGONA 220 1 Grupo c/c Fecsa-Enher Ev. C.C. A2003 VILANOVA 220 4 Parque 220kV. Salidas Besos, Mata Fecsa-Enher Ap Dist A2003 BESOS 220 2 Salida a Mata Fecsa-Enher Ap Dist A

Parque 400 kV, salidas: La Serna I y II, y Nueva Generación I y II

2003 CASTEJÓN 400 4 [Fases posteriores (2003): Salidas de REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re. AMuruarte I y II (2006) y Muruarte IIpasa a ser Vitoria]

246

ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGÓN Y CATALUÑA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2003 LA SERNA 400Transformador MRdT, Ev C.C.,400/220 kV REE Ev. Re. 400/220 400 A

2003 FUENTEDETODOS 400 Transformador 400/220 kV REE MRdT, Ev R.E 400/220 600 A2003 FUENTEDETODOS 220 4 4 salidas a parques eólicos REE Ev R.E A2003 CASTELLET 400 2 E/s Castellet-en Vandellos-Begues REE TAV A

2003 ESPLUGA DE 400 2 E/s E. De Fancolí en Ascó-FRANCOLÍ Pieroloa-Begues REE TAV A

2003 CASTEJÓN 400 1 Grupo c/c REE Ev C.C. A

2003 LA SERNA 400 2Salidas: Magallón II y III,transformador 400/220 REE A

2003 MAGALLÓN 220 3S/C Magallón-Pola y transf. 400/220 y trans. 220/66 REE MRdT, E.v R.E. A

2003 MAGALLÓN 400 1 Transformación 400/220 kV REE Ev. R.E. A2003 MURUARTE 400 Transformador REE Ap Dist 400/220 600 A2003 BEGUES 220 Transformador REE MRdT 400/220 500 A2003 BERGUES 400 1 Salidas: transformación 400/220 REE MRdT A2003 LANZAS AGUDAS 220 1 Trafo 220/66 kV Ap. Dist A2004 ESCUCHA 400 2 D/C Fuendetodos-Escucha ERZ MRdT, Ev C.C., Ev. Re. A2004 VILLANUEVA 220 2 Salidas a Los Leones (2) ERZ Ap Dist A

2004 EIXAMPLE 220 4E/s Eixample en Urgell-Maragally conexión Vilanova

Fecsa-Enher Ap Dist A

2004 METRO 9 220 2 E/s Metro L 9 en Trinitat-S. Coloma Fecsa-Enher Ap Dist A2004 S. COLOMA 220 1 Pos Trafo 400/220 Fecsa-Enher Ap Dist A2004 VILANOVA 220 2 Conexión en Cable con Eixample Fecsa-Enher MRdT, TAV, Ev. R.E. A2004 GAVA 220 3 E/s Gava en La Secuita-Viladecans Fecsa-Enher Ap Dist A

2004 EIXAMPLE 220 4E/s Eixample en Urgell-Maragally conexión Vilanova

Fecsa-Enher MRdT A

2004 EIXAMPLE 220 Conexión con Trinitat Fecsa-Enher MRdT A2004 LA SERNA 400 2 D/C La Serna-Magallón REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re. A2004 FUENTEDETODOS 400 2 D/C Fuendetodos-Escucha REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re. A2004 ADRALL 220 2 D/C Adrall-Andorra REE Conex. Int. A2004 MAGALLÓN 400 2 D/C La Serna-Magallón REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re. A

Parque 220 kV, salidas, Fase I:2004 MURUARTE 220 5 Orcoyen, Cordovilla (previsión de REE Ap Dist A

nueva posición Estella sin confirmar)2004 S. COLOMA 220 1 Transformación 400/220 REE MdRT, Ev. C.C. A2004 STA. COLOMA 400 Transformador REE Ap Dist 400/220 600 A2004 STA. COLOMA 400 1 Conexión línea Rubi-Begues REE Ap Dist A2004 ALFORJA 220 2 E/s Alforja en Escatrón-Tarragona Fecsa-Enher Ev. R.E. B12004 TARRAGONA 220 2 D/C Bellissens-Tarragona en cable Fecsa-Enher MRdT B1

2004 PUIGPELAT 220 2E/s Puigpelat en La Secuita-Viladecans 220 kV

Fecsa-Enher Ap Dist B1

2004 RUBIÓ 220 2 E/s Rubió en la Pobla-Pierola Fecsa-Enher Ev. R.E. B12004 SUBIRATS 220 2 E/s Subirats en Bellissens-Begues Fecsa-Enher Ap Dist B12004 PIEROLA 220 2 D/C Pierola-M. Figueras Fecsa-Enher MRdT B1

247

ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGÓN Y CATALUÑA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2004 OLITE 220 2 E/s en la Serna-Tafalla IB Ev. R.E. B12004 AÑORBE 220 2 E/s en Orcoyen-Tafalla IB Ev. R.E. B1

Parque 400 kV, salidas:2004 GARRAF 400 2 Vandello-Begues, transformador REE MRdT B1

400/220 kV2004 VANDELLOS 400 2 Dos Grupos de c/c REE Ev R.E B12004 FATANELLA 400 2 Parque 400 kV; salidas Aragón, Ascó REE TAV, Ev. R.E. B12004 ESCATRÓN 400 1 Grupo c/c REE Ev. C.C. B1

2004 ESCUCHA 400 1Tarnsformador 400/200 kV

REEMRdT, Ev C.C.,

pdte. de definición Ev. Re.400/220 600 B1

Salidas: fase 1: Orcoyen,

2004 MURUARTE 220 2Cordovilla [previsión de nueva

REE MRdT, Ev C.C. B1posición Estella (Lizarra) sin confirmar]Parque 400 kV, salidas: Herrera,

2004 LA LORA 400 1 Barcina, Nueva Generación REE Ev R.E. B1(instalación dependiente de desarrollo de generación eólica)

2005 ARAGÓN 400 Reactancia REE MRdT. 150 A2005 JUIA 220 1 Línea Bescanó-Juia Fecsa-Enher MdRT, Conex. Int. A

2005 BESCANO 220 5E/s Bescano en Vic-Juia y segunda conexión a Juia, pos trafo

Fecsa-Enher MRdT A

2005 JUIA 220 2 Salida a Bescano Fecsa-Enher MRdT A

2005 LA SECUITA 220 7E/s en Montblanc-Perafort y E/s en Viladecans-Constanti, pos trafo

Fecsa-Enher Ap Dist A

Parque 220 kV E/s Bescanó en 2005 BESCANÓ 220 3 Vic-Juia y nueva línea en Fecsa-Enher MRdT A

Bescanó-Juia

2005 PEÑALBA 400 2D/C Peñalba-Monzón-Graus- MRdT, Conex. Int.,Isona-L/Sallente-Sentmenat

REEEv. Re.

A

2005 ESCUCHA 400 2 D/C Escucha-Morella (Maestrazgo I) REE MRdT, Ev C.C., Ev. Re. A

2005 PAÑALBA 400 2D/C Peñalba-Monzón-Graus-Isona-L/ MRdT, Conex. Int., Sallente-Sentmenat

REEE.v R.E.t

A

2005 MURUARTE 220 1 Transformación 400/220 REE MRdT, Ev C.C. A2005 LA SECUITA 400 Transformador REE Ap Dist 400/220 600 A

Parque 400 kV, salidas: Vandellós,

2005 LA SECUITA 400 6Garraf, Transformador 400/220

REE MRdT, TAV A[Fase posterior (2005): transformación 400/110]Parque 400 kV, salidas: Pierola

2005 SANTA COLOMA 400 5(utilización del actual Begues-

REE MRdT ASentmenat 400 KV y Sentenat-Sta. Coloma 220 KV), transformaciónParque 400 kV, salidas: Sentmenat, MRdT, Conex. Int.,

2005 BESCANÓ 400 8 Vic, transformador 400/220, REE T.A.V. AFigueras, Frontera Francesa (Baixas)

248

ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGÓN Y CATALUÑA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2005 BESCANÓ 220 Transformador 400/220 REE MRdT 400/220 600 A

2005 FIGUERAS 400 2Parque 400 kV, salidas: Bescano, frontera francesa (Baixas)

REE MRdT 400/132 450 A

Parque de 400 KV, salidas: Peñalba,

2005 ISONA 400 6Monzón (en 2005 pasa a ser

REE MRdT AGraus I y I), Sallente I y II, Caldersd y Sentmenat

2005 FIGUERAS 400 Transformador 400/132 KV REE MdRT, Conex. Int., TAV A2005 VIC 400 2 Línea Vic-Bescanó REE MRdT A2005 SENTEMENAT 400 1 Línea Sentmenat-Bascanó REE MRdT, Conex. Int., A2005 LA SECUITA 400 1 Salidas: transformador 400/110 REE MRdT, Conex. Int., TAV A2005 SANTA COLOMA 400 2 Salidas: Rubi, Begues REE MRdT, Conex. Int., TAV A

2005 GRAUS 400 6Parque 400 kV, salidas: Peñalba, Monzón, Cazaril I y II, Isona I y II

REE MRdT, Conex. Int. B1

2005 OSERA 400 3Parque 400 kV, salidas: Peñaflor, Aragón, Nueva Generación

REE Ev. C.C. B1

2005 ULLDECONA 400 4D/C Ulldecona-L/La Plana-Vandellós (e/s)

REE E.v R.E. B2

Parque 400, salidas: Peñalba,

2005 MONZÓN 400 2Isona (año 2005 futura Graus)

REE Ev R.E C(instalación dependiente desarrollo de generacion eólica)Nuevo eje S. Boi-Viladecans con

2006 AEROPUERTO 220 2 E/s en aeropuerto y delta; Fecsa-Enher MRdT Aconexión con zona franca

2006 ZONA FRANCA 220 1 Conexión con delta Fecsa-Enher MRdT ANuevo eje S. Boi-Vladec., con E/s

2006 VILADECANS 220 4 en aeropuerto y delta; conexión Fecsa-Enher MRdT 400/110 300 Azona francaNuevo eje S. Boi-Vladec., con E/s

2006 SAN BOI 220 3 en aeropuerto y delta; conexión Fecsa-Enher MRdT Azona franca

2006 NOGUERA 220 3Parque 220 kV, salidas: Pont deSuert, Rubí, Nueva Generación

REE Ev C.C. A

Nuevo eje S. Boi-Viladecans con E/s 2006 DELTA 220 5 en aeropuerto y delta; conexión Fecsa-Enher MRdT B1

con zona franca2006 TRINITAT 220 1 Cable Eximple-Trinitat Fecsa-Enher Ap Dist B12006 MURUARTE 400 2 D/C Muruarte-Marfillon (Francia) REE Conex. Int. B1

Salidas: Mequinenza, Rubí, 2006 GRANADELLA 400 3 Trans 400/AT dependiente de REE TAV, Ev C.C. B1

Nueva Generación eólica

2006 BLESA 400 3E/S Fuendetodos-Escucha y transformación 400/220

REE Ev. C.C. B2

2006 BLESA 400 Transformador 400/220 REE Ev. C.C. 400/220 600 B2

249

ZONA NORDESTE: COMUNIDAD FORAL DE NAVARRA, LA RIOJA, ARAGÓN Y CATALUÑA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2006 ESCATRÓN 400 2 Dos grupos de c/c REE Ev. R.E. B22006 OSERA 400 1 Grupo de Ciclo combinado REE Ev. C.C. B2

2006 MORA NOVA 400 8Parque 400 KV, salidas: Ascó I y II, y cuatro grupos de c/c

REE Ev. C.C., Ev. RE C

Año Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2002 Paso a cable STA. COLOMA-S. ANDREU 1 220 3,35 Ap Dist Fecsa-Enher A

2002 E/s Franquesas en Palau-La Roca 1 220 0,50 Ap Dist Fecsa-Enher A

2002 E/s Riera de Caldes en Sentemnat-St. Fost 2 220 0,50 Ap Dist Fecsa-Enher A

2002 E/s Sant Fost en Setmenat-Canyet 1 220 0,25 Ap Dist Fecsa-Enher A

2002 Se elimina E/S Sant Fost en Setmenat-pc. fave 1 1 220 0,50 Ap Dist Fecsa-Enher A

2002 Maria-Montetorrero 1 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2002 Los Vientos-María 2 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2002 E/s Lanzas Agudas en Magallón-Moncayo 1 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2002 María-Montetorrero 2 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2002 Los Vientos-María 1 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2002 D/C Magallón-L/La Serna-Peñaflor (entrada/salida) 2 400 1,30 MdRT, Ev R.E REE A

2002 D/C Trillo-Magallón 2 400 6,63 MdRT, Ev R.E, Ev C.C., TAV REE A

2002 Paso a cable St. Andreu-Badalona 1 220 6,25 Mr DT Fecsa-Enher A

2002 Trinitat-Besós 1 220 6,05 Mr DT Fecsa-Enher A

2002 Paso a cable Besós-Badalona 1 220 1,15 Mr DT Fecsa-Enher A

2002 Mas Figueres-Palau 1 220 18,00 Mr DT Fecsa-Enher A

2002 AVE: E/S AVE Zaragoza en Peñaflor-Monte Torrero 2 220 0,50 TAV ERZ A

2002 D/C Terrer-L/Magallón-Trillo (entrada/salida) 2 400 0,13 TAV REE A

2002D/C Rueda de Jalón-L/Magallón-Trillo (entrada/salida)

2 400 1,00 TAV REE A

2003 E/s Cartujos en Montetorrero-Peñaflor 1 220 0,10 Ap Dist ERZ A

2003 E/s Plaza en Entrerrios-Montetorrero 1 220 4,30 Ap Dist ERZ A

2003 E/s Cervellò en Can jardi-Sant boi-f 1 220 2,50 Ap Dist Fecsa-Enher A

2003 E/s els monjons en Foix-Viladecans 1 220 0,50 Ap Dist Fecsa-Enher A

2003 Cable E/S Poble nou en Besós-Mata 1 220 1,10 Ap Dist Fecsa-Enher A

2003 E/S San Cugat en Can jardi-pc. via favenc-2 1 220 1,50 Ap Dist Fecsa-Enher A

2003 E/S Adrall Llavorsi-Cercs 1 220 5,00 Ap Dist Fecsa-Enher A

2003 Jalon-Magallón 2 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2003 Magallón II-Pola 1 220 24,10 Ev R.E ERZ A

2003 D/C Almudevar-Gurrea 1 220 10,60 Ev R.E ERZ A

2003 Jalon-Los Vientos 1 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2003 Maria-Fuendetodos 2 220 0,00 Ev R.E ERZ A

2003 D/ C María-Fuendetodos 1 220 0,00 Ev. Re. ERZ A

2003 Zona Franca-San Boi-Hospitalet 1 220 12,00 MdRT Fecsa-Enher A

250

Año (continuación) Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2003 Paso a Cable Sta. Coloma-Besós 1 220 6,75 MrDT Fecsa-Enher A

2003 Eliminación de la T la Roca 1 220 7,60 MrDT Fecsa-Enher A

2003 Castejón-Muruarte D/C 2 400 70,00MrDT, Ev C.C.,

Ev R.EREE A

2003 E/s Mangraners AVE en Mangraners-Mequinenza 1 220 0,10 TAV Fecsa-Enher A

2003 E/s Castellet en Vandellos-Begues 1 400 8,00 TAV REE A

2003 E/s Espluga de Francolì en Ascò-Pierola/Begues 1 400 0,50 TAV REE A

2004 D/C La Serna-Magallón 2 400 31.96MrDT, Ev C.C.,

Ev R.EREE A

Pieroloa-Santa Coloma. Utilización de Begues-2004 Sentmenat (tramo Pierola-Sentmenat) y puesta 1 400 30,00 MrDT, TAV, Ev. R.E. REE A

a 400 kV de línea Sentmenat-Santa Coloma 220 kV

2004 D/C Adrall-frontera Andorrana 2 220 20,00 Conex. Int. REE B1

2004 Reconfigurar Sentmenat-M. Figueres 220 a Setmenat-C. Barba 400 1 400 2,00 Conex. Int. REE B1

2004 Villanueva-Los Leones 1 220 7,00 Ap Dist ERZ B1

2004 Sentmenat-Can Barba 2 400 0,00 Ap Dist REE B1

2004 E/s Puigpelat en LA Secuita-Viladecans 1 220 2,00 Ap Dist Fecsa-Enher B1

2004 E/s Gavá en La Secuita-Viladecans 1 220 8,60 Ap Dist Fecsa-Enher B1

2004 E/s Subirats en Bellicens-Begues 1 220 4,10 Ap Dist Fecsa-Enher B1

2004 Suministro L 9 en cable E/S Santa Coloma-Trinitat 1 220 0,50 Ap Dist Fecsa-Enher B1

2004 D/C Arrubal-L/Barcina-La Serna (entrada/salida) 2 400 8,00 Ev C.C. REE B1

2004 D/C Bajo Cinca-L/Monzón-Mequinenza 2 220 0,50 Ev. R.E. REE B1

2004 E/s Alforja en Escatrón-Tarragona 1 220 0,50 Ev. R.E. Fecsa-Enher B1

2004 E/s Rubió en La Pobla-Pierola 1 220 0,50 Ev. R.E. Fecsa-Enher B1

2004 D/C La Lora-L/Herrera-Barcina (entrada/salida) 2 400 1,00 Ev. R.E. REE B1

2004 E/s Añorbe en Orcoyen-Tafalla 1 220 0,50 EV. R.E. IB B1

2004 E/s Olite en La Serna-Tafalla 1 220 0,50 EV. R.E. IB B1

2004 D/C Pierola-Mas Figueres 2 220 21,00 MdRT Fecsa-Enher B1

2004 Eixample-Vilanova 1 220 4,50 MdRT Fecsa-Enher B1

2004 E/s Eixample en Urgell-Maragall 1 220 0,50 MdRT Fecsa-Enher B1

2004 D/C Garraf-L/Vandellos-Begues (e/s) 2 400 2,50 MdRT REE B1

2004 D/C Muruarte-L/Orcoyen-Cordovilla (entrada/salida) 2 220 0,59MRdT, Ev C.C.,

Ev R.EREE B1

2004 D/C Fatarella-l/Aragón-Ascò (e/s) 2 400 1,00 TAV, Ev. R.E. REE B1

2004 D/C Penedes-L/Vandellos-Begues (entrada/salida) 2 400 5,00 REE

2004 D/C La Secuita-L/Vandellos-Penedes (entrada/salida) 2 400 4,00 REE

2005 D/C Figueras-frontera francesa (Baixas) 2 400 20,00 Conex. Int., TAV REE A

2005 E/S Bescanò en Vic-Juià 1 220 0,50 MdRT Fecsa-Enher A

2005 Juià-Bescanò 2 220 23,00 MdRT Fecsa-Enher A

2005 D/C Escucha-Morella (continuación desde la MdRT, Ev R.E, actuación parcial Fuendetodos-Escucha) 2 400 54,00 Ev C.C., REE A

2005 D/C Escucha-Morella (continuación desde la MdRT, Ev R.E, actuación parcial Fuendetodos-Escucha) 2 400 6,00 Ev C.C., REE A

2005 Juia-Bescanó 2 220 23,00 MrDT Fecsa-Enher A

251

Año (continuación) Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2005 E/s Bescano en Vic-Juia 1 220 0,50 MrDT Fecsa-Enher A

2005 D/C Peñalba-Monzòn-Graus-Isona-L/Sallente- MRdT, Conex. Int., Sentmenat/Calders 2 400 19,57 Ev. C.C. REE A

2005 Setmenat-Bescanó (comparte D/C con L/Pierola-Vic en partes de Tramo inicial; preparada para D/C en MRdT, Conex. Int., tramo final) 1 400 79,00 TAV REE A

2005 D/C Bescanó-Figueras 2 400 40,00 MRdT, Conex. Int., TAV REE A

2005 D/C Peñalba-Monzòn-Graus-Isona-L/Sallente-Sentmenat 2 400 82,40 MRdT, Ev C.C. Ev R.E REE A

2005 E/s La Secuita en Constanti-Viladecans 1 220 1,40 Ap Dist Fecsa-Enher B1

2005 E/s La Secuita en Montblanc-Perafort 1 220 1,55 Ap Dist Fecsa-Enher B1

2005 D/C Osera-L/Aragòn-Peñaflor (entrada/salida). Parque previsto en inmediaciones del línea 2 400 1,00 Ev. C.C. REE B1

2005 Q/C Isona l/Sallente-Sentmenat (doble entrada/salida) 4 400 2,00 MRdT, Conex. Int., REE B1

2005 Q/C Graus-L/Monzón, Peñalba, Isona I y II (doble entrada y salida) 4 400 2,00 MRdT, Conex. Int., REE B1

2005 D/C LA Secuita-L/Vandellos-Garraf (e/s) 2 400 2,00 MrDT, TAV REE B1

2005 D/C Monzón-L/Aragón (Graus)-Isona (entrada/salida) Instalación dependiente de desarrollo eòlico 2 400 3,00 Ev. R.E. REE C

2005 Bescanó-Vic. Instalación de parte nororiental de 2.º circuito en línea Sentmenat-Bescanó 1 400 40,00 MRdT, Conex. Int., REE

2005 D/C Santa Coloma-L/Rubí-Begues 2 400 21,40 REE

2006 Vic-frontera francesa (Baixas) (duplicación cto.existente, pendiente de definición) 1 400 45,00 Conex. Int. REE B1

2006 D/C Noguera-L/Pont de Suert.-Rubí 2 220 0,10 Ev. C.C. REE B1

2006 E/s en aeropuerto y delta en Viladecans-Hospitalet 1 220 0,00 MdRT Fecsa-Enher B1

2006 Eixample-Trinitat 1 220 7,50 MdRT Fecsa-Enher B1

2006 D/C Granadella-L/Mequineneza-rubi (e/s) 2 400 1,00 TAV, Ev. C.C. REE B1

2006 D/C Blesa-L/Fuendetodos-Escucha (e/s) 2 400 1,50 Ev R.E REE B2

2006 Q/C Mora L/Ascó-Vandellos I y II (doble entrada/salida) 4 400 8,00 Ev. C.C., Ev. R.E. REE C

252

ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEÓN, CASTILLA-LA MANCHA, MADRID Y EXTREMADURA

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2002 ARAVACA 220 2 E/s Aravaca en Majadahonda-Ventas IB Ap Dist A2002 LA FORTUNA 220 1 Transformador 220/15 IB Ap Dist A2002 BOADILLA 220 2 E/s Boadilla en Majadahonda-T. Leganés IB Ap Dist A2002 LUCERO 220 2 E/s Lucero en Boadilla-T. Leganés IB Ap Dist A2002 MECO 220 1 Autotransformador 220/132 KV IB Ap Dist A

2002 VILLAVERDE 220 2D/C alimentación GIF (AVE Madrid-Barcelona)

IB TAV A

2002 LEGANÉS 220 1 Transformadores 220/MT IB Ap Dist A2002 GALAPAGAR 400 Condensador REE 100 A2002 TRILLO 220 2 D/C Trillo-Magallón REE MdRT, Ev R.E A2002 TRILLO 220 Reactancia REE MdRT 150 A2002 MORALEJA 400 1 Pos. condensador 100 Mvar REE MdRT A2002 MORALEJA 400 Condensador REE MdRT 100 A

Parque 400 kV, salidas: Trillo, 2002 ANCHUELO 400 4 Loeches, TAV (fase posterior, REE TAV A

posición transformación 400/AT)

2002 FUENTES DE LA 4004 Parque 400 kV, salidas: Trillo,

ALCARRIALoeches, TAV (fase posteior: posible REE MdRT, Ev. R.E., TAV Atransformación 400/AT-eólicos)Parque 400 kV, salidas: Trillo,

2002 MEDINACELI 400 7 Terrer, TAV (fase posterior: posible REE Ev. R.E., TAV Atransformación 400/AT-eólicos)

2002 TRILLO 400 Posición de reactancia 159 Mvr REE MdRT A2002 GALAPAGAR 400 1 Salidas: transformador 400/132 REE MdRT A2002 ARGANDA 220 5 2 salidas a Loeches y Valdemoro II (E/S) UEF Ap Dist A

2002CASA DE CAMPO

220 55 posiciones líneas y cable 220 KV-

/L.C. VIC SF6. AcoplamientoUEF MdRT A

2 pos. 220 KV Trf-1 y 2, 1 pos. 220 KV2002 NECSOHENAR- 220 4 cable a Canillejas, 1 pos. 220 KV

SUB. SIMANCAS cable a C. Naciones (fut. El Coto)UEF TAV A

y acoplamiento2002 LA PALOMA 220 1 Transfo.-2 220/132 UEF Ap Dist A2002 MAZARREDO 220 1 Transformación 220/15/15 UEF Ap. Dist A

2002 L.C. VILLAVICIOSA 220 2Salida a Norte (antigua salida a Norte ahora va a Prosperidad)

UEF A

2002 SS. REYES 220 1 Pos. condensador 100 Mvar UEF MdRT A2002 SS. REYES 220 Condensador 100 Mvar UEF MdRT 100 A2002 VALDEMORO II 220 1 Transformación 220/45 KV UEF Ap. Dist A2003 GALAPAGAR 400 1 Ampliación por transformación 400/132 IB MrDT, TAV A

2003 ALCORCÓN 220 2E/s Alcorcón de Villaviciosa-Casa de Campo

IB Ap Dist A

2003 ALCORCÓN 220 1 Transformación 220/20 KV IB Ap Dist A2003 FORTUNA 220 2 D/C Fortuna-Aguacate IB Ap Dist A2003 SANCHINARRO 220 2 D/C desde Fuencarral IB Ap Dist A2003 VILLAVERDE 220 1 Nuevo cable Villaverde-C. Plata IB Ap Dist A

253

ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEÓN, CASTILLA-LA MANCHA, MADRID Y EXTREMADURA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2003VILLANUEVA

220 2E/s Villanueva de la Cañada en

DE LA CAÑADA Majadhonda-TalaveraIB Ap Dist A

E/s Pinto en Aceca-Villaverde. 2003 PINTO 220 2 Conveniente coordinación para IB Ap Dist A

apoyo unificado RdT-RdD2003 PARACUELLOS ID. 220 2 E/s en S. Sebastián-Fuentecilla IB Ap Dist A

Eliminación del ST Vicálvaro 132, 2003 PALAFOX 220 1 220 KV y alimentación de la ST IB MdRT, Ap Dist A

La Estrella 220 KV-Palafox

2003 MELANCÓLICOS 220 2L/Palafos-Melancólicos y autotransformador 220/132 KV

IB MdRT, Ap Dist A

2003 MAJADAHONDA 220 1 Transformador 220/20 KV IB Ap Dist A2003 LEGANÉS 220 2 E/s Majadahonda-Villaverde IB Ap Dist A2003 FUENTECILLA 220 2 E/s Fuentecilla en S. Sebastíán-T. Vicálvaro IB Ap Dist A

2003FUENLABRADA

220 4E/s Fuenlabrada Este en Moraleja-

ESTE Retamar y D/C a Papelera PeninsularIB Ap Dist A

2003 FUENCARRAL 220 2 D/C desde Sanchinarro IB Ap Dist AEliminación S.T. Vicálvaro 132 y

2003 ESTRELLA 220 1 220 KV, y alimentación de la ST IB MdRT Ala Estrella 220 KV

2003CAMINO

220 2E/S Camino Fregacedos en Moraleja-

FREGACEDOS T. FortunaIB Ap Dist A

2003 ARROYO DE LA VEGA

220 1 Transformación 220/20 KV 2.ª unidad IB Ap Dist A

2003 AGUACATE 220 2 D/C Fortuna-Aguacate IB Ap Dist A2003 ORIOL 220 1 1 transformación 220/45 KV IB Ap. Dist A2003 RETAMAR 220 1 Transformadores 220/MT IB Ap Dist A2003 VIRTUS 400 1 Parque 400 kV, salidas: Herrera, Güeñes REE Ev. R.E. A2003 VIRTUS 400 1 Nueva Generación REE Ev. R.E. A2003 MUDARRA 220 1 Mudarra-La Olma REE MdRT A2003 LA OLMA 220 1 Mudarra-La Olma REE MdRT A2003 FUENCARRAL 400 1 Ampliación por transformación 400/220 KV REE MdRT A2003 FUENCARRAL 400 Transformador 400/220 KV REE MdRT 400/220 600 A2003 VILLAVERDE 220 Condensador 100 Mvar IB MdRT 100 A2003 VILLAVERDE 220 1 Pos. condensador 100 Mvar REE MdRT A

Parque 400 kV, salidas: Mudarra, Escatrón, transformador 400/132 kV (remodelación

2003 ALMAZÁN 400 3parque actuall; transformación pendiente

REE MdRT, Ev. R.E. A

generación eòlica)2003 CERRO DE LA PLATA 220 2 Salida a Villaverde 2.º cto. UEF Ap Dist A2003 CERRO DE LA PLATA 220 2 Nuevo cable Villaverde-C. Plata UEF MdRT A

2003 CAMINO 220 52 pos. a Coslada-Villaverde,

CONGOSTOtransformación 2 x 220/15/15 y UEF Ap Dist Aacoplamiento

2003 VILLAVERDE 220 2 Salida a Cerro de la Plata 2.º circuito UEF Ap Dist A

254

ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEÓN, CASTILLA-LA MANCHA, MADRID Y EXTREMADURA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2003 AZCA 220 3 2 salidas a Hortaleza y Norte UEF Ap Dist A2003 HORTALEZA 220 2 Salida a Azca UEF Ap Dist A

2003ERAS DE

220 3E/s Villaverde-Aceca. Fase posterior:

VALDEMORO Parla IIIB MdRT B1

Parque de 220 KV, salidas: El Hornillo-2003 PINTO-NORTE 220 1 Añover-R. Conveniente coordinación REE MdRT B1

para apoyo unificado RdT-RdD2003 ELCOGAS 220 1 Argamasilla-Calatrava-ELCOGAS UEF Ev C.C. B12003 AGUACATE 220 2 Alimentación en D/C Aguacate-Villaviciosa IB Ap Dist C2003 ALCORCÓN 220 2 E/s Alcorcón de Villaviciosa-Aguacate IB Ap Dist C2003 NORTE 220 1 Conexión Norte-Palafox IB MdRT C2003 PALAFOX 220 1 Conexión Norte-Palafox IB MdRT C2003 VILLAVICIOSA 220 2 Alimentación a Aguacate en D/C IB Ap Dist C2004 OLMEDILLA 400 1 Transformación 400/132 REE MdRT A2004 ROMICA 400 1 Transformación 400/132 REE MdRT A2004 FUENCARRAL 400 1 Salidas: transformador 400/220 REE MdRT A2004 CANILLEJAS 220 1 Trafo-3 220/15/15 UEF Ap Dist A2004 HORTALEZA 220 2 Eje Hortaleza Norte-Prosperidad UEF MdRT A

2 salidas a Mazarredo y C. Plata (e/s),2004 MEDIODÍA 220 3

transformador 3 x 220/15/15 y acoplamientoUEF Ap Dist A

2004 EL COTO 220 3 2 salidas a C. Naciones y Canillejas (e/s) UEF Ap Dist A2004 NORTE 220 Eje Hortaleza Norte-Prosperidad UEF Ap Dist A

2004FUENTES DE LA ALCARRIA

400 1 Transformación 400/132 KV IB MdRT, TAV, EvRE B1

2004 ACECA 220 1 Grupo de c/c IB MdRT B12004 VALLEJERA 220 2 E/s Vallejera en T1 Palencia-Villabilla IB Ev. C.C. B12004 GALAPAGAR 400 1 Parque transformación 400/132 IB MdRT, Ev. C.C. B12004 MORALEJA 220 2 Alimentación a Arroyomolinos en D/C IB Ap Dist B12004 PARLA 220 1 ST Parla en Aceca-Pinto IB Ap Dist B12004 MELANCÓLICOS 220 1 L/Ventas-Melancólicos IB MdRT B12004 VENTAS 220 1 L/Ventas-Melancólicos IB MdRT B12004 BRIVIESCA 220 2 E/s Briviesca en Villimar-Puentelarra IB Ev. R.E. B1

2004 ARROYOMOLINOS 220 2Alimentación a nueva ST Arroyomolinosen D/C desde ST Moraleja

IB Ap Dist B1

2004 PALENCIA 220 Eliminación T2 Palencia IB MdRT B1

2004FUENTES DE LA ALCARRIA

400 1 2.ª transformación 400/132 REE MdRT, TAV, Ev. Re B1

2004 ARANJUEZ I 220 2 Trafo-3 220/45 kV y acoplamiento UEF MdRT B12004 ACECA 220 1 Eje ACECA-Añover-Aranjuez-Valdemoro II UEF MdRT B1

2004 AÑOVER 220 31 Pos. 220 kV Trf-5 220/132kV, 2 pos. 220 kV a Aranjuez I y ACECA

UEF MdRT B1

3 pos. 220 kV. Trf 1, Trf 2, Trf 3, 2004 FIN DE SEMANA 220 6 2 pos 220 kV. Cable a Coslada y UEF Ap Dist B1

Paracuellos, y Acoplamiento

255

ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEÓN, CASTILLA-LA MANCHA, MADRID Y EXTREMADURA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2 Pos 220 kV Cable C. Naciones-Simancas, 2004 EL COTO 220 4

trans 3 x 220/15/15 y acoplamiento UEF Ap Dist B1

2004 COSLADA 220 1 Eje Coslada-Fin de Semana-Paracuellos UEF Ap Dist B1

2004PARACUELLOS DEL JARAMA

220 1 Eje Coslada-Fin de Semana-Paracuellos UEF Ap Dist B1

2004 SALAMANCA II 220 3E/s Prosperidad-Casa de Campo, Transformación 200/15/15 y acoplamiento

UEF Ap Dist B1

2004 VALDEMORO II 220 1 Eje ACECA-Añover-Aranjuez-Valdemoro II UEF MdRT B12004 VIRTUS 400 1 Transformador de 400/20 REE Ev. RE B22004 PUENTE PRINCESA 220 3 E/s Cerro Plata-Mediodia y D/C Villavicosa UEF MdRT, Ap Dist C

2004 PUENTE PRINCESA 220 4Transformación 2 x 220/15/15 y 220/45 kV y acoplamiento

UEF Ap Dist C

2005 ALBRESA 220 2 Salida a Parla II IB Ap Dist A

2005 NAVALCARNERO 220 5E/s Navalcarnero en V. Cañada-Talavera, salida a Moraleja

IB Ap Dist A

2005 PARLA II 220 2E/s en Pinto-Azután, e/s en Aceca-Parla, salida a Albresa

IB Ap Dist A

2005 TORRIJOS 220 3 E/s Torrijos en Almaraz-Villaverde IB Ap Dist A2005 MORALEJA 220 2 Salida a Navalcarnero IB Ap Dist A2005 S.S. DE LOS REYES II 220 3 E/s T1-Tres Cantos-S.S. de los Reyes IB Ap Dist A

2005 TORDESILLAS 400 1S/C Trives-Todesillas en 400 KV por conversión del actual eje en 220 KV

REE MdRT, Ev. C.C., Ev. R.E. A

2005 VALDECABALLEROS 400 1 Salidas: Guadame II REE Ap Dist A

2005 AZCA 220 62 pos 220 kV cable a Hortaleza y Norte, transfor. 3 x 220/15/15 y acoplamiento

UEF MdRT A

2005 AENA 220 2 Segunda salida a SS. Reyes UEF Ap Dist A2005 S.S. REYES 220 2 Salida a Aena UEF Ap Dist A2005 TORRIJOS 220 2 E/s Torrijos en Almaraz-Villaverde IB MdRT B12005 ALGETE 220 2 E/s Algete en S. Sebastián-Meco IB Ap Dist B12005 CARPETANA 220 2 E/s Carpetana en Villaverde-Pinto IB Ap Dist B12005 ERAS DE VALDEMORO 220 1 Salida a Valdemoro IB Ap Dist B12005 MECO 220 1 Transformador 220/20 KV IB Ap Dist B12005 NAVALCARNERO 220 2 E/s Navalcarnero en V. Cañada-Talavera IB Ap Dist B12005 PARLA II 220 4 E/s en Azután-Villaverde, e/s en Aceca-Parla IB MdRT B1

2005 PARLA II 220 4Eje Eras de Valdemoro-Parla II y Moraleja-Parla II DC

IB MdRT B1

2005 PARLA OESTE 220 2 E/s Parla Oeste en Moraleja-Parla II IB Ap Dist B12005 GALAPAGAR 400 1 2.ª transformación 400/132 IB MdRT, TAV B12005 VALDEMORO 220 1 Alimentación a Eras de Valdemoro IB Ap Dist B12005 LOECHES 400 1 Transformación 400/220 3.ª unidad IB MdRT B12005 TORRELODONES 220 2 E/s en Majadahonda-Galapagar IB MdRT B12005 TALAVERA 220 2 E/s L/ Azután-Villaverde. IB Ap Dist B12005 MORATA 400 3 Tres grupos de ciclo combinado REE Ev. C.C. B1

2005 PARACUELLOS 400Nueva sub. Paracuellos, transformación 400/220

REE MdRT 400/220 600 B1

256

ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEÓN, CASTILLA-LA MANCHA, MADRID Y EXTREMADURA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2005 PARLA II 400 Nueva sub. Parla, transformación 400/220 REE MdRT 400/220 600 B1

2005 MÉRIDA 220 3D/C Guillena-Mérida-Almaraz 400kV, S/C Mérida-Alvarado y transformación 400/220

REE MdRT B1

D/C Guillena-Mérida-Almaraz 400kV, S/C 2005 MÉRIDA 400 3 por conversión de línea de 220 kV y REE MdRT, Ev R.E, Ev. C.C. B1

transformación 400/2202005 MÉRIDA 220 Transformador 400/220 REE MdRT 400/220 300 B12005 ORIOL 220 Transformador 400/220 REE MdRT 400/220 300 B12005 VALDECABALLEROS 400 1 2.º circuito Valdecaballeros-Guadame REE MdRT, Ev R.E, Ev. C.C. B1

D/C Guillena-Mérida-Almaraz 400kV por 2005 ALMARAZ 400 2

conversión de línea de 220 kVREE MdRT, Ev R.E, Ev. C.C. B1

2005 ALVARADO 220 1 S/C Mérida-Alvarado REE MdRT B1

2005 RIVAS 220 31 pos 220 kV Trf-1, 2 pos a Vallecas y Loeches

UEF Ap Dist B1

2005 MORALEJA 220 2 Moraleja-Parla II D/C IB Ap Dist B22005 GRIJOTA 400 1 Transformación 400/132 KV REE MdRT B22005 MONTEARENAS 400 1 Transformación 400/220 kV REE MdRT B22005 PARACUELLOS 400 Transformador 400/220, 2.ª unidad REE MdRT 400/220 600 B22005 PARLA II 400 Transformador 400/220, 2.ª unidad REE MdRT 400/220 600 B22005 MORALEJA 220 1 Conexión Navalcarnero-Moraleja IB MdRT C2005 NAVALCARNERO 220 1 Conexión Navalcarnero-Moraleja IB MdRT C

2005 PARLA II 220 4E/S Almaraz-Villaverde y E/S Añover-El Hornillo

IB MdRT C

2006 GALAPAGAR 220 2Transformación eje Tordesilla-Otero-Ventas 220 kV a D/C 400 kV Galapagar-Tordesillas

REE MRdT, TAV, EV C.C., Ev. R.E. A

2006 VENTAS 220 1 Transformador 220/20 KV IB Ap Dist B12006 TRES CANTOS 220 1 Transformador 220/20 KV IB Ap Dist B12006 SAN ROQUE 220 2 E/s San Roque en Fuencarral-Sanchinarro 2 IB Ap Dist B1

2006SAN SEBASTIAN DE LOS REYES II

220 2 E/s T1-Tres Cantos-S.S. de los Reyes IB MdRT B1

2006 MAJADAHONDA 220 1 Transformación 220 KV IB Ap Dist B12006 LOECHES 220 1 Transformación 400/220 3.ª unidad IB MdRT B12006 LOECHES 400 Transformador 400/220 REE MdRT 400/220 6002006 DAGANZO 220 2 E/S Daganzo en Arroyo Vega-Meco IB Ap Dist B12006 BOADILLA 220 1 Transformador 220/20 KV 2.ª unidad IB Ap Dist B1

2006 TORDESILLAS 400 2D/C Tordesillas-Galapagar-S.S. de Los Reyes 400 KV

REE MdRT, TAV, EV.C.C., Ev. RE B1

2006 ALDEAVILA 400 2 D/C Aldeávila-Duero Internacional REE Conex. Inter. B1

2006 CAMPO NACIONES 220 1Cable Campo de las Naciones-Ciudad aeroportuaria

UEF Ap Dist B1

2006CIUDAD 220 2 2 pos. 220 kV AENA y Campo AEROPORTUARIA de las Naciones

UEF Ap Dist B1

2006 CIUDAD AEROPORTUARIA

220 2 Transformación 2 x 220/15/15 UEF Ap Dist B1

257

ZONA CENTRO: CASTILLA Y LEÓN, CASTILLA-LA MANCHA, MADRID Y EXTREMADURA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2006 VALDECARROS NORESTE 220 52 pos. 220 kV Trf-1, 2 pos. a Getafe y Coslada, y acoplamiento

UEF Ap Dist B1

2006 AENA 220 1 Alimentación Ciudad aeroportuaria UEF Ap Dist B12006 ALBURQUERQUE 220 1 S/C Alburquerque-Oriol IB Ap Dist B22006 TORREJÓN DE VELASCO220 2 E/S Villaverde-Talavera IB MdRT B22006 ORIOL 220 1 S/C Alburquerque-Oriol IB Ap Dist B2

Parque de 400 KV, salidas: Compostilla, 2006 VILLAMECA 400 1 La Robla, Nueva Generación dependiente REE Ev. RE B2

de desarrollo eólico2006 TORDESILLAS 400 2 Dos Grupos de c/c REE Ev. CC B2

2006 GALAPAGAR 400 3Transformación eje Tordesillas-Oero-Ventas 220 kV a D/C 400kV Galapagar-Tordesillas

REE Ev C.C., Ev. R.E. C

Año Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2002 E/S Aravaca en Majadahonda-Ventas 1 220 1,00 Ap Dist IB A

2002 Cambio de Trazado Majadahonda-Fuencarral 1 220 1,00 MdRT IB A

2002 Alimentación de las nuevas SS.TT. Lucero y Boadilla 1 220 0,50 Ap Dist IB A

2002 D/C Fuencarral-San Chinarro 2 220 5,30 Ap Dist IB A

2002 D/C Fuentes de la Alcarria-L/Trillo-Loeches (entrada/salida) 2 400 22,00 MdRT, Ev. R.E., TAV REE A

2002 D/C Medinaceli-L/Magallón-Trillo (entrada/salida) 2 400 2,50 TAV, Ev. R.E. REE A

2002 D/C Anchuelo-L/Trillo-Loeches (entrada/salida) 2 400 6,50 TAV REE A

2002 D/C Trillo-Magallón 2 400 320,00 REE A

2002 Casa de Campo/L.C. Vic-Norte 2 220 5,00 MdRT UEF A

2002 Simancas Canillejas-C. Naciones 1 220 1,50 TAV UEF A

2002 E/s Arganda en Loeches-Valdemoro II 2 220 1,20 Ap Dist UEF A

2003 E/s Fuentecilla en S. Sebastián-T. Vicalvaro 1 220 0,50 Ap Dist IB A

2003 E/s Paracuellos en S. Sebastián-Fuentecilla 1 220 0,20 Ap Dist IB A

2003 E/s Pinto en Villaverde-Aceca 1 220 0,50 Ap Dist IB A

2003 E/s Villanueva de la Cañada en Majadahonda-Talavera 1 220 3,20 Ap Dist IB A

2003 Parla II-Eras de Valdemoro 1 220 6,50 MdRT IB A

2003 E/S Alcorcón en Villaviciosa-Casa de Campo 2 220 0,50 Ap Dist IB A

2003 D/C Fuenlabrada Este-P. Peninsular 1 220 4,00 Ap Dist IB A

2003 E/s Fuenlabrada Este en Moraleja-Retamar 1 220 0,50 Ap Dist IB A

2003 Fortuna-Aguacate 1 220 5,00 Ap Dist IB A

2003 Melancólicos-Palafox 1 220 6,00 MdRT, Ap Dist IB A

2003 E/s Camino Fregacedos en Moraleja-T. Fortuna 1 220 0,50 Ap Dist IB A

2003Soterramiento del D/C S. Sebastián de los Reyes-Morata-Loeches (tramo de Barajas)

2 400 12,00 MdRT REE A

2003 La Mudarra-La Olma 1 220 23,00 MdRT REE A

2003 E/s C. Congosto en Coslada-Villaverde 1 220 1,00 Ap Dist UEF A

2003 Villaverde-Cerro de la Plata 2 220 8,60 MdRT UEF A

258

Año (continuación) Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2003 D/C Pinto II L/El Hornillo-Añover-R (entrada/salida) 2 220 1,00 MdRT HC B1

2003 S/C Argamasilla Calatrava-Elcogas 1 220 20,00 Ap Dist UEF B1

2003 D/C Aguacate-Villaviciosa 2 220 14,40 Ap Dist IB C

2003 Norte-Palafox 1 220 0,00 MdRT IB C

2004 E/S Mediodia en Cerro-Mazarredo en cable 1 220 2,90 Ap Dist UEF A

2004 Reconfiguración topológica en Prosperidad-Casa de Campo 1 220 0,50 MdRT UEF A

2004 D/C Moraleja-Arroyomolinos 2 220 4,60 Ap Dist IB B1

2004 S.T. Parla en Aceca-Pinto 1 220 0,20 Ap Dist IB B1

2004 Melancólicos-Ventas 1 220 4,00 MdRT IB B1

2004 E/s Briviesvca en Villimar-Puentelarra 1 220 0,66 Ev. R.E. IB B1

2004 E/s Laguardia en Miranda-Logroño 1 220 0,50 Ev. R.E. IB B1

2004 E/s Vallejera en T1 Palencia-Villabilla 1 220 0,70 Erv. R.E. IB B1

2004 Eliminación T2 Palencia 1 220 1,46 MdRT IB B1

2004 E/s Salmanca II en Prosperidad-C. de Campo 1 220 0,50 Ap Dist UEF B1

2004 Fin de Semana-Coslada-Paracuellos 1 220 10,00 Ap UEF B1

2004 Añover-Aceca 1 220 0,00 MdRT UEF B1

2004 Añover-Aceca-Aranjuez I 1 220 10,30 MrDT UEF B1

2004 Aranjuez I-Valdemoro II 1 220 18,90 MrDT UEF B1

2004 E/s Coto en Nesohenar/sub. Simancas-C. Naciones 1 220 2,10 Ap Dist UEF B1

2004 Aranjuez I-Añover 1 220 0,00 MrDT UEF B2

2004 D/C P. Princesa-Villavicciosa 2 220 19,20 MdRT UEF C

2004 P. Princesa-Cerro-Mediodia 1 220 6,00 MdRT UEF C

2005Balboa-frontera portuguesa (Alqueva) (línea preparada para doble circuito)

1 400 50,00 MdRT, Conex. Int. REE A

2005 Azca-Hortaleza-Norte 1 220 9,00 MdRT UEF A

2005 E/s Carpetana en Villaverde-Pinto 1 220 0,10 Ap Dist IB B1

2005 Valdemoro II-Eras de Valdemoro 1 220 3,00 Ap Dist IB B1

2005 E/s Algete en S. Sebastián-Meco 1 220 2,60 Ap Dist IB B1

2005 E/s Navalcarnero en Talavera-Vva. de la Cañada 1 220 3,30 Ap Dist IB B1

2005 E/s Parla Oeste en Moraleja y en Parla II 1 220 0,60 Ap Dist IB B1

Alimentación a las nuevas ST. Torrijos y modificaciones en las

2005conexiones de las ST Talavera, Almaraz, C.H. Azután y Parla II.

1 220 0,00 MdRT IB B1El 7% de Torrijos-Torrejón se encuentra en Madrid. Sólo se valora la e/s en Torrejón de Velasco

Alimentación a las nuevas ST Torrijos y Torrejón de Velasco, y modificaciones en las conexiones en las ST Talavera, Almaraz,

2005 CH Azután y Parla II. La línea Torrijos-Torrejón está en un 93% 1 220 0,00 MdRT IB B1en C. La Mancha. Se valora la modificación del trazado y la e/s en Torrijos

2005Guillena-Almaraz (converxión de actual linea Guillena-Mérida-Almaraz 220kV), pdte. de definición

1 400 233,75 MdRT, Ev. R.E., Ev C.C. REE B1

2005Guillena-Almaraz (converxión de actual línea Guillena-Mérida-Almaraz 220kV), pdte. de definición

1 400 41,50 MdRT, Ev. R.E., Ev C.C. REE B1

2005 Valdecaballeros-Guadame (Inst. 2.º Circuito) 1 400 186,00 MdRT, Ev. R.E., Ev C.C. REE B1

2005 E/s Rivas en Vallecas-Loeches 1 220 0,30 Ap Dist UEF B1

2005 Navalcarnero-Moraleja 1 220 15,40 MdRT IB C

259

Año (continuación) Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2005 E/s Alcorcón en Aguacate-Villaviciosa 2 220 0,10 Ap Dist IB C

2006 E/s San Roque en Fuencarral-Sanchinarro II 2 220 0,50 Ap Dist IB B1

2006 E/s Daganzo en Arroyo Vega-Meco 1 220 0,80 Ap Dist IB B1

2006 E/s S. Sebastián II en S. Sebastián-T1 Tres Cantos 1 220 0,50 Ap Dist IB B1

2006 Aldeavila-Duero Internacional 2 400 0,50 Conex. Int. REE B1

2006D/C Tordesilla-Galapagar MdRT, Ev. R.E.(Coverxión de Tordesillas-Otero-Ventas 220 kV)

2 400 165,40TAV, Ev C.C:

REE B1

2006 E/s en Paracuellos de S.S. Reyes-Loeches 1 400 0,50 Ap Dist REE B1

2006 E/s en Parla de Morata-Moraleja 1 400 0,50 Ap. Dist REE B1

2006 D/C Galapagar-S.S. Reyes 2 400 34,00 MdRT, TAV REE B1

2006 C. Naciones-C. Aeroport 1 220 4,00 Ap Dist UEF B1

2006 E/s Valdecarros noroeste en Coslada-Getafe 1 220 1,50 Ap Dist UEF B1

2006 Aena-C. aeroport. 1 220 4,00 Ap Dist UEF B1

2006 C.H. J.M. Oriol-Alburquerque 1 220 55,00 Ap Dist IB B2

2006 E/s Torrejón de Velasco en Parla II-Torrijos 1 220 0,00 MdRT IB B2

ZONA LEVANTE: COMUNIDAD VALENCIANA Y MURCIA

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

Conexión D/C Villarreal-Castellón 2002 CASTELLÓN 220 2 Conveniente coordinación para apoyo HC Ap Dist A

unificado RdT-RdD2002 VILLARREAL 200 1 Conexión D/C Villarreal-Castellón HC Ap Dist A2002 CAMPOAMOR 220 1 Eliminación T Campoamor IB MdRT A2002 FAUSITA 220 1 Transformación actual Escombreras a Fausita IB Ev C.C. A2002 LA PLANA 400 1 Transformador 400/132 IB Ap Dist A2002 LA PLANA 220 1 Transformador 220/20 IB Ap Dist A2002 ROJALES 220 2 Transformador 220/20 kV y E/B IB Ap Dist A2002 CASTELLÓN 220 1 Transformador 220/20 IB Ap Dist A

Parque 400 kV, salidas: Nueva Escombreras I

2002 EL PALMAR 400 7y II, Litoral I y II, Rocamora I y II,

REE MdRT, Ev. C.C. ATransformador 400/132 (Fase posterior: Ampliación transformación 400/132 kV.)E/S Saladas en Rojales-San Vicente

2002 SALADAS 220 2 Conveniente coordinación para apoyo IB Ap Dist B1unificado RdT-RdD

2002 LA ASOMADA 400 1 Salidas: Transformador 400/132 REE Ev. R.E. B12002 CATADAU 220 Condensador REE MdRT 100 B12003 SAN PEDRO DEL PINATAR 220 2 E/S En Campoamor-Hoya morena IB MdRT A2003 HOYA MORENA 220 1 Transformador 220/20 kV IB MdRT A2003 LA PLANA 400 1 Dos grupos de c/c IB Ev. C.C. A2003 ELIANA 400 1 Transformador 400/132 IB Ap Dist A2003 XIXONA 220 1 Pos. condensador 100 Mvar IB MdRT A

260

ZONA LEVANTE: COMUNIDAD VALENCIANA Y MURCIA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2003 FERIA DE MUESTRAS 220 2E/S Feria de Muestras de Valencia

IB Ap Dist Aen la Eliana-Torrente

2003 MONÓVAR 220 2 E/S Monóvar en Benejema-Petrel IB Ap Dist A2003 SAN VICENTE 220 Condensador 100 Mvar IB MdRT 100 A2003 SAN VICENTE 220 1 Pos. Condensador 100 Mvar IB MdRT A2003 PETREL 220 1 Transformador 220/20 IB Ap Dist A2003 EL PALMERAL 220 2 E/S El Palmeral en San Vicente-Saldas IB Ap Dist A2003 MAESTRAZGO I

(MORELLA)400 1 Nueva Generación REE Ev. R.E. A

2003 JIJONA 220 Condensador 100 Mvar IB MdRT 100 A2003 BENEJAMA 220 Condensador 100 Mvar REE MdRT 100 A2003 BENEJAMA 220 1 Pos. Condensador 100 Mvar REE MdRT A2003 LA ELIANA 400 1 Segundo Circuito Eliana-La Plana REE MdRT, Ev C.C., Ev. R.E. A2003 LA PLANA 400 1 Segundo Circuito Eliana-La Plana REE MdRT, Ev C.C., Ev R.E A2003 LITORAL 400 1 2.º Circuito Litoral-Rocamora REE Ev.C.C., Ev. R.E. A2003 NUEVA ESCOMBRERAS 400 1 Nueva Generación REE Ev. R.E. A

2003 NUEVA ESCOMBRERAS 400 1Parque 400 KV, salidas: Escombreras, Rocamora

REE MdRT, Ev. R.E. A

2003 ROCAMORA 400 1 Segundo Circuito Litoral-Rocamora REE MdRT, Ev C.C. A

2003 QUART DE POBLET 220 2E/S Torrente-Eliana. Conveniente coordinación para apoyo unificado RdT-RdD

IB TAV B1

2004 TORRENTE 400 Transformador 400/220 kV REE MdRT 400/132 450 A2004 ROCAMORA 400 Transformador 400/220 kV REE MdRT 400/220 600 A

2004 FAUSITA 400 1Transformación actúal Escombreras a Fausita, 2.º Trasf. 400/220 kV

IB Ev C.C. A

2004 FAUSITA 400 Ciclos Combinados. IB Ev C.C. A2004 SAN MIGUEL 220 2 D/C ST Rocamora-ST San Miguel IB Ap Dist A2004 EL PALMAR 400 Transformador 400/132 kV REE Ev. C.C. 400/132 450 A

2004FUENTES DE LA ALCARRIA

400 Transformador 400/132 kV REE Ev. C.C. 400/132 450 A

2004 FAUSITA 220 Transformador 400/220 kV IB Ev. C.C. 400/220 600 A

2004 SAN VICENTE 220 2Duplicación del eje San Vicente-Rojales-N.H. Morena

IB MdRT A

2004 ELCHE 220 2E/S El Palmeral-Rojales. Conveniente coordinación para apoyo unificado RdT-RdD

IB Ap Dist B1

2004ESCOMBRERAS/FAUSITA

400 2 Dos grupos de c/c IB Ev C.C. B1

2004 ALBAL 220 2 E/S Catadau-T. Torrente IB Ap Dist B1

2004 ALDAYA 220 2E/S Aldaya en Torrente-Quart. Conveniente coordinación para apoyo unificado RdT-RdD

IB TAV B1

2004 BECHI 220 2E/S Bechi en La Plana-Vall D'Uxo. Convenientecoordinación para apoyo unificado RdT-RdD

IB Ap Dist B1

2004 SAN MIGUEL 220 2Duplicación del eje San Vicente-Rojales-N.H. Morena

IB Ap Dist B1

2004 SEGORBE 220 1 Nueva Línea 220 kV de Segorbe-Vall D'Uxó IB Ap Dist B1

261

ZONA LEVANTE: COMUNIDAD VALENCIANA Y MURCIA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2004 VALL D'UXÓ 220 3Nueva línea 220 kV de Segorbe-Vall D'Uxó y E/S Vall d'Uxó en Sagunto-La Plana

IB Ap Dist B1

2004 BELLISENS 220 1 Grupo de c/c IB Ev. C.C. B12004 PENAGUILA 220 2 E/S Penaguila en Jijona-Alcira IB Ap Dist B22005 ELIANA 220 1 Alimentación la Eliana-Benajeber IB Ap Dist B12005 BENADRESA 220 2 E/S Benadresa-en Ingenio-La Plana IB Ap Dist B12005 BENEJAMA 400 1 Transformador 400/132 kV, 2.ª unidad IB MdRT, Ev. R.E. B12005 CATADAU 400 3 Tres Grupos de c/c REE Ev C.C. B12005 PATRAIX 220 2 E/S Patraix en Fuente San Luis-T Torrente IB Ap Dist B22005 SAGUNTO 220 1 Alimentación Sagunto-Canet IB Ap Dist B22006 FERIA DE MUESTRAS 220 1 L / F.M.-Isabel La Católica IB Ap Dist B12006 PATRAIX 220 1 L / Patraix-Isabel la Cátolica IB Ap Dist B12006 ISABEL LA CATÓLICA 220 1 Transformador 220/20 kV IB Ap Dist B12006 SALADAS 220 1 Transformador 220/20 kV IB Ap Dist B12006 EL PALMAR 400 1 2.º Transformador 400/132 kV REE MdRT, Ev. C.C. B12006 BENEJAMA 400 2 D/C Pinilla-Benejama/Cofrentes REE MdRT Ev. R.E. B1

2006 REQUENA 400 2Parque 400 kV, Salidas: Olmedilla, Catadau, Dependiente de G. Eólica

REE Ev. R.E. B1

2006 PINILLA 400 Reactancia 150 Mvar REE MdRT 150 B12006 PINILLA 400 1 Pos. Reactancia 150 Mvar REE MdRT B12006 PINILLA 400 1 Transformación 400/132 kV REE MdRT Ev. R.E. B12006 PINILLA 400 2 D/C Pinilla-Benejama/Cofrentes REE MdRT Ev. R.E. B12006 LA PLANA 400 1 Parque 400 kV, Salida: Maestrago I (Morella) REE MdRT, Ev C.C., Ev. R.E. B12006 REQUENA 400 1 Tranformación 400/132 kV REE Ev. R.E. B1

2006MAESTRAZGO I (MORELLA)

400 1 Parque 400 kV, salida: La Plana II REE MdRT, Ev C.C., Ev. R.E. B1

2006 SAGUNTO 400 8Parque 400 kV, salidas: La Eliana II y III, La Plana II y III. Y dos grupos de c/c

REE Ev C.C. B2

2006 ENTRONQUE 400 6D/C Entronque-Sagunto y Q/C Entronque a La Eliana-La Plana I y II

REE MdRT, Ev C.C. E v. R.E. B2

Año Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2002 Villarreal-Castellón 2 220 12,00 Ap Dist HC A

2002 Eliminación T Campoamor 1 220 2,00 MdRT IB A

2002 Fausita-Escombreras 1 220 0,00 Ev C.C. IB A

2002 E/S Saladas en Rojales-S. Vicente 1 220 0,50 Ap Dist IB B1

2002 E/S Elda en Benejama-Petrel 2 220 8,60 Ap Dist IB A

2003 E/S Feria de Muestras de V en la Eliana-Torrente 2 220 0,25 Ap Dist IB A

2003 E/S Monóvar en Benejama-Petrel 2 220 2,15 Ap Dist IB A

2003 E/S El Palmeral en S. Vicente-Saladas 1 220 4,00 Ap Dist IB A

2003 La Eliana-La Plana (Instalación del 2.º circuito) 1 400 62,00 MdRT, Ev R.E, Ev C.C. REE A

2003 D/C Nueva Escombreras-L/Rocamora-Escombreras (entrada-salida) 2 400 0,50 MdRT, Ev C.C. REE A

262

Año (continuación) Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2003E/S Quart en Torrente-LA Eliana (Actuación del Oliveral sobre eje de transporte de IB)

1 220 0,50 TAV IB B1

2003 Litoral-Rocamora (Instalación del 2.º circuito) 1 400 185,00 MdRT, Ev C.C. REE A

2003 D/C Maestrazgo I (Morella)-L/Aragón-La Plana (entrada/salida) 2 400 0,10 Ev. R.E. REE A

2004 D/C Rocamora-Rojales/S. Miguel 2 220 17,00 MdRT IB A

2004 E/S Vall D'Uxo en Sagunto-La Plana 1 220 0,70 Ap Dist IB A

2004 D/C Nueva Escombreras-El Palmar 2 400 50,00 MdRT, Ev C.C. REE A

2004 Q/C El Palmar-L/Litoral-Rocamora, (Doble entrada/salida) 4 400 48,00 MdRT, Ev C.C. REE A

2004 D/C Valencia (Torrente)-L/La Eliana-Catadau (entrada/salida) 2 400 5,00 MdRT REE A

2004 E/S Elche-HC en El Palmeral-Rojales 1 220 0,50 Ap Dist HC B1

2004 Nueva Hoya Morena-C.T. Escombreas. Refuerzo 1 220 21,72 MdRT IB B1

2004 E/S Aldaya en Torrente-Quart 1 220 0,50 TAV IB B1

2004 E/S Bechi en La Plana-Vall D'Uxo 1 220 0,50 Ap Dist IB B1

2004 E/S Penaguila en Xixona-Alcira 1 220 0,25 Ap Dist IB B1

Nueva Conexión de las SS.TT. Rojales, Saladas (Conveniente 2004 coordinación para apoyo unificado RdT-RdD), S. Vicente y 1 220 0,50 MdRT IB B1

el Palmeral)

Reforzamiento de las conexiones entre las ST Rojales, Campoamor y Hoya Morena y alimentacióm a la nueva ST

2004 S. Pedro Pinatar. El 70% de la línea Campoamor. S. Pedro Pinatar 1 220 24,57 MdRT IB B1y 66% de Rojales-N.H. Morena están en la C. Valenciana. Se valora el 66% de Rojales-N.H. Morena

Reforzamiento de las conexiones entre las ST Rojales, Campoamor y Hoya Morena y alimentacióm a la nueva ST

2004 S. Pedro Pinatar. El 30% de la línea Campoamor. S. Pedro Pinatar 1 220 0,00 MdRT IB B1y 34% de Rojales-N.H. Morena están en la C. Murcia. Se valora el 34% de Rojales-N.H. Morena y E/S en S. Pedro Pinatar

2004 Vall D'Uxo-Segorbe 2 220 24,70 Ap Dist IB B1

2004 Albal E/S en Catadau-T. Torrente 1 220 2,00 Ap Dist IB B1

2005 E/S Benadresa en Ingenio-La Plana 2 220 2,00 Ap Dist IB B1

2005 Benageber-La Eliana 2 220 1,00 Ap Dist IB B1

2005 Sagunto-Canet 2 220 3,50 Ap Dist IB B1

2005 E/S Patraix en Fuente S. Luis-T. Torrente 1 220 1,50 Ap Dist IB B1

2005 D/C Maestrago II-L/ Vandellos-La Palana (entrada/ Salida) 2 400 1,00 Ev. R.E. REE B1

2005D/C Ulldecona/Maestrazgo II-L/ La Plana-Vandellos (Entrada/ Salida)

2 400 0,50 Ev. R.E. REE B2

2006 D/C Isabel La Catòlica-L/F. Muestra-Patraix 1 220 1,50 Ap Dist IB B1

2006 D/C Requena-L/Olmedilla-Catadau (entrada/Salida) 2 400 1,00 Ev. R.E. REE B1

2006 Pinilla-Benejama/Cofrentes 2 400 68,00 MdRT, Ev. R.E. REE B1

2006Maestrazgo I-La Plana (Duplicación tramo suroriental de Aragón-La Plana)

1 400 59,00 MdRT, Ev R.E, Ev. C.C. REE B1

2006 Q/C Sagunto-L/ La Eliana-La Plana II y III (Doble entrada/salida) 4 400 2,00 Ev. C.C. REE B2

263

ZONA SUR: ANDALUCÍA

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2002 ALVARADO 220 2 Ampliación transformación 220/66 kV CSE Ap Dist A2002 CASILLAS 220 3 E/S Casillas en Villan. del Rey-Lancha CSE Ap Dist A2002 ALJAFARE 220 4 E/S en Quintos-Santiponce CSE Ap Dist A2002 FACINAS 220 1 Evacuación Eólicos Tarifa CSE E v. R.E. A2002 PINAR 220 2 2 Grupos de C.C CSE Ev. C.C. A2002 PINAR 220 Transformador 400/220 REE Ev. C.C. 400/220 600 A2002 GUILLENA 400 Condensador REE MRdT 150

2002 PUERTO DE LA CRUZ 220 3Eólicas Tarifa. P. de la Cruz-Facinas y Transformación 400/220

CSE Ev. R.E. A

2002 PUERTO DE LA CRUZ 400 3 Transformador 400/220 CSE Ev. R.E. 400/220 600 A2002 DON RODRIGO 220 1 Ampliación de Transformación 220/66 kV CSE Ap Dist A2002 BALBOA 220 2 Ampliación de Transformación 220/66 kV CSE Ap Dist A2002 CASARES 220 2 Pto. Real-Casares. Paso de 132 a 220 kV CSE MdRT A2002 PUERTO REAL 220 2 Pto. Real-Casares. Paso de 132 a 220 kV CSE Md RT A2002 PUERTO REAL 220 1 Ampliación de Transformación 220/66 kV CSE Ap Dist A2002 ESTRECHO 400 1 Segundo Circuito Pinar-Estrecho REE Conex. Int., Ev. R.E., Ev C.C. A2002 VILLANUEVA DEL REY 220 3 E/S en Lancha-Santiponce CSE Ev. R.E. B12003 ALHAURÍN 220 1 2.º Circuito Alhaurín-Tajo CSE MdRT A2003 POLÍGONO 220 2 E/S Ramos-Tajo CSE E v. R.E. A2003 PINAR 220 2 D/C Pinar-San Roque CSE Ev. C.C. A2003 SAN ROQUE 220 2 D/C Pinar-San Roque CSE Ev. C.C. A2003 PATERNA 220 2 E/S en Pinar-Cartuja CSE Ev. R.E. A2003 PARRALEJO 220 2 D/C Parrelo-Paterna CSE Ev. R.E. A2003 TAJO 220 1 2 º Circuito Alhaurín-Tajo CSE MdRT A2003 GABIAS 220 1 Ampliación transformación 220/66 kV CSE Ap Dist A2003 ORGIVA 220 1 Ampliación transformación 220/132 kV CSE Ap Dist A2003 CASARES 220 2 E/S Casares en Ramos-Algeciras CSE Ap Dist A2003 LANCHA 220 1 Ampliación transformación 220/66 kV CSE Ap Dist A2003 CASARES 220 3 E/S línea Pinar-Alhaurín 220 kV CSE Md RT A2004 CARTUJA 220 3 C.C. Cádiz. Cádiz-Pto. Real/Cartuja CSE Ev. C.C. B12004 CARTUJA 220 1 Pto. Sta. María-Cartuja CSE Ap Dist B12004 CÁDIZ 220 3 C.C. Càdiz. Càdiz-Pto.Real/Cartuja CSE Ev. C.C. B12004 DON RODRIGO 220 2 E/S Aljarafe-Quintos CSE Ap Dist B12004 BERJA 220 2 E/S Berja en Orgiva-Benhadux CSE Ev. R.E. B12004 ROCÍO 220 3 Rocío-T. Arenillas/Aljarafe CSE Ap Dist B12004 ALJARAFE 220 3 Rocío-T. Arenillas/Aljarafe CSE Ap Dist B12004 PTO. STA. MARÍA 220 2 Pto. Sta. María-Cartuja CSE Ap Dist B12004 TORREARENILLAS 220 3 Rocío-T. Arenillas/Aljarafe. CSE Ap Dist B12004 PUERTO REAL 220 3 C.C. Cádiz. Cádiz-Pto. Real/Cartuja CSE Ev. C.C. B12004 COLÓN 220 2 E/S línea Santiponce-Torrearenillas CSE Ev. C.C. B12004 GUADAIRA 220 3 C.C. Guadaira. Quintos-Guadaira CSE Ev. C.C. B12004 GUADAIRA 220 1 Nueva Transformación 220/66 kV CSE Ap Dist B12004 QUINTOS 220 3 C.C. Guadaira. Quintos-Guadaira CSE Ev. C.C. B12004 ARCOS SUR 400 4 Cuatro grupos de C/C. REE Ev. C.C. B12004 HUENEJA 400 2 E/S a Caparacena-Litoral REE Ev. R.E. B1

264

ZONA SUR: ANDALUCÍA (continuación)

Año Subestación Tens. Pos. Instalación Emp. Justific. Relac. MVA P.transf.

2004 GUILLENA 400 1 Grupo de C/C. REE Ev. C.C. B12005 GUADAME 400 1 2.º circuito Valdecaballeros-Guadame REE MdRT, Ev. C.C., Ev. R.E. A

2005 LUCENA 400 3E/S a Guadame-Tajo y Transformación 400/132

REE TAV, Ev C.C., Ev. R.E. B1

2005 OLIVARES 220 1 Úbeda-Olivares CSE Ap Dist B12005 CC MÁLAGA 220 5 Evacuación CCC Málaga. D/C Málaga-Polígono CSE Ev. C.C. B12005 POLÍGONO 220 5 Evacuación CCC Málaga. D/C Málaga-Polígono CSE Ev. C.C. B12005 ATARFE 220 1 Fargue-Atarfe CSE Ap Dist B12005 FARGUE 220 1 Fargue-Atarfe CSE Ap Dist B12005 ÚBEDA 220 2 Ubeda-Olivares CSE Ap Dist B12005 GUILLENA 400 2 D/C Gullena-Almaraz REE MdRT, Ev C.C., Ev. R.E. B1

2005 ARCOS NORTE 400 4E/S en Arcos Sur-Don Rodrigo y un Grupo c/c

REE Ev. C.C. B1

2006 ONUBA 220 1 Onuba-N. Tharsis CSE Ev. R.E. B12006 CASILLAS 220 1 Ampliación Transformación 220/66 kV CSE Ap Dist B12006 NUEVA THARSIS 220 1 Onuba-N. Tharsis CSE Ev. R.E. B12006 GUILLENA 400 2 D/C Guillena-Palos REE MdRT B1

2006PALOS/TORRE ARENILLAS

400 2 D/C Guillena-Palos REE MdRT B1

2006 PUERTO REAL 220 1 Paso de 132 kV a 220 kV CSE MdRT, Ev. R.E. B22006 DON RODRIGO 220 1 Paso de 132 kV a 220 kV CSE MdRT, Ev R.E B22006 GUILLENA 400 Reactancia 150 Mvar REE MdRT 150 B22006 GUILLENA 400 1 Pos. Reactancia 150 Mvar. REE MdRT B22006 PALOS/TORRE ARENILLAS400 Transformador 400/220 REE MdRT 400/220 600 B2

Año Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2002 E/S Casillas en Villanueva del Rey-Lancha 2 220 10,50 Ap Dist CSE A

2002 E/S Olivares en Guadame-Atarfe 1 220 10,00 Ap Dist CSE A

2002 E/S Orgiva en Benhadux-Gabias 1 220 1,55 Ap Dist CSE A

2002 E/S Villanueva en Santiponce-Lancha 1 220 18,00 Ev. R.E. CSE A

2002 Pto. de la Cruz-Facinas 1 220 17,80 Ev. R.E. CSE A

2002 Pto. Real-Casares 1 220 90,00 MdRT CSE A

2002 E/S Aljarafe en Santiponce-Quintos 1 220 1,00 Ap Dist CSE A

Q/C Puerto de la Cruz-L/Pinar-Est.Term. Estrecho (Tramo

2002de cuádruple circuito, en el que se instalan 3). Constituyendo 4 400 11,00 MdRT, Conex. Inter., las conexiones de Puerto de la Cruz con Pinar, Don Rodrigo Ev C.C., Ev. R.E. REE Ay E.T. Estrecho)

2002 Parralejo 220/66kV 1 220 32,00 CSE

2002 2.º Circuito Pinar-Estrecho 1 400 37,00 REE A

2003 D/C Pinar-San Roque 2 220 12,60 Ev C.C. CSE A

2003 Alahurin-Tajo 2 220 32,40 MdRT CSE A

2003 Paterna-Parralejo 2 220 30,00 Ev R.E. CSE A

2003 E/S Casares en Algeciras-Ramos 1 220 2,80 Ap Dist CSE A

6.2.6. Otras cuestiones que pueden

mejorar la seguridad del suministro

De acuerdo con las sugerencias aportadas por Red

Eléctrica de España, S.A., se entiende conveniente incidir,

de cara a mejorar la seguridad del suministro, en las

siguientes cuestiones:

• Dilación y retrasos en la autorización de nuevas

instalaciones de transporte. Para evitar esto cabría la

posibilidad de establecer mecanismos para la

agilización y/o simplificación de los procedimientos

administrativos de autorización de instalaciones de

transporte:

— Ordenación del territorio y urbanismo.

– Reformas Legislativas y Reglamentarias que

agilicen dichos trámites, con posibilidad de

ejecución de obra mientras de adecua el

planeamiento.

– Inclusión de las infraestructuras eléctricas de

transporte en la futura ley de infraestructuras

promovidas por el Ministerio de Fomento para su

tratamiento como infraestructuras lineales

equiparables a autovías, líneas de ferrocarril, etc.

— Medioambiental.

265

Año (continuación) Línea N.ºcto. kV Kms Justific. Emp. Priorid.

2003 E/S Polígono en Ramos-Tajo 1 220 4,95 Ap Dist CSE A

2003 Paterna E/S en Pinar-Cartuja 2 220 9,00 Ev. R.E. CSE A

2003 Pto. Real-Cartuja 1 220 18,00 MdRT CSE A

2003D/C Arcos de la Frontera (Sur)-L/Pinar del Rey-D. Rodrigo (entrada-salida)

2 400 1,00 Ev C.C., Ev. R.E. REE A

2004 2.º Cicuito Estrecho-Fardioua (Morocco) 1 400 26,00 Conex. Int. REE A

2004 Cádiz-Pto. Real (C.C. Cádiz) 1 220 12,50 Ev C.C. CSE B1

2004 Cartuja-Pto. Sta. María 1 220 18,00 Ap Dist CSE B1

2004 E/S Berja en Orgiva-Benahadux 1 220 0,50 Ev. R.E. CSE B1

2004 Colón-Torrearenillas. Variación trazado Colón-Torrearenillas 1 220 12,50 Ev C.C. CSE B1

2004 E/S D.Rodrigo en Aljarafe-Quintos 1 220 16,00 Ap Dist CSE B1

2004 Rocío-Torrearenillas-Aljarafe 1 220 86,50 Ap Dist CSE B1

2004 E/S Colón en l/Santiponce-Torrearenillas 1 220 0,50 Ev C.C. CSE B1

2004 Quintos-Guadaira 1 220 5,00 Ev C.C. CSE B1

2004 D/C Hueneja-L/Caparacena-Litoral de Almería (entrada/salida) 2 400 1,00 Ev. R.E. REE B1

2004 Cádiz-Cartuja (C.C. Cádiz) 1 220 26,41 Ev C.C. CSE B2

2005 Olivares-Úbeda 1 220 45,00 Ap Dist CSE B1

2005 D/C CCC Málaga-Polígono 2 220 2,00 Ev C.C. CSE B1

2005 Alvarado-Mérida 1 220 47,00 MdRT CSE B1

2005 Atarfe-Fargue 1 220 18,00 Ap Dist CSE B1

2005D/C Arcos de la Frontera (Norte)-L/Arcos de la Frontera (Sur)-D. Rodrigo (entrada/salida)

2 400 1,00 Ev C.C. REE B1

2005 D/C Lucena-L/Guadame-Tajo de la Encantada (entrada/salida) 2 400 1,00 TAV, Ev C.C., Ev. R.E. REE B1

2006 Onuba-N. Tharsis 1 220 35,00 Ev. R.E. CSE B1

2006 Pinar-Los Barrios, paso de 220 kV a 400 kV 2 400 8,30 TAV CSE B1

2006 Guillena-Palos/Torrearenillas 2 400 85,00 MdRT REE B1

2006 Pto. Real-D. Rodrigo 1 220 90,00 MdRT, Ev R.E CSE B2

– Realización de la Evaluación de Impacto Ambiental

con las consultas previas únicamente preceptivas.

– Mayor agilidad en el Ministerio de Medio

Ambiente para la emisión de Resoluciones de

Dictamen de Impacto Ambiental.

— Administración encargada de la tramitación.

– Directrices claras sobre competencias de

tramitación por parte del Ministerio de Economía

respecto a la validad de Decretos de transferencias

y actuales Convenios.

– Promoción de nuevos Convenios para la

tramitación por las CC.AA.

6.2.7. Refuerzos de las redes de distribución

En el presente apartado se describen las actuaciones más

importantes que han previsto realizar las principales

empresas distribuidoras con objeto de garantizar la

cobertura de la demanda a corto y medio plazo en sus

respectivas zonas de distribución.

La información aportada por dichas empresas

distribuidoras hace referencia, según lo solicitado, a las

siguientes cuestiones:

1. Previsiones de demanda en las diferentes zonas de

distribución para cada uno de los años del período

considerado.

2. Planes de desarrollo de las nuevas instalaciones de

distribución y su programación.

3. Puntos críticos de la red de distribución.

Previsiones de demanda

Desde el punto de vista de las redes de distribución de

energía eléctrica, el parámetro clave para evaluar la

cobertura de la demanda es el registro de la potencia

máxima en las distintas subestaciones AT/MT.

Proyectando dichos valores a los siguientes años,

pueden estimarse los refuerzos necesarios en las

infraestructuras de distribución para afrontar las

situaciones de demanda máxima en zonas más concretas

de suministro.

No obstante, desde el punto de vista de los gestores de las

redes de distribución, existen, además de los registros

históricos de la demanda máxima, una serie de factores

que deben ser tenidos en cuenta a la hora de realizar

dichas proyecciones a futuro:

• Efecto de la temperatura, climatología y estacionalidad.

• Crecimiento económico de la zona.

• Variaciones en la configuración de la red de la zona.

• Características específicas del mercado que se abastece.

• Experiencia del personal adscrito a la zona de

distribución.

En base a lo anterior, se ha calculado una senda de puntas

horarias de invierno y verano de carácter extremo. Esta

senda recoge los valores máximos que tendría que

afrontar el sistema eléctrico peninsular en la situación más

crítica imaginable, y que corresponden al escenario

superior de crecimiento de demanda, combinado con

rachas de temperaturas extremas históricas, es decir, los

valores de las rachas de temperatura más fría en invierno

y más calurosa en verano habida en el período histórico.

La cobertura de estos valores permitirá asegurar una

adecuada calidad de suministro en el sistema eléctrico

peninsular. A continuación se muestran estos valores. El

266

Punta extrema (MW)Año Invierno Verano

2002 38.500 35.000

2003 39.500 36.200

2004 40.600 37.300

2005 41.700 38.500

2006 42.800 39.700

escenario considerado corresponde al denominado como

extremo superior en el capítulo 3 de este informe.

Por otra parte, es preciso resaltar que el incremento

medio de la punta de verano es similar e incluso

ligeramente superior al de la punta de invierno,

motivado, fundamentalmente, por la fuerte penetración

del aire acondicionado en muchas de las zonas de

distribución, por lo que adquiere especial importancia

los refuerzos en las redes de distribución encaminados a

la compensación de la reactiva que consumen dichos

aparatos.

Sobre la base de los anteriores crecimientos de la

demanda punta, tanto de invierno como de verano, cada

una de las empresas distribuidoras ha aportado diversa

información relativa tanto a los puntos críticos,

entendiendo por tales cualquier elemento de la red de

distribución que, a lo largo del período considerado, dejan

de cumplir los criterios de seguridad, como a las

actuaciones necesarias en las redes de distribución,

encaminadas a evitar tales eventualidades. A este respecto,

los criterios de seguridad considerados por las empresas

distribuidoras, al menos en las redes de tensiones

superiores a 36 kV, no son otros que los referidos

anteriormente para las redes de transporte, resumidamente

tensiones dentro de límites y ausencia de sobrecargas

inadmisibles tanto en situación sin fallo como ante fallo

simple (criterio N-1).

Se resume a continuación la información aportada por

cada una de las empresas distribuidoras relativa a las

actuaciones planificadas en sus respectivas zonas de

distribución, a lo largo del período considerado, así

como, en su caso, los puntos críticos por ellas

declarados.

Zonas de distribución eléctrica de Hidrocantábrico

Distribución Eléctrica

Esta sociedad manifiesta haber identificado los siguientes

puntos críticos existentes en las redes de transporte, y que

pueden llegar en determinadas circunstancias a tener

influencia en la operación de las redes de distribución, y

por tanto en la garantía del suministro eléctrico. Estos son

los siguientes:

• En Asturias, una indisponibilidad en las actuales

líneas de evacuación Soto-Robla o Lada-Robla puede

resultar en inestabilidad transitoria en las redes de

distribución, y eventualmente en dificultades para

garantizar el suministro. Se considera necesario

completar el eje norte y la línea Lada-Velilla,

contempladas en la planificación de la red de

transporte, para minimizar los riesgos de tales

situaciones, y en el caso del eje norte, para facilitar la

evacuación de la energía vertida por los parques

eólicos previstos.

• En las actuaciones de distribución fuera de

Asturias, el incumplimiento de determinadas

resoluciones de la CNE respecto a conflictos para el

acceso a redes de otras empresas puede resultar en

una merma en la calidad del suministro a los

consumidores, al depender temporalmente de

grupos de generación distribuida en un

funcionamiento en isla.

El resumen, las actuaciones previstas por la citada

empresa se recoge en la siguiente tabla:

Subestaciones 220 kV/MT 8 Ud.

Conversión líneas 132 kV a 220 kV 3

Zonas de distribución eléctrica de Iberdrola

Distribución

En relación a la evaluación de los puntos críticos, esta

sociedad identifica, para cada una de las comunidades

autónomas, las instalaciones y elementos críticos, la causa

de los mismos y las acciones correctoras para solventar

las eventuales deficiencias.

267

Zonas de distribución eléctrica de Endesa

Distribución

Esta sociedad entiende por punto crítico aquel elemento

que se sobrecarga o tiene problemas de tensión en

situación normal o ante el fallo de otro elemento de la

red. De esta forma, varias contingencias pueden dar

lugar al mismo punto crítico, es por eso que no hay una

relación directa entre el número de puntos críticos y el

riesgo de no poder suministrar la demanda en cada

punto.

Teniendo en cuenta la definición anterior, así como las

subestaciones alimentadas en antena (T) y las

subestaciones que, a lo largo del período considerado,

dejan en algún momento de cumplir los criterios de

planificación, se han evaluado puntos críticos, para cada

una de las zonas gestionadas por la citada sociedad, que se

resumen en la siguiente tabla.

Sobre la base anterior, se determinan las actuaciones

encaminadas a la solución de las posibles eventualidades

en las redes de distribución.

Zonas de distribución eléctrica de Unión Fenosa

Distribución

A la fecha de hoy, no se ha remitido por esta sociedad la

información solicitada al respecto, por lo cual no se ha

podido recoger en este informe.

Zonas de distribución eléctrica de Viesgo Grupo Enel

Referente a la evaluación de los puntos críticos en las

redes de transporte y distribución (≥30 kV), esta sociedad

268

CC.AA. Actuación Unidades

Comunidad Valenciana Alimentación a nuevas subestaciones y nuevas líneas a 132 kV 6

Nuevas subestaciones y ampliaciones 5

Castilla-La Mancha Alimentación a nuevas subestaciones 4

Nuevas subestaciones y ampliaciones 5

Castilla y León Alimentación a nueva subestación 1

Nuevas subestaciones y ampliaciones 4

Extremadura Alimentación a nueva subestación 1

Nueva subestación 1

La Rioja Alimentación a nuevas subestaciones 2

Nueva subestación 1

Madrid Alimentación a nuevas subestaciones 3

Nuevas subestaciones, sustituciones y ampliaciones 10

Murcia Alimentación a nuevas subestaciones y nuevas líneas en 132 kV 6

Nuevas subestaciones y sustituciones 5

Navarra Alimentación a nueva subestación 1

Nueva subestación 1

Zonas Puntos críticos

ERZ 251

GESA 57

FECSA-ENHER 168

UNELCO 36

SEVILLANA 473

CC.AA. Puntos críticos

CANTABRIA 14

CASTILLA Y LEÓN 4

GALICIA 3

identifica, para cada una de las comunidades autónomas,

la causa de los mismos y las actuaciones correctoras

necesarias para solventar las eventuales deficiencias.

Los principales problemas se dan por crecimiento de

mercado en zonas del área de Cantabria.

6.2.8. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

A continuación se detallan las nuevas infraestructuras

eléctricas puestas en funcionamiento hasta finales

del año 2002:

269

Nuevas líneas de transporte a 400 kV

Línea Empresa N.° de circuitos Km de circuito

Eje Trillo-(Calatayud)-Magallón (1) Red Eléctrica 2 431,4

E/S en Arcuelo L/Loeches-Trillo I Red Eléctrica 2 13,0

L/Castejón-La Serna (2)* Red Eléctrica 1 9,0

E/S en Magallón-L/La Serna-Peñaflor Red Eléctrica 2 62,4

L/Santurce-Ziérbena Red Eléctrica 1 4,0

E/S Boimente en L/ Puentes-Aluminio I Red Eléctrica 1 4,8

L/Mesón-Cartelle (2) Red Eléctrica 1 110,5

L/Cartelle-Traves (2) Red Eléctrica 1 66,8

L/La Plana-Castellón Iberdrola 1 9,9

(1) Incluye entradas/salidas en subestaciones de Rueda de Jalón, Medinaceli y Terner.(2) Instalación 2.° circuito* Inicialmente se dieron de alta los dos circuitos en el 2001, retrasándose posteriormente la entrada de uno de ellos al 2002 por

problemas administrativos.

Nuevas líneas de transporte a 220 kV

Línea Empresa N.° de circuitos Km de circuito

E/S en Cartelle L/Castrelo-Velle Red Eléctrica 2 8,1

E/S en Casillas L/Lancha-Santiponce Endesa 2 17,6

L/Balboa-Alvarado Endesa 1 58,9

L/Ventero-Montetorrero Endesa 1 24,5

L/Trinitat-San Andreu Endesa 1 0,5

L/Pinar-San Roque I Endesa 1 *

E/S en Páramo de Poza L/Poza de la Sal-El Cerro Iberdrola 1 *

E/S en Laguardia L/Logroño-Miranda Iberdrola 1 11,3

E/S en Boadilla L/Majadahonda-T Leganés Iberdrola 1 0,1

E/S en Rojales L/Saladas-San Vicente Iberdrola 1 0,5

L/Fausita-Escombreras Iberdrola 1 *

L/Fausita-Hoya Morena Iberdrola 1 0,1

L/Fausita-El Palmar Iberdrola 1 0,1

E/S en Aravaca L/Majadahonda-Veritas Iberdrola 2 2,4

E/S en Quart de Poblet L/Eliana-Torrent 2 H. Cantábrico 2 0,4

*Datos no disponibles.

270

Nuevas subestaciones de 400/220 kV

TransformaciónSubestación Empresa Tensión kV kV MVA

Rueda de Jalón Red Eléctrica 400 —

Anchuelo Red Eléctrica 400 —

Santurce Red Eléctrica 400 —

Ziérbena Red Eléctrica 400 —

Boimente (1) Red Eléctrica 400 400/132 450

Medinaceli Red Eléctrica 400 —

Terrer Red Eléctrica 400 —

Magallón Red Eléctrica 400 400/220 600

Puerto de la Cruz (2) Red Eléctrica 400 400/220 600

Ventero Endesa 220

Trinitat Endesa 220 220/25 60

Casillas Endesa 220 220/66 *

Páramo de Poza Iberdrola 220 220/30 100

Parque Eólico del Sil-Meda Iberdrola 220 220/20 50

Laguardia Iberdrola 220

Saladas Iberdrola 220 220/20 50

Fausita Iberdrola 220 220/132 150

Aravaca Iberdrola 220 220/20 100

Ludero Iberdrola 220 220/45 120

Arganda Unión Fenosa 220 220/45 120

(1) Inventariado el primer transformador en el año 2000.(2) Inventariado solamente el transformador.* Dato no disponible.

Nueva transformación en subestaciones en servicio (400 kV/AT)

TransformaciónSubestación Empresa Tensión kV kV MVA

Vic Red Eléctrica 400 400/220 31

Benejarna Iberdrola 400 400/132 450

La Plana Iberdrola 400 400/132 450

Peñalba CIF* 400 400155 120

Rueda de Jalón CIF 400 400/55 120

Tener CIF 400 400/55 120

Anchuela CIF 400 400/55 120

Medinaceli CIF 400 400/55 120

* Gestor de Infraestructuras Ferroviarias.

A continuación se indica el balance eléctrico del día

en que se dio la máxima demanda de potencia (14 de

enero de 2003):

271

Evolución del sistema de transporte y transformación

1998 1999 2000 2001 2002*

Circuito Red Eléctrica 14.278 12.278 14.658 14.839 15.541

400 kV (km) Otras empresas 260 260 260 341 351

Total 14.538 14.538 14.918 15.180 15.892

Circuito Red Eléctrica 4.280 4.280 4.280 4.327 4.335

220 kV (km) Otras empresas 11.521 11.620 11.723 11.851 11.967

Total 15.801 15.980 16.003 16.178 16.302

Capacidad de Red Eléctrica 16.988 17.913 19.613 20.213 22.463

transformación Otras empresas 25.899 26.144 26.149 27.499 31.249

400/AT (MVA) Total 42.687 44.057 45.762 47.712 53.712

* Situación a 31-XI-2002 que variará con la adquisición de activos realizada por REE.

Evolución del sistema de transporte y transformación

1998 1999 2000 2001 2002

220 kV (km) Canarias 160 160 160 160 160

Baleares 163 163 163 163 165

Total 323 323 323 323 325

132 kV (km) Canarias 457 1.045 1.058 1.065 1.065

Baleares 158 158 158 158 158

Total 915 1.198 1.216 1.223 1.223

< 132 kV (km) Canarias — — — — —

Baleares* 787 800 815 816 832

Total 787 800 815 816 832

Capacidad de Canarias 2.923 3.205 3.716 3.742 3.742

transformación Baleares 2.810 2.819 2.940 2.983 3.152

(MVA) Total 5.733 6.024 6.656 6.725 6.894

* Incluye enlace submarino de 30 kV.

14 de enero 14 de eneroBalance eléctrico de 2003 (MWh) Balance eléctrico de 2003 (MWh)

Hidráulica 190.020 Adquirida a autoproductores 99.796

Nuclear 177.525 Generación neta 755.024

Carbón 236.322 Consumos en bombeo -14.266

Gas natural 30.789 Saldo interconexiones internacionales 2.645

Fuel-oil 47.272 Demanda en transporte 743.403

Generación total 681.928 Pérdidas en transporte 14.818

Consumos en generación -26.700 Demanda distribución 728.585

6.3. Seguimiento de las infraestructurasde transporte eléctrico y gasista

En la edición anterior del Informe-Marco sobre la

demanda de energía eléctrica y de gas natural y su

cobertura, aprobado por el Consejo de Administración de

la Comisión Nacional de Energía el 20 de diciembre de

2001, se indicaba la necesidad de disponer en plazo de las

infraestructuras citadas en el mismo, en particular las de

gas natural dirigidas a satisfacer la demanda de las

centrales de ciclo combinado, a fin de eliminar riesgos en

la cobertura de la demanda, tanto de gas natural como de

energía eléctrica.

Para ello, en su capítulo de recomendaciones finales se

indicaba la conveniencia de realizar un seguimiento de

las infraestructuras propuestas en el mismo. En este

contexto, el Consejo de Administración de esta

Comisión, en su sesión celebrada el día 21 de febrero de

2002, acordó aprobar la propuesta de procedimiento para

el seguimiento de las infraestructuras referidas en el

Informe-Marco. Según la misma, se solicitó a los

promotores de dichas infraestructuras el envío, con

carácter bimestral, de la información relativa al estado

de ejecución o planificación de sus proyectos. Hasta la

fecha de elaboración de este estudio han sido realizados

tres informes.

Asimismo, a lo largo del año 2002, el Ministerio de

Economía ha publicado el documento de “Planificación

de los sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las

redes de transporte 2002-2011”. En él se incluye un

listado de infraestructuras que deben acometerse en

materia de instalaciones de transporte de electricidad o

gasoductos de la red básica, clasificándolas por tipo de

instalación y fecha de puesta en servicio, con indicación

de la tipología, motivación de la infraestructura a

acometer y de los costes derivados de la misma.

Por lo tanto, dada la multiplicidad de fechas estimadas

de puesta en servicio de las nuevas infraestructuras,

realizadas en momentos diferentes, se ha considerado

apropiado realizar una recopilación de dichos valores

para facilitar la comparación y evaluación de las

mismas.

En el Anexo se muestran las nuevas infraestructuras

incluyendo tres fechas, cuando fuera el caso, para cada

una de ellas: fecha de planificación, que consiste en la

fecha reflejada en el documento de planificación del

Ministerio, fecha promotor (nov.-sept. 2002), que indica la

fecha aportada por los promotores de las mismas para la

elaboración del documento de seguimiento de

infraestructuras citado anteriormente, y fecha Informe

Marco 2001, que contiene la fecha de puesta en marcha

considerada en el Informe Marco realizado en 2001.

En el caso de las infraestructuras gasistas, se han

incluido todas las consideradas en el informe de

planificación. Conviene tener en cuenta que, muchas de

ellas, no habían sido contempladas en el Informe Marco

de 2001, dado que su horizonte temporal se reducía al

período 2001-2005, así como a su elaboración anterior.

Las infraestructuras se han clasificado por tipos:

infraestructuras que aumentan la capacidad de entrada al

sistema, infraestructuras de ampliación de la capacidad

de transporte y seguridad del sistema, infraestructuras

para la atención de los mercados en su zona de

influencia, estaciones de compresión y almacenamientos

subterráneos.

En el caso de las infraestructuras eléctricas, se han

incluido los proyectos de líneas de transporte y

subestaciones considerados en el documento de

planificación con la calificación de “actuaciones tipo A”

(actuaciones aprobadas sin ningún tipo de condicionante).

Al igual que para el caso del gas y por motivos similares,

éstas son superiores en número a las tenidas en cuenta por

el Informe Marco de 2001, por lo que, en esos casos, sólo

se incluirá la información relativa a la fecha de

planificación. Las infraestructuras se han clasificado por

áreas geográficas. Por motivos de simplicidad se han

excluido de la lista los proyectos asociados a las

posiciones.

272

6.4. La disponibilidad de las nuevas centralesa gas en la cobertura de la demandaeléctrica considerando las restriccionesimpuestas por la red

En el apartado 5 de este informe se ha analizado la

cobertura de la demanda de los sistemas eléctrico y

gasista únicamente en cuanto al balance de oferta y

demanda, sin considerar las restricciones que puede

imponer el transporte; esto es, se ha hecho la cobertura

con red infinita.

En este segundo análisis de la cobertura de la demanda

eléctrica proporcionada por las nuevas centrales a gas se

estudia la senda de incorporación de ciclos combinados,

incorporando las posibles restricciones derivadas de la red

de transporte gasista y eléctrica, y se evaluará la cobertura

de la demanda eléctrica según las necesidades dadas en el

capítulo 5.3.

La interacción mutua de ambos sistemas adquiere mucha

importancia, ya que la garantía de suministro eléctrico

dependerá de la senda de incorporación de los ciclos

combinados y de los condicionamientos de las redes de

transporte, gasista y eléctrica, a su funcionamiento. En el

caso español, tal y como se ha descrito en los capítulos

precedentes, la infraestructura gasista está menos

desarrollada que la eléctrica y es la que, a priori, podría

plantear más restricciones por no poder garantizar el

transporte del gas necesario para el funcionamiento de

dichas centrales.

Posteriormente se tendrán en cuenta otras posibles

restricciones que no tienen que ver con las redes eléctricas

ni gasistas, pero que pueden condicionar el

funcionamiento de los ciclos.

La senda de incorporación de ciclos de partida es la

supuesta en el apartado 5.3 de este informe2.

Como ya se señaló en el capítulo 5.3, se ha optado por

esta senda de ciclos combinados, por ser aquellos que

tienen más probabilidades de instalarse al tener firmado el

contrato de acceso a la red gasista y/o haber obtenido la

autorización administrativa. Esta senda de incorporación

de ciclos es menos numerosa que la del número total de

ciclos anunciados, pero así se asegura un criterio más

desfavorable de cara a conocer si se va a garantizar el

suministro eléctrico. Así, en el caso de que la

incorporación de ciclos combinados fuese mayor a este

supuesto de partida, se garantizaría con mayor seguridad

la cobertura del suministro eléctrico.

La senda más probable de ciclos combinados ya mostrada

en la figura 5.3.1 se resume a continuación en la

figura 6.4.1 en la que por claridad se divide el año en dos

mitades.

Para la senda de ciclos de partida mostrada en la

figura 6.4.1, se van a analizar las posibles restricciones en

su funcionamiento, derivadas de la red gasista y de la red

273

2 Se considera solamente los ciclos que actualmente tienenfirmado contrato de acceso a la red gasista y los que hanobtenido autorización administrativa tomando como fecha depuesta en marcha para cada ciclo la declarada como másprobable por el promotor. Para los ciclos que tienen firmado uncontrato de acceso a la red de gas, si esta fecha es anterior alcomienzo de la ventana de inicio de pruebas fijada, se supondráque el ciclo comienza su operación comercial en la fecha deinicio de la ventana más cinco meses y medio (período depruebas máximo fijado por contrato).

Figura 6.4.1. Senda de incorporación probable de losciclos combinados que tienen contrato de ATR de gaso han obtenido autorización administrativa

N.º grupos acumulado total

4.º trimestre 2002 9

2.º trimestre 2003 10

4.º trimestre 2003 12

2.º trimestre 2004 12

4.º trimestre 2004 21

2.º trimestre 2005 35

4.º trimestre 2005 42

2.º trimestre 2006 44

4.º trimestre 2006 44

eléctrica. Para finalizar se analizarán otras posibles

restricciones no relacionadas directamente con estas redes

de transporte.

6.4.1. Posibles restricciones asociadas a la red de

transporte de gas

Análisis derivado del funcionamiento de la red

Desde el punto de vista de la interacción futura de los

sistemas eléctrico y gasista, la incorporación prevista de

nuevos grupos de ciclos combinados tendrá como

consecuencia que la cobertura del suministro eléctrico

dependa de la viabilidad del suministro de gas a dichos

ciclos. Para poder llevar el gas hasta los emplazamientos

hace falta una red de transporte suficientemente

dimensionada, dado el importante consumo que suponen

estos ciclos.

En el capítulo 6, se analizaron las infraestructuras de gas

necesarias para la cobertura de la demanda en el corto-

medio plazo. En el supuesto de que se construyan estas

infraestructuras en los plazos indicados, la senda de partida

de ciclos considerada podría tener las siguientes restricciones

en la punta de invierno, ya descritas en el apartado 6.1.

Por tanto, considerando que el plan de infraestructuras

indicado se ha llevado a cabo, cuatro grupos en el

invierno 2002-2003 tendrían restricciones en temporada

invernal y dos grupos en el invierno 2003-2004 tendrían

restricciones en punta con un máximo de seis días,

consecutivos o alternos, durante el período invernal.

En el caso de que se aplicaran las restricciones de red en

punta, se considera que los ciclos que dispongan de gas-

oil como combustible alternativo, podrán funcionar

durante esos días aunque se les aplique la restricción de la

red de transporte de gas. No se consideran los ciclos que

pueden tener restricciones en temporada invernal al

considerar que no pueden funcionar con gas-oil tanto

tiempo.

En la figura siguiente se muestran, de los ciclos

considerados anteriormente, aquellos que podrán

funcionar durante la punta invernal de cada año.

La punta invernal para el sistema gasista y eléctrico puede

darse en las mismas fechas dado que ambos están muy

condicionados por la temperatura. Es por ello que se

compara estos ciclos realmente disponibles en situación

punta de invierno de demanda de gas (bien por no tener

274

Figura 6.4.2. Posibles restricciones de la senda probable de ciclos con contrato de acceso y/o autorizaciónadministrativa debidas al funcionamiento del sistema gasista en los días de punta invernal para cada año

Número de grupos. Día punta invernal 2002 2003 2004 2005 2006

Número de grupos (CCGT) sin restricciones de red 5 10 21 42 44

Número de grupos (CCGT) con posibles restricciones de red en punta 2

Número de grupos (CCGT) con posibles restricciones de red en temporada invernal 4

Total 9 12 21 42 44

Figura 6.4.3. Número de grupos de centrales de ciclo combinado a gas, sin restricciones y con restricciones en puntay gas-oil como combustible alternativo para la senda probable de ciclos (con contrato de acceso y/o autorizaciónadministrativa) debidas al funcionamiento del sistema gasista en los días de punta invernal en cada año

Número de grupos. Día punta invernal 2002 2003 2004 2005 2006

Número de grupos (CCGT) sin restricciones de red 5 10 21 42 44

Número de grupos (CCGT) con restricciones de red en punta y gas-oil 2

Total grupos en funcionamiento 5 12 21 42 44

restricciones de red o por tenerlas y poder abastecerse con

un combustible alternativo como el gas-oil) con las sendas

de ciclos combinados que son necesarios desde el punto

de vista de cobertura de la punta de demanda eléctrica de

invierno según el capítulo 5.2.

De esta figura se deduce que para los inviernos 2002-2003

y 2003-2004, con las hipótesis realizadas, y en particular, la

de hidraulicidad muy seca, no se garantiza la suficiencia de

capacidad en el sistema en la punta de demanda de invierno

para ninguno de los escenarios considerados (inferior,

central, superior, extremo superior y de crecimiento

sostenido) considerando un índice de cobertura de 1,1.

Además en el invierno 2002-2003, con todas las hipótesis

conservadoras realizadas reflejadas en los capítulos previos,

el índice de cobertura estaría por debajo de uno excepto en

todos los escenarios excepto en los escenarios inferior y

central y las necesidades de nuevo equipamiento podrían

llegar a casi quince grupos de 400 MW en el escenario

extremo superior para poder garantizar un índice de

cobertura del 1,1. En el invierno 2004-2005 la situación

mejora y se garantizaría la suficiencia de capacidad en el

sistema en la punta de demanda de invierno para todos

los escenarios exceptuando en el escenario superior

extremo superior y de crecimiento sostenido. A partir del

invierno 2005-2006, se podría garantizar el índice de

cobertura de 1,1 para todos los escenarios considerados.

En la figura siguiente se muestra el índice de cobertura en

la punta de demanda de invierno para cada uno de los

escenarios de demanda considerados: inferior, central,

superior, extremo superior y de crecimiento sostenido.

275

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

02003 2004 2005 20062002

Escenario superior Total CCGT en funcionamientoEscenerio crecimiento sostenidoEscenario central

Escenario inferior Escenario extremo superior

Figura 6.4.4. Comparación del número de grupos necesarios para cobertura de la punta de demanda de inviernopara los escenarios de demanda eléctrica inferior, central, superior, extremo superior y de crecimiento sostenido,con la senda fiable de los ciclos (con contrato ATR y/o han obtenido la autorización administrativa) y puedenentrar en funcionamiento sin restricciones de red o bien con restricciones y un combustible alternativo

Figura 6.4.5. Índice de cobertura para los escenarios inferior, central, superior, extremo superior y de crecimientosostenido

Índice de cobertura 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 1,055 1,096 1,163 1,342 1,354

Escenario central 1,014 1,065 1,130 1,304 1,316

Escenario superior 0,992 1,044 1,104 1,272 1,286

Escenario extremo superior 0,972 1,024 1,083 1,247 1,261

Escenario crecimiento sostenido 0,992 1,044 1,088 1,242 1,239

En el análisis anterior, se han considerado las restricciones

posibles en un día de punta de invierno.

Para el caso de la punta de verano, varía la situación en

el sistema gasista y el eléctrico. Así, mientras en el

sistema eléctrico tiene sentido hablar de punta de verano,

por su creciente importancia respecto a la de invierno

debido al aumento de los equipos de aire acondicionado,

en el sistema gasista el consumo baja al mínimo en

verano no ocasionándose restricciones durante

este período.

Por tanto, el escenario de cobertura de la demanda

eléctrica en la punta de verano será análogo al reflejado

en el apartado 5.3 que no tenía en cuenta las restricciones

de red y, en el que para los escenarios de crecimiento de

demanda inferior, central y superior se garantizaba la

suficiencia de capacidad del sistema. Esta suficiencia

desaparecía solamente en el año 2003 para el escenario

extremo superior de demanda y en el año 2003 y 2004

para los escenarios de crecimiento sostenido y extremo

superior.

Si se produjesen variaciones sobre la senda de

incorporación de ciclos, como por ejemplo, se produjesen

retrasos de puesta en marcha de los ciclos sobre la fecha

señalada como probable por los promotores, podría

llegarse a un índice de cobertura inferior a 1,1 en más

años de los escenarios considerados.

Todos los análisis descritos en este apartado, consideran

que las infraestructuras propuestas en el documento de

Planificación de las infraestructuras de transporte del

sistema eléctrico y gasista “Planificación de los

Sectores de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes

de Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002)”

se ejecutan en plazo y forma. En caso de que se

produjeran dilaciones en la construcción de las

infraestructuras propuestas, las restricciones de red

originadas podrían ser más importantes con la

consiguiente implicación para la cobertura del

suministro eléctrico.

6.4.2. Posibles restricciones asociadas

a la red de transporte eléctrica

A continuación se analiza la situación de las

infraestructuras necesarias para la evacuación de la

energía vertida por los ciclos combinados a la red de

transporte de energía eléctrica.

Para las instalaciones de transporte, el documento de

planificación de las infraestructuras de transporte del

sistema eléctrico y gasista “Planificación de los Sectores

de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002)”, tiene

en cuenta aquéllas cuya motivación es la evacuación de la

energía producida por los ciclos combinados y por estar

coordinadas con los promotores es anterior a la puesta en

marcha de los grupos. Por tanto, las instalaciones

eléctricas necesarias para la evacuación de la energía de

los grupos de ciclo combinado hay que considerar que

estarán construidas en plazo según las previsiones.

Además, en el documento de planificación de las

infraestructuras de transporte del sistema eléctrico y

gasista “Planificación de los Sectores de Electricidad y

Gas. Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011

(13 de septiembre de 2002)”, se incluye un análisis de la

máxima concentración de generación por nudos. Así, se

detectan algunos casos de elevada concentración de

solicitudes de nueva generación que, además de exigir la

identificación de los refuerzos necesarios y de la

valoración de su idoneidad, cuestionan su aceptabilidad

para el sistema considerando un conjunto de aspectos.

Para realizar el estudio, se ha analizado el funcionamiento

del sistema en régimen permanente y transitorio, con

objeto de valorar la posibilidad de que la evolución del

sistema tras contingencia pueda conducir a condiciones de

inestabilidad.

Los criterios generales de dimensionamiento de la

máxima concentración de generación en una zona se

clasifican en:

276

• Criterios generales de diseño:

— Asociados a una distribución energética zonal

equilibrada, a un desarrollo topológico armónico, a las

limitaciones de la aparamenta —fundamentalmente

por magnitudes límite de potencia de cortocircuito—

, siempre bajo el supuesto de un adecuado

funcionamiento de las protecciones. Se hace preciso

realizar análisis particulares de las distintas

ubicaciones, siendo difícil la adopción de límites

genéricos para el conjunto del sistema

eléctrico español.

• Criterios generales de fiabilidad:

— Comportamiento de la regulación primaria,

incluyendo la aportación procedente de las

interconexiones internacionales con el sistema

europeo. Estos criterios representan las limitaciones

estructurales más severas, por cuanto que se detectan

vulneraciones de los criterios contenidos en los

procedimientos P.O.1 (funcionamiento y Seguridad

del Sistema Eléctrico Español) y P.O.4 (Gestión de

las Interconexiones Internacionales)3, función del

escenario de intercambio considerado, y que se

hacen más patentes al considerar los

escenarios extremos.

Los análisis de comportamiento en régimen

estático ponen de manifiesto que el máximo

contingente de generación aceptable de fallo

simultáneo puede situarse alrededor de los

2.000 MW, para las zonas más críticas, según el

operador del sistema eléctrico. La valoración de la

magnitud anterior ofrece cierta dependencia de la

situación del fallo, aunque la necesidad de contar

con el adecuado margen de seguridad justifica su

generalización, conforme al criterio aceptado en la

planificación.

Por otra parte, resulta significativo que el desarrollo

previsto de la red de interconexión no ofrezca

márgenes adicionales sobre las magnitudes

precedentes. Esta afirmación se justifica por

considerar que la capacidad de la interconexión

estará mayoritariamente dedicada a la capacidad

comercial, por lo que con mayores intercambios la

eventual pérdida de la interconexión provocaría un

mayor riesgo de pérdida de suministro.

En lo referente a las condiciones de seguridad, se ha

analizado el régimen transitorio con objeto de

valorar la posibilidad de que la evolución del sistema

tras contingencia pueda conducir a condiciones de

inestabilidad. A este respecto el sistema soporta la

pérdida intempestiva de 2.000 MW de generación

(sin falta previa). Más severa para el sistema resulta

ser la pérdida de generación inducida por un

cortocircuito previo. Aunque es difícil indicar una

cifra única, ya que existe una fuerte dependencia

asociada a la ubicación, mallado y tiempo de

eliminación del defecto, el límite se encuentra en el

entorno de los 2.500 MW, si bien existen nudos del

sistema con límites inferiores. Estos valores son el

resultado de los análisis realizados por el operador

del sistema eléctrico, y que han sido refrendados en

la planificación recientemente aprobada por la

Administración.

— Comportamiento de la regulación secundaria, de

forma que se cumplan los requerimientos y

necesidades en el sistema eléctrico peninsular

español. En efecto, y a pesar de que puede

entenderse como un condicionante con traducción

económica, es también un requisito técnico.

En resumen, ante una situación de contingencia, la

concentración de generación en un nudo eléctrico puede

suponer un cierto riesgo para el sistema. Conforme a lo

indicado por el operador del sistema y aceptado como

criterio en la planificación, aunque la probabilidad de

ocurrencia puede considerarse como reducida, la

277

3 Cuando las condiciones establecidas para fallo de grupo seaplican a fallo genérico de generación.

posibilidad real de dichos incidentes y especialmente la

envergadura de las consecuencias aconsejan la limitación

de dicha concentración como criterio de desarrollo. A este

respecto, las limitaciones más razonables que deberían

establecerse para la producción máxima simultánea en un

nudo eléctrico se sitúan en el margen de 2.000 a

2.500 MW, estando la definición concreta de dicho

máximo sujeta a la ubicación del nudo eléctrico en

cuestión. Para la aplicación de la limitación precedente, y

en función de la topología concreta de la zona de estudio,

se han de realizar los correspondientes estudios de detalle.

En términos prácticos, las zonas que pueden ser sensibles

a la limitación mencionada (por ser nudos con altos

contingentes de generación prevista) son las siguientes:

• Escombreras: resulta el nudo más representativo, por

concentrar en los nudos de Escombreras 400, nuevo parque

de Fausita 400 y Nueva Escombreras 400 —parques

contiguos a una distancia inferior a 1 km— solicitudes de

acceso para 3.600 MW de nueva generación (adicionales a

los aproximadamente 500 MW existentes actualmente en

400 kV).

• Sagunto, donde se han solicitado 2.400 MW.

En menor medida y en función de la definición de nudo

eléctrico (nudos no contiguos, aunque próximos o de

niveles de tensión diferentes) pueden indicarse los

siguientes emplazamientos:

• Huelva, donde las solicitudes formales alcanzan los

2.000 MW en 400 kV, además de peticiones de

información para potenciales solicitudes adicionales de

más de 1.000 MW.

• Arcos de la Frontera, donde sobre el mismo eje de doble

circuito de 400 kV (Pinar-Tajo), y en emplazamientos

muy próximos, confluyen solicitudes de 2.400 MW.

• Pinar del Rey, en cuyo nudo de 400 kV confluyen la

solicitud de 800 MW y la generación actual de Los

Barrios (más de 500 MW) así como la posibilidad de

importación desde Marruecos (la instalación del

segundo circuito en cable permitiría del orden de

900 MW). Hay que tener en cuenta la presencia

adicional de más de 700 MW conectados actualmente

en Algeciras 220 kV y 800 MW previstos de manera

inminente en Pinar 220 kV.

• Bilbao, donde la zona de Santurce agrupa en su nivel de

400 kV la generación actual de más de 400 MW y una

previsión de 1.600 MW en sus proximidades, con un

nivel de 220 kV con generación actual de más de

300 MW y una nueva generación prevista de 400 MW.

• Tarragona Sur, en donde sobre los aproximadamente

3.100 MW actualmente instalados (Centrales de Ascó y

Vandellós), existen solicitudes de acceso de 2.400 MW

adicionales.

Por otra parte, en algunos de estos emplazamientos existen

previsiones para la instalación de nueva generación eólica

de una magnitud muy significativa; en particular, esta

situación se produce principalmente en las zonas de Arcos

de la Frontera-Pinar del Rey y Tarragona Sur.

Hay que señalar que todas las limitaciones anteriores se

basan en las solicitudes totales de ciclos. Considerando

solamente la senda de ciclos que tienen firmado contrato

de acceso a la red gasista y/o los que han obtenido

autorización administrativa, las limitaciones anteriormente

descritas serían menores y sólo aplicables a la zona de

Escombreras y, en menor medida, y en función de la

definición de nudo eléctrico a Pinar del Rey, Bilbao y

Tarragona Sur y se darían a partir de finales de año 2004

para el segundo caso y del año 2005 para el resto. Como

en el año 2005 existe un índice de cobertura por encima

de 1,2 el problema no afectaría, en principio a la

cobertura. Además, en el invierno 2004-2005 se considera

que tampoco afectará prácticamente a la cobertura por ser

sólo una zona y dependiente de la definición de nudo

eléctrico (nudos no contiguos o de niveles de tensión

diferentes).

278

279

No obstante, para evitar que problemas técnicos puedan

restringir el libre mercado deben de posibilitarse

soluciones técnicas, como la instalación de teledisparos u

otras, que permitan adecuar la generación a la capacidad

de transporte disponible ante contingencias.

6.4.3. Otros análisis de posibles restricciones

Aparte de las restricciones descritas anteriormente en los

análisis de red, se pueden dar otro tipo de restricciones

que condicionen el funcionamiento de los ciclos

combinados. Estas restricciones pueden ser de suministro

de gas, ya que dependiendo de la flexibilidad del contrato

de abastecimiento de gas de los ciclos, su suministro

puede ser firme o interrumpible. Esta interrumpibilidad

podría subsanarse con las existencias mínimas de

seguridad almacenadas o, en su caso, con un combustible

alternativo del cual poder abastecerse en caso de corte de

gas por parte de su suministrador como se describe en el

capítulo 9.

6.4.4. Actualización con datos provisionales

de cierre de 2002

De los nueve grupos de ciclos combinados que se

consideraba que estarían disponibles antes de final del

año 2002, sólo se han incorporado siete estando los dos

restantes en pruebas. La potencia punta del invierno

2002/2003 ha sido de 37.300 MW, y por tanto cercana al

escenario superior.

Por otro lado, no ha sido un año seco como se consideró para

la elaboración de los índices de cobertura (ya que se tuvo en

cuenta la potencia disponible en años secos recientes al ser el

escenario más restrictivo). Es por ello que se ha podido dar

cobertura sin problemas en el invierno 2002/2003 incluso

con la punta de demanda cercana al escenario superior.

Las variaciones sobre las conclusiones señaladas

anteriormente, serían análogas a las señaladas en el

capítulo 5.3.1

280

ANEXOSeguimiento de las infraestructuras de transporte eléctrico y gasista.Capítulo 6.3Infraestructuras que aumentan la capacidad de entrada al sistema

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Ampliación de infraestructuras existentes planificación (nov. 2002) Marco 2001

Planta de regasificación de Huelva

3.er tanque de capacidad 150.000 m3 GNL 2005 31/12/04 2005

4.º tanque de capacidad 150.000 m3 GNL 2005 — —

5.º tanque de capacidad 150.000 m3 GNL 2006 — —

Capacidad de emisión hasta 900.000 m3(n)/h 2003 30/4/04 2003

Capacidad de emisión hasta 1.050.000 m3(n)/h 2005 — —

Capacidad de emisión hasta 1.400.000 m3(n)/h 2005 — 2005

Planta de regasificación de Barcelona

5.º tanque de capacidad 150.000 m3 GNL 2005 31/12/05 2005

6.º tanque de capacidad 150.000 m3 GNL 2005 — —

Ampliación atraque para buques de 140.000 m3 GNL 2003 30/9/03 2003

Capacidad de emisión hasta 1.400.000 m3(n)/h 2005 31/12/05 2002

Capacidad de emisión hasta 1.650.000 m3(n)/h 2005 — —

Capacidad de emisión hasta 1.800.000 m3(n)/h 2009 — 2005

Planta de regasificación de Cartagena

3.er tanque de capacidad 130.000 m3 GNL 2005 30/9/05 2005

4.º tanque de capacidad 150.000 m3 GNL 2005 — —

Capacidad de emisión hasta 600.000 m3(n)/h 2002 31/10/03 2002

Capacidad de emisión hasta 900.000 m3(n)/h 2005 30/9/04 —

Capacidad de emisión hasta 1.050.000 m3(n)/h 2005 — 2005

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Nuevas infraestructuras de entrada planificación (sept. 2002) Marco 2001

Planta de regasificación de Bilbao (emisión 400.000 m3(n)/h y 2 tanques de 150.000 m3 de GNL cada uno) 2003 21/6/03 2003

Capacidad de emisión hasta 800.000 m3(n)/h 2004 31/1/04 2004

Planta de regasificación de Sagunto (emisión 750.000 m3(n)/h y 2 tanques de 150.000 m3 de GNL cada uno) 2005 31/3/05 2004

Planta de regasificación de Mugardos (emisión 322.500 m3(n)/h y 2 tanques de 150.000 m3 de GNL cada uno) 2005 31/3/05 —

Capacidad de emisión hasta 800.000 m3(n)/h 2006 — —

Conexiones internacionales

Conexión Francia-España por Irún 2003 — —

Ampliación del gasoducto Bergara-Irún 2006 — —

Gasoducto Zamora-frontera portuguesa No se indica — —

281

Infraestructuras de ampliación de la capacidad de transporte y seguridad del sistema

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Nuevas infraestructuras de entrada planificación (sept.-nov. 2002) Marco 2001

Gasoducto Huelva-Córdoba 2004 15/7/04 2003

Desdoblamiento del gasoducto Córdoba-Madrid 2004 15/6/04 2003

Gasoducto Alcazar de San Juan-L'Aicudia de Crespins (Eje transversal) 2005 28/6/05 2005

Gasoducto Algete-Yela 2005 31/10/04 2004

Duplicación Caspe-Tivissa 2006 — —

Gasoducto a los pozos de Jaca 2003 — —

Gasoduto Treto-País Vasco 2006 — 2004

Gasoducto Lemona-Haro 2006 — 2004

Gasoducto a almacenamiento de Reus 2006 — —

Gasoducto Barcelona-L'Arboc-Tivissa 2005 30/6/05 2005

Gto. Planta Mugardos-Abengondo 2005 — —

Gto. Planta Mugardos-As Pontes-Villalba 2005 — —

Gto. Planta Mugardos-Cabañas 2005 — —

Ramal a la CCGT de Arcos de la Frontera 2005 — —

Ramal a la CCGT de NGS 2003 — —

Ramal a la CCGT de Palos de la Frontera 2004 — —

Gasoducto Llanera-Aboño No se indica — —

Gasoducto de conexión con la Central de Lada No se indica — —

Gasoductos de conexión con la Central de Soto de Ribera 2004 — —

Ramal para el CCGT de Alange No se indica — —

Ramal a la CCGT de Sagunto 2004 1/9/04 —

Ramal a CC de Sabón 2005 1/9/04 —

Ramal al CT de Meirama 2005 — —

Ampliación gasoducto Arrigorriaga-Santurce 2002 1/11/02 2002

Gasoducto Lemona-Boroa (ramal CC Amorbieta) 2004 1/12/04 —

Ramal a la CC Santillana 2006 — —

282

Infraestructuras para la atención de los mercados en su zona de influencia

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Nuevas infraestructuras de entrada planificación (sept. 2002) Marco 2001

Desdoblamiento ramal Campo de Gibraltar 2003 — —

Gasoducto a Ronda No se indica — —

Gasoducto Aguilar Frontera-Lucena-Cabra-Baena No se indica — —

Gasoducto Puente Genil-Málaga 2002 — —

Gasoducto Málaga Estepona 2003 — —

Gasoducto Almería-Ejido No se indica — —

Gasoducto El Carpio-Montoro y extensión a Andújar No se indica — —

Gasoducto Huelva-Ayamonte No se indica — —

Gasoducto Linares-Ubeda No se indica — —

Gasoducto Magreb-Puerto Real-Cádiz 2006 — —

Gasoducto Lorca-Almería 2006 — —

Ramal a Villanueva de Algaidas No se indica — —

Pamal Málaga Rincón de la Victoria 2003 — —

Ramal Puerto Real-Puerto Santa María No se indica — —

Ramal San Fernando-Chiclana de la Frontera No se indica — —

Gasoducto a Calatayud 2006 — —

Gasoducto Castellnou-Tamarite de Litera 2003 — —

Gasoducto Baleares. Oliva-Ibiza-Mallorca 2006 — —

Tramos insulares en Mallorca e Ibiza 2006 — —

Gasoducto Gajano-Treto (ramal a Laredo) 2002 — —

Gasoducto C. Real-Daimiel-Manzanares No se indica — —

Gasoducto al Parque Industrial del Bierzo 2006 — —

Gasoducto Arévalo-Ávila 2004 — —

Gasoducto Segovia-Otero de Herreros 2005 — —

Gasoducto Otero de Herreros-Ávila 2005 — —

Gasoducto Collado Hermoso-Turégano 2003 — —

Gasoducto Iscar-Cuéllar 2005 — —

Gasoducto La Robla-Cistierna-Guardo No se indica — —

Gasoducto Medina de Campo-Arévalo 2003 — —

Gasoducto Turégano-Cantalejo-Fuentepelayo No se indica — —

Gasoducto Segovia-Valverde del Majano No se indica — —

Gasoducto Mojados-Chatún No se indica — —

Gasoducto Olmedo-Iscar 2002 — —

Gasoducto Soria-Ólvega-Ágreda No se indica — —

Gasoducto Subirats-Ódena 2004 — —

Gasoducto Castellón-Onda 2005 — —

Gasoducto Onda-Teruel 2004 — —

Tramo Ontiyent-Oliva 2005 — —

Ramal a Villanueva de la Serena No se indica — —

Ramal Mérida-Don Benito-Miajadas No se indica — —

Ramal Talavera de la Reina-Plasencia No se indica — —

283

Infraestructuras para la atención de los mercados en su zona de influencia (continuación)

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Nuevas infraestructuras de entrada planificación (sept. 2002) Marco 2001

Ramal Villafranca de los Barros-Jerez de los Caballeros No se indica — —

Tramo Almendralejo-Villafranca de los Barros No se indica — —

Ramal Mariña Lucense 2004 — —

Cierre del Semianillo de Madrid de norte a sur por el oeste 2003 — —

Desdoblamiento Algete-Manoteras 2002 — —

Gasoducto Alcantarilla-Mula-Bullas-Cehegín-Caravaca No se indica — —

Gasoducto Cartagena Lorca 2004 — —

Gasoducto Caudete-Cehegín No se indica — —

Gasoducto Murcia-Alhama-Totana-Lorca (R-Totana-Murcia) 2004 — —

Gasoducto Falces-Estella-Izurzun 2004 — —

Estaciones de compresión

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Nuevas infraestructuras de entrada planificación (sept. 2002) Marco 2001

Ampliación de la Estación de Compresión de Almendralejo 2002 — 2001

Ampliación de la EC de Paterna hasta 600.000 m3(n)/h 2003 15/2/04 2003

Ampliación de la Estación de Compresión de Sevilla 2004 15/12/04 2004

Nueva Estación de Compresión en Elche 2004 31/5/04 2005

Construcción Estación de Compresión de Córdoba F14 2004 15/4/04 2004

Ampliación de EC de l'Arboç 500.000 m3(n)/h 2003 15/4/04 2003

Ampliación EC de Haro hasta 700.000 m3(n)/h 2004 15/7/05 2004

Construcción Estación de Compresión de Zaragoza 2004 15/5/04 2004

Construcción Estación de Compresión de Alcázar de San Juan 2005 15/7/05 2005

Nueva Estación de Compresión en Alcudia de Crespins 2005 15/7/05 2005

Ampliación EC Tivissa hasta 800.000 m3(n)/h 2005 15/1/05 2005

Ampliación EC l'Arboç 1.000.000 m3(n)/h 2005 15/7/05 2005

Estación de Compresión en Oliva 2006 — —

Ampliación Estación de Compresión de Algete 2004 15/7/05 2004

Estación de Compresión de Lumbier 2006 — —

Almacenamientos subterráneos

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Nuevas infraestructuras de entrada planificación (sept. 2002) Marco 2001

Serrablo: Aumento capacidad extracción hasta 288.000 m3/h 2003 30/4/03 2004

Santa Bárbara: Nuevo almacenamiento (extracción hasta 416.000 m3/h) 2005 1/6/05 2004

Sariñera: Nuevo almacenamiento (extracción hasta 416.000 m3/h) 2006 1/6/06 2005

Reus: Nuevo almacenamiento (extracción hasta 416.000 m3/h) 2006 1/6/06 2005

Proyecto Castor Sin datos — —

284

GALICIA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

TRIVES-TORDESILLAS (CONVERSIÓN DE ACTUAL LÍNEA TRIVES-TORDESILLAS 220 KV) 400 2 220 2005 2007 2004

D/C BOIMENTE-L/ALUMINIO ESPAÑOL-P. GARCÍA RODRÍGUEZ I (ENTRADA/SALIDA) 400 2 6,5 2002 2003 2001

MESÓN-CARTELLE (INSTALACIÓN DEL 2.º CIRCUITO) 400 1 111 2002 — —

D/C BOIMENTE-L/ALUMINIO ESPAÑOL-P. G. RODRIGUEZ II (ENTRADA/SALIDA) 400 2 6,5 2003 — —

D/C CARTELLE-L/CASTRELO-VELLE (ENTRADA-SALIDA) COMPARTE TRAZADO (EN CUÁDRUPLE CIRCUITO) CON TRAMO INICIAL DE LA LÍNEA D/C CARTELLE-L/CASTRELO-PAZOS 220 2 4 2002 — —

CARTELLE-TRIVES (INSTALACIÓN DEL 2.º CIRCUITO) 400 1 67 2003 2002 2002

CARTELLE-LINDOSO (Instalación del 2.º Circuito) 400 2 48,5 2003 2003 —

VELLE-S.PEDRO 220 1 16,2 2002 2003 2001

P.E.SUIDO-CARTELLE 220 1 24 2002 — 2001

P.E.SUIDO-PAZOS DE BORBEN 220 1 24 2002 — 2001

BELESAR-CHANTADA 220 1 5,6 2002 2003 2001

CARTELLE-FRIEIRA 220 1 18 2002 — 2002

PAZOS DE BORBEN-ATIOS 220 1 21,5 2002 — 2001

ASTURIAS

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

SOTO-PENAGOS 400 1 178 2003 2003 2002

LADA-VELILLA 400 2 96 2005 2005 2002

CARRIO-UNINSA 220 1 4,5 2002 — —

CARRIO-UNINSA 220 2 4,5 2002 2002 2002

TABIELLA-LA GRANDA 220 1 3,8 2002 — —

TABIELLA-LA GRANDA 220 2 3,8 2002 — —

TABIELLA-AZSA 220 1 3,5 2003 — —

TABIELLA-AZSA 220 2 3,5 2003 — —

285

CANTABRIA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

SOTO-PENAGOS 400 1 178 2003 2003 2002

AGUAYO-PENAGOS (PUESTA A 400 KV L/AGUAYO-PENAGOS DE 220 KV. CON CONTINUACIÓN EN 2004 A ABANTO, GÜEÑES) 400 1 31,1 2003 2004 2003

D/C PENAGOS-ABANTO 400 2 55 2004 2004 2004

ASTILLERO-CACICEDO 220 1 8 2003 2003 2003

PAÍS VASCO

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

D/C PENAGOS-ABANTO 400 2 55 2004 2004 2004

D/C ABANTO-GÜEÑES 400 2 20 2004 2006 2004

ZIÉRBENA-SANTURCE 400 1 4,4 2002 2002 2002

ABANTO-ZIÉRBENA D/C 400 2 13 2004 2004 2004

Q/C ABANTO-GÜEÑES (ENTRONQUE CON CORREDOR PENAGOS-GÜEÑES) 400 4 1 2004 2006 2004

D/C GÜEÑES-ITXASO. SE CONSTITUYEN LOS NUEVOS CIRCUITOS: ABANTO-ITXASO (DESAPARECE ABANTO-GÜEÑES 2º CTO.) Y GÜEÑESI-TXASO MURUARTE-VITORIA D/C 400 2 120 2006 2006 2005

MURUARTE-VITORIA D/C 400 2 84 2006 — —

GUEÑES-ZAMUDIO 220 1 33,58 2003 2003 2002

GATICA-ZAMUDIO 220 1 3,02 2003 2003 2002

PUENTELARRA-JUNDIZ 220 1 27,25 2003 — —

STC MERCEDES-BENZ-JUNDIZ 220 1 2,25 2003 — —

NAVARRA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

MURUARTE-VITORIA D/C 400 2 84 2006 — —

CASTEJÓN-MURUARTE D/C 400 2 70 2003 2003 2003

D/C MURUARTE-L/ORCOYEN-CORDOVILLA (ENTRADA/SALIDA) 220 2 14,4 2004 2003 2004

D/C LA SERNA-MAGALLÓN 400 2 32 2004 2005 2003

286

ARAGÓN

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

D/C TRILLO-MAGALLÓN 400 2 160 2002 30/7/2002 2002Puesta en marcha

D/C LA SERNA-MAGALLÓN 400 2 32 2004 2005 2003

D/C TERRER0-L/MAGALLÓN-TRILLO (ENTRADA/SALIDA) 400 2 3,7 2002 2002 2002

D/C RUEDA DE JALÓN-L/MAGALLÓN-TRILLO (ENTRADA/SALIDA) 400 2 1 2002 30/7/2002 2002

Puesta en marcha

D/C MAGALLÓN-L/LA SERNA-PEÑAFLOR (ENTRADA/SALIDA) 400 2 31,2 2002 2002 2002

D/C FUENDETODOS-L/ALMAZÁN-ESCATRÓN (ENTRADA/SALIDA) 400 2 1 2002 2003 2002PARQUE PREVISTO EN INMEDIACIONES DE LA LÍNEA

D/C FUENDETODOS-ESCUCHA FASE INICIAL, FUTURO EJE FUENDETODOS-MAESTRAZGO I (MORELLA) 400 2 50 2004 2005 2004

D/C ESCUCHA-MORELLA 400 2 60 2005 — —

D/C PEÑALBA-MONZÓN-GRAUS-ISONA-L/SALLENTE-SENTMENAT 400 2 103 2005 — —

MARÍA-MONTE TORRERO 220 1 16,7 2002 13/5/2002 2001Puesta en marcha

MARÍA-EL VENTERO 220 1 6,4 2002 13/5/2002 2001Puesta en marcha

LOS VIENTOS-MARIA 220 1 11,5 2002 2002 2001

MAGALLON 1-LANZAS AGUDAS 220 1 26,54 2002 — —

MONCAYO-LANZAS AGUDAS 220 1 27,99 2002 — —

MAGALLON 2-POLA 220 1 24,1 2003 2003 2001

PEÑAFLOR-AVE ZARAGOZA 220 1 20,5 2002 2002 2002

AVE ZARAGOZA-MONTE TORRERO 220 1 6,2 2002 2002 2002

E/S PLAZA EN ENTRERRÍOS-MONTE TORRERO 220 1 4,3 2003 — —

E/S CARTUJOS EN MONTE TORRERO-PEÑAFLOR 220 1 0,1 2003 — —

DC ALMUDEVAR-GURREA 220 1 10,6 2003 — —

MARIA-FUENDETODOS 220 1 23 2003 — —

MARIA-FUENDETODOS 220 2 23 2003 2003 2002

LOS VIENTOS-MARIA 220 2 11,5 2002 2003 2002

MARÍA-MONTE TORRERO 220 2 16,7 2002 2003 2002

JALÓN-MAGALLÓN 1 220 2 19,08 2003 2003 2002

JALÓN-LOS VIENTOS 220 1 26 2003 — —

JALÓN-LOS VIENTOS 220 2 26 2003 2004 2002

287

CATALUÑA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

D/C PEÑALBA-MONZÓN-GRAUS-ISONA-L/SALLENTE-SENTMENAT/CALDERS 400 2 103 2005 — —

PIEROLA-SANTA COLOMAUTILIZACIÓN DE BEGUES-SENTMENAT (TRAMO PIEROLA SENTMENAT) Y PUESTA A 400 KV DE LÍNEA SENTMENAT-SANTA COLOMA 220 KV 400 1 169 2004 — —

D/C BESCANÓ-FIGUERAS 400 2 40 2005 2005 2005

D/C FIGUERAS-FRONTERA FRANCESA (BAIXAS) 400 2 20 2005 2005 2005

SENTMENAT-BESCANO (COMPARTE D/C CON L/PIEROLA-VIC EN PARTES DE TRAMO INICIAL; PREPARADA PARA D/C EN TRAMO FINAL) 400 1 79 2005 2004 2005

BESCANÓ-VIC. INSTALACIÓN DE PARTE NORORIENTAL DE

2.º CIRCUITO EN LÍNEA SENTMENAT-BESCANÓ 400 1 40 2005 2004 2005

LA ROCA-VIC 220 1 41,8 2003 — —

LA ROCA-PALAU 220 1 24,7 2003

FRANQUESAS-PALAU 220 1 14,3 2003 2002 2002

FRANQUESAS-LA ROCA 220 1 11,5 2003 2002 2002

TRINITAT-BESÓS 220 1 6,05 2002 2002 2002

STA. COLOMA-BESÓS 220 1 6,75 2002 2002 2002

BESÓS-BADALONA 220 1 1,15 2002 2002 2002

ST. ANDREU_F-BADALONA 220 1 6,25 2002 2002 2002

TRINITAT-ST.ANDREU_F 220 1 0,45 2002 — —

STA.COLOMA-TRINITAT 220 1 2,9 2002 2002 2002

RIERA DE CALDES-SENMENAT 220 2 9,6 2002 — —

RIERA DE CALDES-ST FOST 220 2 6,2 2002 2002 2002

LLAVORSI-ADRALL SUD 220 1 35,2 2003 — —

ADRALL SUD-CERCS 220 1 50,2 2003 2002 2002

CERVELLO-CAN JARDI 220 1 7,35 2003 2004 2002

CERVELLO-ST.BOI_F 220 1 12,49 2003 2004 2002

MANGRANE-MANGRAVE 220 1 17,3 2003 2003 2002

MANGRAVE-MEQUINEN 220 1 33,6 2003 2003 2002

ZONA FRANCA-HOSPITALET 220 1 3 2003 — —

VIC-BESCANÓ 220 1 36,7 2005 2005 2003

JUIÀ-BESCANÓ 220 1 25,3 2005 2005 2003

JUIÀ-BESCANÓ 220 2 23 2003 2005 2003

MATA-VILANOVA 220 1 4 2003 1998 2003

MATA-BESÒS 220 1 7,5 2003 2003 2003

POBLE NOU-BESOS 220 1 4,2 2003 — —

POBLE NOU-MATA 220 1 5,5 2003 — —

288

CATALUÑA (continuación)

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

ST. CUGAT-PC. VIA FAVÈNCIA_2 220 1 10,8 2003 2004 2003

CAN JARDI-ST. CUGAT 220 1 7,7 2003 — —

ELS MONJOS-FOIX 220 1 15 2003 2005 —

ELS MONJOS-VILADECANS 220 1 36,4 2003 2005 —

SENTMENAT-ST. FOST 220 1 17,8 2002 — —

ST. FOST-CANYET 220 1 — 2002 2004 2004

PC_FAVE1-SENTMENAT 220 1 — 2002 2004 2004

E/S ESPLUGÁ DE FRANCOLÍ EN ASCO-PIEROLA/BEGUES 400 1 0,5 2003 — —

E/S CASTELLET EN VANDELLÓS-BEGUES 400 1 2*8 2003 —

DC ADRALL-FRONTERA ANDORRANA 220 2 20 2004 — —

CASTILLA Y LEÓN

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

D/C MEDINACELI-L/MAGALLÓN-TRILLO (ENTRADA/SALIDA) 400 2 2,5 2002 2002 2002

LA MUDARRA-LA OLMA 220 1 23 2003 2003 2002

D/C VIRTUS-L/HERRERA-GÜEÑES (ENTRADA/SALIDA)PARQUE PREVISTO EN INMEDIACIONES DE LA LÍNEA 400 2 1 2003 2003 2002

LADA-VELILLA 400 1 96 2005 2005 2002

TRIVES-TORDESILLAS 400 2 220 2005 2007 2004

CASTILLA-LA MANCHA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

D/C FUENTES DE LA ALCARRIA-L/TRILLO-LOECHES (ENTRADA/SALIDA) 400 2 22 2002 2003 2002

D/C TRILLO-MAGALLÓN 400 2 160 2002 30/07/02Puesta en marcha 2002

289

MADRID

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

D/C ANCHUELO-L/TRILLO-LOECHES 400 2 6,5 2002 2002 2002SOTERRAMIENTO DEL D/C SS. REYES-MORATA/LOECHES 400 2 12 2003 — —(TRAMO DE BARAJAS)VENTAS-ARAVACA 220 1 9,3 2002 15/5/2002 2002MAJADAHONDA-ARAVACA 220 1 8,64 2002 Puesta en marcha 2002MAJADAHONDA-FUENCARRAL 220 1 26,38 2002 — —CANILLEJAS-SIMANCAS 220 1 2 2002 — —C.NACIONES-SIMANCAS 220 1 5,75 2002 — —CASA CAMPO/L.C.VIC.-NORTE 220 2 5 2002 — —ARGANDA-LOECHES 220 1 10,8 2002 — —ARGANDA-VALDEMORO II 220 1 23,2 2002 2002 2001MAJADAHONDA-BOADILLA 220 1 4,72 2002 — 2002BOADILLA-LUCERO 220 1 11,38 2002 — 2002T LEGANES-LUCERO 220 1 9,65 2002 2002 2002CT ACECA-PINTO 220 1 38,62 2003 — —VILLAVERDE-PINTO 220 1 12,9 2003 2003 2002FUENCARRAL-SANCHINARRO 220 1 4,4 2003 2003 2002FUENCARRAL-SANCHINARRO 220 2 6,2 2003 2003 2002VILLAVERDE-CERRO 220 2 8,6 2003 — 2003COSLADA-C.CONGOSTO 220 1 6,6 2003 — —VILLAVERDE-C.CONGOSTO 220 1 8,7 2003 — —CERRO-MEDIODIA 220 1 3,1 2004 2003 2003MAZARREDO-MEDIODIA 220 1 11,2 2004 2003 2003MORATA-LA ESTRELLA 220 1 39 2003 — —T VICALVARO-LA ESTRELLA 220 1 12,6 2003 — —PALAFOX-LA ESTRELLA 220 1 4 2003 — —CAMINO FREGACEDOS-T1 FORTUNA 220 1 4,61 2003 2003 2002MORALEJA-CAMINO FREGACEDOS 220 1 6,2 2003 2003 2002MORALEJA-FUENLABRADA ESTE 220 1 10,7 2003 — —RETAMAR-FUENLABRADA ESTE 220 1 7,55 2003 — —SAN SEBASTIÁN-FUENTECILLA 220 1 18,15 2003 — —T VICALVARO-FUENTECILLA 220 1 5 2003 — —MAJADAHONDA-VNVA. CAÑADA 220 1 13,6 2003 — —TALAVERA-VNVA. CAÑADA 220 1 101,43 2003 2003 2003HORTALEZA-AZCA 220 1 5,2 2005 2004 2003NORTE-AZCA 220 1 3,8 2005 2004 2003PROSPERIDAD-CASA CAMPO/L.C.VIC. 220 1 8,6 2004 — —SAN SEBASTIÁN-PARACUELLOS 220 1 13,01 2003 — —FUENTECILLA-PARACUELLOS 220 1 5,74 2003 — —ALCORCÓN-VILLAVICIOSA 220 1 10,1 2003 — —ALCORCÓN-CASA DE CAMPO 220 1 11,5 2003 — —PARLA II-ERAS DE VALDEMORO 220 1 6,5 2003 — —DC FUENLABRADA ESTE-PAPELERA PENINSULAR 220 1 4 2003 2003 —FORTUNA-AGUACATE 220 1 5 2003 — —MELANCÓLICOS-PALAFOX 220 1 6 2003 — —

290

EXTREMADURA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

BALBOA-FRONTERA PORTUGUESA (ALQUEVA)(LÍNEA PREPARADA PARA DOBLE CIRCUITO) 400 1 50 2004 2004 2005

VALENCIA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

LA ELIANA-LA PLANA (INSTALACIÓN DEL 2.º CIRCUITO) 400 1 62 2003 2003 2002

D/C MAESTRAZGO I (MORELLA)-L/ARAGÓN-LA PLANA 400 2 0,1 2003 2003 2002(ENTRADA/SALIDA)

D/C ESCUCHA-MORELLA (CONTINUACIÓN DESDE LA 400 2 60 2005 — —ACTUACIÓN PARCIAL FUENDETODOS-ESCUCHA)

D/C VALENCIA (TORRENTE)-L/LA ELIANA-CATADAU 400 2 5 2004 2004 2003(ENTRADA/SALIDA)

LITORAL-ROCAMORA (INSTALACIÓN DEL 2.º CIRCUITO) 400 1 185 2003 2003 2002

BENEJAMA-MONÓVAR 220 1 28,3 2003 2003 2002PETREL-MONÓVAR 220 1 14,64 2003 2003 2002

SAGUNTO-VALL D'UXO 220 1 12,2 2004 — —LA PLANA-VALL D'UXO 220 1 37,43 2004 — —

NUEVA HOYA MORENA-CAMPOAMOR 220 1 20,47 2002 2005 2003ROJALES-CAMPOAMOR 220 1 20,9 2002 2005 2003

LA ELIANA-FERIA DE MUESTRAS 220 1 12,5 2003 — —TORRENTE-FERIA DE MUESTRAS 220 1 12,82 2003 — —

ROCAMORA-ROJALES/S. MIGUEL 220 1 17 2004 2004 2005ROCAMORA-ROJALES/S. MIGUEL 220 2 17 2004 2004 2005

SALADAS-EL PALMERAL 220 1 14,1 2003 — —SAN VICENTE-EL PALMERAL 220 1 15,7 2003 — —

VILLARREAL-CASTELLÓN 220 2 12 2002 — —

291

MURCIA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

LITORAL-ROCAMORA (INSTALACIÓN DEL 2.º CIRCUITO) 400 1 185 2003 2003 2002D/C NUEVA ESCOMBRERAS-EL PALMAR 400 2 50 2004 2004 2002Q/C EL PALMAR-L/LITORAL-ROCAMORA, (DOBLE ENTRADA/SALIDA) 400 4 24 2004 2004 2002D/C NUEVA ESCOMBRERAS-L/ROCAMORA-ESCOMBRERAS (ENTRADA-SALIDA) 400 2 0,5 2003 2003 2002ESCOMBRERAS-FAUSITA 220 — — 2004 — —

ANDALUCÍA

Fecha Fechapromotor Informe

Long Fecha (sept. MarcoLínea kV N.º (km.) planif. 2002) 2001

2.º CIRCUITO PINAR-ESTRECHO 400 1 37 2002 2002 2002Q/C PUERTO DE LA CRUZ-L/PINAR-EST.TERM. ESTRECHO (TRAMO DE CUÁDRUPLE CIRCUITO, EN EL QUE SE INSTALAN 3).CONSTITUYENDO LAS CONEXIONES DE PUERTO DE LA CRUZ CON PINAR, DON RODRIGO Y E.T. ESTRECHO) 400 4 5,5 2002 2003 2002D/C ARCOS DE LA FRONTERA (SUR)-L/PINAR DEL REY-D.RODRIGO (ENTRADA-SALIDA) 400 2 1 2003 2004 2002LITORAL-ROCAMORA (INSTALACIÓN DEL 2.º CIRCUITO) 400 1 185 2003 2003 20022.º CIRCUITO ESTRECHO-FARDIOUA (MARRUECOS) 400 1 26 2004 — —VVA DEL REY-SANTIPONCE 220 1 106 2002 — —VVA DEL REY-LANCHA 220 1 67 2002 — —CASILLAS-VILL. REY 220 1 39,9 2002 — —LANCHA-CASILLAS 220 1 21,9 2002 2002 2001BENAHADUX-ORGIVA 220 1 85,8 2002 — —ORGIVA-GABIAS 220 1 49,8 2002 2003 2001GUADAME-OLIVARES 220 1 43,1 2002 — —ATARFE-OLIVARES 220 1 89,3 2002 2003 2001PTO. DE LA CRUZ-FACINAS 220 1 17,8 2002 — —SANTIPONCE-ALJARAFE 220 1 13 2002 2003 2001ALJARAFE-QUINTOS 220 1 32 2002 — —PINAR-PATERNA 220 1 55 2003 — 2002CARTUJA-PATERNA 220 1 39,2 2003 — 2002PATERNA-PARRALEJO 220 2 30 2003 — —PTO. REAL-CARTUJA 220 1 18 2003 2005 2001PTO. REAL-CASARES 220 1 90 2002 — —ALGECIRAS-CASARES 220 1 32,2 2003 — —CASARES-RAMOS 220 1 84,5 2003 — —POLÍGONO-RAMOS 220 1 4,8 2003 — —POLÍGONO-TAJO 220 1 37,3 2003 — —PINAR-SAN ROQUE 220 1 6,3 2003 — —PINAR-SAN ROQUE 220 2 6,3 2003 — —ALHAURÍN-TAJO 220 2 32,4 2003 — —

292

GALICIA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

BOIMENTE Transformación 400/132 2002 — 2002

CHANTADA Transformación 220/132 2002 — 2001

SIDEGASA/TEIXEIRO 1 Pos. 220 kV Trf-1 2002 — —

BOIMENTE Transformación 400/132 2003 — 2002

CARTELLE Pos. Reactancia 150 Mvar 2003 — —

FRIEIRA Transformación 2 x 220/132 2003 — —

MESÓN Transformación 400/220 2003 2003 2003

SIDEGASA/TEIXEIRO 1 Pos. 220 kV Trf-2 2003 — —

CARTELLE Transformación 400/220 2005 2003 2004

ASTURIAS

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

MERES Transformación 220/20 kV 2003 — —

CANTABRIA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

PENAGOS Transformación 400/220 2003 2004 2002

ALMAZÁN Transformador 400/132 2003 — —

PAÍS VASCO

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

GÜEÑES Pos. Reactancia 150 Mvar 2004 — —

NAVARRA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

LA SERNA Transformación 400/220 2003 2004 2003

MURUARTE Transformación 400/220 2005 2004 2003

293

ARAGÓN

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

MAGALLÓN Pos. Reactancia 150 Mvar 2002 — —

RUEDA DE JALÓN Posible transformación 400/220 en función de desarrollo eólico 2002 — 2002

FUENDETODOS Transformador 400/220 2003 2003 2002

MAGALLÓN Transformación 400/220 2003 2002 2002

CATALUÑA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

VIC Transformador 400/220 2002 2002 2002

BEGUES Transformador 400/220 2003 2004 2004

SANTA COLOMA Transformación 400/220 2004 2004 2004

BESCANÓ Transformación 400/220 2005 — —

FIGUERAS Transformación 400/132 kV 2005 — —

CASTILLA Y LEÓN

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

HERRERA Transformación 400/132 2002 — —

ALMAZÁN Transformador 400/132Transformación pendiente generación eólica 2003 — —

CASTILLA-LA MANCHA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

TRILLO Pos. Reactancia 150 Mvar 2002 — —

MADRID

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

GALAPAGAR Pos. Condensador 100 Mvar 2002

MORALEJA Pos. Condensador 100 Mvar 2002 2002 —

SS. REYES Pos. Condensador 100 Mvar 2002 2002 —

FUENCARRAL Ampliación por transformación 400/220 2003 2003 2003

VILLAVERDE Pos. Condensador 100 Mvar 2003 — —

294

COMUNIDAD VALENCIANA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

CATADAU Pos. Condensador 100 Mvar 2002 2002 —

BENEJAMA Pos. Condensador 100 Mvar 2003 — —

JIJONA Pos. Condensador 100 Mvar 2003 — —

S. VICENTE Pos. Condensador 100 Mvar 2003 — —

ROCAMORA Transformador 400/220 2004 2004 2003

MURCIA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

FAUSITA Transformación actual Escombreras a Fausita 2002 2002 —

FAUSITA 2.º transformador 400/220 2004 — —

ANDALUCÍA

Fecha Fecha promotor Fecha Informe Subestaciones (posiciones) Alcance/posiciones planif. (sept. 2002) Marco 2001

GUILLENA Condensador Guillena 2002 — 2002

PINAR Transformación 400/220 2002 2002 2002

PTO. DE LA CRUZ Transformación 400/220 2002 2003 2002

A continuación se muestra la evaluación económica de las

infraestructuras analizadas en el capítulo previo. En

primer lugar, se analizan las infraestructuras de transporte

del sector del gas natural y, en segundo lugar, las

correspondientes al sector eléctrico. Para ambos, y puesto

que está establecido el sistema económico de retribución

de las actividades reguladas y se parte de una retribución

del transporte conocida, se presenta una estimación del

impacto económico que en la retribución podrían suponer

los refuerzos considerados.

7.1. Consideraciones económicas de los planesde desarrollo de las infraestructuras detransporte del sector gasista

A continuación, se evalúan y analizan, para el período

2002-2006, las repercusiones económicas de las inversiones

necesarias para acometer el plan de infraestructuras de gas

establecido en el documento de Planificación de los

sectores de electricidad y gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011 y aprobado por el gobierno.

En el capítulo 6 de este Informe Marco se evalúa el

avance y puesta en marcha de las infraestructuras

recogidas en el citado documento, con el fin de analizar la

cobertura de la demanda, y se muestra el calendario de

entrada en funcionamiento de las infraestructuras más

probable, previsto para el próximo quinquenio.

En general, los proyectos de inversión han sido evaluados

desde el punto de vista técnico y de la cobertura, pero el

documento de Planificación no muestra la repercusión

económica del plan de infraestructuras propuesto, aspecto

que no debe ignorarse, ya que las inversiones presentan un

elevado coste económico cuya retribución, en el marco de

la regulación actual, se garantiza vía tarifas y peajes, y

pueden tener un impacto directo en el coste final de gas.

7.1.1. Evaluación económica de las inversiones

Durante el año 2002 se aprobó la Orden ECO 301/2002,

de 15 de febrero, por la que se establece la retribución

de las actividades reguladas del sector gasista. La nueva

normativa establece los valores unitarios de referencia

para valorar los costes de inversión y de explotación de

las nuevas instalaciones de transporte que se realicen

bajo el procedimiento de adjudicación directa, en las que

se enmarcan las infraestructuras incluidas en el

documento de Planificación. La Orden trata los

almacenamientos subterráneos dentro de las

instalaciones singulares para las cuales se fijará una

valoración específica.

El sistema de retribución reconoce a las nuevas

infraestructuras los costes anuales, calculados como el

valor de la inversión en valores unitarios dividido entre la

vida útil de la instalación más la retribución financiera

que resulta de aplicar la tasa media anual de los Bonos del

Estado a diez años más el 1,5%.

Tras su puesta en marcha, los costes anuales de las nuevas

instalaciones pasan a engrosar los costes anuales

acreditados de las actividades de transporte y se

actualizan anualmente a partir de los índices del IPC y del

IPRI.

La evaluación económica del plan de infraestructuras se

ha realizado empleando el sistema de retribución descrito,

actualizando los valores de referencia de la Orden

suponiendo un IPC y un IPRI del 2% y 0,9%,

respectivamente, y aplicando una retribución financiera

del 6,2%, según el último dato de las subastas de bonos a

10 años.

Los costes de los nuevos almacenamientos subterráneos

incluidos en la planificación se han estimado aplicando el

coste del m3 de capacidad útil de los almacenamientos

existentes en el año 2001.

Las figuras 7.1.1, 7.1.2 y 7.1.3 muestran el volumen de

inversiones detalladas, previstas para el período 2002-

2006, según la puesta en funcionamiento de las nuevas

instalaciones de regasificación, gasoductos y

almacenamientos subterráneos.

7. Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras que soportan las actividades reguladas

295

Las partidas más importantes son las inversiones

destinadas a la puesta en funcionamiento de tres nuevos

tanques de GNL en las plantas de regasificación de

Enagás, S.A. y de dos nuevas plantas de regasificación en

Mugardos (Ferrol) y en Sagunto, en el año 2005.

La segunda partida en importancia es la correspondiente

a los proyectos en gasoductos de transporte. En

particular, para el año 2004 y 2005 el volumen de

inversiones aumenta por la puesta en servicio de los

gasoductos Huelva-Córdoba-Madrid, necesarios para dar

salida a las ampliaciones de capacidad de emisión en la

planta de Huelva y del gasoducto de interconexión con el

Magreb, y el gasoducto Alcázar de San Juan-L’Alcudia

de Crespins, destinado a dotar de mayor seguridad al

sistema gasista creando la denominada conexión

transversal.

La planificación no incluye instalaciones auxiliares de los

gasoductos, que presentan una importancia menor al resto

de instalaciones. En el estudio se han introducido, pues

son indispensables para el funcionamiento técnico de los

gasoductos.

En tercer lugar, se estima el volumen de inversiones en

almacenamientos subterráneos, estando prevista la entrada

296

Figura 7.1.1. Inversión estimada en plantas de regasificación previstas en el Plan de Infraestructuras

Inversión estimada(millones de €) Categoría 2002 2003 2004 2005 2006

Planta de Cartagena A 84 0 60 73 113

Aumento capacidad vaporización A 29 60 31

Capacidad de almacenamiento A 55 73 82

Planta de Barcelona A 0 49 0 111 82

Aumento capacidad vaporización A 30

Capacidad de almacenamiento A 81 82

Atraques de buques A 49

Planta de Huelva A 0 0 90 182 82

Aumento capacidad vaporización A 90 101

Capacidad de almacenamiento A 81 82

Atraques de buques A

Planta de Bilbao A 0 207 160 0 0

Aumento capacidad vaporización A 79 80

Capacidad de almacenamiento A 79 80

Atraques de buques A 49

Planta de Sagunto A 0 0 0 364 0

Aumento capacidad vaporización A 152

Capacidad de almacenamiento A 162

Atraques de buques A 50

Planta de Mugardos A 0 0 0 277 0

Aumento capacidad vaporización A 65

Capacidad de almacenamiento A 162

Atraques de buques A 50

Total plantas de regasificación 84 256 310 1.007 276

Fuente: CNE

297

Figura 7.1.2. Inversión estimada en gasoductos e instalaciones auxiliares previstas a partir del Plan deInfraestructuras

Inversión estimada(millones de €) Categoría 2002 2003 2004 2005 2006

Puente Genil-Málaga A 42 — — — —

Desdoblamiento Algete-Manoteras A 5 — — — —

Gajano-Treto (ramal a Laredo) A 10 — — — —

Arrigorriaga-Santurce A 12 — — — —

Desdoblamiento ramal Campo de Gibraltar A — 6 — — —

Málaga-Rincón de la Victoria A — 9 — — —

Málaga-Estepona A — 17 — — —

Collado Hermoso-Turégano A — 4 — — —

Castellnou-Tamarite de Litera A — 39 — — —

Pozos de Jaca A — 2 — — —

Irún-Irún A — 2 — — —

Cierre semianillo de Madrid N-S A — — 22 — —

Huelva-Córdoba A — — 118 — —

Córdoba-Madrid A — — 210 — —

Cartagena-Lorca A — — 22 — —

Castellnou-Teruel A — — 49 — —

Murcia-Alhama-Totana-Lorca A — — 11 — —

Falces-Estella-Izurzun A — — 18 — —

Castellón-Onda A — — — 4 —

Barcelona-L’Arboç-Tivissa A — — — 64 —

Alcázar de San Juan-L’Alcudia de Crespins A — — — 111 —

Segovia-Otero de Herreros A — — — 7 —

Otero de Herreros-Ávila A — — — 14 —

Planta de Mugardos-Abegondo A — — — 8 —

Algete-Yela B1 — — — 37 —

Planta de Mugardos-As Pontes-Villalba A — — — 19 —

Planta de Mugardos-Cabañas A — — — 44 —

Treto-País Vasco A — — — — 16

Lemona-Haro A — — — — 32

Calatayud A — — — — 17

Duplicación Caspe-Tivissa B1 — — — — 33

Almacenamiento de Reus B1 — — — — 1

Duplicación Bergara-Irún B2 — — — — 48

Gasoductos 69 78 450 308 148

Estaciones de compresión A — — 209 142 —

Estaciones de regulación y medida A 2 2 9 6 4

Instalaciones auxiliares 2 2 216 148 3

Total infraestructuras gasoductos 71 80 666 456 151

Fuente: CNE

en funcionamiento para los años 2005 y 2006, los

almacenamientos subterráneos de Reus y Sariñena.

La lista de instalaciones que entran en funcionamiento en

el período considerado se muestra sustancialmente más

extensa que el Plan de Emergencia evaluado en el Informe

Marco 2001, lo que se traslada a un aumento del volumen

de inversiones. Por otra parte, los presupuestos de las

nuevas instalaciones calculados a partir de la Orden ECO

301/2002 pueden no coincidir con los contemplados en el

año anterior.

Las mayores contribuciones a estas diferencias, en

relación con el año anterior, son las inversiones en plantas

de regasificación. La Planificación incluye la planta de

Mugardos y varios tanques en las plantas ya existentes

que no se introdujeron en el Plan de Emergencia del

Informe Marco 2001, así como varios gasoductos

regionales. Por último, se incrementa en un

almacenamiento las inversiones en esta actividad.

Las diferencias entre los presupuestos en inversiones del

Plan de Emergencia del Informe Marco 2001 y las

derivadas del documento de Planificación 2002–2011 son

de 694 millones de €, esto es, el Plan de

Infraestructuras de la Planificación resulta un 29%

superior al considerado en el Informe Marco del año

anterior.

El impacto económico de las nuevas infraestructuras de

transporte debe tener en cuenta la situación de partida de

las mismas. Así, hasta el año 2005 el sistema no

alcanzaba los criterios de seguridad de suministro del

Informe de Planificación del Gobierno, ni el

almacenamiento operativo señalado por la legislación para

hacer frente a la demanda de gas; sin embargo, a partir de

dicha fecha sí se va a satisfacer ambos criterios,

imprescindibles los dos de cara a garantizar la seguridad

del funcionamiento del sistema gasista en España.

Adicionalmente, si bien el final del quinquenio

considerado es el período de mayor concentración de las

298

Figura 7.1.3. Inversión estimada en almacenamientos subterráneos previstos según el Plan de Infraestructuras

Inversión estimada(millones de €) Categoría 2002 2003 2004 2005 2006

Serrablo A 30 9 — — —

Santa Bárbara B1 — — — 164 —

Reus B1 — — — — 166

Sariñena B1 — — — — 166

Total almacenamientos subterráneos 39 — — 164 332

Fuente: CNE

Figura 7.1.4. Resumen de las inversiones en transporte del Plan de Infraestructuras

Inversión Estimada(millones de €) 2002 2003 2004 2005 2006

Plantas de regasificación 84 256 310 1.007 276

Gasoductos 70 81 667 457 151

Almacenamientos 30 9 0 164 332

Total 185 346 978 1.628 759

Fuente: CNE

inversiones, las nuevas infraestructuras permitirán atender

el crecimiento de la demanda de los años venideros.

7.1.2. Impacto de la retribución de las nuevas

infraestructuras del transporte

El cálculo de la retribución se realiza según el método

especificado en la Orden ECO 301/2002, considerando

que las instalaciones se retribuyen desde el momento de

su puesta en marcha y suponiendo que todas ellas entrarán

en funcionamiento en octubre del año correspondiente.

Para estimar la evolución de la retribución y actualizar

anualmente los costes acreditados al transporte se ha

supuesto un IPC del 2% y un IPRI del 0,9% en todo el

período analizado. Asimismo, se han descontado las

anualidades correspondientes a las instalaciones que

finalizan su vida útil en este período.

En la figura 7.1.5 se exponen los resultados de las

estimaciones tanto de la inversión, como de la retribución

de la actividad de transporte. La retribución de las

inversiones se reparte a lo largo de la vida útil de las

infraestructuras, que se prolonga entre 20 y 30 años; no

obstante, el impacto del gran esfuerzo inversor se va a

trasladar inevitablemente a la retribución anual de la

actividad de transporte.

Se observa que en el período 2002- 2006 la retribución

total del transporte se incrementa a una tasa media anual

del 22%. Esta subida se percibirá sobre todo con la

entrada en funcionamiento de los gasoductos Huelva-

Córdoba-Madrid y la conexión transversal, así como con

las dos plantas de regasificación en Mugardos y

Sagunto.

El impacto de la retribución dependerá de la demanda de

gas que efectivamente se produzca durante el período

analizado. En la figura 7.1.6 se muestra el efecto del

aumento de la retribución del transporte por kWh de gas

en cada uno de los escenarios de demanda considerados

en el capítulo 3.

El impacto económico de las inversiones por kWh en los

escenarios de demanda inferior y central es del 12 y 9%,

respectivamente. La repercusión en el precio medio del

gas dependerá del porcentaje que suponga el coste del

transporte en el total. Para el año 2002, éste representan

un 18 % de la tarifa media. En el mercado liberalizado se

reflejaría mediante la correspondiente subida de los peajes

y cánones.

Asimismo, la figura 7.1.6 muestra que, como

consecuencia de los aumentos en inversiones

concentrada en los últimos años del período, la subida

del coste de transporte por kWh no será uniforme en el

tiempo, sino que, se mantendrá en los años 2003 y 2004,

para elevarse sustancialmente en los años 2005 y 2006.

Por tanto, el método de retribución fijado en la

actualidad dará lugar a oscilaciones en los costes del

transporte por kWh, que habrían de trasladarse a los

peajes y cánones.

299

Figura 7.1.5. Estimación de la retribución de transporte en el período 2002-2006 con el Plan deInfraestructuras del documento de Planificación

IncrementoMillones de € 2002 2003 2004 2005 2006 medio anual

Inversión total 193 337 978 1.628 759 —

Retribución del transporte (1) 470 517 604 803 1.056 22%

Incremento retribución transporte — 47 87 200 253 —

(1) Se supone un IPC del 2%, un IPRI del 0,9% y un factor de carga del 75% en las plantas de regasificación.

Fuente: CNE

En conclusión, el nuevo plan de infraestructuras

introducido por la “Planificación de los sectores de

electricidad y gas. Desarrollo de las Redes de Transporte

2002-2011”, aumentará el coste unitario de la actividad

del transporte en los casos en que la demanda se sitúe en

los escenarios inferior y central, y se mantendrá en el

escenario superior. A cambio, las nuevas infraestructuras

aumentarán la seguridad en el sistema y permitirán que

funcione con holgura. Esto redundará en una mejora de la

cobertura y de la capacidad de entrada al sistema,

facilitando la participación en el mercado liberalizado de

nuevos agentes y una intensificación de la competencia

que a la larga puede amortiguar el impacto económico de

las nuevas infraestructuras con bajadas en los precios del

gas, si avanza el proceso de competencia.

7.2. Consideraciones económicas de los planesde desarrollo de las infraestructuraseléctricas

Conforme a la información facilitada por el gestor

técnico del sistema eléctrico relativa a los costes de

inversión correspondientes a los diferentes planes de

desarrollo de las infraestructuras eléctricas de transporte,

relacionados en apartados anteriores, en este apartado se

presenta un resumen de la valoración económica de las

actuaciones establecidas para el período 2002-2006,

clasificado por CC.AA. y por empresas eléctricas. En la

referencia a líneas y subestaciones se incluyen los

conceptos retributivos de posiciones, transformadores y

elementos de compensación.

Se consigna el coste activado de las inversiones asociadas

a las instalaciones sobre la base de los “valores unitarios

de referencia para las nuevas inversiones de transporte

autorizadas de forma directa”1 actualizados al 2002. La

valoración adjunta no contempla los costes de inversión

de aquellas instalaciones que, aun siendo integrantes de la

red de transporte, el RD 1955/2000 asigna a los agentes

que realizan una conexión al sistema eléctrico.

En la valoración económica se refleja el coste estimado

total por tipo de actuación. Adicionalmente, los distintos

tipos de actuación se ponderan (80% tipo A, 50% tipo B1,

30% tipo B2 y 0% tipo C) con objeto de obtener los

costes globales en el período 2002-2006, lo que se refleja

en el capítulo de líneas y subestaciones, y en la

agrupación total de ambos costes.

En la figura 7.2.1 se recoge, para el período 2002 a 2006,

el volumen total de inversión por CC.AA., en millones de

300

Figura 7.1.6. Retribución del transporte por kWh de demanda

IncrementoMillones de € 2002 2003 2004 2005 2006 medio anual

Demanda (GWh/año)

Escenario inferior 248 298 329 341 353 9%

Escenario central 249 314 343 367 389 12%

Escenario superior 249 315 348 467 534 21%

Retribución transporte (millones de €) 470 517 604 803 1.056 22%

Coste (c€/kWh)

Escenario inferior 0,189 0,173 0,183 0,235 0,299 12%

Escenario central 0,189 0,165 0,176 0,219 0,272 9%

Escenario superior 0,189 0,164 0,174 0,172 0,198 1%

Fuente: CNE

1 RD 2819/1998.

€, de 2002, realizada la ponderación en base al tipo de

inversión, antes mencionada.

En la figura 7.2.2, para el período 2002 a 2006, se recoge

el volumen total de inversión, y la inversión en líneas e

inversión en subestaciones por empresa, en millones de €

de 2002, realizada la ponderación en base al tipo de

inversión antes mencionada.

Considerando la anterior senda de inversiones y teniendo

en cuenta lo establecido en el referido Real Decreto

2819/1998, de 23 de diciembre, en cuanto a la retribución

de las nuevas instalaciones adjudicadas de forma directa y

considerando un IPC para cada uno de los años del 2%,

en la figura 7.2.3 se recoge el incremento que

experimentará, por este único concepto, la retribución de

la actividad de transporte de energía eléctrica, y que

deberá ser trasladado a las tarifas y peajes de cada

ejercicio.

Teniendo en cuenta que la retribución de la actividad de

transporte de energía eléctrica para el año 2002 se eleva,

de acuerdo con el Real Decreto 3490/2000, de 29 de

diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para

el 2002, a 633,262 M€, los diferentes planes de

desarrollo de las infraestructuras de transporte de energía

eléctrica vienen a representar, para el período

considerado, un incremento de la retribución de dicha

actividad de un 6,46 %, teniendo en cuenta los costes

previsibles del sistema (figura 7.2.4).

En la figura 7.2.5 se recoge la evolución que

experimentará la retribución de la actividad de transporte

de energía eléctrica, en M€, en 2002, motivado por los

referidos planes de desarrollo de las infraestructuras de la

red de transporte y considerando la actualización de años

anteriores con el IPC-1, siendo el IPC del 2%.

Lógicamente, el incremento previsto de la demanda de

energía eléctrica, a lo largo del período considerado, hará

que los incrementos necesarios en las tarifas y peajes,

para cubrir los costes de la red de transporte, sean

sensiblemente menores, ya que la energía que deben

soportar dichos costes también será mayor.

301

Figura 7.2.1. Inversiones en M€ de 2002

2002 2003 2004 2005 2006 Total

Andalucía 64,40 39,92 71,96 28,91 33,25 237,54

Aragón 93,67 39,45 34,09 60,15 4,31 231,67

Asturias 9,92 25,60 10,86 3,82 50,21

C. Valenciana 19,95 47,97 53,10 14,72 22,35 158,09

Cantabria 33,13 13,82 2,14 49,10

Castilla-la Mancha 37,99 2,58 7,15 9,69 5,96 63,38

Castilla y León 13,62 14,93 2,13 22,59 26,04 79,30

Cataluña 83,03 158,53 58,12 115,28 53,63 468,59

Extremadura 1,39 0,70 13,58 53,53 2,88 72,09

Galicia 46,50 39,91 8,46 72,15 4,23 171,26

Madrid 85,01 166,22 71,44 71,99 50,16 444,83

Murcia 6,04 20,65 56,74 6,39 89,92

Navarra 29,99 16,07 6,72 25,14 77,92

P.Vasco 9,48 10,10 44,05 50,36 113,99

Rioja

Total 471,01 628,77 450,71 466,60 290,68 2.307,76

302

Figura 7.2.2.

Inversiones en líneas M€, en 2002 2002 2003 2004 2005 2006 Total

EV 1,02 1,91 1,27 4,20

ENDESA 76,95 87,40 22,89 9,81 42,08 239,13

HC 3,36 0,67 0,05 4,08

IB 0,92 41,76 9,27 2,78 2,46 57,19

UEF 26,70 21,02 36,09 21,19 10,90 115,89

REE 71,05 83,07 130,38 206,06 119,21 609,78

Total 178,97 234,94 200,55 239,84 175,98 1.030,27

Inversiones en subestaciones M€, en 2002 2002 2003 2004 2005 2006 Total

EV 1,39 1,31 0,87 3,57

ENDESA 49,75 84,49 33,74 10,30 13,43 191,71

HC 11,15 5,39 1,51 3,77 21,82

IB 43,72 137,45 58,41 36,34 24,33 300,25

UEF 30,86 13,31 36,44 11,92 12,07 104,60

REE 156,56 151,80 118,75 168,20 60,23 655,54

Total 292,04 393,83 250,16 226,76 114,71 1.277,49

Inversiones totales en M€, en 2002 2002 2003 2004 2005 2006 Total

EV 2,41 3,22 2,14 7,77

ENDESA 126,69 171,89 56,63 20,12 55,51 430,84

HC 14,51 6,06 1,51 3,82 25,90

IB 44,64 179,20 67,69 39,11 26,80 357,43

UEF 57,56 34,33 72,53 33,11 22,97 220,49

REE 227,61 234,88 249,14 374,26 179,44 1.265,33

Total 471,01 628,77 450,71 466,60 290,68 2.307,76

Figura 7.2.3. Incremento de la retribución del transporte en M€, en 2002

2003 2004 2005 2006 2007 Total

Total 53 70 50 52 33 258,10

Figura 7.2.4. Incremento del coste de transporte por nuevas inversiones/facturación

2003 2004 2005 2006 2007 Total

Total 0,61% 1,06% 1,36% 1,64% 1,80% 6,46%

Figura 7.2.5. Retribución de la actividad de transporte de energía eléctrica (M€)

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Total 633 692 770 828 888 929

En cuanto a las inversiones en infraestructuras eléctricas

que, durante el período considerado, tengan que abordar las

empresas distribuidoras en aras a garantizar el suministro,

las mismas no tienen por qué representar, en principio, un

incremento de la retribución de la actividad de distribución

y, por ende, de las tarifas y peajes, ya que en la fórmula

retributiva de dicha actividad, establecida en el Real

Decreto 2819/1998, de 23 de diciembre, por el que se

regulan las actividades de transporte y distribución de

energía eléctrica, se hace evolucionar la retribución de

dicha actividad con el IPC-1 y con el incremento de la

demanda, afectada esta última de un factor de eficiencia.

Por tanto, la retribución de la actividad de distribución de

energía eléctrica no depende, de manera directa, de las

inversiones en las redes de distribución aunque,

lógicamente, mayores incrementos de la demanda

conllevarán mayores necesidades de inversión, y viceversa.

Deberá vigilarse, en este punto, que las empresas

distribuidoras acompasen sus inversiones en las redes de

distribución a la evolución de la demanda de los próximos

ejercicios, y ello supuesto que, ya desde el inicio del

período considerado, la calidad de servicio es al menos la

reglamentaria, ya que, en aquellas zonas donde se observen

valores actuales de la calidad de servicio peores que los

reglamentados, será necesario un sobreesfuerzo inversor

por parte de las empresas distribuidoras, sin que quepan

reivindicaciones de una mayor retribución por parte de

dichas empresas distribuidoras, puesto que la actual

retribución de la actividad de distribución viene a permitir

alcanzar los umbrales de calidad de servicio reglamentados.

303

La energía es una materia de fundamental importancia

para el desarrollo económico de los países. Nuestro

modelo social está basado en la utilización y el

aprovechamiento de la energía en sus distintas

modalidades y aplicaciones. La energía es parte de la

actividad económica y de la vida social. El consumo

energético crece y seguirá creciendo en un futuro cercano.

Sin embargo, la utilización y la transformación de la

energía afectan también, de forma negativa, al conjunto de

la sociedad y, en especial, al medio ambiente.

Los impactos ambientales que se producen son de toda

índole, pueden ser de alcance local o global, o tener

efectos de corto o de largo plazo. Así, por ejemplo, las

emisiones de partículas procedentes de las centrales de

generación tienen un alcance local, mientras que sus

emisiones de CO2 lo tienen global. Los impactos de los

vertidos de las refinerías suelen tener un alcance de corto

plazo, mientras que el problema de los residuos

radiactivos es de largo plazo.

En nuestro país, las actividades energéticas en 2000

fueron responsables del 60% y 19% de las emisiones de

SO2 y NOX, respectivamente, principales causantes de las

lluvias ácidas, de la generación de más del 95% de los

residuos radiactivos de media y alta actividad, y del 33%

de las emisiones de CO2, gas considerado como el

principal causante del denominado “efecto invernadero”.

Por otra parte, en los últimos años se ha iniciado un

proceso liberalizador de los diferentes sectores

energéticos, que tradicionalmente han desarrollado su

actividad en estructuras verticalmente integradas y en

régimen de monopolio.

Existe el convencimiento general de que es en el mercado

donde se alcanzan las mayores eficiencias como

consecuencia de unas mejores asignaciones de recursos.

En este sentido, las nuevas regulaciones promueven

mercados tanto organizados (como es el mercado de

producción de electricidad, o los mercados de futuros de

crudo o de productos petrolíferos) como libres (como son

los mercados de comercialización de electricidad o de

gasolinas).

No obstante lo anterior, los precios de la electricidad, del

gas natural o de los productos petrolíferos no recogen

actualmente la totalidad de los costes de los impactos

ambientales que llevan asociados. Además, los recursos

naturales son utilizados de forma ineficiente y sin ninguna

responsabilidad intergeneracional.

Los precios, por tanto, no informan del verdadero coste

social de las actividades energéticas, por lo que pueden

darse asignaciones ineficientes de recursos, ya que el coste

medioambiental o el del suministro a largo plazo no

repercute sobre los agentes que contaminan o consumen la

energía, sino sobre la sociedad en su conjunto.

Para conseguir esta asignación eficiente, una posibilidad

es internalizar los costes ambientales y de largo plazo en

el precio de la energía. De esta forma, los mercados

energéticos podrían asignar más eficientemente los

recursos y el desarrollo podría ser sostenible.

Desafortunadamente, esta tarea tropieza con dos serias

dificultades, la existencia de incertidumbres en la

cuantificación de los costes medioambientales y de largo

plazo, y la escasa experiencia en la aplicación de

mecanismos regulatorios de internalización sin que esto

afecte asimétricamente a nuestras empresas. Por ello, el

objetivo de internalización debe tomarse conceptualmente

como referencia, pero ha de acometerse con gradualidad y

prudencia. En cualquier caso, los avances en este sentido

deben ir acompañados de un grado suficiente de

armonización internacional, con el objeto de no perjudicar

la competitividad de unos países respecto a otros.

Por otro lado, en los entornos liberalizados, donde

determinadas actividades energéticas se desarrollan en los

mercados, aparece la regulación económica en su doble

faceta de garantía para agentes y consumidores. La

regulación económica tiene por objeto asegurar que las

actividades liberalizadas se desarrollen en mercados lo

8. Consideraciones medioambientales

305

más perfectos posibles, mientras que las actividades

reguladas se desarrollan con regulaciones que promuevan

su funcionamiento de la forma más eficiente posible. La

regulación trata de paliar en lo posible los llamados fallos

de mercado, entre otros, la no consideración de los costes

sociales.

En el nuevo marco regulatorio, en el que prevalecen los

principios de libertad de instalación y de contratación, el

Estado no puede imponer directamente a los agentes más

condiciones de protección del medio ambiente que las

que normalmente se establecen en las declaraciones de

impacto ambiental que acompañan a las autorizaciones

de las instalaciones1. En ellas, previo a un trámite de

audiencia pública, la Administración ambiental analiza la

viabilidad de la instalación desde el punto de vista

ambiental, formula las actuaciones correctoras que

considera necesarias, e impone los límites de emisión e

inmisión que se han establecido con carácter general2.

Éstos son los mecanismos de tipo “directo” o de

command and control, según la terminología

anglosajona.

No obstante, si con posterioridad la presión de la

conciencia ambiental de la sociedad se incrementa, se

precisará imponer nuevas restricciones a los agentes. Ya se

ha señalado que en los entornos liberalizados se suelen

introducir mecanismos de tipo “indirecto”, con el fin de

evitar en lo posible restricciones directas en el mercado.

Por medio de estos mecanismos, se procura la

internalización de los costes ambientales hasta el nivel

que la sociedad demanda, sin interferir directamente en el

funcionamiento de los mercados energéticos. En otras

ocasiones, la sociedad no admite determinados impactos,

y el poder político prohíbe “directamente” el desarrollo de

la actividad o la fabricación del producto, imponiendo

determinadas calidades mínimas a los combustibles, como

ocurre por ejemplo en el caso de la tradicional gasolina

super (con plomo), cuya comercialización quedó

prohibida en los países de la UE a partir del año 2002.

Los instrumentos más importantes de internalización de

los costes ambientales y de largo plazo, que se emplean

cada vez con mayor asiduidad en los sectores energéticos

liberalizados son de tipo fiscal, de incentivos económicos

y de mercado. Además, existen otros instrumentos como

el fomento de la información al consumidor y la

formalización de acuerdos voluntarios entre empresa y

Administraciones, o el márketing verde.

Por otra parte, existen directivas y propuestas de directiva

de carácter ambiental que en el futuro tendrán una

influencia notable en el desarrollo de las actividades

energéticas de nuestro país. Estas normas son las

siguientes:

• Directiva 2001/80/EC, de 23 de octubre, del Parlamento

Europeo y del Consejo sobre limitación de emisiones de

contaminantes atmosféricos procedentes de grandes

instalaciones de combustión. Esta directiva revisa la

88/607/CEE, imponiendo límites de emisión de SO2,

NOX y partículas más exigentes, que afectarán tanto a

instalaciones nuevas como existentes, en este último

caso a partir del año 2008. Su objetivo es la reducción

en la UE de las emisiones de SO2 en un 63% y de NOX

en un 21%. En dicha Directiva se establecen límites

también para las turbinas de gas y para la biomasa.

• Directiva 2001/81/CE, de 23 de octubre, del

Parlamento Europeo y del Consejo sobre techos de

emisión nacionales para el año 2010, cuyo fin es

luchar contra la acidificación, el ozono troposférico y

la eutrofización en cada país, teniendo en cuenta el

concepto de carga crítica. Establece, para cada país,

unas emisiones máximas de SO2 y NOX a partir de

2010.

306

1 El Real Decreto Legislativo 1.302/1986, de 28 de junio, elReal Decreto 1.131/1988, de 30 de septiembre y la Ley 6/2001,de 8 de mayo, que trasponen las Directivas del Consejo85/337/CE y 97/11/CE.2 El RD 646/91,de 22 de abril, sobre limitación de agentescontaminantes procedentes de grandes instalaciones decombustión, que trasponen la Directiva 88/609/CEE. LosRR.DD. 1613/1985; 1321/1922; 1073/2002 y 717/1987establecen normas de calidad del aire en lo referente a lacontaminación por SO2, NOx, partículas y Pb.

• Directiva 2001/77/EC, de 17 de septiembre, del

Parlamento Europeo y del Consejo sobre la promoción

de electricidad producida por fuentes de energía

renovables en el mercado interior de electricidad.

• Directiva 2002/91/CE, de 16 de diciembre de 2002, del

Parlamento Europeo y del Consejo relativa al

rendimiento energético de los edificios, cuyo objetivo es

fomentar el rendimiento energético en los edificios de

la UE, tratando de alcanzar un alto nivel de eficacia en

el coste.

• Propuesta de Directiva COM (2002) 508 relativa a la

promoción del uso de biocarburantes para el transporte,

cuyo objetivo es sustituir un porcentaje mínimo diesel o

gasolina por biocarburantes en el transporte.

• Propuesta de Directiva COM/97/0030 sobre imposición

energética y ambiental.

• Propuesta de Directiva COM (2002) 680 por la que se

establece un régimen para el comercio de derechos de

emisión de gases de efecto invernadero en la

Comunidad y se modifica la Directiva 69/61/EC del

Consejo. Esta propuesta trata de introducir un

mecanismo de mercado para facilitar el cumplimiento

de los compromisos del Protocolo de Kyoto por la

Comunidad, que se iniciaría en 2005 y estaría

totalmente operativo en 2008.

• Propuesta de Directiva COM (2002) sobre la

promoción de la cogeneración basada en el uso de la

demanda de energía térmica en el mercado interior de

la energía.

Por otra parte, la Directiva del Consejo 96/61/CE de 24 de

septiembre, relativa a la prevención y al control integrado

de la contaminación, ha sido traspuesta a la legislación

española a través de la Ley 16/2002, de 1 de julio, de

prevención y control integrados de la contaminación. Su

objeto es reducir y controlar la contaminación a la

atmósfera, el agua y el suelo de una serie de actividades,

entre las que se encuentran todas las energéticas. Se exige

a cada actividad la obtención de un permiso

medioambiental basado en la utilización de la mejor

tecnología disponible, bien en el comienzo de su

desarrollo, o si esta actividad ya existe, al cabo de un

determinado período transitorio (hasta final de 2007).

Por otra parte, recordar que en la Conferencia de Kioto de

diciembre de 1997 las partes, según el principio de

equidad y de responsabilidad común, aunque diferenciada,

acordaron limitar las emisiones de seis gases de efecto

invernadero en los países industrializados, debiéndose

reforzar la cooperación con los países en vías de

desarrollo.

En la Conferencia de 1997, fue aprobado el Protocolo de

Kioto, en el que se estableció para la UE el objetivo de

reducción conjunta del 8% del total de los seis gases de

efecto invernadero referidos a su equivalente en CO2 en el

período 2008-2012, respecto a los habidos en el año 1990.

En 1998, se realizó un reparto del esfuerzo de reducción

por países (burden sharing), en el que las cifras de

reducción, estabilización o limitación del crecimiento de

emisiones de CO2 equivalente son las únicas vinculantes

para cada Estado Miembro, es decir, que cada uno de los

Estados Miembro debe cumplir su compromiso particular,

con independencia del cumplimiento del objetivo global.

En este marco adquirió España el compromiso no de

reducir, sino de limitar el crecimiento de sus emisiones de

gases de efecto invernadero a un 15% respecto a las

emisiones emitidas en el año 1990. Por otra parte, el

compromiso global asumido por la totalidad de los

Estados Miembros no se alterará en caso de adopción de

nuevos miembros por parte de la Unión.

En definitiva, la Comisión Europea está impulsando el

mercado único de la energía sin olvidar la eficiencia

energética y las cuestiones medioambientales, con el fin

de que el desarrollo energético en la Unión sea sostenible.

Al mismo tiempo, la Comisión Europea está preocupada

por las cuestiones de seguridad y sostenibilidad del

abastecimiento energético, por lo que abrió a finales de

307

2000 un debate al respecto con su Libro Verde. En él se

analiza separadamente las dos caras del abastecimiento

energético: el suministro y el consumo, aspectos ambos

que han de formar parte de la política energética común,

encaminada al abastecimiento y consumo energético

sostenible.

Sin embargo, es en la faceta del consumo, —el control de

la demanda de energía—, donde el Libro Verde juzga que

existe un mayor potencial para establecer una estrategia

eficaz de actuación. Para ello recomienda varias líneas de

trabajo, entre las que destacan la profundización en los

procesos de liberalización —para hacer llegar al

consumidor la señal de precio—, el establecimiento de

mecanismos que aseguren que estos precios reflejan los

costes reales y la promoción del ahorro energético. Por

último, sugería la intensificación de esfuerzos en dos

sectores de creciente desarrollo e intensivos en energía,

pero con un gran potencial de mejora: los sectores del

transporte y de la edificación.

En nuestro país se ha seguido un proceso paralelo de

liberalización energética, que ha aportado una

significativa reducción de los precios energéticos. La

liberalización total del suministro de electricidad y de gas

a partir del 1 de enero de 2003 constituye un evento

importante en este sentido. Asimismo, el 13 de septiembre

de 2002 el Gobierno aprobó el documento de

“Planificación de los sectores de electricidad y gas para el

período 2002-2011”, dónde se incluyen condicionantes

ambientales y del suministro a largo plazo, así como

objetivos sobre energías renovables. Por último, en

octubre de 2002 se iniciaron los trabajos para el

establecimiento de una Estrategia de Eficiencia Energética

en España (2003-2012).

8.1. La emisión de contaminantes en lossectores energéticos

La clasificación de emisiones contaminantes por sectores

muestra que es el transporte el sector principalmente

contaminante en cuanto a NOX. Este lugar lo ocupan las

centrales térmicas y las refinerías en el caso del SO2

(figuras 8.1.1 y 8.1.2).

En cuanto a las emisiones de CO2, la mayor proporción de

emisiones procede de los sectores de transporte y de

transformación de la energía (figura 8.1.3).

La figura 8.1.4 muestra la evolución que ha

experimentado la emisión total nacional de CO2, NOX y

SO2 durante el período 1990-2000, en la que se puede

observar el aumento progresivo de las emisiones de CO2,

en contraste con la disminución de las de dióxido de

308

Transporte60%

Otros10%

Energía19%

Manufacturay construcción

11%

Fuente: UNFCCC. Datos referidos a España en 2000

Figura 8.1.1. Emisión de NOX por sectores

Otros3%Transporte

23%Manufacturay construcción

14%

Energía60%

Fuente: UNFCCC. Datos referidos a España en 2000

Figura 8.1.2. Emisión de SO2 por sectores

azufre. Las emisiones de dióxido de nitrógeno se han

mantenido constantes a lo largo de estos años.

La figura 8.1.5 muestra, para los Estados Miembro, las

emisiones de CO2 procedentes de la utilización de la

energía. Se observa que los países de la zona norte de

Europa (excepto Suecia) son los más contaminantes en

materia de CO2, con la emisión a la atmósfera de más de

2,5 toneladas de carbono por habitante y año. Son los

países del sur de Europa los que menos CO2 emiten. Este

comportamiento tan desigual entre los Estados Miembro,

se debe al mix de tecnologías existentes en cada país, en la

medida en que hay centrales que producen más CO2 que

otras, al grado de desarrollo económico y a las bajas

temperaturas que se registran en el norte de Europa.

8.2. El impacto en el medioambiente de laindustria del gas natural

El gas natural presenta en relación con otros combustibles

fósiles numerosas ventajas en la preservación del medio

ambiente, que permiten compatibilizar el cuidado del

entorno con el desarrollo económico y el crecimiento

industrial, gracias a su elevada eficiencia energética y a su

pequeño impacto ambiental durante todas las etapas de su

ciclo energético.

A continuación, se analiza el ciclo del gas natural desde

su producción hasta su consumo desde el punto de vista

medioambiental.

8.2.1. Extracción del gas natural

Durante la etapa de extracción del gas, los impactos que

se producen en el medio ambiente son de carácter puntual,

resumiéndose en la modificación del paisaje, la

309

Transporte37%

Otros11%

Energía33%

Manufacturay construcción

19%

Fuente: UNFCCC. Datos referidos a España en 2000

Figura 8.1.3. Emisión de CO2 por sectores

Giga

gram

os C

O2

200019991998

350.000

300.000

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

019971996199519941993199219911990

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

CO2 NOX SO2

Gigagramos NO

X y SO2

Fuente: UNFCCC

Figura 8.1.4. Evolución del total de emisiones en España

producción de ruidos, y la generación de varios restos

vegetales e inertes derivados del proceso.

8.2.2. Procesado

Para su consumo, el gas natural no requiere complicados

procesos de transformación, sino que se utiliza

prácticamente en el mismo estado de extracción.

8.2.3. Transporte como GNL

Cuando el transporte se realiza en forma de GNL,

mediante buques metaneros, el gas sufre un proceso de

licuefacción y posterior regasificación. La principal

repercusión medioambiental es un ligero aumento del

consumo de energía utilizado en la licuefacción y

regasificación (equivalente al 3,7% del gas

transportado).

La regasificación consiste en un cambio de fase líquido-

gas en la que se utilizan intercambiadores de calor con

agua de mar, y que en sí misma no produce residuos ni

emisiones, por lo que estas plantas presentan un impacto

ambiental reducido. Por otra parte, en España no existen

plantas de licuefacción.

8.2.4. Transporte y distribución por gasoducto

El transporte y la distribución de gas mediante gasoductos

tienen un impacto ambiental prácticamente nulo durante

la fase de operación, ya que discurren por el subsuelo y,

por tanto, no afectan al entorno.

El impacto ambiental de mayor importancia tiene lugar

durante la construcción de las redes de gasoductos, fase

que se planifica cuidadosamente para proteger el

patrimonio arqueológico y el paisaje característico de las

310

0 a 1,9 Mt. C/hab.

2 a 2,9 Mt. C/hab.

3 o más Mt. C/hab.

PORTUGAL 1,7

ESPAÑA 2,1

DINAMARCA 2,7

BÉLGICA 3,4HOLANDA 2,9

REINO UNIDO 2,5

IRLANDA 3,1

FRANCIA 1,9

ALEMANIA 2,8

FINLANDIA 3,3

SUECIA 1,7

ITALIA 2,2

AUSTRIA 2,2

GRECIA 2,7

LUXEMBURGO 3,3

Total U.E. 2,4 Mt. C/hab.

Fuente: UNFCCC, año 2000

Figura 8.1.5. Índice de emisión de CO2 por habitante en los países de la Unión Europea

zonas por donde discurren, de forma que, finalmente, la

única evidencia de su existencia son las señalizaciones de

su trazado. Entre las medidas de actuación para la

reducción de impactos se encuentran la protección de

zonas de alto valor ecológico en la elección del trazado, la

preservación de la fauna autóctona mediante la elección

de la época del año más adecuada, la reducción del ancho

de pista de trabajo, la utilización de técnicas de

perforación de mínimo impacto, la protección de los

cursos hídricos y la restauración del medio una vez

finalizadas las obras.

En el transcurso de la actividad gasista, y

fundamentalmente en el desarrollo de actividades como

el transporte, la distribución, regasificación y el

almacenamiento, se pueden presentar pequeñas

emanaciones de gas natural al exterior, en muy pequeñas

proporciones. No obstante, para reducir este fenómeno,

además del control mediante la instalación de equipos de

medición, se están llevando a cabo las siguientes

actividades:

• Recuperación del gas natural que se vaporiza en tanques

y cisternas de GNL (boil-off).

• Sustitución de las antiguas redes y acometidas por otras

nuevas construidas en acero y polietileno.

• Utilización de métodos de conexión en carga.

Es importante destacar en este punto que el transporte de

ninguno de los restantes combustibles fósiles en uso en la

actualidad resulta tan limpio y seguro con el medio

ambiente como el del gas natural.

8.2.5. Almacenamiento de gas natural

Los almacenamientos del gas natural son normalmente

subterráneos, escogiéndose frecuentemente para ello

formaciones geológicas naturales con características

similares a las de los yacimientos, no afectando así al

ecosistema.

8.2.6. Utilización del gas natural

Aunque también es utilizado como materia prima en la

industria química, el principal uso del gas natural es como

combustible.

La combustión del gas natural ofrece numerosas ventajas

medioambientales frente a otros combustibles fósiles, que

pueden resumirse en dos: mayor rendimiento energético y

menor producción de contaminación.

La menor emisión de contaminantes se debe a su

naturaleza y composición química:

• Por ser un combustible gaseoso, el gas natural produce

una menor cantidad de inquemados, ya que permite un

mayor contacto con el comburente durante el proceso, y

no da lugar a restos líquidos o sólidos.

• La inexistencia de impurezas o residuos en su

composición química, y especialmente de azufre, evita

la emisión de SOX y disminuye la emisión de NOX

(compuestos causantes de la lluvia ácida), y la presencia

de partículas sólidas, metales pesados, cenizas, etc., en

los gases de combustión, lo que facilita su

aprovechamiento.

• Posee un bajo contenido en compuestos orgánicos

volátiles, principales causantes de las nieblas urbanas y

el aumento de la concentración de ozono el suelo.

• Por su baja relación carbono/hidrógeno, la cantidad de

CO2 producida por unidad de energía es la menor de los

combustibles fósiles (un 25% inferior a la producida en

la combustión del petróleo y un 45% inferior a la del

carbón), por lo que su contribución al efecto

invernadero es menor.

El mayor rendimiento energético de las turbinas de gas en

las nuevas centrales de ciclo combinado permite un

ahorro de energía entre el 15 y el 45%, y el impacto

ambiental por emisión de contaminantes resulta mucho

311

menor. Así, se consigue reducir las emisiones de CO2 casi

a la tercera parte de una central térmica convencional, las

de NOX a un 85% (un 60% si comparamos con una

central moderna), y eliminar totalmente la emisión de

partículas y azufre.

En cualquier caso, el incremento total de demanda de

gas natural previsto para el período 2000-2005 es del

orden del 82 % (de 16,9 bcm hasta 30,8 bcm). Una gran

parte de este incremento corresponde a nuevas

demandas de generación de energía eléctrica y de

consumo energético, y, por tanto, no suponen el

desplazamiento o la disminución del consumo de otras

energías fósiles.

Como consecuencia se producirá un aumento

proporcional de la cantidad de emisiones de gases

invernadero a la atmósfera, en concreto, de las emisiones

de CO2, de aproximadamente 2 x 106 toneladas por cada

bcm de gas natural.

Para concluir, se puede afirmar que, debido a la existencia

de abundantes reservas, su mayor aprovechamiento

energético y por ser el combustible fósil de menor

impacto sobre el medio ambiente desde su extracción

hasta su uso, el gas natural resulta una de las fuentes de

energía que mejor se ajusta a los retos medioambientales

del sector energético, presentándose como fundamental en

este nuevo siglo; sin embargo, el crecimiento de la

demanda previsto para los próximos años puede producir

un aumento de emisiones de CO2 a la atmósfera por

encima de los límites asignados a España en el Protocolo

de Kioto.

8.3. El impacto en el medioambiente de laindustria eléctrica

8.3.1. Emisiones de contaminantes atmosféricos

procedentes de las centrales termoeléctricas

El Real Decreto 646/1991, de 22 de abril, traspuso a la

legislación española la Directiva 88/609/CEE sobre

limitación de emisiones de contaminantes atmosféricos

procedente de grandes instalaciones de combustión (GIC).

En el mismo se fijaban topes globales de emisiones de

SO2 y NOX para las grandes instalaciones de combustión

existentes (anteriores a 1/7/87). Este Real Decreto fue

desarrollado por una Orden Ministerial de 1995 que

establecía la metodología de tratamiento y el envío de

datos a la Administración.

312

120

100

80

60

40

20

0

5

4

3

2

1

0

Kg C

O 2/G

j

Lignito Antracita Fuel oil Gasóleo

Valo

res

rela

tivo

s (G

asól

eo=1

)

Emisiones de CO2 Emisiones de SOX y NOX(Calderas industriales sin limpieza de humos)

SO2 NOX

CARBÓN-1%S

FUEL OIL-1%S

GASÓLEO-0,3%S

GAS NATURAL

Gas natural

Fuente: Eurogas, S.A.

Figura 8.2.1. Producción de CO2, SOX y NOX en la combustión de combustibles fósiles

Las emisiones de SO2 vienen experimentando un

decremento progresivo como consecuencia de las medidas

adoptadas para la reducción de emisiones, principalmente

por la mayor utilización de combustibles con menor

contenido en azufre (sustitución de carbón autóctono por

carbón de importación).

Por lo que se refiere a las emisiones de NOX el

comportamiento es más errático, existiendo en estos últimos

años un riesgo elevado de sobrepasar los topes establecidos,

ya que las medidas adoptadas han sido de mucho menor

nivel e importancia, y las emisiones de este contaminante

dependen directamente del grado de funcionamiento del

equipo térmico, que se ve incrementado anualmente con el

crecimiento de la demanda y con hidraulicidades bajas.

La Comisión Nacional de Energía ha venido realizando un

seguimiento de estas emisiones y ha manifestado su

preocupación sobre este riesgo, llegando a proponer un

Procedimiento de Operación del Sistema para el

cumplimiento de los topes de NOX.

Como puede observarse en la figura 8.3.1, las emisiones

conjuntas de ambos contaminantes han ido decreciendo a

lo largo de esta última década; sin embargo, se pueden

apreciar ligeros aumentos puntuales de las emisiones de

NOX como consecuencia del incremento de la demanda y

de los periodos de sequía.

En las figuras 8.3.2 y 8.3.3, se observa que las

instalaciones más contaminantes en cuanto a emisiones de

SO2 son las que consumen lignito. En lo relativo a las

emisiones de NOX, son las centrales que utilizan hulla y

antracita autóctona las que producen mayor proporción de

emisiones.

313

100959085807570656055504540

20001999199819971996199519941993199219911990

SO2 Energía

2001

2.000

1.750

1.500

1.250

1.000

750

500

NOX

Fuentes: CIEMAT y CNE

Figura 8.3.1. Evolución de las emisiones de las grandes instalaciones de combustión (GIC)

Carbón deimportación

5%

Fuel/gas5%

Refinerías12%

Autoproductores(hasta junio 1987)

2% Hulla +antracita

23%

Lignitonegro18%

Lignitopardo35%

Fuente: CIEMAT y CNE

Figura 8.3.2. Emisiones de SO2 procedentes degrandes instalaciones de combustión. Año 2001

En la figura 8.3.4 se muestran las emisiones absolutas y

específicas en 2001, procedentes de las centrales térmicas.

Con la incorporación de nuevas centrales de ciclo

combinado se producirá una disminución de las

emisiones específicas debido al mayor rendimiento

energético global que se logra con esta tecnología (del

orden del 56%, muy superior al logrado por centrales

convencionales de carbón, fuel o gas, que oscila entre el

30 y el 40%). Además, la combinación de este

rendimiento junto a la utilización de gas natural hacen

que esta tecnología presente unos impactos

medioambientales muy bajos respecto a las tecnologías

convencionales.

En la figura 8.3.5 aparecen las emisiones previstas en las

centrales de ciclo combinado con consumo de gas natural

según la Agencia Internacional de la Energía. Se han

tomado estas cifras como referencia, a pesar de la

diferencia al alza en cuanto a las emisiones de óxidos de

nitrógeno respecto a los datos de diseño de los proyectos

presentados para la concesión de autorización, por

considerarse de mayor objetividad y tratar de mantener

una posición más conservadora.

Por otra parte, hay que destacar que el cambio de

combustible en determinadas centrales de carbón autóctono

conducirá a un descenso de las emisiones de SO2 y CO2.

A continuación, se realiza una estimación de las

emisiones contaminantes (SO2, NOx, y CO2) procedentes

de las centrales térmicas a partir de la previsión de la

314

Carbón deimportación

14%

Fuel-gas8%

Refinerías7%

Autoproductores(hasta junio 1987)

2% Hulla +antracita

49%

Lignitonegro9%

Lignitopardo11%

Fuente: CIEMAT y CNE

Figura 8.3.3. Emisiones de NOX procedentes degrandes instalaciones de combustión. Año 2001

Emisiones SO2 NOX CO2 Partículasaño 2001 g/kWh Kt g/kWh kt g/kWh MT g/kWh kt

CC.TT. hulla+antracita 7,1 245 3,8 133 943 33 0,5 19

CC.TT. lignito negro 25,9 188 3,6 23 976 6 0,3 2

CC.TT. lignito pardo 27,1 388 2,1 29 1.040 15 0,4 6

CC.TT. carbón imp. 3,4 55 2,3 37 879 14 0,1 2

CC.TT. fuel-gas 2,9 50 1,3 21 802 13 0,1 2

Total CC.TT. 10,3 925 2,7 243 917 81 0,3 31

Fuente: CIEMAT

Figura 8.3.4. Emisiones procedentes de las grandes instalaciones de combustión durante el año 2001

Figura 8.3.5. Emisiones de NOX y CO2 unitariasprevistas en las centrales de ciclo combinado

Emisiones previstas en las CCGT que consumen gasnatural

NOX 1,2 g/kWh

SO2 0,007 g/kWh

CO2 350 g/kWh

Partículas 0,02 g/kWh

Fuente: CNE y “Energy and the environment: policy

overview”, 1989, AIE

demanda en el año 2006, según escenarios estimados en

los cálculos de cobertura:

a) Escenario de crecimiento de demanda superior, año

hidráulico medio y precio del gas natural de 1,4

c€/kWh con entrada de grupos de ciclo combinado

previsto por el gestor técnico del sistema eléctrico

(11.200 MW en el año 2006).

Este escenario supondría una importante reducción de

emisiones de SO2, y unas reducciones moderadas de

CO2 y partículas respecto a las registradas en el año

2001.

b) Escenario más probable de incorporación de grupos de

ciclo combinado con contrato y/o autorización

administrativa (17.600 MW en el año 2006), supuesto

que estos ciclos desplazan por precio a centrales

clásicas consumidoras de carbón y fuel.

Con este escenario, se obtiene una reducción de emisiones

de todos los contaminantes mucho más relevante, todo

ello con respecto a las registradas en el año 2001. Las

reducciones anteriores contribuirán de forma importante a

que nuestro país pueda acercarse a cumplir los

compromisos de Kyoto.

315

Emisiones GWh SO2 NOX CO2 Partículasaño 2006 año 2006 g/kWh Kt g/kWh kt g/kWh Mt g/kWh kt

CC.TT. hulla + antracita 28.764 7,1 203 3,8 109 943 27 0,5 15

CC.TT. lignito negro 5.368 25,9 139 3,6 19 976 5 0,3 2

CC.TT. lignito pardo* 9.802 3,4 33 2,3 22 879 9 0,1 1

CC.TT. carbón imp. 12.982 3,4 43 2,3 29 879 11 0,1 2

CC.TT. fuel-gas 1.913 2,9 6 1,3 2 802 2 0,1 0

Ciclos combinados 64.400 0,007 0 1,2 77 350 23 0,02 1

Total CC.TT. 123.229 3,4 424 2,1 259 620,4 76 0,2 22

* Puentes y Meirama quemarán en 2006 carbón de importación.

Fuente: CNE

Figura 8.3.6. Estimación de emisiones procedentes de grandes instalaciones de combustión en 2006, enescenario bajo de energía generada por ciclos

Emisiones GWh SO2 NOX CO2 Partículasaño 2006 año 2006 g/kWh kt g/kWh kt g/kWh Mt g/kWh kt

CC.TT. hulla + antracita 11.220 7,1 79 3,8 42 943 11 0,5 6

CC.TT. lignito negro 2.094 25,9 54 3,6 8 976 2 0,3 1

CC.TT. lignito pardo 3.824 3,4 13 2,3 9 879 3 0,1 1

CC.TT. carbón imp. 5.064 3,4 17 2,3 11 879 4 0,1 1

CC.TT. fuel-gas 746 2,9 2 1,3 1 802 1 0,1 0

Ciclos combinados 100.280 0,007 1 1,2 120 350 35 0,02 2

Total CC.TT. 123.229 1,3 166 1,6 191 455 56 0,1 10

Fuente: CNE

Figura 8.3.7. Estimación de emisiones procedentes de grandes instalaciones de combustión en 2006, enescenario alto de energía generada por ciclos

8.3.2. Residuos procedentes de las centrales

nucleares

Los residuos nucleares, en cuanto a su almacenamiento,

se pueden clasificar en residuos de media y baja actividad,

y residuos de alta actividad o combustible irradiado.

Los residuos de baja y media actividad son entregados a

Enresa y posteriormente almacenados en el centro de El

Cabril (Córdoba), mientras que los combustibles

irradiados están siendo almacenados, hasta el momento,

en las piscinas de las plantas nucleares que los originan, a

la espera de que los procesos de investigación actualmente

desarrollados permitan, bien su almacenamiento en un

único cementerio nacional o incluso europeo, bien su

tratamiento mediante transmutación atómica para

desactivarlo o convertirlo de nuevo en combustible

aprovechable.

Los elementos combustibles irradiados almacenados

temporalmente en las centrales nucleares españolas a

finales del año 2001, suman un total de 8.356.

El porcentaje de ocupación total es del 59,11%. La

figura 8.3.8 muestra el grado de ocupación en

elementos irradiados de las centrales nucleares

españolas.

8.3.3. Documento de Planificación de los sectores

de electricidad y gas, y Plan de Fomento de

las Energías Renovables

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,

hace compatible la liberalización del sistema eléctrico con

el objetivo de garantizar el suministro con una calidad

adecuada y al menor precio posible, minimizando el

impacto ambiental.

Por ello promueve la producción en régimen especial,

basado en las tecnologías de generación que utilizan las

energías renovables, los residuos y la cogeneración. Estas

instalaciones pueden ceder la energía excedentaria a la

red, realizar ofertas en el mercado de producción o

establecer contratos bilaterales físicos. A cambio, perciben

el precio del mercado más un incentivo económico,

denominado “prima”.

El documento de Planificación aprobado el 13 de

septiembre de 2002, realiza una previsión para el año

316

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0J. Cabrera Garoña Almaraz I Almaraz II Ascó I Ascó II Cofrentes Vandellós II Trillo

Capacidad ocupada Capacidad libre

Fuente: Consejo de Seguridad Nuclear. Informe al Congreso de los Diputados y al Senado. Año 2001

Figura 8.3.8. Elementos combustibles irradiados almacenados en las centrales españolas (31/12/01)

2011 tanto de la potencia instalada como de la producción

eléctrica del régimen especial. Esta previsión supera ya

las estimaciones del Plan de Fomento de Energías

Renovables para el año 2010.

En la figura 8.3.9 se muestra la evolución de la potencia

instalada en energías renovables hasta el año 2011 según

el documento de Planificación, comparando la

mencionada previsión con un escenario tendencial basado

en la potencia realmente instalada durante el período

1998-2001. Se observa la estrecha relación entre ambas

previsiones, desviándose ligeramente a la baja la

previsión tendencial en los últimos años del período

analizado.

Analizando en detalle la evolución por tecnologías, cabe

destacar lo siguiente:

a) El desarrollo previsto de la energía solar

termoeléctrica tiene como objetivo una potencia

instalada en 2011 de 200 MW según el documento de

Planificación; sin embargo, hasta el momento no se

cuenta con ninguna instalación.

b) El documento de Planificación prevé un incremento

importante en la energía procedente de la biomasa,

mientras que en el escenario tendencial este

crecimiento es moderado.

c) Asimismo, el documento de Planificación prevé

13.000 MW de energía eólica en 2011, lo que coincide

prácticamente con el crecimiento tendencial.

La energía eólica ha sido con diferencia el tipo de energía

de carácter especial de mayor desarrollo en los últimos

años en nuestro país. La evolución de la potencia instalada

ha presentado una curva creciente de tipo exponencial, lo

que ha hecho que España sea el segundo país europeo en

cuanto a potencia eólica instalada, por detrás de

Alemania, y el tercero a nivel mundial, por detrás de

Estados Unidos. Las solicitudes presentadas ante las

distintas administraciones públicas superan la potencia

máxima que REE ha considerado admisible por el

sistema.

No obstante, este importante desarrollo está causando

también problemas en el sistema eléctrico como

317

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0

MW

20112010200920082007200620052004200320022001200019991998

Planificación Renovables tendencial

Fuente: documento de Planificación y CNE

Figura 8.3.9. Evolución de la potencia instalada en energías renovables

consecuencia de la ausencia de señales de eficiencia en la

regulación de esta tecnología hasta agosto de 2002:

• En relación con la operación del sistema, las

fluctuaciones en la potencia cedida incrementan la

cantidad y uso de los mercados de regulación, afectan a

las oscilaciones de la interconexión con el continente

europeo (Francia), a la estabilidad transitoria, a las

necesidades de reserva e, incluso, a los planes de

seguridad.

• En relación con la imputación de los sobrecostes de los

desvíos de las instalaciones eólicas, éstos se asignan

directamente a los distribuidores.

• En relación con la garantía de suministro, las energías

renovables no tienen hasta el momento capacidad para

sustituir las fuentes convencionales, ya que la regulación

no ha mostrado ningún interés por mejorar la calidad de

estas energías, considerándolas como energías de

carácter eventual.

La presencia de estos problemas, cuya magnitud evoluciona

en la misma medida en que progresa el desarrollo de la

energía eólica, ha hecho necesario la mejora de la

regulación para tratar de que esta energía, con sus

connotaciones específicas, pueda tener un carácter más

firme. Asimismo, en los últimos años se han producido

importantes avances técnicos. Se han desarrollado turbinas

de mayor potencia que permiten un cierto control de la

potencia entregada y que pueden proporcionar un servicio

complementario de control de la energía reactiva. Se han

desarrollado fuertemente los procesos de transmisión de la

información y del tratamiento de datos, así como los

modelos de predicción meteorológica y de predicción

eólica. El operador del sistema está desarrollando una

herramienta de predicción, que proporciona predicciones

relativamente fiables con varias horas de anticipación al

tiempo real, lo que ha hecho que esté siendo utilizada

sistemáticamente en la operación del sistema.

Con todo ello, es posible dotar de una mayor firmeza a la

energía eólica, en particular, y a la energía de régimen

especial, en general, siempre que se elabore una

predicción de dicha energía, para confeccionar un

programa de funcionamiento. En concreto, esta forma de

operar tiene lugar cuando la instalación participa en el

mercado. Además, las desviaciones entre el programa y la

producción real se reducen no cuando la participación es

individual, sino cuando se realiza conjuntamente con otros

productores.

El nuevo Real Decreto RD 841/2002, de 2 de agosto,

que desarrolla los artículos 17, 18 y 21 del Real Decreto

318

19911990

4.000

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

MW

199719961995199419931992 2001200019991998

Fuente: CNE

Figura 8.3.10. Evolución de la potencia instalada en energía eólica

Ley 6/2000, de 23 de junio, viene a cubrir los objetivos

anteriores. Dicho Real Decreto regula la incentivación

económica de la participación en el mercado de las

instalaciones de producción en régimen especial, bien

individualmente, bien mediante un agente vendedor. Se

otorga, en general, un incentivo económico neto

respecto a su regulación básica de 0,3 cts€/kWh.

Adicionalmente, a las instalaciones de cogeneración se

les concede un incentivo transitorio dependiente del

precio del gas, que hace muy atractiva la participación

en el mercado de las instalaciones de tamaño medio y

grande.

El Real Decreto, como medida complementaria a la

anterior, establece obligaciones de información de sus

programas de venta de energía a determinadas

instalaciones de régimen especial de potencia superior a

10 MW que no participan en el mercado (cogeneración,

biomasa, residuos y tratamiento de residuos),

imponiendo a las instalaciones de cogeneración un

sobrecoste cuando los desvíos entre programa y realidad

superan un determinado valor. Por último, dicho Real

Decreto también regula la adquisición por los

comercializadores de la energía eléctrica producida en

régimen especial, otorgándoles la prima que les

corresponda.

Por otra parte, la Directiva 2001/77/CE tiene como

objetivo fomentar el aumento de la contribución de las

fuentes de energía renovable a la generación eléctrica en

el mercado interior de la electricidad y sentar las bases

de un futuro marco comunitario para el mismo. Para

ello, se obliga a los Estados Miembro a la publicación de

un informe sobre los objetivos nacionales de consumo

futuro de electricidad generada a partir de fuentes de

energías renovables, así como a las revisiones del grado

de cumplimiento del mismo. La Unión Europea evaluará

posteriormente el grado de adecuación de la aplicación

de los mecanismos utilizados en los distintos Estados

Miembro, y, en su caso, propondrá un marco

comunitario para los sistemas de apoyo a dicha

generación.

Asimismo, se insta a los Estados Miembro a hacer lo

necesario para que el origen de la electricidad generada a

partir de fuentes de energía renovable pueda garantizarse

como tal, velando por que se expidan a tal efecto, previa

solicitud, certificados de garantías de potencia. Como

tercera medida principal, se establece la evaluación del

marco legislativo y reglamentario vigente respecto a los

procedimientos de autorización aplicables a las centrales

de producción de electricidad a partir de fuentes de

energías renovables, con el objeto de reducir los

obstáculos reglamentarios, racionalizar y agilizar los

procedimientos a nivel administrativo y asegurarse de que

las normas sean objetivas, transparentes y no

discriminatorias, y tengan debidamente en cuenta las

particularidades de las diferentes tecnologías que utilizan

fuentes de energía renovables. Por último, se hace

referencia también a cuestiones relativas a la red eléctrica,

de manera que los Estados Miembro adoptarán las

medidas necesarias para que los operadores de la misma

garanticen el transporte y distribución de la electricidad

generada a partir de fuentes de energía renovables

pudiendo, además, establecer un acceso prioritario.

El plazo de transposición de esta directiva concluye el 27

de octubre de 2003.

8.3.4. Fomento de la eficiencia energética

Una alternativa adicional para reducir el impacto

ambiental de la generación de energía eléctrica es el

fometo de las tecnologías más eficientes, como es la

cogeneración. En este sentido, la Ley 54/1997 y el Real

Decreto 2818/1998 promueven dentro del régimen

especial esta tecnología.

Asimismo, se fomenta la eficiencia energética

promoviendo la disminución de las pérdidas de energía en

las líneas de transporte y de distribución. Para ello, el

Real Decreto 1995/2000 establece en su Disposición

Transitoria Cuarta que el operador del sistema ha de

calcular y publicar la asignación de las pérdidas de

transporte entre los usuarios de las redes, esto es,

319

generadores y consumidores. A partir del año 2002, los

agentes del mercado podrán internalizar en sus ofertas las

pérdidas de energía en que incurran. Se trata de una

medida regulativa que incentiva a los agentes a situarse en

la red de transporte en una buena ubicación a efectos de

reducir sus pérdidas de energía. De la misma forma, se

deberían introducir mejoras en la regulación respecto al

tratamiento de las pérdidas en la red de distribución.

Asimismo, nuestra regulación al promocionar la

generación distribuida fomenta la reducción de pérdidas

de energía en la red de distribución.

En el capítulo 9.2 de este informe se desarrolla de manera

más detallada el papel que el ahorro y la eficiencia

energética puede desempeñar en la cobertura de la

demanda de energía.

8.4. Impacto y consideracionesmedioambientales en la construcción deredes

En primer lugar, en cuanto a los impactos locales que la

construcción de redes pudiera ocasionar, el Real Decreto

1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las

actividades de transporte, distribución, comercialización,

suministro y procedimientos de autorización de

instalaciones de energía eléctrica, propone en su

disposición adicional undécima el establecimiento de

medidas de carácter técnico que se deberán adoptar con el

fin de evitar la colisión y electrocución de las aves con las

líneas eléctricas.

Por otra parte, esta misma normativa en sus principios

generales establece que “en la selección de las opciones

de refuerzo de la red, se integrarán criterios

medioambientales, de forma que los planes de desarrollo

procuren la minimización del impacto medioambiental

global”.

Respecto a la obligatoriedad de someterse al trámite de

evaluación de impacto ambiental, la normativa

anteriormente mencionada establece que “los proyectos de

instalaciones de producción, transporte y distribución de

energía eléctrica se someterán a evaluación de impacto

ambiental cuando así lo exija la legislación aplicable en

esta materia”. La legislación a la que alude el artículo 124

del Real Decreto 1955/2000, es el Real Decreto

Legislativo 1302/1986, de 28 de junio, sobre evaluación

de impacto ambiental (trasposición de la Directiva

85/337/CEE) con las modificaciones que introduce la Ley

6/2001, de 8 de mayo (trasposición de la Directiva

97/11/CEE), refleja en su Anexo I los proyectos, públicos

o privados, que deberán someterse a una evaluación de

impacto ambiental, entre los que se incluye la

“construcción de líneas aéreas para el transporte de

energía eléctrica con un voltaje igual o superior a 220 kV

y una longitud superior a 15 kilómetros”. Esta misma ley

enumera en su Anexo II los proyectos que sólo deberán

someterse a una evaluación de impacto ambiental cuando

lo decida el órgano ambiental en cada caso. En este

segundo listado se encuentra incluido el “transporte de

energía eléctrica mediante líneas aéreas (proyectos no

incluidos en el Anexo I), que tengan una longitud superior

a 3 kilómetros”. Este requisito no será de aplicación si la

Comunidad Autónoma, en el ámbito de sus competencias,

exige evaluación de impacto ambiental o fija umbrales

para determinar cuándo los proyectos deben someterse al

procedimiento de evaluación. Esta determinación está en

función, principalmente, de las características de los

proyectos (tamaño, acumulación con otros proyectos,

utilización de recursos naturales, generación de

residuos, etc.), de la ubicación de los mismos, en función

de la sensibilidad medioambiental de las áreas geográficas

que puedan verse afectadas, y de las características del

impacto potencial (extensión, carácter transfronterizo,

magnitud, complejidad, probabilidad, duración, frecuencia

y reversibilidad).

El sometimiento de las actividades de construcción al

proceso de evaluación de impacto ambiental, supone la

elaboración de una Declaración de Impacto Ambiental, que

identifica los posibles impactos que la actividad puede

causar en los distintos medios (físico, biológico y

socioeconómico), estableciendo un criterio de importancia.

320

El estudio de evaluación ambiental está sometido al

trámite de información pública. Con carácter previo a la

resolución administrativa que se adopte para la realización

o la autorización de la obra, o instalación de que se trate,

el órgano competente remitirá el expediente al órgano

ambiental, para que éste realice una declaración de

impacto en la que determine las condiciones que deban

establecerse en orden a la adecuada protección del medio

ambiente. La Declaración de Impacto se hará pública, y se

realizará una vigilancia y un seguimiento del

cumplimiento de ésta.

Por otra parte, la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del

Sector Eléctrico, menciona en su artículo 36 que las

solicitudes de autorizaciones para instalaciones de

transporte de energía eléctrica deberán acreditar, entre

otros requisitos, el adecuado cumplimiento de las

condiciones de protección del medio ambiente. Se exige

también, en el artículo 40 de la mencionada ley, el

cumplimiento de disposiciones relativas al medio

ambiente en lo relativo a instalaciones de distribución.

Por último, es necesario mencionar que la necesidad de

obtener permisos concedidos por la Administración Local

no debería provocar un incremento relevante de los plazos

de tramitación, lo que influye en el proceso de toma de

decisiones por parte de los agentes inversores implicados,

y en la coherencia entre las previsiones de crecimiento de

la demanda y la instalación efectiva de las nuevas

centrales de generación.

321

En el marco de la política energética común de la Unión

Europea, que asiste a un proceso histórico de

privatizaciones y de liberalización, la eficiencia energética

y el ahorro de energía adquieren un papel especialmente

importante, hacia un nuevo escenario de libre mercado,

con competencia efectiva y que garantice la seguridad de

abastecimiento, propiciando un desarrollo sostenible que

no hipoteque nuestra sociedad y nuestro medio ambiente.

Este interés por la eficiencia y el ahorro energéticos ya ha

sido puesto de manifiesto por esta Comisión en multitud

de ocasiones. Como consecuencia del mismo, a principios

del año 2002 fue publicado el libro Consumo de Energía y

Crecimiento Económico. Análisis de la Eficiencia

Energética de los principales países de la OCDE y de

España, encargado por el Club Español de la Energía

junto con la Comisión Nacional de Energía, en el marco

de un convenio de divulgación de los conocimientos

energéticos.

Asimismo, en el mes de mayo se firmó un Acuerdo

Marco de Colaboración entre la CNE y el Instituto para la

Diversificación y el Ahorro Energético (IDAE), con el

objeto de la realización conjunta de actividades comunes

para fomentar y promocionar el ahorro, la diversificación

energética y la mejora de la eficiencia en los mercados

energéticos, contemplando los aspectos

medioambientales.

En los epígrafes siguientes, se incluye una recopilación y

análisis de los últimos datos disponibles sobre intensidad

energética en nuestro país y en la UE, se mencionan

varios mecanismos de gestión de la demanda que pueden

influir en el consumo e incrementar la eficiencia

energética y se extraen algunas conclusiones sobre el

estado actual de las actuaciones, tanto a nivel nacional

como europeo, sobre las mejoras introducidas hasta el

momento y sobre las actuaciones futuras y pendientes

que, con seguridad, influirán positivamente en el alcance

del objetivo de una disminución de la intensidad

energética, contribuyendo a un desarrollo cada vez más

sostenible.

9.1. La intensidad energética como medidade la eficiencia

Con el objeto de poder cuantificar, o al menos hacerse

una idea aproximada de la evolución de la eficiencia

energética, se suele emplear un indicador: la intensidad

energética. Éste se define típicamente como el consumo

de energía, primaria o final, por unidad de Producto

Interior Bruto (PIB).

Como se desprende de su definición, la intensidad

energética, en términos globales, viene a ser el valor

medio de la cantidad de energía necesaria para generar

una unidad de riqueza. Esto, en principio, justifica que,

una evolución decreciente de este indicador tenga por

consecuencia un consumo (medio) menor de energía para

generar cada unidad de riqueza, y, por lo tanto, se puede

interpretar como un incremento en la eficiencia energética

global del sistema analizado.

No obstante, para una interpretación precisa de los

resultados, conviene tener en cuenta que existe una gran

variedad de factores que pueden influir en la evolución de

este índice, entre los que cabe destacar: la estructura

industrial de un país, su nivel de equipamiento, la

evolución económica y de los precios, la disponibilidad de

recursos autóctonos, la diversificación energética, el

clima, la situación geográfica, etc. A pesar de ello, con el

objeto de no introducir una complejidad excesiva en el

estudio, en adelante se empleará la intensidad energética

como un indicador razonable de las tendencias registradas

en la evolución de la eficiencia energética de nuestro país

y de la media de la Unión Europea.

Como puede observarse en la figura 9.1.1, la intensidad

energética primaria (consumo de energía primaria por

unidad de PIB) en España sigue una tendencia creciente,

que se traduce en un incremento acumulado del 4,7%

desde el año 1990. Ésta contrasta claramente con la

evolución del mismo índice para el caso de la Unión

Europea (valor medio), que con una tendencia contraria

registra un decremento del 9,6% en el mismo período.

9. Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética:intensidad energética y gestión de la demanda

323

En el año 2000, la intensidad primaria española casi

alcanza la media europea (corregida con la paridad de

poder de compra).

En el caso de la intensidad energética final, también

representado en la figura 9.1.1, las tendencias registradas

son cualitativamente similares (creciente en el caso

español y decreciente en la Unión Europea). Desde el año

1990, nuestro país acumula un incremento del 3,6% hasta

el 2000, mientras que la UE reduce este índice en un

8,6%. Al final del período analizado la intensidad final

española se aproxima a la media europea.

Centrándonos en el caso español, a continuación se realiza

un análisis de la evolución de los índices de intensidad

energética desagregado por sectores.

Dentro del sector terciario, las actividades empresariales

(oficinas) y los servicios vinculados al subsector de la

restauración aglutinan la mayor parte del consumo de este

sector, con un 33% y 30% del total respectivamente,

seguidos de la actividad comercial, con un 22%. Como

puede apreciarse en la figura 9.1.2, la intensidad

energética del sector terciario se ha incrementado

considerablemente a lo largo de la última década.

Concretamente, el valor del año 2000 es un 28,5%

superior al registrado en 1990 (los valores están

referenciados a precios constantes de 1995). Este

incremento puede ser explicado en parte por el mayor

equipamiento ofimático, los mayores consumos en

elevación y, fundamentalmente, en climatización, debido a

un incremento considerable del número de equipos de aire

acondicionado y bombas de calor. No obstante lo anterior,

a intensidad energética del sector terciario en España se

encuentra aún por debajo de la media europea.

El transporte es el sector que mayor presión ejerce

actualmente al alza sobre el consumo de energía, debido

principalmente a la mejora del nivel de vida, el

crecimiento de núcleos de población en los alrededores de

las grandes ciudades, la creciente internacionalización de

las relaciones económicas y sociales y al incremento del

trasporte por carretera frente al ferrocarril. El transporte

por carretera supone el 80% de los consumos del sector,

seguido por el transporte aéreo con un 14%. Como puede

apreciarse en la figura 9.1.3, la tendencia que presenta la

324

0,25

0,20

0,15

0,10

ktep

/ECU

95

2000199919981997199619951994199319921991199019891988198719861985

España I. Primaria

España I. Final U.E. Final

U.E. I. Primaria

Fuente: “La Energía en España 2001” MINECO

Figura 9.1.1. Evolución de las intensidades primaria y final en España y la UE 1985-2000. Paridad de poder decompra (el PIB se ha referenciado a precios constantes de 1995)

intensidad energética de este sector es claramente

creciente, con un incremento acumulado del 13,2%

durante la última década. Como consecuencia de todo ello,

la intensidad energética del sector transporte en España se

sitúa muy por encima de los valores medios europeos.

El sector residencial debe la mayor parte de su consumo

energético a la calefacción, con un 47% del total, seguido

por el agua caliente, 21% y los electrodomésticos, 16%.

Las mejoras en el equipamiento para calefacción y la

adquisición creciente de nuevos equipos

electrodomésticos y de climatización explican el aumento

de los consumos de energía por hogar a pesar de la

reducción del tamaño medio de las familias, como puede

apreciarse en la figura 9.1.4. El incremento de la

intensidad energética del sector se cuantifica en un valor

acumulado del 27,6% durante los últimos diez años

considerados en el estudio. El consumo energético de los

hogares españoles se sitúa considerablemente por debajo

de la media europea, debido esencialmente a las

temperaturas más elevadas, que reducen la demanda

energética para calefacción.

325

0,024

0,021

0,018

0,015

ktep

/ECU

95

1990 1992 1994 1996 1998 2000

Fuente: IDAE

Figura 9.1.2. Evolución de las intensidad energética en el sector terciario en España 1990-2000

0,065

0,062

0,059

0,056

0,053

0,050

ktep

/ECU

95

1990 1992 1994 1996 1998 2000

Fuente: IDAE

Figura 9.1.3. Evolución de la intensidad energética en el sector del transporte en España 1990-2000

Por último se analiza la intensidad energética del sector

industrial. Los subsectores “cemento vidrio y

cerámica”, con un 26%; “químico”, 16%, y “siderurgia

y fundición”, 12%, representan los mayores consumos.

En lo que se refiere a las fuentes energéticas, el gas

natural se afianza como el combustible más demandado,

seguido de la electricidad y los productos petrolíferos.

El industrial es el único sector que ha presentado una

tendencia evolutiva decreciente de dicho índice, en

contraste con los sectores anteriormente analizados.

Más aún si se tiene en cuenta que el valor tan creciente

del año 2000 es debido principalmente al cambio de

fuente estadística (ver figura 9.1.5). Esta disminución

de la intensidad energética ha venido siendo motivada

por varios factores, entre los que cabe destacar el

desplazamiento del valor añadido del sector industrial

hacia sectores menos intensivos en energía, así como las

actuaciones de fomento de la eficiencia energética que

326

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,01990 1992 1994 1996 1998 2000

3.500

2.800

2.100

1.400

700

0

Tep/

hoga

r

kWh/

hoga

r

Usos térmicos (tep/hogar) Total (tep/hogar) Usos eléctricos (kWh/hogar)

Fuente: IDAE

Figura 9.1.4. Evolución de la intensidad energética en el sector residencial en España 1990-2000

0,200

0,180

0,160

0,140

ktep

/ECU

95

1990 1992 1994 1996 1998 2000

Fuente: IDAE

Figura 9.1.5. Evolución de las intensidad energética en el sector industrial en España 1990-2000

se iniciaron ya en los años ochenta como respuesta a la

crisis del petróleo.

Teniendo en cuenta estos resultados, si bien el elevado

incremento en el consumo energético de nuestro país ha

venido motivado durante los últimos años en gran

medida por una aceleración del desarrollo económico,

superior a la media europea, conviene no perder de vista

la importancia que una pérdida notable de eficiencia

energética puede acarrear tanto a corto como a largo

plazo para nuestro país. Si bien tenemos uno de los

niveles más reducidos de intensidad energética primaria

con relación a Europa, y también uno de los menores

consumos energéticos per cápita, no se debe olvidar que

una disminución de eficiencia energética se traduce,

entre otros, en una pérdida de competitividad en un

contexto económico cada vez más globalizado, en un

incremento de la dependencia exterior de fuentes

energéticas limitadas, que en el año 2000 se situó en un

77%, con el riesgo que esto conlleva para un sector tan

estratégico como el energético, así como, en una

pérdida del poder adquisitivo de los consumidores y en

aumento de las emisiones que se traducen en una

contribución mayor a la degradación del medio

ambiente. Porque como se ha analizado en el apartado

anterior, la transformación y el consumo de la energía

afectan negativamente al medio ambiente, influyendo en

el cambio climático, dañando los ecosistemas naturales

y provocando efectos perjudiciales sobre la salud

humana.

Por lo tanto, por nuestra enorme dependencia exterior, por

lo limitado de los recursos energéticos que utilizamos y

por el daño ambiental que se produce en la

transformación y consumo de la energía, es preciso

fomentar el ahorro y la eficiencia energética, como

condición necesaria para no perder competitividad y para

que nuestro desarrollo energético sea sostenible.

9.2. El desarrollo energético sostenible

Desde el informe Brundtland1 a la Cumbre de Río en

1992, las políticas internacionales han tratado de integrar

junto a las componentes económica y social, la

componente ambiental, con el fin de alcanzar un

desarrollo sostenible a largo plazo. La UE ha introducido

el concepto de desarrollo sostenible en los Tratados

(Amsterdam 1997 y Consejo de Lisboa 2000), y ha

decidido la elaboración de una Estrategia Conjunta de

desarrollo sostenible (Consejo de Gotenburg 2001).

La Comisión europea se ha mostrado hasta el momento

como la administración más efectiva en el terreno

medioambiental, así como en el energético. La

Comisión europea, se preocupa de aspectos de más

largo plazo como la eficiencia económica y las

cuestiones medioambientales, por lo que impulsa la

liberalización energética sin demorar la adopción de

Directivas de carácter medioambiental para que el

desarrollo energético en la Unión sea sostenible. Al

mismo tiempo, aborda las cuestiones de seguridad y

sostenibilidad del abastecimiento energético. En este

327

Agricultura 3%Servicios 9%

Residencial 15%

Industria 31%

Transporte 42%

Fuente: Ministerio de Economía

Figura 9.1.6. Consumo de energía final por sectores.Año 2000

1 Informe Brundtland presentado por la Comisión de MedioAmbiente y Desarrollo de la ONU en 1987, que define elDesarrollo Sostenible como “el desarrollo que satisface lasnecesidades del presente sin comprometer la capacidad defuturas generaciones para satisfacer sus propias necesidades”.

sentido, la política energética de la UE tiene los tres

objetivos siguientes:

1. La seguridad de abastecimiento.

2. La liberalización y los mercados competitivos.

3. La protección del medio ambiente.

Las medidas introducidas desde la UE para alcanzar estos

objetivos, corresponden a las Directivas del Mercado

Interior de la Energía, las iniciativas sobre fiscalidad, las

de limitación de las emisiones, el fomento de las

renovables y la cogeneración, los programas de ahorro y

eficiencia energética o la reciente Directiva sobre

eficiencia energética en edificios.

Existe el convencimiento general de que mediante el

mercado competitivo se asignan eficientemente los

recursos energéticos, incrementándose la eficiencia

económica, energética y ambiental.

Por ello, en el sector energético se crean mercados

competitivos acompañados de medidas de carácter

regulatorio, que tratan de paliar en lo posible los fallos del

mercado, referidos a la información asimétrica, el posible

ejercicio del poder de mercado, la garantía de suministro

y la protección del medio ambiente.

La regulación que va encaminada a incrementar la

competencia se basa fundamentalmente en: a) medidas

estructurales en el sector empresarial (como la separación

de actividades o las limitaciones al incremento de cuota

en el mercado), b) medidas estructurales en para la

expansión internacional del mercado (como los acuerdos

políticos para la creación de mercados conjuntos entre

países y el incremento de las interconexiones), c)

mecanismos de supervisión en manos de los órganos

reguladores, y d) mecanismos para la participación

efectiva de la demanda.

La regulación que va encaminada a internalizar los costes

del suministro de largo plazo y medioambientales,

establece límites de emisión, impuestos ecológicos e

impuestos al consumo de energía, mecanismos para

comercio de emisiones o incentivos económicos para el

fomento de tecnologías que promueven el ahorro y la

eficiencia energética desde el lado de la generación

(cogeneración y energías renovables) y desde el lado del

consumo (programas de gestión de la demanda).

Este modelo es realmente el que inspira la mayoría de las

nuevas regulaciones energéticas a nivel mundial, y

también la nuestra, pero generalmente las regulaciones no

profundizan todo lo necesario ni se desarrollan

completamente, por lo que el modelo se suele quedar a

medio camino.

Por lo que se refiere a nuestro país, nuestras Leyes de los

sectores de electricidad y de hidrocarburos comprenden

estos mismos objetivos y mecanismos, y junto a ellas se

adoptan normas con las trasposiciones de las Directivas

ambientales.

En estos momentos existen también en nuestro país tres

estrategias ambientales en proceso de elaboración: la

Estrategia Española para el Cambio Climático, la

Estrategia Española de Eficiencia Energética y la

Estrategia Española de Desarrollo Sostenible.

Estrategia Española para el Cambio Climático (EECC):

La más antigua de ellas, ya que se inició en 2001 con la

creación de la Oficina Española para el Cambio Climático

y la redefinición del Consejo Nacional del Clima. En estos

momentos existen tres grupos de trabajo de análisis: a)

Propuesta Directiva Comercio Emisiones, b) Políticas y

Medidas sectoriales para reducción de Emisiones, y c)

Aplicación de los mecanismos de desarrollo limpio e

implantación conjunta.

Estrategia Española de Eficiencia Energética (EEEE):

Es la más reciente, ya que se inició en octubre de 2002, y

cuyo objetivo es promover la eficiencia energética

implicando a todos los sectores, con el fin de participar en

el cumplimiento de compromisos ambientales (nacionales e

internacionales) y modernizar el tejido tecnológico. Se

328

desarrolla a través de los seis grupos sectoriales siguientes,

y un grupo de coordinación institucional, en el que participa

la CNE: Edificación, Transporte, Servicios Públicos,

Industria, Terciario y Residencial, y Transformador (refino,

producción eléctrica y cogeneración).

Estrategia Española de Desarrollo Sostenible (EEDS):

En el último trimestre de 2001 se iniciaron los trabajos de

esta estrategia global ya que tiene que analizar

conjuntamente los vectores económico, social y ambiental

de todos los sectores productivos. Las propuestas de esta

estrategia han de ser contempladas en las otras dos

anteriores, de carácter más específico. Desde diciembre

de 2001 existe un Documento de Consulta que se ha

circulado entre las instituciones y empresas, y que realiza

un buen diagnóstico de la situación2. Asimismo, dicho

Documento contempla medidas e instrumentos de

aplicación, e índices de seguimiento y evaluación.

Por lo tanto, parece que nos encontramos en el buen

camino respecto a nuestras Leyes energéticas y

ambientales, y también respecto a las estrategias políticas

que con este mismo carácter se están elaborando. No

obstante, es necesario profundizar en la mejora de nuestra

regulación energética y ambiental para, de acuerdo con

dichas estrategias, se complete la regulación con las

medidas necesarias para que nuestro desarrollo energético

sea realmente sostenible.

9.3. Posibles mecanismos de actuación de la demanda

En el Libro Verde “Hacia una estrategia europea de

seguridad del abastecimiento energético” se analiza

separadamente las dos caras del abastecimiento

energético: el suministro y el consumo. Sin embargo, es

en la faceta del consumo donde considera que existe un

mayor potencial para establecer una estrategia eficaz de

actuación. Para ello se recomiendan varias líneas de

trabajo, entre las que destacan la profundización en los

proceso de liberalización —para hacer llegar al

consumidor la señal de precio—, el establecimiento de

mecanismos que aseguren que estos precios reflejan los

costes reales, y la promoción del ahorro energético.

Se ha avanzado mucho en estos últimos años en la

eficiencia energética de las tecnologías de producción y

de consumo, pero queda aún mucho por hacer.

Como se ha señalado en el epígrafe anterior, la

participación efectiva de la demanda en los mercados

energéticos incrementa enormemente la eficiencia. Los

mecanismos regulatorios que incentivan esta participación

pueden ser: a) la ampliación de elegibilidad a todos los

consumidores (para hacerles llegar la señal de precio), b)

la autorización de empresas comercializadoras (que

ayudan a llevar la señal de precio a los consumidores, les

informan, les procuran ahorros económicos, y les ofertan

otros servicios energéticos o no, e incluso, energía verde),

c) la adopción de un sistema de tarifas de acceso

eficiente, y d) los programas de gestión de la demanda

dirigidos a los sectores más inelásticos al precio de la

energía para mejorar su formación o incentivarles

económicamente la adquisición de equipos de consumo

eficiente.

En este sentido, en España, se han adoptado o se pueden

plantear las siguientes actuaciones a corto y medio plazo:

a) En el contexto de la liberalización total de los mercados

de electricidad y de gas natural, efectiva desde el día

1 de enero de 2003, se han de impulsar los mecanismos

necesarios para que el consumidor tenga capacidad de

actuar en el mercado, de forma que la apertura no sea

sólo formal, sino real y efectiva. No se trata solamente

de que el consumidor pueda demandar una cierta

cantidad de energía al precio que determine la oferta de

la última unidad de generación necesaria, sino también

de que el consumidor vaya poco a poco demandando

energía con condicionantes de precio (demanda de

329

2 Sobre: Innovación tecnológica. Envejecimiento de lapoblación. Desequilibrios territoriales. Gestión sostenible delagua. Pobreza y exclusión social.

cantidad y precio), y además, pueda participar en los

servicios complementarios del sistema que en la

actualidad únicamente suministra la generación.

b) Para los consumidores que consideran la energía como

un servicio imprescindible y que presentan, por tanto,

una menor elasticidad al precio, se deberá dar mayor

flexibilidad e incentivo a las empresas

comercializadoras para que implementen planes de

ahorro y eficiencia energética y programas de gestión

de la demanda, de acuerdo con lo establecido en los

artículos 46 y 47 de la Ley 54/1997, de 27 de

noviembre, del Sector Eléctrico.

En adelante se aborda la gestión de la demanda y se

proponen posibles medidas de ahorro energético dentro

del sector eléctrico, si bien muchos de los resultados

expuestos son también aplicables al resto de los consumos

de energía finales.

9.3.1. Gestión de la demanda

Se puede definir como gestión de la demanda eléctrica al

desplazamiento de la curva de carga de un consumidor, con

el fin de modular su consumo, trasladándolo a los

momentos de precio más reducido. Asimismo, se consideran

dentro de este epígrafe las actuaciones que pudieran realizar

los consumidores eléctricos para proporcionar servicios

complementarios al sistema, fundamentalmente de

regulación terciaria, de control de tensión, de reposición del

servicio y de garantía de potencia.

En este contexto, a continuación se analizan, en general,

diversos mecanismos de gestión de la demanda, que

pueden agruparse de la siguiente manera:

1. Los que llevan la señal de precio de los mercados de

energía o de servicios complementarios al consumidor

(Demand Side Bidding).

2. Los que llevan la señal de precio por medio de tarifas o

complementos tarifarios.

3. Los derivados de los programas de gestión de la

demanda que permiten modificar la curva de carga de

los consumidores.

Estos mecanismos constituyen un conjunto de

instrumentos regulatorios puestos a disposición del

consumidor para permitir la optimización económica de

su participación en el sistema eléctrico. En principio,

abarcarán tanto el consumo de energía eléctrica como el

suministro, en su caso, de determinados servicios

complementarios al sistema. En realidad, no se traducen

en un ahorro por sí mismos de energía, sino de potencia,

ya que el consumidor intentará desplazar su curva de

carga hacia los períodos de llano y valle en los que el

precio de la electricidad es más favorable.

La consecuencia para el mercado y para el sistema

eléctrico de la implantación de estos mecanismos es

también el incremento de la eficiencia económica de la

potencia instalada, así como la mejora económica y

energética de la operación del sistema. La mejora de la

eficiencia energética lleva asociada una mejora ambiental,

como consecuencia de la menor utilización en las puntas

del sistema de centrales energéticamente poco eficientes o

la menor necesidad de utilización de centrales

consumidoras de combustibles fósiles para la regulación

del sistema.

1. Señal de precio de los mercados de energía y

de servicios complementarios al consumidor

(Demand Side Bidding)

Demand Side Bidding (DSB) o Licitación de Ofertas de

Demanda es un mecanismo que permite a los

consumidores, directamente o a través de un

comercializador, participar en el mercado de electricidad,

mediante ofertas que originan cambios en su patrón

normal de consumo.

Este mecanismo promociona una mayor liberalización del

mercado, ya que da la oportunidad a la demanda de

participar en las últimas fases del mismo. A su vez se

330

hacen llegar al consumidor final las señales de precio y, si

éstas fuesen un reflejo fiel de los costes reales, dicho

mecanismo redundaría en una progresiva eficiencia del

sistema energético. Y es que, no hay que perder de vista

que la liberalización de los mercados energéticos

persigue, en definitiva, alcanzar mayores eficiencias como

consecuencia de una mejor asignación de recursos.

A continuación se señalan, para el caso de la electricidad,

tres posibles formas de participación de la demanda en el

mercado: la primera consiste en la adquisición/oferta de

energía en los mercados organizados o de “pool”, la

segunda la adquisición de energía mediante la firma de

contratos bilaterales físicos, y la tercera, el suministro de

determinados servicios complementarios.

Ofertas de la demanda en el mercado organizado

Las posiciones de los consumidores serán en general de

compra o adquisición de energía en el mercado

organizado, que será en general de corto plazo, pero que

también podría serlo de largo plazo. No obstante, un

consumidor que suscriba previamente un contrato bilateral

físico como comprador, podría actuar también en el

mercado en una posición vendedora. Por tanto, podría

presentar ofertas de reducción de demanda de electricidad

que compensaran la necesidad de un aumento de

generación. Si bien el oferente de la demanda podría

obtener ventajas económicas directas por vender energía y

no consumir en el momento en que los precios son más

elevados, otros clientes también se beneficiarían de ello,

ya que los precios en su conjunto no se incrementarían

tanto como lo harían sin la reducción de demanda.

Contratación bilateral física

Los contratos bilaterales físicos tienen la ventaja de la

flexibilidad para reducir el grado de exposición del

consumidor y/o comercializador a la volatilidad de los

precios en el mercado de electricidad de corto plazo. A su

vez, conlleva a que los productores en competencia estén

incentivados a dotarse de los medios de generación más

eficientes y de abastecerse de combustibles de un modo

fiable y barato.

Por otra parte, los contratos bilaterales físicos constituyen

el vehículo para el desarrollo de la comercialización

“verde” que determinados consumidores pueden

demandar, bien por convicción o bien por razones de

“marketing”.

Suministro de servicios complementarios

De forma equivalente a los generadores, determinados

consumidores podrían proporcionar algunos servicios

complementarios como regulación terciaria, control de

tensión y participar en la garantía de potencia.

La regulación eléctrica actual en nuestro país contempla

gran parte de los mecanismos aquí descritos para la

participación de la demanda en el mercado. Los

consumidores pueden realizar ofertas al mercado

organizado de corto plazo o pueden realizar contratos

bilaterales con productores o con empresas

comercializadoras, que a su vez pueden adquirir la energía

en el mercado mayorista o incluso, de fuentes renovables.

No obstante, y con carácter general, para el desarrollo

efectivo de la contratación bilateral física sería necesario

armonizar la regulación actual respecto a la contratación

en el mercado organizado, en lo que se refiere al devengo

del cobro de la garantía de potencia.

Sin embargo, la demanda no puede participar hasta el

momento en el suministro de servicios complementarios

mediante mecanismos competitivos. Si bien los

consumidores, por sus características y atomización tienen

limitaciones y mayor dificultad que la generación para

proporcionar estos servicios, se deberían adoptar las

modificaciones necesarias en la normativa para que los

grandes consumidores puedan optar a ello. Estos

consumidores podrían participar: a) en procedimientos de

control de tensión, como el PO 7.4, b) en el

procedimiento de regulación terciaria, mediante la

331

interrupción voluntaria del consumo cuando se precise esa

regulación, y c) en la garantía de potencia, mediante la

interrupción voluntaria del consumo en situaciones

extremas de operación.

2. Señal de precio en tarifas integrales

y de acceso y complementos tarifarios

Las tarifas integrales de electricidad en España y sus

complementos tarifarios han venido proporcionando

señales a los consumidores para la modulación de su

consumo. Las tarifas de acceso a las redes de transporte y

distribución contemplan en la actualidad señales en

cuanto al nivel de tensión y al período horario durante el

que se utiliza la red. Sin embargo, estas tarifas han dejado

de contemplar complementos tarifarios que recogían las

tarifas integrales, con la excepción, en determinadas

situaciones, del complemento por energía reactiva.

3. Programas de gestión de la demanda

que modifican la curva de carga

Los programas de gestión de la demanda constituyen

mecanismos que implementan las empresas distribuidoras

y comercializadoras para desarrollar actuaciones de

información al consumidor e introducción de nuevos

equipos para, o bien tratar de modificar la curva de carga

o bien obtener un ahorro de energía. Dichos Programas

son autorizados por la administración y están basados en

incentivos económicos a empresas y consumidores, que

son recabados a partir de las tarifas eléctricas.

Información y formación del consumidor

Además de cumplir con los requerimientos de

información establecidos en la regulación, surgen

iniciativas para mejorar el flujo de información entre las

compañías y consumidores, con el fin de concienciar y

mejorar la formación del cliente en el campo de la

eficiencia energética, al tiempo que se procura su

fidelización. En otras palabras, se trata de una actuación

para la formación e información de los consumidores

orientada a modificar los hábitos de consumo,

difundiendo las experiencias de las actuaciones y las

características energéticas de los equipos de consumo.

Incentivos a equipos de reducción de la punta

del sistema

Consiste en la promoción de sistemas energéticos en

base a suministros no eléctricos que, prestando el

mismo servicio, sustituyan la necesidad de potencia

eléctrica en las situaciones de mayor demanda.

Asimismo, se contemplan otros equipos de consumo

eléctrico en horas de valle que suministran calor en

horas de punta.

En 1998, en nuestro país, mediante un programa se

obtuvo información precisa del consumo de un colectivo

de 30 PYME’s, con potencia contratada entre 100 y 500

kW, y se prestó asesoramiento encaminado a mejorar su

eficiencia económica y energética, difundiendo

posteriormente los resultados como efecto

demostración. En otras palabras, se trataba de una

actuación para la formación e información de los

consumidores orientada a modificar los hábitos de

consumo, difundiendo las experiencias de las

actuaciones y las características energéticas de los

equipos de consumo.

Otro programa intentaba modificar la curva de carga de

los consumidores domésticos mediante la introducción de

sistemas de acumulación de calor y de agua caliente

sanitaria en sustitución de sistemas eléctricos directos.

Los clientes elegibles para dicho programa fueron

aquellos cuyo consumo de invierno duplicaba al menos el

consumo de verano.

9.3.2. Ahorro energético

Dentro del contexto de este apartado, se define ahorro

energético como la disminución del consumo de

electricidad como consecuencia de la adopción de nuevas

pautas de consumo (consumo “prescindible” o “evitable”)

332

o de la incorporación de mejoras tecnológicas mediante

equipos de regulación o de bajo consumo (consumo

“imprescindible” o “inevitable”).

Es importante tener en cuenta que el ahorro no significa

necesariamente una pérdida de bienestar, sino una

asignación más eficiente de los recursos energéticos para

la obtención de unas prestaciones equivalentes. De este

modo, a continuación se citan varios mecanismos,

entendidos como herramientas de ahorro energético,

clasificados en dos grupos: regulatorios y derivados de los

programas de gestión de la demanda que incentivan el

ahorro de energía.

1. Regulatorios

Señales de localización aplicables a grandes

consumidores

La localización de los consumidores no es indiferente

para el sistema ya que la ubicación próxima a los centros

de producción reduce la necesidad de redes de transporte

y las pérdidas de las mismas.

Nuestro sistema de tarifas de acceso contempla señales de

ubicación eléctrica. A su vez, nuestra regulación

contempla señales de ubicación para la reducción de las

pérdidas globales de energía del sistema. Todo ello, se

hace bajo el principio de tarifa única y de imputación de

los costes que se ocasionan. En este sentido, se podría

analizar la posibilidad de reconocer a los grandes

consumidores que se ubiquen en zonas excedentarias las

inversiones evitadas en transporte. El desarrollo de la

regulación del futuro mercado ibérico podría ser una

oportunidad para la adopción de este tipo de medidas.

Actuaciones impuestas a los distribuidores

e indexada a su retribución

Las regulaciones de algunos países contemplan

determinadas obligaciones hacia los distribuidores y

comercializadores para desarrollar programas de gestión

de la demanda y de ahorro energético, así como de

investigación y desarrollo, todo ello con cargo a su

retribución, como es el caso en Brasil, Italia, EE.UU,

Reino Unido, etc.

En España no se han implementado este tipo de

actuaciones, aunque podría ser un elemento

complementario a estudiar con ocasión del nuevo modelo

de retribución de la distribución. Sería mucho más

complejo tratar de implantar este tipo de actuación a las

empresas comercializadoras, por tratarse de una actividad

que se encuentra liberalizada.

Información y formación del consumidor

Las mejoras de información contenidas en la

facturación, así como otras formas de comunicación

orientadas a incrementar la conciencia y la formación

del consumidor, pueden contribuir muy eficazmente para

la promoción de la eficiencia energética y de la

reducción de las emisiones atmosféricas contaminantes.

De este modo, además de la información sobre el

consumo, bien comparándolo consigo mismo en otros

períodos, o bien comparándolo con un rango de clientes

de características semejantes, que actualmente se incluye

en las facturas, se podrían incluir otros datos que

contribuirían a reforzar una actitud de ahorro energético,

como, por ejemplo, la procedencia de la energía que se

consume y las emisiones equivalentes asociadas a cada

fuente energética.

Además, se debería promocionar la información sobre la

elegibilidad universal mediante la promulgación de

programas de formación dirigidos al sector doméstico,

administración y pymes, en los que, aparte de informar

sobre la posibilidad y sobre el procedimiento a seguir para

acceder al mercado liberalizado, también se incluyera otra

información orientada al fomento de una mentalidad de

mayor ahorro energético. La CNE en coordinación con el

MINECO están llevando a cabo actuaciones de este tipo

con ocasión de la entrada en vigor de la elegibilidad

universal el 1 de enero de 2003.

333

2. Programas de gestión de la demanda

que incentivan el ahorro de energía

Las tecnologías que se citan a continuación han sido las

que se han mostrado más eficientes desde el punto de

vista del ahorro en la corta experiencia que tenemos

respecto a los programas de gestión de la demanda:

— Iluminación eficiente.

— Regulación de motores.

— Bombas de calor.

— Electrodomésticos eficientes.

En 1998, a partir de un sobrecoste en la tarifa del 0,25%,

equivalente a 32 millones de euros de dicho año, se

consiguieron introducir en los sectores doméstico,

comercial, pymes y edificios y alumbrado público una

serie de lámparas de bajo consumo, electrodomésticos

clase A, bombas de calor y actuaciones en regulación de

motores, que alcanzaron unos ahorros de 225 GWh, con

lo que el período de recuperación de los incentivos osciló

entre uno y dos años.

En definitiva, se considera que la profundización en la

liberalización y la mejora de la eficiencia energética pasa

por la participación efectiva de la demanda en los

mercados eléctrico y gasista. Es posible que ésta sea la

asignatura pendiente más importante que tiene España

para que la liberalización energética sea real y mejore la

evolución creciente de la intensidad energética del país.

9.4. Otros mecanismos de eficiencia energética

Además de los posibles mecanismos de gestión de la

demanda y ahorro energético anteriormente expuestos

existen otras soluciones que junto con ellos pueden

contribuir (si no lo están haciendo ya) a la mejora de la

eficiencia energética.

Se considera necesario seguir apoyando el desarrollo de la

cogeneración, que, como proceso de producción

combinada de calor y electricidad, se presenta como uno

de los mecanismos más eficientes de producción de

energía. De hecho, la Comisión Europea ha reconocido la

contribución de la cogeneración como “una tecnología

que puede aumentar notablemente la eficiencia y reducir

el impacto ambiental”3. Ésta ha anunciado la presentación

de una Propuesta de Directiva para la promoción de la

producción combinada de calor y electricidad, durante el

año 2002.

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico enunció entre sus

objetivos la mejora de la eficiencia energética (entre otros,

como la garantía y calidad de suministro, reducción del

consumo y protección del medio ambiente), y para dar

cumplimiento a los mismos se anunció la publicación del

Plan de Fomento de las Energías Renovables4, cuyos

objetivos serían tenidos en cuenta en la fijación de las

primas. Aunque las energías renovables han aumentado

ligeramente su participación en el balance energético, aún

están lejos de los objetivos marcados por el Plan y, por lo

tanto sería apropiado el mantenimiento y/o actualización

del sistema de primas para asegurar la rentabilidad de

estas instalaciones. En este sentido, la CNE ha propuesto

al MINECO el establecimiento de una metodología de

revisión periódica de las primas, que sea objetiva y

transparente, con el fin de reducir la inseguridad jurídica

actual sobre la evolución de las mismas. La CNE se ha

comprometido en remitir al MINECO una propuesta de

metodología durante el primer trimestre de 2003.

Este sistema de “bonificación” de las energías renovables

cuenta a su favor con el siguiente argumento. Dando por

válida la base de que, es en el mercado donde se alcanzan

las mayores eficiencias como consecuencia de una mejor

asignación de los recursos (que es el principio básico de

la liberalización), siempre y cuando los precios recojan

apropiadamente todos los costes reales en que incurre

334

3 Plan de acción para el fomento de la eficiencia energética enla Unión Europea. COM (2000) 247 final.4 El “Plan de Fomento de las Energías Renovables en España”fue acordado por el Consejo de Ministros y, posteriormentepublicado por el IDAE (Instituto para la Diversificación yAhorro de la Energía) en el mes de diciembre de 1999.

cada fuente de suministro energético, las primas se

presentan como un medio de internalización de los costes

medioambientales o de deterioro de los objetivos de

sostenibilidad evitados. Por lo tanto, estas primas no se

consideran subvenciones y se revelan apropiadas mientras

no exista una fiscalidad de sentido contrario para el resto

de las tecnologías.

En el sector transporte, que representa el 42% del

consumo final de energía de nuestro país, se encuentra en

avanzado estado de transposición la Directiva 1999/94/CE

del Parlamento Europeo y del Consejo, relativa a la

información sobre el consumo de combustible y sobre las

emisiones de CO2 facilitada al consumidor. Se espera que

esta información repercuta en una inclinación de los

consumidores por los vehículos más eficientes, y por lo

tanto produzca un interés creciente de los fabricantes por

aumentar las prestaciones relativas al ahorro energético de

sus productos. Asimismo existe una propuesta de

Directiva europea relativa al uso de los biocarburantes en

el transporte, que pretende lograr que estos combustibles

representen el 2% en 2005 hasta situarse,

progresivamente, en un mínimo del 5,75% de los

combustibles vendidos en 2010.

En los sectores residencial y servicios, con una

participación del 15% y 9% en el consumo de energía

final respectivamente, se cuenta con la reciente

aprobación de la Directiva 2002/91/CE, de 16 de

diciembre, sobre eficiencia energética en los edificios,

cuyo objetivo es controlar y reducir su consumo

energético al menos en un 22% hasta 2010.

Por último, las nuevas tecnologías de producción eléctrica

en base a ciclos combinados que consumen gas natural

contribuyen asimismo al objetivo de la eficiencia, dados

los mayores rendimientos en el proceso global de

extracción de energía con esta tecnología reciente.

335

A continuación se desarrollan una serie de

consideraciones que pueden tener influencia en la

seguridad del suministro.

Primero se presentan consideraciones comunes a ambos

sistemas, eléctrico y gasista, como son: la

interrumpibilidad de la demanda, la evolución de la

concurrencia de agentes en la cobertura de la demanda

de los mercados liberalizados, la incidencia de los

retrasos administrativos, la propia seguridad de

suministro desde el punto de vista europeo, la

diversificación de la oferta y los planes de emergencia.

Posteriormente se tratan las consideraciones particulares

de cada sistema que son más relevantes en la actualidad

para el equilibrio oferta y demanda: consideraciones

acerca de la saturación de la capacidad de entrada del

sistema gasista y consideraciones relativas a la garantía

de potencia.

10.1. Interrumpibilidad

De forma general, tanto para el mercado libre como para

el regulado, la interrumpibilidad se puede asociar

fundamentalmente a dos conceptos: por un lado, al

suministro de energía, gas o electricidad; y por otro,

a la red.

En el primero de ellos, las condiciones en el suministro de

gas entre el oferente y el demandante son libremente

pactadas entre las partes, de manera que, es en el contrato

de suministro de gas donde se pueden encontrar las

condiciones particulares de interrupción del suministro

de gas.

El segundo concepto es el asociado a los problemas de

red. En la actualidad, en el sistema gasista, y debido a

los problemas de congestiones que presenta la red de

transporte de gas, algunos contratos de acceso de

terceros a la red para nuevos consumidores están siendo

firmados con cláusulas de interrumpibilidad, de

manera que, cuando el transportista detecta problemas

puede provocar el corte de suministro a dichos

consumidores1. Para este caso, no existe un precio

especial en el uso de la red asociado a esta

interrumpibilidad.

En la actualidad, la interrumpibilidad sólo está regulada

para el mercado no liberalizado, que se suministra a tarifa,

de manera que, el usuario final de gas para acogerse a

esta tarifa debe disponer y mantener operativa una

instalación alimentada por otra fuente de energía

alternativa. La prestación del servicio interrumpible es

llevada a cabo, en este caso, a petición del usuario, si bien

el usuario tiene derecho a un preaviso de suspensión del

suministro, que para el caso del gas no es inferior a

veinticuatro horas2.

Es decir, el tratamiento de la interrumpibilidad sólo está

reglamentado para el caso anterior que corresponde a

consumidores industriales acogidos a tarifa regulada.

Por otro lado, parece claro que la red de transporte

debería de ser dimensionada de manera que no diera lugar

a congestiones en el suministro. De esta forma, sólo en

casos puntuales de extrema demanda, o ante fallos, el

transportista acudiría a la aplicación de la

interrumpibilidad. En estas circunstancias, podría

pensarse en una disminución del coste por uso de la red

que fuera mayor que el derivado de la simple no

utilización de la misma.

Por otro lado, en el caso del gas, un consumo

interrumpible tiene unas especiales contraprestaciones con

respecto a un consumo normal. El consumo interrumpible

disfruta de exenciones en la obligación del cumplimiento

10. Otras consideraciones

337

1 De esta forma, el operador del sistema de transporte puedesuspender el suministro en días de demanda excepcional porrazones climatológicas, siendo estos días aquéllos en los que lademanda supera un determinado valor. Asimismo seestablece el número de días para los que se puede aplicarla interrupción, el período de aplicabilidad, y el tiempode preaviso.2 Artículo 27 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por elque se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistasy se establece un sistema económico integrado del sector degas natural.

tanto de diversificación del suministro, como en el

mantenimiento de las existencias mínimas3.

Sin embargo, dado que el consumo interrumpible no está

tipificado legalmente para el mercado liberalizado, no está

claro a quién aplicar estas ventajas en este mercado.

Por otra parte, la interrumpibilidad puede ser un

instrumento importante para impulsar la competencia y un

uso eficiente de la red, especialmente en caso de escasez

de capacidad4. La existencia de capacidad interrumpible

puede justificarse por los siguientes motivos:

1. Puede facilitar el desarrollo de un mercado spot del

gas mediante un aumento de liquidez en la capacidad.

Esta capacidad interrumpible puede proporcionar a los

usuarios flexibilidad y ventajas económicas.

2. En caso de escasez de capacidad, supondría una

alternativa para que nuevos operadores entrasen en el

mercado y, además, reduciría el impacto por retrasos

en resolución de conflictos de acceso.

3. Puede maximizar el uso de las infraestructuras

existentes.

4. Proporcionaría una herramienta útil para la gestión de la

demanda, evitando inversiones en refuerzo de capacidad

que resultarían innecesarias si dicha capacidad se

contratase de manera interrumpible. Así, por ejemplo,

para los generadores de electricidad con gas que

dispongan de un combustible alternativo, los descuentos

en los servicios interrrumpibles podrían suponer un

incentivo suficiente para aceptar interrupciones.

5. Puede proporcionar una señal para adaptar el

desarrollo de la red a la evolución de los escenarios de

demanda.

Finalmente, y por todo ello, es preciso desarrollar la

normativa que permita regular la interrumpibilidad.

Es especialmente importante el caso de las centrales de

producción eléctrica que utilizan gas natural, ya sean

ciclos combinados o centrales mixtas de fuel-gas, que

pueden estar sujetas a interrumpibilidad debido a la

saturación actual del sistema gasista con la importante

incidencia que puede tener en la seguridad del suministro

eléctrico. Así, es preciso establecer unos requisitos de

seguridad que tengan en cuenta su nivel de

interrumpibilidad y la disponibilidad de combustibles

alternativos. En este sentido, la Comisión Nacional de

Energía ha solicitado a los titulares de las instalaciones de

generación de centrales mixtas de fuel-gas que informen

mensualmente de la disponibilidad de combustibles

alternativos ante posibles restricciones de gas natural en la

punta del invierno 2002-2003.

10.2. Evolución de la concurrencia de agentesen la cobertura de la demanda de los mercados liberalizados de gas y electricidad

10.2.1. La liberalización de los mercados

eléctrico y de gas natural

Las leyes 34/1998 de 7 de octubre, del sector de

hidrocarburos, y 54/1997, de 27 de noviembre, del sector

eléctrico, fijan las bases del proceso de liberalización

progresiva de ambos mercados. Así, establecen que

determinados clientes, denominados cualificados, podrán

adquirir la electricidad o el gas natural directamente o a

través de una empresa comercializadora.

La definición de los clientes cualificados y de las fechas a

partir de las cuales podían comenzar a ejercer su derecho

a la elección, han venido determinadas por diferentes

338

3 El artículo 98 de la Ley de hidrocarburos establece lanecesidad de mantener unas existencias mínimas de seguridadcorrespondientes a treinta y cinco días de los consumos firmes.Y el artículo 99 establece la exención de la obligación dediversificación al abastecimiento del gas adquirido para atenderel consumo de instalaciones que cuente con suministrosalternativos garantizados de otro combustible.4 La interrumpibilidad está siendo tratada por el Council ofEuropean Regulators (CEER) en el foro de reguladores europeode Madrid.

disposiciones regulatorias. Éstas, entre otros factores, han

influido en la evolución progresiva desde un esquema de

mercados regulados, con suministros exclusivamente a

tarifa, hacia otros en los que la energía adquirida en el

mercado libre cobra cada vez mayor importancia.

En este contexto, en los epígrafes siguientes se analiza la

evolución de los mercados tanto eléctrico como gasista

que, tras el inicio del proceso de liberalización de los

mismos, han seguido ritmos diferentes de transición al

mercado libre.

La evolución del mercado liberalizado de gas

natural

Como se ha citado anteriormente, la fecha de partida del

proceso efectivo de liberalización del sector del gas

natural es la de entrada en vigor de la Ley de

Hidrocarburos, en octubre de 1998. En ella, se establecían

el calendario de elegibilidad y los niveles para la

consideración de clientes cualificados (superiores a los

mínimos establecidos por la Directiva del gas 98/30/CE):

a la entrada en vigor de la Ley aquellos cuyo consumo

fuese igual o superior a 20 millones de Nm3, a partir del

1 de enero del año 2000 aquellos cuyo consumo fuese

igual o superior a 15 millones de Nm3, a partir del 1 de

enero del año 2003 aquellos cuyo consumo fuese igual o

superior a 5 millones de Nm3, y a partir del 1 de enero del

año 2008 aquellos cuyo consumo fuese igual o superior a

3 millones de Nm3. Posteriormente, los Reales Decretos

6/1999 y 6/2000 modificaron estos valores, según se

muestra en la figura 10.2.1.1.

En diciembre de 1999 se ejerció por primera vez el

derecho de utilización de las infraestructuras gasistas en

régimen de acceso de terceros a la red por parte de un

comercializador. Concretamente consistió en la descarga

de un buque metanero con gas natural licuado

perteneciente a la compañía CEPSA. A partir de ese

momento se inicia la actividad en el mercado liberalizado.

Si bien la evolución de los consumos abastecidos fuera

del mercado regulado fue tímida al principio, comenzando

éstos más de un año después de la fecha de inicio de la

posibilidad de elección establecida por la Ley de

Hidrocarburos, ésta se ha acelerado considerablemente en

años posteriores. De este modo, durante el año 2000 ya

fueron cuatro las compañías comercializadoras que

suministraron gas natural a clientes cualificados, pasando

a ser nueve en el año 2001. En la actualidad, si bien

algunas de ellas aún no han iniciado su actividad de

comercialización, existen 36 compañías comercializadoras

que cuentan con autorización administrativa para ejercer

su actividad.

Como se puede observar en la figura 10.2.1.2, el

cambio de los consumidores desde el mercado a tarifa

hacia el mercado libre ha seguido, desde sus inicios

339

Figura 10.2.1.1. Evolución de los niveles y fechas de consideración de consumidores cualificados del sector delgas natural

Ley de Hidrocarburos 34/98 RD 6/1999 RD 6/2000(octubre de 1998) (abril de 1999) (junio de 2000)

A partir de 9 octubre 1998: A partir de 18 abril de 1999: A partir de 25 junio 2000:

• 20 Mm3(N)/año • 10 Mm3(N)/año • 3 Mm3(N)/año (73%)

A partir de enero de 2000: A partir de enero de 2000: A partir de enero de 2002:

• 15 Mm3(N)/año • 5 Mm3(N)/año • 1 Mm3(N)/año (79%)

A partir de enero de 2003: A partir de enero de 2003: A partir de enero de 2003:

• 5 Mm3(N)/año • 3 Mm3(N)/año • Todos (100%)

A partir de enero de 2008: A partir de enero de 2008: • Centrales Generación y

• 3 Mm3(N)/año • Todos (100%) • Cogeneración

una tendencia claramente creciente. Según las últimas

estimaciones hechas por Enagás, S.A. en el mes de

octubre de 2002 (y por lo tanto, teniendo ya en

cuenta los datos reales hasta ese mes), durante este

año, la mayor parte de los consumos se habrán

abastecido a través del mercado libre, consumos que

representarán una cuota de mercado en torno al 56%

del total.

Teniendo en cuenta la participación de las distintas

comercializadoras en el mercado liberalizado, según se

muestra en la figura 10.2.1.3, se observa el claro

dominio de una de ellas, Gas Natural Comercializadora.

No obstante, su cuota de mercado se ha visto reducida

significativamente en el año 2002, desde el 80%

registrado en el ejercicio anterior, hasta el 64%

registrado en el año 2002 (según estimaciones de

Enagás, S.A., hechas en el mes de octubre de 2002).

Cabe destacar la multiplicidad de empresas

comercializadoras que han participado en el mercado

libre durante el año 2002, entre las cuales algunas

cuentan con cuotas muy significativas. La reasignación

del 25% del contrato de aprovisionamiento de gas

natural procedente del Magreb, ha tenido bastante que

ver en este proceso de incremento de la participación de

empresas comercializadoras en el mercado libre,

diferentes del grupo dominante.

340

100%

80%

60%

40%

20%

0%

Mercado regulado

Mercado libre

200220012000

10

90

38

62

56

44

* Previsión de Enagás, S.A. realizada en octubre de 2002)

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 10.2.1.2. Evolución de la proporción de losmercados libre y regulado de gas (1S = 1.er semestre)

100%

80%

60%

40%

20%

0%2002*20012000

Hidrocantábrico

Unión Fenosa

Iberdrola

Edison

Endesa

Cepsa

Shell

B.P.

GN Comercializadora

64

80

70

* Previsión de Enagas, S.A. realizada en octubre de 2002.

Fuente: ENAGAS, S.A.

Figura 10.2.1.3. Evolución de las cuotas de las comercializadoras en el mercado libre

La evolución del mercado liberalizado

de electricidad

En el caso del sector eléctrico, la entrada en vigor de la

Ley 54/1997 marca el inicio del proceso de liberalización

efectivo del sector en nuestro país. En ella se establecen el

calendario y los umbrales de consumo a partir de los

cuales se considera la condición de cliente cualificado

(superiores a los mínimos establecidos por la Directiva

eléctrica 96/92/CE): a partir de la entrada en vigor de la

Ley del sector eléctrico aquéllos cuyo consumo fuese igual

o superior a 15 GWh, a partir de enero de 2000 aquellos

cuyo consumo fuese superior a 9 GWh, a partir de enero

de 2002 aquellos cuyo consumo fuese superior a 5 GWh y,

a partir de enero de 2004, aquellos cuyo consumo fuera

superior a 1 GWh. En todo caso se establecía que todos los

consumidores tendrán la consideración de cualificados a

partir del año 2007. Posteriormente, los Reales Decretos

2820/1998, 6/1999 y 6/2000 modificaron estos valores,

según se muestra en la figura 10.2.1.4.

En el año 1998 se inició la actividad de comercialización y

de la contratación por parte de los consumidores

cualificados, aunque no se produjo un desarrollo apreciable

de la misma. Así, supuso aproximadamente un 1,6% de la

energía eléctrica neta comprada en ese año. Sin embargo,

en el año siguiente, esta actividad siguió una tendencia

creciente, suponiendo al final del mismo una cuota ya

significativa, del 19% de la energía total negociada. En

ejercicios posteriores y hasta el momento actual, la energía

solicitada a través del mercado libre va adquiriendo una

mayor magnitud a medida que se incrementan los umbrales

de elegibilidad y cada vez más clientes tienen acceso a

dicho mercado, según se muestra en la figura 10.2.1.5.

341

Figura 10.2.1.4. Evolución de los niveles y fechas de consideración de consumidores cualificados del sector eléctrico

Ley del sector eléctrico 54/97 RD 2820/1998 RD 6/1999 RD 6/2000(noviembre de 1997) (diciembre de 1998) (abril de 1999) (junio de 2000)

A partir de 29 noviembre de 1997: A partir de enero de 1999: A partir de julio de 2000: A partir de enero de 2003:

• 15 GWh/año • 5 GWh/año • Suministros a tensión • Todos

• superior a 1.000 V

A partir de enero de 2000: A partir de abril de 1999:

• 9 GWh/año • 3 GWh/año

A partir de enero de 2002: A partir de julio de 1999:

• 5 GWh/año • 2 GWh/año

A partir de enero de 2004: A partir de octubre de 1999:

• 1 GWh/año • 1 GWh/año

A partir de enero de 2007:

• Todos

100%

80%

60%

40%

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Mercado regulado

Mercado libre

2001

35

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2000

30

70

1999

19

81

* Incluye datos acumulados desde enero hasta agosto de 2002.

Fuente: MINECO

Figura 10.2.1.5. Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado de electricidad

En relación con la evolución del número de agentes

comercializadores que participaron en el mercado libre, si

bien en un principio contaron únicamente con una

contribución significativa en el mismo, las cuatro

compañías eléctricas con mayor cuota de generación y

distribución en esos momentos, la tendencia actual se

dirige hacia una mayor multiplicidad de agentes, según se

observa en la figura 10.2.1.6. En el período comprendido

entre los meses de enero y agosto de 2002, la

participación conjunta de las nuevas compañías

comercializadoras diferentes de los cuatro grupos

eléctricos históricamente dominantes, ascendió al 13% de

los suministros realizados a través del mercado libre.

Actualización con datos provisionales de cierre

de 2002

A finales de 2002, la demanda de gas natural suministrada

a través del mercado liberalizado ascendió a 134,7 TWh,

que supone un 55,3% del consumo total de gas en nuestro

país. Consecuentemente, los 108,5 TWh restantes fueron

adquiridos por el mercado a tarifa. Estos valores se

aproximan necesariamente con gran exactitud a los datos

previstos en este apartado, cuya evaluación fue realizada

en el mes de octubre, en los que se estimaba que el 56%

de la demanda se debería al mercado liberalizado y el

44% restante al regulado. La cuota de participación de las

empresas comercializadoras en el mercado libre de gas

natural no ha sufrido una variación significativa en

relación a la estimada.

En el caso del sector eléctrico, la demanda suministrada a

través del mercado liberalizado supuso el 33% de la total.

Este valor es ligeramente inferior a los registrados en el

año 2001 y al de los ocho primeros meses del año 2002,

un 35% en ambos casos. La cuota de participación de las

empresas comercializadoras en el mercado libre de

electricidad no ha sufrido una variación significativa en

relación con la registrada durante el período comprendido

entre los meses de enero y agosto.

10.2.2. La liberalización dentro de un contexto

europeo

Tras considerar la evolución del proceso de apertura de

nuestros mercados eléctrico y gasista, a continuación se

realiza un breve análisis comparativo del estado actual de

la liberalización en nuestro país, en relación con el estado

de dicho proceso en el resto de los países de la Unión

Europea. Para ello, se han tomado como base de partida

342

100%

80%

60%

40%

20%

0%2002*20012000

Otros

Gas Natural

Hidrocantábrico

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Iberdrola

Endesa

11

41

42

13

40

39

13

37

37

* Incluye datos acumulados desde enero hasta agosto de 2002.

Fuente: OMEL

Figura 10.2.1.6. Evolución de las cuotas de las comercializadoras en el mercado libre

los dos documentos5,6 publicados por la Comisión

Europea, relativos a la aplicación de las directivas sobre

gas y electricidad.

Esta evaluación comparativa se justifica dentro del

ámbito de aplicación de las directivas de gas y

electricidad, que se publicaron como base de partida de

un proceso, cuyo objetivo final es la creación de sendos

mercados interiores efectivos de energía, en el seno de la

Unión Europea.

La liberalización del mercado de gas natural

en un contexto europeo

Si bien casi todos los Estados Miembro ya han adoptado

la legislación adecuada para la transposición de la

Directiva del gas, su aplicación ha sufrido retrasos en

Francia y es incompleta en Alemania7. Aparte de

Finlandia, Portugal y Grecia, que son mercados

emergentes o “no conectados” en los que se aplican

determinadas excepciones, todos los Estados Miembro

menos Francia y Luxemburgo tienen prevista la apertura

total de sus mercados para 2006 como plazo máximo. En

el caso de nuestro país, la apertura total del mercado será

efectiva en el mes de enero de 2003.

Asimismo, en el momento actual, en principio, el 80% del

gas consumido en la UE, por término medio, está ya abierto

a la competencia. Es decir, que dicho gas puede adquirirse a

través del mercado libre, y está previsto que este porcentaje

aumente hasta el 90% en 2005. España se sitúa en el

momento presente en torno al valor medio, ya que, según el

nivel de elegibilidad actual, aquellos consumos que sean

superiores a 1 Mm3(N)/año, un 79% de la demanda, podrían

ser satisfechos fuera del mercado regulado.

343

5 First benchmarking report on the implementation of theinternal electricity and gas market. SEC (2001) 1957.03/12/2001.6 Second benchmarking report on the implementation of theinternal electricity and gas market. SEC (2002) 1038.01/10/2002.7 La Comisión continúa con sus recursos por incumplimientocontra Francia y Alemania.

Figura 10.2.2.1. Diferentes medidas adoptadas por los Estados Miembro para la aplicación de la Directiva del gas

Apertura del Umbral de Apertura Desagregación AccesoGas mercado cualificación total del transporte a las redes

Alemania 100% — 2000 contable negociado

Austria 100% — oct. 2002 jurídica regulado

Bélgica 59% 5 mem 2003/2006 jurídica regulado

Dinamarca 35% 35 mem 2004 jurídica regulado

España 79% 1 mem 2003 titularidad regulado

Finlandia derogación

Francia 20% 25 mem — contable negociado

Grecia derogación

Irlanda 82% 2 mem 2005 gestión regulado

Italia 96% 0,2 mem 2003 jurídica regulado

Luxemburgo 72% 15 mem — contable regulado

Países Bajos 60% 1 mem 2003 gestión regulado

Portugal derogación

Reino Unido 100% — 1998 titularidad regulado

Suecia 47% 35 mem 2006 contable regulado

Fuente: Comisión Europea

No obstante, el grado de apertura teórica del mercado no

constituye un indicador apropiado, al menos por sí solo,

del grado de apertura real o de competitividad en el

mismo. La Comisión Europea ha recopilado la

información que se muestra en la figura 10.2.2.2, a partir

de la cual se puede tener una idea más aproximada del

grado de apertura real del mercado anteriormente

mencionado.

Asimismo, tras exponer la situación actual de los distintos

mercados, la Comisión plantea los que considera mayores

obstáculos al avance hacia la creación de un mercado

único del gas europeo:

• Asimetrías en el nivel de apertura de los diferentes

mercados europeos, que dan lugar a la creación de

distorsiones entre compañías energéticas.

• Estructuras inadecuadas de tarifas de acceso de terceros

a la red y con grandes discrepancias entre países y

regiones, que constituyen un obstáculo a la

competencia y generan la posibilidad de subvenciones

cruzadas.

• Falta de transparencia en lo referente a la disponibilidad

de capacidad de las infraestructuras, a escala tanto

interna como transfronteriza, además de procedimientos

de reserva de capacidades que no ofrecen a terceros la

flexibilidad necesaria para modificar sus fuentes de

suministro de gas o su clientela sin exponerse a costes

más elevados.

• Concentración de la producción y la importación de gas

en unas pocas empresas y desarrollo lento de centros de

negociación (hubs) para los intercambios de gas, lo que

suele entrañar una serie de dificultades para los nuevos

participantes.

• Regímenes de equilibrio inútilmente estrictos que no se

basan en los principios de mercado ni reflejan los

costes.

La figura 10.2.2.3 recoge la situación en cada Estado

Miembro en relación con los obstáculos mencionados

anteriormente y, mediante un código de colores, se

señalan: en rojo las casillas que indican que las

estructuras existentes pueden suponer una barrera al

344

10.2.2.2. Cuota de mercado de los suministradores de gas natural

Comercia- Cuota de GrandesComercia- lizadores mercado consumidores PYME’slizadores independientes de los cualificados

�y doméstico

con del gestor operadores Cambio o Cambio olicencia de la red principales Cambio renegociado Cambio renegociado

Alemania 740 12 Se desconoce < 2% Se desconoce < 2% Se desconoce

Austria 25 2 Se desconoce < 2% Se desconoce No cualificados

Bélgica 5 5 95% Se desconoce Se desconoce No cualificados

Dinamarca 4 0 92% 2 – 5 % Se desconoce No cualificados

España 30 30 70% 20 – 30 % Se desconoce No cualificados

Francia 26 4 95% 20 – 30 % Se desconoce No cualificados

Irlanda Se desconoce Se desconoce Se desconoce 20 – 30 % Se desconoce No cualificados

Italia 750 Mínimos 10% 10 – 20 % Se desconoce 2 – 5 % Se desconoce

Luxemburgo 6 1 85% 5 – 10 % 100 % No cualificados

Países Bajos 20 20 Se desconoce 30 – 50 % Se desconoce No cualificados

Reino Unido 93 93 50% > 50 % Se desconoce 30 – 50 % > 50 %

Fuente: Comisión Europea

345

10.2

.2.3

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desarrollo del mercado y, en verde, las casillas que

indican la existencia de condiciones favorables al mismo.

De un análisis de la figura, sin entrar en demasiada

profundidad, salta a la vista las asimetrías mencionadas

anteriormente, ya que, mientras algún país no contempla

ninguna casilla desfavorable, otros presentan la mayoría

de ellas como barreras de funcionamiento del mercado

interno.

En el caso español la única casilla que, según esta

clasificación, supone un obstáculo al desarrollo de la

competencia, es el grado de apertura declarada (79%).

Esta barrera dejará de serlo en enero de 2003, momento

a partir del cual la totalidad de los clientes tendrá

derecho al acceso al mercado libre. En relación con la

estructura de las tarifas de acceso a la red, gran parte de

los agentes, con la excepción de los transportistas,

considera que una estructura de tarifas de

“entrada/salida” sería la que más facilitaría el desarrollo

de la competencia, y que las tarifas relacionadas

puramente con la distancia suponen una serie de

desventajas puesto que no siempre reflejan los costes,

tienden a favorecer a los grandes suministradores con

amplias carteras de clientes y no ofrecen señales

adecuadas para la ubicación de nuevas instalaciones.

Con respecto al peaje postal se estima que no supone un

obstáculo al desarrollo de dicha competencia.

La liberalización del mercado eléctrico

en un contexto europeo

Casi todos los Estados Miembro han adoptado una

legislación adecuada para transponer la Directiva. En la

actualidad son cuatro los Estados Miembro que no tienen

intención de abrir por completo sus mercados eléctricos:

Francia, Grecia, Italia y Luxemburgo, aunque en el caso

de Italia, se prevé para el año 2004 la apertura a todos los

consumidores menos a los domésticos. Al igual que en el

sector del gas, en el caso español se prevé la apertura total

para el mes de enero de 2003.

346

Figura 10.2.2.4. Diferentes medidas adoptadas por los Estados Miembro para la aplicación de la Directiva deelectricidad

Apertura del Umbral de Apertura Desagregación AccesoGas mercado cualificación total del transporte a las redes

Alemania 100% — 1999 jurídica negociado

Austria 100% — 2001 jurídica regulado

Bélgica 52% 1/10 GWh 2003/2007 jurídica regulado

Dinamarca 35% 1 GWh 2003 jurídica regulado

España 55% 1 GWh 2003 titularidad regulado

Finlandia 100% — 1997 titularidad regulado

Francia 30% aprox. 16 GWh — gestión regulado

Grecia 34% 1 kV — jurídica/gestión regulado

Irlanda 40% 1 GWh 2005 jurídica/gestión regulado

Italia 45% 9 GWh — tit./jurídica regulado

Luxemburgo 57% 20 GWh — gestión regulado

Países Bajos 63% 3*80 A 2003 titularidad regulado

Portugal 45% 1 kV 2003 jurídica regulado

Reino Unido 100% — 1998 titularidad regulado

Suecia 100% — 1998 titularidad regulado

Fuente: Comisión Europea

En el momento actual, alrededor de un 70% del mercado

europeo de la electricidad está abierto a la competencia.

Este porcentaje aumentará hasta un 82% en el año 2005.

España se sitúa en el momento presente por debajo del

valor medio, ya que, según el nivel de elegibilidad actual,

para aquellos consumos que sean superiores a 1 GWh/año

o abastecidos a una tensión superior a 1 kV, un 55% de la

demanda podría ser satisfecha fuera del mercado regulado.

Del mismo modo que para el caso del gas natural, la

Comisión Europea ha recopilado la información que se

muestra en la figura 10.2.2.5, con la cual resulta más fácil

tener una idea del grado real de desarrollo de la actividad

comercial en el sector eléctrico.

A partir del estudio de la situación actual del mercado

eléctrico realizado por la Comisión Europea, se detectan

diversas barreras al desarrollo de la competencia efectiva:

• Asimetrías en la apertura del mercado entre los

mercados de los diferentes Estados Miembro que

merman el alcance de los beneficios derivados de la

competencia para los clientes, se traducen en un

aumento de los precios para las PYME y los

consumidores domésticos, y propician, además, la

distorsión de la competencia entre las compañías

energéticas al permitir las subvenciones cruzadas en un

momento en el que las empresas se están

reestructurando para convertirse en suministradoras a

escala paneuropea (aplicable también al caso del gas

natural).

• Discrepancias en las tarifas de acceso entre los gestores

de redes que, debido a la ausencia de transparencia

provocada por la falta de un nivel suficiente de

desagregación y de una regulación eficaz, pueden

constituir un obstáculo a la competencia.

347

10.2.2.5. Cuota de mercado de los suministradores de electricidad

Comercia- N°. con Cuota de GrandesComercia- lizadores cuota de los tres consumidores PYME’slizadores independientes mercado >5% suminis- cualificados

❚y doméstico

con del gestor (datos de tradores Cambio o Cambio olicencia de la red 2000) principales Cambio renegociado Cambio renegociado

Alemania Aprox. 1200 200 3 50 % 20–30% > 50% 5-10% 10-20%

Austria 40 6 7 67 % 20–30% Se desconoce 5-10% Se desconoce

Bélgica 16 16 3 53 % 2–5% 30-50% No cualificado

Dinamarca 70 6 3 38 % Se desconoce > 50% No cualificado

España 149 Se desconoce 4 94 % 10-20% > 50% No cualificado

Finlandia 80 9 3 33 % Se desconoce > 50% 5-10% 10-20%

Francia 225 41 1 90 % 10-20% Se desconoce No cualificado

Grecia 7 6 1 100 % Ninguno Ninguno No cualificado

Irlanda 19 18 1 90 % 10-20% Se desconoce No cualificado

Italia 170 135 2 72 % > 50% 100% No cualificado

Luxemburgo 2 0 2 100 % 10-20% > 50% No cualificado

Países Bajos 33 15 7 48 % 20-30% 100% No cualificado

Portugal 11 10 1 99 % 5-10% Se desconoce No cualificado

Reino Unido 59 59 8 42 % > 50% 100% 30-50% Se desconoce

Suecia 120 20 3 47 % Se desconoce 100% 10-20% > 50%

Fuente: Comisión Europea

348

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90

• Mantenimiento de un elevado nivel de poder de

mercado entre las empresas de generación ya existentes

asociado a la falta de liquidez de los mercados al por

mayor y de equilibrado, que supone un obstáculo para

los recién llegados.

• Insuficientes infraestructuras de interconexión entre los

Estados Miembro y, en los casos en los que existe

congestión, no resultan satisfactorios los métodos de

asignación de la capacidad.

La figura 10.2.2.6 recoge la situación en cada Estado

Miembro en relación con los obstáculos mencionados

anteriormente y, como ya se hizo para el sector del gas

natural, mediante un código de colores se señalan: en

color rojo las casillas que indican que las estructuras

existentes pueden suponer una barrera al desarrollo del

mercado y, en color verde las casillas que indican la

existencia de condiciones favorables al mismo. De un

análisis de la figura, sin entrar en demasiada profundidad,

se pone de manifiesto las asimetrías en lo que se refiere a

la apertura de los mercados, mencionadas anteriormente.

De nuevo, mientras en algún caso los obstáculos

observados son escasos o inexistentes, en otros, éstos son

muy superiores a los aspectos ventajosos.

Particularizando al caso español, hay dos casillas que,

según esta clasificación, suponen una barrera al desarrollo

de la competencia. Éstas son: el grado de apertura

declarada (55%) y la cuota de mercado agregada de las

tres compañías principales (83%). El primer obstáculo

dejará de serlo en el mes de enero de 2003, ya que a partir

de dicha fecha todos los clientes tendrán derecho a la

elección libre de suministrador de electricidad. El

segundo, dependerá de la evolución del mercado ya que,

al menos en un principio, los operadores principales, con

mayor presencia histórica en el sector, cuentan con una

ventaja de posicionamiento sobre el resto de los agentes.

No obstante, una competencia efectiva resultaría en un

aumento del número de comercializadoras en operación,

así como de su cuota de mercado en relación con las

compañías dominantes en la actualidad.

10.3. Los retrasos administrativos

La construcción de las infraestructuras necesarias para el

abastecimiento energético, y ciñéndonos al objeto de este

informe marco, en particular, para el abastecimiento

eléctrico y gasista, de nuestro país, está sometida a un

proceso administrativo con el que tiene que cumplir para

poder obtener las correspondientes autorizaciones, previas

al inicio de ejecución de cada proyecto. En dicho proceso,

para la valoración de los proyectos, se tienen en cuenta

consideraciones como la capacidad legal, técnica y

económico-financiera de los solicitantes, las condiciones

de eficiencia energética, técnica y de seguridad de la

instalación, el cumplimiento de las condiciones de

protección del medio ambiente, y la minimización de los

impactos ambientales o las circunstancias del

emplazamiento escogido. El otorgamiento de la

autorización administrativa tiene por lo tanto carácter

reglado y se rige por los principios de objetividad,

transparencia y no discriminación.

10.3.1. Procedimientos de planificación estándar

conforme a la ley

En nuestro país, la decisión sobre construcción de una

determinada instalación puede ser tomada directamente

por el propio promotor de la misma o, en cambio, puede

estar sujeta a planificación, en función del tipo de

instalación y del sistema al que pertenezca.

En este sentido, la Ley del sector eléctrico mantiene la

planificación vinculante para el caso de las

infraestructuras de transporte, mientras que se abandona

este concepto para las decisiones de inversión en

generación, donde se sustituye por una planificación

indicativa.

De forma equivalente al sector eléctrico, en lo que se

refiere al sector del gas natural, la Ley de hidrocarburos

establece que, en lo referente a la planificación gasista,

ésta tendrá carácter indicativo salvo en lo que se refiere a

los gasoductos de la red básica, a la determinación de la

349

capacidad de regasificación total de gas natural licuado

para abastecer el sistema y a las instalaciones de

almacenamiento de reservas estratégicas de hidrocarburos,

teniendo la planificación, en estos casos, el carácter

obligatorio y de mínimo exigible para la garantía del

suministro de hidrocarburos.

En definitiva, el fin perseguido por la legislación consiste

en liberalizar las actividades de generación, o

aprovisionamiento y comercialización, dejando aún

sujetas a regulación y sometidas a planificación

vinculante las actividades de redes, esto es, los llamados

monopolios naturales.

Aunque aún no haya sido detallado el procedimiento de

planificación para el sistema gasista, el Real Decreto

1955/2000 sí lo desarrolla para el sistema eléctrico. Según

el mismo, el proceso de planificación del transporte de

energía eléctrica consta de tres etapas: propuestas de

desarrollo de la red de transporte de energía eléctrica,

plan de desarrollo de la red de transporte de energía

eléctrica y programa anual de instalaciones de la red de

transporte de energía eléctrica.

En la primera de ellas, la elaboración de dicha propuesta

será llevada a cabo por el operador del sistema y gestor de

la red de transporte, Red Eléctrica de España, cada cuatro

años y con un programa de ejecución de instalaciones

para un horizonte de seis a diez años. Durante el proceso

se dispone de un plazo para la recepción de las propuestas

de desarrollo por parte de otros sujetos del sistema

eléctrico, que serán estudiadas por el gestor.

Posteriormente, el Ministerio de Economía remitirá la

propuesta inicial a las comunidades autónomas para que

envíen sus alegaciones, retornando la información de

nuevo al gestor para que realice la propuesta de desarrollo

final, que será remitida finalmente al Ministerio

de Economía.

En la segunda etapa del proceso de planificación y a

partir de la propuesta resultante de la etapa interior, el

Ministerio de Economía elaborará el plan de desarrollo de

la red de transporte, previo informe de la Comisión

Nacional de Energía, al menos una vez cada cuatro años.

Posteriormente, será sometido al Consejo de Ministros

para su aprobación y remitido al Congreso de los

Diputados.

A principios del mes de octubre ha sido aprobado por el

Congreso de los Diputados, el documento “Planificación

y desarrollo de las redes de transporte eléctrico y gasista

2002-2011”. En él se contempla una serie de

infraestructuras que necesariamente deberán acometerse

en materia de instalaciones de transporte de electricidad o

gasoductos de la red básica, que constituyen la parte de

planificación obligatoria del documento. Además se

incluyen, a nivel indicativo, previsiones sobre el

comportamiento futuro de la demanda, los recursos

necesarios para satisfacerla, la evolución de las

condiciones del mercado para garantizar el suministro y

los criterios de protección ambiental, que se convierten en

un instrumento esencial al servicio de instancias

administrativas y de operadores económicos, que facilitan

tanto la toma de decisiones de inversión por parte de la

iniciativa privada como la de las decisiones de política

energética. Este documento se presenta como el primer

plan de desarrollo del proceso de planificación, que

incluye la información relativa a ambos sectores, eléctrico

y gasista, desde la implantación del nuevo marco

regulatorio.

La introducción de una instalación en la Planificación

conlleva su reconocimiento e inclusión en el régimen

retributivo que rige las actividades reguladas.

Finalmente, en una tercera etapa, sobre la base del plan

elaborado en la etapa anterior, la Dirección General de

Política Energética y Minas aprobará y publicará

anualmente el programa anual de instalaciones de la red

de transporte, previo informe de la Comisión Nacional de

Energía.

Según se acaba de exponer, el proceso de planificación es

complejo y largo, debido al elevado número de

350

participantes en el mismo y de las numerosas etapas de

información y, o revisión de las propuestas. Esto puede

dar lugar a que el sistema se halle desprovisto

temporalmente de las indicaciones oportunas sobre las

necesidades de construcción de nueva infraestructura de

transporte. Por lo tanto, si bien dicho proceso se encuentra

en una fase de desarrollo avanzado, se considera necesaria

la elaboración del programa anual de instalaciones de la

red de transporte lo más pronto posible.

10.3.2. Procesos de autorización administrativa

de construcción de instalaciones

En cualquier caso todas las instalaciones, sean de

producción, transporte o distribución de energía eléctrica,

o bien de regasificación, transporte, almacenamiento o

distribución de gas natural, sean el resultado o no de la

planificación obligatoria, están sometidas al proceso de

autorización administrativa, cuyo otorgamiento depende

de criterios objetivos y reglamentados, como son los

relativos a la seguridad de las instalaciones, la protección

del medio ambiente o la ordenación del territorio.

A continuación se describen brevemente los

procedimientos de autorización de las instalaciones

mencionadas anteriormente.

10.3.3. Instalaciones de regasificación, transporte

y almacenamiento de gas natural

La regulación correspondiente a la autorización

administrativa previa de las instalaciones de la red básica,

redes de transporte secundario e instalaciones de

distribución está contemplada por la Ley de

hidrocarburos. Según la misma, se indica que los

solicitantes deberán acreditar suficientemente las

condiciones técnicas y de seguridad de las instalaciones,

el adecuado cumplimiento de las condiciones de

protección medioambiental, la adecuación del

emplazamiento y su capacidad legal, técnica y

económico-financiera para la realización del proyecto. En

el caso de las autorizaciones de construcción y

explotación de los gasoductos de transporte objeto de

planificación obligatoria, deberán ser otorgadas mediante

un procedimiento que asegure la concurrencia.

Asimismo se dan otra serie de pautas generales a incluir

en el procedimiento y resolución de la autorización, pero

sin considerar una descripción detallada del mismo, la

cual será realizada convenientemente mediante un

desarrollo reglamentario posterior.

Según la Orden ECO 301/2002 de 15 de febrero por la

que se establece la retribución de las actividades reguladas

del sector gasista, hasta que no se apruebe con carácter

definitivo la planificación en materia de hidrocarburos, el

Ministerio de Economía, a propuesta del gestor técnico

del sistema y previo informe de la CNE, podrá autorizar

las instalaciones incluidas en la red básica. En este caso la

Dirección General de Política Energética y Minas

resolverá expresamente la inclusión de una instalación de

regasificación, almacenamiento o transporte de gas en el

régimen retributivo.

En la actualidad, dentro de los trabajos que se están

desarrollando para establecer la regulación de las

actividades de transporte, distribución, comercialización y

suministro de gas natural, está previsto recoger los

procedimientos de autorización de las instalaciones de gas

natural.

10.3.4. Instalaciones de producción, transporte

y distribución del sistema eléctrico

El Real Decreto 1955/2000 establece el régimen de

autorización correspondiente a todas las instalaciones

eléctricas competencia de la Administración General del

Estado: esto es, aquéllas en las que su aprovechamiento

afecta a más de una Comunidad Autónoma, o cuando el

trasporte o distribución sale del ámbito territorial de una

de ellas. Según el mismo, las instalaciones eléctricas

anteriormente citadas, requieren las autorizaciones

siguientes: autorización administrativa, aprobación del

proyecto de ejecución y autorización de explotación.

351

Las dos primeras podrán realizarse de manera

consecutiva, coetánea o conjunta.

La primera de ellas, la autorización administrativa, que

se refiere al anteproyecto de la instalación como

documento técnico que se tramitará, en su caso,

conjuntamente con el estudio de impacto ambiental,

debe ir dirigida a la DGPEM8. Ésta resolverá y

notificará la resolución dentro de los tres meses desde la

presentación de la solicitud. Los proyectos de

instalaciones de producción, transporte y distribución de

energía eléctrica se someterán a evaluación de impacto

ambiental cuando así lo exija la legislación aplicable en

esta materia. Las nuevas instalaciones de la red de

transporte para las cuales se solicite autorización

administrativa deberán estar incluidas en la planificación

eléctrica.

La solicitud de aprobación del proyecto de ejecución, que

permitirá a su titular la construcción o establecimiento de

la instalación, también debe ir dirigida a la DGPEM. El

órgano competente para la tramitación del expediente

deberá proceder a la emisión de la correspondiente

resolución en un plazo de tres meses.

La tercera de ellas, la autorización de explotación

permite, una vez ejecutado el proyecto, poner en tensión

las instalaciones y proceder a su explotación comercial. El

acta de puesta en servicio se extenderá por el área o

dependencia de las delegaciones o subdelegaciones del

gobierno que hayan tramitado el expediente, en el plazo

de un mes, previas las comprobaciones técnicas que se

consideren oportunas.

En lo que se refiere a las instalaciones de transporte, el

procedimiento para el otorgamiento de la autorización

para cada nueva instalación puede ser de forma directa,

cuando únicamente exista una empresa solicitante, o

mediante procedimiento de concurrencia, cuando o bien

no exista ningún solicitante o haya más de uno.

A juicio de esta Comisión, se es consciente de la

necesidad del seguimiento por todas y cada una de las

instalaciones de los trámites legales, los cuales permiten

asegurar principalmente una participación activa de

todos los afectados (particulares y administraciones

públicas) en el proceso de autorización, pudiendo alegar

en el mismo cualquier circunstancia que consideren

oportuna al respecto, una coordinación de las nuevas

infraestructuras con las existentes previamente y, entre

ellas mismas, un respeto hacia el medio ambiente

mediante la obligación al cumplimiento de la ley

vigente a tal efecto, el mantenimiento de unas

condiciones técnicas y de seguridad mínimas, y la

responsabilización por parte de los solicitantes del

proyecto mediante la verificación de su capacidad legal,

técnica y económica para responder del mismo.

Sin embargo, también se es consciente de la dificultad

que un retraso o una complejidad excesiva en la

tramitación de la autorización de una instalación puede

suponer para su promotor y, posiblemente, también para

el sistema. Esta situación se vería agravada aún más en el

caso de que las solicitudes se concentraran en un

momento en que fuese realmente necesaria la rápida

construcción o puesta en funcionamiento de nuevas

instalaciones para subsanar su falta.

10.3.5. Apreciaciones de promotores sobre los

retrasos administrativos

Algunos promotores de instalaciones, tanto del sistema

eléctrico como del gasista, han mostrado públicamente y

ante esta Comisión su descontento por la lentitud y los

dilatados plazos en la tramitación para la obtención de las

diferentes autorizaciones administrativas requeridas, lo

cual, en su opinión, dificulta la toma de decisiones así

como la coherencia entre las previsiones de crecimiento

de demanda y el dimensionamiento de la infraestructura

requerida para satisfacer la misma.

352

8 Dirección General de Política Energética y Minas.

Instalaciones de producción, transporte

y distribución del sistema eléctrico

Según señala el gestor técnico eléctrico de Red Eléctrica de

España (REE), la complejidad y lo excesivamente

proceloso de la tramitación administrativa de las

instalaciones de transporte de electricidad hace aún más

difícil llegar a tiempo para dar servicio a las nuevas

instalaciones de generación o realizar los refuerzos

necesarios en aquellas zonas consumidoras de energía que

lo requieran. Además, señala que uno de los problemas más

graves que se plantea en relación con estas instalaciones es

que, históricamente, los plazos de tramitación y

construcción de las mismas eran más cortos que los

correspondientes a las centrales eléctricas, con lo que el

desarrollo de la red de transporte no era nunca un obstáculo

para llegar a dar servicio en la fecha prevista a las nuevas

instalaciones de generación. Hoy, en cambio, las nuevas

tecnologías de generación se tramitan y construyen en un

plazo mucho más corto que sus predecesoras, mientras que

las instalaciones de transporte lo son en plazos más

dilatados que antes, con lo que se han convertido en el

nudo y la clave del desarrollo del sistema eléctrico.

Cuantitativamente, el proceso de tramitación

administrativa, siempre y cuando no se produzcan

complicaciones, suele tener una duración comprendida

entre 14 y 36 meses, en función de las tramitaciones a las

que sea preceptivo someter la instalación y de la

planificación de las mismas, de acuerdo con la

información aportada por REE.

En la figura 10.3.1 se representa esquemáticamente el

cronograma con los valores típicos de los tiempos de

353

LÍN

EAS

Y SU

BEST

ACIO

NES

SIN

EVA

LUAC

IÓN

DE

IMPA

CTO

AMBI

ENTA

L

LÍN

EAS

CON

EVA

LUAC

IÓN

DE

IMPA

CTO

AMBI

ENTA

L

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36

AA(líneas)

DUP + AP(líneas)

AA + DUP + AP(líneas)

AA + DUP + AP(subestaciones)

MESES

812

611

814

810

27

412

914

612

917

Plazo teórico establecido legalmente. Plazo real como valor moda indicando la variación mínima y la máxima. Dispersión de valores entre el mínimo y el máximo.DIA: Declaración de Impacto Ambiental (Ministerio de Medio Ambiente).AA: Autorización administrativa (DGPEM. Consultas previas a administraciones, organismos y CNE).DUP: Declaración de Utilidad Pública (DGPEM y MINECO).AP: Aprobación de Proyecto de Ejecución (DGPEM y MINECO).

Consultasprevias

DIA

AA + DIA

DUP + AP

AA + DIA+ DUP + AP

Fuente: REE

Figura 10.3.1. Cronograma de tiempos típicos de tramitación de las instalaciones de transporte eléctrico de REE

tramitación para cada una de las etapas del proceso

administrativo, de las instalaciones de transporte (líneas y

subestaciones) promovidas por REE, que por ser el

transportista mayoritario se puede considerar

representativa de la parte eléctrica.

Nuevos proyectos de generación eléctrica

Según la información recibida por de los promotores, con

motivo del seguimiento de infraestructuras referidas en el

Informe Marco 2001, el plazo medio de obtención de la

autorización para la construcción de los nuevos ciclos es

de 22 meses, con valores comprendidos entre un máximo

de 44 y un mínimo de 3 meses aunque, según los casos,

estos valores dependen en gran medida del desarrollo de

la tramitación para la obtención de la Declaración de

Impacto Ambiental (DIA).

En el caso de las nuevas centrales de generación, se ha

observado que la aprobación de la DIA, proceso que

influye necesariamente sobre la fecha final de

autorización para la ejecución de los proyectos, presenta

un plazo medio de tramitación (a partir de la presentación

del Estudio de Impacto Ambiental) de 17 meses, con un

mínimo de 11 y un máximo de 23 meses.

Instalaciones de regasificación, transporte

y almacenamiento de gas natural

De forma análoga al caso anterior, según la información

recibida por los promotores, con motivo del seguimiento de

infraestructuras referidas en el Informe Marco 2001, el

plazo medio de obtención de la autorización para la

construcción de nuevas infraestructuras gasistas es diferente

según el tipo de instalación. Para los proyectos relacionados

con las plantas de regasificación éste es de 21 meses (con

un valor máximo observado de 36 meses), mientras que

para los gasoductos de transporte el plazo medio es de 11

meses (con un máximo de 18). Al igual que para las

instalaciones eléctricas, estos valores dependen en gran

medida del desarrollo de la tramitación para la obtención

de la Declaración de Impacto Ambiental (DIA).

10.3.6. Conclusiones

Por lo tanto, consideramos que, en la medida de lo posible,

los plazos para la tramitación de las solicitudes de

autorización de instalaciones, tanto eléctricas como gasistas,

deberían ser ágiles, de manera que permitieran dar una

respuesta lo más rápida posible a los promotores de las

mismas. La reducción de estos plazos disminuye el tiempo

global de los proyectos y permite que se adecuen con mayor

precisión a las previsiones que provocaron su concepción.

En este sentido, sigue siendo válida la recomendación

realizada en el Informe Marco 2001, en el que se indicaba

que sería adecuado proveer de un procedimiento

administrativo que facilitase la tramitación de los

permisos precisos, de modo que se pudiera tender hacia la

ventanilla única.

Finalmente, se puede concluir que el cumplimiento de los

plazos administrativos por parte de los organismos y

administraciones, marcados en los reglamentos, es

condición necesaria para la adecuada celeridad de los

proyectos.

Asimismo, es preciso que los promotores de infraestructuras

cumplan con todos los requisitos legales y partan de

situaciones de consenso para el desarrollo de los proyectos.

10.4. Seguridad de suministro

La dependencia energética de la Unión Europea ha reabierto

el debate sobre la política energética y la seguridad de

suministro. Durante el año 2002, la Comisión Europea ha

presentado una serie de medidas para mejorar la seguridad

del abastecimiento energético exterior: Comunicación al

Parlamento Europeo y al Consejo sobre “El mercado

interior de la energía: Medidas coordinadas en materia de

seguridad de los suministros energéticos” y una Propuesta

de Directiva para garantizar la seguridad del abastecimiento

de gas natural necesario para el correcto funcionamiento del

mercado interior. Estas medidas son una continuación del

proceso abierto por el Libro Verde, “Hacia una estrategia

354

europea de seguridad del abastecimiento energético”9 que,

como se comentó en el Informe Marco 2001, examina el

problema del aumento de la dependencia energética de la

Unión Europea y propone abrir un debate en profundidad en

torno a las cuestiones esenciales para ilustrar las elecciones

energéticas que deben realizarse.

10.4.1. El Libro Verde

A continuación se resumen las constataciones principales

del Libro Verde:

La primera, que la Unión Europea será cada vez más

dependiente de las fuentes de energía exteriores: sobre la

base de las previsiones actuales, el actual grado de

dependencia del 50% se situaría en un 70% en 2030. La

ampliación de la Unión a nuevos países no cambia en

nada este hecho.

La segunda, que la Unión Europea dispone de muy poco

margen de maniobra con respecto a las condiciones de la

oferta energética, estando en la demanda su principal área

de influencia, esencialmente, a través de una política de

ahorro energético.

Y la tercera, que la Unión Europea no está en condiciones

de afrontar el desafío del cambio climático a largo plazo,

ni de respetar los compromisos contraídos en este sentido.

Según los datos de dicho documento, la dependencia

energética de la Unión Europea del exterior es elevada, en

términos numéricos ésta se traduce en una importación

del 76% de sus necesidades de petróleo, un 40% de las de

gas natural, más de un 50% de su consumo de carbón y el

95% del uranio natural (aunque controla el resto del ciclo

de procesamiento del mismo).

En la figura 10.4.1 se puede apreciar el origen de las

importaciones de gas natural procedente de terceros países

durante 2001.

Si además se tiene en cuenta la subida de los precios del

petróleo (que se han llegado a triplicar desde marzo de

1999), cuyos efectos podrían incluso debilitar la

reactivación de la economía europea, se concluye y pone

de manifiesto las debilidades estructurales del

abastecimiento energético de la Unión. En definitiva, “la

Unión Europea no puede emanciparse de su dependencia

energética sin una política energética activa”.

Constatados los hechos y teniendo en cuenta los efectos

que la falta de acción en el mercado energético tendría

sobre el sector, y de forma global, en la competitividad de

la economía europea, el Libro Verde plantea el estudio de

diferentes propuestas encaminadas, no tanto a maximizar

la autosuficiencia energética ni a minimizar la

dependencia del exterior, sino, desde un punto de vista

realista, a disminuir de forma significativa el riesgo que

tal dependencia conlleva.

Las medidas propuestas se enmarcan dentro de dos

grupos, uno de ellos encaminado a controlar el

crecimiento de la demanda y, el otro, a gestionar la

dependencia de la oferta.

En lo relativo al control del crecimiento de la demanda, la

Unión Europea puede recurrir a la regulación o a medidas

fiscales para profundizar en los mercados interiores de

355

Noruega26%

Otros5%

Argelia28%

Rusia41%

Fuente: BP Statistical review of world energy, junio 2002

Figura 10.4.1. UE15: Importaciones de gas naturalprocedente de terceros países en 2001

9 COM (2000) 769.

gas y electricidad, favoreciendo la competencia entre

compañías, orientar el consumo de energía hacia los

mercados más respetuosos con el medio ambiente y que

contribuyan a una mayor seguridad del abastecimiento, y

fomentar el ahorro a través de la mejora de rendimientos

en los procesos consumidores de energía o del apoyo a la

investigación en nuevas tecnologías.

Si la seguridad del abastecimiento depende, en primer

lugar, de políticas orientadas a la demanda, una gestión

responsable de la dependencia debe considerar el factor de

la oferta, incluso si los márgenes de la UE al respecto son

limitados. En el caso de la oferta interior se deberían

desarrollar las fuentes energéticas menos contaminantes y

que supongan una disminución de la dependencia de los

aprovisionamientos externos o, al menos, la disminución de

la dependencia de un mismo recurso, como son el gas

natural y las energías renovables, y preservar el acceso a los

recursos actuales, con una política de reservas ampliada y

renovada, que permita luchar contra la especulación y los

problemas de abastecimiento. En el caso de la oferta

exterior, se debería mantener un diálogo permanente con

los países productores tendente a mejorar los mecanismos

de formación de los precios, y se debería reforzar las redes

de abastecimiento de forma que ofrezcan una mayor

garantía de seguridad de suministro, tanto entre los países

miembros como entre éstos y el exterior. Asimismo, no se

debe olvidar que las normas de la competencia deben

ejercer su labor en el control y la garantía de la competencia

en el mercado de distribución de combustibles, y la

posibilidad de inclusión de nuevos operadores en el mismo.

10.4.2. Comunicación al Parlamento Europeo y

al Consejo sobre “El mercado interior de

la energía: Medidas coordinadas en

materia de seguridad de los suministros

energéticos”

En lo relativo al gas natural, la Comisión Europea, en la

Comunicación10 al Parlamento Europeo y al Consejo,

pone de manifiesto la falta de medidas coordinadas sobre

el abastecimiento de gas. En la actualidad, no existe

ningún marco comunitario ni de la AIE que garantice un

nivel mínimo de seguridad de los suministros de la Unión.

Este hecho cobra aún más importancia si se tiene en

cuenta que en el nuevo mercado liberalizado ninguna de

las partes asumirá por sí sola la responsabilidad de la

seguridad del abastecimiento de gas. Por ello, propone la

creación de un marco comunitario, y en particular las

siguientes medidas.

1. Definición de una política de abastecimiento.

Los Estados Miembro definirán una política general

de seguridad de abastecimiento de gas, que establecerá

las funciones y responsabilidades de los distintos

agentes a la hora de contribuir a la seguridad de los

suministros.

2. Definición de normas mínimas en materia de seguridad

de abastecimiento-reservas de gas.

Los Estados Miembro adoptarán las medidas necesarias

destinadas a garantizar el abastecimiento de los

consumidores no interrumpibles en el caso de que

existan perturbaciones en la principal fuente de

suministro durante 60 días y en condiciones

meteorológicas medias.

Los Estados Miembro adoptarán las medidas

necesarias para garantizar la seguridad de suministro

en caso de temperaturas extremadamente bajas.

Los Estados Miembro deberán asegurar un nivel de

reservas que garantice el nivel mínimo de seguridad de

suministro estándar.

3. Coordinación en medidas de crisis.

En caso de grave interrupción de los suministros de gas,

la Comisión, asistida por un comité de representantes de

los Estados Miembro, formulará recomendaciones y, en

356

10 COM (2002) 488, final.

caso necesario, adoptará decisiones para obligar a los

Estados a tomar las medidas adecuadas.

4. Contratos de suministro.

Los Estados Miembro garantizarán que una parte

mínima de su abastecimiento procedente de Estados no

miembro de la Unión se base en contratos de

importaciones a largo plazo. Estos contratos

constituyen un elemento de estabilidad de las compras.

Los Estados Miembro adoptarán las medidas

necesarias para velar por una mayor liquidez del

mercado del gas y el fomento de precios transparentes.

Todas estas medidas deberán complementarse con un

régimen de coordinación con los países productores, y con

la creación, dentro de los servicios de la Comisión, del

sistema europeo de observación de los suministros de

hidrocarburos.

10.4.3. Propuesta de Directiva para garantizar la

seguridad del abastecimiento de gas

natural necesario para el correcto

funcionamiento del mercado interior

La Propuesta de Directiva11 recoge las consideraciones

anteriores señalando que los Estados Miembro deberán

tener en cuenta los siguientes aspectos:

1. La importancia de asegurar la continuidad del

suministro de gas bajo condiciones severas a los

consumidores domésticos que no dispongan de

combustibles alternativos.

2. La necesidad de asegurar niveles adecuados de

almacenamiento de gas o de combustibles alternativos.

3. La necesidad de diversificación de fuentes de

suministro.

4. La necesidad de crear incentivos que fomenten nuevas

fuentes de suministros.

5. El riesgo por la avería más grave que pudiera ocurrir

en el sistema o por interrupción de la fuente principal

de suministro.

6. El mercado interior y las posibilidades de cooperación

transfronteriza relativa al gas natural.

Adicionalmente se tendrá en cuenta la necesidad de

establecer unos requisitos estrictos relativos a la seguridad

de suministro de gas para las centrales de producción de

electricidad, en particular en cuanto al nivel de

interrumpibilidad y de disponibilidad de combustibles

alternativos.

Para cumplir con esta política de seguridad de suministro

y alcanzar los objetivos anteriores, los Estados Miembro

tomarán las medidas necesarias para asegurar el

suministro a los clientes no interrumpibles en los

siguientes casos:

• Fallo de la entrada principal de gas al sistema

durante 60 días en condiciones meteorológicas

medias.

• Temperaturas extremadamente bajas durante un período

de tres días que estadísticamente tengan lugar cada

20 años.

• Invierno frío que estadísticamente tenga lugar cada

50 años.

La Propuesta de Directiva no determina las medidas para

conseguir estos resultados, si bien señala que éstas

podrían consistir en, al menos, lo siguiente:

• Interrumpibilidad.

• Almacenamiento.

• Flexibilidad de suministro.

• Mercados spot.

357

11 2002/0220 (COD).

Los Estados Miembro tomarán las medidas necesarias

relativas al almacenamiento, ya sea dentro o fuera del

territorio del Estado Miembro, para conseguir los

objetivos mencionados, y deberá garantizarse el acceso no

discriminatorio de terceros.

10.5. La diversificación de la oferta

10.5.1. La diversificación de la oferta de gas

natural

La diversificación de la oferta actual de gas

natural en España

La estructura de energía primaria de la UE y España

queda reflejada en la figura 10.5.1.1. Como puede

observarse, la participación del petróleo en el balance

español es elevada, 54%, y superior a la media europea;

en cambio, la participación del gas natural es menor que

en el caso europeo, si bien es de esperar que esta

proporción aumente con la introducción de los nuevos

grupos de ciclo combinado.

Como se ha señalado en el apartado anterior, la

dependencia de la Unión Europea y, en concreto, de

España, de las importaciones de petróleo y gas natural es

elevada. Una posibilidad para disminuir el riesgo que

supone consiste en diversificar las fuentes de

aprovisionamiento de manera que se reduzcan los efectos

negativos de un fallo hipotético de una de ellas.

La diversificación del gas natural se analiza desde dos

puntos de vista: el país de origen de los aprovisionamientos

y la relación gas natural-gas natural licuado.

En lo relativo al país de origen, España se ha abastecido

principalmente de Argelia, llegando a proporcionar

incluso el 65% de nuestras necesidades gasistas. Sin

embargo, la tendencia de los últimos años ha consistido

en un aumento del número de países origen del gas en

forma de gas natural licuado (Ver figura 10.5.1.2.).

En este sentido, y en el contexto de la Unión Europea, el

Libro Verde destaca Rusia (Siberia occidental), la región

del Caspio, inclusive Irán, Oriente Próximo y Nigeria

como zonas a tener en cuenta a largo plazo en cuestión de

suministro de gas, y señala que el mantenimiento de unas

relaciones adecuadas con los países de tránsito es una de

las condiciones básicas para un abastecimiento regular

de la Unión.

358

50%

40%

30%

20%

10%

0%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Petróleo Gas natural Carbón Nuclear Hidroeléctrica

UE ESPAÑA

Fuente: BP Statistical review of world energy, junio 2002

Figura 10.5.1.1. Estructura del consumo de energía primaria en la Unión Europea y en España en 2001

En el apartado 2.1.2 se describe los aprovisionamientos de

gas natural en 2001; como puede comprobarse, la cuota

de participación argelina sigue siendo elevada. La única

aportación de gas del continente europeo procede de

Noruega a través de la interconexión con Francia por

gasoducto.

En lo relativo a la relación gas natural-gas natural

licuado, la proporción de gas natural ganó una

importancia considerable sobre el gas natural licuado en

el año 1997, debido a la puesta en funcionamiento del

gasoducto del Magreb a finales del año 1996, para

situarse en los últimos años en un valor próximo a la

359

250.000

200.000

150.000

100.000

50.000

01997 1998 1999 20011996 2000

GWh

Argelia

Nacional

Noruega

Libia

Australia

Nigeria

Abu Dhabi

Qatar

T&T

Omán

Malasia

Fuente: Gestor Técnico del Sistema

Figura 10.5.1.2. Evolución de los aprovisionamientos de gas natural en España. Período 1996-2001

100%

80%

60%

40%

20%

0%

GN GNL

1998

56%

1997

52%

1996

23%

2001

44%

2000

49%

1999

54%

Fuente: Gestor Técnico del Sistema

Figura 10.5.1.3. Evolución de la proporción de gas natural (GN)/gas natural licuado (GNL) en los aprovisionamientosde gas. Período 1996–2001

participación equitativa de ambas formas. En relación

con la seguridad de suministro, la atípica configuración

del sistema de aprovisionamiento español en base a un

elevado número de terminales de regasificación (en

comparación con el resto de los países europeos),

proporciona a nuestro sistema una elevada flexibilidad en

cuanto a la operación del mismo y a la posibilidad de

diversificación de fuentes de suministro a corto plazo

(ver figura 10.5.1.3).

La diversificación de la oferta futura de gas

natural en España

La diversificación de la oferta futura de gas natural se

analiza en los apartados 4.1.1., 4.1.2. y 5.1.2.3.

No se puede realizar una valoración precisa de la

evolución de los aprovisionamientos, dado el grado de

incertidumbre asociado a estos valores, creciente además

según nos alejamos en el horizonte temporal. Sin

embargo, en líneas generales, se puede afirmar que, pese

a la previsión de incremento de la participación del gas

procedente de Argelia, la diversificación de suministro se

verá mejorada como consecuencia del aumento de los

lugares de procedencia de las importaciones, como es el

caso de Egipto, así como de las aportaciones de los demás

países ya establecidos actualmente. Dentro de este último

grupo, cabe destacar el crecimiento de las importaciones

previstas procedentes de Nigeria (ver figura 10.5.1.4).

En lo relativo a la relación gas natural–gas natural

licuado, es probable que la proporción de suministros se

eleve en favor del gas natural licuado debido a los

proyectos de construcción de plantas de regasificación

expuestos en el capítulo 6, aunque depende del aumento

de las capacidades de transporte de las dos conexiones

internacionales, y de las posibilidades y plazo de

ejecución de nuevas interconexiones con otros países a

través de gasoducto. Dicha posibilidad se ve apoyada de

una forma más determinante, e incluso se concreta con

valores numéricos, a partir de los datos procedentes de los

agentes que tienen previsto incorporar gas al sistema. De

este modo, en la figura 10.5.1.5 se aprecia cómo se

evolucionaría a una estructura caracterizada por una

contribución del gas natural de únicamente un 23%

en 2006.

360

600.000

500.000

400.000

300.000

200.000

100.000

02002 2003 2004 20062001 2005

GWh

Argelia

Noruega

Resto de Europa

Nacional

Egipto

Libia

Nigeria

Oriente Medio

Trinidad y Tobago Origen no especificado

Fuente: CNE

Figura 10.5.1.4. Evolución esperada de los aprovisionamientos de gas natural en España. Período 2001–2004

La reglamentación de la diversificación

de la oferta de gas natural en España

La legislación española, en el Capítulo VIII del Título IV

de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de

Hidrocarburos, que aborda la seguridad de suministro,

dedica un artículo, el 99, a la diversificación de los

abastecimientos de gas natural. En él, se impone a los

transportistas y comercializadores que incorporen gas al

sistema el deber de “diversificar sus aprovisionamientos

cuando en la suma de todos ellos la proporción de los

provenientes de un mismo país sea superior al 60%”.

Asimismo, el Ministerio de Economía se reserva la

facultad de modificar este porcentaje en función de la

evolución de los mercados internacionales de gas natural.

Está eximido de esta obligación el gas adquirido para

atender el consumo de instalaciones que cuenten con

suministros alternativos garantizados de otro combustible.

Teniendo en cuenta la globalidad de los

aprovisionamientos durante el año 2001, esta condición se

cumplió de manera conjunta, ya que la participación del

gas argelino en ese año fue del 59%.

Estas disposiciones relativas a la seguridad de suministro

son de vital importancia dada la escasa capacidad de

producción interior, cuya representación en la

participación de los aprovisionamientos totales es

únicamente del orden del 2%. De hecho, está pendiente su

desarrollo por medio de un Real Decreto, en el cual, a

juicio de esta Comisión, se deberían tener en cuenta los

aspectos que se enuncian a continuación.

En la obligación de diversificación, deben tenerse en

cuenta diversos aspectos. Así, la posible imposición de

diversificación a nivel de agente individual presenta dos

efectos contrapuestos, beneficiando, por un lado, la

introducción de la competencia, pero perjudicándola por

otro. El efecto positivo es que permitiría a los nuevos

entrantes suscribir contratos con Argelia, hasta un 60%

del total de sus suministros y además obligaría a la

empresa instalada a ceder una parte de sus contratos de

gas con esa procedencia, en la medida que sobrepase el

60% a nuevos entrantes, para no infringir sus obligaciones

de diversificación. El efecto negativo se debe a que el

coste de la diversificación presenta economías de escala:

los costes marginales de diversificar decrecen con el

volumen de las compras. Esto dificultaría la entrada de

nuevos agentes cuya cuota de mercado fuera pequeña, ya

que no podrían hacer frente a los costes de esta

obligación. En consecuencia, sería necesario introducir

361

100%

80%

60%

40%

20%

0%

GN GNL

2003

34%

2002

42%

2001

45%

2006

23%

2005

27%

2004

27%

Fuente: CNE

Figura 10.5.1.5. Previsión de la evolución de la proporción de gas natural (GN)/gas natural licuado (GNL) en losaprovisionamientos de gas. Período 2000-2004

elementos de flexibilización que permitieran la exención

del cumplimiento de la misma.

Los elementos de flexibilidad deberían ir dirigidos hacia

criterios objetivos relacionados básicamente con: el

volumen de las compras de gas natural, debiendo

determinar los umbrales de consumo por debajo de los

cuales se eximiría a los comercializadores y consumidores

cualificados de sus obligaciones de diversificar hasta un

determinado valor; la duración de los contratos, teniendo

en cuenta que los contratos a corto plazo tendrían que

excluirse de las obligaciones de diversificar hasta un

porcentaje establecido para evitar la complejidad y el

incremento temporal en la negociación que ello

supondría; y el número de suministradores existentes en el

país de origen, puesto que en la medida que el gas

proceda de diferentes compañías suministradoras el riesgo

de interrupción del suministro puede ser más bajo.

Asimismo, se hace necesario destacar la necesidad de una

definición concreta y precisa de cada uno de los

elementos de flexibilización de las medidas destinadas a

mejorar la seguridad de suministro, para disminuir la

inseguridad regulatoria y permitir que los agentes del

mercado conozcan con precisión la complejidad y rapidez

de los procedimientos.

Al emitir esta Comisión el correspondiente informe

preceptivo sobre el proyecto de Real Decreto, por el que

se regula la obligación de mantenimiento de existencias

mínimas de seguridad, la diversificación de

abastecimiento de gas natural y la corporación de

reservas estratégicas, fueron propuestas algunas

precisiones y valores numéricos en lo relativo a las

medidas de flexibilización de las obligaciones de

diversificación. Concretamente, se proponía la exención

de la obligación de diversificar a los agentes que

incorporasen gas al sistema, cuyo volumen de ventas o

consumo anual en firme para cada uno de ellos no

superara 0,5 bcm, siempre y cuando la cuota conjunta de

todos no superara el 30% del mercado, así como los

contratos a corto plazo, hasta que éstos no alcanzaran un

10% del mercado nacional. Cuando se llegase a este

porcentaje se deberían aplicar criterios de adaptación

progresivos para conseguir una adecuada transición a los

requisitos generales. En todo caso, los consumidores

cualificados cuyos consumos individuales firmes no

excedieran individualmente de cien millones de metros

cúbicos anuales, quedarían, asimismo, exentos de la

obligación de diversificación. Para el cálculo del gas

incorporado al sistema por cada sujeto con destino al

mercado nacional, se proponía tomar en consideración las

cantidades anuales de gas de carácter firme que tuviesen

comprometidas a principios de cada año natural.

Sin perjuicio de todo lo anterior, se debería dejar abierta,

no obstante, la posibilidad de otorgar un tratamiento

diferenciado para aquellos aprovisionamientos de gas que,

con origen en un país determinado, signifiquen una

auténtica diversificación de la oferta, de carácter

monopolística u oligopolística. Esto debería ir

acompañado de un análisis y de las comprobaciones que

se estimen oportunas. Y aun en el caso de que un sujeto

obligado a mantener la diversificación en sus

aprovisionamientos, quisiera suscribir un contrato que, por

sí mismo o en unión con contratos anteriores de gas del

mismo origen, sobrepasase la proporción del 60 por 100

de gas procedente de un mismo país en la totalidad de

aprovisionamientos de dicho sujeto, debería poder

solicitar la autorización para suscribir dicho contrato.

El porcentaje de diversificación, así como el de reservas

mínimas estratégicas, debería ser revisado periódicamente,

por ejemplo cada dos años, y modificado en función de la

disponibilidad del sistema y de la evolución del mercado

gasista español y los mercados internacionales. En el caso

de que se diera tal modificación, los sujetos afectados

deberían disponer de un plazo de un año para reajustar sus

contratos de aprovisionamiento.

A modo de conclusión, la diversificación de las fuentes de

suministro de gas permite disminuir la excesiva

dependencia de una de ellas y, por lo tanto, la rigidez de

la demanda en torno a la misma.

362

10.5.2. La diversificación en la oferta de energía

eléctrica

Como ya se señalaba en el apartado dedicado al caso del

gas natural, el Libro Verde incide en la importancia del

proceso de realización del mercado interior de energía

(gas y electricidad), con los objetivos principales de

reforzar la competitividad de la economía de la Unión

Europea e incrementar su seguridad de suministro. En lo

que se refiere a las fuentes de generación eléctrica, se

señala la gran dependencia de los hidrocarburos, teniendo

que asumir la variación errática de los precios de los

mismos. A falta de un avance tecnológico revolucionario,

la nueva generación necesaria para cubrir las necesidades

debidas al aumento de la demanda y a la sustitución de

centrales que lleguen al final de su vida útil, se

caracterizará por un predominio de las centrales de ciclo

combinado, y una recesión de las centrales alimentadas

con combustibles sólidos y productos petrolíferos.

Asimismo, parece improbable un crecimiento a corto

plazo de la energía nuclear. En relación con este hecho, y

con el doble propósito de incrementar la seguridad de

suministro y reducir las emisiones de gases vinculados al

cambio climático, se propone en dicho documento pasar

de la cuota del 14%, en 1997, de la producción eléctrica

a partir de energías renovables (se considera incluida la

hidroelectricidad) hasta un 22% en el año 2010. En esta

línea, en nuestro país, la Ley 54/1997 establece el

objetivo de que los recursos renovables cubran como

mínimo el 12% del total de la demanda (en términos de

energía primaria) en el año 2010, para lo cual puede ser

necesario un apoyo a la generación de electricidad

procedente de dichos recursos.

La diversificación de la oferta actual de energía

eléctrica en España

En adelante, el análisis se restringe al caso español. Al

final del mismo se puede comprobar cómo las

previsiones de generación de electricidad se

corresponden con las tendencias esperadas y expuestas en

el Libro Verde que, en definitiva, se traducen en un

aumento de las centrales de ciclo combinado y de la

generación procedente de recursos renovables, incluida

en nuestro país dentro del régimen especial, lo cual

contribuye a un incremento de la diversificación de las

fuentes de suministro.

En la figura 10.5.2.1. se representa la estructura de la

potencia eléctrica instalada en la Península a finales del año

2001 y, junto a ella, la energía producida por dicho parque

de generación en función del tipo de central productora.

363

Régimenespecial

18%

Nuclear14%

Hidroeléctrica32%

Fuel/gas15%

Carbón21%

Hidroeléctrica18%

Régimenespecial

14%Fuel/gas6%

Carbón32%

Nuclear30%

Estructura Potencia Instalada Estructura de Producción Eléctrica

Fuente: REE

Figura 10.5.2.1. Estructura de potencia y de energía producida por el sistema eléctrico peninsular en el año 2001

La diversificación de la oferta futura de energía

eléctrica en España

El objetivo de este apartado es analizar la influencia en la

estructura de potencia y de energía del futuro parque de

producción de energía eléctrica dentro del sistema

peninsular. El análisis se ha realizado a partir de los datos

facilitados por Red Eléctrica de España12 y por los

promotores de las nuevas centrales eléctricas de ciclo

combinado. Este análisis difiere del más comúnmente

realizado, en función del tipo de combustible usado para

la generación y, en este caso, se ha preferido utilizar el

criterio de la tecnología de producción empleada. El

colectivo del régimen especial incluye los dispositivos de

cogeneración (alimentados principalmente a partir de gas

natural y fuel-oil), fuentes de energías renovables y

residuos. Asimismo, a efectos de la realización de este

estudio, únicamente se ha considerado la potencia

eléctrica instalada en el sistema peninsular y la generación

de energía debida a dicha potencia. No se ha tenido en

cuenta el sistema insular ni los intercambios

internacionales, que en el año 2001 tuvieron una

participación del orden del 2% en términos de energía.

De la multiplicidad de posibles escenarios el análisis se va a

restringir a dos de ellos: el primero, proviene de las

estimaciones realizadas por el gestor técnico del sistema

eléctrico y el segundo corresponde al tratado en los apartados

previos y que procede del calendario de incorporación de

ciclos combinados realizado por sus promotores.

La evolución de la diversificación de la oferta

eléctrica según el estudio realizado por el gestor

técnico del sistema

El sistema eléctrico nacional tiene una potencia instalada

repartida de forma bastante homogénea entre los distintos

sistemas de producción; sin embargo, una de las

características de la generación en nuestro sistema es la

asimetría entre potencia instalada y la contribución a la

generación de electricidad de cada una de las formas que

lo constituyen. Como puede observarse, los medios de

producción de que dispone el sector eléctrico se utilizan

de forma muy diferente según el tipo de central. Así, el

15% de la potencia instalada en centrales de fuel-oil/gas,

sólo contribuyó en el año 2001 al 6% de la producción

364

12 Concretamente se ha tomado el escenario central de demanda(crecimiento medio 3,3%) en año hidráulico seco, conincremento en el régimen especial y con entrada de cicloscombinados.

100%

80%

60%

40%

20%

0%200320022001 200620052004

Hidráulica Nuclear Carbón CCGT Fuel/gas Régimen especial

Fuente: REE

Figura 10.5.2.2. Evolución de la potencia de generación eléctrica instalada en el sistema peninsular español.Período 2001-2006. Escenario central, año seco

total bruta. Las centrales nucleares, sin embargo, con una

potencia instalada menor (14%), produjeron el 30% de la

energía eléctrica en 2001.

En los resultados del estudio de cobertura eléctrica

realizado por el gestor técnico del sistema en relación con

la estructura de potencia, se aprecia un aumento progresivo

y significativo de la participación de las nuevas centrales

de ciclo combinado así como de las instalaciones en

régimen especial en la misma, según se aprecia en la

figura 10.5.2.2. El aumento de estos dos tipos de central,

que conjuntamente en 2006 llegarían a alcanzar un 40% de

la potencia eléctrica instalada en la Península, provoca una

disminución de la participación del resto de los sistemas

de producción considerados. Las centrales hidroeléctricas

y las nucleares disminuyen su participación porcentual,

debido a la mayor potencia total instalada, que pasaría de

los 54.151 MW en el año 2001 a los 68.479 MW en el

2006. Las centrales de fuel-oil/gas y carbón, además de

contribuir menos en términos de proporción, disminuyen

su potencia instalada en términos absolutos.

En la figura 10.5.2.3. se compara directamente la estructura

de potencia instalada en la Península en el año 2001 y la

prevista por REE en el 2006, según las hipótesis expuestas

anteriormente. Destaca, en primer lugar, el incremento de la

diversificación de los sistemas de producción, con la nueva

e importante participación de las centrales de ciclo

combinado (15%). Se disminuye el valor de la participación

mayoritaria de las centrales hidroeléctricas en 2001 (32%),

que se reduce al 24% en 2006.

La evolución de la diversificación de la oferta

eléctrica según la notificación de incorporación

de ciclos combinados realizada por sus promotores

Teniendo en cuenta ahora los datos de previsión de

incorporación de centrales de ciclo combinado según sus

promotores13, en lugar de las estimaciones de REE, la

evolución de la estructura de la potencia eléctrica

instalada cambia según se muestra en la figura 10.5.2.4.

En ésta se aprecia claramente que el ritmo de

incorporación de nuevas centrales de ciclo combinado no

difiere mucho hasta el año 2004 del representado en la

figura 10.5.2.2, según datos de REE. En cambio, la

situación es diferente para los dos años siguientes, en los

que la participación de las CCGT en la estructura de

potencia del sistema eléctrico peninsular sí que es más

365

Régimenespecial

18%

Nuclear14%

Hidroeléctrica32%

Fuel/gas15%

Carbón21%

Hidroeléctrica24%

Fuel/gas8%

Carbón16%

Régimenespecial

25%

CCGT15%

Nuclear12%

2001 2006

Fuente: REE

Figura 10.5.2.3. Potencia eléctrica instalada en la Península en el año 2001 y previsión para el 2006

13 Se ha considerado el escenario más probable de incorporaciónde CCGT de los proyectos con autorización administrativa y/ocontrato de acceso al sistema gasista aprobado.

importante si se tienen en cuenta las previsiones de los

promotores de dichas centrales.

Concretamente, como se muestra en la figura 10.5.2.5.,

en el año 2006 la participación de las centrales de ciclo

combinado en la estructura de potencia del sistema, según

las previsiones efectuadas teniendo en cuenta el estado de

los proyectos de los promotores, sería un 40% mayor que

si se tuviese en cuenta el escenario de incorporación

previsto por REE.

10.6. Consideraciones acerca de planesde emergencia para la cobertura de la demanda gasista

El tratamiento de la suspensión del suministro que hacen

las leyes del sector eléctrico y de hidrocarburos es

semejante14. En ellas se admite la suspensión temporal del

366

100%

80%

60%

40%

20%

0%200320022001 200620052004

Hidráulica Nuclear Carbón CCGT Fuel/gas Régimen especial

Fuente: CNE

Figura 10.5.2.4. Evolución de la potencia de generación eléctrica instalada en el sistema peninsular español.Período 2001-2006

Hidroeléctrica22%

Fuel/gas7%

Carbón15%

Régimenespecial

23%

CCGT23%

Nuclear10%

Hidroeléctrica24%

Fuel/gas8%

Carbón16%

Régimenespecial

25%

CCGT15%

Nuclear12%

REE Promotores CCGT

Fuente: REE y CNE

Figura 10.5.2.5. Previsión de la potencia eléctrica instalada en la península en el año 2006 según las previsionesde incorporación de CCGT de REE y de los promotores

14 Ver artículos 50 y 88 de la Ley 54/1997 del sector eléctrico yLey 34/1998 del sector de hidrocarburos, respectivamente.

suministro cuando sea imprescindible para el

mantenimiento, seguridad del suministro, reparación de

instalaciones o mejora del servicio. En todos estos

supuestos, la suspensión requiere autorización

administrativa previa y comunicación a los usuarios en la

forma que reglamentariamente se determine.

Los supuestos de interrupción por mantenimiento,

reparación de instalaciones o mejora del servicio,

permiten la gestión y programación previa, por lo que no

van a ser tratados en este informe; sin embargo, el

supuesto de interrupción por seguridad del suministro

puede aparecer de forma imprevista, tanto por

indisponibilidades fortuitas como por demandas

inusualmente altas. Para este supuesto es preciso disponer

de un plan de emergencia que posibilite una actuación

coordinada que minimice los efectos negativos derivados

de la energía no suministrada. Para el caso eléctrico,

recientemente se ha publicado la Resolución de la

Secretaría de Estado de Energía, Desarrollo Industrial y

Pequeña y Mediana Empresa, por la que se aprueba el

procedimiento de operación del sistema (P.O.6.1),

“Medidas de operación para garantizar la cobertura de la

demanda en situaciones de alerta y emergencia”. Para el

caso gasista todavía no se ha publicado.

Debido a la elevada interacción de los sistemas eléctrico y

gasista este plan de emergencia debería tener en cuenta la

repercusión que la interrupción del suministro gasista

tiene en el sistema eléctrico. Por ello es preciso disponer

de planes de emergencia coordinados, que faciliten la

minimización en tiempo y cantidad de los problemas

derivados de una energía no suministrada.

Este plan ha de ser propuesto por el gestor técnico del

sistema gasista, aprobado por la Administración y

conocido por los agentes del sistema. Una primera

aproximación puede ser la siguiente:

1. Maximizar la disponibilidad de la red: vaporizadores

de emergencia, máxima capacidad de extracción de

almacenamientos y yacimientos, etc.

2. Aplicar interrumpibilidad a todos los clientes que estén

adscritos a este tipo de tarifa.

3. En el caso de que el consumidor de gas sea una planta

de generación eléctrica y cogeneración, gestionar con

REE el corte de suministro a dicha planta.

4. Interrumpir el servicio a aquellas plantas de generación

eléctrica que dispongan de otro combustible alternativo

al gas natural.

5. Suspender el suministro a aquellos clientes que tengan

un contrato de acceso de terceros a la red con cláusulas

de interrumpibilidad. Para el caso eléctrico se estaría

en lo dispuesto en el punto 3.

6. Solicitar a los grandes clientes que dispongan de otros

combustibles diferentes al gas natural su reducción de

demanda de gas. En caso de sustituibilidad de gas por

energía eléctrica se estaría a lo dispuesto en el punto 3.

7. Deslastre selectivo de cargas.

8. Desarrollar campañas de concienciación de la

necesidad de ahorro energético.

Este plan de emergencia, al igual que en el caso eléctrico,

deberá disponer de cobertura legal para su implantación,

puesto que supone una alteración al correcto

funcionamiento de los mercados y, en consecuencia,

implica una alteración económica de los mismos. Por

consiguiente serán medidas excepcionales que han de ser

mantenidas el menor tiempo posible, aplicadas de forma

objetiva y no discriminatoria, y que han de ser totalmente

transparentes.

10.7. Consideraciones acerca de la saturaciónde la capacidad de entrada del sistemagasista

Uno de los problemas que se están planteando en la

liberalización gasista y que tiene su base en la escasez de

367

infraestructuras existentes es la saturación del sistema y,

en consecuencia, los problemas derivados de la ausencia

de capacidad. La ausencia de capacidad en el sistema

gasista se está manifestando como una barrera de entrada

a la incorporación de nuevos agentes en el sistema. Para

evitarlo es preciso incidir en dos frentes: el primero es el

de las propias infraestructuras, razón de ser de la

planificación del Gobierno y del presente informe, y el

segundo es evitar la reserva de capacidad no utilizada,

fruto de un error en la previsión de los agentes o de un

posible comportamiento colusivo de los mismos. A

continuación se desarrolla este segundo problema.

Las denegaciones de acceso comunicadas a la Comisión

Nacional de Energía durante el año 2001 ascendieron a

17, mientras que en el año 2002 se llevan contabilizadas

27 hasta el mes de julio. El número de denegaciones de

acceso al sistema gasista indica que algo está funcionando

mal en el mecanismo de reserva de capacidad y que un

tratamiento de estos temas en el marco de los conflictos

de acceso individuales puede impedir lograr una visión

conjunta de los problemas planteados.

Para conseguir una visión global de la reserva de

capacidad, hay que estudiar los distintos aspectos del

mismo: la regulación gasista, el sistema gasista español, y

las estrategias y comportamientos de los agentes,

empresas transportistas y comercializadoras.

10.7.1. Situación de saturación

de las instalaciones del sistema

Las instalaciones del sistema gasista español se encuentran

en la actualidad en un estado muy cercano a su saturación.

La capacidad de emisión en 2001 de todas las instalaciones

del sistema era transitoriamente de 1.023 GWh, siendo

posible mantener en continuo sólo 870 GWh, cuando la

demanda punta diaria en diciembre era de 949 GWh.

Para cubrir esta demanda, Enagás, S.A. como gestor

técnico del sistema gestiona de manera conjunta, en base

a las contrataciones realizadas y los aportes de gas, todos

los medios de producción de gas del sistema, incluidos

plantas de regasificación, almacenamientos, yacimientos y

almacenamientos subterráneos.

Esta situación tan cercana a la saturación total se

reproduce para los años venideros, puesto que aunque se

producen mejoras en las infraestructuras (nuevas plantas

de GNL, aumentos de capacidad de las existentes)

también crecen, en la misma medida, las previsiones de

demanda por la incorporación de nuevos clientes al

sistema gasista, entre los que cabe mencionar, por su

importancia como consumidores de gas, a las centrales de

ciclo combinado.

Los análisis y simulaciones de Enagás, S.A. muestran que

durante los años 2002 a 2005 se pueden producir diversas

situaciones de demanda punta invernal en las que podrá

requerirse la interrupción del consumo de algún ciclo

combinado, conforme al criterio seguido por

Enagás, S.A., pero ésta podrá variar en función de las

necesidades del sistema eléctrico. Además, si se exceptúan

posibles situaciones de causa mayor (como podría ser la

pérdida de una planta por cierre de puertos) las

restricciones no afectarían a la demanda convencional.

A efectos prácticos, se puede considerar el sistema gasista

como saturado al 100 % durante estos años, no existiendo

apenas una holgura técnica que haya permitido hacer frente

a situaciones de demanda punta superiores a las previstas,

así como a posibles indisponibilidades de plantas o equipos.

10.7.2. Situación de los aprovisionamientos

Los aprovisionamientos al sistema gasista español se han

resuelto históricamente mediante contratos take or pay a

largo plazo, asociados a las inversiones de desarrollo de

infraestructuras en los países productores de gas, al igual

que en el resto de Europa. Aunque existe un mercado de

GNL spot incipiente, resulta claro el dominio actual de los

contratos a largo plazo, que explica la preferencia de los

comercializadores por una reserva de capacidad de

duración similar a sus contratos de aprovisionamiento.

368

En la situación actual hay suficiente oferta de gas (GNL)

en los países productores para abastecer el mercado

español en los próximos años. El cuello de botella se

encuentra pues en las instalaciones de entrada al sistema.

10.7.3. Retribución de las infraestructuras

de entrada y efectos sobre el

comportamiento de los promotores

La Orden Ministerial de retribución de las infraestructuras

gasistas ECO 301/2002 establece el método de

remuneración de las instalaciones de transporte garantizando

a las nuevas inversiones una rentabilidad razonable.

La planificación de infraestructuras, ahora en la fase final

de aprobación debe contribuir a mejorar las carencias del

sistema, al menos a medio y largo plazo.

Dentro del marco de retribución existe la siguiente

distorsión. Los gasoductos de transporte se retribuyen

según costes reconocidos: ya sean estándares, ya sea

resultado de una subasta. Sin embargo, el régimen de

retribución de las plantas de GNL establece un pago

variable por el factor de utilización de la planta. El valor de

referencia que se establece para dicho factor es del 75%15.

Teniendo en cuenta la modulación estacional del

consumo, un factor de utilización tan elevado provoca que

los promotores de nuevas plantas de regasificación

tiendan a diseñar sus plantas con una capacidad de

vaporización muy reducida, cuando las inversiones en

vaporizadores son una inversión mínima en relación con

la inversión de la planta. De esta manera (instalando poca

vaporización), los promotores pueden esperar incrementar

su factor de utilización y obtener así más remuneración.

Desde el punto de vista del sistema gasista, el resultado es

que las plantas nacen con una capacidad de vaporización

insuficiente, ya que si aumentan la capacidad de

regasificación los transportistas pueden perder

remuneración.

Esta situación de vaporización infradimensionada ya se

puso de manifiesto por esta Comisión en sus informes

sobre las autorizaciones a las plantas de regasificación de

Bilbao y Mugardos.

Por lo tanto, la regulación desincentiva la inversión en

capacidad excedentaria en las plantas de regasificación.

10.7.4. La liberalización del mercado

La Ley 34/1998 estableció un calendario de liberalización

del mercado de gas, que tras varios adelantos finalizó el 1

de enero del 2003 con la apertura de todos los

consumidores de gas.

En este contexto se han creado numerosas compañías

comercializadoras de gas, que han comenzado a ejercer su

actividad y a solicitar el acceso a las infraestructuras

gasistas.

Muchas de estas compañías aparecen con objetivos

ambiciosos y optimistas de captación del mercado gasista.

La suma de las cuotas de captación de mercado previstas

por cada uno de los comercializadores supera con creces

el 100%.

Resulta evidente que al menos una parte de las

comercializadoras no podrá cumplir sus objetivos

comerciales, aunque considerados los planes

individualmente sí pueden parecer realizables.

En todo caso y en último término, deben ser los

consumidores los que haya de determinar la cuota de

mercado de cada comercializadora eligiendo la más

conveniente a sus intereses.

10.7.5. Mecanismo de reserva de capacidad

del real decreto 949/2001

La Ley de hidrocarburos permite la denegación de acceso

por falta de capacidad, pero no contempla un mecanismo

de asignación de capacidad.

369

15 Artículo 5.6 de la Orden ECO/301/2002.

El RD 949/2001 estableció un mecanismo de reserva de

capacidad de entrada al sistema basado en el principio de

asignar las solicitudes de acceso atendiendo al orden

cronológico de solicitud16.

Igualmente, se restringe la denegación de capacidad de

salida del sistema, impidiendo la denegación para

abastecer clientes existentes que mantengan su volumen

de consumo, para los que se considera que la capacidad

de salida va asociada al cliente final. Sin embargo, se

añade que esta transferencia de capacidad del cliente no

se considera asociada a la transferencia de reserva de

capacidad de entrada17.

Además, se establecen algunos límites de contratación en

las instalaciones de entrada al sistema (75% largo–25%

corto plazo)18 y un mecanismo de uso o pérdida de

capacidad19 use-it-or-lose-it, aunque en este caso sólo si la

capacidad permanece infrautilizada por más de un año.

10.7.6. Efectos de la regulación sobre el

comportamiento de las comercializadoras

Varias medidas regulatorias y/o de interpretación de la

reglamentación tienen una incidencia directa sobre el

comportamiento de las comercializadoras. Entre ellas se

pueden citar:

• El sistema de reserva de capacidad permite (o al menos

no impide) la contratación por anticipado de las reservas

de capacidad.

• La regulación actual tampoco permite la solicitud de

avales económicos a los solicitantes de capacidades. Así

pues, se pueden contratar enormes cantidades futuras de

capacidad con un coste presente nulo para el

comercializador.

• El régimen económico de la reserva de capacidad

concede a los comercializadores una flexibilidad sobre

la capacidad contratada entre el 85 y el 105%20.

Mediante este mecanismo, un comercializador que

reserve 100 unidades de capacidad efectuará un pago

por reserva igual a la nominación mensual máxima,

mientras dicha punta se sitúe entre 85 y 105 unidades.

Por encima de 105 unidades nominadas se le aplicará

una penalización21.

• Un comercializador que prevea la utilización de 85

unidades en su punta anual, puede contratar 95 o 100

unidades sin efectuar un pago adicional, permitiéndole

disponer de un margen adicional sobre sus previsiones

de ventas de 85, sin incurrir en penalizaciones.

La utilización de los días de almacenamiento incluidos

en los peajes de transporte (5 días) y de regasificación

(actualmente, 5 días) conceden a los comercializadores

una enorme posibilidad de modulación de sus

nominaciones, superior a la ofrecida por cualquier otro

operador de transporte europeo.

• Se impide contractualmente el traspaso de capacidad,

aunque dicha cláusula no figura en los modelos de

contrato. En cualquier caso, no parece que haya en el

sistema comercializadores dispuestos a vender sus

reservas de capacidad.

• Tampoco existe una tarifa para que las

comercializadoras contraten reservas de capacidad en

régimen interrumpible, mientras que los clientes en el

mercado regulado sí disponen de una tarifa

interrumpible específica22. El paso de estos clientes

interrumpibles al mercado liberalizado supone la

contratación de un peaje firme, con la pérdida para el

operador del sistema de este mecanismo de regulación

de la demanda, que actualmente puede ser muy

370

16 Artículo 5.1 del RD 949/2001.17 Artículo 8.a del RD 949/2001.18 Artículo 6.5 del RD 949/2001.19 Artículo 6.3 del RD 949/2001.

20 Artículo 30.2 del RD 949/2001.21 Artículo 30.2.c del RD 949/2001.22 Artículo 27. Grupo 4 del RD 949/2001.

necesario dada la saturación del sistema. Algunos ciclos

se han visto obligados a contratar capacidad con unas

ciertas condiciones de interrumpibilidad por la

saturación del sistema, pero sin recibir a cambio una

rebaja económica por ello.

• El transportista principal impide a las

comercializadoras la contratación de capacidades de

entrada inferiores a la suma de las capacidades de

salida en los puntos de entrega de transporte–distribución.

Esto obliga a contratar capacidades de entrada al

sistema superiores a las que realmente necesitan los

comercializadores.

El efecto conjunto de esta regulación, sumado al

optimismo empresarial que caracteriza a las empresas

comercializadoras, conduce a estas empresas a solicitar

reservas de capacidad que, consideradas en conjunto,

superarán con creces el 100% de la demanda prevista, en

un sistema que está físicamente saturado.

10.7.7. Solicitud de capacidad y evaluación

de la existencia de capacidad en las

instalaciones

La regulación no establece el método para evaluar la

existencia de capacidad en las instalaciones ante una

solicitud de acceso.

Para la evaluación de la capacidad desde el punto de vista

técnico, las solicitudes de acceso se pueden clasificar en

tres tipos cuyo tratamiento puede ser distinto, en función

de que la solicitud se realice para alimentar clientes ya

existentes o para alimentar nuevos consumos.

Solicitud de tipo 1. Cuando la solicitud de acceso se

realiza para alimentar a nuevos consumos, como es el

caso de las nuevas centrales de ciclo combinado, la

evaluación se realiza mediante un programa de simulación

de redes, añadiendo a las previsiones de demanda el

nuevo consumo en la ubicación señalada por el

comercializador.

En general, puede afirmarse que, dado el grado de

saturación del sistema gasista, y hablando en términos

generales, la incorporación de nuevos ciclos al sistema

gasista sólo es posible si de manera paralela se produce

una mejora en las infraestructuras de entrada y, en algunos

casos, también en las infraestructuras de transporte.

Éste es el mecanismo utilizado por la contratación para

abastecer los ciclos combinados (de los que ya se ha

dado cuenta en otros capítulos de este informe),

firmados alguno de ellos por el propio consumidor

cualificado.

Solicitud de tipo 2. Cuando la solicitud de acceso se

realiza para alimentar a clientes existentes que cambian

de suministrador, desplazando por tanto al distribuidor o a

otro comercializador, sin que varíe la demanda del

consumidor, no es preciso realizar un análisis técnico de

simulación de capacidad, ya que no se altera el consumo

del gas en el sistema.

Éste ha sido el mecanismo de solicitud empleado por los

primeros comercializadores entrantes en el sistema

gasista, con capacidades de regasificación contratadas en

general muy pequeñas. Entrarían en esta categoría los seis

contratos de acceso para el transporte del gas del Magreb

celebrados por las adjudicatarias de la subasta del gas

de Argelia.

Todos los contratos citados en el párrafo anterior funcionan

en la práctica mediante un mecanismo de modificación de

la reserva de capacidad que se revisa quincenalmente,

permitiendo a las comercializadoras aumentar las reservas

de capacidad contratadas en paralelo a las captaciones de

clientes del mercado regulado, mecanismo que funciona sin

que se produzcan denegaciones hasta finales de 2001, en

que se produce alguna denegación de aumentos en la

capacidad de regasificación.

Mediante este mecanismo se contrató el 100% de la

capacidad de regasificación de la planta de Huelva, donde

operan hoy seis comercializadoras distintas.

371

Solicitud de tipo 3. Sin embargo, aparece un nuevo tipo

de solicitud de acceso de categoría no clasificable en las

solicitudes anteriores y es la solicitud de acceso para

alimentar clientes existentes en previsión de objetivos de

captación de mercado del comercializador. En este caso,

el comercializador se adelanta ante posibles restricciones

en el sistema, solicitando capacidad de entrada aunque no

tenga confirmados sus clientes.

En esta categoría de reservas “basadas en expectativas de

mercado o especulativas”, y que saturan las plantas de

regasificación.

En la contratación del acceso, aparte de las plantas de

regasificación existentes y de las tres nuevas plantas de

regasificación puede haber indicios de comportamiento de

este tipo por reparto de capacidad entre comercializadores

y transportistas, y entre los socios de las plantas a favor

de sus comercializadoras asociadas, lo que provoca el

bloqueo a la contratación por otras comercializadoras.

Estrategias de este tipo pueden observarse tanto en los

contratos a largo plazo como en los de a corto plazo.

10.7.8. Valoración global de las solicitudes

de acceso

Como se ha comentado anteriormente, el sistema induce

por múltiples motivos a la sobrecontratación de capacidad

por parte de las comercializadoras y el mecanismo de orden

de prioridad ha acelerado esta tendencia para evitar “quedar

expulsado del sistema por falta de capacidad de entrada”.

Estas reservas de capacidad de tipo 3 (realizadas en

previsión de captación de clientes) no se pueden evaluar

desde el punto de vista técnico. No tiene sentido realizar

una simulación del sistema gasista puesto que esta

acumulación de solicitudes no altera las previsiones de

demanda. La coherencia de los planes de desarrollo de

estas compañías no se puede valorar individualmente por

esta Comisión ni por los titulares de infraestructuras, ya

que introduciría unos criterios subjetivos en la asignación

de la capacidad difícilmente justificables. En la normativa

actual no hay fundamentos que permitan denegar estas

peticiones en base a esta consideración y, por lo tanto,

estas peticiones fueron en general aceptadas por los

titulares de instalaciones.

Sin embargo, sí se puede realizar una valoración global

de las reservas de capacidad efectuadas: en conjunto, la

suma de las reservas individuales de capacidad ya

efectuadas en firme y las solicitudes en conflicto para

los años 2003 y 2004 son superiores a las necesidades

reales para la cobertura de la demanda prevista para

dichos años.

Los transportistas han efectuado estas reservas de

capacidad de manera automática por orden de solicitud,

mediante la agregación de capacidades de unos y otros

comercializadores hasta completar la capacidad de las

instalaciones.

El análisis global de la situación indica que esta suma

aritmética se debería corregir aplicando un coeficiente de

simultaneidad a las reservas solicitadas por los distintos

comercializadores, puesto que necesariamente, si

consideramos acertada la demanda prevista en el sistema,

no todos los comercializadores van a cumplir sus

previsiones.

10.7.9. Posibles mejoras en la regulación

La solución a estos problemas ha de venir de la mano de

la regulación que propugna el foro europeo de regulación

de gas.

En la última sesión del mencionado foro se adoptaron las

siguientes conclusiones dentro del capítulo de asignación

de las capacidades, de gestión de las congestiones y de la

capacidad interrumpible:

“El Foro adoptó los siguientes principios, que deberían

ser aplicados como directrices en relación con la

asignación de las capacidades y gestión de las

congestiones:

372

1. Los métodos de gestión de las congestiones y la

asignación de las capacidades deberían ser

establecidos, publicados y operados de una forma

económicamente eficiente, ofreciendo tanta

capacidad como fuese posible, teniendo en cuenta las

obligaciones de servicio público, la cobertura de la

demanda del mercado, la provisión de señales para el

uso óptimo del sistema y para la inversión eficiente

en nuevas infraestructuras. El sistema de retribución

no debería desincentivar la reducción de la

congestión.

2. Los métodos de gestión de las congestiones y la

asignación de las capacidades deberían promover una

competencia efectiva, y el comercio de las capacidades

debería ser no-discriminatorio. Los mecanismos no

deberían ni facilitar ni consolidar el poder de mercado

y deberían evitar desventajas específicas a los nuevos

entrantes.

3. Toda la información relevante relacionada con los

servicios ofrecidos por los operadores de los sistemas

de transporte, incluyendo los transportes nacional y

transfronterizo de gas, en particular las capacidades

disponibles, serán publicados de forma transparente y

oportuna, teniendo en cuenta las excepciones señaladas

en el apartado 12.

4. La asignación de las capacidades y la gestión de las

congestiones será compatible con los mecanismos de

mercados usados (mercado spot, a corto y largo

plazo, hubs, etc.) y debería ser capaz de adaptarse a

las circunstancias evolutivas del mercado. La

asignación de las capacidades y la gestión de las

congestiones debería promover la interoperabilidad

entre sistemas.

5. En cualquier régimen de asignación de capacidades,

deberían implementarse medidas para evitar el

acaparamiento de la misma, incluyendo un uso

apropiado de mecanismos a corto plazo y, cuando éstos

se juzgaran insuficientes, mecanismos apropiados de

liberación de capacidad a largo plazo. Tales

mecanismos deberían asegurar que, en caso de

congestión comercial, los derechos de capacidad han

de ser otorgados a las partes que realmente pretenden

hacer un uso de la misma, respetando en todo

momento los derechos contractuales, mientras sean

compatibles con las leyes comunitarias, desincentivar

la retención de capacidad y facilitar la reutilización de

las capacidades no usadas.”

Asimismo, podría ser conveniente reconsiderar el sistema

de retribución variable por el factor de utilización en las

plantas de regasificación.

Un significativo avance en este sentido se ha dado con el

reciente reglamento23, que introduce nuevas medidas que

potencian los mecanismos de “uso” o “pérdida” de la

capacidad y la implantación de finanzas que disuadan el

acaparamiento de capacidad ociosa, tal como esta

Comisión propugnaba.

Aun reconociendo los progresos realizados, puede ser

necesario profundizar en el desarrollo de las recientes

medidas reglamentarias que pueden paliar los problemas

referidos de la contratación de capacidad. Para ello,

pueden servir de base las conclusiones y directrices

emanadas del foro europeo de regulación del gas,

orientadas a facilitar la información y flexibilidad del

sistema; entre las que podrían considerarse están las

siguientes: facilitar la publicación de las capacidades no

sólo contratadas y disponibles sino realmente usadas,

promover ofertas de capacidad desde el largo plazo hasta

la nominación diaria, introducir capacidades y peajes

interrumpibles, promover transacciones secundarias de

capacidad, desarrollar centros de comercio hubs,

promover mecanismos de mercado para la asignación de

capacidades nuevas o liberadas, analizar posibles reventas

automáticas de capacidad, etc.

373

23 Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que seregulan las actividades de transporte, distribución,comercialización, suministro y procedimientos de autorizaciónde instalaciones de gas natural.

10.8. Retribución por garantía de potencia

La situación de la garantía de potencia24 no ha cambiado

respecto al año anterior, por ello a continuación se reitera

lo ya avanzado en el anterior informe marco.

Dada la mayor incertidumbre en la recuperación de costes

existente en el mercado eléctrico español con respecto a

otros mercados, ocasionada por la fuerte influencia en el

funcionamiento de las unidades y en el nivel de precios de

las diferentes condiciones de hidraulicidad, puede ser

preciso mantener la garantía de potencia. Además, la

limitada capacidad de interconexión del sistema eléctrico

español con otros sistemas hace más importante disponer

de unas señales claras para la incorporación de nueva

potencia en el sistema.

Para que una señal de garantía de potencia sea efectiva ha

de tener unas garantías de estabilidad suficientes. Esto es

debido a que las inversiones en el sector eléctrico tienen

vidas esperadas generalmente superiores a los 15 años, y

no pueden adoptarse en base a una señal de precios, o de

retribución, que no tenga garantizada una continuidad en

un horizonte mínimo.

En consecuencia, se considera necesario establecer

normativamente unas bases suficientemente

transparentes para determinar la retribución por garantía

de potencia, comprometiéndose a mantenerlas sin

revisión durante un plazo mínimo, que podría ser de

unos 5 años.

A continuación se analiza la producción mínima para el

cobro de la garantía de potencia, los sujetos con derechos

al cobro u obligación de pago por garantía de potencia y

la relación con la disponibilidad de combustibles.

10.8.1. Producción mínima para el cobro de la

garantía de potencia

Al margen del establecimiento de una señal de retribución

de garantía de potencia estable, que tendrá efectos en las

futuras decisiones de inversión de las empresas, es

importante revisar las señales que se están enviando a los

agentes que participan hoy en el mercado de producción.

Esto es así porque las señales de garantía de potencia

tienen dos efectos diferentes: por una parte, contribuyen a

fomentar la entrada de nueva capacidad y, por otra, al

mantenimiento en operación de las centrales de costes

variables más elevados, cuya expectativa de

funcionamiento es reducida.

De hecho, durante estos últimos años los pagos por

garantía de potencia han enviado una señal clara a las

centrales más antiguas de fuel-oil/gas natural para que se

mantuviesen disponibles, mejorando la seguridad del

sistema aun sin que se haya producido la entrada de nueva

potencia en el sistema.

A este respecto, en el Real Decreto Ley 6/2000, se

aumentó el número de horas que una central ha de

funcionar en un año determinado para tener derecho al

cobro por garantía de potencia. El objetivo de esta medida

fue evitar que centrales que no estuviesen realmente

disponibles, y por tanto no aportasen seguridad al sistema,

recibiesen cobros por garantía de potencia. Siendo este

objetivo perfectamente válido, la medida puede tener

implicaciones negativas para los fines de garantía del

suministro, por los motivos que se exponen a continuación.

Las centrales actualmente existentes en el sistema

peninsular con mayores costes variables son las centrales

de fuel-oil/gas natural, que además son bastante antiguas.

Entre éstas, las más eficientes son necesarias para cubrir

la demanda durante un número significativo de horas,

siempre que las condiciones de hidraulicidad no sean muy

elevadas; otras son necesarias para suministrar la demanda

en una zona determinada, siendo programadas en el

proceso de resolución de restricciones técnicas; el resto

374

24 El concepto del pago por garantía de potencia persigue,principalmente, reducir el riesgo al que están sujetos losgeneradores en un mercado eléctrico, para recuperar parte desus costes fijos de inversión, favoreciendo la incorporaciónal sistema de una mayor potencia para un mismo nivelde precio.

pueden no ser necesarias para suministrar la demanda,

salvo en situaciones de demanda extrema, hidraulicidad

muy baja o ante fallos elevados del equipo generador. De

todo ello, se deduce que algunas de estas centrales

funcionarían según un despacho económico, un número

de horas muy inferior a las 480 horas fijadas,

especialmente, en momentos en los que la hidraulicidad

sea elevada.

Para estas centrales, funcionar 480 horas en un año puede

suponer un coste neto si el precio del mercado es inferior

a sus costes variables, lo que debería suceder si la

demanda se pudiese cubrir con centrales más baratas. En

estas circunstancias, la señal económica que reciben estas

centrales por garantía de potencia se ve reducida en este

coste, de manera que puede no ser rentable mantener la

central disponible aunque la señal de garantía de potencia

esté correctamente calculada.

Se ha de destacar que la señal de garantía de potencia es

especialmente importante para este tipo de unidades que,

en situaciones normales, funcionarían un escaso o nulo

número de horas al año, aportando al sistema

exclusivamente seguridad de suministro aunque apenas

aportaran energía. En sistemas donde no existen centrales

hidroeléctricas, o son escasas, suele emplearse turbinas de

gas para cumplir esta función de garantía de suministro y

para ellas resulta aplicable todo lo descrito anteriormente,

no siendo descartable su instalación en un futuro en el

sistema español.

Además, se ha de tener en cuenta que el funcionamiento

de unidades para cubrir 480 horas, con independencia de

los precios que resulten en el mercado, altera de forma

artificial el equilibrio entre la oferta y la demanda y, por

tanto, el correcto funcionamiento del mercado de

producción.

Por todo ello, se debería sustituir el mecanismo de

número de horas mínimo por otro método que

permitiera garantizar la disponibilidad de las unidades

sin los inconvenientes del actual. Temporalmente, podría

mejorarse significativamente la situación simplemente

reduciendo el número de horas necesario al entorno de

las 50 o 100 horas equivalentes a plena carga, cuya

incidencia en el mercado y en los resultados de las

unidades sería muy reducido, y podría ser suficiente

para comprobar que las unidades permanecen

operativas.

10.8.2. Sujetos con derecho al cobro u obligación

de pago por garantía de potencia

Un problema del mercado eléctrico actual es su carácter

de mercado a corto plazo, en el que no se contempla la

contratación de energía eléctrica a largo término. Sin

embargo, para favorecer un desarrollo adecuado de nueva

capacidad y, en consecuencia, una garantía en la cobertura

de la demanda futura, puede ser necesario desarrollar

mecanismos de contratación a largo plazo.

El sistema eléctrico español ya cuenta con esta

posibilidad en la medida en que se permite la

contratación bilateral entre agentes. Sin embargo, esta

posibilidad presenta dificultades en su aplicación, dado

que los generadores que están vinculados al

cumplimiento de un contrato bilateral físico no tienen

derecho al cobro de la garantía de potencia en la

reglamentación vigente. Con ello, no sólo se dificulta la

contratación bilateral a corto plazo sino también al largo,

lo que puede incidir negativamente en el desarrollo de

nuevas infraestructuras.

En consecuencia, la retribución de un generador por

garantía de potencia no debe depender del modo en que

contrate su venta de energía: pool o contratación

bilateral.

Del mismo modo, en cuanto al pago por garantía de

potencia, éste no debe depender de si el consumidor

adquiere energía en el mercado diario o si la adquiere

mediante una contratación bilateral o a tarifa. En todo

caso, la garantía de potencia que presta el sistema es la

misma, por lo que su imputación debe ser coincidente.

375

10.8.3. Disponibilidad de combustibles

La retribución por garantía de potencia pretende

adecuarse a la contribución de cada grupo generador a la

garantía de suministro. Así, está previsto que los grupos

que pueden tener limitaciones en el suministro del

combustible necesario para producir electricidad tengan

una menor retribución que otros grupos para los que el

combustible está totalmente o casi totalmente garantizado.

Sin embargo, actualmente no está regulado cómo se

determinan las limitaciones de combustible para los

grupos térmicos, ni qué efecto tendrían las mismas en su

retribución por garantía de potencia.

Esta situación comienza a ser importante con la entrada

de centrales basadas en la tecnología de ciclo combinado

de gas natural. Estas centrales se suministran

normalmente mediante gas contratado libremente con un

suministrador y a través de la red de gasoductos. Por

consiguiente, existen dos posibles problemas en el

abastecimiento: de gas y de red. Así, en cuanto al gas, las

condiciones de interrumpibilidad serán las libremente

pactadas entre las partes y, en consecuencia, desconocidas

para el resto. En cuanto a la red, los problemas vendrán

derivados de las congestiones y serán gestionados por el

gestor técnico del sistema.

Además, existen centrales de ciclo combinado que pueden

funcionar un cierto número de horas al año con

combustibles alternativos, en general gasóleo, para lo que

han de disponer, además, de almacenamientos de este

combustible. Estas centrales aportan una garantía de

suministro al sistema superior a la aportada por las

centrales que se suministran exclusivamente a través del

sistema de gasoductos.

Por otra parte, las centrales convencionales de carbón o de

fuelóleo pueden tener mayores o menores existencias de

combustible almacenadas en sus instalaciones, cuestión

que se debería considerar en la nueva regulación de la

garantía de potencia.

Por lo tanto, podría considerarse que la retribución por

garantía de potencia incluyera una retribución

diferenciada, en función de su disponibilidad de

combustibles, diferenciando aquéllas que alcanzan unas

existencias mínimas de aquéllas que pueden funcionar con

combustibles alternativos de las que se suministran

exclusivamente a través de la red de gasoductos. En

cualquier caso, esta consideración tiene que ser analizada

conjuntamente con el tratamiento de la interrumpibilidad

para estas centrales, tratado en este mismo capítulo del

informe.

Finalmente, podría tenerse en consideración en la

modificación de la retribución por garantía de potencia, el

grado de llenado de los embalses de producción de

energía eléctrica, de manera que se posibilite una gestión

hidráulica de mínimo riesgo para la cobertura de la

demanda.

376

Como consecuencia del análisis realizado el año anterior en

el “Informe Marco sobre la demanda de energía eléctrica y

gas natural, y su cobertura”, de fecha 20 de diciembre de

2001, se formuló una serie de recomendaciones. En el

primer apartado de este capítulo se resumen las mismas y

se analiza su grado de avance en 2002.

En el segundo apartado de este capítulo, se muestra las

recomendaciones derivadas del presente informe.

11.1. Recomendaciones anteriores

Como consecuencia del análisis realizado el año anterior

se formularon una serie de recomendaciones en el

“Informe Marco sobre la demanda de energía eléctrica y

gas natural, y su cobertura”, de fecha 20 de diciembre de

2001. A continuación se analiza su cumplimiento.

Según enunciaba la primera recomendación del informe

del año anterior:

“El mercado eléctrico y de gas natural es un mercado

liberalizado, en el que la cobertura de la demanda aparece

como una tarea asignada al libre mercado, que

funcionando en competencia efectiva ha de proveer un

suministro seguro y de calidad en beneficio de todos. En

consecuencia, el Estado debe ejercer una función

permanente de supervisión de la cobertura de la demanda,

de modo que su actuación quede reservada al caso en que,

detectándose riesgos inadecuados, éstos se eliminen

mediante la incorporación de reglas que proporcionen las

señales regulatorias que garanticen un nivel apropiado de

cobertura.

Dado que el coste medio del transporte está ligado a la

demanda real, la planificación de la red de transporte debe

acomodar acertadamente en el tiempo las nuevas

inversiones a la evolución de la demanda, evitando tanto

capacidades ociosas (costes innecesarios), como falta de

capacidad (origen de restricciones). De esta forma, debe

detectarse con la suficiente anticipación la necesidad de

nuevas inversiones, de manera que el plan de

infraestructuras pueda actualizarse y ser el óptimo en cada

momento.

En consecuencia es preciso realizar un seguimiento

permanente de las infraestructuras para lograr una

adecuada cobertura de la demanda.”

Sobre este punto, la propuesta aprobada por el Consejo de

Ministros con fecha 13 de septiembre de 2002 de

planificación de las infraestructuras de transporte del

sistema eléctrico y gasista, “Planificación de los Sectores

de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002)”, ha

previsto en dicho documento la actualización en el tiempo

de las previsiones, que debe ser cuando menos bienal, con

el objetivo de ir corrigiendo las estimaciones en función

no sólo de las desviaciones detectadas, sino también de la

aparición de nuevas situaciones.

Según enunciaba la segunda recomendación del informe

del año anterior:

“Por su carácter de monopolio natural la planificación

energética queda restringida a la red de transporte, tanto

eléctrica, como gasista. En el caso concreto del gas

natural, la Ley impone una planificación de carácter

obligatorio y de mínimo exigible para la garantía de

suministro en lo referente a los gasoductos de la red

básica y a las instalaciones de almacenamientos de

reservas estratégicas. Esta consideración de mínimo

exigible, a diferencia de la planificación eléctrica,

podría dejar abierta la posibilidad de ampliar o añadir

nuevas instalaciones, aunque éstas no estén

contempladas en la planificación. Dado que las

actividades reguladas deben ser retribuidas

económicamente con cargo a tarifas, peajes y cánones,

esto podría llevar a una situación en la que cualquier

instalación, sin acreditar si es o no necesaria para el

sistema, tenga que ser retribuida por el mismo. La

solución podría ser suprimir el concepto de mínimo

exigible en la planificación gasista, de forma que ésta

fuera realmente vinculante.”

11. Recomendaciones

377

En la actualidad, de acuerdo con la legislación vigente, la

planificación de las redes de gas a desarrollar en el

horizonte de la planificación tiene el carácter de

obligatoria y de mínimo exigible. En lo referente a la

retribución, en la Orden ECO/301/2002, de 15 de febrero,

por la que se establece la retribución de las actividades

reguladas del sector gasista, se introdujo que para aquellas

instalaciones autorizadas de forma directa la Dirección

General de Política Energética y Minas, previo informe

del gestor técnico del sistema gasista y de la Comisión

Nacional de Energía, resolverá expresamente la inclusión

de una instalación de regasificación, de almacenamiento o

de transporte de gas en el régimen retributivo previsto,

todo ello sin perjuicio del resto de autorizaciones

administrativas necesarias.

Según enunciaba la tercera recomendación del informe

del año anterior:

“Teniendo en cuenta que las plantas de regasificación

están sujetas al régimen de liquidaciones e incluidas en un

sistema de retribución que, mediante las tarifas, peajes y

cánones cobrados por el desempeño de su actividad,

asegura la recuperación de las inversiones realizadas por

sus titulares en el periodo de vida útil de las mismas,

permitiendo una rentabilidad razonable, parece

aconsejable que estas instalaciones entraran a formar

parte del proceso de planificación vinculante asociado a

la red de transporte y a los almacenamientos de gas.

Los criterios de planificación han de mostrar la

localización idónea y las características técnicas a las que

debe responder la planta o gasoducto. Una vez

concretados estos extremos, la concurrencia de intereses

en su promoción podría estar dirigida a la construcción de

las instalaciones que, de acuerdo con la planificación, se

considerase necesarias.”

La Ley 24/2001, de 27 de diciembre, de Medidas Fiscales,

Administrativas y del Orden Social, incluyó la

determinación de la capacidad de regasificación total de

gas natural licuado necesaria para abastecer al sistema

gasista dentro de la planificación vinculante, sin embargo,

no se incluyó la localización.

Según enunciaba la cuarta recomendación del informe

del año anterior:

“Teniendo en cuenta las fechas en que deben entrar en

funcionamiento las infraestructuras, así como el tiempo

necesario para su construcción, en el entorno de dos años

para gasoductos y líneas y en el entorno de tres años para

plantas de regasificación, es de vital importancia que las

autorizaciones se tramiten lo más rápidamente posible,

sin que haya demora, ni en la solicitud de la autorización

ni en la tramitación de la misma.”

Esta recomendación sigue siendo válida en la actualidad,

ya que se han detectado retrasos sobre los plazos

teóricos establecidos para el sector eléctrico en el Real

Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se

regulan las actividades de transporte, distribución,

comercialización, suministro y procedimientos de

autorización de instalaciones eléctricas. En lo referente

a instalaciones gasistas, la legislación vigente en la

actualidad es el Real Decreto 2913/1973, de 26 de

octubre, por el que se aprueba el Reglamento general de

servicio público de gases combustibles. Está previsto un

Real Decreto por el que se desarrollen las actividades

de transporte, distribución, comercialización,

suministros y procedimientos de autorización de

instalaciones de gas natural que actualice los

procedimientos de autorización de instalaciones

gasistas.

Según enunciaba la quinta recomendación del informe

del año anterior:

“Puesto que es indispensable disponer en plazo de las

infraestructuras, en particular las de gas natural dirigidas a

satisfacer la demanda de las centrales de ciclo combinado,

a fin de eliminar riesgos en la cobertura de la demanda, se

recomienda un seguimiento de las infraestructuras

propuestas en los anexos.

378

Las infraestructuras enunciadas en el anexo I del sector

del gas, se han dimensionado suponiendo que hay que

atender las centrales de ciclo combinado que presentan un

mayor grado de avance, esto es, las que han obtenido la

autorización administrativa y/o las que tienen contratado

el acceso a la red gasista. A medida que otras centrales

avancen en su grado de concreción, serán necesarias

infraestructuras de transporte adicionales.”

Como consecuencia de esta recomendación, el Consejo de

Administración de esta Comisión, en su sesión celebrada

el día 21 de febrero de 2002, acordó aprobar la propuesta

de procedimiento para el seguimiento de las

infraestructuras referidas en el informe marco del pasado

año. De acuerdo con el citado procedimiento se estableció

un proceso de comunicación con los promotores de dichas

infraestructuras que posibilita el envío de información, de

modo periódico y con carácter bimestral, por parte de

éstos para el seguimiento de las infraestructuras y que se

ha venido realizando desde marzo de 2002 hasta la fecha.

Partiendo de la experiencia adquirida durante 2002 en este

proceso, esta Comisión estima adecuado continuar con el

seguimiento de infraestructuras con una periodicidad

semestral.

Según enunciaba la sexta recomendación del informe del

año anterior:

“Dentro del proceso de construcción y puesta en servicio

de una instalación, se observa que el otorgamiento de los

permisos y de las autorizaciones administrativas

necesarias genera un importante retraso en el horizonte

temporal para la puesta en marcha de la instalación. La

obtención de tales permisos y autorizaciones son de vital

importancia para conseguir, en tiempo, las infraestructuras

imprescindibles para el suministro en los próximos

periodos invernales.

En consecuencia, la Comisión Nacional de Energía,

estima conveniente que desde las diversas

Administraciones Públicas con competencia en la materia,

se agilicen los trámites que permitan concluir el proceso

de autorización de las instalaciones referidas. En este

sentido, sería conveniente analizar la posibilidad de

proveer un procedimiento administrativo que facilitase la

tramitación de los permisos precisos de modo que se

pudiera tender hacia la llamada ‘ventanilla única’, en

materia de autorizaciones de instalaciones energéticas.

Además, es preciso incidir en que la ausencia de la

planificación no debe suponer un retraso en el

otorgamiento de las autorizaciones administrativas.”

Todo lo relativo a la agilización de los procedimientos de

autorización de las instalaciones sigue siendo válido.

Respecto a las infraestructuras de urgente realización, el

documento de planificación de las infraestructuras de

transporte del sistema eléctrico y gasista, “Planificación

de los Sectores de Electricidad y Gas. Desarrollo de las

Redes de Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de

2002)”, propone, para que estén operativas en las fechas

previstas, que el Ministerio de Economía pueda proceder

a otorgar de forma directa la autorización administrativa

previa.

Según enunciaba la séptima recomendación del informe

del año anterior:

“La seguridad del suministro a corto plazo, es

consecuencia directa de las decisiones de inversión en el

largo plazo, y por consiguiente, será heredera de los

aciertos o errores de las mismas. En este sentido, un

adecuado esfuerzo inversor es una condición necesaria

pero no suficiente. Un suministro seguro en el corto plazo

supone que todos los elementos de gestión, casación,

operación, control, reserva, protecciones, comunicaciones,

etc. funcionan correctamente haciendo que el consumidor

reciba su producto en las condiciones adecuadas de

calidad.

Dada la especial responsabilidad del gestor del sistema de

velar por la garantía en la continuidad y seguridad del

suministro y la correcta coordinación en el sistema de

379

producción y transporte para el caso eléctrico o entre los

puntos de acceso, los almacenamientos, el transporte y la

distribución en el sistema gasista, el gestor respectivo

debe tener disponibles y aplicar todos los procedimientos

de operación del sistema o normas de gestión técnica que

sean necesarias.

En particular, y puesto que como ya se ha señalado en el

caso eléctrico, hay un déficit de compensación de

potencia reactiva que provoca restricciones técnicas en el

sistema, fundamentalmente por tensiones bajas en las

zonas sur, levante, catalana y sur de Galicia, debe de

aplicarse el procedimiento de operación que regula el

servicio complementario de control de tensión de la red

de transporte.

Asimismo, es preciso potenciar la aplicación de

procedimientos de operación de las redes de transporte y

distribución no discriminatorios, para que la energía en

régimen especial contribuya a la resolución de

congestiones, de acuerdo con sus especifidades, como el

resto de energías, y aporte a los gestores de red la

información suficiente para realizar su labor.”

El problema de bajas tensiones en determinadas zonas

está mejorando en la actualidad y el operador del sistema

eléctrico está realizando un seguimiento del control de

tensiones. Por otro lado, en el artículo 5 del Real Decreto

841/2002, de 2 de agosto, por el que se regula para las

instalaciones de producción de energía eléctrica en

régimen especial su incentivación en la participación en el

mercado de producción, determinadas obligaciones de

información de sus previsiones de producción, y la

adquisición por los comercializadores de su energía

eléctrica producida, se introduce la participación en los

procesos gestionados por el operador del sistema. Así, se

establece que participarán en el proceso de solución de

restricciones técnicas y en los servicios complementarios

de carácter obligatorio. Asimismo, podrán participar

directamente o mediante un agente vendedor en los

servicios complementarios de carácter potestativo, y en el

proceso de resolución de desvíos generación-consumo,

previa habilitación del operador del sistema. Además, los

titulares de las instalaciones que presenten ofertas al

operador del mercado, deberán poner a disposición del

operador del sistema, en tiempo real y en lo que se refiere

a los desgloses de los programas de las unidades físicas,

la misma información requerida en los procedimientos de

operación para los grupos hidráulicos de producción.

Por otro lado, en el sector del gas, recientemente, en

septiembre de este año, se ha informado desde esta

Comisión la propuesta de Normas Técnicas de Gestión del

Sistema Gasista (NGTS), que permitirá facilitar la

operación del sistema con multiplicidad de agentes.

Según enunciaba la octava recomendación del informe

del año anterior:

“Ante el importante desarrollo de la energía eólica al que

se asiste en la actualidad y dada la insuficiencia de

señales de eficiencia en su regulación que están

produciendo problemas en el sistema eléctrico, se hace

necesaria una mejora de la regulación actual para hacerla

más eficiente, sin abandonar, al mismo tiempo, el

fomento de este tipo de energía por su ventaja

ambiental.”

Sobre este punto, la propuesta aprobada por el Consejo de

Ministros con fecha 13 de septiembre de 2002 de

planificación de las infraestructuras de transporte del

sistema eléctrico y gasista, “Planificación de los Sectores

de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002)”,

señala los nuevos objetivos indicativos de potencia eólica

e introduce un capítulo sobre generación eólica

técnicamente admisible en el Sistema Eléctrico Peninsular

Español.

Por otra parte, el Real Decreto 841/2002, de 2 de agosto,

amplía las posibilidades de funcionamiento de esta

tecnología, incentivando económicamente su acceso

voluntario al mercado, como mecanismo de mejora de la

eficiencia.

380

En este sentido, la CNE, tal y como señalaba en su

informe 18/2002 sobre la propuesta de Real Decreto de

tarifa para 2003, está estudiando una metodología de

retribución del régimen especial que dé estabilidad a su

regulación.

Según enunciaba la novena recomendación del informe

del año anterior:

“Las previsiones de capacidad de los almacenamientos

subterráneos de gas natural dan como resultado que sólo

contabilizando la capacidad asignada al almacenamiento

operativo podríamos aproximarnos a los 35 días

preceptivos de existencias de seguridad.

Se detecta una carencia regulatoria en este punto, al no

haberse publicado el Reglamento de reservas estratégicas,

seguridad del suministro y diversificación de existencias.

Este reglamento debe dilucidar la forma de contabilizar

las existencias de seguridad, si se consideran sólo las de

los almacenamientos subterráneos o si también se pueden

contabilizar como reservas de seguridad el

almacenamiento operativo en tanques o gasoductos o los

existentes en otros países de la Unión Europea. De forma

paralela se debe poner también en marcha la inspección y

control del cumplimiento de las obligaciones de

mantenimiento de dichas existencias. Asimismo, en el

caso de la diversificación, se incide en la idea de evitar

que el cumplimiento de la misma se pudiera convertir en

un obstáculo para la entrada de nuevos agentes.

Con independencia de lo anterior, sería aconsejable volver

a considerar el número mínimo de días de

almacenamiento establecido como precepto legal.

En esta misma línea, la capacidad de almacenamiento

operativo de GNL en planta a que da derecho el peaje de

regasificación es en la actualidad de cinco días de la

capacidad contratada diaria hasta el 1 de enero del año

2004 y a partir de esta fecha, diez días. Pero teniendo en

cuenta los proyectos de ampliación de tanques y los

incrementos de demanda previstos, en los años 2004 y

2005 no se podría proporcionar el almacenamiento a que

da derecho el peaje, ya que aunque aumenta notablemente

la capacidad de almacenamiento, la demanda lo hace a un

ritmo similar. Es por ello que se considera conveniente

realizar una ampliación adicional a la indicada, del

número de tanques.”

En la actualidad todavía no está publicado el reglamento

por el que se ha de regular la obligación del

mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la

diversificación de abastecimiento de gas natural y la

Corporación de Reservas Estratégicas de productos

petrolíferos. Con respecto a la capacidad de

almacenamiento de GNL a la que da derecho el peaje en

la propuesta aprobada por el Consejo de Ministros con

fecha 13 de septiembre de 2002 de planificación de las

infraestructuras de transporte del sistema eléctrico y

gasista, “Planificación de los Sectores de Electricidad y

Gas. Desarrollo de las Redes de Transporte 2002-2011

(13 de septiembre de 2002)”, se prevé la instalación de

tanques adicionales para alcanzar los diez días de

almacenamiento en las plantas de Barcelona, Huelva y

Cartagena. Además, se enuncia que la planta de Mugardos

proporcionará mayor capacidad de almacenamiento de

GNL en el sistema gasista e incrementará la autonomía

del sistema, que no alcanza actualmente los 10 días, y de

acuerdo con el Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto,

hasta el 1/1/2004 la autonomía de las plantas de GNL será

de 5 días y a partir de esa fecha deberá cumplirse el

requisito de garantizar los 10 días de capacidad de

almacenamiento.

Según enunciaba la décima recomendación del informe

del año anterior:

“En la actualidad la interrumpibilidad sólo está

regulada para el mercado no liberalizado que se

suministra a tarifa. De forma general tanto para el

mercado libre como para el regulado, la

interrumpibilidad se puede asociar fundamentalmente a

dos conceptos: por un lado al suministro de gas o

electricidad y, por otro, a la red.

381

En el primero de ellos, las condiciones en el suministro de

gas entre el oferente y el demandante son libremente

pactadas entre las partes, de manera que es en el contrato

de suministro donde se pueden encontrar las condiciones

particulares de interrupción del suministro.

El segundo concepto es el asociado a los problemas de

red. En la actualidad, y debido a los problemas de

congestiones que presenta la red de transporte de gas,

algunos contratos de acceso de terceros a la red para

nuevos consumidores están siendo firmados con cláusulas

de interrumpibilidad, de manera que, cuando el

transportista detecta problemas puede provocar el corte de

suministro a dichos consumidores. Para este caso, no

existe un precio especial en el uso de la red asociado a

esta interrumpibilidad.

Asimismo, en el caso del gas, los consumidores

interrumpibles a tarifa están exentos de las obligaciones

de almacenamiento estratégico y diversificación.

Sin embargo, dado que el consumo interrumpible no está

legalmente previsto para el mercado liberalizado, no está

claro a quién se aplica en este mercado.

Por todo ello, se considera conveniente regular el

concepto de interrumpibilidad en el mercado

liberalizado.”

Según enunciaba la undécima recomendación del

informe del año anterior:

“Para poder garantizar la estabilidad económica de los

sistemas y, en consecuencia, la seguridad de su

suministro, se considera necesario fijar unos ingresos que

permitan cubrir los costes de dicho suministro. La

coherencia para determinar tanto las tarifas de acceso

como las tarifas integrales es un requisito necesario para

garantizar la recuperación de los costes regulados del

sector. Por ello es preciso disponer de una metodología

tarifaria para asignar los distintos costes y poder

establecer de forma global las tarifas de acceso e

integrales, así como disponer de un procedimiento de

ajuste explícito para poder encajar las posibles variaciones

respecto a las previsiones consideradas.”

Esta Comisión emitió un informe público a finales del

pasado 2001, en el que se desarrollaba una propuesta de

metodología para establecer tarifas de acceso a redes

eléctricas.

El día 27 de diciembre de 2002, el Gobierno aprobó un

Real Decreto que contempla una metodología para la

determinación de la tarifa media o de referencia. Entre los

temas que aborda el Real Decreto de metodología tarifaria

está el tratamiento del déficit tarifario.

Por otro lado, durante este año, el Ministerio de Economía

ha desarrollado la regulación del sistema económico

integrado por la Orden ECO/301/2002, de 15 de febrero,

por la que se establece la retribución de las actividades

reguladas del sector gasista y Orden ECO/1026/2002, de

10 de abril, por la que se modifica la Orden

ECO/301/2002, de 15 de febrero, por la que se establece la

retribución de las actividades reguladas del sector gasista

que fueron informadas por esta Comisión en el Informe

2/2002 sobre la propuesta de Orden, por la que se

establece la retribución de las actividades reguladas del

sector gasista (aprobado por el Consejo de Administración

de 7 de febrero de 2002) e Informe 1/2002 sobre propuesta

de Orden, por la que se establecen las tarifas de gas natural

y gases manufacturados por canalización (aprobado por el

Consejo de Administración de 7 de febrero de 2002).

Según enunciaba la duodécima recomendación del

informe del año anterior:

“Respecto a la garantía de potencia, se propone incluir un

método que permita garantizar la disponibilidad de las

centrales sin tener en cuenta el mecanismo del número de

horas mínimo de funcionamiento.

Además, la retribución de un generador por garantía de

potencia no debe depender del modo en que contrate su

382

venta de energía, ya sea en el pool o mediante

contratación bilateral.

Del mismo modo, en cuanto al pago por garantía de

potencia, éste no debe depender de si el consumidor

adquiere energía en el mercado diario o si la adquiere

mediante una contratación bilateral o si adquiere su

energía a tarifa.”

En lo referente a la regulación de la garantía de potencia,

la situación no ha cambiado respecto al año anterior.

Según enunciaba la decimotercera recomendación del

informe del año anterior:

“La incorporación de una nueva central de ciclo

combinado puede obligar a acometer elevadas inversiones

en los refuerzos de las infraestructuras. Por ello, es

preciso un compromiso jurídico y económico, si fuera

preciso con anticipación financiera, que garantice la

realidad del proyecto, o al menos la recuperación de

costes en caso de retirada del proyecto.”

Respecto a este tema, en el caso de que un ciclo

combinado haya efectuado la reserva de capacidad en el

sistema gasista y se retrase en su entrada en

funcionamiento sobre las fechas de inicio de operación

establecidas en el contrato, estaría obligado al pago de los

peajes por el 85% de la capacidad reservada durante el

tiempo de retraso (límite mínimo de flexibilidad en los

peajes), esto es, correspondería a una nominación por

debajo del 85% del umbral contratado; sin embargo es,

precisa una regulación más particular para esta casuística.

Según enunciaba la decimocuarta recomendación del

informe del año anterior:

“La localización de las centrales de generación no es

indiferente para el sistema ya que la proximidad a los

centros de consumo reduce la necesidad de redes de

transporte y las pérdidas de las mismas. Por tanto, y en

consonancia con las tendencias europeas en la materia, se

considera necesario aplicar en la regulación del transporte

y del mercado señales que permitan a los agentes tomar

las decisiones de localización más adecuadas, recibiendo

por ello una señal económica acorde a los costes o

beneficios ocasionados al sistema.”

Respecto a este tema, la propuesta aprobada por el

Consejo de Ministros con fecha 13 de septiembre de 2002

de planificación de las infraestructuras de transporte del

sistema eléctrico y gasista, “Planificación de los Sectores

de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002)”, da

una serie de directrices de ubicación geográfica en

función de las pérdidas en el sistema de transporte

eléctrico y de las restricciones técnicas del sistema

eléctrico. No se analizan criterios de localización

coordinados con el sistema gasista.

Según enunciaba la decimoquinta recomendación del

informe del año anterior:

“Como ya ha puesto de manifiesto esta Comisión en

diferentes informes, es preciso atender también a la

urgente necesidad del desarrollo de la regulación en los

sistemas extrapeninsulares y al desarrollo de los

criterios de planificación particularizados para estos

sistemas.”

La regulación de los sistemas extrapeninsulares sigue

estando pendiente. En lo referente al desarrollo de los

criterios de planificación para estos sistemas, están

incluidos en el documento “Planificación de los Sectores

de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002)”. En el

caso particular de Baleares se enuncia que a fin de no

adelantar decisiones que puedan resultar inadecuadas, se

estima que la inclusión de una infraestructura, cualquiera

que sea la opción elegida, está condicionada a que se

profundice en los análisis en marcha para optar por la

alternativa más idónea. En cualquier caso los análisis

deben estar concluidos en el plazo más breve posible y

siempre dentro del año 2003.

383

Según enunciaba la decimosexta recomendación del

informe del año anterior:

“Por último cabe reiterar de nuevo la necesidad de ampliar

las interconexiones precisas para la obtención de un

mercado interior europeo de la energía. En este sentido se

debe continuar con el camino emprendido y del que es

ejemplo reciente el Grupo de Seguimiento de la

interconexión España-Francia y el Protocolo de

Colaboración entre la Administraciones Española y

Portuguesa para la creación del Mercado Ibérico de

Electricidad.”

Esta recomendación sigue siendo vigente en la actualidad.

En los Criterios Generales de la Planificación de la Red

de Transporte del documento “Planificación de los

Sectores de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes

de Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002), se

promueve de manera explícita el desarrollo de las

interconexiones internacionales, y con especial relevancia

las orientadas a fomentar el mercado único europeo.

Además, se incluyen las actuaciones previstas para el

desarrollo de las interconexiones entre el sistema eléctrico

español y los sistemas eléctricos externos.

Sin embargo, ya desde la propia Comisión Europea se

alerta del retraso de estos proyectos.

11.2. Recomendaciones

Como consecuencia del análisis realizado a lo largo del

presente Informe, esta Comisión Nacional de Energía

formula las siguientes recomendaciones (se han recogido

también aquellas recomendaciones del año anterior que

siguen siendo vigentes).

PRIMERA. En la actualidad la interrumpibilidad sólo

está regulada para el mercado no liberalizado que se

suministra a tarifa. De forma general tanto para el mercado

libre como para el regulado, la interrumpibilidad se puede

asociar fundamentalmente a dos conceptos: por un lado al

suministro de gas o electricidad y, por otro, a la red.

En el primero de ellos, las condiciones en el suministro de

gas entre el oferente y el demandante son libremente

pactadas entre las partes, de manera que es en el contrato

de suministro donde se pueden encontrar las condiciones

particulares de interrupción del suministro.

El segundo concepto es el asociado a los problemas de

red. En la actualidad, y debido a los problemas de

congestiones que presenta la red de transporte de gas, es

de particular interés aumentar la flexibilidad asociada a la

reserva de capacidad. En este sentido, la interrumpibilidad

es una herramienta más para la mejora de la flexibilidad

del sistema.

Igualmente, debe analizarse la introducción de programas

de reducción voluntaria de consumo en el mercado

eléctrico liberalizado, en forma de interrumpibilidad o

equivalente, necesarios para facilitar la gestión de demanda

en situaciones críticas, que llevarían asociada la eliminación

o reducción de los pagos de garantía de potencia, en

función del compromiso de reducción de carga adquirido.

Por todo ello, se considera conveniente regular el

concepto de interrumpibilidad.

SEGUNDA. De igual forma que en el caso eléctrico, es

preciso disponer de un plan de emergencia en el sector

gasista que posibilite una actuación coordinada que minimice

los efectos negativos derivados de la energía no suministrada.

Debido a la elevada interacción de los sistemas eléctrico y

gasista, los planes de emergencia deben tener en cuenta la

repercusión que la interrupción del suministro gasista

tiene en el sistema eléctrico.

Por ello es preciso disponer de planes de emergencia

coordinados, que faciliten la minimización en tiempo y

cantidad de los problemas derivados de una energía no

suministrada.

TERCERA. Puesto que en situaciones demanda punta

pueden presentarse problemas en la cobertura de la

384

demanda eléctrica, esta situación no ha de verse agravada

por posibles problemas de saturación en el sistema gasista.

Es especialmente importante el caso de las centrales de

producción eléctrica que utilizan gas natural, ya sean

ciclos combinados o centrales convencionales de gas, que

pueden estar sujetas a interrumpibilidad debido a la

saturación actual del sistema gasista.

Así, ante situaciones ajustadas de cobertura, es preciso

elaborar procedimientos de coordinación entre los

gestores técnicos de los sistemas eléctrico y gasista que

permitan minimizar los riesgos en la cobertura de estos

servicios universales y esenciales. Dichos procedimientos

deben contemplar las oportunas comunicaciones al objeto

de que los agentes de los mercados eléctrico y gasista

puedan participar con normalidad en sus respectivos

mercados.

Los hechos acontecidos en el mes de enero de 2003

confirman lo necesario de esta recomendación.

CUARTA. En el marco de las políticas energéticas en la

Unión Europea, la eficiencia energética y el ahorro de

energía adquieren un papel especialmente relevante.

Sin lugar a dudas, el papel de la Administración, tanto

nacional como supranacional, es fundamental en la

promoción del ahorro y eficiencia energética. Así, debe

marcarse como objetivo básico el mejorar el índice de

intensidad energética, o lo que es lo mismo, atemperar el

aumento de la demanda energética en relación al

crecimiento económico.

A estos efectos, la CNE recomienda:

a) Definir e implementar la Estrategia Española de

Eficiencia Energética, conforme al resultado de los

actuales trabajos de los grupos sectoriales que coordina el

MINECO, y del documento de consulta que se elabore.

b) Modificar el RD de mercado y los procedimientos de

operación del sistema necesarios para permitir a los

grandes consumidores participar en el servicio

complementario de regulación terciaria y en la garantía

de potencia.

c) Reeditar la implementación de los programas de

gestión de la demanda eléctrica, conforme a la

experiencia positiva existente, y de acuerdo con lo

dispuesto en el artículo 46 de la Ley del Sector

Eléctrico.

En este sentido parece muy acertada la iniciativa del

Gobierno que ha aprobado recientemente la elaboración

de la Estrategia sobre la Eficiencia Energética en

España, para el período 2003-2012, cuyo objetivo básico

es evaluar la situación actual de la eficiencia energética y

proponer acciones sectoriales, valorando oportunidades,

barreras y costes asociados.

QUINTA. Uno de los problemas que se están planteando

en la liberalización gasista y que tiene su base en la

escasez de infraestructuras existentes es la saturación del

sistema y, en consecuencia, los problemas derivados de

ausencia de capacidad. La ausencia de capacidad en el

sistema gasista se está manifestando como una barrera de

entrada a la incorporación de nuevos agentes en el

sistema.

Un significativo avance en este sentido se ha dado con el

reciente reglamento1, que introduce nuevas medidas que

potencian los mecanismos de “uso o pérdida” de la

capacidad y la implantación de fianzas que disuadan el

acaparamiento de capacidad ociosa, tal como esta

Comisión propugnaba.

Aun reconociendo los progresos realizados, puede ser

necesario profundizar en el desarrollo de las recientes

medidas reglamentarias que pueden paliar los problemas

385

1 Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que seregulan las actividades de transporte, distribución,comercialización, suministro y procedimientos de autorizaciónde instalaciones de gas natural.

referidos de la contratación de capacidad. Para ello,

pueden servir de base las conclusiones y directrices

emanadas del foro europeo de regulación del gas,

orientadas a facilitar la información y flexibilidad del

sistema. Entre las que podrían considerarse están las

siguientes: facilitar la publicación de las capacidades no

sólo contratadas y disponibles sino realmente usadas,

promover ofertas de capacidad desde el largo plazo hasta

la nominación diaria, introducir capacidades y peajes

interrumpibles, promover transacciones secundarias de

capacidad, desarrollo de centros de comercio “hubs”,

promover mecanismos de mercado para la asignación de

capacidades nuevas o liberadas, analizar posibles reventas

automáticas de capacidad, etc.

SEXTA. Dentro del proceso de construcción y puesta en

servicio de una instalación, se observa que el

otorgamiento de los permisos y de las autorizaciones

administrativas necesarias genera un importante retraso en

el horizonte temporal para la puesta en marcha de la

instalación. La obtención de tales permisos y

autorizaciones son de vital importancia para conseguir, en

tiempo, las infraestructuras imprescindibles para el

suministro en los próximos períodos invernales.

Es preciso, que los procedimientos sean ágiles y que se

respeten escrupulosamente los plazos reglamentariamente

establecidos. Asimismo, es preciso que los promotores de

infraestructuras cumplan con todos los requisitos legales y

partan de situaciones de consenso para el desarrollo de

los proyectos.

En este sentido, sería conveniente que, a través de la

oportuna propuesta, se incorporara al ordenamiento

jurídico la norma que garantizara la debida coordinación

de todas las Administraciones públicas que intervienen en

el proceso de autorización de instalaciones.

SÉPTIMA. Las previsiones de capacidad de los

almacenamientos subterráneos de gas natural dan como

resultado que sólo contabilizando la capacidad asignada al

almacenamiento operativo el sistema podría acercarse a

los 35 días preceptivos de existencias de seguridad. En

consecuencia, tal como se ha puesto de manifiesto en el

presente informe, es necesario ampliar la capacidad de

almacenamiento.

Asimismo, es preciso analizar la adecuación del actual

sistema de retribución de estas inversiones, teniendo en

consideración el caso de las prospecciones en

almacenamientos fallidos.

Se detecta una carencia regulatoria en este punto, al no

haberse publicado aún el reglamento que ha de regular la

obligación de mantenimiento de existencias mínimas de

seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas

natural y la Corporación de Reservas Estratégicas de

productos petrolíferos, cuya urgencia se hace cada día

más patente para atender a posibles dificultades de

suministro en el sistema español. Este reglamento debe

dilucidar la forma de contabilizar las existencias de

seguridad, si se consideran sólo las de los

almacenamientos subterráneos o si también se pueden

contabilizar como reservas de seguridad el

almacenamiento operativo en tanques o gasoductos o los

existentes en otros países de la Unión Europea. De forma

paralela se debe poner también en marcha la inspección y

control del cumplimiento de las obligaciones de

mantenimiento de dichas existencias. Asimismo, en el

caso de la diversificación, se incide en la idea de evitar

que el cumplimiento de la misma se pudiera convertir en

un obstáculo para la entrada de nuevos agentes.

Con independencia de lo anterior, se reitera la

conveniencia de volver a considerar el número mínimo de

días de almacenamiento establecido como precepto legal

dentro de un planteamiento global que incluya todas

aquellas medidas que coadyuven a la seguridad del

suministro, la diversificación de los aprovisionamientos,

la flexibilidad de las contrataciones, o la política de

interrumpibilidad.

Por otra parte, desde esta Comisión se ha informado en

septiembre de 2002, una propuesta de Normas de Gestión

386

Técnica del Sistema (NGTS). Después del largo tiempo

transcurrido todavía hoy no están aprobadas y publicadas

las NGTS. Esta situación, en razón de la falta de

normativa, está originando problemas en la operación de

los agentes y del propio gestor técnico del sistema,

reclamándose por todos ellos la urgencia de la aprobación.

De forma especial se destaca la necesidad de la regulación

de las posibles situaciones de excepción ante

perturbaciones en el suministro al sistema español y la

forma de actuación del gestor técnico del sistema, de

acuerdo con una normativa preexistente y conocida por

todos los agentes.

OCTAVA. Respecto a la garantía de potencia, se propone

incluir un método que permita garantizar la disponibilidad

de las centrales sin tener en cuenta el mecanismo del

número de horas mínimo de funcionamiento.

Además, la retribución de un generador por garantía de

potencia no debe depender del modo en que contrate su

venta de energía, ya sea en el pool o mediante

contratación bilateral.

Del mismo modo, en cuanto al pago por garantía de

potencia, éste no debe depender de si el consumidor

adquiere energía en el mercado diario o si la adquiere

mediante una contratación bilateral o si adquiere su

energía a tarifa.

Asimismo, podrá tenerse en consideración, en la

modificación de la retribución por garantía de potencia, la

seguridad efectiva aportada por cada generador teniendo

en cuenta su disponibilidad en las situaciones de cobertura

más ajustadas y la disponibilidad de combustible.

En particular, en el caso de centrales hidráulicas, se

debería considerar el grado de llenado de los embalses, de

manera que se incentive una gestión hidráulica de mínimo

riesgo para la cobertura de la demanda.

Igualmente, en el caso de centrales térmicas, es necesario

tomar en consideración la disponibilidad efectiva de

combustible de las diferentes centrales. Así aquellas

centrales térmicas que dispongan de almacenamientos de

combustible para períodos prolongados o que tengan

capacidad de uso de diversos combustibles, deben

disponer de una mayor retribución por garantía de

potencia. Tal es el caso de las centrales térmicas clásicas

bicombustibles, o las nuevas centrales de ciclo combinado

de gas con capacidad de empleo de gasóleo como

combustible alternativo en situaciones de demanda punta,

frente a las centrales de ciclo combinado que no

dispongan de capacidad de funcionamiento con

combustible alternativo. Asimismo, podrá considerarse el

nivel de almacenamiento de combustible disponible en

cada central.

NOVENA. Como ya ha puesto de manifiesto esta

Comisión en diferentes informes, es preciso atender

también a la urgente necesidad del desarrollo de la

regulación en los sistemas extrapeninsulares y la elección

de la alternativa de infraestructura más idónea de entre las

recogidas en la propuesta aprobada por el Consejo de

Ministros con fecha 13 de septiembre de 2002 de

planificación de las infraestructuras de transporte del

sistema eléctrico y gasista “Planificación de los Sectores

de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes de

Transporte 2002-2011 (13 de septiembre de 2002)”.

DÉCIMA. Por último cabe reiterar de nuevo la necesidad

de ampliar las interconexiones precisas para la obtención

de un mercado interior europeo de la energía, así como

aquellas otras interconexiones que sirvan de mayor

garantía para el suministro del citado mercado. En este

sentido se debe continuar con el camino emprendido y del

que es ejemplo reciente el Grupo de Seguimiento de la

interconexión España-Francia y el Protocolo de

Colaboración entre la Administraciones Española y

Portuguesa para la creación del Mercado Ibérico de

Electricidad. Asimismo, se debe avanzar en la creación

del mercado ibérico de gas.

Más aún, una de las conclusiones aprobadas en la reunión

de Barcelona celebrada el 15 y 16 de marzo de 2002

387

durante la Presidencia Española del Consejo Europeo, fue

la de alcanzar en 2005 un nivel mínimo de interconexión

eléctrica equivalente al 10% de la generación instalada.

Esta preocupación por las redes transeuropeas en los

sectores eléctrico y gasista se ha puesto de manifiesto en

la Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo2

y al Consejo sobre infraestructura energética europea y en

la aplicación de las orientaciones para las Redes

Transeuropeas de Energía, en la que se citan como

“cuellos de botella” críticos en electricidad la

interconexión entre Francia y España. Asimismo se señala

como carencia de infraestructuras para el transporte de

gas una conexión mayor con Francia y la construcción de

instalaciones de almacenamiento y de GNL; igualmente,

se cita como “punto rojo” del mapa europeo de transporte

de gas y ruta principal de abastecimiento de gas, el

gasoducto Magreb-Europa desde Argelia hacia España y

Portugal vía Marruecos. Por último, en la lista de

proyectos planificados o potenciales de abastecimiento de

gas para Europa figura el gasoducto de Medgaz para el

transporte de gas argelino a Europa (vía España y

Francia).

UNDÉCIMA. Una vez aprobado por el Consejo de

Ministros de 13 de septiembre de 2002 el primer Plan de

Desarrollo de la Red de Transporte de energía eléctrica,

contenido en el documento “Planificación de los sectores

de electricidad y gas. Desarrollo de las redes de transporte

2002-2011”, y sometido éste al Congreso de los

Diputados, todo ello de acuerdo con lo dispuesto en la

Ley 54/1997, de 27 de noviembre y el Real Decreto

1955/2000, de 1 de diciembre, se considera necesario que,

de manera urgente, la Dirección General de Política

Energética y Minas apruebe y publique en el “Boletín

Oficial del Estado”, previo informe de la Comisión

Nacional de Energía, el Programa Anual de Instalaciones

de Transporte de energía eléctrica, completándose de este

modo las fases previstas en la planificación del transporte

de energía eléctrica. Dicho Programa Anual de

Instalaciones de Transporte permitiría a los agentes, por

un lado, conocer las instalaciones previstas que han de

entrar en servicio durante el próximo ejercicio, y por otro,

en su caso, la ejecución de las mismas mediante los

mecanismos concurrenciales previstos en la Ley 54/1997,

de 27 de noviembre y el Real Decreto 1955/2000, de 1 de

diciembre, con la previsible reducción de costes respecto

de los valores estándares establecidos en el Real Decreto

2819/1998, de 23 de diciembre.

De forma análoga se debería de proceder en cuanto a las

instalaciones de transporte del sistema de gas natural, de

manera que se puedan activar los mecanismos

concurrenciales previstos en la normativa.

DUODÉCIMA. Sin perjuicio de que en la actual

regulación de la calidad en la red de distribución de

energía eléctrica se contempla la existencia de

bonificaciones a los consumidores finales ante

incumplimientos por parte del distribuidor de los

objetivos de calidad individual, se entiende necesario, y

en esta línea viene trabajando la CNE, que en la

metodología que fije la retribución de las empresas

distribuidoras se recojan expresamente los objetivos de

calidad de servicio. Así, las empresas distribuidoras que

no alcanzasen, en una determinada zona la calidad

definida reglamentariamente, verían disminuida su

retribución. Por el contrario, en aquellas zonas donde se

disfrutase de una calidad de servicio zonal superior a la

fijada reglamentariamente, las empresas distribuidoras

verían aumentada su retribución.

Por otro lado, es necesario que se profundice en el

desarrollo coordinado de las redes de trasporte y de

distribución, conforme a lo establecido en la Disposición

Adicional Segunda del Real Decreto 1955/2000. En este

sentido, la metodología para la fijación de la retribución

de las empresas distribuidoras debe evitar que, por

razones meramente económicas, se incentive, de una

manera técnicamente inadecuada, la realización de

infraestructuras de transporte en detrimento de las

infraestructuras de distribución.

388

2 COM(2001) 775, final.

DECIMOTERCERA. El mantenimiento de tensiones en

las redes de transporte y distribución de energía eléctrica

es responsabilidad de los gestores de dichas redes, y

contribuyen a él, positiva o negativamente, las propias

redes de transporte y distribución así como todos los

elementos o sujetos conectados a ellos: productores, en

régimen ordinario y especial, y consumidores.

Como en cualquier otro servicio, es necesario hacer llegar

a cada uno de los sujetos una señal adecuada que

represente los costes o beneficios ocasionados al sistema,

para evitar costes innecesarios o un deterioro de la calidad

del servicio de consecuencias difíciles de prever.

Hasta el momento el retraso en la regulación en esta

materia no ha garantizado la realización de las inversiones

necesarias ni la prestación adecuada del servicio de

control de tensión por todos los agentes implicados,

haciendo que los esfuerzos que han sido necesarios

realizar para mantener el control de tensión no hayan sido

uniformes, acometidos en los plazos apropiados ni

retribuidos adecuadamente.

“Para mejorar esta situación se propone, al margen de la

aplicación completa del procedimiento P.O. 7.4 sobre

control de tensión en la red de transporte, desarrollar las

capacidades de los distribuidores para la gestión de los

elementos de control de tensión disponibles en sus redes y

adecuar la regulación del régimen especial para la

prestación de este servicio. En sentido contrario a lo

anterior, se debe señalar, que mediante el Real Decreto

841/2002 se ha eliminado la señal anteriormente existente

en los Reales Decretos 2366/94 y 2818/98, como

complemento tarifario para el mantenimiento de cos f =1

o el cos f negociado con el distribuidor, para aquellos

productores que acuden al mercado de producción de

energía eléctrica, quienes en general no están sujetos al

P.O 7.4 por su ubicación en redes de distribución o por su

reducido tamaño.”

DECIMOCUARTA. Respecto a la regulación de la

producción de electricidad en régimen especial, aparte de

lo ya contemplado en las anteriores recomendaciones, se

deberían tomas las siguientes medidas:

1. Trasposición de la Directiva 2001/77/CE, de 27 de

septiembre, relativa a la promoción de la electricidad a

partir de fuentes de energía renovables en el mercado

interior de la electricidad, específicamente necesaria en

lo referente a:

• Procedimiento para determinar la garantía de origen

de la energía.

• Norma de conexión a la red y operación de las

instalaciones. En este sentido, se deberían retomar

los trabajos del grupo de conexión que coordina el

Ministerio de Economía.

2. Aprobación de una metodología de revisión de las

primas. El artículo 32 del Real Decreto 2818/1998, de

23 de diciembre establece que las primas asignadas a

los productores en régimen especial deberán revisarse

cada cuatro años. Con el fin de reducir la actual

inseguridad regulatoria y a fin de preservar el

cumplimiento de los objetivos del Plan de Fomento de

las Energías Renovables, ampliados mediante el

Documento de planificación, se considera necesario el

desarrollo de una metodología de revisión de las

primas que sea transparente, objetiva y no

discriminatoria. En este sentido, la Comisión efectuará

una propuesta específica de metodología al Ministerio

de Economía durante el primer trimestre de 2003.

3. Análisis de los incentivos para la participación del

régimen especial en el mercado. El Real Decreto

841/2002, de 2 de agosto, amplía las posibilidades para

el régimen especial, incentivando económicamente su

acceso voluntario al mercado, como mecanismo de

mejora de la eficiencia. Se deberá realizar un

seguimiento de esta nueva regulación para evaluar el

incentivo real que tienen estas instalaciones, de

acuerdo con la metodología que se establezca para la

revisión de las primas.

389

4. En línea con los objetivos de la propuesta de

Directiva sobre promoción de la cogeneración, se

considera conveniente la revisión de la regulación de

la cogeneración para tratar de maximizar su eficiencia

energética. Los productos de la cogeneración (energía

eléctrica y térmica) se venden en el mercado a los

precios que éste determina. A su vez, estas

instalaciones pueden aportar otros servicios al

sistema eléctrico, por los que deberán ser

remuneradas.

390

La existencia de unas infraestructuras suficientes es un

requisito imprescindible tanto para garantizar un suministro

de calidad como para permitir un funcionamiento del

mercado en competencia efectiva, en beneficio de todos.

Del análisis realizado acerca de la cobertura de la

demanda de gas y electricidad en el presente informe cabe

extraer las siguientes conclusiones.

12.1. Sobre la cobertura de la demanda de gasnatural a corto plazo

En síntesis, pueden destacarse los siguientes puntos:

1. Respecto a la disponibilidad de gas como materia prima,

no se observan problemas de cobertura de la demanda,

tal como se indica en el capítulo 5 de este informe, salvo

situaciones excepcionales originadas por causas de fuerza

mayor. Los contratos de aprovisionamiento que se hallan

ya firmados por los agentes del sistema en la fecha de

elaboración de este informe, garantizan el suministro de

la demanda por encima del 90% en su escenario central.

2. En relación con posibles causas de fuerza mayor, debe

consignarse en estas conclusiones las relativas a los

almacenamientos subterráneos contenidas en este

informe. Esto es, la necesidad de nuevos

almacenamientos, la carencia de su desarrollo

regulatorio, y la necesidad de analizar el sistema de

retribución de estas inversiones: caso de las

prospecciones en almacenamientos fallidos.

3. Los importantes aumentos en la demanda de gas, tanto

para el mercado convencional como para la

alimentación de las nuevas centrales de producción de

energía eléctrica de ciclo combinado de gas, y la

saturación de las actuales infraestructuras, originan que

en el corto plazo, puedan existir problemas de

suministro en situaciones de demanda punta.

4. La incidencia que este elevado crecimiento de la

demanda de gas origina en el sistema de transporte de

gas, hace preciso continuar con el esfuerzo inversor en

infraestructuras gasistas, indicado en la planificación

del Gobierno.

Respecto a los posibles problemas de suministro en

situaciones de demanda punta, conforme a lo indicado en

el capítulo 6 de este informe, se observan problemas en la

cobertura de la demanda de gas en la temporada invernal

de 2002 a 2003 que se reflejan en restricciones a ciertas

centrales de ciclo combinado de gas. Según el análisis

realizado, no existirían problemas para suministrar en su

totalidad la demanda convencional y la demanda asociada

a cinco grupos de 400 MW, dos en Barcelona, uno en

Castellón y dos en San Roque. El resto de grupos

considerados (el segundo en Castellón, uno en Castejón y

los dos grupos previstos en Bilbao) podrían tener

restricciones durante este período invernal por insuficiente

capacidad de la red de transporte.

En realidad, de los nueve grupos de ciclos combinados

que se consideraba que estarían disponibles antes de

finales del año 2002, sólo se han incorporado siete

estando los dos restantes en pruebas (los dos grupos de

Bilbao).

La punta invernal de gas en el invierno 2002/2003 se

produjo el día 9 de enero de 2003 con 999 GWh que superó

en un 6,5% la punta del invierno anterior que se había

producido el día 19 de diciembre de 2001 con 938 GWh.

Es preciso reseñar que el día 14 de enero de 2003 no se

llegó a la punta máxima, dado que la demanda de gas

asociada a las centrales de producción de energía eléctrica

estuvo limitada por problemas en el sistema gasista.

Así, desde el día 10 de enero hasta el 24 de enero,

existieron restricciones en el suministro de gas para

centrales de generación eléctrica, con limitaciones que

suponían la ausencia de gas para centrales convencionales

y restricciones de producción a los ciclos combinados.

Estos únicamente han podido funcionar con la

disponibilidad de carga que el gestor técnico señalaba,

durante un determinado número de horas al día.

12. Conclusiones

391

Durante la semana de mayor demanda funcionaron al

máximo las conexiones internacionales y almacenamientos,

mientras que las plantas de GNL no pudieron alcanzar su

máximo por déficit de GNL en las tres plantas de

Enagás, S.A., lo que obligó a dejar de suministrar parte de

la demanda. Quedó también patente este déficit de gas en

las bajas presiones registradas en toda la Red Básica.

En el invierno de 2003 a 2004, con las hipótesis

realizadas y con la incorporación de las infraestructuras

previstas, el análisis mostrado pone de manifiesto que se

puede suministrar toda la demanda convencional de este

escenario y diez grupos de centrales de ciclo combinado

de gas; dos grupos, situados en el eje del Levante, podrían

presentar restricciones en punta.

Es a partir de 2004 cuando no se prevén problemas en la

cobertura de la demanda gasista en situaciones de punta.

Además, si las infraestructuras evolucionan conforme a lo

previsto, a partir de 2005 podrá cumplirse en situaciones

de demanda punta, el criterio de seguridad “n-1”, de fallo

simple. Asimismo, a partir de dicho año se dispondrá de

un margen de cobertura de un 10% de capacidad de

entrada al sistema.

En síntesis, en el corto plazo pueden existir problemas que

hagan necesario dejar de suministrar la demanda

interrumpible en situaciones de punta de invierno, o que

puedan obligar a hacer efectivas las interrupciones previstas

en los contratos de acceso con los ciclos combinados.

En consecuencia, es necesario disponer en plazo de las

infraestructuras recogidas en la planificación del Gobierno.

12.2. Sobre la cobertura de la demanda eléctricaa corto plazo

En resumen, pueden destacarse los siguientes puntos:

1. No se observan situaciones que puedan afectar a la

cobertura en condiciones normales. Las nuevas

incorporaciones de potencia instalada, tanto en

régimen ordinario como especial, permiten en

situación de disponibilidad normal abastecer la

demanda eléctrica.

2. Sin perjuicio de lo anterior, se puede llegar a

situaciones muy ajustadas bajo determinadas

circunstancias de hidraulicidad, demanda e

indisponibilidad de centrales de generación. De esta

forma, ante el escenario conservador planteado de

hidraulicidad seca, y teniendo en consideración las

posibles restricciones derivadas del sistema de

transporte de gas natural, se llega a situaciones de

cobertura ajustadas, con índices de cobertura muy

próximos a la unidad en 2002 y 2003, para los

diferentes escenarios de demanda considerados1.

3. La situación mejora conforme se incorporan nuevos

ciclos combinados e infraestructuras de gas natural de

acuerdo con el calendario facilitado por sus

promotores2.

4. Asimismo, es preciso realizar los refuerzos de la red de

transporte de energía eléctrica señalados en la

planificación del Gobierno, y de las soluciones

técnicas que se precisen, de manera que posibiliten la

entrada tanto de las centrales de generación en régimen

especial y ordinario, minimizando las posibles

restricciones al mercado de generación.

La figura 12.1 muestra el índice de cobertura para los

diversos escenarios de demanda considerados,

conforme a las hipótesis adoptadas en el presente

informe: hidraulicidad seca, incorporación de

392

1 Los índices de cobertura en el escenario central de demandason los siguientes: 1,014 en 2002; 1,065 en 2003; 1,130 en2004; 1,304 en 2005 y 1,316 en 2006.2 Ver capítulo 4 del informe. La figura 4.3.1 reproduce el estadode los proyectos de construcción de las centrales de producciónde energía eléctrica de ciclo combinado de gas, con el que se harealizado el análisis presentado en este informe. La figura 4.3.2muestra la actualización de la información aportada por lospromotores.

generación en régimen especial, incorporación de

centrales de ciclo combinado conforme a la senda más

probable, disponibilidades asociadas a cada tipo de

generación, posibles restricciones de funcionamiento de

los ciclos combinados de gas derivadas del sistema

gasista, etc. En dicha figura se aprecia lo ajustado del

índice de cobertura en los primeros años del horizonte

de estudio.

La figura 12.2 recoge la necesidad de incorporación de

nuevos grupos de generación para disponer de un índice

de cobertura de un 10% (curvas paralelas

correspondientes a los diversos escenarios de demanda

considerados); así como la disponibilidad de los nuevos

grupos de ciclo combinado de gas para el horizonte

considerado (grupos previstos que no poseen restricciones

en su funcionamiento derivadas de la red de gas),

representada en la curva ascendente.

En la mencionada figura se muestra que no se alcanza el

índice de cobertura deseado del 10% en ningún escenario

de demanda, hasta 2004.

Para el período de demanda punta de 2002 a 2003, la

cobertura es ajustada. Conforme a lo expresado en el

capítulo 6 de este documento, no se alcanza el índice de

cobertura deseable del 10%, en las hipótesis adoptadas de

bajos recursos hídricos y restricciones en el

funcionamiento de las centrales de generación de ciclo

combinado de gas, asociadas al sistema gasista. Hipótesis

393

Figura 12.1. Índice de cobertura para los escenarios inferior, central, superior, extremo superiory de crecimiento sostenido

Índice de cobertura 2002 2003 2004 2005 2006

Escenario inferior 1,055 1,096 1,163 1,342 1,354

Escenario central 1,014 1,065 1,130 1,304 1,316

Escenario superior 0,992 1,044 1,104 1,272 1,286

Escenario extremo superior 0,972 1,024 1,083 1,247 1,261

Escenario crecimiento sostenido 0,992 1,044 1,088 1,242 1,239

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

02003 2004 2005 20062002

Escenario superior Total CCGT en funcionamientoEscenerio crecimiento sostenidoEscenario central

Escenario inferior Escenario extremo superior

Figura 12.2. Comparación del número de grupos necesarios para la cobertura de la punta de demanda de inviernopara los escenarios de demanda eléctrica inferior, central superior, extremos superior y de crecimiento sostenido,con la senda más probable de incorporación de ciclos que pueden entrar en funcionamiento sin restricciones dered de gas, o bien presentan restricciones de red de gas en punta y disponen de un combustible alternativo

menos conservadoras de hidraulicidad permiten alcanzar

márgenes de cobertura más holgados.

En realidad, aunque la potencia punta de este invierno ha

sido de 37.300 MW (14 de enero de 2003) y, por tanto

cercana al escenario superior, y ha habido restricciones

de suministro de gas a los ciclos combinados, se ha

podido dar cobertura sin problemas a la demanda en el

invierno 2002/2003, gracias al correcto funcionamiento

del resto de generadores del Sistema Eléctrico, a la

disponibilidad de reservas hidráulicas turbinables y a las

mejoras en las redes de transporte y distribución.

Durante el año 2003 se prevé la entrada en servicio de

nuevas centrales de ciclo combinado de gas natural. Para

la demanda máxima de este año, correspondiente al

período invernal de 2003 a 2004, la situación se prevé

algo más holgada que en el período anterior, pudiendo

variar el índice de cobertura, entre 1,024 para el escenario

más desfavorable y un 1,065 para el escenario central.

También bajo una hipótesis de escasos recursos hídricos.

Para el año 2004, invierno de 2004 a 2005, sólo en los

dos escenarios más extremos no se alcanza el margen de

cobertura deseado del 10%.

Para años posteriores, a medida que puedan entrar en

servicio nuevas infraestructuras y ciclos combinados, la

cobertura será más segura.

En consecuencia, se confirma que el mantenimiento del

ciclo inversor de centrales de producción de energía

eléctrica de ciclo combinado de gas, y el consecuente

desarrollo del sistema de transporte gasista es

fundamental para la eliminación de riesgos en la

cobertura de la demanda, tanto eléctrica como gasista.

394