febrero índice sistema peninsular 2013 · saldo de intercambios internacionales 88 1. aspectos...

Saldo deIntercambios

Internacionales88

1. Aspectos relevantesSistema peninsular• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 20.643 GWh, un 10,3 % inferior a la de febrero del 2012,

debido a unas temperaturas más suaves que las del año anterior y a que este mes de febrero ha contadocon un día menos que el del 2012, que fue bisiesto. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperaturala demanda ha sido un 5,6 % inferior a la del mismo mes del año anterior.

• En los dos primeros meses del año la demanda eléctrica ha sido de 43.239 GWh, un 6,3 % menos que enel mismo periodo del 2012. Corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo ha sidoun 4,4 % inferior al del mismo periodo del año pasado.

• Este mes las temperaturas medias han sido más suaves que las del año anterior con 8,8 ºC frente a los 6,8 ºCdel mismo mes del 2012. La temperatura máxima media del mes ha sido superior en 0,9 ºC a la del mismoperíodo del año pasado.

• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 46,5 % de laproducción total, frente al 30,1 % de febrero del 2012.

• En el mes de febrero la producción de origen eólico ha alcanzado los 5.387 GWh, con un aumento del 7,4 %frente al mismo periodo del año anterior, y ha supuesto el 25,0 % de la generación neta.

• Además, el día 6 de febrero la producción de energía eólica alcanzó un nuevo máximo de potenciainstantánea con 17.056 MW a las 15.49 horas, un 2,5 % superior respecto al anterior anotado el 18 deabril del 2012 con 16.636 MW.

• Ese mismo día también se registró el máximo de energía horaria con 16.918 MWh entre las 15.00 y las16.00 horas, lo que supuso un incremento del 2,8 % respecto al anterior de 16.455 MWh, registrado tambiénel 18 de abril del 2012.

• Desde el punto de vista hidrológico febrero ha sido un mes seco, con una energía producible de 3.477 GWh,valorque representa el 85 % del característico medio para un mes de febrero.

• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de febrero del2013 se situaron en el 52,4 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 9.716 GWh. Estasreservas son superiores en 2,9 puntos porcentuales a las existentes hace un año y superiores en 3,7 puntosporcentuales al mes anterior.

• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de febrero del 2013 ha sido del96,6 %, 0,8 puntos superior al a del mismo mes del año anterior.

• El precio final de la demanda peninsular (mercado regulado + libre) se ha situado en 58,83 ‚€/MWh, lo quesignifica un 9,8 % menos que el mes pasado y un 10,7 % menos que el mismo mes del año anterior.

• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de febrero ha sido un 34,6 % inferior ala registrada en el mismo período del año anterior. En esta disminución ha influido sobre la menor cantidadde energía programada en los mercados de gestión de desvíos y por restricciones.

• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de febrero ha sido del 99,15 %.• En el mes de febrero se ha producido un corte de mercado en las instalaciones de la red de transporte contabilizados

en el cálculo de indicadores de calidad. Tuvo lugar en Cataluña con una energía no suministrada de 16,00 MWh.

Sistemas extrapeninsulares• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas extrapeninsulares ha disminuido

un 11,7 % respecto a la de febrero del 2012. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla se registraron reduccionesdel 15,8 %, 8,7 %, 13,8 % y 12,1 %, respectivamente.

www.ree.es pág. 01 de 30

Demanda (b.c.)20.643

Balance eléctrico peninsular.Cobertura de la demanda.Febrero 2013 (GWh)

Consumos engeneración

-460

Consumosen bombeo

-563

Térm

ica

36,9

%

febrero2013n ú m e r o 7 4

Régimenespecial9.932

42.000

24 horas

MW

Demanda horaria peninsular deldía de máxima demanda deenergía diaria. 27 febrero 2013

Saldo deintercambios

-733

REDE L É C T R I C ADE ESPAÑA

24.000

36.000

30.000

Nuc

lear

37,1

%

27.000

Información elaborada con datos disponibles a 03/04/13 - Fecha de edición: 19/04/2013

Sistema peninsular1 Aspectos relevantes2 Balance de energía eléctrica3 Demanda de electricidad4 Cobertura de la demanda5 Producción hidroeléctrica6 Producción térmica7 Producción régimen especial8 Intercambios internacionales9 Mercado eléctrico10 Gestión de la red de transporte

Sistemas extrapeninsulares11 Sistema eléctrico Islas Baleares12 Sistema eléctrico Islas Canarias13 Sistema eléctrico Ceuta14 Sistema eléctrico Melilla

Glosario

Régimen ordinario12.467

Hidr

áulic

a26

,0 %

Generación neta21.938

índi

ce

33.000

39.000

2. Balance de energía eléctrica

www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013

2.1 Balance de energía eléctrica del sistema peninsular

pág. 02 de 30

HidráulicaNuclearCarbón(1)

Fuel / gasCiclo combinado

Régimen ordinarioConsumos en generaciónHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableTérmica no renovable

Régimen especialGeneración neta

Consumos en bombeoEnlace Península-Baleares(2)

Intercambios internacionales(2)

Demanda transporte (b.c.)(1) A partir de 1 de enero de 2011 incluye GICC (Elcogás). Según el R.D. 134/2010 esta central está obligada a participar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono comocombustible, en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.(2) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador. Enlace Península-Baleares funcionando al mínimo técnico de seguridad hasta el 13.08.2012.

Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW GWh % 13/12 GWh % 13/12 GWh % 13/12

17.760 3.243 175,0 5.995 113,1 22.636 -1,27.853 4.622 -14,2 9.426 -12,7 60.094 1,6

11.248 2.585 -54,2 5.658 -49,3 49.223 -1,11.178 0 - 0 - 0 -

25.291 2.017 -49,2 4.700 -43,5 34.975 -28,863.329 12.467 -22,9 25.779 -22,1 166.929 -7,8

-460 -32,3 -976 -30,8 -7.454 1,32.043 675 104,1 1.317 97,6 5.283 10,3

22.636 5.387 7,4 11.720 35,3 51.158 19,74.303 526 -17,0 944 -15,3 7.632 3,32.000 180 -10,1 292 -8,0 3.417 68,6

956 447 19,9 906 18,3 4.869 11,57.238 2.716 -3,4 5.723 -0,5 33.413 3,0

39.175 9.932 6,1 20.903 21,0 105.773 12,921.938 -11,8 45.706 -6,6 265.248 -0,7

-563 26,7 -1.260 41,1 -5.390 58,7-91 - -200 - -742 -

-642 -53,3 -1.007 -47,0 -10.306 46,8102.504 20.643 -10,3 43.239 -6,3 248.811 -3,1

2.2 Estructura de la potencia instaladaa 28 de febrero.

Hidráulica19,3 %

Nuclear7,7 %

Eólica22,1 %

Carbón11,0 %

2.3 Estructura de la generación neta.Febrero.

Hidráulica (1)16,2 %

Nuclear20,5 %

Eólica25,0 %

Carbón11,3 %

Solartérmica2,0 %

Solartérmica0,8 %

(1) No incluye la generación de bombeo.

Solarfotovoltaica

2,4 %Solarfotovol.4,2 %

Térmicarenovable

0,9 %

Cogeneracióny resto8,1 %


Térmicarenovable

2,1 %

Ciclocombinado

24,7 %Ciclo

combinado9,1 %

3.1 Evolución de la demanda

26.000

24.000

22.000

20.000

18.000

16.000

14.000

12.000

10.000

GWh

Sin corregir

Periodo actual

3. Demanda

www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013 pág. 03 de 30

3.3 Variación de la demanda mensual

12

9

6

3

0

-3

-6

-9

-12FF M A M J J A S O N

%

ED

Corregida por laboralidad y temperatura

Periodo anterior

3.2 Componentes de variación de la demanda en b.c.

Demanda en b.c.Efectos: Laboralidad

TemperaturaActividad económica y otros

Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilGWh % 13/12 GWh % 13/12 GWh %13/12

20.643 -10,3 43.239 -6,3 248.811 -3,1-3,0 -1,4 -0,7-1,8 -0,4 0,0-5,6 -4,4 -2,4

FF M A M J J A S O N ED


3.6 Máxima demanda horaria y diaria

10.00040.000

Demanda diaria (GWh)

200 600

Demanda horaria (MWh)

1.000050.000 0 80020.000

Invierno (enero-mayo / octubre-diciembre) Verano (junio-septiembre)

30.000 400

MediaMáximas

3.5 Temperaturas diarias medias mensuales

E F M A M J J A S O N

ºC

D

Mínimas

Mínima estadística

3.4 Variación de la demanda. Año móvil

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

-5

2009

%CorregidaSin corregir

2011

Histórico

Feb. 2013

2011

2012

2013

35

30

25

20

15

10

5

0

-62010

Máxima estadística

2012 2013

43.010 13 febrero (20-21h)

17 diciembre 2007 (19-20h)44.87619 julio 2010 (13-14h)40.934

8 febrero 873

82290618 diciembre 2007

39.273 27 junio (13-14h)

20 julio 2006

79428 junio

39.963 27 febrero (20-21h) 23 enero 810

44.107 24 enero (19-20h)39.537

25 enero 88579128 junio27 junio (13-14h)

39.963 27 febrero (20-21h) 27 febrero 809

4.1 Estructura de la coberturade la demanda

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0Febrero2012

%

Febrero2013

Ene-Feb2012

Ene-Feb2013

Hidráulica (1)16,9 %

Carbón19,5 %

Ciclocombinado

9,1 %

4.2 Cobertura de la máxima demandahoraria.27 de febrero (20-21 h). 39.963 MWh

Hidráulica (1)

Nuclear

Carbón (2)

Solar térmica

Eólica

Térmica renovable

Cogeneración y resto

4.3 Cobertura de la máxima demanda horaria (MWh)

HidráulicaBombeo

HidráulicaNuclearCarbónFuel / gasCiclo combinado

TérmicaTotal producción programaDiferencias por regulación

Total régimen ordinarioHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableTérmica no renovable

Régimen especialConsumos en bombeoEnlace Península-Baleares

AndorraFranciaPortugalMarruecos

Saldo físico interconexionesinternacionalesDemanda (b.c.)

27/02/201320-21 h

3.435 5.9881.537 8764.972 6.8647.463 7.0967.789 8.037

0 010.331 3.73625.583 18.86930.555 25.733

30.555 25.733517 963

9.216 8.7870 73

249 48497 669

4.686 4.78315.165 15.322

0 -102-30 -23

-1.000 -1.000-930 813-750 -780

-2.710 -99043.010 39.963

4. Cobertura de la demanda


13/02/201220-21 h

Nuclear17,2 %

(1) No incluye la generación bombeo.

Saldo Int.Internacionales

2,4 %

(1) No incluye la generación bombeo.(2) A partir de 1 de enero 2011 incluye GICC (Elcogás). Según el R.D. 134/2010 esta centralestá obligada a participar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono comocombustible, en el proceso de resolucion de restricciones por garantía de suministro.

Ciclo combinado

Solar fotovoltaica

Solartérmica0,1 %

Eólica21,3 %

Térmicarenovable

1,6 %Cogeneración

y resto11,6 %

Solarfotovol.0,2 %

11,6

20,4

2,60,81,5

2,40,82,1

2,30,71,6

2,10,72,0

15,8

21,5

21,0

4,8

12,6

25,0

9,1

11,3

20,5

16,2

11,8

17,9

16,8

21,6

21,4

5,9

12,7

26,1

10,2

11,9

20,1

14,2

5. Producción hidroeléctrica delrégimen ordinario


5.1 Evolución de la energía hidroeléctrica

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0E FF M A M J J A S O

GWhPeriodo actual

N

Periodo anterior

D

5.2 Desglose de producción hidroeléctrica

3.500

3.000

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

E FF M A M J J A S O

GWh

N D

Hidráulica convencional Generación bombeo

Producible medio histórico Producible diarioHúmedoSeco

5.4 Producible hidroeléctrico

5.5 Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 28 de febrero por cuencas hidrográficas

Producible hidroeléctrico (GWh)Índice de producibleProbabilidad de ser superado (%)

Febrero 2013 Acumulado Año Año móvil

57,2

4.584

47,9

9.716

RégimenAnual

RégimenHiperanual

Total

Llenado (%)

Reservas (GWh)

988

58,7 39,2Duero:3.887 MW

39,6

1.501

39,6

88,6 82,162,1

Tajo-Júcar-Segura:4.335 MW

Guadiana: 226 MW

Guadalquivir-Sur:1.025 MW

1.100

51,5

82

33,3Ebro-Pirineo: 3.425 MW

75,6

Norte:4.861 MW

78,0

3.477 7.302 18.4220,85 0,92 0,6645,1 38,3 89,3

5.3 Producible hidroeléctrico diario


160

1.925

1.223

961

519550

5.132

560

FF M A M J J A S O N

GWh

D E

420

280

0

52,4

140

710

30 2046

71

145

100 99124 145

108 90 72

14

2009 2010 2011 2012 2013

5.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas totales


19.000

17.000

15.000

13.000

11.000

9.000

7.000

5.000

3.000

GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas

20132009 2010 2011 2012

5.7 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen anual

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000


20132009 2010 2011 2012

5.8 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen hiperanual

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000


Máximo estadístico

Mínimo estadístico





6. Producción térmica delrégimen ordinario


6.1 Evolución de la producción térmica

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000


GWhPeriodo actual

N

6.2 Producción bruta por tecnologías

NuclearCarbón nacional (1)Carbón importadoFuel / GasCiclo combinadoSistema peninsular


7.853 4.622 -14,2 9.426 -12,7 60.094 1,67.469 1.061 -69,9 2.245 -67,4 25.814 -18,03.779 1.524 -27,9 3.413 -19,9 23.409 27,81.178 0 - 0 - 0 -

25.291 2.017 -49,2 4.700 -43,5 34.975 -28,845.569 9.225 -38,5 19.784 -34,7 144.293 -8,7

Periodo anterior

6.3 Indisponibilidad media horaria mensual

8.000

6.000

4.000

2.000


MWh/h

N D

Permanente Fallo Programada

D

(1) Clasificación de los grupos según sus consumos históricos de carbón. A partir de 1 de enero de 2011 incluye GICC (Elcogás) debido a que según el R.D. 134/2010 esta central está obligada aparticipar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono como combustible, en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.

1 41 81 121 161 201 241 281 321 361 401 441 481 521 561 601 641

6.4 Comportamiento del equipo térmico

6.5 Potencias máximas indisponibles por tipo de indisponibilidad

NuclearCarbónFuel / gasCiclo combinadoTotal

Febrero:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima

Año:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima

Históricos:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima

Indisponib./ Fecha Tipo indisponibilidad (MW) Total Demanda Potencia neta

Permanente Fallo Programada (MWh) térmica (%)

88,3 0,0 11,7 85,7 2,2 12,096,3 1,4 2,3 96,0 1,4 2,6

100,0 0,0 0,0 100,0 0,0 0,099,2 0,3 0,5 99,2 0,2 0,696,6 0,5 2,9 96,2 0,8 3,0

23/02/2013 23-24 h. 455 2.494 536 3.485 29.840 7,927/02/2013 20-21 h. 455 328 953 1.736 39.963 3,923/02/2013 23-24 h. 455 2.494 536 3.485 29.840 7,9

16/01/2013 05-06 h. 455 2.520 146 3.121 24.451 7,027/02/2013 20-21 h. 455 328 953 1.736 39.963 3,923/02/2013 23-24 h. 455 2.494 536 3.485 29.840 7,9

28/11/2009 11-12 h. 748 7.791 944 9.483 29.476 21,617/12/2007 19-20 h. 1.154 1.950 1.515 4.619 44.876 10,612/11/2007 09-10 h. 1.115 5.519 6.389 13.023 35.092 29,7


FEBRERO 2013 ACUMULADO AÑODisponibilidad (%) Indisponibilidad (%) Disponibilidad (%) Indisponibilidad (%)

Programada Fallo Programada Fallo

6.6 Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico

4.000 MWNuclear Fuel / gas Ciclo combinado Carbón

3.000

0

Horas672

2.000

1.000

pág. 11 de 30www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013

7. Producción régimen especial

7.1 Evolución de la energía adquirida al régimen especial

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

GWhPeriodo actual

7.2 Producción del régimen especial

HidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableTérmica no renovableRégimen especial


2.043 675 104,1 1.317 97,6 5.283 10,322.636 5.387 7,4 11.720 35,3 51.158 19,74.303 526 -17,0 944 -15,3 7.632 3,32.000 180 -10,0 292 -8,0 3.417 68,6

956 447 19,9 906 18,3 4.869 11,57.238 2.716 -3,4 5.723 -0,5 33.413 3,0

39.175 9.932 6,1 20.903 21,0 105.773 12,9

Periodo anterior

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

1.200

1.000

800

600

400

200

0

-200

-400

-600

-800

-1.000

-1.200

-1.400

-1.600

GWhFrancia Andorra Portugal Marruecos Total

8. Intercambios internacionales


8.1 Saldo físico de intercambios por frontera

8.2 Transacciones internacionales programadas por tipo de agente e interconexión (GWh)

Francia (1)

PortugalAndorraMarruecosTotal

110 257 151 310 0 0 0 0 0 0 261 567 -3050 0 0 0 249 151 0 0 0 0 249 151 980 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 -300 0 0 403 0 0 0 0 0 0 0 403 -403

110 287 151 713 249 151 0 0 0 0 511 1.151 -640

ComercializadorasImport. Export.

Comercializadorinternacional (3)

Import. Export.

Programas deintercambio

P-E (2)

Import. Export.

Accionescoordinadasde balance

Import. Export.

Contratosprevios a laLey 54/1997

Import. Export. Import. Export. SaldoTotal

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

Importador

Exportador

Pagos por capacidadMercado intradiario

Servicios de ajuste del OS

9. Mercado eléctrico


9.1 Precio final del mercado de producción (€/MWh)

9.2 Precio final medio80

70

60

50

40

30

20

10

0

-10Mercado libre

€/MWh

Mercado diario

Mercado regulado Demanda peninsular

46,50 47,56 46,73

9.3 Repercusiones de los servicios de ajuste del OS en el precio final medio9,0

8,0

7,0

6,0

5,0

4,0

3,0

2,0

1,0

0

-1,0

€/MWh

Excedentes desvíos

Desvíos Restricciones tiempo real

Banda Restricciones técnicas PBF

Mercado regulado Demanda peninsularMercado libre

Desde 5,89 a 49,89

Desde 67,19 a 107,55Mínimo: 5,89

Desde 49,89 a 67,19

Máximo: 107,55

5,197,065,11

6,48

Percentiles del 33% de los valores registrados en el mes. Fuente CNE.

9,17

5,08

5,08 5,11

-0,24 -0,29 -0,25

2,33 2,37 2,34

0,40 0,41 0,40

Reserva de potencia

0,46

57,9661,93 58,83

0,410,39

-0,10

0,681,511,481,52

0,76 0,70

0,01

-0,07

5,19

Día H1

V 1

J 28

62,84 47,61 38,46 35,88 34,36 36,71 46,07 61,47 65,23 69,31 69,32 63,69 61,59 54,34 49,30 42,82 40,73 42,26 53,06 57,4935,80 13,12 9,35 9,41 9,70 8,03 9,40 9,41 11,38 14,44 15,30 12,53 9,37 8,38 8,10 10,63 11,05 11,33 27,97 45,7249,85 43,37 24,84 17,88 13,24 12,17 13,75 17,53 12,37 17,13 26,00 26,76 34,71 37,06 38,51 35,01 36,58 42,45 55,22 68,2764,23 50,19 36,03 31,02 30,87 35,31 47,24 61,42 73,11 86,19 75,88 73,35 78,32 71,04 69,28 66,09 65,17 71,39 87,37 100,5860,92 57,15 42,14 37,94 36,15 39,10 52,21 68,18 77,42 78,40 78,50 76,24 77,09 70,11 67,89 58,02 55,41 61,38 76,91 78,5230,36 20,18 6,24 6,98 7,84 12,24 20,85 36,64 44,20 44,14 48,75 43,75 44,21 34,98 29,07 20,94 19,52 36,17 50,44 53,2339,20 26,03 9,07 9,04 8,51 12,24 34,37 56,70 70,98 68,44 70,36 57,86 61,11 56,05 56,02 53,59 53,74 70,42 81,29 94,5859,19 48,96 33,13 32,02 30,85 33,51 38,61 61,82 67,31 65,26 56,33 46,68 47,39 42,80 40,19 34,84 33,85 44,73 61,86 74,2063,66 48,30 34,91 35,21 33,48 35,00 35,90 42,10 47,35 55,40 73,99 62,15 57,28 59,84 59,97 52,29 49,94 59,29 78,04 88,8273,07 65,31 48,31 40,70 35,65 34,53 33,79 30,48 21,63 32,04 34,25 32,36 32,78 30,91 33,62 28,84 18,09 25,72 39,48 43,4932,24 8,09 10,22 10,68 9,94 15,54 17,85 47,11 66,38 76,65 73,59 61,73 61,76 48,21 42,24 39,00 35,36 44,82 73,54 86,6136,92 28,32 23,68 19,99 18,52 20,68 29,37 46,69 64,58 70,28 72,77 69,80 73,54 67,70 63,71 58,88 58,77 70,60 84,09 97,7252,68 39,84 34,34 33,04 28,18 33,49 41,21 53,59 66,05 68,43 67,99 64,10 67,38 62,61 58,76 58,51 57,95 65,10 78,84 88,3657,06 52,06 48,02 42,73 42,33 47,47 53,27 64,63 71,19 82,14 76,75 75,56 75,84 71,43 71,28 69,74 69,04 74,14 86,55 92,2863,96 52,70 50,41 48,04 47,60 48,44 53,48 64,95 69,05 73,18 74,51 72,35 73,95 70,56 70,13 68,62 68,05 72,06 83,79 93,6990,05 83,51 72,16 67,48 60,77 56,38 54,54 58,30 57,69 62,79 67,18 67,08 67,03 67,19 67,51 66,43 60,27 66,70 81,69 87,8774,14 75,03 66,06 66,72 53,46 51,29 51,17 52,66 50,69 53,66 55,48 54,71 54,53 54,33 53,90 51,52 49,32 49,60 58,15 64,8455,32 51,55 44,05 41,30 41,01 45,52 57,15 67,78 73,80 79,41 82,21 91,30 84,16 77,47 77,01 74,47 72,84 75,11 90,05 94,2458,37 54,01 48,31 44,39 42,90 47,22 53,57 63,67 69,90 72,33 77,53 74,46 75,89 70,79 70,61 69,89 68,56 71,57 85,14 92,9068,01 65,06 56,47 53,55 51,99 54,10 62,76 71,86 97,01 91,12 85,34 85,12 83,97 75,26 74,52 69,68 68,61 70,66 82,30 89,5454,63 51,83 46,01 46,08 46,04 46,59 51,18 54,59 63,37 69,23 70,84 65,63 64,31 59,33 58,66 55,95 56,05 58,49 67,50 80,0551,63 46,65 39,85 41,12 36,99 40,58 44,82 51,91 58,27 59,96 61,87 61,88 62,06 58,04 57,91 56,52 56,46 58,25 69,73 83,8855,19 33,49 11,79 5,96 6,14 6,04 6,96 5,89 11,72 13,77 31,24 35,38 37,89 39,00 37,89 38,22 37,40 41,26 57,51 71,4870,13 64,44 55,57 51,68 48,84 45,47 45,50 47,67 40,47 41,75 47,65 46,40 45,82 40,17 37,88 35,51 34,17 38,13 55,70 64,3459,68 50,99 44,72 45,76 45,87 48,89 53,17 62,41 66,67 71,77 74,14 71,73 74,75 67,92 65,19 62,73 62,49 66,38 78,13 88,0060,86 53,02 51,25 51,19 50,83 50,84 54,24 61,95 69,22 73,36 75,74 73,64 73,83 69,48 69,75 68,51 67,95 72,14 86,64 94,3560,70 58,29 54,44 53,40 52,31 52,69 56,11 60,86 64,93 73,23 66,48 62,73 63,42 58,44 58,34 57,99 58,37 59,47 66,94 69,4452,26 51,38 48,06 47,71 47,75 51,02 53,88 57,05 63,51 73,82 67,89 67,73 67,17 63,14 63,24 62,53 62,56 63,13 70,10 79,05

55,49 52,90 41,98 37,5341,60 41,51 35,36 37,6380,22 75,56 70,68 66,3499,81 107,55 82,55 67,9971,65 64,44 53,90 44,2253,36 55,55 46,86 40,2199,96 94,66 72,34 61,7374,70 75,47 62,16 62,23

105,27 105,75 82,41 73,1358,28 62,32 60,88 56,8384,43 75,27 70,78 60,6489,39 90,36 73,97 64,2086,24 85,19 72,21 64,2590,47 90,82 78,23 68,9992,33 90,56 80,13 80,6289,06 88,31 75,68 73,3470,28 72,02 66,47 60,3692,26 90,28 79,79 66,3694,35 96,01 83,23 74,2585,13 80,35 70,34 64,2379,26 71,86 63,76 56,3778,40 70,00 59,37 56,8478,22 75,60 63,25 62,2477,62 78,83 72,30 65,0187,90 83,83 73,69 60,0192,15 85,03 74,95 69,5871,00 67,19 61,71 58,1875,30 67,59 61,45 57,48

S 2

D 3

L 4

M 5

X 6

J 7

V 8

S 9

D 10

L 11

M 12

X 13

J 14

V 15

S 16

D 17

L 18

M 19

X 20

J 21

V 22

S 23

D 24

L 25

M 26

X 27

H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24

9.5 Mercado diario: participación de cada tecnología en la fijacióndel precio marginal

Nº horas

Febrero

4,3%

24

20

16

12

8

4

0


9.6 Mercado intradiario: precio y energía

Precio medio Precio medio mercado diario Energía diaria

Fuente: OMEL

9.4 Mercado diario: precio y energía

MWh€/MWh160

140

120

100

80

60

40

20

0

Precio medio Energía diariaBanda de precios1.600.000

1.400.000

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

MWh€/MWh210

180

150

120

90

60

30

0

Banda de precios210.000

180.000

150.000

120.000

90.000

60.000

30.000

0

24,7%

13,5%

42,6%

Fuente: OMEL

Fuente: OMEL

Hidráulica

Régimen especial

Bombeo

Ciclo Combinado

Contrato REE-EDF

Importacionesinternacionales

Mibel importación

Térmica

Comercializador

Otras Tecnologías

11,8%

0,1%2,9%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 2817 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

27


9.7 Repercusión de las restricciones técnicas y los mercados de ajusteen el precio final medio

€/MWh9

8

7

6

5

4

3

2

1

0

-1

Restricciones técnicas PBF

J

Banda

Desvíos

Restricciones tiempo real

Excedentes desvíos

Restricciones garantía suministro (1)Restricciones técnicas (PBF) (2)Reserva de potencia adicional a subir (3)Banda de regulación secundaria (4)Regulación secundariaRegulación terciariaGestión de desvíosRestricciones en tiempo real

Energía (MWh) Precio (€/MWh)a subir a bajar a subir a bajar

76.640 - 124,87 -578.498 649 124,28 49,71273.720 - 31,39 -

703 527 32,67146.232 81.404 53,96 30,16357.910 135.408 62,90 23,06231.187 90.775 56,20 25,87

28.916 58.030 319,69 18,98

9.8 Energía y precios medios ponderados gestionados por el operador del sistema

9.9 Resolución de restricciones por garantía de suministro (Fase 1)

MF M

Precio medio MWh€/MWh900

750

600

450

300

150

0

Energía solución restricciones por garantía suministro120.000

100.000

80.000

60.000

40.000

20.000

0

A J A

(1) Energía incrementada en la fase 1 de resolución de restricciones de garantía de suministro (RD 134/2010 modificado por RD 1221/2010) (P.O.3.10).(2) Energía incrementada o reducida en la fase 1 de resolución de restricciones técnicas del PDBF (P.O.3.2).(3) Volumen total mensual (MW). Precio medio (€/MW).(4) Potencia horaria media (MW). Precio medio (€/MW).

S O N D E F

Reserva de potencia

Fase 1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 2817 18 19 27


1.800.000

1.500.000

1.200.000

900.000

600.000

300.000

0

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

MWh

9.10 Energía programada por restricciones técnicas (Fase 1)

A subir

A bajar

MWh

9.11 Resolución de restricciones técnicas (Fase 1)

A subir

A bajar

€/MWh Restriccionestécnicas PBF

Precio medioa subir

Precio medioa bajar

Precio mediomercado diario

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

400350300250200150100500

0

6.000

12.000

18.000

9.12 Reserva de potencia adicional a subir asignada

Precio medio ponderado MW€/MW160

140

120

100

80

60

40

20

0

Volumen diario80.000

70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

48.00042.00036.00030.00024.00018.00012.0006.000

00

100

200

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

9.15 Regulación secundaria

MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar

050

100150200250300

14.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000

0

150

120

90

60

30

0

MW

9.13 Banda de regulación secundaria

A subir

A bajar

1.250

1.000

750

500

250

0

0

250

500

750

1.000

1.250

€/MW Precio mediomercado diario

Potenciahoraria media

Precio medio

02.0004.0006.0008.000

10.00012.000

1.500.000

1.200.000

900.000

600.000

300.000

0

MWh

9.14 Energía gestionada en los mercados de ajuste

A subir

A bajar

Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvios Restricciones en tiempo real

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

1.500.000

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


350300250200150100

500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 2817 18 19 27


9.17 Regulación terciaria

MWh1801501209060300

€/MWh

9.18 Restricciones en tiempo real

MWh€/MWh

Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar

Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar

36.00030.00024.00018.00012.0006.000

00

6.00012.00018.00024.00030.00036.000

0306090

120150180

9.16 Gestión de desvíos

MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar

300250200150100500

60.00050.00040.00030.00020.00010.000

00

50100150200250300

010.00020.00030.00040.00050.00060.000

3.0002.5002.0001.5001.000

5000

30.00025.00020.00015.00010.0005.000

00

5001.0001.5002.0002.5003.000

05.000

10.00015.00020.00025.00030.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

Comercializadores R. Ordinario R.E. Eólico R.E. Resto Importaciones Exportaciones Desvíos entre sistemas

9.20 Coste medio de los desvíos

30

25

20

15

10

5

0


9.21 Desvíos netos medidos a subir por tecnologías

R.E.: Régimen Especial

€/MWh

Desvíos a bajar: menor producción o mayor consumo Desvíos a subir: mayor producción o menor consumo

76,5%

Desvíos netos medidos a bajarpor tecnologías


6,5%47,8%

32,8%

90.00075.00060.00045.00030.00015.000

0

MWh

9.19 Desvíos netos medidos por tecnologías

A subir

A bajar

Comercializadores

R.E. Resto


R.E. Eólico Desvíos entre sistemasR. Ordinario

ExportacionesImportaciones

015.00030.00045.00060.00075.00090.000

0,2%

9,6%1,4%

11,3%

8,9%

2,8%

0,3%1,9%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19

Líneas Longitud (km)Subestaciones PosicionesTransformación Número de unidades

Capacidad (MVA)Reactancias Número de unidades

Capacidad (MVAr)Condensadores Número de unidades

Capacidad (MVAr)Cable submarino Longitud (km)Cable subterráneo Longitud (km)

10. Gestión de la red de transporte


10.1 Instalaciones de la red de transporte

10.2 Descargos en líneas por mantenimiento

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0A

Horas

10.3 Descargos en subestaciones por mantenimiento

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Horas

Periodo actualPeriodo anterior

Periodo actualPeriodo anterior

400 kV ≤ 220 kV Total

20.049 17.757 37.8061.319 2.888 4.207

144 1 14573.834 63 73.897

44 51 956.350 3.114 9.464

2 11 13200 1.100 1.30029 236 26526 436 462

A

M

M

A

A

F

F

M

M

J

J

J

J

S

S

O

O

N

N

D

D

E

E

F

F

16,00 16,00 143,330,031 0,032 0,303

Disponibilidad de la red de transporte

10.7 Calidad de servicio: ENS y TIM de la red de transporte

Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)

Febrero 2013 Acumulado anual Últimos doce meses

99,15 0,8 99,40 0,5

10.4 Disponibilidad de la red de transporte


10.6 Evolución de la indisponibilidad de la red de transporte

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

%Periodo actualPeriodo anterior

Febrero 2013 Acumulado anual% % 13/12 % % 13/12

Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificar (*)Total (**)

(*) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(**) El total de la disponibilidad de la red de transporte no incluye la disponibilidad por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.

10.5 Causas de indisponibilidad de la red de transporte

0,23 -11,5 0,16 -20,00,45 -55,4 0,28 -51,70,15 -62,5 0,14 -48,10,03 50,0 0,02 -50,00,12 100,0 0,11 57,10,00 - 0,00 -0,85 -49,4 0,60 -47,4

Febrero 2013 Acumulado anual% % 13/12 % % 13/12

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


10.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte

250

200

150

100

50

0

MWhPeriodo actualPeriodo anterior

10.9 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte

0,6

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

0

MinutosPeriodo actualPeriodo anterior

M

M

AF

F

M

M A

J

J

J

J

A

A

S

S

O

O

N

N

D

D

E

E

F

F

11. Sistema eléctrico Islas Baleares

www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013

11.1 Balance de energía eléctrica Islas Baleares

pág. 23 de 30

CarbónFuel / gas Motores de combustión interna(1)

Turbina de gas Turbina de vaporCiclo combinado

Régimen ordinario Consumos en generaciónHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableTérmica no renovable

Régimen especialGeneración neta

Enlace Peninsular-Baleares(2)

Demanda transporte (b.c.)(1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural. (2) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador. Enlace Península-Baleares funcionando al mínimo técnico de seguridad hasta el 13.08.2012.

Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW MWh % 13/12 MWh % 13/12 MWh % 13/12

510 190.182 -20,5 391.592 -25,8 2.804.632 -7,1827 89.049 -13,4 181.863 -8,8 1.304.876 -2,5199 54.895 -29,4 115.948 -28,2 920.436 -5,4628 34.154 36,4 65.915 73,3 384.440 5,1

- - - - - - -934 54.550 -61,0 95.397 -55,3 825.624 -41,3

2.271 333.781 -30,7 668.852 -28,9 4.935.132 -14,4-23.302 -20,3 -48.463 -19,9 -336.983 -10,4

- - - - - - -4 782 -31,8 1.571 -7,9 6.577 -0,7

77 9.396 22,8 16.679 16,7 116.726 12,72 0 -100,0 0 -100,0 959 -

86 15.461 -22,2 35.087 -21,0 280.154 1,5169 25.639 -10,6 53.337 -11,7 404.417 4,7

336.118 -30,2 673.726 -28,3 5.002.566 -13,490.838 - 199.661 - 741.852 -

2.439 426.956 -15,8 873.387 -9,8 5.744.418 -1,0

11.4 Máxima demanda horaria y diaria Islas Baleares

200800

Demanda diaria (MWh)

5.000 15.000


30.00001.400 0 20.000400

Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)

600 10.000

Histórico

Febrero2013

2011

2012

2013

1.200 1.000 25.000

11.2 Estructura de potencia instaladaIslas Baleares a 28 de febrero 2013

Carbón20,9 %

Turbinas de gas25,7 %

Ciclocombinado

38,3 %

11.3 Cobertura de la demanda.Islas Baleares. Febrero 2013

Carbón41,3 %

Renovables3,4 %Cogeneración

y resto 3,5 %

Turbinasde gas7,3 %

EnlacePenínsula-Baleares

21,3 %Motores

CombustiónInterna8,1 %

Motores C. Interna12,0 %

Ciclocombinado

12,1 %

Cogeneracióny resto 3,6 %

Renovables2,4 %

10 marzo 2010 (20-21h)1.104 19.664

1.159 22 agosto (21-22h)1.026 25 enero (20-21h)

1.206 23 agosto (21-22h)

10 marzo 2010

24 enero 18.568

1.100 14 febrero (20-21h) 20.06514 febrero

12 agosto 2008 (21-22h)1.226 24.45231 julio 2008

976 26 febrero (20-21h)

976 26 febrero (20-21h)

24 agosto 23.669

28 febrero 17.624

23 agosto 22.773

28 febrero 17.624

Periodo anterior

Disponibilidad 98,01 97,26 97,84

11.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares


11.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Baleares

30

25

20

15

10

5

0


A J AF M M J S O N D E

11.9 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Baleares

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

Minutos


F

F

Febrero 2013 %

Acumulado anual %

Año móvil %

Periodo actual

Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificar (*)Total (**)

(*) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(**) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.

11.6 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares

0,07 0,09 0,301,91 2,62 1,830,00 0,02 0,030,01 0,01 0,000,08 0,04 0,010,00 0,00 0,001,99 2,74 2,16

Febrero 2013 %

Acumulado anual %

Año móvil %

0,00 0,58 7,470,000 0,057 0,697

11.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Baleares


Febrero 2013 %

Acumulado anual %

Año móvil %


12. Sistema eléctrico Islas Canarias

12.1 Balance de energía eléctrica Islas Canarias

HidráulicaFuel / gas Motores de combustión interna(1)

Turbina de gas Turbina de vaporCiclo combinadoGeneración auxiliar

Régimen ordinario Consumos en generaciónHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableTérmica no renovable

Régimen especialGeneración netaDemanda (b.c.)

(1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural.


1 0 - 0 - 0 -1.899 417.764 -7,7 856.271 -9,8 5.663.917 -0,6

546 175.579 -5,9 365.979 -2,7 2.222.279 -2,7639 29.185 -39,7 64.330 -35,7 564.345 -1,4713 213.000 -2,1 425.962 -9,9 2.877.293 1,2920 229.036 -5,6 516.972 1,5 2.981.085 -2,8

- 0 - 0 - 0 -2.820 646.800 -6,9 1.373.243 -5,9 8.645.002 -1,4

-34.355 -9,2 -74.902 -5,1 -462.225 -2,70,5 204 166,7 429 111,1 1.858 27,8147 26.758 -33,4 50.918 -16,7 373.960 -1,7163 13.292 -22,0 33.208 6,6 237.543 2,8

1 77 -89,5 116 -92,4 7.385 -71,233 0 - 0 - 0 -

344 40.331 -30,5 84.671 -9,9 620.746 -2,8652.776 -8,7 1.383.012 -6,2 8.803.523 -1,4

3.164 652.776 -8,7 1.383.012 -6,2 8.803.523 -1,4

12.2 Estructura de potencia instaladaIslas Canarias a 28 de febrero 2013

MotoresC. Interna17,3 %

Renovables9,9 %

Turbinasde gas20,2 %

Ciclocombinado

29,1 %

12.3 Cobertura de la demanda.Islas Canarias. Febrero 2013

Turbinade vapor22,5 %


12.4 Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias

400 5.000 15.000 30.00001.600 0 20.0008001.200 10.000

Histórico

Febrero2013

2011

2012

2013

25.000

MotoresCombustión Interna

25,5 %

Renovables6,2 %

Turbinasde gas4,1 %

Ciclocombinado

34,0 %

Turbinade vapor30,2 %

35.0002006001.0001.400

Demanda diaria (MWh)Demanda horaria (MWh) Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)

27.97433.49010 junio 2006

22 junio 27.601

24 octubre 2007

7 octubre 26.751

15 mayo 26.493

8 noviembre 2007 (19-20h)1.49630 julio 2007 (12-13h)1.486

1.439

1.430 23 junio (13-14h)1.450 31 diciembre (19-20h)

15 febrero (20-21h)18 julio 27.94225 septiembre (20-21h)

18 febrero (20-21h) 21 febrero 24.327

1.402

1.337

29 enero (20-21h)1.337 4 enero 24.576

Disponibilidad 99,43 99,50 98,96

12.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias


12.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Canarias

14

12

10

8

6

4

2

0



12.9 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Canarias

1,00,90,80,70,60,50,40,30,20,1

0

MinutosPeriodo anterior Periodo actual


F

F

Febrero 2013 %

Acumulado anual %

Año móvil %

Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificarTotal (*)

(*) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.

12.6 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias

0,14 0,17 0,550,33 0,28 0,390,10 0,05 0,090,00 0,00 0,010,01 0,09 0,030,00 0,00 0,000,57 0,50 1,04

Febrero 2013 %

Acumulado anual %

Año móvil %

0,0 0,00 10,340,000 0,000 0,613

12.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Canarias


Febrero 2013 %

Acumulado anual %

Año móvil %

13. Sistema eléctrico Ceuta

13.1 Balance de energía eléctrica de Ceuta

Fuel / gas Motores de combustión interna(1)

Turbina de gas Turbina de vapor

Régimen ordinario Consumos en generación

Régimen especialGeneración netaDemanda transporte (b.c.)



99 17.024 -13,5 36.539 -8,5 229.082 0,883 16.982 -13,0 36.461 -8,3 228.586 0,716 42 -70,8 78 -45,8 496 26,5

- - - - - - -99 17.024 -13,5 36.539 -8,5 229.082 0,8

-1.468 -10,3 -3.078 -8,3 -20.102 1,4- - - - - - -

15.556 -13,8 33.461 -8,5 208.979 0,799 15.556 -13,8 33.461 -8,5 208.979 0,7

13.2 Máxima demanda horaria y diaria Ceuta

1040

Demanda diaria (MWh)

200 600


050 020

Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)

30 400

Histórico

Febrero2013

2011

2012

2013

800


72370931 agosto 2010

28 julio 655

2 diciembre 2008

4 octubre 622

6999 febrero

15 diciembre 2008 (20-21h)4112 agosto 2010 (12-13h)38

39 13 febrero (20-21h)

36 30 junio (12-13h)36 2 febrero (20-21h)

3 agosto 66335 27 junio (12-13h)

36 28 febrero (19-20h) 28 febrero 627

36 28 febrero (19-20h) 24 enero 642

14. Sistema eléctrico Melilla

14.1 Balance de energía eléctrica de Melilla

Fuel / gas Motores de combustión interna(1)

Turbina de gas Turbina de vapor

Régimen ordinario Consumos en generación

Régimen especialGeneración netaDemanda transporte (b.c.)



85 16.624 -15,3 34.963 -12,2 224.747 -0,970 16.623 -15,3 34.958 -12,2 224.605 -0,715 1 - 5 0,0 142 -71,7

- - - - - - -85 16.624 -15,3 34.963 -12,2 224.747 -0,9

-1.092 -8,8 -2.316 -4,2 -14.567 1,02 695 4.936,0 1.514 5.713,7 4.062 -24,7

16.227 -12,1 34.161 -8,8 214.242 -1,687 16.227 -12,1 34.161 -8,8 214.242 -1,6

14.2 Máxima demanda horaria y diaria Melilla

1040 200 600050 02030 400

Histórico

Febrero2013

2011

2012

2013

800


Demanda diaria (MWh)Demanda horaria (MWh) Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)

66376531 agosto 2010

16 agosto 750

12 enero 2009

1 febrero 669

14 febrero 2012 (20-21h)4012 agosto 2010 (12-13h)39

40 14 febrero (20-21h)

39 8 agosto (12-13h)37 1 febrero (20-21h)

10 agosto 74338 27 agosto (12-13h)

12 febrero 64336 12 febrero (19-20h)

68814 febrero

36 12 febrero (19-20h) 12 febrero 643

15. Glosario


Acción coordinada de balance (también denominado counter trading): programade intercambio de energía entre dos sistemas eléctricos establecido en tiempo real, de formacoordinada entre los operadores de ambos sistemas, y que se superpone a los programas deintercambio firmes de los Sujetos de Mercado para, respetando éstos, resolver una situaciónde congestión identificada en tiempo real en la interconexión.

Año móvil: período de tiempo transcurrido en los últimos doce meses.

Banda de regulación secundaria y regulación secundaria: la regulación secundariaes un servicio complementario de carácter potestativo que tiene por objeto el mantenimientodel equilibrio generación-demanda, corrigiendo los desvíos respecto al programa de intercambioprevisto en la interconexión España-Francia y las desviaciones de frecuencia. Su horizontetemporal de actuación alcanza desde los 20 segundos hasta los 15 minutos. Este servicio esretribuido mediante mecanismos de mercado por dos conceptos: disponibilidad (banda deregulación) y utilización (energía).

Ciclo combinado: tecnología de generación de energía eléctrica en la que coexisten dosciclos termodinámicos en un sistema: uno, cuyo fluido de trabajo es el vapor de agua, y otro,cuyo fluido de trabajo en un gas. En una central eléctrica el ciclo de gas genera energía eléctricamediante una turbina de gas y el ciclo de vapor de agua lo hace mediante una o varias turbinasde vapor. El calor generado en la combustión de la turbina de gas se lleva a una calderaconvencional o a un elemento recuperador del calor y se emplea para mover una o variasturbinas de vapor, incrementando el rendimiento del proceso. A ambas turbinas, de gas yvapor, van acoplados generadores eléctricos.

Comercializadores: son aquellas sociedades mercantiles que, accediendo a las redes detransporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores, a otros sujetosdel sistema o para realizar operaciones de intercambio internacional en los términos establecidosen la Ley 54/1997.

Condensador: es un conjunto de dos conductores, separados por un medio dieléctrico, quesirve para almacenar cargas eléctricas.

Consumidores: personas físicas o jurídicas que compran energía para su propio consumo.Aquellos consumidores que adquieren energía directamente en el mercado de producción se denominan Consumidores Directos en Mercado.

Consumos en bombeo: energía empleada en las centrales hidráulicas de bombeo paraelevar el agua desde el vaso inferior hasta el superior para su posterior turbinación.

Consumos de generación: energía utilizada por los elementos auxiliares de las centrales,necesaria para el funcionamiento de las instalaciones de producción.

Contratos bilaterales: los productores, los autoproductores, los comercializadores, losconsumidores cualificados o los representantes de cualesquiera de ellos, como sujetos delmercado de producción podrán formalizar contratos bilaterales con entrega fisica de suministrode energía eléctrica.

Demanda b.c. (barras de central): energía inyectada en la red procedente de las centralesde régimen ordinario, régimen especial y de las importaciones, y deducidos los consumos enbombeo y las exportaciones. Para el traslado de esta energía hasta los puntos de consumohabría que detraer las pérdidas originadas en la red de transporte y distribución.

Demanda en mercado libre: demanda de energía eléctrica elevada a barras de centralsegún pérdidas estándar de los consumidores peninsulares que contratan la energía con uncomercializador o directamente en el mercado.

Demanda peninsular en mercado regulado de suministro de último recurso:demanda de energía eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de losconsumidores peninsulares que contratan su energía con un comercializador de último recurso.

Desvíos de regulación: son los desvíos que se producen entre dos sistemas eléctricos comodiferencia entre los intercambios internacionales programados y los intercambios internacionalesfísicos.

Desvíos medidos: diferencia entre la energía medida en barras de central y la energíaprogramada en el mercado.

Desvíos medidos a bajar: son aquellos que resultan cuando la producción medida enbarras de central es menor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido enbarras de central es mayor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tieneque gestionar esa diferencia aumentando producción a través de los mercados de ajuste entiempo real.

Desvíos medidos a subir: son aquellos que resultan cuando la producción medida en barrasde central es mayor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido en barrasde central es menor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tiene que gestionaresa diferencia reduciendo producción a través de los mercados de ajuste en tiempo real.

Energías renovables: son aquellas obtenidas de los recursos naturales y desechos, tantoindustriales como urbanos. Incluyen la hidráulica, solar, eólica, residuos sólidos industriales yurbanos, y biomasa.

Energías no renovables: aquellas obtenidas a partir de combustibles fósiles (líquidos osólidos) y sus derivados.

Excedente/déficit de desvíos: diferencia entre el importe de la liquidación de los desvíosy de las energías empleadas para mantener el equilibrio generación-demanda.

Generación de bombeo en ciclo cerrado: producción de energía eléctrica realizada porlas centrales hidroeléctricas cuyo embalse asociado no recibe ningún tipo de aportacionesnaturales de agua, sino que ésta proviene de su elevación desde un vaso inferior.

Generación neta: producción de energía en b.a (bornes de alternador), menos la consumidapor los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores.

Gestión de desvíos: servicio de carácter potestativo gestionado y retribuido por mecanismosde mercado. Tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieranaparecer con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario y hasta el iniciodel horizonte de efectividad de la siguiente sesión.

Índice de producible hidráulico: cociente entre la energía producible y la energía produciblemedia, referidas ambas a un mismo periodo y a un mismo equipo hidroeléctrico.

Indisponibilidad de las unidades de producción: una unidad de producción estácompletamente disponible si puede participar en el despacho de producción sin ningunalimitación de capacidad de generación ni, en su caso, de consumo de bombeo. En caso contrariose considerará la existencia de una indisponibilidad, que podrá ser parcial o total. La potencianeta indisponible de un grupo vendrá determinada por la diferencia entre la potencia netainstalada en barras de central y la potencia neta realmente disponible.

Intercambios de apoyo: son programas que se establecen entre dos sistemas eléctricospara garantizar las condiciones de seguridad del suministro de cualquiera de los dos sistemasinterconectados, en caso de urgencia para resolver una situación especial de riesgo en laoperación de uno de los sistemas, previo acuerdo de los operadores respectivos y en ausenciade otros medios de resolución disponibles en el sistema que precise el apoyo.

Intercambios internacionales físicos: comprende todos los movimientos de energía quese han realizado a través de las líneas de interconexión internacional durante un períododeterminado de tiempo. Incluye las circulaciones en bucle de la energía consecuencia delpropio diseño de la red.

Intercambios internacionales programados: son los programas que se establecen entredos sistemas eléctricos como consecuencia del conjunto de transacciones individualesprogramadas por los Sujetos del Mercado en el mercado o mediante contratos bilaterales.Market splitting o separación de mercados: mecanismo de gestión de la capacidad deintercambio entre dos o más sistemas eléctricos que se desarrolla de forme simultánea conel mercado ibérico diario e intradiario de producción y que utiliza con criterios de eficienciaeconómica la capacidad vacante entre los sistemas eléctricos. En caso de congestión entrelos sistemas, el mercado separa en zonas de precio diferente. En caso contrario existe un precioúnico para el mercado en su totalidad.

Mercado de producción: es el integrado por el conjunto de transacciones comerciales decompra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energíaeléctrica. Se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercado intradiario, mercadosno organizados y servicios de ajuste del sistema, entendiendo por tales la resolución derestricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos.

Mercado diario: es el mercado en el que se llevan a cabo las transacciones de compra yventa de energía eléctrica para el día siguiente.

Mercado intradiario: tiene por objeto atender los ajustes que en la oferta y demanda deenergía se puedan producir con posterioridad a haberse fijado el merado diario.

Operador del Mercado: sociedad mercantil que asume la gestión del sistema de ofertasde compra y venta de energía eléctrica en el mercado diario e intradiario de energía eléctricaen los términos que reglamentariamente se establezcan.

Operador del Sistema: sociedad mercantil que tendrá como función principal garantizarla continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema deproducción y transporte, ejerciendo sus funciones en coordinación con los operadores y sujetosdel Mercado Ibérico de Energía Eléctrica bajo los principios de transparencia, objetividad eindependencia. En el modelo actual español, el operador del sistema es también el gestor dela red de transporte.

Pagos por capacidad: pago regulado para financiar el servicio capacidad de potencia amedio y largo plazo ofrecido por las instalaciones de generación al sistema eléctrico.

Potencia instalada: potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción, duranteun período determinado de tiempo, medida a la salida de los bornes del alternador.

Potencia neta: potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción medida ala salida de la central, es decir, deducida la potencia absorbida por los consumos en generación.

Producible hidráulico: cantidad máxima de energía eléctrica que teóricamente se podríaproducir considerando las aportaciones hidráulicas registradas durante un determinado períodode tiempo y una vez deducidas las detracciones de agua realizadas para riego o para otrosusos distintos de la producción de energía eléctrica.

Programa base de funcionamiento (PBF): es el programa de energía diario, con desglosepor periodos de programación de las diferentes unidades de programación correspondientesa ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programaes establecido por el operador del sistema a partir del programa resultante de la casación delmercado diario y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física.

Reactancia: resistencia que opone al paso de una corriente alterna un condensador o unabobina.

Red de transporte: conjunto de líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricoscon tensiones superiores o iguales a 220 kV y aquellas otras instalaciones, cualquiera que seasu tensión, que cumplan funciones de transporte, de interconexión internacional y, en su caso,las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.

Régimen especial: producción de energía eléctrica realizada en instalaciones cuya potenciainstalada no supera los 50 MW, a partir de cogeneración u otras formas de producción de


electricidad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan un alto rendimientoenergético, o en grupos donde se utilicen como fuente de energía primaria alguna de lasenergías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, o residuosno renovables o procedentes de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potenciainstalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. Laproducción en régimen especial está acogida a un régimen económico singular.

Régimen ordinario: producción de energía eléctrica procedente de todas aquellas instalacionesno acogidas al régimen especial.

Regulación terciaria: servicio complementario de carácter potestativo y oferta obligatoria,gestionado y retribuido por mecanismos de mercado. Tiene por objeto resolver los desvíosentre generación y consumo y la restitución de la reserva de regulación secundaria que hayasido utilizada, mediante la adaptación de los programas de funcionamiento de las unidadesde programación correspondientes a instalaciones de producción y a instalaciones de consumode bombeo. La reserva terciaria se define como la variación máxima de potencia de generaciónque puede efectuar una unidad de producción en un tiempo máximo de 15 minutos, y quepuede ser mantenida, al menos, durante 2 horas.

Reserva de potencia adicional a subir: servicio complementario de oferta obligatoria,gestionado y retribuido por mecanismos de mercado puesto en marcha el 11 de mayo de2012. Tiene por objeto contratar la reserva de potencia adicional a subir, que pueda sernecesaria con respecto a la disponible en el Programa Viable Provisional (PVP) para garantizarla seguridad en el sistema eléctrico peninsular español.

Reservas hidroeléctricas de un embalse, en un momento dado: cantidad de energíaeléctrica que se produciría en su propia central y en todas las centrales situadas aguas abajo,con el vaciado completo de su reserva útil de agua en dicho momento, en el supuesto de queeste vaciado se realice sin aportaciones naturales. Los embalses de régimen anual son aquellosen los que, supuesto el embalse a su capacidad máxima, el vaciado del mismo se realizaríaen un período inferior a un año. Los de régimen hiperanual, son aquellos en los que el tiempode vaciado es superior al año.

Restricciones en tiempo real: proceso realizado por el operador del sistema consistenteen la resolución de las restricciones técnicas identificadas durante la operación en tiempo realmediante la modificación de los programas de las Unidades de Programación.

Restricciones garantía de suministro: servicio de ajuste gestionado por el operadordel sistema que tiene por objeto introducir sobre el programa base de funcionamiento,las modificaciones de los programas necesarias para la solución de restricciones por

garantía de suministro, procediéndose, posteriormente, a realizar el correspondientereequilibrio generación-demanda.

Restricciones técnicas PBF: mecanismo integrado en el mercado de producción de energíaeléctrica realizado por el operador del sistema consistente en la resolución de las restriccionestécnicas identificadas en el Programa Base de Funcionamiento mediante la modificación delos programas de las unidades de programación y el posterior proceso de reequilibrio generación-demanda.

Servicios de ajuste del sistema: son aquellos que resultan necesarios para asegurar elsuministro de energía eléctrica en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad. Losservicios de ajuste pueden tener carácter obligatorio o potestativo. Se entienden como sistemasla resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios (regulaciónprimaria, secundaria, terciaria y control de tensión) y la gestión de desvíos.

Solar fotovoltaica: luz solar convertida en electricidad mediante el uso de células solares,generalmente de material semiconductor que, expuesto a la luz, genera electricidad.

Solar termoeléctrica: calor producido por la radiación solar que puede aprovecharse parala producción de energía mecánica y, a partir de ella, de energía eléctrica.

Suministro último recurso: régimen de suministro de energía eléctrica, que sustituye a las tarifasintegrales, establecido para determinados consumidores que, por sus características, pudieran tener problemaspara contratar su consumo en el mercado liberalizado, a los que se aplicarán las Tarifas de Último Recurso(TUR). Las TUR son los precios máximos y mínimos que podrán cobrar los comercializadores a los que seasigna la función de suministro de último recurso (los denominados comercializadores de último recurso),a los consumidores que cumplan los criterios fijados para poder ser suministrados bajo este régimen y quedecidan acogerse al mismo. Desde el 1 de julio de 2009 son consumidores con derecho al suministro deúltimo recurso aquéllos conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW.

Tasa de disponibilidad de la red de transporte: indica el porcentaje de tiempo totalen que cada elemento de la red de transporte ha estado disponible para el servicio, ponderadopor la potencia nominal de cada instalación, una vez descontadas las indisponibilidades pormotivos de mantenimiento preventivo y correctivo, indisponibilidad fortuita u otras causas(como construcción de nuevas instalaciones, renovación y mejora).

TIM (Tiempo de interrupción medio): tiempo, en minutos, que resulta de dividir laENS (energía no entregada al sistema debido a interrupciones del servicio acaecidas en la redde transporte), entre la potencia media del sistema peninsular.

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