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número 110
Información elaborada con datos disponibles a 16/03/16 - Fecha de edición: 22/03/2016
1. Aspectos relevantes
Sistema peninsular
• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 20.832 GWh, representando una variación del -0,4 %
respecto a febrero del 2015. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha
experimentado una variación del -0,9 % frente al mismo mes del año anterior.
• En el mes de febrero se ha producido un descenso de potencia instalada peninsular de 446 MW
correspondiente a las bajas de los grupos térmicos Puertollano y Soto de Ribera 2.
• Este mes las temperaturas medias han sido superiores a las del año anterior con 10,7 ºC frente a los
8,7 ºC de febrero del 2015. La temperatura máxima media del mes ha sido superior en 2,1 ºC a la del
mismo período del año pasado.
• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 54,3 % de
la producción total, frente al 47,4 % de febrero del 2015.
• En el mes de febrero la producción de origen eólico ha alcanzado los 6.090 GWh, con una variación
del 2,4 % frente al mismo periodo del año anterior.
• Desde el punto de vista hidrológico febrero ha sido un mes húmedo, con una energía producible de
4.360 GWh, valor superior al característico medio para un mes de febrero.
• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de febrero
se situaron en el 68,0 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 12.601 GWh. Estas
reservas son inferiores en 0,1 puntos porcentuales frente a las existentes hace un año y superiores en
7,4 puntos porcentuales respecto al mes anterior.
• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de febrero ha sido del
90,6 %, valor inferior a la del mismo mes del año anterior.
• El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 38,28 €/MWh, lo que significa una
variación del -19,5 % respecto al mes anterior y del -34,8 % frente a febrero de 2015.
• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de febrero ha experimentado una
variación del -0,1 % respecto a la gestionada el mismo periodo del año anterior.
• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de febrero ha sido del 99,02 %,
experimentando una variación del 1,2 % respecto a la de febrero del 2015.
• En el mes de febrero se han producido dos cortes de mercado en las instalaciones de la red de
transporte contabilizados en el cálculo de indicadores de calidad. El primer incidente tuvo lugar en La
Coruña con una energía no suministrada de 3,67 MWh. El segundo incidente tuvo lugar en Cádiz con
una energía no suministrada de 3,43 MWh.
Sistema Extrapeninsular
• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares ha variado
un -0,3 % respecto a la de febrero del 2015. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla se han producido
variaciones del -6,9 %, 3,8 %, 5,6 % y 0,1 % respectivamente.
• En el mes de febrero no se ha producido ningún corte de mercado en las instalaciones de la red de
transporte de no peninsular contabilizados en el cálculo de indicadores de calidad.
• Respecto a los activos de la red de transporte, destaca la puesta en servicio del segundo circuito a
132 kV que conecta la isla de Ibiza con Mallorca, compuesto por un tramo submarino de 117,1
kilómetros y dos tramos subterráneos que en su conjunto suponen 8,4 kilómetros.
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índice
febrero
2016
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 renovable
8 Intercambios internacionales
9 Mercado eléctrico
10 Gestión de la red de transporte
Sistemas no peninsulares
11 Sistema eléctrico Islas Baleares
12 Sistema eléctrico Islas Canarias
13 Sistema eléctrico Ceuta
14 Sistema eléctrico Melilla
Glosario
Demanda horaria peninsular del
día de máxima demanda de
energía diaria. 18 febrero 2016
39.000
MW
36.000
33.000
30.000
27.000
24.000
24 horas
21.000
Balance eléctrico peninsular.
Febrero 2016
Nuclear 19,6%
Carbón 8,7%
Ciclo combinado 6,3%
Cogeneración 9,9%
Residuos 1,2%
Hidráulica(1) 19,7 %
Eólica 30,2 %
Solar
fotovoltaica 2,3 %
Solar térmica 0,8 %
Otras renovables 1,3 %
No renovables 45,7%
Renovables 54,3%
Generación neta
Saldo
intercambios
internacionales
Consumos bombeo
Enlace PenínsulaBaleares
Demanda (b.c.)
(1) No incluye la generación bombeo.
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2. Balance de energía eléctrica
2.1
(1)
Balance de energía eléctrica del sistema peninsular
Potencia(2)
MW
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Ciclo combinado(4)
Eólica
Solar fotovoltaica
Solar térmica
Otras renovables(5)
Cogeneración(6)
Residuos(7)
Generación
Consumo en bombeo
Enlace Península-Baleares(8)
Saldo intercambios internacionales(9)
Demanda transporte (b.c.)
20.323
7.573
10.022
24.948
22.845
4.423
2.300
741
6.673
677
100.525
Febrero 2016
GWh % 16/15
4.492
3.962
1.753
1.264
6.090
469
155
266
2.004
242
20.697
-731
-91
956
20.832
19,5
-16,1
-40,4
-26,3
2,4
-0,01
-19,1
-18,8
3,4
95,6
-6,5
34,3
-18,3
-271,1
-0,4
Año móvil(3)
GWh
% 16/15
Acumulado anual
GWh % 16/15
8.387
8.578
4.314
3.139
11.694
804
214
642
4.115
394
42.281
-1.530
-181
1.804
42.374
28,1
-13,9
-45,0
-21,7
7,7
-16,4
-41,7
-12,0
0,4
46,2
-7,4
49,4
-18,9
-320,5
-2,8
32.648
53.369
47.396
24.464
48.537
7.665
4.931
4.529
25.094
2.010
250.644
-5.026
-1.291
2.489
246.815
-14,6
-4,0
2,8
8,6
-1,1
-4,3
-4,1
-3,5
0,3
-1,6
3,4
-3,3
-166,2
0,9
(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.
(2) Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de potencia eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, otras renovables, cogeneración y residuos.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.
(5) Incluye biogás, biomasa, hidráulica marina y geotérmica. Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el 31/12/2014.
(6) Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el 31/12/2014.
(7) Generación incluída en otras renovables y cogeneración hasta el 31/12/2014.
(8) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.
(9) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.
2.2 Estructura de la potencia instalada
a 29 de febrero
Nuclear 7,5 %
2.3
Solar térmica 2,3 %
Carbón
10,0 %
Residuos
0,7 %
Ciclo
combinado
24,8 %
Cogeneración
6,7 %
(1) Incluye la potencia de bombeo puro.
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Hidráulica
(1)
20,2 %
Solar
fotovol.
4,4 %
Estructura de la generación.
Febrero
Nuclear 19,6 %
Carbón
8,7 %
Residuos
1,2 %
Hidráulica (1)
19,7 %
Solar
fotovol.
2,3 %
Eólica
30,2 %
Eólica
22,7 %
Otras
renovables 0,7 %
Solar térmica 0,8 %
Ciclo combinado
6,3 %
Otras
renovables
1,3 %
Cogeneración
9,9 %
(1) No incluye la generación bombeo.
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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
F
3.2
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)
Febrero 2016
GWh % 16/15
20.832
Demanda (b.c.)
Efectos: Laboralidad
Temperatura
Demanda corregida
3.3
-0,4
3,8
-3,3
-0,9
Acumulado anual
GWh % 16/15
42.374
-2,8
1,8
-2,5
-2,1
GWh
Año móvil
%16/15
246.815
0,9
0,3
-0,5
1,0
Variación de la demanda mensual
Demanda (b.c.)
Demanda corregida
12
%
10
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
-10
-12
F
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3.4
Variación de la demanda. Año móvil
Demanda (b.c.)
Demanda corregida
%
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
2012
3.5
2013
2015
2014
2016
Temperaturas 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
Invierno (enero-mayo / octubre-diciembre)
Demanda horaria (MWh)
17 febrero (19-20 h)
Febrero
2016
18 febrero
785
38.094
17 febrero (19-20 h)
2016
18 febrero
785
4 febrero (20-21 h)
21 julio (13-14 h)
2015
20 enero
21 julio
4 febrero (20-21 h)
17 julio (13-14 h)
2014
11 febrero
17 julio
38.666
37.020
44.876
40.934
40.000
Verano (junio-septiembre)
Demanda diaria (GWh)
38.094
40.324
39.928
50.000
J
17 diciembre 2007 (19-20 h)
19 julio 2010 (13-14 h)
30.000
20.000
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10.000
0
821
814
797
755
18 diciembre 2007
20 julio 2006
Histórico
0
200
906
822
400
600
800
1.000
pág. 04 de 33
4. Cobertura de la demanda
4.1
Estructura de la cobertura
de la demanda
100 %
0,6
8,9
90
80
27,3
70
1,5
0,9
2,2
1,2
9,9
1,3
0,8
2,3
0,6
9,1
24,2
30,2
1,6
0,8
2,1
1,0
9,8
1,6
0,5
2,0
28,4
Hidráulica
(1)
Solar fotovoltaica
Nuclear
Solar térmica
Carbón
Otras renovables
Ciclo combinado
Cogeneración
Eólica
Residuos
60
7,9
50
13,5
40
30
21,7
20
10
15,5
8,9
7,6
6,3
8,7
17,5
19,6
(1) No incluye la generación bombeo.
10,5
20,8
22,2
19,7
13,0
17,8
0
Feb.
2015
4.2
Feb.
2016
Feb-Feb.
2015
Feb-Feb.
2016
Cobertura de la máxima demanda
horaria.
17 de febrero (19-20 h). 38.094 MWh
Saldo intercambios
internacionales
2,6 %
Solar térmica
0,4 %
Hidráulica(1)
23,5 %
Nuclear
16,3 %
Eólica
18,3 %
Carbón
15,3 %
Otras
renovables
1,1 %
Ciclo
combinado
12,8 %
(1) No incluye la generación bombeo.
Cogeneración
9,7 %
4.3
Cobertura de la máxima
demanda horaria (MWh)
04/02/2015 17/02/2016
(19-20 h)
(20-21 h)
Hidráulica convencional
5.773
8.681
Turbinación bombeo
750
1.684
Hidráulica
6.523
10.365
Nuclear
6.079
6.033
Carbón
5.501
5.648
Ciclo combinado
4.043
4.725
Eólica
14.068
6.744
Solar fotovoltaica
23
0
Solar térmica
58
152
Otras renovables
557
414
Cogeneración
3.380
3.269
Residuos(1)
0
281
Generación
40.232
37.632
Consumos en bombeo
0
-276
Enlace Península-Baleares(2)
-265
-235
Saldo Andorra
-36
-18
Saldo Francia
-266
-1.200
Saldo Portugal
1.511
2.992
Saldo Marruecos
-850
-800
Saldos interc. internacionales (3)
359
974
Diferencias por regulación
-2
Demanda (b.c.)
40.324
38.094
(1) Desglose horario no disponible para 2015.
(2) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del
sistema.
(3) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.
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5. Producción hidroeléctrica
5.1
Evolución de la energía hidroeléctrica
Periodo anterior
Periodo actual
GWh
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
F
5.2
M
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M
J
J
A
S
D
N
D
E
F
Desglose de la producción hidroeléctrica
Hidráulica convencional
Generación bombeo
GWh
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
F
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F
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Producible hidroeléctrico diario(1)
5.3
Seco
Producible medio histórico
Húmedo
Producible diario
GWh
560
420
280
140
145
106
98
88
71
29
0
F
M
A
M
J
J
46
20
14
A
71
S
O
N
97
124
D
E
145
F
(1) Incluye todas aquellas unidades que pertenecen a alguna unidad de gestión hidráulica (UGH).
5.4
Producible hidráulico(1)
Producible hidroeléctrico (GWh)
Índice de producible
Probabilidad de ser superado (%)
Febrero 2016
Acumulado Año
Año móvil
4.360
1,04
35,8
9.663
1,20
29,5
23.138
0,84
70,6
(1) Incluye todas aquellas unidades que pertenecen a alguna unidad de gestión hidráulica (UGH).
5.5
Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 29 de febrero por cuencas hidrográficas
2.051
80,5
860
Norte:
4.879 MW
1.207
94,6
1.404
Duero: 83,5
3.887 MW
1.612
66,5
3.013
96,5
83
56,6 34,0
Ebro-Pirineo: 3.425 MW
1.217
Tajo-Júcar-Segura:
32,1 4.349 MW
Guadiana: 226 MW
450
96
53,9
53,0
Guadalquivir-Sur:
1.025 MW
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Régimen
Anual
Régimen
Total
Hiperanual
Reservas (GWh)
6.369
6.232
12.601
Llenado (%)
71,0
65,1
68,0
609
91,0
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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
2012
2013
2014
2015
2016
Máximo y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.
5.7
Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen anual
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
2012
2013
2014
2015
2016
Máximo y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.
5.8
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
2012
2013
2014
2015
2016
Máximo y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.
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6. Producción térmica
6.1
Evolución de la producción térmica
Periodo anterior
Periodo actual
GWh
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
F
6.2
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Producción térmica por tecnología
Potencia
MW
Nuclear
Carbón
Ciclo combinado (2)
Producción térmica
7.573
10.022
24.948
42.543
Febrero 2016
GWh % 16/15
3.962
1.753
1.264
6.979
-16,1
-40,4
-26,3
-25,6
Año móvil (1)
GWh % 16/15
Acumulado anual
GWh % 16/15
8.578
4.314
3.139
16.031
-13,9
-45,0
-21,7
-26,5
53.369
47.396
24.464
125.229
-4,0
2,8
8,6
0,8
(1) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
(2) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.
Indisponibilidad media horaria mensual
6.3
Permanente
No prevista
Prevista
MWh/h
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
F
M
A
M
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J
J
A
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O
N
D
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6.4
Comportamiento del equipo térmico
Disponibilidad (%)
Permanente
Nuclear
Carbón
Ciclo combinado
Total
6.5
79,9
93,2
92,8
90,6
Febrero 2016
Indisponibilidad (%)
No Prevista
Prevista
6,0
0,0
0,0
1,1
5,3
6,8
5,9
6,0
Disponibilidad (%)
Permanente
8,8
0,0
1,3
2,3
80,9
90,3
92,6
90,0
6,0
1,0
0,0
1,3
Acumulado año
Indisponibilidad (%)
No Prevista Prevista
2,6
8,3
5,8
5,8
10,5
0,4
1,5
2,8
Potencias máximas indisponibles por tipo de indisponibilidad
Fecha
Tipo indisponibilidad (MW)
Total
Permanente No prevista
Prevista
Indisponib./
Demanda Potencia neta
(MWh)
térmica (%)
Febrero:
Indisponibilidad máxima no prevista
Indisponibilidad en la punta de demanda
Indisponibilidad máxima total
08/02/2016 (10-11 h)
17/02/2016 (19-20 h)
08/02/2016 (10-11 h)
455
455
455
3.889
1.935
3.889
1.269
1.269
1.269
5.613
3.659
5.613
34.677
38.094
30.758
13,2
8,6
13,2
Año:
Indisponibilidad máxima no prevista
Indisponibilidad en la punta de demanda
Indisponibilidad máxima total
19/01/2016 (09-10 h)
17/02/2016 (19-20 h)
19/01/2016 (09-10 h)
661
455
661
3.950
1.935
3.950
1.412
1.269
1.412
6.024
3.659
6.024
36.255
38.094
36.255
14,0
8,6
14,0
Históricos:
Indisponibilidad máxima no prevista
Indisponibilidad en la punta de demanda
Indisponibilidad máxima total
28/11/2009 (11-12 h)
17/12/2007 (19-20 h)
12/11/2007 (09-10 h)
748
547
1.079
7.818
1.905
5.046
944 9.510
488 2.940
6.399 12.524
29.476
44.876
35.092
21,6
6,8
28,6
6.6
Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico
Nuclear
Carbón
Ciclo combinado
MW
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
1
41
81
121
161
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
201
241
281
321
361
401
441
481
521
561
601
641
681 696
Horas
pág. 10 de 33
7. Producción energía renovable (1)
(1) Incluye eólica, hidráulica convencional, solar fotovoltaica, solar térmica y otras renovables. No incluye la generación bombeo.
7.1
Evolución de la energía renovable
Periodo anterior
Periodo actual
GWh
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
F
7.2
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Estructura de la generación de energía renovable
Febrero
2016
Solar fotovol.
4,3 %
Acumulado
año
Solar
térmica
1,4 %
Eólica
55,6 %
Otras
renovables
2,4 %
Hidráulica
36,3 %
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Solar fotovol.
3,9 %
Solar
térmica
1,0 %
Otras
renovables
3,1 %
Eólica
56,6 %
Hidráulica
35,4 %
pág. 11 de 33
8. Intercambios internacionales
8.1
Saldo físico de intercambios por frontera
Francia
Andorra
Portugal
Total
Marruecos
2.100
GWh
1.800
Importador
1.500
1.200
900
600
300
0
-300
-600
-900
-1.200
-1.500
-1.800
Exportador
-2.100
F
8.2
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Intercambios internacionales programados por tipo de transacción e interconexión (GWh)
Mercados (MD+MI) +
Contratos bilaterales
Andorra
Francia (1)
Marruecos
Portugal
Total
Import.
965
1.079
2.044
Export.
-24
-561
-420
-39
-1.044
Servicios
transfonterizos
de balance (1)
Import. Export.
-16
2
-22
2
-38
Acciones
coordinadas
de balance
Import. Export.
0
0
Intercambios
de
apoyo
Import. Export.
0
0
Total
Import. Export.
Saldo
-24
965
-577
-420
1.081
-61
2.046 -1.082
-24
387
-420
1.020
964
Desde el 13 de mayo de 2014 quedan totalmente acoplados los mercados del Suroeste y del Noroeste de Europa (SWE y NWE, respectivamente). Desde ese día el intercambio con Francia pasa
en el horizonte diario a ser asignado de forma implícita mediante el sistema de acoplamiento de mercados, PCR, en sustitución de las subastas explícitas diarias coordinadas aplicadas desde
2006. Se siguen manteniendo en la frontera con Francia las subastas para el resto de horizontes.
(1) Desde junio de 2014 funcionan los servicios transfonterizos de balance en la región Suroeste de Europa (SWE), que usan la capacidad de intercambio entre sistemas que queda vacante tras
el ajuste de los programas de intercambios comerciales en el horizonte intradiario.
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
pág. 12 de 33
8.3
Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activados
por los sistemas eléctricos externos
Energía activada por el sistema eléctrico portugués
Precio de la energía activada por el sistema
eléctrico portugués
€/MWh
120
100
80
60
40
20
0
0
20
40
60
80
100
120
8.4
Energía activada por el sistema eléctrico francés
Precio de la energía activada por el sistema
eléctrico francés
MWh
Importación
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Exportación
24.000
20.000
16.000
12.000
8.000
4.000
0
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
24.000
Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activados
por el sistema eléctrico español a través de la interconexión con Francia
Energía activada por el sistema eléctrico español
€/MWh
120
100
80
60
40
20
0
0
20
40
60
80
100
120
8.5
Precio de la energía activada por el sistema
eléctrico español
MWh
Importación
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Exportación
24.000
20.000
16.000
12.000
8.000
4.000
0
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
24.000
Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activados
por el sistema eléctrico español a través de la interconexión con Portugal
Energía activada por el sistema eléctrico español
€/MWh
120
100
80
60
40
20
0
0
20
40
60
80
100
120
Precio de la energía activada por el sistema
eléctrico español
MWh
Importación
F
M
A
M
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Exportación
24.000
20.000
16.000
12.000
8.000
4.000
0
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
24.000
pág. 13 de 33
9. Mercado eléctrico
9.1
Día
L
M
X
J
V
S
D
L
M
X
J
V
S
D
L
M
X
J
V
S
D
L
M
X
J
V
S
D
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
L
29
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
46,05
51,21
40,96
32,68
44,74
45,40
24,13
33,78
30,69
25,87
30,68
30,48
24,95
19,15
28,47
34,45
45,14
36,51
39,08
43,11
39,19
48,45
38,02
36,88
32,34
32,98
13,89
14,61
20,73
42,87
46,46
40,13
28,86
40,36
39,82
21,21
27,65
25,34
21,79
28,24
28,80
19,03
18,27
19,71
25,04
42,43
32,70
34,71
40,86
30,33
42,07
35,09
30,27
29,44
31,20
13,19
11,98
16,02
40,25
45,69
35,57
24,53
37,57
35,48
19,14
23,10
21,12
21,46
27,64
26,85
16,13
13,83
16,52
23,08
37,77
32,87
33,92
37,61
23,95
39,80
29,24
29,37
24,63
31,27
12,06
10,35
13,49
38,70
44,79
35,66
25,76
37,36
36,62
18,39
22,09
16,27
21,74
27,12
26,31
15,94
16,19
14,90
20,37
35,13
27,38
30,33
35,40
19,01
38,74
26,03
25,66
20,31
28,42
11,80
10,16
12,91
37,71
44,36
34,89
24,40
37,29
36,59
16,62
20,47
16,19
21,93
26,98
23,51
13,94
15,61
14,42
21,68
34,46
26,74
29,67
33,36
17,93
38,03
26,22
25,23
18,15
29,05
11,55
9,64
13,01
40,14
45,38
34,83
29,14
37,92
36,53
16,44
24,63
20,53
24,24
28,80
25,16
14,17
15,77
16,42
24,31
35,27
28,88
34,33
33,00
21,11
39,81
30,94
28,02
21,14
30,30
11,13
9,78
14,74
44,79
48,03
36,79
33,10
41,32
36,75
16,04
31,46
26,44
29,82
35,81
30,09
15,79
14,99
20,14
35,27
44,78
39,92
38,67
34,97
19,30
43,96
35,80
32,43
31,61
35,04
12,25
10,06
21,68
54,94
48,79
42,70
40,47
45,19
34,12
16,34
41,08
35,20
36,49
43,07
30,92
16,87
14,54
33,06
44,25
49,21
49,96
49,86
37,56
18,17
54,69
41,64
41,03
36,00
40,18
11,93
10,51
29,78
58,63
54,11
45,60
45,24
46,48
36,13
18,73
45,02
39,73
40,55
52,88
36,61
15,47
14,99
38,18
48,28
55,15
54,15
54,11
41,26
21,52
59,06
46,12
44,17
43,31
45,34
13,38
12,62
34,32
56,96
55,02
45,17
45,58
47,76
42,40
22,82
44,98
38,73
41,19
52,63
38,84
17,16
16,42
38,13
51,34
57,71
56,03
54,38
42,48
32,60
61,38
48,28
47,50
43,69
42,21
13,95
12,37
35,00
57,29
56,40
45,91
47,20
49,85
43,22
25,29
46,52
36,88
42,66
50,28
40,19
20,18
16,71
37,12
48,49
56,96
58,93
54,79
43,72
34,33
60,64
50,05
46,99
44,10
42,65
15,60
14,97
36,45
53,22
55,72
45,39
47,14
48,99
43,01
24,96
46,46
38,21
42,13
45,91
39,81
18,95
19,32
34,47
46,38
53,22
53,14
52,40
41,99
34,62
58,25
44,10
44,26
40,04
38,69
14,60
14,47
31,92
49,21
55,91
44,68
47,40
49,23
35,77
25,60
46,66
37,31
40,57
44,03
38,60
17,17
16,80
30,75
43,90
49,19
50,04
50,81
42,10
33,41
52,13
44,89
41,82
39,69
37,23
13,70
13,90
31,23
53,43
54,75
45,12
47,96
49,05
36,81
23,12
44,95
37,77
36,42
42,82
36,16
18,09
15,73
29,51
41,51
47,71
47,10
49,29
42,15
35,54
49,01
42,99
38,16
36,53
33,29
13,89
13,69
30,35
53,23
53,68
43,52
46,12
48,23
32,68
21,35
44,70
36,62
36,17
41,71
33,08
16,56
16,47
26,64
40,75
44,84
47,56
48,46
41,78
34,74
46,57
42,10
35,89
34,46
32,07
15,07
13,15
29,90
51,96
53,35
41,95
46,28
47,47
28,88
21,78
44,67
36,22
36,15
37,79
32,99
15,06
16,22
26,84
41,40
44,59
46,40
45,35
39,55
30,43
41,33
42,13
32,64
34,19
30,57
13,49
12,69
27,06
53,42
51,41
41,97
47,71
47,88
27,06
27,31
44,68
36,52
37,26
40,31
33,28
15,37
16,15
28,14
42,96
44,43
46,76
44,88
39,06
27,38
40,99
42,12
36,18
34,26
29,60
11,31
12,86
29,01
56,67
49,34
42,95
48,54
48,67
28,01
28,83
45,98
36,25
41,05
44,95
33,83
16,53
16,55
30,10
49,92
46,99
48,92
48,46
41,19
31,93
43,43
43,71
41,47
39,44
31,22
13,14
13,13
29,44
60,54
51,86
49,76
55,72
52,47
32,20
36,30
48,01
41,73
46,98
53,51
37,02
19,12
19,01
38,35
68,55
53,19
57,04
55,73
47,40
44,24
54,33
50,82
53,19
47,62
33,93
15,34
15,48
39,38
66,86
56,06
48,58
57,98
56,47
36,27
38,61
49,97
45,22
52,43
54,28
41,49
27,48
24,31
49,48
67,71
59,76
64,17
60,66
51,44
54,33
58,11
57,31
58,17
60,69
46,32
21,43
22,66
55,92
68,19
55,97
48,34
61,09
55,45
38,61
56,88
51,40
41,31
49,85
48,53
41,22
29,01
28,62
49,11
65,36
57,55
59,27
61,22
52,42
62,89
59,40
59,78
51,73
54,36
45,48
21,66
25,25
52,63
65,72
52,35
43,65
57,63
49,62
38,85
43,75
47,23
36,13
43,95
44,13
36,84
29,07
27,73
40,92
62,57
51,94
55,99
58,75
49,85
63,11
54,65
54,52
47,32
42,23
39,59
22,08
27,42
47,80
55,48
45,09
42,41
48,87
45,69
32,52
37,42
39,36
33,30
40,39
39,21
32,29
23,17
25,62
35,10
50,26
46,50
48,29
50,78
43,92
54,85
44,91
46,37
41,12
40,12
30,89
16,94
21,48
41,57
51,10
41,70
41,21
45,86
45,52
30,56
33,47
36,04
33,47
37,16
35,88
30,65
21,95
22,94
27,59
44,02
43,57
43,30
43,57
40,02
48,64
41,19
42,56
38,52
37,02
24,62
14,80
17,37
34,00
Percentiles del 33% de los valores registrados en el mes. Fuente CNMC
9.2
Precio final medio
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10
Desde 43,72 a 68,55
Desde 9,64 a 31,51
Máximo: 68,55
Desde 31,51 a 43,72
€/MWh
38,09
2,01
39,46
2,01
38,28
2,01
3,13
4,29
3,29
4,20
4,18
4,21
Mercado diario
Servicios de ajuste del OS
28,80
Mercado intradiario
Pagos por capacidad
-0,03
Servicio interrumpibilidad
0,01
28,78
28,97
-0,03
Mercado libre
9.3
Mínimo: 9,64
Mercado regulado
Demanda peninsular
Repercusiones de los servicios de ajuste del OS en el precio final medio
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
€/MWh
4,20
0,18
4,18
0,17
4,21
0,18
1,13
1,13
1,13
0,25
0,13
0,27
0,25
0,14
0,14
Restricciones técnicas PBF
Desvíos
2,66
2,62
2,66
Restricciones tiempo real
Excedentes desvíos
-0,06
-0,06
-0,06
-0,09
-0,09
-0,09
Reserva de potencia
Control del factor
de potencia
Banda
Mercado libre
Mercado regulado
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
Demanda peninsular
pág. 14 de 33
9.4
Mercado diario: precio y energía
€/MWh
120
Precio medio
Banda de precios
Energía diaria
MWh
1.200.000
100
1.000.000
80
800.000
60
600.000
40
400.000
20
200.000
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
Fuente: OMIE
9.5
Mercado diario: participación de cada tecnología en la fijación del precio marginal
Nº horas
24
Hidráulica
Bombeo
Ciclo Combinado
Térmica
convencional
Mibel importación desde
sistema eléctrico español
Importaciones
internacionales
Mibel importación desde
sistema eléctrico portugués
Renovables, cogeneración
y residuos
20
36,2%
16
17,5%
1,7%
0,1%
15,4%
12
8
4
29,1%
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 Feb.
Fuente: OMIE
9.6
Mercado intradiario: precio y energía
€/MWh
180
Precio medio
Banda de precios
Precio medio mercado diario
Energía diaria
MWh
180.000
150
150.000
120
120.000
90
90.000
60
60.000
30
30.000
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
Fuente: OMIE
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
pág. 15 de 33
9.7
Repercusión de las restricciones técnicas y los mercados de ajuste
en el precio final medio
Banda
Restricciones técnicas PBF
Restricciones tiempo real
Reserva de potencia
Desvíos
Excedentes desvíos
Control del factor de potencia
€/MWh
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
F
9.8
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Energía y precios medios ponderados gestionados por el operador del sistema(1)
Energía (MWh)
a subir
a bajar
863.638
231.935
675
141.676
194.700
113.499
38.614
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
Precio (€/MWh)
a subir
a bajar
5.780
509
72.172
143.598
34.229
81.058
88,62
23,18
38,53
25,36
38,56
42,76
37,35
88,32
17,34
10,84
16,17
7,52
(1) No incluye las energías asociadas a los servicios transfronterizos de balance.
(2) Energía incrementada o reducida en la fase 1 de solución de restricciones técnicas del PDBF (P.O.3.2).
(3) Volumen total mensual (MW). Precio horario medio (€/MW).
(4) Potencia horaria media (MW). Precio horario medio (€/MW).
9.9
Energía programada por restricciones técnicas (Fase 1)
MWh
1.200.000
A subir
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
0
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
200.000
400.000
600.000
800.000
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
A bajar
pág. 16 de 33
9.10
Solución de restricciones técnicas (Fase 1)
Precio medio
a subir
Restricciones
técnicas PBF
€/MWh
Precio medio
mercado diario
Precio medio
a bajar
MWh
360
48.000
A subir
300
40.000
240
32.000
180
24.000
120
16.000
60
8.000
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
0
0
60
8.000
120
16.000
180
24.000
A bajar
240
9.11
32.000
Reserva de potencia adicional a subir asignada
Precio medio ponderado
Volumen diario
€/MW
120
MW
60.000
100
50.000
80
40.000
60
30.000
40
20.000
20
10.000
0
0
1
9.12
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
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
0
250
500
750
1.000
A bajar
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
1.250
pág. 17 de 33
9.13
Energía gestionada en los mercados de ajuste
Regulación terciaria
Regulación secundaria
Gestión de desvios
Restricciones en tiempo real
MWh
1.200.000
A subir
900.000
600.000
300.000
0
F
0
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
300.000
600.000
900.000
A bajar
1.200.000
9.14
Regulación secundaria
Energía a subir
€/MWh
120
100
80
60
40
20
0
0 1
20
40
60
80
100
120
9.15
2
3
4
5
6
Energía a bajar
7
8
9
Precio medio a subir
Precio medio a bajar
MWh
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
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
Gestión de desvíos
€/MWh
120
100
80
60
40
20
0
0 1
20
40
60
80
100
120
Energía a subir
2
3
4
5
6
Energía a bajar
7
8
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
9
Precio medio a subir
Precio medio a bajar
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
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
60.000
pág. 18 de 33
9.16
Regulación terciaria
Energía a subir
€/MWh
120
100
80
60
40
20
0
0 1
20
40
60
80
100
120
9.17
2
3
4
5
6
Energía a bajar
7
8
9
Precio medio a subir
Precio medio a bajar
MWh
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
Restricciones en tiempo real
€/MWh
420
360
300
240
180
120
60
0
0 1
60
120
180
240
300
360
420
9.18
Energía a subir
2
3
4
5
6
Energía a bajar
7
8
9
Precio medio a subir
Precio medio a bajar
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29
MWh
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
Desvíos netos medidos por tecnologías
Comercializadores
Resto generación
Eólica
Solar
Importaciones
Exportaciones
Desvíos entre sistemas
MWh
A subir
60.000
40.000
20.000
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
0
20.000
40.000
A bajar
60.000
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
pág. 19 de 33
9.19
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
9.20
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
Desvío netos medidos a subir
por tecnologías
Desvíos entre
sistemas
3,9 %
Desvíos netos medidos a bajar
por tecnologías
Comercializadores
49,3 %
Solar
6,3 %
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
Comercializadores
15,6 %
Exportaciones
0,1 %
Exportaciones
0,3 %
Eólica
27,8 %
Desvíos entre
sistemas
3,6 %
Restos
generación
12,4 %
Solar
13,3 %
Eólica
43,6 %
Restos
generación
23,8 %
pág. 20 de 33
10. Gestión de la red de transporte
10.1
Instalaciones de la red de transporte
Líneas aéreas
Cable submarino
Cable subterráneo
Subestaciones
Transformación
Longitud (km de circuito)
Longitud (km de circuito)
Longitud (km de circuito)
Posiciones
Número de unidades
Capacidad (MVA)
Número de unidades
Capacidad (MVAr)
Número de unidades
Capacidad (MVAr)
Reactancias
Condensadores
10.2
400 kV
≤ 220 kV
Total
21.062
29
88
1.442
152
79.208
49
7.100
2
200
18.212
236
499
3.120
1
63
54
3.414
11
1.100
39.274
265
587
4.562
153
79.271
103
10.514
13
1.300
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
F
10.3
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
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
F
M
A
M
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
J
J
A
S
O
N
D
E
F
pág. 21 de 33
10.4
Disponibilidad de la red de transporte
Disponibilidad de la red de transporte
10.5
Febrero 2016 Acumulado anual
%
%
99,02
99,38
Año móvil
%
98,10
Acumulado anual
%
0,29
0,19
0,13
0,01
0,09
0,00
0,62
Año móvil
%
0,66
1,09
0,14
0,01
0,16
0,00
1,90
Causas de indisponibilidad de la red de transporte
Febrero 2016
%
0,50
0,31
0,16
0,01
0,11
0,00
0,98
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 (1)
Total (2)
(1) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.
(2) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
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
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Datos provisionales pendientes de auditoría.
10.7
Calidad de servicio: ENS y TIM de la red de transporte
Energía no suministrada (MWh)
Tiempo de interrupción medio (min.)
Febrero 2016
Acumulado anual
Año móvil
7,10
0,014
8,60
0,018
61,14
0,760
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
pág. 22 de 33
10.8
Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte
Periodo anterior
Periodo actual
MWh
140
120
100
80
60
40
20
0
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
10.9
Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte
Periodo anterior
Periodo actual
Minutos
0,25
0,20
0,15
0,10
0,5
0
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
pág. 23 de 33
11. Sistema eléctrico Islas Baleares
11.1
Balance de energía eléctrica Islas Baleares (1)
Potencia(2)
MW
Carbón
Motores diesel
Turbina de gas
Fuel + gas
Ciclo combinado(4)
Generación auxiliar(5)
Eólica
Solar fotovoltaica
Otras renovables(6)
Cogeneración(7)
Residuos(8)
Generación
Enlace Peninsular-Baleares(9)
Demanda transporte (b.c.)
468
182
605
787
858
4
78
2
11
75
2.283
(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.
(2) Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los
datos de eólica, solar fotovoltaica, otras renovables, cogeneración y residuos.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.
(5) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas
para cubrir un déficit de generación.
11.2
Estructura de potencia instalada
Islas Baleares a 29 de febrero 2016
Eólica 0,2 %
Residuos 3,3 %
Cogeneración
0,5 %
Solar fotovol.
3,4 %
Otras
renovables
0,1 %
Carbón
20,4 %
Motores
diesel
8,0 %
Ciclo
combinado
37,6 %
11.4
Turbina
de gas 26,5 %
Febrero 2016
MWh % 16/15
105.051
63.223
15.843
79.066
105.753
0
693
7.563
119
3.221
9.861
311.325
91.364
402.689
-38,8
16,3
-51,4
-9,1
180,8
-0,5
4,9
-30,4
27,5
-28,6
-2,9
-18,3
-6,9
Acumulado anual
MWh % 16/15
220.198
101.666
63.509
165.175
198.753
0
1.223
14.630
295
6.523
26.990
633.786
180.577
814.364
Año móvil (3)
MWh % 16/15
-37,5 1.732.976
-8,2
720.625
-8,1
576.564
-8,2 1.297.189
165,2
933.043
10.582
-5,8
5.244
3,8
123.098
-26,3
1.868
14,8
32.392
-16,0
297.042
-4,1 4.433.434
-18,9 1.290.884
-7,8 5.724.318
-21,5
7,7
-3,6
2,4
120,1
37,5
-11,3
0,4
-8,8
-87,3
2,6
-3,3
1,2
(6) Incluye biogás y biomasa. Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el
31/12/2014.
(7) Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el 31/12/2014.
(8) Generación incluída en otras renovables y cogeneración hasta el 31/12/2014.
(9) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.
11.3 Cobertura de la demanda.
Islas Baleares. Febrero 2016.
Solar fotovol. 1,9 %
Eólica 0,2 %
Residuos 2,4 %
Cogeneración
0,8 %
Ciclo
combinado
26,3 %
Enlace
PenínsulaBaleares
22,7 %
Turbina
de gas 3,9 %
Motores diesel
15,7 %
Carbón
26,1 %
Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)
Febrero 2016
MWh % 16/15
Demanda (b.c.)
Efectos: Laboralidad
Temperatura
Demanda corregida
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
402.689
-6,9
3,1
-9,8
-0,2
Acumulado anual
MWh % 16/15
814.364
-7,8
2,0
-8,6
-1,3
MWh
Año móvil
%16/15
5.724.318
1,2
0,4
-1,0
1,8
pág. 24 de 33
11.5
Variación de la demanda mensual
Demanda (b.c.)
Demanda corregida
%
18
15
12
9
6
3
0
-3
-6
-9
-12
-15
-18
F
11.6
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Variación de la demanda. Año móvil
Demanda corregida
Demanda (b.c.)
5
%
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
2012
11.7
2013
2015
2016
Máxima demanda horaria y diaria Islas Baleares
Demanda horaria (MWh)
840
17 febrero (20-21h)
Febrero
2016
840
17 febrero (20-21h)
2016
29 febrero
6 febrero (20-21h)
29 julio (13-14h)
2015
6 febrero
29 julio
31 diciembre (19-20h)
11 agosto (21-22h)
2014
1 octubre
11 agosto
969
906
1.150
1.111
1.226
1.200
1.000
8 enero 2009 (19-20h)
12 agosto 2008 (21-22h)
800
600
400
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
200
29 febrero
15.244
15.244
18.318
24.552
16.521
23.152
20.030
8 enero 2009
29 julio 2015
Histórico
0
Demanda diaria (MWh)
Verano (junio-septiembre)
Invierno (ene.-may./oct.-dic.)
1.205
1.400
2014
0
5.000
24.552
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
pág. 25 de 33
11.8
Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
Febrero 2016 Acumulado anual
%
%
94,05
94,51
Disponibilidad
Año móvil
%
96,27
Datos provisionales pendientes de auditoría.
11.9
Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
Acumulado anual
%
0,23
5,05
0,21
0,00
0,00
0,00
5,49
Febrero 2016
%
0,48
5,35
0,12
0,00
0,00
0,00
5,95
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 (1)
Total (2)
Año móvil
%
0,76
2,89
0,07
0,01
0,13
0,00
3,73
(1) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.
(2) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
11.10 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Baleares
Febrero 2016
Acumulado anual
Año móvil
0,00
0,000
0,33
0,035
7,17
0,660
Energía no suministrada (MWh)
Tiempo de interrupción medio (min.)
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
11.11 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Baleares
Periodo anterior
14
Periodo actual
MWh
12
10
8
6
4
2
0
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
11.12 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Baleares
Periodo anterior
1,4
Periodo actual
Minutos
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
pág. 26 de 33
12. Sistema eléctrico Islas Canarias
12.1
Balance de energía eléctrica Islas Canarias (1)
Potencia(2)
MW
Hidráulica
Motores diesel
Turbina de gas
Turbina de vapor
Fuel + Gas
Ciclo combinado(4)
Hidroeólica
Eólica
Solar fotovoltaica
Otras renovables(5)
Cogeneración
Generación
Demanda transporte (b.c.)
1
496
557
483
1.536
864
11
151
166
3
33
2.766
(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.
(2) Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de
potencia de eólica, solar fotovoltaica, otras renovables y cogeneración.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
12.2
Estructura de potencia instalada
Islas Canarias a 29 de febrero de 2016
Eólica 5,4 %
Cogeneración
1,2 %
Hidroeólica
0,4 %
Febrero 2016
MWh % 16/15
338
176.320
18.590
208.097
403.007
220.504
1.780
44.254
16.424
847
0
687.153
687.153
Acumulado anual
MWh % 16/15
25,0
647
5,3
367.703
-35,4
37.310
18,1
437.462
8,2
842.475
-2,8
467.548
374,9
2.594
1,3
63.498
-7,6
36.009
141,9
1.709
0
3,8 1.414.480
3,8 1.414.480
Año móvil(3)
MWh % 16/15
12,6
3.658
4,8 2.224.578
-34,5
311.271
15,6 2.284.477
7,2 4.820.326
-3,2 3.197.355
228,0
10.360
-25,4
374.965
-0,3
274.147
134,4
9.034
0
1,6 8.689.845
1,6 8.689.845
(4) Utiliza fuel y gasoil como combustible principal. Incluye funcionamiento en ciclo abierto.
(5) Incluye biogás y biomasa.
12.3
Solar fotovol.
6,0 %
Cobertura de la demanda.
Islas Canarias. Febrero 2016
Solar fotovol.
2,4 %
Eólica 6,4 %
Hidroeólica
0,3 %
Otras
renovables
0,1 %
Otras
renovables
0,1 %
Motores
diesel
25,7 %
Motores
diesel
17,9 %
Ciclo
combinado
31,5 %
Turbina
de vapor 17,4 %
12.4
5,4
3,6
-13,8
11,0
5,5
-3,6
-9,2
-1,8
12,3
1,2
1,2
Turbina
de gas
20,1 %
Turbina
de gas
2,7 %
Ciclo
combinado
32,1 %
Turbina
de vapor 30,3 %
Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)
Febrero 2016
MWh % 16/15
Demanda (b.c.)
Efectos: Laboralidad
Temperatura
Demanda corregida
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
687.153
Acumulado anual
MWh % 16/15
3,8 1.414.480
3,6
-0,2
0,4
MWh
Año móvil
%16/15
1,6 8.689.845
1,5
-0,2
0,3
1,2
0,4
0,0
0,8
pág. 27 de 33
12.5
Variación de la demanda mensual
Demanda (b.c.)
Demanda corregida
%
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
F
12.6
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Variación de la demanda. Año móvil
Demanda corregida
Demanda (b.c.)
5
%
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
2012
12.7
2013
2014
2015
2016
Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias
Demanda horaria (MWh)
Verano (junio-septiembre)
Demanda diaria (MWh)
1.322
Invierno (ene.-may./oct.-dic.)
Febrero
18 febrero (20-21h)
2016
19 febrero
25.541
1.322
18 febrero (20-21h)
2016
19 febrero
25.541
5 octubre (20-21h)
12 agosto (13-14h)
2015
5 octubre
13 agosto
31 diciembre (19-20h)
16 septiembre (20-21h)
2014
28 octubre
16 septiembre
1.400
1.373
1.377
1.322
1.496
1.486
1.600 1.400 1.200 1.000
8 noviembre 2007 (19-20h)
30 julio 2007 (12-13h)
800
600
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
400
200
24 octubre 2007
10 junio 2006
Histórico
0
0
26.952
27.851
26.419
26.091
27.974
33.490
5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000
pág. 28 de 33
12.8
Disponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
Febrero 2016 Acumulado anual
%
%
97,89
98,27
Disponibilidad
Año móvil
%
96,64
Datos provisionales pendientes de auditoría.
12.9
Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
Febrero 2016 Acumulado anual
%
%
1,02
0,83
0,37
0,54
0,72
0,36
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,11
1,73
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 (1)
Año móvil
%
0,74
1,19
1,42
0,00
0,08
0,01
3,36
(1) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
12.10
Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Canarias
Febrero 2016 Acumulado anual
Energía no suministrada (MWh)
Tiempo de interrupción medio (min.)
0,00
0,000
Año móvil
2,74
0,167
31,84
1,931
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
12.11 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Canarias
Periodo anterior
70
Periodo actual
MWh
60
50
40
30
20
10
0
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
12.12
Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Canarias
Periodo anterior
4,0
Periodo actual
Minutos
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0
F
M
A
M
J
J
A
S
O
N
D
E
F
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expediente
administrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
pág. 29 de 33
13. Sistema eléctrico Ceuta
13.1
Balance de energía eléctrica de Ceuta (1)
Potencia
MW
Motores diesel
Turbina de gas
Fuel + gas
Generación
Demanda transporte (b.c.)
78
13
91
91
Febrero 2016
MWh % 16/15
17.151
1
17.152
17.152
17.152
Acumulado anual
MWh % 16/15
7,1
-99,7
5,6
5,6
5,6
34.462
1
34.463
34.463
34.463
-1,7
-99,5
-2,3
-2,3
-2,3
Año móvil (2)
MWh % 16/15
204.108
505
204.613
204.613
204.613
-3,4
64,5
-3,3
-3,3
-3,3
(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.
(2) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
13.2
Máxima demanda horaria y diaria Ceuta
Demanda horaria (MWh)
638
18 febrero (20-21h)
2016
19 febrero
638
21 enero (21-22h)
23 julio (12-13h)
2015
21 enero
28 julio
713
668
21 enero (21-22h)
1 septiembre (13-14h)
2014
21 enero
1 septiembre
672
671
35
40
36
15 diciembre 2008 (20-21h)
12 agosto 2010 (12-13h)
41
38
50
40
30
Demanda diaria (MWh)
19 febrero
35
37
37
Verano (junio-septiembre)
Invierno (ene.-may. / oct.-dic.)
Febrero
18 febrero (20-21h)
2016
20
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
10
0
723
709
2 diciembre 2008
31 agosto 2010
Histórico
0
200
400
600
800
pág. 30 de 33
14. Sistema eléctrico Melilla
14.1
Balance de energía eléctrica de Melilla (1)
Potencia(2)
MW
Motores diesel
Turbina de gas
Fuel + Gas
Solar fotovoltaica
Residuos
Generación
Demanda transporte (b.c.)
Febrero 2016
MWh % 16/15
65
12
76
0,06
2
78
16.135
0,3
16.135
0
766
16.901
16.901
Año móvil (3)
MWh % 16/15
Acumulado anual
MWh % 16/15
0,1
0,1
-0,4
0,1
0,1
32.226
0,3
32.227
4
1.740
33.970
33.970
-3,7
-99,9
-4,6
-60,0
10,0
-3,9
-3,9
202.994
278
203.272
72
8.750
212.093
212.093
0,8
-71,8
0,5
-15,3
0,5
0,5
(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.
(2) Fuente Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de potencia de solar fotovoltaica y residuos.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
14.2
Máxima demanda horaria y diaria Melilla
Demanda horaria (MWh)
34
34
39
42
35
38
40
42
50
40
638
638
2016
3 febrero
25 octubre (01-02h)
7 agosto (12-13h)
2015
21 enero
7 agosto
29 enero (20-21h)
29 agosto (13-14h)
2014
1 octubre
29 agosto
20
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016
10
0
673
782
627
728
687
14 febrero 2012
7 agosto 2015
Histórico
0
Demanda diaria (MWh)
3 febrero
17 febrero (20-21h)
14 febrero 2012 (20-21h)
7 agosto 2015 (12-13h)
30
Verano (junio-septiembre)
Invierno (ene.-may. / oct.-dic.)
Febrero
17 febrero (20-21h)
2016
200
782
400
600
800
1.000
pág. 31 de 33
15. Glosario
Acción coordinada de balance o 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
para, respetando éstos, resolver una situación de congestión identificada en tiempo real en
la interconexión.
Energía no suministrada (ENS). Es la energía no entregada al sistema eléctrico debido a
interrupciones del servicio acaecidas en la red de transporte.
Acoplamiento de mercados. Mecanismo de gestión de la capacidad de intercambio
mediante el cual se obtienen de forma instantánea los precios y posiciones netas de los
mercados diarios acoplados determinándose de forma implícita los flujos de energía resultantes
siempre respetando la capacidad de intercambio disponible.
Gestión de desvíos. El mecanismo de gestión de desvíos es un 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.
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 del Bloque de Control España, y las desviaciones de la 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).
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.
Capacidad de transformación. Es el valor convencional de la potencia aparente que se
transmite desde un sistema de tensión y corriente alterna, hacia otro sistema, a la misma
frecuencia, y generalmente de valores diferentes de tensión.
Generación neta. Producción de energía en b.a (bornes de alternador), menos la consumida
por los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores.
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.
Ciclo combinado. Tecnología de generación de energía eléctrica mediante la combinación
o superposición de dos ciclos termodinámicos en un sistema: uno, ciclo de turbina de gas
(ciclo Bryton), y otro, convencional de agua-turbina de vapor (ciclo Rankine).
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.
Cogeneración. Proceso mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y
energía térmica y/o mecánica útil.
Intercambios internacionales físicos. Intercambios de energía eléctrica medidos en el
conjunto de líneas de interconexión internacional que conectan dos sistemas 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.
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.
Condensador. Dispositivo pasivo capaz de inyectar en el sistema potencia reactiva para
reducir la caída de tensión cuando la demanda es elevada.
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.
Control del factor de potencia. Este servicio de ajuste se establece en el artículo 7 apartado
e) del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción
de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
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 en mercado regulado de suministro de referencia. Demanda de energía
eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de los consumidores peninsulares
que contratan su energía con un comercializador de referencia.
Descargo. Situación en que se encuentra una instalación de la red de transporte (línea,
transformador, barra, etc.) cuando está desconectada del resto del sistema eléctrico y, por lo
tanto, no puede circular potencia eléctrica a través de ella. Para ello el operador del sistema
de transporte permite el acceso de un tercero a una instalación para que realice algún tipo
de trabajo de mantenimiento, con el objetivo de maximizar la rentabilidad de los activos de
la red y mantenerlos en condiciones óptimas de funcionamiento.
Desvíos medidos. Diferencia entre la energía medida en barras de central y la energía
programada en el mercado.
Desvíos medidos a bajar. Los 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, y por
lo tanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia aumentando producción o reduciendo
consumo de bombeo a través de los mercados de ajuste en tiempo real.
Desvíos medidos a subir. Los 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 o aumentando
consumo de bombeo 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.
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Laboralidad. Efecto que el calendario laboral de la zona de estudio tiene sobre el consumo
de energía eléctrica.
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 organizado en el que se llevan a cabo las transacciones de
compra y venta de energía eléctrica para el día siguiente por los agentes.
Mercado intradiario. Es el mercado de ajuste, posterior al mercado diario que permite a
los agentes del mercado modificar sus tomas o entregas de energía.
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.
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.
Posición. Conjunto de elementos necesarios para conectar un circuito (línea, transformador,
reactancia, acoplamiento, banco de condensadores, etc.) a barras en las condiciones adecuadas,
cuyas funciones son maniobra, corte, medida o protección.
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.
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.
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. Dispositivo pasivo capaz de absorber del sistema potencia reactiva para aumentar
la caída de tensión cuando la demanda es reducida.
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 no peninsulares.
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Regulación terciaria. La regulación terciaria es un servicio complementario de carácter
potestativo y oferta obligatoria para las unidades habilitadas, 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 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 de regulación
terciaria se define como la variación máxima de potencia 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. Es el valor de reserva de potencia a subir que
pueda ser necesaria con respecto a la disponible en el Programa Diario Viable Provisional
(PDVP) para garantizar la seguridad en el sistema eléctrico peninsular español. La contratación
y gestión de la reserva de potencia adicional a subir es realizada por el operador del sistema
mediante un mecanismo de mercado, cuando las condiciones del sistema así lo requieren.
Reservas hidroeléctricas. Las reservas de un embalse, en un momento dado, es la 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.
Servicios complementarios. Servicios que resultan necesarios para asegurar el suministro
de energía en las condiciones adecuadas de seguridad, calidad y fiabilidad requeridas. Incluyen:
reserva de potencia adicional a subir, regulación primaria, regulación secundaria, regulación
terciaria y control de tensión de la red de transporte.
Servicios de ajuste del sistema. Son aquellos servicios gestionados por el operador del
sistema que resultan necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica en las
condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad necesarias. Los servicios de ajuste pueden tener
carácter obligatorio o potestativo. Se entienden como servicios de ajuste la solución de
restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos.
Servicio de interrumpibilidad. Herramienta de gestión de la demanda para dar una
respuesta rápida y eficiente a las necesidades del sistema eléctrico de acuerdo a criterios
técnicos (de seguridad del sistema) y económicos (de menor coste para el sistema), que consiste
en reducir la potencia activa demandada en respuesta a una orden dada por Red Eléctrica
como Operador del Sistema. De acuerdo con la normativa relativa al mecanismo competitivo
de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (Orden IET/2013/2013
y sus posteriores modificaciones) el recurso interrumpible se asigna mediante un procedimiento
de subastas, siendo el Operador del Sistema el responsable de organizar y gestionar dicho
sistema de subastas.
Servicios transfronterizos de balance. Energías de balance programadas para ser
intercambiadas entre dos sistemas eléctricos interconectados en cada período de programación,
mediante la actuación coordinada de los operadores de los sistemas eléctricos respectivos.
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Solar fotovoltaica. La generación fotovoltaica consiste en la generación de energía eléctrica
a partir de unos dispositivos semiconductores integrados en los llamados paneles fotovoltaicos
que transforman la energía en forma de radiación solar, directamente en energía eléctrica.
Solar termoeléctrica. La generación solar termoeléctrica consiste en la utilización de
procesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en
electricidad.
Solución de 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 limitación, y en su caso, la modificación de los programas de las
unidades de programación.
Solución de Restricciones técnicas PBF. Mecanismo gestionado por el operador del
sistema para la resolución de las restricciones técnicas identificadas en el programa diario
base de funcionamiento mediante la limitación, y en su caso, la modificación de los programas
de las unidades de programación y el posterior proceso de reequilibrio generación-demanda.
Subestación. Una subestación eléctrica es un nodo de interconexión de circuitos, de manera
directa o mediante transformación para conectar redes a distintos niveles de tensión. La
función principal de las subestaciones es conseguir mallar adecuadamente el sistema eléctrico.
Suministro de referencia. Régimen de suministro de energía establecido para los
consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada no superior a 10 kW.
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).
Tasa de indisponibilidad. Indica el porcentaje de tiempo durante el que las líneas de
transporte no han estado disponibles para el servicio.
Tiempo de interrupción medio (TIM). Tiempo, en minutos, que resulta de dividir la energía
no entregada al sistema debido a interrupciones del servicio acaecidas en la red de transporte
(ENS), entre la potencia media del sistema.
Transformador. Dispositivo eléctrico que permite aumentar o disminuir la tensión en un
circuito eléctrico de corriente alterna, transfiriendo la potencia de un circuito a otro, utilizando
como enlace un flujo magnético común.
Unidad de gestión hidráulica (UGH). Cada conjunto de centrales hidroeléctricas que
pertenezcan a una misma cuenca hidráulica y a un mismo sujeto titular.
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