RED 1. Aspectos relevantes Sistema peninsular • La demanda de energía eléctrica alcanzó los 21.685 GWh, un 1,7 % superior a la de diciembre del 2012. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha sido un 1,5 % superior a la del mismo mes del año anterior, siendo ésta la primera variación positiva de la demanda corregida desde agosto del 2011, cuando se registró un crecimiento del 0,3 %. • La demanda eléctrica acumulada anual ha sido de 246.314 GWh, un 2,2 % menos que en el mismo periodo del 2012. Corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo ha sido un 2,1 % inferior al del mismo período del año pasado. • Este mes las temperaturas medias han sido ligeramente más frías que las del año anterior con 9,4 ºC frente a los 9,7 ºC del mismo mes del 2012. La temperatura máxima media del mes ha sido superior en 0,7 ºC a la del mismo período del año pasado, mientras que la temperatura mínima media del mes ha sido inferior en 1,2 ºC a la de diciembre del 2012. • Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 37,2% de la producción total, frente al 39,7 % de diciembre del 2012. • En el mes de diciembre la producción de origen eólico ha alcanzado los 4.982 GWh, con un descenso del 8,6 % frente al mismo periodo del año anterior, y ha alcanzado su máxima participación en la generación neta ya que ha producido el 22,2 % de la generación total. • En el mes de diciembre del 2013 se estableció un nuevo récord de cobertura de la demanda con energía eólica, cuando en la madrugada del día 25, a la 2.56 horas, el 68,49 % de la demanda peninsular se cubrió con esta generación, superando el máximo anterior del 64,25 %, registrado el 24 de septiembre del 2012, a las 3.03 horas. • Desde el punto de vista hidrológico diciembre ha sido un mes seco, con una energía producible de 1.921 GWh, valor que se sitúa un 36,9 % por debajo del característico medio para un mes de diciembre. • Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de diciembre del 2013 se situaron en el 56,1 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 10.407 GWh. Estas reservas son superiores en 18,0 puntos porcentuales a las existentes hace un año y superiores en 0,3 puntos porcentuales al mes anterior. • El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de diciembre del2013 ha sido del 90,7 %, 4,0 puntos inferior a la del mismo mes del año anterior. • El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 80,27 €/MWh, lo que significa un 43,9 % más que el mes pasado y un 38,9 % más que el mismo mes del año anterior. • La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de diciembre ha sido un 2,1 % superior a la registrada en el mismo período del año anterior. En este aumento ha influido sobre todo la mayor cantidad de energía programada por restricciones técnicas y restricciones en tiempo real. • La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de diciembre ha sido del 99,23 %, un 0,2 % inferior a la de diciembre del 2012. • En el mes de diciembre se han producido dos cortes de mercado en las instalaciones de la red de transporte contabilizados en el cálculo de indicadores de calidad. El primero ellos tuvo lugar en Andalucía con una energía no suministrada de 104,57 MWh. El segundo se produjo en Madrid con una energía no suministrada de 0,18 MWh. Sistemas extrapeninsulares • La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas extrapeninsulares ha aumentado un 1,4 % respecto a la de diciembre del 2012. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla se registraron incrementos del 3,1 %, 0,1 %, 8,6 % y 5,7 %, respectivamente. www.ree.es Glosario Demanda horaria peninsular del día de máxima demanda de energía diaria. 11 diciembre 2013 MW 42.000 39.000 36.000 33.000 30.000 27.000 24.000 21.000 24 horas Balance eléctrico peninsular. Cobertura de la demanda. Diciembre 2013 (GWh) Régimen especial 9.220 Saldo de Intercambios Internacionales 88 Térmica 54,6 % Información elaborada con datos disponibles a 17/01/14 - Fecha de edición: 23/01/2014 Sistemas extrapeninsulares 11 Sistema eléctrico Islas Baleares 12 Sistema eléctrico Islas Canarias 13 Sistema eléctrico Ceuta 14 Sistema eléctrico Melilla 16,1 % Nuclear 29,3 % número 84 Sistema peninsular 1 Aspectos relevantes 2 Balance de energía eléctrica 3 Demanda de electricidad 4 Cobertura de la demanda 5 Producción hidroeléctrica 6 Producción térmica 7 Producción régimen especial 8 Intercambios internacionales 9 Mercado eléctrico 10 Gestión de la red de transporte Hidráulica diciembre 2013 índice ELÉCTRICA DE ESPAÑA Régimen ordinario Consumos en 14.209 Generación neta 22.838 Demanda (b.c.) 21.685 generación -592 Consumos en bombeo -625 Saldo de intercambios -528 pág. 01 de 30 2. Balance de energía eléctrica 2.1 Balance de energía eléctrica del sistema peninsular Potencia MW Hidráulica Nuclear Carbón(1) Fuel / gas Ciclo combinado Régimen ordinario Consumos en generación Hidráulica Eólica Solar fotovoltaica Solar térmica Térmica renovable Térmica no renovable Régimen especial Generación neta Consumos en bombeo Enlace Península-Baleares(2) Intercambios internacionales(2) Demanda transporte (b.c.) 17.765 7.866 11.131 520 25.353 62.635 2.086 22.746 4.438 2.300 981 7.123 39.674 102.308 Diciembre 2013 GWh % 13/12 2.285 4.160 4.955 0 2.809 14.209 -592 483 4.982 446 178 428 2.704 9.220 22.838 -625 -88 -440 21.685 -5,1 -8,8 28,7 -2,6 3,7 2,5 -22,1 -8,6 18,1 31,3 -1,4 -6,7 -7,0 -0,9 14,5 -3,3 -59,3 1,7 Acumulado anual GWh % 13/12 33.953 56.815 39.771 0 25.036 155.575 -6.293 7.032 54.478 7.996 4.544 5.027 31.977 111.054 260.335 -6.002 -1.269 -6.751 246.314 74,5 -7,6 -27,3 -35,1 -10,7 -20,2 51,4 13,2 2,1 31,9 5,9 -4,5 8,6 -3,1 19,5 -39,7 -2,2 GWh Año móvil % 13/12 33.953 56.815 39.771 0 25.036 155.575 -6.293 7.032 54.478 7.996 4.544 5.027 31.977 111.054 260.335 -6.002 -1.269 -6.751 246.314 74,5 -7,6 -27,3 -35,1 -10,7 -20,2 51,4 13,2 2,1 31,9 5,9 -4,5 8,6 -3,1 19,5 -39,7 -2,2 (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 como combustible, 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. 2.2 Estructura de la potencia instalada a 31 de diciembre. Carbón 10,9 % Nuclear 7,7 % Solar térmica 2,2 % 2.3 Estructura de la generación neta. Diciembre. Nuclear 17,7 % Hidráulica 19,4 % Solar térmica 0,8 % Solar fotovol. 4,3 % Hidráulica (1) 10,3 % Solar fotovoltaica 2,0 % Eólica 22,2 % Carbón 20,8 % Ciclo combinado 24,8 % Cogeneración y resto 7,5 % Térmica renovable 1,0 % Eólica 22,2 % Ciclo combinado 12,2 % Cogeneración y resto 12,1 % Térmica renovable 1,9 % (1) No incluye la generación de bombeo. www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 pág. 02 de 30 3. Demanda 3.1 Evolución de la demanda Periodo actual Periodo anterior GWh 26.000 24.000 22.000 20.000 18.000 16.000 14.000 12.000 10.000 D 3.2 E F M A M J J A S O N D Componentes de variación de la demanda en b.c. (%) Diciembre 2013 GWh % 13/12 Demanda en b.c. Efectos: Laboralidad Temperatura Actividad económica y otros 3.3 21.685 1,7 -0,2 0,4 1,5 Acumulado anual GWh % 13/12 246.314 -2,2 0,2 -0,3 -2,1 GWh 246.314 Año móvil %13/12 -2,2 0,2 -0,3 -2,1 Variación de la demanda mensual Sin corregir Corregida por laboralidad y temperatura % 12 10 8 6 4 2 0 -2 -4 -6 -8 -10 -12 D E F M www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 A M J J A S O N D pág. 03 de 30 3.4 Variación de la demanda. Año móvil Sin corregir Corregida % 6 5 4 3 2 1 0 -1 -2 -3 -4 -5 -6 2010 3.5 2011 2012 2013 Temperaturas diarias medias mensuales Máximas 35 Mínimas Media ºC 30 Máxima estadística 25 20 15 Mínima estadística 10 5 0 E 3.6 F M A M J A S O N D Máxima demanda horaria y diaria Verano (junio-septiembre) Invierno (enero-mayo / octubre-diciembre) Demanda horaria (MWh) 39.424 Demanda diaria (GWh) Diciembre 2013 11 diciembre 2 diciembre (20-21h) 39.963 37.399 786 27 febrero (20-21h) 10 julio (13-14h) 2013 23 enero 10 julio 808 761 43.010 39.273 13 febrero (20-21h) 27 junio (13-14h) 2012 8 febrero 28 junio 794 44.107 39.537 24 enero (19-20h) 27 junio (13-14h) 2011 25 enero 28 junio 791 17 diciembre 2007 (19-20h) 19 julio 2010 (13-14h) 44.876 40.934 50.000 J 40.000 30.000 20.000 10.000 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 885 906 18 diciembre 2007 20 julio 2006 Histórico 0 872 0 200 822 400 600 800 1.000 pág. 04 de 30 4. Cobertura de la demanda 4.1 Estructura de la cobertura de la demanda % 100 90 12,8 80 70 12,1 1,9 0,8 2,0 1,9 0,6 1,7 24,0 22,2 12,6 1,8 1,3 3,0 18,1 12,4 2,0 1,8 3,1 21,3 Hidráulica (1) Solar fotovoltaica Nuclear Solar térmica Carbón (2) Térmica renovable Ciclo combinado Cogeneración y resto Eólica 60 50 40 12,4 12,2 14,1 15,9 20,8 19,3 17,7 22,1 11,5 10,3 7,7 Diciembre 2012 Diciembre 2013 Ene-Dic 2012 9,5 14,6 (1) No incluye la generación bombeo. (2) A partir de 1 de enero 2011 incluye GICC (Elcogás). Según el R.D. 134/2010 esta central está obligada a participar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono como combustible, en el proceso de resolucion de restricciones por garantía de suministro. 30 20 19,2 21,1 10 0 4.2 14,2 Ene-Dic 2013 Cobertura de la máxima demanda horaria. 2 de diciembre (20-21 h). 39.424 MWh Nuclear 10,6 % Solar térmica Hidráulica (1) 0,1 % 18,1 % Carbón 18,0 % Ciclo combinado 29,9 % Solar fotovol. 0,1 % Eólica 10,3 % Térmica renovable 2,4 % Cogeneración y resto 10,5 % (1) No incluye la generación bombeo. www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 4.3 Cobertura de la máxima demanda horaria (MWh) Hidráulica Bombeo Hidráulica Nuclear Carbón Fuel / gas Ciclo combinado Térmica Total producción programa Diferencias por regulación Total régimen ordinario Hidráulica Eólica Solar fotovoltaica Solar térmica Térmica renovable Térmica no renovable Régimen especial Consumos en bombeo Enlace Península-Baleares Andorra Francia Portugal Marruecos Saldo físico interconexiones internacionales Demanda (b.c.) 12/12/2012 19-20 h 4.533 375 4.908 5.950 9.358 0 12.015 27.323 32.231 2/12/2013 20-21 h 6.241 1.234 7.475 4.071 6.933 0 11.513 22.516 29.991 32.231 709 4.121 30 264 654 4.758 10.537 0 -265 -51 -1.000 -1.092 -750 29.991 740 3.986 51 30 922 4.057 9.786 0 -102 -18 800 -253 -780 -2.893 39.609 -251 39.424 pág. 05 de 30 5. Producción hidroeléctrica del régimen ordinario 5.1 Evolución de la energía hidroeléctrica Periodo anterior Periodo actual GWh 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 D 5.2 E F M A M J J A S O N D Desglose de producción hidroeléctrica Hidráulica convencional y mixta Generación bombeo GWh 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 D E F M www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 A M J J A S O N D pág. 06 de 30 5.3 Producible hidroeléctrico diario Seco Producible medio histórico Húmedo Producible diario GWh 560 420 280 145 124 140 99 98 108 99 89 71 0 D 5.4 E F M A M 20 A S 46 O N D Producible hidroeléctrico Diciembre 2013 Acumulado Año Año móvil 1.921 0,63 73,8 32.463 1,17 26,0 32.463 1,17 26,0 Producible hidroeléctrico (GWh) Índice de producible Probabilidad de ser superado (%) 5.5 29 J J 14 71 Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 31 de diciembre por cuencas hidrográficas 1.354 708 52,5 77,8 Norte: 4.861 MW 1.388 665 Duero: 39,6 3.887 MW 975 40,0 2.158 69,2 97 65,0 39,7 Ebro-Pirineo: 3.425 MW 1.848 Tajo-Júcar-Segura: 49,1 4.341 MW Guadiana: 226 MW Régimen Anual Régimen Total Hiperanual Reservas (GWh) 4.511 5.897 10.407 Llenado (%) 50,3 61,6 56,1 595 130 71,3 71,9 Guadalquivir-Sur: 1.025 MW www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 490 73,2 pág. 07 de 30 5.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas totales Capacidad máxima Media estadística Reservas GWh 19.000 17.000 15.000 Máximo estadístico 13.000 11.000 9.000 7.000 5.000 Mínimo estadístico 3.000 2009 5.7 2010 2011 2012 2013 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen anual Media estadística Capacidad máxima Reservas GWh 10.000 9.000 8.000 7.000 Máximo estadístico 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 Mínimo estadístico 1.000 2009 5.8 2010 2011 2012 2013 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen hiperanual Media estadística Capacidad máxima Reservas GWh 10.000 9.000 8.000 Máximo estadístico 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 Mínimo estadístico 1.000 2009 2010 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 2011 2012 2013 pág. 08 de 30 6. Producción térmica del régimen ordinario 6.1 Evolución de la producción térmica Periodo anterior Periodo actual GWh 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 D 6.2 E F M A M J J A S O N D Producción bruta por tecnología Potencia MW Nuclear Carbón nacional (1) Carbón importado Fuel / Gas Ciclo combinado Producción térmica 7.866 6.060 5.071 520 25.353 44.870 Diciembre 2013 GWh % 13/12 4.160 2.169 2.786 0 2.809 11.925 -8,8 2,5 60,6 -2,6 5,5 Acumulado anual GWh % 13/12 56.815 13.721 26.051 0 25.036 121.621 -7,6 -55,0 7,4 -35,1 -21,4 GWh Año móvil % 13/12 56.815 13.721 26.051 0 25.036 121.621 -7,6 -55,0 7,4 -35,1 -21,4 (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 a participar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono como combustible, en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro. Indisponibilidad media horaria mensual 6.3 Permanente Fallo Programada MWh/h 8.000 6.000 4.000 2.000 0 D E F M www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 A M J J A S O N D pág. 09 de 30 6.4 Comportamiento del equipo térmico Disponibilidad (%) Nuclear Carbón Fuel / gas Ciclo combinado Total 6.5 DICIEMBRE 2013 Indisponibilidad (%) Programada Fallo 72,5 93,9 100,0 94,7 90,7 19,5 1,9 0,0 0,6 4,2 Disponibilidad (%) 7,9 4,1 0,0 4,7 5,0 ACUMULADO AÑO Indisponibilidad (%) Programada Fallo 84,0 91,7 100,0 95,0 92,3 6,6 4,5 0,0 3,2 4,0 9,4 3,8 0,0 1,9 3,6 Potencias máximas indisponibles por tipo de indisponibilidad Fecha Tipo indisponibilidad (MW) Total Permanente Fallo Programada Indisponib./ Demanda Potencia neta (MWh) térmica (%) Diciembre: Indisponibilidad por fallo máxima del mes Indisponibilidad en la punta Indisponibilidad máxima 02/12/2013 10-11 h. 02/12/2013 20-21 h. 02/12/2013 10-11 h. 598 598 598 3.932 2.890 3.932 2.692 2.692 2.692 7.222 6.180 7.222 37.603 39.424 37.603 16,6 14,2 16,6 Año: Indisponibilidad por fallo máxima del mes Indisponibilidad en la punta Indisponibilidad máxima 27/05/2013 06-07 h. 27/02/2013 20-21 h. 17/05/2013 20-21 h. 455 455 455 4.612 328 4.013 2.883 953 4.503 7.950 1.736 8.971 22.283 39.963 28.819 18,2 4,0 20,6 Históricos: Indisponibilidad por fallo máxima del mes Indisponibilidad en la punta Indisponibilidad máxima 28/11/2009 11-12 h. 17/12/2007 19-20 h. 12/11/2007 09-10 h. 748 1.154 1.115 7.791 1.950 5.519 944 9.483 1.515 4.619 6.389 13.023 29.476 44.876 35.092 21,6 10,6 29,7 6.6 Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico Nuclear Fuel / gas Carbón Ciclo combinado MW 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 1 41 81 121 161 201 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 241 281 321 361 401 441 481 521 561 601 641 681 721 744 Horas pág. 10 de 30 7. Producción régimen especial 7.1 Evolución de la energía adquirida al régimen especial Periodo anterior Periodo actual GWh 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 D 7.2 E F M A M J J A S O N D Producción del régimen especial Potencia MW Hidráulica Eólica Solar fotovoltaica Solar térmica Térmica renovable Térmica no renovable Régimen especial www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 2.086 22.746 4.438 2.300 981 7.123 39.674 Diciembre 2013 GWh % 13/12 483 4.982 446 178 428 2.704 9.220 -22,1 -8,6 18,1 31,3 -1,4 -6,7 -7,0 Acumulado anual GWh % 13/12 7.032 54.478 7.996 4.544 5.027 31.977 111.054 51,4 13,2 2,1 31,9 5,9 -4,5 8,6 GWh Año móvil % 13/12 7.032 54.478 7.996 4.544 5.027 31.977 111.054 51,4 13,2 2,1 31,9 5,9 -4,5 8,6 pág. 11 de 30 8. Intercambios internacionales 8.1 Saldo físico de intercambios por frontera Francia Andorra Portugal Total Marruecos GWh 1.200 Importador 1.000 800 600 400 200 0 -200 -400 -600 -800 -1.000 -1.200 -1.400 Exportador -1.600 D 8.2 E F M A M J J A S O N D Intercambios internacionales programados por tipo de transacción e interconexión (GWh) Comercializadoras Import. Export. Francia Portugal Andorra Marruecos Total (1) 627 0 0 0 627 261 0 27 453 741 Programas de intercambio P-E (2) Import. Export. 0 140 0 0 140 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 0 457 0 0 457 Intercambios de Apoyo Import. Export. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Acciones coordinadas de balance Import. Export. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Total Import. Export. Saldo 627 261 140 457 0 27 0 453 767 1.199 366 -318 -27 -453 -432 pág. 12 de 30 9. Mercado eléctrico 9.1 Día D 1 L 2 M 3 X 4 J 5 V 6 S 7 D 8 L 9 M 10 X 11 J 12 V 13 S 14 D 15 L 16 M 17 X 18 J 19 V 20 S 21 D 22 L 23 M 24 X 25 J 26 V 27 S 28 D 29 L 30 M 31 Precio final del mercado de producción (€/MWh) H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24 58,92 68,08 90,69 96,73 93,30 94,02 102,20 111,75 100,29 99,57 69,11 83,17 106,95 104,11 105,00 75,18 84,56 105,84 69,64 39,05 102,09 91,06 87,48 33,39 26,63 15,57 22,31 36,79 50,01 58,15 49,27 54,07 57,99 78,69 92,10 82,93 89,71 94,86 107,74 90,76 88,59 59,17 73,35 97,66 92,42 96,64 58,59 68,45 100,80 62,93 21,01 88,86 83,25 68,39 23,80 18,72 18,01 14,90 28,59 45,18 48,49 39,86 44,38 50,36 66,65 85,49 67,53 68,38 87,05 100,48 74,35 84,18 50,50 68,79 79,11 74,32 83,24 37,13 58,42 86,06 42,08 15,40 82,30 66,09 55,25 18,43 13,16 16,65 14,69 18,69 39,52 39,99 28,55 35,52 49,10 64,45 86,93 67,14 64,12 80,38 99,43 74,68 83,16 43,20 68,50 78,09 73,17 75,98 32,97 67,66 85,52 44,59 14,97 69,32 63,28 52,65 16,91 14,98 16,93 14,50 18,32 37,64 39,96 25,26 33,02 47,61 62,43 79,65 65,74 61,20 75,76 95,68 72,75 76,24 35,80 68,38 76,76 71,71 67,62 31,90 67,42 84,01 44,57 14,99 68,08 61,76 51,81 14,74 15,28 16,40 13,52 18,10 35,80 38,51 22,77 35,55 48,82 66,95 82,99 66,77 62,35 78,00 96,33 73,02 76,78 49,83 70,68 76,67 66,87 67,77 48,50 70,59 82,80 52,28 16,93 68,15 62,45 50,87 20,12 14,55 16,61 13,55 17,53 36,18 40,37 21,74 36,82 55,11 76,07 88,29 73,58 68,93 75,80 97,24 79,42 80,35 59,29 75,07 79,76 65,95 68,40 69,42 86,17 95,60 68,23 44,09 69,55 63,00 59,23 23,11 15,84 18,00 15,28 16,62 42,15 48,33 29,41 45,59 73,63 96,46 103,61 94,92 76,25 77,78 98,47 99,01 104,04 76,39 93,23 100,37 71,43 73,66 92,70 101,81 101,72 88,45 65,91 79,43 65,13 71,90 26,69 19,09 16,47 20,01 20,85 42,65 56,33 39,02 44,34 84,39 117,18 110,26 100,33 77,50 78,56 98,35 106,06 109,64 87,70 102,94 104,35 74,42 68,74 101,83 109,81 106,83 97,11 74,92 85,75 65,58 88,53 35,29 22,16 28,11 26,91 26,03 42,93 61,00 47,37 47,78 81,79 102,77 110,34 99,81 86,65 89,51 99,20 104,19 108,04 91,50 107,81 109,37 75,74 71,49 103,33 109,45 110,25 104,61 94,26 90,84 70,21 88,67 39,19 18,68 40,91 40,39 27,78 45,09 66,27 48,59 56,37 84,48 105,14 109,05 111,70 91,60 91,85 99,31 104,83 103,15 92,54 111,96 113,05 83,64 78,04 103,87 113,06 112,25 105,57 85,78 92,95 77,36 92,76 49,29 19,17 44,15 47,61 33,68 48,59 70,36 54,54 56,76 86,34 94,99 102,30 97,40 86,15 91,13 97,28 102,05 102,65 88,80 111,17 112,61 85,60 77,42 98,31 112,05 109,41 103,39 77,48 90,82 76,11 90,63 46,02 20,31 38,15 44,40 32,81 46,62 64,20 53,35 60,09 88,52 98,34 104,26 103,66 87,80 92,68 98,41 103,00 105,69 92,98 111,79 112,17 86,09 79,00 102,65 114,76 107,22 103,78 78,75 91,11 84,79 91,11 46,70 24,92 42,35 44,76 29,14 47,19 61,67 56,17 62,17 84,85 95,11 100,50 97,79 83,32 92,21 97,88 99,41 101,29 86,49 107,81 109,22 87,24 78,46 98,73 111,59 103,22 97,44 70,82 91,12 78,00 86,27 40,80 20,94 31,29 41,65 27,12 44,15 57,81 53,30 58,86 85,92 95,56 98,87 96,08 80,13 95,25 97,06 99,57 98,47 85,49 104,73 108,96 89,58 78,32 97,13 109,45 102,88 95,37 71,90 91,86 84,13 72,10 38,94 19,46 31,72 40,46 28,59 42,59 58,30 51,86 55,00 84,85 91,99 97,63 90,68 77,77 91,78 93,90 94,94 91,72 82,82 102,80 104,41 84,47 75,89 94,82 108,60 99,29 79,83 71,73 89,94 78,04 67,68 35,28 15,37 25,03 31,06 27,43 43,52 57,40 47,16 56,72 87,77 91,94 97,88 89,85 74,97 91,39 91,24 95,69 87,75 82,14 100,04 99,27 81,27 75,62 95,11 108,73 99,33 89,94 71,19 87,44 77,47 68,61 35,27 16,14 29,41 29,23 31,07 42,93 57,97 49,30 68,12 95,49 100,71 103,30 98,40 86,20 98,13 98,56 104,12 108,45 96,08 105,13 109,49 90,72 80,42 104,32 111,91 105,69 100,99 94,32 91,84 88,49 73,88 39,24 17,00 39,91 40,44 35,79 55,42 65,35 55,53 83,91 115,53 112,67 124,81 108,50 93,58 120,40 109,16 115,74 119,29 106,67 118,14 114,97 111,40 99,65 115,55 124,56 116,08 112,04 105,30 105,47 94,30 91,01 44,63 29,32 50,24 55,24 66,36 71,11 90,30 66,30 86,43 122,78 114,66 115,62 106,34 94,13 119,84 113,03 119,70 116,59 111,23 119,25 114,58 114,99 103,91 114,50 124,23 119,86 108,16 111,94 110,85 104,02 92,62 45,51 34,38 59,33 59,97 85,44 94,81 101,82 65,51 88,98 125,98 114,71 115,55 105,71 89,93 121,11 120,50 122,16 115,65 110,33 119,33 109,44 114,63 109,40 114,22 124,43 113,36 104,84 111,34 105,72 106,02 77,49 37,45 37,87 58,75 54,82 92,78 108,21 98,38 60,35 90,20 131,01 127,79 110,50 98,44 91,15 120,32 120,65 112,55 111,21 109,85 115,64 105,82 113,40 111,67 108,90 120,73 107,09 100,13 109,65 104,59 112,42 79,65 31,94 39,68 51,66 41,56 80,69 109,45 95,71 51,90 87,36 100,94 99,72 101,96 96,13 87,37 117,14 118,14 107,75 101,83 102,76 109,21 99,65 107,94 103,77 100,52 116,36 104,90 77,32 104,14 95,16 102,22 65,79 29,52 37,01 45,46 38,34 51,89 103,79 65,75 49,37 79,82 90,03 91,59 93,04 81,65 83,25 110,83 108,95 93,64 79,87 84,79 100,64 88,04 102,26 99,16 79,32 109,09 89,68 61,54 103,28 92,35 90,12 47,34 26,93 27,21 34,56 27,69 50,20 68,61 59,97 47,30 Percentiles del 33% de los valores registrados en el mes. Fuente CNE. 9.2 Precio final medio 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 -10 Desde 94,88 a 131,01 Desde 13,16 a 66,28 Máximo: 131,01 Desde 66,28 a 94,88 €/MWh 83,73 79,44 6,40 5,97 9,16 5,81 0,02 67,11 68,74 80,27 6,94 5,93 67,43 -0,04 Mercado libre 9.3 Mínimo: 13,16 Mercado diario Servicios de ajuste del OS Mercado intradiario Pagos por capacidad -0,03 Mercado regulado Demanda peninsular Repercusiones de los servicios de ajuste del OS en el precio final medio 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 €/MWh 5,97 5,93 5,81 0,92 0,88 0,91 1,80 1,74 1,78 0,32 0,35 0,33 0,38 0,39 0,38 2,71 2,59 2,69 -0,16 -0,14 -0,16 Mercado libre Restricciones técnicas PBF Banda Restricciones tiempo real Desvíos Reserva de potencia Excedentes desvíos Mercado regulado Demanda peninsular www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 pág. 13 de 30 9.4 Mercado diario: precio y energía €/MWh 160 Precio medio Banda de precios Energía diaria MWh 1.600.000 140 1.400.000 120 1.200.000 100 1.000.000 80 800.000 60 600.000 40 400.000 20 200.000 0 1 0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Fuente: OMEL 9.5 Mercado diario: participación de cada tecnología en la fijación del precio marginal Nº horas 24 Hidráulica Bombeo Contrato REE-EDF Mibel importación Comercializador Régimen especial Ciclo Combinado Térmica Importaciones internacionales Otras Tecnologías 6,9% 20 19,3% 16 11,5% 4,3% 0,5% 14,7% 12 8 42,7% 4 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Dic. Fuente: OMEL 9.6 Mercado intradiario: precio y energía €/MWh 210 Precio medio Banda de precios Precio medio mercado diario Energía diaria MWh 210.000 180 180.000 150 150.000 120 120.000 90 90.000 60 60.000 30 30.000 0 1 0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Fuente: OMEL www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 pág. 14 de 30 9.7 Repercusión de las restricciones técnicas y los mercados de ajuste en el precio final medio Restricciones técnicas PBF Restricciones tiempo real Banda Reserva de potencia Desvíos Excedentes desvíos €/MWh 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 -1 D 9.8 E F M A M J J A S O N D Energía y precios medios ponderados gestionados por el operador del sistema Energía (MWh) a subir a bajar Restricciones garantía suministro (1) Restricciones técnicas (PBF) (2) Reserva de potencia adicional a subir (3) Banda de regulación secundaria (4) Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvíos Restricciones en tiempo real 50.093 684.790 260.567 696 150.427 353.716 386.668 40.707 42.039 516 87.996 125.032 44.270 118.224 Precio (€/MWh) a subir a bajar 328,42 129,52 28,35 94,58 38,19 77,20 89,50 74,74 248,16 44,96 30,13 53,57 18,21 (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). 9.9 Resolución de restricciones por garantía de suministro (Fase 1) Energía solución restricciones por garantía suministro €/MWh 1.500 Precio medio (1) MWh 150.000 Fase 1 1.250 125.000 1.000 100.000 750 75.000 500 50.000 250 25.000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 (1) El cálculo del precio medio incluye el importe asociado a la energía de carbón autóctono casada en el mercado diario y valorada con la diferencia entre el precio de retribución, según Resolución de 13 de febrero de 2013 de la Secretaría de Estado de Energía, y el precio marginal horario del mercado diario. www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 pág. 15 de 30 9.10 Energía programada por restricciones técnicas (Fase 1) MWh 1.800.000 A subir 1.500.000 1.200.000 900.000 600.000 300.000 0 D 0 E F M A M J J A S O N D 300.000 600.000 900.000 A bajar 1.200.000 9.11 Resolución de restricciones técnicas (Fase 1) 1.000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 0 1 100 200 300 400 500 9.12 Precio medio a subir Restricciones técnicas PBF €/MWh Precio medio mercado diario Precio medio a bajar MWh 50.000 45.000 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 0 5.000 10.000 15.000 20.000 A bajar 25.000 A subir 2 3 4 5 6 7 8 Reserva de potencia adicional a subir asignada €/MW 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 Precio medio ponderado Volumen diario 1 2 3 4 5 6 7 8 MW 50.000 45.000 40.000 35.000 30.000 25.000 20.000 15.000 10.000 5.000 0 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 pág. 16 de 30 9.13 Banda de regulación secundaria Precio medio Potencia horaria media €/MW Precio medio mercado diario MW 150 1.250 A subir 120 1.000 90 750 60 500 30 250 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 0 250 500 750 1.000 A bajar 9.14 1.250 Energía gestionada en los mercados de ajuste Regulación terciaria Regulación secundaria Gestión de desvios Restricciones en tiempo real MWh 1.500.000 A subir 1.200.000 900.000 600.000 300.000 0 D 0 E F M A M J J A S O N D 300.000 600.000 900.000 1.200.000 A bajar 1.500.000 9.15 Regulación secundaria Energía a subir €/MWh 350 300 250 200 150 100 50 0 0 1 50 100 150 200 250 300 2 3 4 5 6 7 Energía a bajar 8 Precio medio a subir Precio medio a bajar 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 MWh 14.000 12.000 10.000 8.000 6.000 4.000 2.000 0 0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000 pág. 17 de 30 9.16 Gestión de desvíos €/MWh 300 250 200 150 100 50 0 0 1 50 100 150 200 250 300 9.17 Energía a subir 2 3 5 6 7 8 Precio medio a subir Precio medio a bajar 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 MWh 72.000 60.000 48.000 36.000 24.000 12.000 0 0 12.000 24.000 36.000 48.000 60.000 72.000 Regulación terciaria Energía a subir €/MWh 180 150 120 90 60 30 0 0 1 30 60 90 120 150 180 9.18 4 Energía a bajar 2 3 4 5 6 7 Energía a bajar 8 Precio medio a subir Precio medio a bajar MWh 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 36.000 30.000 24.000 18.000 12.000 6.000 0 0 6.000 12.000 18.000 24.000 30.000 36.000 Restricciones en tiempo real €/MWh 2.400 2.000 1.600 1.200 800 400 0 0 1 400 800 1.200 1.600 2.000 Energía a subir 2 3 4 5 6 7 Energía a bajar 8 Precio medio a subir Precio medio a bajar 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 MWh 60.000 50.000 40.000 30.000 20.000 10.000 0 0 10.000 20.000 30.000 40.000 50.000 pág. 18 de 30 9.19 Desvíos netos medidos por tecnologías Comercializadores R. Ordinario R.E. Eólico R.E. Resto Importaciones Exportaciones Desvíos entre sistemas MWh A subir 104.000 78.000 52.000 26.000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 26.000 52.000 78.000 A bajar 104.000 R.E.: Régimen Especial 9.20 Coste medio de los desvíos Desvíos a bajar: menor producción o mayor consumo Desvíos a subir: mayor producción o menor consumo €/MWh 60 50 40 30 20 10 0 1 9.21 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 Desvío netos medidos a subir por tecnologías 2,4% Desvíos netos medidos a bajar por tecnologías 0,1% 0,9% 4,0% 8,5% 11,1% 23,4% 12,2% 13,5% 8,6% 48,1% 67,0% R.E.: Régimen Especial R.E.: Régimen Especial Comercializadores R. Ordinario R.E. Eólico www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 R.E. Resto Importaciones Exportaciones Desvíos entre sistemas pág. 19 de 30 10. Gestión de la red de transporte 10.1 Instalaciones de la red de transporte Líneas Subestaciones Transformación Longitud (km) Posiciones Número de unidades Capacidad (MVA) Número de unidades Capacidad (MVAr) Número de unidades Capacidad (MVAr) Longitud (km) Longitud (km) Reactancias Condensadores Cable submarino Cable subterráneo 10.2 400 kV ≤ 220 kV Total 20.586 1.374 148 76.259 44 6.350 2 200 29 26 17.985 3.041 1 63 51 3.114 11 1.100 236 447 38.571 4.415 149 76.322 95 9.464 13 1.300 265 473 Descargos en líneas por mantenimiento Periodo anterior Periodo actual Horas 10.000 9.000 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 D 10.3 E F M A M J J A S O N D Descargos en subestaciones por mantenimiento Periodo anterior Periodo actual Horas 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 0 D E F M www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 A M J J A S O N D pág. 20 de 30 10.4 Disponibilidad de la red de transporte Disponibilidad de la red de transporte 10.5 Diciembre 2013 % % 13/12 99,23 -0,2 Acumulado anual % % 13/12 98,13 0,3 Diciembre 2013 % % 13/12 Acumulado anual % % 13/12 Causas de indisponibilidad de la red de transporte Mantenimiento preventivo y predictivo Causas ajenas al mantenimiento Mantenimiento correctivo Circunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseño Causa de fuerza mayor o acciones de terceros Sin clasificar (*) Total (**) 0,15 0,41 0,20 0,01 0,12 0,00 0,77 -16,7 20,6 185,7 -40,0 28,3 0,56 1,11 0,19 0,01 0,24 0,00 1,87 33,3 -30,2 -5,0 0,0 50,0 -15,4 (*) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar. (**) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye la indisponibilidad por causas de fuerza mayor o acciones de terceros. 10.6 Evolución de la indisponibilidad de la red de transporte Periodo anterior Periodo actual % 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0 D 10.7 E F M A M J J A S O N D Calidad de servicio: ENS y TIM de la red de transporte Energía no suministrada (MWh) Tiempo de interrupción medio (min.) www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 Diciembre 2013 Acumulado anual Últimos doce meses 104,75 0,216 1.164,87 2,487 1.164,87 2,487 pág. 21 de 30 10.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte Periodo anterior Periodo actual MWh 700 600 500 400 300 200 100 0 D 10.9 E F M A M J J A S O N D Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte Periodo anterior Periodo actual Minutos 1,5 1,2 0,9 0,6 0,3 0 D E F M www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 A M J J A S O N D pág. 22 de 30 11. Sistema eléctrico Islas Baleares 11.1 Balance de energía eléctrica Islas Baleares Potencia MW Carbón Fuel / gas Motores de combustión interna(1) Turbina de gas Turbina de vapor Ciclo combinado Régimen ordinario Consumos en generación Hidráulica Eólica Solar fotovoltaica Térmica renovable Térmica no renovable Régimen especial Generación neta Enlace Peninsular-Baleares(2) Demanda transporte (b.c.) 510 877 199 678 934 2.321 4 78 2 86 169 2.490 Diciembre 2013 MWh % 13/12 194.935 94.414 56.678 37.736 46.022 335.371 -16.094 585 6.318 80 21.240 28.223 347.500 88.223 435.723 Acumulado anual MWh % 13/12 1,3 2.584.571 5,4 1.297.943 -0,7 766.496 15,9 531.447 20,4 442.776 4,7 4.325.290 -33,2 -303.978 -22,1 6.296 -4,4 123.318 81,8 678 -23,0 253.350 -19,4 383.642 4,9 4.404.954 -3,3 1.268.776 3,1 5.673.730 MWh Año móvil % 13/12 -12,1 2.584.571 -1,9 1.297.943 -20,6 766.496 49,1 531.447 -53,1 442.776 -16,9 4.325.290 -12,9 -303.978 -3,0 6.296 9,2 123.318 19,1 678 -6,8 253.350 -2,1 383.642 -16,1 4.404.954 - 1.268.776 -2,5 5.673.730 -12,1 -1,9 -20,6 49,1 -53,1 -16,9 -12,9 -3,0 9,2 19,1 -6,8 -2,1 -16,1 -2,5 (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. 11.2 Estructura de potencia instalada Islas Baleares a 31 de diciembre 2013 Cogeneración Renovables y resto 3,4 % 3,4 % 11.3 Cobertura de la demanda. Islas Baleares. Noviembre 2013 Enlace Península-Baleares 20,2 % Carbón 20,5 % Renovables 1,6 % Cogeneración y resto 4,9 % Motores Combustión Interna 8,0 % Ciclo combinado 37,5 % 11.4 Ciclo combinado 10,3 % Turbinas de gas 27,2 % Turbinas de gas 8,1 % Motores C. Interna 12,4 % Máxima demanda horaria y diaria Islas Baleares Demanda horaria (MWh) 26 febrero (20-21h) 7 agosto (21-22h) 2013 4 octubre 7 agosto 1.100 1.206 14 febrero (20-21h) 23 agosto (21-22h) 2012 14 febrero 24 agosto 25 enero (20-21h) 22 agosto (21-22h) 2011 24 enero 23 agosto 1.026 1.159 1.104 1.226 1.200 1.000 10 marzo 2010 (20-21h) 12 agosto 2008 (21-22h) 800 600 400 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 200 18.279 23.373 20.000 23.519 18.568 22.775 14 febrero 2012 31 julio 2008 Histórico 0 16.005 2 diciembre 1.187 976 Demanda diaria (MWh) Verano (junio-septiembre) Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Diciembre 2 diciembre (20-21h) 2013 874 1.400 Carbón 42,5 % 0 5.000 10.000 20.000 24.452 15.000 20.000 25.000 30.000 pág. 23 de 30 11.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares Diciembre 2013 % 97,80 Disponibilidad 11.6 Acumulado anual % 97,97 Año móvil % 97,97 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares Diciembre 2013 % 1,39 0,73 0,07 0,00 0,07 0,00 2,20 Mantenimiento preventivo y predictivo Causas ajenas al mantenimiento Mantenimiento correctivo Circunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseño Causa de fuerza mayor o acciones de terceros Sin clasificar (*) Total (**) Acumulado anual % 0,26 1,75 0,02 0,00 0,01 0,00 2,03 Año móvil % 0,26 1,75 0,02 0,00 0,01 0,00 2,03 (*) 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. 11.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Baleares Diciembre 2013 % Energía no suministrada (MWh) Tiempo de interrupción medio (min.) 11.8 Acumulado anual % Año móvil % 80,96 7,501 80,96 7,501 0,00 0,000 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Baleares Periodo anterior Periodo actual MWh 70 60 50 40 30 20 10 0 D 11.9 E F M A M J J A S O N D Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Baleares Periodo anterior Periodo actual Minutos 7 6 5 4 3 2 1 0 D E F M www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 A M J J A S O N D pág. 24 de 30 12. Sistema eléctrico Islas Canarias 12.1 Balance de energía eléctrica Islas Canarias Potencia MW Hidráulica Fuel / gas Motores de combustión interna(1) Turbina de gas Turbina de vapor Ciclo combinado Generación auxiliar Régimen ordinario Consumos en generación Hidráulica Eólica Solar fotovoltaica Térmica renovable Térmica no renovable Régimen especial Generación neta Demanda (b.c.) 1 1.918 566 639 713 920 2.839 0,5 148 166 3 33 351 3.190 Diciembre 2013 MWh % 13/12 0 452.150 197.334 27.999 226.817 272.183 0 724.333 -34.150 298 23.669 13.388 698 130 38.183 728.366 728.366 Acumulado anual MWh % 13/12 0 -3,9 5.253.384 8,8 2.192.814 -34,3 378.034 -7,9 2.682.536 8,1 3.148.878 0 0,3 8.402.262 20,7 -434.255 287,0 3.041 52,3 361.198 -24,8 276.605 51,4 8.488 130 12,7 649.463 0,1 8.617.470 0,1 8.617.470 MWh Año móvil % 13/12 0 -8,7 5.253.384 -1,8 2.192.814 -37,0 378.034 -8,3 2.682.536 5,9 3.148.878 0 -3,8 8.402.262 -6,9 -434.255 69,8 3.041 -0,2 361.198 8,3 276.605 10,9 8.488 130 3,7 649.463 -3,1 8.617.470 -3,1 8.617.470 -8,7 -1,8 -37,0 -8,3 5,9 -3,8 -6,9 69,8 -0,2 8,3 10,9 3,7 -3,1 -3,1 (1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural. 12.2 Estructura de potencia instalada Islas Canarias a 31 de diciembre 2013 Cogeneración y resto 1,0 % Ciclo combinado 28,8 % 12.4 12.3 Motores C. Interna 17,7 % Renovables 10,0 % Cobertura de la demanda. Islas Canarias. Diciembre 2013 Renovables 5,2 % Ciclo combinado 36,4 % Turbinas de gas 3,6 % Turbinas de gas 20,0 % Turbina de vapor 22,4 % Motores Combustión Interna 25,8 % Turbina de vapor 29,0 % Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias Demanda horaria (MWh) 1.378 1.378 1.336 1.439 1.402 1.450 1.430 1.496 1.486 1.600 1.400 1.200 1.000 Verano (junio-septiembre) Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Diciembre 31 diciembre (19-20h) 2013 24.642 31 diciembre (19-20h) 30 septiembre (20-21h) 2013 1 octubre 23 agosto 25.567 26.853 15 febrero (20-21h) 25 septiembre (20-21h) 2012 15 mayo 22 agosto 26.418 27.699 31 diciembre (19-20h) 23 junio (13-14h) 2011 7 octubre 22 junio 26.745 27.601 8 noviembre 2007 (19-20h) 30 julio 2007 (12-13h) 800 11 diciembre Demanda diaria (MWh) 600 400 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 200 24 octubre 2007 10 junio 2006 Histórico 0 0 27.974 33.490 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 pág. 25 de 30 12.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias Diciembre 2013 % 99,66 Disponibilidad 12.6 Año móvil % 98,32 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias Diciembre 2013 % 0,08 0,19 0,07 0,00 0,41 0,00 0,34 Mantenimiento preventivo y predictivo Causas ajenas al mantenimiento Mantenimiento correctivo Circunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseño Causa de fuerza mayor o acciones de terceros Sin clasificar Total (*) (*) Acumulado anual % 98,32 Acumulado anual % 0,61 1,00 0,07 0,00 0,14 0,00 1,68 Año móvil % 0,61 1,00 0,07 0,00 0,14 0,00 1,68 El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros. 12.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Canarias Diciembre 2013 % Energía no suministrada (MWh) Tiempo de interrupción medio (min.) 12.8 Acumulado anual % Año móvil % 5,08 0,310 5,08 0,310 0,00 0,000 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Canarias Periodo anterior Periodo actual MWh 7 6 5 4 3 2 1 0 D 12.9 E F M A M J J A S O N D Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Canarias Periodo anterior Periodo actual Minutos 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0 D E F M www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 A M J J A S O N D pág. 26 de 30 13. Sistema eléctrico Ceuta 13.1 Balance de energía eléctrica de Ceuta Potencia MW Fuel / gas Motores de combustión interna(1) Turbina de gas Turbina de vapor Régimen ordinario Consumos en generación Régimen especial Generación neta Demanda transporte (b.c.) 99 83 16 99 99 Diciembre 2013 MWh % 13/12 20.469 20.467 2 20.469 -1.210 19.259 19.259 5,5 5,5 5,5 -26,8 8,6 8,6 Acumulado anual MWh % 13/12 221.067 220.816 251 221.067 -18.322 202.745 202.745 -4,9 -4,8 -55,3 -4,9 -10,1 -4,4 -4,4 MWh Año móvil % 13/12 221.067 220.816 251 221.067 -18.322 202.745 202.745 -4,9 -4,8 -55,3 -4,9 -10,1 -4,4 -4,4 (1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural. 13.2 Máxima demanda horaria y diaria Ceuta Demanda horaria (MWh) 36 36 35 39 35 36 36 38 50 40 30 678 24 diciembre 21 agosto 678 657 699 663 2012 9 febrero 3 agosto 2 febrero (20-21h) 30 junio (12-13h) 2011 4 octubre 28 julio 20 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 10 622 655 723 709 2 diciembre 2008 31 agosto 2010 Histórico 0 Demanda diaria (MWh) 24 diciembre 13 febrero (21-22h) 27 junio (13-14h) 15 diciembre 2008 (20-21h) 12 agosto 2010 (12-13h) 41 Verano (junio-septiembre) Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Diciembre 2 diciembre (21-22h) 2013 28 febrero (20-21h) 2013 5 septiembre (13-14h) 0 200 400 600 800 pág. 27 de 30 14. Sistema eléctrico Melilla 14.1 Balance de energía eléctrica de Melilla Potencia MW Fuel / gas Motores de combustión interna(1) Turbina de gas Turbina de vapor Régimen ordinario Consumos en generación Régimen especial Generación neta Demanda transporte (b.c.) Diciembre 2013 MWh % 13/12 85 70 15 85 18.853 18.837 16 18.853 -1.113 727 18.467 18.467 2 87 Acumulado anual MWh % 13/12 5,7 5,7 -11,1 5,7 -5,9 -10,0 5,7 5,7 216.300 216.206 94 216.300 -14.081 8.290 210.509 210.509 -5,8 -5,8 -33,8 -5,8 -4,0 -264,4 -3,1 -3,1 MWh Año móvil % 13/12 216.300 216.206 94 216.300 -14.081 8.290 210.509 210.509 -5,8 -5,8 -33,8 -5,8 -4,0 264,4 -3,1 -3,1 (1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural. 14.2 Máxima demanda horaria y diaria Melilla Demanda horaria (MWh) 35 36 37 40 38 37 39 40 39 50 40 14 febrero 10 agosto 1 febrero (20-21h) 8 agosto (12-13h) 2011 1 febrero 16 agosto 20 www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 10 714 687 743 669 750 687 14 febrero 2012 31 agosto 2010 Histórico 0 644 3 octubre 6 agosto 2012 Demanda diaria (MWh) 639 10 diciembre 14 febrero (21-22h) 27 agosto (13-14h) 14 febrero 2012 (20-21h) 12 agosto 2010 (12-13h) 30 Verano (junio-septiembre) Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Diciembre 31 diciembre (20-21h) 2013 12 febrero (20-21h) 2013 26 agosto (13-14h) 0 200 765 400 600 800 pág. 28 de 30 15. Glosario Acción coordinada de balance (también denominado counter trading): programa de intercambio de energía entre dos sistemas eléctricos establecido en tiempo real, de forma coordinada entre los operadores de ambos sistemas, y que se superpone a los programas de intercambio firmes de los Sujetos de Mercado para, respetando éstos, resolver una situación de 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 secundaria es un servicio complementario de carácter potestativo que tiene por objeto el mantenimiento del equilibrio generación-demanda, corrigiendo los desvíos respecto al programa de intercambio previsto en la interconexión España-Francia y las desviaciones de frecuencia. Su horizonte temporal de actuación alcanza desde los 20 segundos hasta los 15 minutos. Este servicio es retribuido mediante mecanismos de mercado por dos conceptos: disponibilidad (banda de regulación) y utilización (energía). Ciclo combinado: tecnología de generación de energía eléctrica en la que coexisten dos ciclos 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 eléctrica mediante una turbina de gas y el ciclo de vapor de agua lo hace mediante una o varias turbinas de vapor. El calor generado en la combustión de la turbina de gas se lleva a una caldera convencional o a un elemento recuperador del calor y se emplea para mover una o varias turbinas de vapor, incrementando el rendimiento del proceso. A ambas turbinas, de gas y vapor, van acoplados generadores eléctricos. Comercializadores: son aquellas sociedades mercantiles que, accediendo a las redes de transporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores, a otros sujetos del sistema o para realizar operaciones de intercambio internacional en los términos establecidos en la Ley 54/1997. Condensador: es un conjunto de dos conductores, separados por un medio dieléctrico, que sirve 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 para elevar 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, los consumidores cualificados o los representantes de cualesquiera de ellos, como sujetos del mercado de producción podrán formalizar contratos bilaterales con entrega fisica de suministro de energía eléctrica. Demanda b.c. (barras de central): energía inyectada en la red procedente de las centrales de régimen ordinario, régimen especial y de las importaciones, y deducidos los consumos en bombeo y las exportaciones. Para el traslado de esta energía hasta los puntos de consumo habría que detraer las pérdidas originadas en la red de transporte y distribución. Demanda en mercado libre: demanda de energía eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de los consumidores peninsulares que contratan la energía con un comercializador 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 los consumidores peninsulares que contratan su energía con un comercializador de último recurso. Generación neta: producción de energía en b.a (bornes de alternador), menos la consumida por los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores. Gestión de desvíos: servicio de carácter potestativo gestionado y retribuido por mecanismos de mercado. Tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario y hasta el inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesión. Índice de producible hidráulico: cociente entre la energía producible y la energía producible media, referidas ambas a un mismo periodo y a un mismo equipo hidroeléctrico. Indisponibilidad de las unidades de producción: una unidad de producción está completamente disponible si puede participar en el despacho de producción sin ninguna limitación de capacidad de generación ni, en su caso, de consumo de bombeo. En caso contrario se considerará la existencia de una indisponibilidad, que podrá ser parcial o total. La potencia neta indisponible de un grupo vendrá determinada por la diferencia entre la potencia neta instalada en barras de central y la potencia neta realmente disponible. Intercambios de apoyo: son programas que se establecen entre dos sistemas eléctricos para garantizar las condiciones de seguridad del suministro de cualquiera de los dos sistemas interconectados, en caso de urgencia para resolver una situación especial de riesgo en la operación de uno de los sistemas, previo acuerdo de los operadores respectivos y en ausencia de otros medios de resolución disponibles en el sistema que precise el apoyo. Intercambios internacionales físicos: comprende todos los movimientos de energía que se han realizado a través de las líneas de interconexión internacional durante un período determinado de tiempo. Incluye las circulaciones en bucle de la energía consecuencia del propio diseño de la red. Intercambios internacionales programados: son los programas que se establecen entre dos sistemas eléctricos como consecuencia del conjunto de transacciones individuales programadas por los Sujetos del Mercado en el mercado o mediante contratos bilaterales. Market splitting o separación de mercados: mecanismo de gestión de la capacidad de intercambio entre dos o más sistemas eléctricos que se desarrolla de forme simultánea con el mercado ibérico diario e intradiario de producción y que utiliza con criterios de eficiencia económica la capacidad vacante entre los sistemas eléctricos. En caso de congestión entre los sistemas, el mercado separa en zonas de precio diferente. En caso contrario existe un precio único para el mercado en su totalidad. Mercado de producción: es el integrado por el conjunto de transacciones comerciales de compra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energía eléctrica. Se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercado intradiario, mercados no organizados y servicios de ajuste del sistema, entendiendo por tales la resolución de restricciones 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 y venta de energía eléctrica para el día siguiente. Mercado intradiario: tiene por objeto atender los ajustes que en la oferta y demanda de energía se puedan producir con posterioridad a haberse fijado el merado diario. Operador del Mercado: sociedad mercantil que asume la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado diario e intradiario de energía eléctrica en los términos que reglamentariamente se establezcan. Operador del Sistema: sociedad mercantil que tendrá como función principal garantizar la continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema de producción y transporte, ejerciendo sus funciones en coordinación con los operadores y sujetos del Mercado Ibérico de Energía Eléctrica bajo los principios de transparencia, objetividad e independencia. En el modelo actual español, el operador del sistema es también el gestor de la red de transporte. Desvíos de regulación: son los desvíos que se producen entre dos sistemas eléctricos como diferencia entre los intercambios internacionales programados y los intercambios internacionales físicos. Pagos por capacidad: pago regulado para financiar el servicio capacidad de potencia a medio y largo plazo ofrecido por las instalaciones de generación al sistema eléctrico. Desvíos medidos: diferencia entre la energía medida en barras de central y la energía programada en el mercado. Potencia instalada: potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción, durante un período determinado de tiempo, medida a la salida de los bornes del alternador. Desvíos medidos a bajar: son aquellos que resultan cuando la producción medida en barras de central es menor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido en barras de central es mayor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia aumentando producción a través de los mercados de ajuste en tiempo real. Potencia neta: potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción medida a la salida de la central, es decir, deducida la potencia absorbida por los consumos en generación. Desvíos medidos a subir: son aquellos que resultan cuando la producción medida en barras de central es mayor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido en barras de central es menor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia reduciendo producción a través de los mercados de ajuste en tiempo real. Energías renovables: son aquellas obtenidas de los recursos naturales y desechos, tanto industriales como urbanos. Incluyen la hidráulica, solar, eólica, residuos sólidos industriales y urbanos, y biomasa. Energías no renovables: aquellas obtenidas a partir de combustibles fósiles (líquidos o sólidos) y sus derivados. Excedente/déficit de desvíos: diferencia entre el importe de la liquidación de los desvíos y de las energías empleadas para mantener el equilibrio generación-demanda. Generación de bombeo en ciclo cerrado: producción de energía eléctrica realizada por las centrales hidroeléctricas cuyo embalse asociado no recibe ningún tipo de aportaciones naturales de agua, sino que ésta proviene de su elevación desde un vaso inferior. www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 Producible hidráulico: cantidad máxima de energía eléctrica que teóricamente se podría producir considerando las aportaciones hidráulicas registradas durante un determinado período de tiempo y una vez deducidas las detracciones de agua realizadas para riego o para otros usos distintos de la producción de energía eléctrica. Programa base de funcionamiento (PBF): es el programa de energía diario, con desglose por periodos de programación de las diferentes unidades de programación correspondientes a ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programa es establecido por el operador del sistema a partir del programa resultante de la casación del mercado 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 una bobina. Red de transporte: conjunto de líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricos con tensiones superiores o iguales a 220 kV y aquellas otras instalaciones, cualquiera que sea su 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 potencia instalada no supera los 50 MW, a partir de cogeneración u otras formas de producción de pág. 29 de 30 electricidad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan un alto rendimiento energético, o en grupos donde se utilicen como fuente de energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, o residuos no renovables o procedentes de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potencia instalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. La producción en régimen especial está acogida a un régimen económico singular. Régimen ordinario: producción de energía eléctrica procedente de todas aquellas instalaciones no 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 desvíos entre generación y consumo y la restitución de la reserva de regulación secundaria que haya sido utilizada, mediante la adaptación de los programas de funcionamiento de las unidades de programación correspondientes a instalaciones de producción y a instalaciones de consumo de bombeo. La reserva terciaria se define como la variación máxima de potencia de generación que puede efectuar una unidad de producción en un tiempo máximo de 15 minutos, y que puede 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 de 2012. Tiene por objeto contratar la reserva de potencia adicional a subir, que pueda ser necesaria con respecto a la disponible en el Programa Viable Provisional (PVP) para garantizar la seguridad en el sistema eléctrico peninsular español. Reservas hidroeléctricas de un embalse, en un momento dado: cantidad de energía eléctrica 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 que este vaciado se realice sin aportaciones naturales. Los embalses de régimen anual son aquellos en los que, supuesto el embalse a su capacidad máxima, el vaciado del mismo se realizaría en un período inferior a un año. Los de régimen hiperanual, son aquellos en los que el tiempo de vaciado es superior al año. garantía de suministro, procediéndose, posteriormente, a realizar el correspondiente reequilibrio generación-demanda. Restricciones técnicas PBF: mecanismo integrado en el mercado de producción de energía eléctrica realizado por el operador del sistema consistente en la resolución de las restricciones técnicas identificadas en el Programa Base de Funcionamiento mediante la modificación de los programas de las unidades de programación y el posterior proceso de reequilibrio generacióndemanda. Servicios de ajuste del sistema: son aquellos que resultan necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad. Los servicios de ajuste pueden tener carácter obligatorio o potestativo. Se entienden como sistemas la resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios (regulación primaria, 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 para la 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 tarifas integrales, establecido para determinados consumidores que, por sus características, pudieran tener problemas para 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 se asigna 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 que decidan acogerse al mismo. Desde el 1 de julio de 2009 son consumidores con derecho al suministro de último recurso aquéllos conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW. Restricciones en tiempo real: proceso realizado por el operador del sistema consistente en la resolución de las restricciones técnicas identificadas durante la operación en tiempo real mediante la modificación de los programas de las Unidades de Programación. Tasa de disponibilidad de la red de transporte: indica el porcentaje de tiempo total en que cada elemento de la red de transporte ha estado disponible para el servicio, ponderado por la potencia nominal de cada instalación, una vez descontadas las indisponibilidades por motivos de mantenimiento preventivo y correctivo, indisponibilidad fortuita u otras causas (como construcción de nuevas instalaciones, renovación y mejora). Restricciones garantía de suministro: servicio de ajuste gestionado por el operador del sistema que tiene por objeto introducir sobre el programa base de funcionamiento, las modificaciones de los programas necesarias para la solución de restricciones por TIM (Tiempo de interrupción medio): tiempo, en minutos, que resulta de dividir la ENS (energía no entregada al sistema debido a interrupciones del servicio acaecidas en la red de transporte), entre la potencia media del sistema peninsular. www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2013 pág. 30 de 30