Descargar: Boletín mensual. Septiembre 2015. Número 105.

número 105
Información elaborada con datos disponibles a 15/10/15 - Fecha de edición: 21/10/2015
1. Aspectos relevantes
Sistema peninsular
• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 19.515 GWh, representando una variación del -3,7 %
respecto a septiembre del 2014. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha
experimentado una variación del -0,7 % frente al mismo mes del año anterior.
• Este mes las temperaturas medias han sido inferiores a las del año anterior con 20,4 ºC frente a los
22,5 ºC del mismo mes del 2014. La temperatura máxima media del mes ha sido inferior en 2 ºC a la del
mismo período del año pasado.
• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 31,2 % de la
producción total, frente al 25,9 % de septiembre del 2014.
• En el mes de septiembre la producción de origen eólico ha alcanzado los 3.007 GWh, con una variación
del 41,1 % frente al mismo periodo del año anterior.
• Desde el punto de vista hidrológico septiembre ha sido un mes húmedo, con una energía producible de
685 GWh, valor superior al característico medio para un mes de septiembre.
• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de septiembre se situaron en el 47,8 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 8.864 GWh. Estas
reservas son inferiores en 8 puntos porcentuales a las existentes hace un año e inferiores en 3,3 puntos
porcentuales al mes anterior.
• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de septiembre ha sido del
93,4 %, valor superior a la del mismo mes del año anterior.
• El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 61,24 €/MWh, lo que significa una variación
del -6,3 % respecto al mes anterior y del -12,8 % frente al mismo mes del año anterior.
• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de septiembre ha experimentado una
variación del -24,2 % respecto a la gestionada el mismo periodo del año anterior, debido sobre todo a
una reducción del 20 % de la energía de restricciones técnicas.
• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de septiembre ha sido del 96,97 %,
experimentando una variación del -0,3 % respecto a la de septiembre del 2014.
• En el mes de septiembre 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 de ellos tuvo lugar en Madrid
con una energía no suministrada de 0,98 MWh. El segundo incidente se produjo en Toledo con una
energía no suministrada de 11,55 MWh.
Sistema Extrapeninsular
• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares ha variado un
-2,9 % respecto a la de septiembre del 2014. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla se han producido
variaciones del -8,1 %, 0,9 %, -5,4 % y 1,7 % respectivamente.
• En el mes de septiembre se ha producido un corte de mercado en las instalaciones de la red de
transporte de Canarias contabilizado en el cálculo de indicadores de calidad. El incidente tuvo lugar en
Gran Canaria con una energía no suministrada de 6,67 MWh.
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índice
septiembre
2015
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. 1 septiembre 2015
39.000
MW
36.000
33.000
30.000
27.000
24.000
24 horas
21.000
Balance eléctrico peninsular.
Septiembre 2015
Nuclear 24,5%
Carbón 23,1%
Ciclo combinado 9,9%
Cogeneración
y resto 11,3%
Hidráulica(1) 8,0 %
Eólica 15,1 %
Solar
fotovoltaica 3,5 %
Solar térmica 2,5 %
Térmica
renovable 2,1 %
No renovables 68,8%
Renovables 31,2%
Generación neta
Saldo
intercambios
internacionales
Consumos bombeo
Enlace PenínsulaBaleares
Demanda (b.c.)
(1) No incluye la generación bombeo.
pág. 01 de 31
2. Balance de energía eléctrica
2.1
(1)
Balance de energía eléctrica del sistema peninsular
Potencia(2)
MW
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Fuel + gas
Ciclo combinado(4)
Consumos generación(5)
Resto hidráulica(6)
Eólica
Solar fotovoltaica
Solar térmica
Térmica renovable
Cogeneración y resto
Generación neta
Consumo en bombeo
Enlace Península-Baleares(7)
Saldos intercambios internacionales(8)
Demanda transporte (b.c.)
17.791
7.866
10.972
0
25.348
2.109
22.845
4.429
2.300
984
7.098
101.742
Septiembre 2015
GWh % 15/14
1.506
5.100
4.920
0
2.039
-649
284
3.007
693
505
416
2.261
20.082
-266
-120
-181
19.515
-7,1
1,1
-19,0
-25,5
-10,6
-20,5
41,1
6,0
29,6
-1,5
0,4
-4,2
23,1
-18,5
-46,0
-3,7
Acumulado anual
GWh % 15/14
20.828
43.755
39.914
0
19.072
-5.263
4.400
36.579
6.394
4.607
3.603
19.707
193.596
-3.221
-1.071
-1.946
187.359
-28,4
2,9
26,1
20,9
10,1
-19,9
-2,2
0,1
3,4
1,4
3,1
1,5
-18,6
4,0
-33,8
2,5
Año móvil(3)
GWh
% 15/14
27.616
58.600
52.333
0
25.358
-7.045
5.977
49.796
7.801
5.111
4.767
26.182
256.496
-4.593
-1.339
-2.415
248.149
-22,6
5,5
19,9
8,6
8,9
-13,0
-5,6
-1,2
0,1
-1,0
-3,1
0,1
-11,6
2,0
-51,0
1,4
(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 resto hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, térmica renovable y cogeneración y resto.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.
(5) Consumos en generación correspondientes a la producción hidráulica, nuclear, carbón, fuel + gas y ciclo combinado.
(6) Incluye todas aquellas unidades menores de 50 MW que no pertenecen a ninguna unidad de gestión hidráulica (UGH).
(7) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.
(8) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.
2.2 Estructura de la potencia instalada
a 30 de septiembre
Nuclear 7,7 %
2.3
Solar térmica 2,3 %
Carbón
10,8 %
Estructura de la generación neta.
Septiembre
Nuclear 24,5 %
Hidráulica (1)
8,0 %
Hidráulica
(1)
19,6 %
Solar
fotovol.
3,5 %
Solar
fotovol.
4,4 %
Ciclo
combinado
24,9 %
Cogeneración
y resto 6,8 %
Eólica
22,5 %
Térmica
renovable 1,0 %
(1) Incluye la potencia de bombeo puro.
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Solar térmica 2,5 %
Eólica
15,1 %
Carbón
23,1 %
Ciclo combinado
9,9 %
Térmica
renovable
2,1 %
Cogeneración
y resto 11,3 %
(1) No incluye la generación bombeo.
pág. 02 de 31
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
S
3.2
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)
Septiembre 2015
GWh % 15/14
19.515
Demanda (b.c.)
Efectos: Laboralidad
Temperatura
Actividad económica y otros
3.3
-3,7
-0,1
-2,9
-0,7
Acumulado anual
GWh % 15/14
187.359
GWh
2,5
0,1
1,3
1,1
Año móvil
%15/14
248.149
1,4
0,1
0,8
0,4
Variación de la demanda mensual
Demanda (b.c.)
Actividad económica y otros
12
%
10
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
-10
-12
S
O
N
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E
F
M
A
M
J
J
A
S
pág. 03 de 31
3.4
Variación de la demanda. Año móvil
Demanda (b.c.)
Actividad económica y otros
%
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
2011
3.5
2012
2013
2014
2015
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)
35.683
1 septiembre (13-14 h)
40.324
39.928
Verano (junio-septiembre)
Demanda diaria (GWh)
Septiembre
2015
1 septiembre
732
4 febrero (20-21 h)
21 julio (13-14 h)
2015
20 enero
21 julio
38.666
37.020
4 febrero (20-21 h)
17 julio (13-14 h)
2014
11 febrero
17 julio
798
755
39.963
37.399
27 febrero (20-21 h)
10 julio (13-14 h)
2013
23 enero
10 julio
808
761
44.876
40.934
50.000
J
40.000
17 diciembre 2007 (19-20 h)
19 julio 2010 (13-14 h)
30.000
20.000
10.000
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0
821
814
18 diciembre 2007
21 julio 2006
Histórico
0
200
906
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
11,0
90
80
10,2
70
2,0
1,9
3,1
10,2
11,3
2,1
2,5
3,5
15,1
19,9
1,9
2,4
3,4
10,4
Hidráulica
1,9
2,4
3,3
19,1
12,7
60
9,9
8,1
(1)
Solar fotovoltaica
Nuclear
Solar térmica
Carbón
Térmica renovable
Ciclo combinado
Cogeneración y resto
Eólica
Cogeneración y resto
9,6
(1) No incluye la generación bombeo.
50
40
27,2
23,1
23,2
24,5
8,7
8,0
Sept.
2014
Sept.
2015
15,7
19,5
30
21,7
20
21,9
10
0
4.2
16,7
11,9
Ene-Sept.
2014
Ene-Sept.
2015
Cobertura de la máxima demanda
horaria.
1 de septiembre (13-14 h). 35.683 MWh
Solar térmica 4,6 %
Saldo
intercambios
intercionales
0,5 %
Hidráulica(1)
10,2 %
Solar
fotovol.
6,9 %
Nuclear
19,0 %
Eólica
10,3 %
Carbón
24,0 %
Térmica
renovable
1,5 %
Ciclo
combinado
14,2 %
(1) No incluye la generación bombeo.
Cogeneración
y resto 8,8 %
4.3
Cobertura de la máxima
demanda horaria (MWh)
Hidráulica convencional
Turbinación bombeo
Hidráulica
Nuclear
Carbón
Fuel + gas
Ciclo combinado
Resto hidráulica (1)
Eólica
Solar fotovoltaica
Solar térmica
Térmica renovable
Cogeneración y resto
Generación neta
Consumos en bombeo
Enlace Península-Baleares (2)
Saldo Andorra
Saldo Francia
Saldo Portugal
Saldo Marruecos
Saldos interc. internacionales (3)
Diferencias por regulación
Demanda (b.c.)
02/09/2014 01/09/2015
(13-14 h)
(13-14 h)
4.368
3.234
400
232
4.768
3.466
5.985
6.782
8.909
8.570
0
0
6.521
5.067
688
429
1.567
3.675
2.776
2.481
1.940
1.653
610
540
3.283
3.142
37.047
35.804
0
0
-286
-306
-15
0
1.000
300
100
705
-860
-820
225
185
-119
36.867
35.683
(1) Incluye todas aquellas unidades menores de 50 MW que no pertenecen a ninguna
unidad de gestión hidráulica (UGH).
(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 (1)
(1) Incluye todas aquellas unidades que pertenecen a alguna unidad de gestión hidráulica (UGH).
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
S
5.2
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
Desglose de la producción hidroeléctrica
Hidráulica convencional y mixta
Generación bombeo
GWh
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
S
O
N
D
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F
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A
M
J
J
A
S
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5.3
Producible hidroeléctrico diario
Seco
Producible medio histórico
Húmedo
Producible diario
GWh
400
350
300
250
200
150
145
124
100
106
98
50
98
88
71
71
29
46
0
S
5.4
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
20
A
S
Producible hidroeléctrico
Septiembre 2015
Acumulado Año
Año móvil
685
1,17
31,1
14.221
0,68
81,5
21.102
0,77
75,0
Producible hidroeléctrico (GWh)
Índice de producible
Probabilidad de ser superado (%)
5.5
14
20
Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 30 de septiembre por cuencas hidrográficas
1.137
44,6
768
Norte:
4.879 MW
1.095
84,5
632
Duero: 37,6
3.887 MW
877
36,2
2.376
76,1
63
51,3 25,9
Ebro-Pirineo: 3.425 MW
1.021
Tajo-Júcar-Segura:
26,9 4.349 MW
Guadiana: 226 MW
Régimen
Anual
Régimen
Total
Hiperanual
Reservas (GWh)
3.839
5.025
8.864
Llenado (%)
42,8
52,5
47,8
434
98
52,0
54,3
Guadalquivir-Sur:
1.025 MW
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362
54,0
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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
2011
2012
2013
2014
2015
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
7.000
Máximo estadístico
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
Mínimo estadístico
1.000
2011
2012
2013
2014
2015
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
2011
2012
2013
2014
2015
Máximo y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.
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6. Producción térmica (1)
(1) Datos correspondientes a la producción nuclear, carbón, fuel + gas y ciclo combinado.
6.1
Evolución de la producción térmica
Periodo anterior
Periodo actual
GWh
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
S
6.2
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
Producción bruta por tecnología
Potencia
MW
Nuclear
Carbón
Fuel + gas
Ciclo combinado (2)
Producción térmica
7.866
10.972
0
25.348
44.186
Septiembre 2015
GWh % 15/14
5.100
4.920
0
2.039
12.059
1,1
-19,0
-25,5
-13,0
Año móvil (1)
GWh % 15/14
Acumulado anual
GWh % 15/14
43.755
39.914
0
19.072
102.741
2,9
26,1
20,9
14,2
58.600
52.333
0
25.358
136.291
5,5
19,9
8,6
11,3
(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
S
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J
A
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6.4
Comportamiento del equipo térmico
Septiembre 2015
Indisponibilidad (%)
No Prevista
Prevista
Disponibilidad (%)
Permanente
Nuclear
Carbón
Fuel / gas
Ciclo combinado
Total
6.5
94,0
94,0
93,0
93,4
6,0
2,0
0,0
1,5
0,0
4,1
1,1
1,6
Disponibilidad (%)
Permanente
0,0
0,0
5,9
3,4
86,6
89,7
0,0
92,1
90,0
6,0
2,0
0,0
0,0
1,5
Acumulado año
Indisponibilidad (%)
No Prevista Prevista
1,8
5,2
100,0
1,6
3,1
5,6
3,1
0,0
6,3
5,4
Potencias máximas indisponibles por tipo de indisponibilidad
Fecha
Tipo indisponibilidad (MW)
Total
Permanente No prevista
Prevista
Indisponib./
Demanda Potencia neta
(MWh)
térmica (%)
Septiembre:
Indisponibilidad máxima no prevista
Indisponibilidad en la punta de demanda
Indisponibilidad máxima total
14/09/2015 (08-09 h)
01/09/2015 (13-14 h)
14/09/2015 (08-09 h)
661
661
661
3.301
593
3.301
1.353
1.209
1.353
5.316
2.463
5.316
28.442
35.683
28.442
12,4
5,7
12,4
Año:
Indisponibilidad máxima no prevista
Indisponibilidad en la punta de demanda
Indisponibilidad máxima total
28/04/2015 (10-11 h)
04/02/2015 (20-21 h)
15/05/2015 (07-08 h)
661
661
661
4.896
2.523
2.142
2.798
417
6.930
8.355
3.601
9.734
31.239
40.324
26.589
19,2
8,3
22,4
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
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
1
41
81
121
161
201
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
241
281
321
361
401
441
481
521
561
601
641
681 720
Horas
pág. 10 de 31
7. Producción energía renovable (1)
(1) Incluye eólica, hidráulica convencional, resto de hidráulica, solar fotovoltaica, solar térmica y térmica renovable. 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
S
7.2
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
Estructura de la generación de energía renovable
Septiembre
2015
Solar fotovol.
11,2 %
Acumulado
año
Solar
térmica
8,1 %
Eólica
48,4 %
Térmica
renovable
6,7 %
Hidráulica
25,5 %
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
Solar fotovol.
8,6 %
Solar
térmica
6,2 %
Térmica
renovable
4,9 %
Eólica
49,5 %
Hidráulica
30,8 %
pág. 11 de 31
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
S
8.2
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
Intercambios internacionales programados por tipo de transacción e interconexión (GWh)
Mercados (MD+MI) +
Contratos bilaterales
Andorra
Francia (1)
Marruecos
Portugal
Total
Import.
496
2
134
632
Export.
-28
-24
-373
-364
-789
Servicios
transfonterizos
de balance (1)
Import. Export.
-6
1
-12
1
-18
Acciones
coordinadas
de balance
Import. Export.
0
0
Intercambios
de
apoyo
Import. Export.
0
0
Total
Import. Export.
496
2
134
632
-28
-30
-373
-376
-807
Saldo
-28
466
-371
-242
-175
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 · Septiembre 2015
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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
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
Importación
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
Exportación
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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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
S
O
N
D
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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 31
9. Mercado eléctrico
9.1
Día
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
L
M
X
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
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
68,42
57,64
56,44
56,26
58,74
63,03
59,16
65,87
67,97
65,43
65,58
57,61
64,27
43,88
59,48
35,68
45,37
61,47
54,06
52,38
64,28
58,16
50,53
55,97
61,82
60,07
56,90
55,23
60,23
56,41
59,79
55,92
53,95
54,05
56,94
57,81
57,21
63,37
66,00
64,76
65,65
56,27
61,76
43,12
62,38
31,25
45,38
60,34
52,42
51,24
58,85
57,22
51,53
55,08
60,07
57,11
53,48
52,97
55,22
54,17
55,82
53,53
50,77
50,76
53,16
55,42
55,20
60,53
63,74
61,46
64,05
53,50
50,69
43,18
57,16
25,58
42,50
56,41
51,35
50,64
58,44
54,39
47,96
52,85
56,28
56,28
54,40
51,60
53,56
53,22
54,96
53,67
50,68
50,26
51,19
52,17
54,36
60,17
62,04
60,07
63,08
55,37
52,18
36,48
56,23
23,14
38,54
56,10
51,35
48,86
57,07
53,24
47,40
51,96
55,37
56,58
53,73
50,81
52,95
52,55
52,74
53,19
50,00
48,98
49,71
51,44
53,99
60,41
60,57
58,94
62,68
52,88
46,88
36,52
55,36
22,51
37,73
54,93
50,69
49,42
56,69
52,37
47,40
52,08
55,37
55,61
53,55
47,84
53,82
52,76
52,94
53,31
51,17
49,72
48,71
51,59
54,43
61,65
59,92
60,12
62,41
54,78
47,40
38,29
54,51
22,65
44,75
55,65
50,96
49,80
56,93
52,63
50,13
52,85
56,52
55,50
53,20
49,69
56,38
52,84
56,73
57,66
55,95
54,49
49,73
52,03
59,01
66,08
66,71
65,91
65,59
56,54
47,05
47,41
56,72
36,08
47,39
62,87
51,55
52,57
64,20
55,00
55,70
60,34
59,80
55,83
51,67
54,54
60,12
59,24
62,23
67,95
60,15
59,95
50,95
53,17
65,48
69,18
70,00
64,85
65,19
57,13
47,29
54,54
55,94
40,49
53,23
63,92
53,46
53,67
65,78
57,59
61,64
58,86
60,19
59,43
49,90
60,23
62,22
65,80
69,18
71,52
64,77
68,18
52,86
49,86
68,74
71,89
72,86
67,72
66,80
60,93
45,73
60,49
58,34
45,20
61,03
67,13
54,29
54,34
66,26
62,11
61,33
63,05
64,21
57,32
49,78
62,95
64,26
67,78
66,58
71,91
68,16
71,18
58,64
55,02
72,02
72,94
71,75
69,31
68,44
65,17
48,20
68,62
63,18
49,19
61,44
67,92
62,23
55,87
68,53
67,27
64,46
62,93
64,96
58,86
53,17
62,54
66,05
68,49
68,48
74,01
66,69
71,33
61,25
58,21
74,11
73,74
73,07
72,48
69,00
64,72
45,99
68,92
63,67
56,81
64,70
68,44
61,61
54,77
68,90
65,14
64,34
63,17
63,11
59,50
57,11
62,92
67,71
67,69
71,93
74,13
67,84
72,53
66,60
59,80
76,58
74,11
71,90
72,78
68,85
65,97
44,52
68,06
62,69
59,64
64,10
67,15
61,30
54,47
68,65
63,93
63,87
62,25
63,07
59,51
58,03
62,75
66,65
68,01
75,01
74,45
69,07
73,53
66,36
64,42
77,57
75,02
72,17
73,37
69,51
64,52
40,55
69,71
61,85
57,03
65,51
67,32
58,02
54,41
68,29
61,96
61,76
63,86
63,65
59,43
57,94
63,04
67,04
67,77
75,07
74,54
69,40
73,08
67,41
66,47
77,79
74,88
72,73
73,16
68,70
63,57
39,01
69,28
56,38
54,43
65,50
67,17
56,06
57,76
66,80
60,76
59,59
64,36
62,77
61,37
58,38
64,40
67,29
69,11
70,47
72,94
69,61
70,66
68,36
66,50
73,66
72,63
70,83
69,34
66,67
63,17
35,84
66,43
51,72
49,55
62,22
65,55
53,53
54,11
63,47
57,51
59,95
64,44
62,33
61,57
57,81
62,16
65,62
66,37
68,82
71,37
67,82
67,29
66,20
62,96
71,48
70,14
68,26
67,11
58,39
56,77
31,20
65,61
49,78
46,07
60,40
58,67
50,68
50,95
59,26
53,50
58,26
62,82
59,53
58,27
53,85
60,48
64,00
64,82
70,57
70,36
68,58
67,05
64,32
60,57
71,29
69,99
68,46
67,02
57,53
54,33
24,24
65,37
48,85
45,89
61,00
59,86
50,46
50,40
58,92
52,12
58,19
61,86
59,30
55,40
51,86
62,19
64,35
64,70
70,72
70,35
68,33
68,47
64,51
58,13
71,95
70,94
69,50
67,47
57,59
53,75
23,61
67,30
49,30
48,79
65,04
63,57
50,41
51,44
61,23
52,97
58,87
61,59
58,33
55,49
50,47
64,18
64,31
66,42
70,80
69,75
67,63
66,92
67,30
63,69
72,74
71,80
70,28
67,72
56,95
56,13
36,08
68,86
49,48
48,57
63,95
64,48
53,63
53,24
62,88
53,11
60,26
61,78
58,55
59,61
53,57
65,23
64,02
67,74
70,29
66,82
67,72
64,68
63,73
62,84
73,62
72,25
70,72
68,24
57,45
57,69
47,96
67,11
50,37
51,85
65,03
64,38
56,48
56,20
61,46
54,97
62,53
63,59
61,05
58,29
58,57
65,59
62,21
67,11
74,77
71,02
69,21
68,98
67,71
69,04
76,63
78,03
73,73
72,26
62,96
62,94
52,65
72,09
57,90
58,34
69,07
68,14
62,27
65,74
66,15
60,92
67,43
67,68
65,30
61,49
58,99
68,26
64,68
73,66
76,26
72,35
71,77
71,56
69,74
72,37
77,53
79,39
76,93
74,37
68,83
68,22
67,34
77,59
61,53
67,08
73,96
67,30
65,29
70,01
67,58
62,47
68,03
69,27
65,70
62,23
60,75
69,82
66,03
78,39
70,23
66,98
64,74
64,82
61,93
68,61
71,54
72,14
70,76
69,13
63,35
62,05
64,80
68,98
50,55
55,11
63,82
57,48
57,30
67,01
62,07
56,03
59,75
64,28
61,91
61,69
56,40
61,37
63,33
67,29
63,50
58,33
59,19
59,20
58,83
64,16
66,97
67,76
66,74
65,91
58,11
58,91
49,66
65,87
42,82
46,67
60,38
55,08
53,41
62,01
56,72
51,84
60,37
57,08
56,91
59,49
56,02
60,00
57,59
66,76
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 64,77 a 79,39
Desde 22,51 a 56,93
Máximo: 79,39
Desde 56,93 A 64,77
€/MWh
2,16
60,90
3,25
2,16
5,60
3,26
52,60
52,77
2,92
63,79
2,16
61,24
3,24
3,25
52,62
-0,03
Mercado libre
9.3
Mínimo: 22,51
-0,03
Mercado regulado
Mercado diario
Servicios de ajuste del OS
Mercado intradiario
Pagos por capacidad
Servicio interrumpibilidad
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
3,25
0,24
3,26
0,23
3,25
0,24
0,89
0,90
0,05
0,06
0,05
0,13
0,13
0,13
Restricciones técnicas PBF
Desvíos
2,09
2,08
2,09
Restricciones tiempo real
Excedentes desvíos
-0,09
-0,06
-0,08
-0,06
-0,09
-0,06
Reserva de potencia
Control del factor
de potencia
Mercado libre
Mercado regulado
0,89
Banda
Demanda peninsular
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
pág. 14 de 31
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 30
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
15,9%
20
16
32,1%
12
3,3%
12,9%
8
4
35,8%
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 Sept.
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
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
Fuente: OMIE
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
pág. 15 de 31
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
S
9.8
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
Energía y precios medios ponderados gestionados por el operador del sistema(1)
Energía (MWh)
a subir
a bajar
417.997
45.666
680
88.611
164.489
42.849
21.838
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
21.833
502
111.129
179.521
58.372
92.039
147,69
-
54,65
18,79
51,44
58,16
55,37
119,44
39,49
33,23
42,32
33,69
(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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
200.000
400.000
600.000
800.000
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
A bajar
pág. 16 de 31
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
420
48.000
A subir
350
40.000
280
32.000
210
24.000
140
16.000
70
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 30
0
0
70
8.000
140
16.000
210
24.000
A bajar
280
9.11
32.000
Reserva de potencia adicional a subir asignada
€/MW
70
Precio medio ponderado
Volumen diario
MW
70.000
60
60.000
50
50.000
40
40.000
30
30.000
20
20.000
10
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 30
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
0
250
500
750
1.000
A bajar
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
1.250
pág. 17 de 31
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
S
0
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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
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
12.000
10.000
6.000
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
7
Energía a bajar
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 30
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
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 31
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
Precio medio a subir
Precio medio a bajar
MWh
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
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
8
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 30
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
14.000
Desvíos netos medidos por tecnologías
Comercializadores
Resto generación
Eólica
Desvíos entre sistemas
Solar
Importaciones
Exportaciones
MWh
A subir
60.000
45.000
30.000
15.000
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
15.000
30.000
45.000
60.000
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
A bajar
pág. 19 de 31
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 30
Desvío netos medidos a subir
por tecnologías
0,1%
Desvíos netos medidos a bajar
por tecnologías
0,1 %
3,1%
5,3%
2,9%
12,5%
14,3%
14,7%
16,5%
64,3%
12,5%
53,7%
Comercializadores
Resto generación
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
Eólica
Solar
Importaciones
Exportaciones
Desvíos entre sistemas
pág. 20 de 31
10. Gestión de la red de transporte
10.1
Instalaciones de la red de transporte
Líneas aéreas
Subestaciones
Transformación
Longitud (km de circuito)
Posiciones
Número de unidades
Capacidad (MVA)
Número de unidades
Capacidad (MVAr)
Número de unidades
Capacidad (MVAr)
Longitud (km de circuito)
Longitud (km de circuito)
Reactancias
Condensadores
Cable submarino
Cable subterráneo
10.2
400 kV
≤ 220 kV
Total
21.009
1.423
152
79.208
45
6.500
2
200
29
88
18.072
3.087
1
63
52
3.214
11
1.100
236
483
39.081
4.510
153
79.271
97
9.714
13
1.300
265
572
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
S
10.3
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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
S
O
N
D
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
E
F
M
A
M
J
J
A
S
pág. 21 de 31
10.4
Disponibilidad de la red de transporte
Septiembre 2015 Acumulado anual
%
%
96,97
97,81
Disponibilidad de la red de transporte
10.5
Año móvil
%
97,86
Causas de indisponibilidad de la red de transporte
Septiembre 2015
%
1,07
1,88
0,06
0,01
0,12
0,00
3,03
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)
Acumulado anual
%
0,56
1,40
0,22
0,01
0,16
0,00
2,19
Año móvil
%
0,57
1,32
0,24
0,01
0,20
0,00
2,14
(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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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.)
Septiembre 2015
Acumulado anual
Año móvil
12,53
0,028
24,35
0,051
79,13
0,222
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.
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pág. 22 de 31
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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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
1,5
1,2
0,9
0,6
0,3
0
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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 · Septiembre 2015
pág. 23 de 31
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)
Consumos generación(6)
Eólica
Solar fotovoltaica
Térmica renovable
Cogeneración y resto
Generación neta
Enlace Peninsular-Baleares(7)
Demanda transporte (b.c.)
510
199
678
877
934
9
4
78
2
86
2.498
(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, térmica renovable y cogeneración y resto.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.
11.2
Septiembre 2015
MWh % 15/14
218.008
74.374
55.353
129.727
35.933
2.660
-20.736
534
9.400
87
29.222
404.834
119.692
524.526
Cogeneración
y resto 5,6 %
Carbón
20,5 %
Ciclo
combinado
6,6 %
Turbina
de gas 9,8 %
Motores diesel
13,5 %
Turbina
de gas 27,1 %
Carbón
39,3 %
Máxima demanda horaria y diaria Islas Baleares
Demanda horaria (MWh)
969
1.205
906
1.150
976
1.187
1.111
1.226
1.200
1.000
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
26 febrero (20-21h)
7 agosto (21-22h)
2013
4 octubre
7 agosto
8 enero 2009 (19-20h)
12 agosto 2008 (21-22h)
800
600
400
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
200
18.146
24.625
16.477
23.145
18.317
23.374
20.030
8 enero 2009
31 julio 2008
Histórico
0
21.668
1 septiembre
Septiembre
2015
1 septiembre (13-14h)
Demanda diaria (MWh)
Verano (junio-septiembre)
Invierno (ene.-may./oct.-dic.)
1.107
1.400
Enlace
PenínsulaBaleares
22,8 %
Generación
auxiliar
0,5 %
Motores
diesel
8,0 %
11.4
-12,4
13,8
-4,6
5,1
71,5
41,3
-1,4
2,1
0,2
15,0
19,8
2,7
2,0
2,5
Solar fotovol. 1,8 %
Eólica 0,1 %
Térmica
renovable
0,1 %
Ciclo
combinado
37,4 %
-10,5 2.211.916
15,3
776.065
-2,7
583.570
6,8 1.359.635
96,6
726.328
41,3
10.875
0,2
-297.611
3,8
6.024
-1,8
120.897
-1,6
1.920
16,2
314.653
5,0 4.454.636
4,0 1.339.139
4,8 5.793.775
11.3 Cobertura de la demanda.
Islas Baleares. Septiembre 2015.
Solar fotovol.
3,1 %
Cogeneración
y resto
3,4 %
Generación
auxiliar
0,3 %
-13,3 1.745.849
3,3
615.454
-18,2
464.271
-7,1 1.079.725
97,1
545.990
37,1
10.874
-28,0
-227.862
118,8
4.320
-9,1
98.436
-5,3
1.428
-4,9
238.308
-4,5 3.497.067
-18,5 1.070.738
-8,1 4.567.805
(5) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas para cubrir un
déficit de generación.
(6) Consumos en generación correspondientes a la producción con carbón, fuel+gas y ciclo combinado.
(7) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.
Estructura de potencia instalada
Islas Baleares a 30 de Septiembre 2015
Eólica 0,1 %
Año móvil (3)
MWh % 15/14
Acumulado anual
MWh % 15/14
0
5.000
24.452
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
pág. 24 de 31
11.5
Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
Septiembre 2015 Acumulado anual
%
%
98,86
97,73
Disponibilidad
Año móvil
%
97,66
Datos provisionales pendientes de auditoría.
11.6
Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
Acumulado anual
%
0,23
1,99
0,03
0,02
0,18
0,00
2,27
Septiembre 2015
%
0,12
1,00
0,02
0,00
0,00
0,00
1,14
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
%
0,29
2,00
0,03
0,02
0,14
0,00
2,34
(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.
11.7
Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Baleares
Septiembre 2015
Acumulado anual
Año móvil
0,00
0,000
5,71
0,491
6,83
0,620
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.
11.8
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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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.
11.9
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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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 · Septiembre 2015
pág. 25 de 31
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)
Generación auxiliar(5)
Consumos generación(6)
Hidroeólica
Resto hidráulica
Eólica
Solar fotovoltaica
Térmica renovable
Cogeneración y resto
Generación neta
Demanda transporte (b.c.)
Septiembre 2015
MWh % 15/14
1
566
638
520
1.724
918
12
0,5
154
166
3
33
3.011
0
215.638
30.947
235.977
482.562
271.312
0
-39.203
690
288
18.690
20.554
897
0
755.790
755.790
(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.
(2) Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de
resto hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, térmica renovable y cogeneración y resto.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
12.2
Solar fotovol.
5,5 %
0
2,3 2.304.553
3,5
381.009
9,1 2.435.324
5,5 5.120.886
-5,6 3.262.433
0
2,3
-432.354
1.256,5
7.061
-0,4
3.467
7,7
415.881
-3,7
273.800
-10,4
7.956
0
1,2 8.659.130
1,2 8.659.130
12.3
Solar fotovol.
2,7 %
Hidroeólica
0,1 %
Térmica
renovable
0,1 %
Motores
diesel
27,3 %
Motores
diesel
18,8 %
Turbina
de gas
21,2 %
Turbina
de vapor 17,3 %
1,4
7,0
1,4
1,8
-0,1
1,6
1.381,3
-2,9
2,9
-3,6
-2,7
1,0
1,0
Cobertura de la demanda.
Islas Canarias. Septiembre 2015
Eólica 2,5 %
Térmica
renovable
0,1 %
Ciclo
combinado
30,5 %
12.4
0
11,6 1.738.646
-39,5
266.050
32,1 1.846.880
14,1 3.851.576
-17,0 2.345.006
0
9,6
-322.755
326,9
6.466
-2,7
2.657
49,7
355.255
-4,0
219.990
105,7
5.643
0
0,9 6.463.838
0,9 6.463.838
Año móvil(3)
MWh % 15/14
(4) Utiliza fuel y gasoil como combustible principal. Incluye funcionamiento en ciclo abierto.
(5) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas para
cubrir un déficit de generación.
(6) Consumos en generación correspondientes a la producción hidráulica, fuel+gas y ciclo
combinado.
Estructura de potencia instalada
Islas Canarias a 30 de septiembre de 2015
Eólica 5,1 %
Hidroeólica
0,4 %
Cogeneración
y resto
1,1 %
Acumulado anual
MWh % 15/14
Ciclo
combinado
34,6 %
Turbina
de gas
3,8 %
Turbina
de vapor 28,9 %
Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias
Demanda horaria (MWh)
Verano (junio-septiembre)
Invierno (ene.-may./oct.-dic.)
Septiembre
2015
24 septiembre (20-21h)
1.361
1.355
1.373
24 septiembre
Demanda diaria (MWh)
26.864
10 febrero (20-21h)
12 agosto (13-14h)
2015
6 febrero
13 agosto
1.377
1.322
31 diciembre (19-20h)
16 septiembre (20-21h)
2014
28 octubre
16 septiembre
26.417
26.092
1.378
1.336
31 diciembre (19-20h)
30 septiembre (20-21h)
2013
1 octubre
23 agosto
25.569
26.850
1.496
1.486
1.600 1.400 1.200 1.000
8 noviembre 2007 (19-20h)
30 julio 2007 (12-13h)
800
600
400
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
200
24 octubre 2007
10 junio 2006
Histórico
0
0
25.459
27.845
27.974
33.490
5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000
pág. 26 de 31
12.5
Disponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
Septiembre 2015 Acumulado anual
%
%
96,95
96,35
Disponibilidad
Año móvil
%
96,84
Datos provisionales pendientes de auditoría.
12.6
Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
Septiembre 2015 Acumulado anual
%
%
0,32
0,64
1,09
1,24
1,65
1,77
0,00
0,00
0,11
0,13
0,00
0,00
3,05
3,65
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
%
0,68
1,14
1,34
0,00
0,18
0,00
3,16
(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.
12.7
Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Canarias
Septiembre 2015 Acumulado anual
Energía no suministrada (MWh)
Tiempo de interrupción medio (min.)
6,67
0,381
Año móvil
21,05
1,280
84,53
5,131
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.
12.8
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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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.
12.9
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
S
O
N
D
E
F
M
A
M
J
J
A
S
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 · Septiembre 2015
pág. 27 de 31
13. Sistema eléctrico Ceuta
13.1
Balance de energía eléctrica de Ceuta (1)
Potencia
MW
Motores diesel
Turbina de gas
Fuel + gas
Consumos generación(3)
Generación neta
Demanda transporte (b.c.)
83
16
99
99
Septiembre 2015
MWh % 15/14
18.579
1
18.579
-1.066
17.513
17.513
-7,9
-7,9
-35,5
-5,4
-5,4
Acumulado anual
MWh % 15/14
167.085
464
167.548
-11.335
156.213
156.213
-3,0
465,3
-2,8
-19,1
-1,4
-1,4
Año móvil (2)
MWh % 15/14
225.760
474
226.233
-16.135
210.098
210.098
-1,8
355,3
-1,6
-13,5
-0,6
-0,6
(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.
(3) Consumos en generación correspondientes a la producción con fuel+gas.
13.2
Máxima demanda horaria y diaria Ceuta
Demanda horaria (MWh)
33
Demanda diaria (MWh)
640
7 septiembre
21 enero (21-22h)
23 julio (12-13h)
2015
21 enero
28 julio
709
669
37
37
21 enero (21-22h)
1 septiembre (13-14h)
2014
12 febrero
1 septiembre
671
671
36
35
28 febrero (20-21h)
5 septiembre (13-14h)
2013
11 diciembre
21 agosto
36
15 diciembre 2008 (20-21h)
12 agosto 2010 (12-13h)
41
38
40
Septiembre
2015
1 septiembre (12-13h)
40
50
Verano (junio-septiembre)
Invierno (ene.-may. / oct.-dic.)
30
20
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
10
723
709
2 diciembre 2008
31 agosto 2010
Histórico
0
649
657
0
200
400
600
800
pág. 28 de 31
14. Sistema eléctrico Melilla
14.1
Balance de energía eléctrica de Melilla (1)
Potencia(2)
MW
Motores diesel
Turbina de gas
Fuel + Gas
Consumos generación(4 )
Solar fotovoltaica
Cogeneración y resto
Generación neta
Demanda transporte (b.c.)
Septiembre 2015
MWh % 15/14
70
15
85
0
2
87
19.349
0
19.349
-1.111
0
792
19.031
19.031
Año móvil (3)
MWh % 15/14
Acumulado anual
MWh % 15/14
0,6
0,3
-14,6
10,0
1,7
1,7
166.551
503
167.054
-10.131
16
6.739
163.679
163.679
3,2
135,0
3,4
-4,2
-77,1
-3,0
3,6
3,6
219.514
1.054
220.568
-13.727
31
8.688
215.561
215.561
2,0
250,2
2,3
-2,2
-64,0
-2,1
2,4
2,4
(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 cogeneración y resto.
(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.
(4) Consumos en generación correspondientes a la producción con fuel+gas.
14.2
Máxima demanda horaria y diaria Melilla
Demanda horaria (MWh)
37
38
42
35
38
36
37
40
39
50
40
21 enero
7 agosto
29 enero (20-21h)
29 agosto (13-14h)
2014
29 enero
29 agosto
12 febrero (20-21h)
26 agosto (13-14h)
2013
3 octubre
6 agosto
www.ree.es · Boletín mensual · Septiembre 2015
10
780
631
728
646
709
686
14 febrero 2012
31 agosto 2010
Histórico
0
707
674
2015
20
Demanda diaria (MWh)
1 septiembre
21 enero (21-22h)
7 agosto (12-13h)
14 febrero 2012 (20-21h)
12 agosto 2010 (12-13h)
30
Verano (junio-septiembre)
Invierno (ene.-may. / oct.-dic.)
Septiembre
1 septiembre (12-13h)
2015
0
200
765
400
600
800
1.000
pág. 29 de 31
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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