WINTER OUTLOOK2017 -2018

1. Introducción

• Este documento es el resultado del análisis realizado por el Gestor Técnico del Sistema (GTS) sobre las perspectivas de cobertura de la demanda de gas natural en el Sistema español para el próximo invierno, 2017-2018

• Además, constituye el soporte técnico base para la propuesta del Plan de Actuación Invernal 2017-2018 que realiza el GTS ante la DGPEyM, y cuyo objetivo es la seguridad de suministro del Sistema en el periodo invernal, minimizando los riesgos ante posibles contingencias.

• Incluye los escenarios definidos en el Reglamento (UE) 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo de 20 de octubre de 2010, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas

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Índice

1. Análisis del invierno anterior: 2016-20172. Previsión de demanda para el invierno 2017-20183. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda4. Existencias de Seguridad5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 2017-2018

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Análisis del invierno 2016-2017

Análisis del invierno 2016-2017

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Unidad: GWh Invierno 15-16 Invierno 16-17 % ∆

Demanda Mercado Nacional 148.060 164.504 11,1%

Convencional nacional 125.161 136.326 8,9%Sector eléctrico 22.899 28.179 23,1%

Seguimiento de la demanda invernal de gasInvierno 2016-2017

La demanda convencional (incluidas cisternas)

registró durante el invierno 16-17 un incremento del

8,9% respecto al invierno 15-16.

Corregidos los efectos de laboralidad y temperatura se

produce un incremento de la demanda convencional

(incluidas cisternas) en el invierno 16-17 del 6,5%*

*Ref.: Informe Programa Mensual de la Demanda de Gas Natural publicado en la Web de Enagás

En el invierno 16-17, las entregas de gas

para generación eléctrica aumentaron

un 23,1% respecto al invierno anterior

5

Análisis de temperaturas últimos inviernos

En el invierno 16-17 la temperaturamedia diaria ha sido 9,6 ºC,superando en 0,2 ºC la media de los7 anteriores inviernos gasistas

(9,4 ºC)

Ola de frío

Durante el invierno 16-17, se declaró una ola de frío, el 18 de enero, cuyo detalle fuepublicado en la Nota de Operación nº1 de 2017

INVIERNO 16-17INVIERNO 15-16

Unidad: ᵒC/día

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Temperaturas medias de los últimos inviernos

Nota: Temperatura media de referencia del sistema gasista: ponderación de las temperaturas correspondientes a observatorios

meteorológicos con núcleos altos de consumo doméstico.

Detalle mensual de demanda

� En el invierno 16-17 el valor máximo diario registrado de la demanda convencional

es superior a la del invierno anterior en un 16,9%.

DEMANDA SECTOR CONVENCIONAL

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Ola de frío

Incluye cisternas

Detalle mensual de demanda

� En el invierno 16-17 el valor máximo diario registrado de la demanda de gas

para generación eléctrica fue superior a la del invierno anterior en un 17,1%.

DEMANDA SECTOR ELÉCTRICO

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� En el invierno 16-17 se

mantiene la tendencia de

mayores aprovisionamientos

en forma de GN, frente a GNL.

� En el invierno 16-17, el 45% del

aprovisionamiento se suministró

en forma de GNL y el 55%

restante en forma de GN

AprovisionamientosGN y GNL

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APROVISIONAMIENTO GNL

APROVISIONAMIENTOGN

TOTAL APROVISIONAMIENTOS

Unidad: TWh

Porcentajes

Sobre el total de GN

Sobre el total de GNL

� En el invierno 16-17 el flujo físico de entrada por las CCII se incrementó un 8%. El flujo físico de

salida disminuyó un -7%

Conexiones Internacionales Flujo Físico (Entradas – Salidas)

Unidad: TWh

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Flujo FísicoENTRADA

Flujo Físico SALIDA

GWh/día

Unidad: TWh

GWh/día

GWh/día

GWh/día

� La producción global de las plantas en el invierno 16-17 fue de 77,5 TWh, aumentando un 19% respectoal invierno anterior.

� Es destacable el incremento en las plantas de Sagunto (+47%) , Bilbao (+39%) y Huelva (+28%) y eldescenso en Reganosa (-15%).

Plantas de RegasificaciónProducción Plantas (Regasificación + carga de cisternas)

Unidad: GWh

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TOTAL PRODUCCIÓN

PLANTAS

Aprovisionamiento enero y febrero 2017

Entre los días 16 de enero y 15 de febrero los usuarios de las plantas nos comunicaron que sussuministradores les habían informado de una posible fuerza mayor en los aprovisionamientosprocedentes de Argelia, lo que desencadenó la sustitución de cargamentos argelinos por otrasprocedencias.

� La primera herramienta de flexibilidad utilizada por los usuarios fueron los AASS, lo quecorrobora que constituyen un pilar importante en la seguridad de suministro.

� Los usuarios sustituyeron sus cargamentos desde Argelia por cargamentos de otros orígenescomo EEUU, Perú, Trinidad y Tobago o Qatar, acudiendo al mercado Spot de GNL.

� Se realizaron un mayor número de operaciones en el mercado secundario de gas

� Como consecuencia de esta situación, en el mes de enero el aprovisionamiento bajó un 10%respecto a las previsiones, con lo que las existencias de GNL descendieron hasta un mínimode 4.206 GWh a finales de mes.

� A mediados de febrero se reanudó el tráfico argelino habitual y se recuperaron losaprovisionamientos, que aumentaron un 4% respecto a las previsiones, con lo que lasexistencias de GNL se situaron alrededor de 13.000 GWh a finales de mes.

En todo momento se garantizó la cobertura de la demanda.

Existencias operativas de GNL Variabilidad

� En la siguiente gráfica, se muestra la banda de variabilidad estadística del nivel deexistencias de GNL desde el invierno 14-15 al invierno 16-17, calculada con un intervalo deconfianza del 95%, con mínimos cercanos a 550 GWh y máximos por encima de 19.000GWh.

� Las existencias de GNL del invierno 16-17 han permanecido en general dentro de banda devariabilidad de los años anteriores, situándose por debajo de la media hasta que, a mediadosde febrero, se solventó la situación previamente descrita. A partir de ese momento, elvolumen de existencias se situó en la parte superior de la banda de variabilidad.

Banda variabilidad estadística GNLGWh

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Almacenamientos subterráneosInformación física INYECCIÓN/EXTRACCIÓN

La campaña de extracción del invierno 16-17 finalizó con un volumen

acumulado de 4,3 TWh, un 42% inferior a la campaña 15-16

Total Inyección/Extracción

Perfil extracción diaria invierno 16-17

(*) La inyección realizada en el pasado invierno, está motivada por las pruebas de reversibilidad del almacenamiento de Yela, y por la constitución de las existencias estratégicas para el periodo siguiente 14

Existencias útiles disponibles (detrayendo estratégicas)

TWh

Grado de Utilización campaña de extracción

TWh GWh

(1) Detraídas existencias

estratégicas

Reglamento (UE) n.º 312/2014 de la Comisión, por el que se establece un código de red sobre el balance de gas en la red de transporte.

El invierno 2016-2017 ha sido el primero de vigencia del código de red sobre el balance de gasen la red de transporte, desarrollado en la Circular 2/2015 de la CNMC y en el cuál seestablecen, entre otras, las siguientes obligaciones:

� Los usuarios serán responsables de equilibrar sus entradas a sus salidas en el área debalance en PVB.

� El Gestor Técnico del Sistema es el responsable de mantener la red de transporte delsistema gasista dentro de los límites normales de operación, pudiendo, para ello, realizarlas acciones de balance descritas en dicha circular. Estas acciones de balance se realizan enel mercado organizado MIBGAS

15

36 díasCon acciones de balance

o Compra: 28 días (77% del total de acciones)o Venta: 8 días (23% del total de acciones)

Sobre totalperiodo

Acciones de CompraPor un total de

o 856.200 MWho 23.303.405,41 €

Precio medio:

Acciones de VentaPor un total de

o 242.818 MWho 4.295.985,41 €

Precio medio:

Acciones de balance realizadas en el invierno 16-17

24%

27,22€/MWh 17,69€/MWh

� El precio máximo en una acción de compra fue de 42,00 €/MWh, correspondiente al 11 deenero de 2017.

� El precio mínimo en una acción de compra fue de 16,20 €/MWh, correspondiente al 14 demarzo de 2017.

� El precio máximo en una acción de venta fue de 22,00 €/MWh, correspondiente al 27 dediciembre de 2016.

� El precio mínimo en una acción de venta fue de 15,70 €/MWh, correspondiente al 12 demarzo de 2017.

Resumen del periodo 1 de octubre de 2016 - 31 de marzo de 2017

Evolución de precios del mercado organizado gasista en el invierno 16-17

Los precios del gas natural con entrega en el día siguiente (D+1) experimentaron un alza en la plataformaMIBGAS en diciembre de 2016 y enero de 2017, separándose de los precios en otros mercados europeos.

Este incremento estuvo motivado por el aumento de la demanda de gas en España por las temperaturasinvernales y la mayor demanda para generación de electricidad, y por la situación de escasez energética enFrancia, derivada de las paradas no programadas de varias centrales nucleares y de restricciones en elaprovisionamiento de gas natural licuado (GNL).

17

Fuente: MIBGAS

Notas de Operación

� Durante el invierno 2016 -2017 se han publicado 4 notas de operación (*), cuyos detallesestán accesibles a través de estos enlaces:

� Indisponibilidad de la planta de Reganosa. Inicio (Detalle)

� Indisponibilidad de la planta de Reganosa. Fin (Detalle)

� Situación de Operación Excepcional - Nivel Cero - Ola de frío Enero 2017 (Detalle)

� Incidente por avería en la estación de regulación y medida de la posición de Enagás41.10 (Detalle)

(*)Todas las notas de operación se encuentran accesibles en la web www.enagas.esen su apartado:Gestión Técnica del Sistema Gasista >> Operación y programación del Sistema Gasista >> Notas de Operación.

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Índice

1. Análisis del invierno anterior: 2016 -20172. Previsión de demanda para el invierno 2017-20183. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda4. Existencias de Seguridad5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 2017-2018

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Previsión de demanda2017-2018

Variables relacionadas

Previsión de demanda2017-2018

Variables relacionadas

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Demanda convencional Escenario en condiciones normales de temperatura

Grado1: 1.040 GWh/día. Laborables de diciembre hasta mediados de febrero

Grado2: 960 GWh/día. Laborables de la segunda quincena de noviembre,segunda quincena de febrero y primera de marzo

Grado3: 885 GWh/día. Laborables del inicio y final del invierno

Realizado a través del sistema de previsión PREDICTORES medio plazo. Se define como el correspondiente a condiciones normales de temperatura.Se diferencian 3 niveles escalonados de demanda en días laborables:

EscenarioBASE

21

La punta probable invernal de demanda convencional prevista para elinvierno 2017-2018, considera que se presentan las temperaturas más bajas delos últimos 5 años, alcanzando los 1.260 GWh/día

La punta extrema invernal de demanda convencional prevista para elinvierno 2017-2018, considera un incremento de 45 GWh/d derivado de undescenso de 1,5º respecto a la temperatura de la punta probable, alcanzando los1.305 GWh/día

Demanda convencional Punta PROBABLE y EXTREMA Invernal 2017-2018

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Unidad: GWh/día

PUNTA EXTREMA

PUNTA PROBABLE

GRADO 1 GRADO 2 GRADO 3

Convencional Emisión 1.255 1.210 1.000 920 845

D/C+ PYMES 595 555 365 290 219

Industrial 660 655 635 630 625

Cisternas 50 50 40 40 40

TOTAL CONVENCIONAL 1.305 1.260 1.040 960 885

Demanda convencional punta PROBABLE/EXTREMA Desagregación inverno 2017-2018

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Demanda sector eléctrico Escenarios previstos para el invierno 2017-2018

Prob de ser superada

Ola de frío

EolicidadAño

Hidráulico Nuclear

% RepartoHueco Térmico

50%LABORABLE INVERNAL 250 No Media Normal 0 paradas

9%PUNTA

PROBABLE475 Sí Media Normal 0 paradas

5% PUNTA EXTREMA

525 Sí Baja Seco 1 parada

Condiciones de contorno

Escenarios Previsto

Valor GWh/día

GAS 44%

CARBÓN 56%

GAS 56%

CARBÓN 44%

GAS 58%

CARBÓN 42%

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Punta invernal de gas natural Evolución de los últimos inviernos

PUNTA PROBABLE

PUNTA EXTREMA

25

7

UBICACIÓN GEOGRÁFICAPunta DEMANDA TOTALPrevisión invierno 2017-2018

PUNTA PROBABLESector eléctrico: 475 GWh/díaDemanda convencional: 1.260 GWh/día

Total Demanda: 1. 735 GWh/día

PUNTA EXTREMASector eléctrico: 525 GWh/díaDemanda convencional: 1.305 GWh/día

Total Demanda: 1.830 GWh/día

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Escenarios Reglamento (UE) nº 994/2010 Apartado 1. Artículo 8.

semana

mes

Temperaturas normalesTemperaturas más frías de los

últimos 20 años

∆ 800

baja eolicidad1 nuclear indisponible

1.350 2.150

7.200

Peaje Grupo 3

2.500

8.400

Peaje Grupo 3

3.700

∆ 1.200

∆ 2.000

baja eolicidad1 nuclear indisponible

5.650 7.650

30.600

Peaje Grupo 310.500

33.600

Peaje Grupo 313.600

∆ 3.000

Nota: Estos valores no contemplan el incremento de demanda para el sector industrial, que estaría valorado en torno a 20 GWh/d dependiendo del descenso de las temperaturas vs. temperatura normal. 27

Ola de frío media Duración aproximada entre 3 y 7 días

Probabilidad 1%

2 olas calor intensas

Probabilidad 1%

2 olas frío intensas

-8 TWhProbabilidad 26%

1 ola calor intensa

Probabilidad 26%

1 ola frío intensa +8 TWh

-1,5 TWh

+1,5 TWh

Probabilidad 79%

1 ola de calor media

Probabilidad 83%

1 ola de frío media

-3 TWh

+3 TWh

Escenarios probabilísticos olas de frío/ calor Previsión invierno 2017-2018

Ola de frío intensa (>3TWh)Transforma un invierno normal en uno frío

Ola intensa ≈ 2 Olas medias

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Índice

1. Análisis del invierno anterior: invierno 2016-20172. Previsión de demanda para el invierno 2017-20183. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda4. Existencias de Seguridad5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 2017-2018

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Capacidades del Sistema: Cobertura de la demandaCapacidades del Sistema: Cobertura de la demanda

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Capacidades del sistema

31

Capacidad de entrada al sistemaInvierno 2017-2018

32

• Se contempla la capacidad máxima en AASS que se presentan al inicio de la campaña de extracción.

Capacidad de almacenamiento en tanques GNL

miles m3 GNL

Capacidades en Plantas de GNLInvierno 2017-2018

33

*Información SL-ATR consultada en oct-17

(*)

Capacidades de entrada por Conexiones InternacionalesInvierno 2017-2018

Desde el 1 de enero de 2017, la capacidad de importación de gas natural por la interconexión con Francia VIP.PIRINEOS ha aumentado en

60 GWh/día (durante el periodo de invierno) y en 50 GWh/día durante el verano. Esto supone un incremento del 36%, al pasar de los 165

GWh/día comercializados anteriormente en periodo invernal (175 GWh/día el resto del año) a 225 GWh/día durante todos los meses del

año.

34

*Información SL-ATR consultada en oct-17

(*)

Capacidades de salida por Conexiones InternacionalesInvierno 2017-2018

35

*Información SL-ATR consultada en oct-17

(*)

Capacidades en AASS Invierno 2017-2018

� De la capacidad útil ofertada, se ha contratado a la fecha de publicación deeste informe, 23.444 GWh, quedando por tanto disponibles para contratarlos 8.257 GWh remanentes, bajo el mecanismo de subastas trimestrales ymensuales.

� La capacidad útil de los AASS parala campaña 2017-2018 asciende a31.701 GWh, un 1,5% superior ala campaña anterior. Esteincremento corresponde al AS deYela.

*Información SL-ATR consultada en oct-17. La diferencia

entre la capacidad útil y la capacidad contratada, es

susceptible de ser contratada durante el invierno.

Evolución Capacidad Útil

36

(*)

� Descontando las existencias estratégicas, cuya movilización en situación deemergencia corresponde al Gobierno, el gas disponible para atender lasoperaciones extracción/inyección programadas por los agentes esaproximadamente 5,1 TWh

Operación en AASS Invierno 2017-2018

� Existe capacidad técnica de inyecciónpara alcanzar el llenado de lacapacidad contratada durante el mesde octubre

37

� Las previsión de capacidad técnica deextracción, teniendo en cuenta el gradode llenado previsto para el fin de lacampaña de inyección, es la siguiente:

Margen de seguridad

38

Cobertura de la demanda invernalInvierno 2017-2018

Con la capacidad de entrada y el nivel de mallado

que presenta el Sistema de Transporte español,

queda garantizada la cobertura del 100% del

mercado gasista en cualquier situación de

demanda, siempre que no haya limitaciones en la

importación del aprovisionamiento.

El margen de seguridad esperado en el escenario

de punta extrema, respecto a la capacidad

transportable y considerando una exportación

máxima, es del 45,9 %

Sin embargo, el margen de seguridad para el

cumplimiento de la Fórmula N-1 (Artículo 6 del

Reglamento UE 994/2010) analizado en el caso base

de Planificación, con la mayor entrada parada (planta

Barcelona), es del 20,5 %

Demanda prevista vs Capacidad de Entrada

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Margen de seguridad en 5 Escenarios

Índice

1. Análisis del invierno anterior: invierno 2016-20172. Previsión de demanda para el invierno 2017-20183. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda4. Existencias de Seguridad5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 2017-2018

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Existencias mínimas de seguridad. Marco regulatorio

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Ley 12/2007 (2-julio)A partir del 1 de enero de 2012, las EMS no podrán incluir reservas de carácter operativo

ITC 3128/2011 (17-noviembre)Estratégicas de 10 a 20 días a partir de 1-abr-12

Evolución Existencias Mínimas de Seguridad (EMS)

1998 2004

35días

Ley 34/1998 (7-octubre) Art.98:Transportistas, comercializadores y consumidores cualificados

Art. 52: CORES, control de cumplimiento

Ley 34/1998 (7-octubre) Art.98:Transportistas, comercializadores y consumidores cualificados

Art. 52: CORES, control de cumplimiento

RD 1766/2007 (28-diciembre)Mod. Art. 17 del RD 1716/2004:Estratégicas (10 días) y Existencias operativas (8+2 días)*1-jul-08: Comercializadores y consumidores cualificados

ene-08 dic-11

10 días

20 días

ene-12 abr-12

20 días

10 estratégicos

10 operativos

* Estratégicas: 10 días en AASS básicos (incluyendo 1/3 gas colchón) * Existencias de carácter operativo: 10 días , de lo cuales 2 días todo el año en plantas o AASS (excluyendo 1/3 gas colchón) o plantas satélites y 8 días en octubre en AASS o almacenamiento no básico

RD 1716/2004 (23 de julio)Art. 17: contabilización EMS

RD 1716/2004 (23 de julio)Art. 17: contabilización EMS

Ley 8/2015 (21 de mayo)Mod. Art. 98: habilita alGobierno al distinguir elcarácter estratégico yoperativoMod. Art. 52: CORES,adquisición, constitución,mantenimiento y gestión

may-152007

42

Existencias mínimas de seguridad

•Arts. 50 a 53, 98 y 101 de la Ley 34/1998 (modificada por ley 8/2015 de 21 de mayo.

•RD 1716/2004, RD 1766/2007, Ley 12/2007, ITC 3128/2011.

MARCO REGULATORIO

•Estratégicas: 20 días ventas firmes de año anterior:

•Invierno 16-17: 17.033 GWh.

•Invierno 17-18: 17.143 GWh.

VOLUMEN

•Comercializadores de gas natural y consumidores directos en el mercado.

AGENTES OBLIGADOS

•Comercializadores y consumidores directos.

•CORES: Adquisición, constitución, mantenimiento y gestión (Art. 52 Ley 34/1998, modificada por Ley 8/2015.

AGENTES HABILITADOS

•Estratégicas: Almacenamientos básicos (Art 98 Ley 34/1998, modificado en Ley 8/2015).

UBICACION

•Estratégicas: 1 abr (a) a 31 mar (a+1).

VIGENCIA

•Estratégicas: Gobierno, previo acuerdo del consejo de ministros, en situación de emergencia.

MOVILIZACION

•CORES.

CONTROL

Índice

1. Análisis del invierno anterior: invierno 2016-20172. Previsión de demanda para el próximo invierno: invierno 2017-20183. Capacidades del Sistema: Cobertura de la demanda4. Existencias de Seguridad5. Propuesta Plan de Actuación Invernal: Reglas Invernales 2017-

2018

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Plan de Actuación Invernal2017-2018

45

Reglas invernales

46

� Para la elaboración de la propuesta del plan de actuación invernal, y dado los recientes cambiosnormativos acaecidos, se considera necesaria la implicación de los agentes en la elaboración del mismo.Por ello, en la 125º reunión del grupo de modificación de las NGTS celebrada el pasado 4 de abril, pideal Grupo que aporten comentarios y sugerencias. Para ello se da de plazo hasta el 15 de mayo.Teniendo en cuenta las propuestas remitidas, el GTS elaboraró un plan, que presentaró en junio alGrupo para su debate, abriendo un nuevo plazo para comentarios. Finalmente la propuesta fue enviadaal Ministerio el 21 de julio, incluyendo las propuestas y comentarios de los agentes.

� El Plan de Actuación Invernal propuesto para el invierno 2017-2018 presenta la siguiente estructura:

� Primero: Reglas

o Regla 1ª: “Existencias mínimas de reserva invernal”

o Regla 2ª: “Olas de frío”

� Segundo: Definición de “Frío intenso y Ola de frío”

� Tercero: Entrada en vigor

Plan de Actuación Invernal 2017-2018Reglas invernales

47

Plan de Actuación Invernal 2017-2018Primero. ReglasRegla 1ª:Existencias mínimas de reserva invernal

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� Volumen de existencias mínimas que han de ser almacenadas por los usuarios en los tanques de las

plantas de regasificación durante el periodo de vigencia del plan y que solo podrán ser movilizadas

previa notificación del GTS. Esta reserva invernal está orientada a paliar posibles incrementos

extraordinarios de demanda así como posibles déficits puntuales de aprovisionamiento

� Una vez el GTS notifique la posibilidad de movilización mediante la publicación de una nota de

operación, previo aviso a la DGPEyM y a la CNMC, se podrán utilizar indistintamente dichas

existencias.

� Una vez que el GTS de por finalizada la situación que conllevó a la movilización de las existencias,

mediante la publicación de una nota de operación y previo aviso a la DGPEyM y a la CNMC, los

usuarios deberán reponer las existencias de la reserva invernal en un plazo máximo de 15 días.

Plan de Actuación Invernal 2017-2018Primero. ReglasRegla 1ª:Existencias mínimas de reserva invernal

49

� Cada usuario deberá constituir sus obligaciones de existencias en función de:

� Valores unitarios por cliente del grupo tarifario 3: f( incremento global de demanda

convencional por ola de frío, número total de clientes en el conjunto del sistema del grupo

tarifario 3)

� Valor unitario por MWh de potencia instalada para generación eléctrica:f(incremento global

de demanda eléctrica por ola de frío, Potencia instalada total para generación eléctrica en

el conjunto del sistema a día 1 de septiembre)

� Contratación entradas a RT cuya duración sea superior a un día: Se deberá mantener unas

existencias equivalentes a 1 día de dicha capacidad contratada

El GTS publicará los valores unitarios en el SL-ATR, para que cada usuario pueda calcular las obligaciones sobrevenidas de los puntos anteriores

Primero. ReglasRegla 2ª:Ola de frío

Plan de Actuación Invernal 2017-2018

50

� El GTS informará a los usuarios de la previsión de demanda punta total convencional del sistema,

con detalle gas emisión y cisternas, de acuerdo con la siguiente tabla

Plan de Actuación Invernal 2017-2018Segundo. Definición de “Frío intenso y Ola de frío”

51

� Frío intenso:

� Situación en que la temperatura significativa para el sistema gasista calculada por el GTS para

en el período (d,d+2) acumule más de 10ºC de defecto.

� Ola de frío:

� Caso extremo de frío intenso, se entenderá por ola de frío aquella situación en que la

temperatura significativa para el sistema gasista calculada por el GTS se sitúe en valores

inferiores a los incluidos en una banda de fluctuación durante al menos 3 días consecutivos.o

Reserva operativa invernal

52

Reserva Invernal

•NGTS 9 ( ITC 3126/2005).

MARCO REGULATORIO

•1 día de la capacidad contratada de duración superior a un día.

•Número de puntos de suministro multiplicado por el valor unitario por cliente del grupo tarifario 3.

•Potencia instalada de las centrales a las que suministro cada usuario multiplicada por el valor unitario por MWh de potenciainstalada para generación eléctrica.

VOLUMEN

•Usuarios con capacidad contratada de acceso al sistema.

•Usuarios con demanda en el grupo tarifario 3.

•Usuarios con suministro para generación eléctrica.

AGENTES OBLIGADOS

•Plantas de regasificación.

UBICACION

• 1 Nov (a) a 31 Mar (a+1).

•El GTS podrá reducir la duración del período de aplicación o aplicar unas condiciones menos restrictivas.

VIGENCIA

•Usuarios, mediante activación por parte del GTS con nota de operación.

MOVILIZACION

•GTS.

CONTROL

Plan de Actuación Invernal (PAI)Evolución reserva operativa

� Desde el invierno 08-09 al invierno 11-12, el descenso progresivo del nivel deexistencias se explica por la menorcontratación en el sistema acorde aldescenso de la demanda de gas,mientras que a partir del invierno 11-12se incorpora adicionalmente el efectode la modificación de la regla 1ª delPAI, la cual conlleva niveles inferioresde mantenimiento de existencias

� En la monótona de existenciasinvernales de GNL se observa que el100% de los días las existencias enplantas cubrieron los requerimientosde la regla 1ª del PAI, para el total delos usuarios.

54

� La reserva prevista para el próximo invierno, permitiría cubrir el incremento de demanda en el

escenario de temperaturas extremas durante una semana (art. 8, 1.a) del Reglamento UE

994/2010

� Fuerza mayor de un origen cercano que provoca la sustitución de cargamentos por otros orígenes

más lejanos, lo que supondría una reposición de dicho aprovisionamiento entorno a los 10 días.

Cobertura: escenarios Reglamento 994/2010Invierno 2017-2018

55