INFORME DE SUPERVISIÓN DE LA GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA GASISTA DEL CUARTO TRIMESTRE DE 2014

10 de marzo de 2015

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Índice

1. Hechos relevantes

3

2. Sobre la demanda de gas

4

3. Sobre las entradas de gas al sistema y su gestión.

5

4. Sobre el balance de entradas y salidas de gas, y su gestión.

8

5. Sobre el nivel de existencias de gas en el sistema

9

6. Sobre los mínimos técnicos de las plantas de regasificación y su gestión 11 7. Sobre el tema relevante del trimestre: obligación de transparencia de los gestores de red de transporte en base al Reglamento (CE) nº 715/2009. 12 A. Notas de Operación

15

B. Normativa aprobada

15

C. Mantenimiento de las instalaciones

15

D. El balance del sistema

18

E. Nuevas instalaciones de gas durante 2014

20

F. Entradas / salidas en la red de transporte.

21

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1.

Hechos relevantes

Los hechos más relevantes relativos a la gestión técnica del sistema gasista que han acontecido en el cuarto trimestre de 2014 son los siguientes: Primero. La demanda de gas del año 2014 alcanzó los 301,31 TWh, lo que supuso un descenso acumulado del -9,6% respecto a la cifra de demanda del año 2013. Si se tienen en cuenta las cifras de demanda de gas únicamente en el cuarto trimestre, el descenso se acentúa ligeramente, siendo la bajada en este trimestre sobre el del año anterior del -10,8%. Esto se explica tanto por el decremento en la demanda para generación eléctrica (-13,7%), como por la disminución del consumo de gas en el sector convencional (-10,0%). Segundo. Un elevado nivel de almacenamiento en tanques de GNL, superior a años anteriores. En el mes de noviembre se inicia la campaña de extracción de los almacenamientos subterráneos de gas. Tercero. La entrada de gas al sistema por gasoducto representó un 68% del valor total de entradas mientras que el gas introducido por plantas de regasificación supuso solo un 32% del valor total, valores similares a los del trimestre anterior. Cuarto. El número de buques que descargaron GNL a planta fue de 59, tres menos de los previstos, mientras que desde las plantas se cargaron 18 buques. Este hecho dio lugar a que un 34,7% del GNL descargado fuera posteriormente recargado por los comercializadores que operan en España para su venta en otros países. Quinto. A partir de octubre 2014 se trasladan los contratos existentes al punto Virtual VIP.FR en la conexión con Francia, agrupando los puntos de interconexión físicos Larrau e Irún. De este modo se ofertan las capacidades disponibles que surjan como resultado de la suma de las capacidades de los puntos físicos. Las capacidades mensuales de las interconexiones entre España, Francia y Portugal, se continúan adjudicando mediante subastas coordinadas de capacidad en PRISMA. Sexto. Del sentido de los flujos de entrada de gas se desprende el interés de los comercializadores en la importación por gasoducto del gas centroeuropeo y en la exportación de una parte significativa del GNL previamente importado y almacenado en las plantas de regasificación españolas. Séptimo. Las plantas de regasificación continúan teniendo baja utilización. Este trimestre las plantas de Bilbao, Cartagena y Barcelona han estado en su mayor parte del periodo por debajo del mínimo técnico. En el mes de noviembre entró en funcionamiento el tercer tanque de GNL de la planta de

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Bilbao con una capacidad de 150.000 m 3 de GNL y volvió a estar operativo el cargadero de cisternas después de casi cuatro años inhabilitado.

2.

Sobre la demanda de gas

La demanda de gas del cuarto trimestre registró en 2014 un descenso del 10,8% sobre los valores registrados en el mismo periodo del año pasado. 4 TRIM.

Demanda Convencional

Demanda 2012

73,9%

Demanda 2013

18,9%

81,8% 0

20.000

95.719 GWh/trimestre

26,1%

81,1%

Demanda 2014 GWh/trimestre

Generación eléctrica

81.457 GWh/trimestre

18,2%

40.000

60.000

91.291 GWh/trimestre

80.000

100.000

Figura 1. Comparativa anual de porcentajes de tipo de demanda en el cuarto trimestre.

El descenso en la demanda de gas se debe a la disminución del consumo de gas tanto en el sector convencional como en el sector eléctrico. Respecto a la demanda de generación eléctrica, la contribución de los ciclos combinados al mix de generación eléctrica alcanzó un valor promedio del 9,3% en el cuarto trimestre (un 0,4% menos que en el mismo periodo del año anterior). Demanda acumulada anual móvil para generación eléctrica 65.000 63.000

GWh/año móvil

61.000 59.000 57.000

DIF= - 5.093 GWh/año 56.921

55.000 53.000

54.828 53.549

51.000

53.198

53.442

53.065

53.934

53.330

53.190

54.187

53.375

53.255 51.828

49.000 47.000 45.000 dic.-13

ene.-14

feb.-14

mar.-14

abr.-14

may.-14

jun.-14

jul.-14

ago.-14

sep.-14

oct.-14

nov.-14

dic.-14

Figura 2. Acumulado de demanda para generación, año móvil.

En relación a la demanda convencional, en el cuarto trimestre se registró un descenso de -7.075 GWh respecto al mismo periodo del año anterior, lo que supone un decremento del -10,0% en relación al cuarto trimestre de 2013.

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Demanda convencional por gasoducto acumulada anual móvil 270.000 265.000

GWh/año móvil

260.000

264.425 262.521

255.000

260.131

DIF= -25.804 GWh/año

256.796

250.000

252.129 248.914 247.651

245.000

246.908 246.576

245.696

240.000

244.436 241.201 238.621

235.000 230.000 dic.-13

ene.-14

feb.-14

mar.-14

abr.-14

may.-14

jun.-14

jul.-14

ago.-14

sep.-14

oct.-14

nov.-14

dic.-14

Figura 3. Acumulado de demanda convencional por gasoducto, año móvil.

En el mismo sentido, la demanda de gas natural licuado destinado a camiones cisternas en el cuarto trimestre de 2014 disminuyó -10,9% respecto al mismo periodo del año anterior. Demanda acumulada anual móvil de cisternas 13.200

DIF=- 1.019 GWh/año

GWh/año móvil

12.800 12.400 12.000

11.884

11.600

11.909

11.877

11.785 11.559

11.200

11.353

11.319

11.279

11.235

11.206

10.800 10.400 dic.-13

ene.-14

feb.-14

mar.-14

abr.-14

may.-14

jun.-14

jul.-14

ago.-14

sep.-14

11.119

oct.-14

10.956 nov.-14

10.865 dic.-14

Figura 4. Acumulado de demanda de cisternas, año móvil.

3.

Sobre las entradas de gas al sistema y su gestión.

La entrada de gas al sistema por gasoducto representó un 68% del valor total de entradas mientras que el gas introducido por plantas de regasificación supuso un 32% del total, cifras en línea con el trimestre anterior. La cantidad de GNL descargada por los buques metaneros en las plantas alcanzó los 45.859 GWh (5,7% superior al tercer trimestre). El número de buques que descargaron GNL a planta fue de 59, tres menos de los previstos. Asimismo, se destaca el aumento en las recargas de GNL de planta a buques. En el cuarto trimestre se cargaron 18 buques (seis en Sagunto, cinco en Huelva, cuatro en Cartagena, dos en Mugardos y uno en Barcelona), lo que supone que un 34,7% del GNL descargado en unidades de energía fue posteriormente recargado por los comercializadores para su venta en otros

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países. La cantidad de energía cargada en buques ha ido en ascenso paulatinamente y la cifra alcanzada en el cuarto trimestre de 2014 supone un aumento del 83,1% respecto al mismo periodo del año 2013.

Descarga y carga de GNL en plantas 16 13

14

8.000

15

12

6.000

Nº

8

10

4.000

6

2.000

5

8 6 2

-2.000

4

1

0

6

5

4

GWh

buques

12

2

0

0

-4.000 -6.000

Barcelona

Cartagena

Gas descargado

Huelva

GNL cargado

Bilbao

Sagunto

Nº Buques descargados

Mugardos Nº buques cargados

Figura 5. Descarga y carga de GNL en el cuarto trimestre.

El factor de utilización máximo de las entradas al sistema en el cuarto trimestre tuvo lugar el día 10 de diciembre con del 40,8%, siendo también éste el día de mayor demanda, con 1.224,10 GWh. Entradas de GNL y de GN frente a la demanda de gas natural 40.000 35.000

GWh/mes

30.000 25.000 20.000 15.000

10.000 5.000 0

Entradas GN

Entradas GNL

Demanda

Figura 6. Entradas de GNL y entradas de GN.

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Los niveles de contratación y utilización de capacidad se han mantenido bajos, especialmente en las plantas de regasificación, donde el nivel de capacidad no contratada en el cuarto trimestre fue en promedio del 78%. En el mes de noviembre entró en funcionamiento el tercer tanque de la planta de Bilbao con una capacidad de 150.000 m3 de GNL. Capacidad en Plantas de Regasificación 550 500

544

450 400

GWh/día

350

377

377

300

279

250 200

223

150 100

104 (19%)

50 0

65 Barcelona

14 (4%) 17

81 (22%) 27

48 (21%)

46

86 (31%) 60

Cartagena

Huelva

Bilbao

Sagunto

Capacidad técnica total

Capacidad contratada promedio

115 38 (33%) 32 Mugardos

Capacidad utilizada media diaria

Figura 7. Contratación en plantas.

Por otra parte, el nivel de contratación de las conexiones por gasoducto presenta diferentes niveles. El mayor volumen de gas por gasoducto tiene origen en Argelia con entrada por Tarifa y Almería (por gasoductos exentos del acceso de terceros a la red), y presentan una capacidad contratada en promedio del 83%. Respecto a los gasoductos de conexión con Europa, de Larrau e Irún, éstos están fundamentalmente reservados en el sentido de Francia a España, disponen de capacidad no utilizada en el sentido inverso. En relación con la conexión con Portugal, se dispone de capacidad ociosa en los dos sentidos. A partir de octubre 2014 se trasladan los contratos existentes en la conexión con Francia al punto virtual VIP Pirineos, agrupando los puntos de interconexión físicos Larrau e Irún. De este modo se ofertan las capacidades disponibles que surjan como resultado de la suma de las capacidades de los puntos físicos. De esta manera, se continúa el proceso de integración que comenzó en el año 2012 cuando se incorporó el punto de conexión virtual de Portugal, VIP Ibérico, que engloba las capacidades de los puntos de interconexión físicos de Tuy y Badajoz.

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Capacidades de entrada y salida en Conexiones Internacionales 400 355

350 300

266 266

250

242

GWh/día

200

168 167

150

100

80

50

210

0

214

151

Tarifa

VIP Pirineos

-50

0

0

-82

Vip Ibérico

0 Almería

-22 -55

-100 -150 -171

-200

Capacidad técnica total

Capacidad contratada

Capacidad utilizada media diaria 1

Figura 8. Contratación en las Conexiones internacionales .

De la Figura anterior se desprende el interés de los comercializadores en la importación por gasoducto del gas centroeuropeo de menor precio y en la exportación de una parte significativa del GNL previamente importado y almacenado en las plantas de regasificación españolas.

4.

Sobre el balance de entradas y salidas de gas, y su gestión.

En la tabla siguiente se muestran las entradas de gas a la red de gasoductos durante el cuarto trimestre de 2014 y su variación sobre los valores inicialmente previstos. % ∆ sobre previsto GWh

Regasificación

Oct-Dic 2014 % sobre el total GWh de E. Netas 26.438 32,9%

Importaciones netas Conexiones Internacionales

50.950

63,4%

Extracción Almacenamientos

2.882

3,6%

79,6%

63

0,1%

-70,6%

Producción Yacimientos Total entradas

80.333

-3,7% 21,0%

12,5%

Tabla 1. Entradas de gas en la red de gasoductos y variación sobre previsto.

1

No se considera aún el gas en tránsito a Portugal, dado que en el cuarto trimestre de 2014 era aún objeto de revisión contractual.

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En la Tabla 2 se muestra el balance de entradas y salidas de gas en el periodo analizado. GWh / Trimestre 26.438

ENTRADAS Regasificación Importaciones C. Internacionales

52.863

Extracción AASS

2.803

Producción Yacimientos

63

Total entradas Red de transporte

82.167

BALANCE RED DE TRANSPORTE

GWh / Trimestre 78.670

SALIDAS Demanda gasoducto Exportaciones C. Internacionales

1.913

Inyección AASS

879

Inyección Yacimientos

-

Total salidas Red de transporte

81.462

82.167– 81.462= 705

Tabla 2. Balance entradas / salidas de la red de transporte.

En el cuarto trimestre de 2014 el balance entre las entradas y salidas de gas de la red de gasoductos arroja un saldo positivo de 705 GWh. Finalmente, en la tabla siguiente se muestran las existencias finales y su variación respecto los periodos anteriores.

Gas útil AASS

25.978

Septiembre 2014 GWh % Δ Dic14- Sep14 28.253 -8,1%

Plantas regasificación

14.497

13.248

9,4%

6.947

108,7%

Red de Transporte

2.675

2.742

-2,4%

2.455

9,0%

43.150

44.243

-2,5%

31.793

35,7%

Diciembre 2014 (GWh)

Total

Diciembre 2013 GWh % Δ Dic14 – Dic13 22.391 16,0%

Tabla 3. Existencias finales y variación de las mismas sobre periodos anteriores.

5.

Sobre el nivel de existencias de gas en el sistema

Al final del cuarto trimestre de 2014, el nivel de existencias de gas disminuyó respecto al tercer trimestre, tal y como corresponde al comienzo de un ciclo de extracción en los almacenamientos subterráneos. Las existencias de gas se han repartido de la siguiente forma: un 33,6% en plantas de regasificación, un 60,2% en almacenamientos subterráneos (AA.SS.) y un 6,2% en gasoductos (linepack). El nivel de existencias del cuarto trimestre de 2014 se tradujo en una autonomía promedio de 61 días respecto a la demanda registrada.

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Nivel de existencias en el sistema gasista Nivel medio existencias en periodo: 53.42 GWh (65%) Variación existencias en periodo: -1,5%

Capacidad máxima

60.000

110

55.000

100

50.000

90

45.000

GWh

35.000

70

30.000

60

25.000

50

20.000

40

15.000

30

10.000

20

5.000

10

0

Días

80

40.000

0

GN en gasoducto

GNL en planta

GN en AASS (operativo+colchón extraíble)

Ratio reservas / producción diaria (días de autonomía)

Figura 9. Variación de existencias en el sistema.

Al comparar los niveles de existencias a 31 de diciembre de 2014 respecto a la misma fecha de 2013 se aprecia un aumento del 19,4% en el gas útil de los AA.SS. Asimismo en plantas de regasificación existe el doble de existencias que a finales de 2013. El 31 de diciembre los almacenamientos subterráneos (gas colchón no extraíble, gas colchón extraíble y gas operativo) mantenían existencias por una capacidad de 56.710 GWh. Resumen de existencias en AASS Existencias durante el mismo periodo del año anterior 60.000 55.000 50.000

45.000

Gas operativo

40.000

GWh

35.000

Gas colchón extraíble por medios mecánicos

30.000 25.000 20.000 15.000

Gas colchón no extraíble

10.000 5.000 0 oct.-13

nov.-13

dic.-13

ene.-14

feb.-14

mar.-14 abr.-14 may.-14 jun.-14

jul.-14

ago.-14

sep.-14

oct.-14

nov.-14

dic.-14

Figura 10. Existencias interanuales en los almacenamientos subterráneos.

La autonomía media de las plantas de regasificación en el cuarto trimestre fue de 54 días en relación a su producción real. En este sentido, se pueden apreciar variaciones muy significativas en el valor de autonomía entre las

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distintas plantas de regasificación, lo que fundamentalmente depende del nivel de contratación en cada planta. Autonomía media de las Plantas de Regasificación

5.500

5.754

67

5.000 4.500

51

GWh

4.000

80 70

4.021

42

4.244

3.500

60

4.110

53

50

43

40

3.000 3.083

2.500 2.000 1.500

2.055

23

3.862

30

Días

6.000

20

1.000

10

500

2.831

0

Barcelona

3.337

Cartagena

Huelva

1.930

2.482

Bilbao

Capacidad máxima almacenamiento Producción media diaria Autonomía media*

1.142

Sagunto

0

Mugardos

Existencias medias diarias Capacidad máxima producción

Figura 11. Autonomías, niveles de existencias y producciones medias en las plantas de regasificación. *Autonomía media= (Existencias medias diarias - Gas talón) / Producción media diaria

6.

Sobre los mínimos técnicos regasificación y su gestión

de

las

plantas

de

En la tabla siguiente se especifican los mínimos técnicos de producción de gas publicados por el Gestor Técnico del Sistema para cada una de las plantas de regasificación y se contabilizan los días que cada una de ellas ha operado por debajo de dichos mínimos técnicos en el cuarto trimestre de 2014. Plantas

Mínimo Técnico (GWh/día)

Días por debajo del mínimo técnico* Oct 14 –Dic 14 % días 85 92%

Barcelona

128

Cartagena

85

86

93%

Huelva

85

59

64%

Bilbao

85

89

97%

Sagunto

57

52

57%

Mugardos

60

74

80%

445

81%

TOTAL

Tabla 4. Mínimo técnico y días en los que la planta está por debajo del mínimo técnico. (* Se considera un margen del 10% dentro del cual la planta está en el mínimo técnico)

Este trimestre las plantas de Bilbao, Cartagena y Barcelona, han estado en su mayor parte del periodo por debajo del mínimo técnico. Si se tiene en cuenta todo el año 2014, las plantas de Cartagena, Mugardos y Bilbao han operado por debajo del mínimo técnico en más del 90% de los días del año.

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7.

Sobre el tema relevante del trimestre: obligación de transparencia de los gestores de red de transporte en base al Reglamento (CE) nº 715/2009.

Conforme al Reglamento (CE) nº 715/2009, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural, los operadores de la red de transporte de gas, de las plantas de regasificación y de los almacenamientos subterráneos deben cumplir con la obligación de publicar cierta información en sus páginas web. En fecha 1 de octubre de 2014, y acorde al Reglamento, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (ENTSOG) puso en funcionamiento la nueva plataforma europea de transparencia: https://transparency.entsog.eu/ La plataforma permite consultar información relacionada con las capacidades técnica, reservada y disponible, tanto firmes como interrumpibles en las conexiones internacionales europeas. Además, se obtiene información de nominaciones, renominaciones, flujos comerciales y flujos físicos. Enagás cumple con la obligación de publicación de información referente a las conexiones internacionales con Europa y de envío de datos a publicar en la plataforma europea. Asimismo, los operadores nacionales de las plantas de regasificación y de las infraestructuras de almacenamiento subterráneo de gas cumplen con los requisitos de transparencia. En este sentido, con objeto de facilitar el acceso a la información relevante, los operadores han implementado en sus páginas web las plantillas de transparencia diseñadas a nivel europeo. Los Operadores Europeos de Infraestructuras (GLE en el caso del GNL y GSE en el caso de los almacenamientos), en colaboración con CEER (Consejo Europeo de Reguladores de Energía) han creado dos plantillas que permite encontrar la información de manera uniforme y similar en las instalaciones de gas en Europea. http://www.gie.eu/ Además, y en cumplimiento del apartado 2.3 de la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 30 de abril de 2013, que modifica el protocolo de detalle PD-04 “Mecanismos de Comunicación”, Enagás GTS debe mantener actualizada la lista de los requisitos de transparencia nacionales y europeos, previa aprobación de la CNMC. La lista actualizada se encuentra disponible en la página web de Enagás GTS: http://www.enagas.es/enagas/es/Gestion_Tecnica_Sistema/NGTS_y_Protocolo s/Obligaciones_publicacion_legislacion_PD-04

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La CNMC tiene como objetivo velar por el cumplimiento de las obligaciones de publicación de información por parte de los operadores de las infraestructuras de gas. La transparencia es un factor clave para promover el buen funcionamiento del mercado interior del gas. Con el fin de facilitar que todos los participantes del mercado acceden al sistema de gas de manera objetiva, transparente y no discriminatoria, la CNMC se ocupa, en colaboración con los operadores nacionales de las infraestructuras de gas y con el Gestor Técnico del Sistema, de la mejora continua de la publicación de información.

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ANEXOS

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A.

Notas de Operación

Durante el cuarto trimestre el Gestor Técnico del Sistema no publicó ninguna Nota de Operación.

B.  

   





 

C.

Normativa aprobada Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre, por el que se adoptan medidas urgentes en relación con el sistema gasista y la titularidad de centrales nucleares. Resolución de 8 de octubre de 2014 de la DGPEM por la que se modifica la de 1 de septiembre de 2008 por la que se determina el reparto de mermas retenidas en las instalaciones de transporte para el período comprendido entre el 1/10/2005 y el 31/12/2007 (sin publicar en el BOE). Orden IET/1942/2014, de 14 de octubre, por la que se autoriza y designa a Enagás Transporte, S.A.U. como gestor de red de transporte de gas natural. Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia. Resolución de 16 de octubre de 2014, de la Presidencia del Congreso de los Diputados, por la que se ordena la publicación del Acuerdo de convalidación del Real Decreto-ley 13/2014, de 3 de octubre. Resolución de 20 de octubre de 2014 de la DGPEM por la que se establecen las reglas operativas para el desarrollo de la subasta para la adquisición del gas de operación para el período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2015 (sin publicar en el BOE). Resolución de 22 de octubre de la DGPEM por la que se aprueban parámetros de la subasta para la adquisición de gas para la tarifa de último recurso de gas natural durante el período comprendido entre el 1/01 y el 30/06 de 2015 (sin publicar en el BOE). Resolución de 13 de noviembre de 2014 de la DGPEM por la que se aprueban determinados parámetros de la subasta para la adquisición del gas de operación correspondiente al período comprendido entre el 1 de enero y el 30 de junio de 2015 (sin publicar en el BOE). Orden IET/2445/2014, de 19 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas. Resolución de 26 de diciembre de 2014, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural.

Mantenimiento de las instalaciones

Durante el cuarto trimestre de 2014 se han planificado las siguientes operaciones de mantenimiento en las instalaciones del sistema gasista:

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FECHA DE LOS TRABAJOS

OPERACIÓN

AFECCIONES

Plantas de regasificación

Ampliación de instalaciones.

1 de noviembre

Durante todo el periodo de ejecución de las obras el cargadero de cisternas quedará indisponible.

Mantenimiento del sistema de agua de mar.

Del 29 de marzo al 11 de Abril y paradas de 1 día a lo largo del año.

Una parada de 14 días y varias paradas de un día a lo largo del año. Emisión máxima teórica 200.000 Nm3/h y sin descargas.

Revisión individualizada de los 4 VAM.

1er, 3er y 4º trimestre.

4 X 2 dias. (Emisión máxima nominal 800.000 Nm3/h incluyendo CS).

Revisiones semestrales del relicuador

Junio y 4º trimestre

4 horas cada revisión con una producción máxima teórica de 400.000 Nm3/h.

Pruebas periódicas de la matriz ESD.

En reprogramación

Limpieza piscina de captación agua de mar.

A partir de septiembre.

Revisión y actualización atraque 80M a UNE-1532

Febrero-diciembre

Cambio válvulas controladoras cargadero C

Del 5 al 8 de diciembre

Bilbao

Sagunto

Barcelona

Cartagena

Modificación de colectores de aspiración de P5

Pendiente de definir

Trabajos sistema de vaciado depósito de KO drum de antorcha

Pendiente de definir

Interconexión turboexpander

Pendiente de definir

Limpieza captación agua de mar nº3

Pendiente de definir

Instalación MUS contrastación UM-72 A/B/C

Pendiente de definir

Modificación línea enfriamiento C2002B Sustitución de FCV de carga de cargaderos de cisternas. Instalación nueva línea salida de boil-off de cargaderos de cisternas. Trabajos en control de presión tanques

Pendiente de definir Pendiente de definir Pendiente de definir

Pendiente de definir

1 día de parada de planta (desde las 8:00 hasta las 17:00). Fecha definitiva a confirmar en programación mensual previa. 2 días Max. 400.000 Nm3/h de 8:00 h a 17:30 h y 2 semanas Max. 750.000 Nm3/h. Fechas a confirmar en programación mensual previa. 11 meses. Sin descarga de metaneros en atraque 80M. Del 5 al 8 de diciembre sin descarga ni carga en atraque 263M. 4 días sin carga de cisternas 10 dias. TK,s 1400 y 2001 no operativos y mantenidos con nivel mínimo (talón). Emisión a R51 exclusivamente mediante laminación. Posible utilización de PCV Besós 4 días sin descargas. A realizar en fechas sin descargas previstas. En reprogramación 1 semana con Max. producción a R72 600.000 Nm3/h. y 3 días con emisión a R51 exclusivamente mediante laminación. En reprogramación 15 días. Máxima producción total 1.650.000 Nm3/h. En reprogramación 5 días. Emisión máxima 1.650.000 Nm3/h a R72 + 600.000 Nm3/h a R45. En reprogramación Sin descargas en TK-2001 En reprogramación 7 días sin carga de cisternas. En reprogramación. Se solapa con la sustitución de FCV de carga de cargadero de cisternas. En reprogramación. 30 horas sin carga/descarga de buques ni carga de cisternas. Se realizará en fechas sin descargas previstas y con emisión para control de presión de boil-off. En reprogramación.

Transporte: gasoductos

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Variantes – Inserciones Directas Variante en Gasoducto León – Oviedo entre Pos. O-03 y O-03A por obras de ADIF (Variante de Pajares) Sotiello –Campomanes

Pendiente de definir

Variante en gasoducto BBV por conexión ferroviaria Vilaseca, 24" y 26", entre pos 12 y 13.

Pendiente de definir

Variante en Gasoducto Villalba - Tuy. Autovía A-59 Entre Pos. I-023 y I-024

Pendiente de definir

Variante por SE-40 Alcalá de Guadaira-Dos Hermanas.

Pendiente de definir

Variante en Gasoducto BBV 30” entre Pos. 36 y 37 por desdoblamiento de la N-124

Pendiente de definir

Variante en gasoductos BBV 24" y 36" por viario de acceso al puerto de Barcelona

Pendiente de definir

Variante en Ramal a ENCE por AVE entre Pos. A-7-10 y A-8-6

En función de parada programada por los clientes

4 días. Posible afección a Planta Reganosa. Fechas definitivas a confirmar en la programación mensual previa. En reprogramación. 3 días. Sin transporte secuencialmente por cada uno de los gasoductos. Posible afección a Barcelona y al transporte por la EC de Tivisa. Fechas definitivas a confirmar en la programación mensual previa. En reprogramación. 4 días. Fechas definitivas a confirmar en programación mensual previa y a confirmar con REN para alimentar a las posiciones I024 e I025 desde la C.I de Tuy 3 días. Posible afección a Planta de Huelva y Tarifa. Transporte alternativo por 30". Fechas definitivas a confirmar en la programación mensual previa. En reprogramación. 4 días. Posible afección a planta BBG y AS Gaviota. En reprogramación. 4 días. Posible afección a planta de Barcelona y transporte por la EC de Tivisa. En reprogramación. 4 días. Precisa ausencia de consumos de ENCE. Fechas definitivas supeditadas a acuerdo con clientes de red.

Nuevos puntos de entrega Remodelación pos. 45.02.

De agosto a noviembre

3,5 meses. ERM indisponible. Reequilibro de la red de distribución. En proceso.

Sustitución válvula salida de línea de ERM de la posición A9 (Juslibol).

En función de la parada programada por el cliente.

2 horas Afección al suministro a clientes aguas abajo de la ERM.

Noviembre.

1 día. EC Indisponible. Finalizada.

Estaciones de compresión

Crevillente Paterna Coreses Córdoba Navarra.

Sustitución válvula aspiración TC-2 (MOV 1201). Actualización software sistema de control. Actualización software sistema de control. Actualización software sistema de control. Modificación FCV-2.

Pendiente de fecha. Pendiente de fecha. Pendiente de fecha. Pendiente de fecha.

2 días EC indisponible. Posible afección a CI Medgaz. 2 días EC indisponible. Posible afección a la CI de Tarifa. 2 días EC indisponible. Posible afección a CI Tarifa. 1 día. EC Indisponible. Posible afección a la CI de Larrau.

Almacenamientos subterráneos Pruebas de estanquidad de pozos. Gaviota

Marismas Yela

En cambio de ciclo anual de Inyección a Extracción.

Al finalizar períodos de inyección y extracción. Mediciones de fondo en pozos G-5, G-7 y G11.

2 x 12 h. AS indisponible. 1 semana. Indisponibilidad 100 % para inyección y extracción. Fechas definitivas a confirmar en programación mensual previa.

Mantenimiento semestral

Octubre

1 mes. AS indisponible. Finalizada

Trabajos de sísmica de pozo y registros de saturación.

Pendiente de fecha

2 semanas: Indisponibilidad 60 % Inyección y Extracción. En reprogramación

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Conexiones internacionales

Tarifa

Medgaz

Tuy Irún

SC ABM: Trabajos DGS del 22 días. Posible afección a cantidades Octubre Noviembre TK1003 transportadas. Finalizada. Inspección en servicio 4 días. Posible afección a cantidades A lo largo del año. estrecho Gibraltar. transportadas. No hay operaciones programadas con afección a la capacidad diaria de esta conexión. Podrían realizarse paradas técnicas de duración inferior a 24 horas cuyo efecto será compensando dentro del mismo día. 4 X 1 días. Posible afección a cantidades Calibración de cadenas de Enero, abril, julio y transportadas. Operación en red de REN. medida octubre Finalizadas No hay operaciones programadas con afección a la capacidad diaria de esta conexión.

Tabla 6. Operaciones de mantenimiento previstas para el cuarto trimestre de 2014.

D.

El balance del sistema

Las operaciones de Balance Residual del Sistema (BRS) y el uso del Gas de Maniobra permiten al Gestor Técnico del Sistema ajustar la operación real de las instalaciones. Este ajuste se realiza a través del examen de los valores de las nominaciones recibidas de los usuarios, la determinación de la demanda real y la identificación de las necesidades técnicas para el buen funcionamiento del sistema. El saldo de las operaciones BRS indica la diferencia entre el gas emitido realmente y las nominaciones de los usuarios. Las operaciones BRS se desagregan en tres niveles, según lo establecido en el protocolo de detalle PD11: BRS = ∑ BRSi i = 0, 1, 2. BRS-0 = Gas emitido – Consigna de operación del GTS BRS-1 = Operaciones nominadas por el GTS para el buen funcionamiento del sistema BRS-2 = Consigna de operación del GTS – Nominaciones de los usuarios – BRS-1

Los movimientos de gas por operaciones de BRS se realizan sobre las existencias de gas de maniobra, gas del Gestor Técnico del Sistema, acumulado como consecuencia de las diferencias entre el gas retenido a los usuarios en concepto de mermas y las mermas reales de las instalaciones, que se regularizan a final de año. Las operaciones BRS conllevan movimientos del gas de maniobra entre las distintas infraestructuras, y a su vez, variaciones en las existencias registradas en cada una. Del estudio de las operaciones BRS en el balance provisional del trimestre se concluye que:  

En el cuarto trimestre del año el gas de maniobra ha aumentado 172 GWh. Las instalaciones con una mayor variación en la cuenta de gas de maniobra durante el cuarto trimestre fueron las plantas de Huelva y Cartagena con aumentos de 337 y 313 GWh, respectivamente y las plantas de Barcelona y Bilbao con descensos de -262 y -226 GWh, respectivamente.

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La siguiente tabla muestra los valores de las existencias de gas en GWh en las cuentas de gas de maniobra y el saldo de operaciones BRS en el sistema para el cuarto trimestre del año. Existencias Existencias Iniciales Finales

GWh Red de Transporte Barcelona Cartagena Huelva Bilbao Sagunto Mugardos AASS C.I. Valdemingómez Total

374 313 -253 -224 350 194 -25 66 794

588 51 59 113 124 54 -6 -18 966

Variación de existencias 214 -262 313 337 -226 -140 19 -83 172

Tabla 5. Variación de existencias de gas de maniobra en el cuarto trimestre de 2014.

En el siguiente gráfico se muestra, a modo de ejemplo, para la planta de Cartagena en el cuarto trimestre, la comparativa entre los valores de producción real, nominaciones de los usuarios y operaciones BRS. Comparativa operaciones planta de Cartagena 100

BRS-0

BRS-1

BRS-2

Resultado operaciones BRS

Real

Consignas operación

Nominaciones

Mínimo técnico

Valor neto operaciones (GWh)

75

50

0

01-oct. 02-oct. 03-oct. 04-oct. 05-oct. 06-oct. 07-oct. 08-oct. 09-oct. 10-oct. 11-oct. 12-oct. 13-oct. 14-oct. 15-oct. 16-oct. 17-oct. 18-oct. 19-oct. 20-oct. 21-oct. 22-oct. 23-oct. 24-oct. 25-oct. 26-oct. 27-oct. 28-oct. 29-oct. 30-oct. 31-oct. 01-nov. 02-nov. 03-nov. 04-nov. 05-nov. 06-nov. 07-nov. 08-nov. 09-nov. 10-nov. 11-nov. 12-nov. 13-nov. 14-nov. 15-nov. 16-nov. 17-nov. 18-nov. 19-nov. 20-nov. 21-nov. 22-nov. 23-nov. 24-nov. 25-nov. 26-nov. 27-nov. 28-nov. 29-nov. 30-nov. 01-dic. 02-dic. 03-dic. 04-dic. 05-dic. 06-dic. 07-dic. 08-dic. 09-dic. 10-dic. 11-dic. 12-dic. 13-dic. 14-dic. 15-dic. 16-dic. 17-dic. 18-dic. 19-dic. 20-dic. 21-dic. 22-dic. 23-dic. 24-dic. 25-dic. 26-dic. 27-dic. 28-dic. 29-dic.

25

-25

-50

Cuarto Trimestre 2014

Figura 12. Comparativa consignas y operaciones BRS en planta de Cartagena.

A partir del análisis de los valores de las diversas instalaciones se obtienen algunas consideraciones sobre la gestión de las operaciones BRS: 

El Gestor Técnico del Sistema puede establecer consignas de operación distintas a valores nominados, derivadas de operaciones BRS.

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

Las operaciones BRS implican movimientos del gas de maniobra entre las distintas infraestructuras. En las instalaciones se pueden originar existencias finales de gas de maniobra negativas, como en este trimestre ocurre en las plantas de regasificación de Mugardos y los AA.SS. con -6 GWh y -18 GWh, respectivamente. De la misma forma, se pueden originar existencias finales positivas, como ocurre en el resto de instalaciones. Que el gas de maniobra sea negativo en una instalación significa que se ha usado el gas de los comercializadores para emitirlo y operar el sistema. Por otro lado, el mantener existencias físicas de gas menores de las reconocidas en los balances comerciales de las plantas, para los usuarios podría significar que en algún momento fuera imposible dar viabilidad a una programación ante la falta de gas físico.



En definitiva, el Gestor Técnico del Sistema actúa como garante del sistema nominando operaciones de producción y empleando el gas de maniobra como gas de equilibrio del sistema. Asimismo, el Gestor Técnico del Sistema calcula y factura los desbalances de los usuarios del sistema para cada uno de los cinco tipos de desbalances en los que pueden incurrir. Estos ingresos entran en el sistema de liquidaciones de las actividades reguladas del sector gasista.

E.

Nuevas instalaciones de gas durante 2014

Durante el año 2014 se han puesto en marcha las siguientes instalaciones en el sistema gasista: Instalación Plantas de regasificación de Bilbao

Tercer tanque de GNL de 150.000 m

GASODUCTO PRIMARIO Huercal-Overa-Baza-Guadix (fase II)

Long. (km)

Diám. (“) 52

16

3

Fecha

Transportista

Noviembre

BBG

Fecha Septiembre

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Promotor Redexis Gas

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F.

Entradas / salidas en la red de transporte. 3.747

PLANTA DEL MUSEL

PLANTA DE MUGARDOS

3.602

800 150 150

Cabanas As Pontes

Luarca

A Coruña

Avilés

Guitiriz Abegondo Santiago

Oviedo

Gijón

Langreo

Lugo

Villapresente

La Robla

Guardo

Vitoria

Villamay or

Viana do Castelo

Valladolid

CORESES

Braga

Sangüesa

2

HARO

Burgos

Palencia Benavente

Larrau

Castej ón Ejea

Ezcaray

VILLAR DE ARNEDO

Oporto Gaia

Viseu Mangualde

Otero de Herreros

Guarda

Villalba

Ávila

0

81.462

Porto Coelheiros

1.913

Getafe

Pego Cartaxo

73

Castellón

Villafranca

VILLAFRANCA

PALANCARES

Sevilla

63

686 A.S.MARISMAS Jerez 1.350 Arcos Rota PLANTA DE HUELVA Cádiz POSEIDÓN

C.I. TARIFA

Murcia Lorca

Martos Puente Genil

150 150 150 100 60

5.148

Orihuela Villacarrillo

Jaén

Almonte

Guadix

Granad a

Baza

Elche

Santa Cruz

PLANTA DE TENERIFE

PLANTA DE CARTAGENA

Totana

1.350

Cartagena Huércal-Overa

Almería

Alicante

150 150

Las Palm as

150

150

55 105 127 150 150

3.399

Datos en GWh/trimestre

Motril

Cártama

Málaga Mijas Estepona

Ibiza

Altea

Bany eres

Vilches Linares

Sines

Huelva

4.495

Caudete Agullent

CREVILLENT

Jerez de los Caballeros

Córdoba

Palma

MONT ESA

Puertollano

16”

5.352

Son Reus

DENIA CHINCHILLA

8”

0

1.300 A.S. CASTOR

1.000 150 150 150 150 Valencia PLANTA DE SAGUNTO Almussafes

Cheste

Albacete

ALMENDRALEJO

Setúbal

0

80 80 150 150 150 150

PLANTA DE BARCELONA

Sagunto

Villarrobledo

Ciudad Real

BANYERES

Segorbe

ALMODÓVAR

Palmela

Besós

Barcelona 1.950

T arragona

Vinarós

PAT ERNA ALCÁZAR DE SAN JUAN

Villanueva de la Serena

Reus

Alcora Onda

Aranjuez Zarza de Tajo

6.049

Montmeló

Subirats

Alcañiz Tortosa

T eruel

Arganda

Miajadas

Campomaior Mérida

T IVISSA

Ariño

Calamocha

T oledo

Portalegre

Monforte

Calatay ud

Cuenca

Talavera

Cáceres

Castelnou Caspe

Alcalá

Madrid

Plasencia

Bidoeira

1.050 A.S. YELA Guadalajara

ALGETE

Peñaranda

Cantanhede

VIP IBÉRICO

294

Segovia

Salamanca

Aveiro

Manresa Martorell

Lleida Azaila

Girona

Igualada

Zaragoza

Agreda

Tordesillas Cuéllar Almazán Olmedo Medina del Turégano Santo Tomé Campo Arévalo Collado Hermoso

Solsona

Tamarit e Alfarrás

Boecillo

Zamora

Figueres

Barbastro

HuescaMonzón

Gas de tránsito para consumo en Portugal

Andorra la Vella La Jonquera

Viella

820A.S. SERRABLO

Soria

Aranda

0

VIP PIRINEOS

NAVARRA

Logroño

Valença do Minho

Salidas

EUSKADOUR

Miranda

Villamañan

CARREGADO

Entradas AA.SS./ Yacimientos

13.885

Irún

Pamplona

Reinosa

León

Astorga

Ourense

Vigo

Bermeo Lemona Bergara

Treto Arrigorriaga

Ponferrada

Pontevedra

Montemor

Entradas Plantas Regasif.

200 800 150 150 150 1.546 Santander Bilbao S. Sebastián

Vegadeo Llanera

Sabón

Lares

Entradas Conex Internac

1.460

A.S. GAVIOTA

150 150 413

Estarreja

553

PLANTA DE BILBAO

C.I. ALMERÍA

5.352

Planta de regasificación (miles de m3 de GNL)

Almacenamiento subterráneo (Mm 3 (n) gas)

Planta de regasificación (en proyecto/const.)

Estación de compresión Estación de compresión (en

Capacidad de regasificación (miles de m 3(n)/h)

Algecira s

Capacidad de regasificación (en proyecto/const.) Yacimiento

19.627

Figura 13. Entradas / salidas en la red de transporte.

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proy ecto/construcción)

Gasoducto de transporte (primario) Gasoducto de transporte (secundario) (en proy ecto/construcción)