Río de Janeiro, 25 de Mayo de 2004

1. VIII REUNION IBEROAMERICANA DE REGULADORES DE LA ENERGIALa integración del gas natural y la energía eléctrica: la seguridad del suministro. El caso españolFernando Marti Scharfhausen Vicepresidente de la Comisión Nacional de Energía (España) Río de Janeiro, 25 de Mayo de 2004

2. Índice. 1. La planificación 2. La cobertura de la demanda. • La previsión de la demanda de energía. • La previsión de la oferta de energía. • La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red. • La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía. • Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas. • Consideraciones medioambientales. • Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad • energética y gestión de la demanda. • Conclusiones. • Conclusiones finales

3. Planificación del desarrollo de las redes de transporte 2002-2011. • Contexto del Plan • PLANIFICACIÓN INDICATIVA Y VINCULANTE • En el entorno liberalizado, a raíz de la promulgación de las leyes del Sector Eléctrico y de Hidrocarburos, la Planificación energética Vinculante se limita a aquellas infraestructuras básicas para el desarrollo energético. • La Planificación Indicativa es una herramienta al servicio de las instancias administrativas y de los operadores económicos, que facilita la toma de decisiones. Dicho tipo de Planificación incluye la evolución de la demanda, la necesidad de cobertura, la evolución de los indicadores de mercado para garantizar el suministro de calidad y los criterios de protección ambiental. • Sujeto a planificación: • Redes de gas y electricidad. • Actividad libre: • Producción y suministro de gas. Generación eléctrica

4. Planificación del desarrollo de las redes de transporte 2002-2011. Planificación del desarrollo de las redes de transporte: hecha por el Gobierno, horizonte temporal de 10 años, actualización cada cuatro años. Supervisión de la seguridad de suministro: cobertura y seguimiento de infraestructuras; hecha por la CNE anual y semestralmente respectivamente

5. Índice. 1. La planificación 2. La cobertura de la demanda. • La previsión de la demanda de energía. • La previsión de la oferta de energía. • La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red. • La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía. • Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas. • Consideraciones medioambientales. • Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad • energética y gestión de la demanda. • Conclusiones. • Conclusiones finales

6. La previsión de la demanda. La previsión de la demanda de gas natural. • Previsión para el mercado convencional. Energía • Previsión para el mercado convencional. Punta La demanda convencional para el año 2003 finalmente fue de 235.421 GWh La demanda punta diaria convencional para el invierno 2003/2004 finalmente fue de 968 GWh

7. La previsión de la demanda. La previsión de la demanda de gas natural (Cont.). • Previsión para los ciclos combinados. Tres escenarios: • Superior: dado por los promotores. • Central: gestor gasista. • Inferior: gestor eléctrico. La demanda de CCGT en 2003 fue finalmente de 28.875 GWh

8. La previsión de la demanda. La previsión de la demanda de gas natural (Cont.). • Previsión de la demanda diaria. Punta. (GWh/día) • Previsión de la demanda total por escenarios. Energía. (GWh) La demanda diaria punta en el invierno 2003/2004 fue finalmente de 1.246 GWh/día (3/2/04)

9. La previsión de la demanda. La previsión de la demanda de energía eléctrica. La demanda punta en el invierno 2003/2004 fue finalmente de 37.724 MW (3/2/04) y la demanda anual de 223.480 GWh.

10. La previsión de la oferta. La previsión de la oferta de gas natural. • Aprovisionamientos por países • Aprovisionamientos GN / GNL

11. La previsión de la oferta. La previsión de la oferta de energía eléctrica. Península. • Régimen ordinario (sin ciclos). Escenario de potencia superior • Régimen especial por tecnología

12. La previsión de la oferta. La previsión de la oferta de energía eléctrica. Península. • Los ciclos combinados CCGT: • Número de grupos según los promotores en 2007: 79 grupos de 400 MW; 31.600 MW • Número de grupos por avance del proyecto (disponen en la actualidad de Autorización Administrativa y/o contrato de ATR a la red de gas): 56 grupos de 400 Mw en 2007; 22.400 MW. Incorporación prevista: • Durante 2003: 4 grupos. • Durante 2004: 8 grupos. • Durante 2005: 12 grupos. • Durante 2006: 18 grupos. • Durante 2007: 7 grupos

13. La cobertura de la demanda La cobertura de la demanda de gas natural. • La previsión de oferta supera a la demanda en todos los años y para todos los escenarios. El porcentaje de cobertura previsto para el año 2007 oscila entre 115% y 177%. La cobertura de la demanda de energía eléctrica (sin Ciclos). • Previsiones máximas de necesidad de potencia para satisfacer la demanda con un índice de cobertura de 1,1 en los diversos escenarios. Conclusión: el equipo generador operativo actualmente es inferior al valor mínimo deseable para cubrir la punta prevista del sistema, aun así las necesidades de potencia son menores que las previstas en el informe anterior

14. La cobertura de la demanda La cobertura de la demanda de e. eléctrica. (Con CCGT). Invierno. • No se garantiza la cobertura de la demanda en la punta de los inviernos de los años 2003 y 2004 con un índice de cobertura de 1,1 para los escenarios de crecimiento de demanda superior, extremo superior y de crecimiento sostenido. • Esta insuficiencia de potencia del sistema se corrige, conforme a los criterios de seguridad adoptados, a partir del año 2005, llegando en el invierno 2007/2008 a índices de cobertura que sobrepasan en todos los escenarios el valor de 1,2.

15. Las infraestructuras de transporte. Las infraestructuras de transporte de gas. 2004 Infraestructuras planificación: • Conexión con Francia por Irún • Tercer tanque planta Huelva • Capacidad emisión Bilbao • Huelva-Córdoba, Córdoba-Madrid • Castellón-Onda • Ampliación E.C Haro, y Algete • Nueva EC Elche. • Ampliación Paterna y Arbos Posibles retrasos según promotores: • Castellnou-Tamarife 2005 • Algete y Haro 2005 • Falces-Estella-Izurzun 2005 • Nuevas E.C. Zaragoza, Córdoba y ampliación Sevilla 2005 Posibles adelantos según promotores: • Capacidad emisión Cartagena y Huelva

16. Las infraestructuras de transporte. Las infraestructuras de transporte de energía eléctrica. Criterios de funcionamiento y seguridad definidos: Criterio básico : garantizar el suministro al menor costo posible sin olvidar protección medioambiente y bajo los principios de objetividad, transparencia y libre competencia Criterios de seguridad: fallo simple (criterio N-1), doble circuito, grupo y línea,subestación,etc. Análisis dividido por zonas: noroeste, norte, nordeste, centro, levante y sur. Actuaciones motivadas por: • Mallado de la red de transporte. • Refuerzo de las conexiones internacionales. • Alimentación a cargas singulares (Tren Alta Velocidad). • Evacuación de generación de centrales de ciclo combinado. • Evacuación de generación de régimen especial. • Apoyo a la distribución

17. Las infraestructuras de transporte. Las infraestructuras de transporte de energía eléctrica. Análisis zonales. Motivación de los refuerzos. • Zona noroeste:refuerzos asociados a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y eólico, refuerzo de la alimentación al mercado local e instalaciones que refuerzan el mallado de la red de transporte. • Zona norte:eje norte, refuerzo de la evacuación de generación de régimen ordinario y especial, y mallado de la red de transporte. • Zona noreste:Eje de 400 kV Vitoria - Muruarte - Castejón - La Serna - Magallón. Refuerzo de la alimentación a Pamplona. Ampliación de la capacidad de interconexión con la red europea. Refuerzos asociados a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y eólico. Refuerzo de la alimentación al mercado local. Refuerzo del mallado de la red de transporte. Nuevos refuerzos para alimentar el TAV. • Zona centro:Evacuación de generación eólica y ordinaria, mallado de la Red de Transporte, apoyo a la red de distribución y nuevos consumidores. • Zona levante:Apoyo a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y especial. Apoyo a zonas de mercado y nuevos consumidores. • Zona sur: Apoyo a la evacuación de nueva generación de régimen ordinario y especial. Apoyo a zonas de mercado de Andalucía.

18. Las infraestructuras de transporte. • LAS POSIBLES RESTRICCIONES ASOCIADAS A LA RED DE TRANSPORTE DE GAS • 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. • La senda de partida de ciclos considerada no tendría restricciones en la punta de invierno.

19. Consideraciones económicas. Consideraciones económicas acerca de las infraestructuras previstas de gas natural. Estimación de la retribución con el Plan de Infraestructuras del documento de Planificación

20. Consideraciones económicas. Consideraciones económicas acerca de las infraestructuras previstas de energía eléctrica.

21. Consideraciones medioambientales. Consideraciones medioambientales. • Directivas Europeas relativas al medioambiente que van a tener influencia notable en el desarrollo de las actividades energéticas. • A continuación se muestra la evolución de las emisiones contaminantes en España: • Continuo crecimiento de las emisiones de CO2 • Estancamiento de las emisiones de NOx • Descenso de las emisiones de SO2

22. Consideraciones medioambientales. Consideraciones medioambientales. • Las renovables continúan su crecimiento. • Crecimiento de la eólica conforme a lo previsto. • No se cumple crecimiento en la energía solar termoeléctrica • Crecimiento moderado en biomasa

23. Consideraciones sobre el ahorro y eficiencia energética. • Intensidad energética. • Indicador de eficiencia energética. Representa el consumo de energía por unidad de PIB. • En los últimos años nivel de intensidad energética primaria al mismo nivel de UE. • Tasas de crecimiento importante en sector residencial, comercial y de transporte. Eficiencia y ahorro energético • Necesidad de velar por la seguridad de suministro y disminuir consumo: • Alto grado de dependencia energética exterior • Cumplir objetivos medioambientales Disminución emisiones contaminantes. • Fomento de la cogeneración y de las energías renovables, incentivación económica de programas de gestión de la demanda • Informes y publicaciones de la CNE.

24. Otras consideraciones. Consideraciones acerca de la evolución del mercado liberalizado de gas • Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado : • Demanda mensual por mercado:

25. Otras consideraciones. Consideraciones acerca de la evolución del mercado liberalizado de electricidad • Evolución de la proporción de los mercados libre y regulado : • Demanda mensual en el mercado liberalizado:

26. Otras consideraciones. Consideraciones acerca de la seguridad de suministro y diversificación de la oferta Estructura de consumo de energía primaria en UE y España • Excesiva dependencia del petróleo (55%) • Aumento previsto del gas natural como consecuencia de la entrada en funcionamiento de CCGT´s

27. Otras consideraciones. Consideraciones acerca de la seguridad de suministro y diversificación de la oferta • Aprovisionamiento de gas natural por países • Estructura potencia instalada eléctrica peninsular año 2003 * Incluye ciclos combinados

28. Conclusiones. Conclusiones sobre la cobertura de la demanda de gas natural a corto plazo • El crecimiento previsto de demanda convencional coincide con el escenario de Planificación. La demanda de ciclos combinados, es inferior como consecuencia de retrasos puntuales de puestas en marcha. • No se esperan problemas en cuanto a disponibilidad de gas como materia prima. • En situación de demanda punta de invierno se prevé que no existan restricciones en las infraestructuras gasistas, siendo el índice de cobertura mínimo en el período del 113%. Sólo podrían existir problemas derivados de condiciones climatológicas adversas o causas de fuerza mayor que provocarán déficit puntuales de GNL. • Debido a importantes aumentos en la demanda de gas previstos, es necesario que las infraestructuras gasistas planificadas se construyan y pongan en marcha en las fechas previstas. • Posible situación de sobrecapacidad y por tanto de sobrecoste para el sistema a partir del año 2006.

29. Conclusiones. Conclusiones sobre la cobertura de la demanda de energía eléctrica a corto plazo • La demanda eléctrica prevista para el horizonte de los próximos cuatro años es ligeramente inferior a la estimada en el Informe Marco del año anterior. • No se esperan problemas en condiciones normales. • la cobertura de la demanda en invierno parece asegurada, disponiendo de un margen adicional del 10% en todos los escenarios a partir del año 2005 • En verano, concretamente en este próximo verano, si la demanda alcanzase valores extremos correspondientes al escenario de demanda más alto considerado, y con las hipótesis de altas temperaturas y baja hidraulicidad , podría presentarse una cobertura muy ajustada • Podría haber problemas en caso de: retraso en la incorporación de nuevos grupos, retrasos en la incorporación de infraestructuras, situaciones de demanda extremas, años de hidraulicidad seca, condiciones meteorológicas extremas, fallo simultáneo y sostenido de grupos.

30. Conclusiones. Conclusiones sobre la cobertura de la demanda de energía eléctrica a corto plazo • Índice de cobertura en los distintos escenarios considerados Invierno: el índice de cobertura más ajustado corresponde a los años 2003 y 2004 Verano: índice de cobertura especialmente ajustado para el verano 2004, ajustado para 2005 y holgado a partir de 2006.

31. Índice. 1. La planificación 2. La cobertura de la demanda. • La previsión de la demanda de energía. • La previsión de la oferta de energía. • La cobertura de la demanda de gas natural y de energía eléctrica sin considerar restricciones de red. • La unión de la oferta y la demanda: la red de transporte y distribución de energía. • Consideraciones económicas de los planes de desarrollo de las infraestructuras de las actividades reguladas. • Consideraciones medioambientales. • Consideraciones sobre el ahorro y la eficiencia energética: intensidad • energética y gestión de la demanda. • Conclusiones. • Conclusiones finales

32. Conclusiones finales. • Conclusiones finales sobre la seguridad del suministro: • Los siguientes factores son importantes respecto a la seguridad del suministro: • Responsabilidades claras de cada agente. • Regulación estable, objetiva, transparente y no discriminatoria. En particular, un marco regulatorio claro es condición indispensable para la inversión en las actividades reguladas con carácter de monopolio. • Desarrollos simétricos y coherentes de los mercados de gas y electricidad por su creciente interacción mutua. • Mercado funcionando en competencia efectiva: concurrencia de agentes, reflejo de costes, diversidad de aprovisionamientos, etc. • La interoperabilidad entre sistemas y la convergencia regional ayudan a la seguridad del suministro. • Una adecuada supervisión de la seguridad de suministro y actuación, en su caso, mediante señales de mercado, puede ser más necesaria en etapas de transición a la liberalización plena.