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Saldo deIntercambios
Internacionales88
1. Aspectos relevantesSistema peninsular• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 20.643 GWh, un 10,3 % inferior a la de febrero del 2012,
debido a unas temperaturas más suaves que las del año anterior y a que este mes de febrero ha contadocon un día menos que el del 2012, que fue bisiesto. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperaturala demanda ha sido un 5,6 % inferior a la del mismo mes del año anterior.
• En los dos primeros meses del año la demanda eléctrica ha sido de 43.239 GWh, un 6,3 % menos que enel mismo periodo del 2012. Corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo ha sidoun 4,4 % inferior al del mismo periodo del año pasado.
• Este mes las temperaturas medias han sido más suaves que las del año anterior con 8,8 ºC frente a los 6,8 ºCdel mismo mes del 2012. La temperatura máxima media del mes ha sido superior en 0,9 ºC a la del mismoperíodo del año pasado.
• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 46,5 % de laproducción total, frente al 30,1 % de febrero del 2012.
• En el mes de febrero la producción de origen eólico ha alcanzado los 5.387 GWh, con un aumento del 7,4 %frente al mismo periodo del año anterior, y ha supuesto el 25,0 % de la generación neta.
• Además, el día 6 de febrero la producción de energía eólica alcanzó un nuevo máximo de potenciainstantánea con 17.056 MW a las 15.49 horas, un 2,5 % superior respecto al anterior anotado el 18 deabril del 2012 con 16.636 MW.
• Ese mismo día también se registró el máximo de energía horaria con 16.918 MWh entre las 15.00 y las16.00 horas, lo que supuso un incremento del 2,8 % respecto al anterior de 16.455 MWh, registrado tambiénel 18 de abril del 2012.
• Desde el punto de vista hidrológico febrero ha sido un mes seco, con una energía producible de 3.477 GWh,valorque representa el 85 % del característico medio para un mes de febrero.
• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de febrero del2013 se situaron en el 52,4 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 9.716 GWh. Estasreservas son superiores en 2,9 puntos porcentuales a las existentes hace un año y superiores en 3,7 puntosporcentuales al mes anterior.
• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de febrero del 2013 ha sido del96,6 %, 0,8 puntos superior al a del mismo mes del año anterior.
• El precio final de la demanda peninsular (mercado regulado + libre) se ha situado en 58,83 ‚€/MWh, lo quesignifica un 9,8 % menos que el mes pasado y un 10,7 % menos que el mismo mes del año anterior.
• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de febrero ha sido un 34,6 % inferior ala registrada en el mismo período del año anterior. En esta disminución ha influido sobre la menor cantidadde energía programada en los mercados de gestión de desvíos y por restricciones.
• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de febrero ha sido del 99,15 %.• En el mes de febrero se ha producido un corte de mercado en las instalaciones de la red de transporte contabilizados
en el cálculo de indicadores de calidad. Tuvo lugar en Cataluña con una energía no suministrada de 16,00 MWh.
Sistemas extrapeninsulares• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas extrapeninsulares ha disminuido
un 11,7 % respecto a la de febrero del 2012. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla se registraron reduccionesdel 15,8 %, 8,7 %, 13,8 % y 12,1 %, respectivamente.
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Demanda (b.c.)20.643
Balance eléctrico peninsular.Cobertura de la demanda.Febrero 2013 (GWh)
Consumos engeneración
-460
Consumosen bombeo
-563
Térm
ica
36,9
%
febrero2013n ú m e r o 7 4
Régimenespecial9.932
42.000
24 horas
MW
Demanda horaria peninsular deldía de máxima demanda deenergía diaria. 27 febrero 2013
Saldo deintercambios
-733
REDE L É C T R I C ADE ESPAÑA
24.000
36.000
30.000
Nuc
lear
37,1
%
27.000
Información elaborada con datos disponibles a 03/04/13 - Fecha de edición: 19/04/2013
Sistema peninsular1 Aspectos relevantes2 Balance de energía eléctrica3 Demanda de electricidad4 Cobertura de la demanda5 Producción hidroeléctrica6 Producción térmica7 Producción régimen especial8 Intercambios internacionales9 Mercado eléctrico10 Gestión de la red de transporte
Sistemas extrapeninsulares11 Sistema eléctrico Islas Baleares12 Sistema eléctrico Islas Canarias13 Sistema eléctrico Ceuta14 Sistema eléctrico Melilla
Glosario
Régimen ordinario12.467
Hidr
áulic
a26
,0 %
Generación neta21.938
índi
ce
33.000
39.000
2. Balance de energía eléctrica
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2.1 Balance de energía eléctrica del sistema peninsular
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HidráulicaNuclearCarbón(1)
Fuel / gasCiclo combinado
Régimen ordinarioConsumos en generaciónHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableTérmica no renovable
Régimen especialGeneración neta
Consumos en bombeoEnlace Península-Baleares(2)
Intercambios internacionales(2)
Demanda transporte (b.c.)(1) A partir de 1 de enero de 2011 incluye GICC (Elcogás). Según el R.D. 134/2010 esta central está obligada a participar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono comocombustible, en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.(2) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador. Enlace Península-Baleares funcionando al mínimo técnico de seguridad hasta el 13.08.2012.
Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW GWh % 13/12 GWh % 13/12 GWh % 13/12
17.760 3.243 175,0 5.995 113,1 22.636 -1,27.853 4.622 -14,2 9.426 -12,7 60.094 1,6
11.248 2.585 -54,2 5.658 -49,3 49.223 -1,11.178 0 - 0 - 0 -
25.291 2.017 -49,2 4.700 -43,5 34.975 -28,863.329 12.467 -22,9 25.779 -22,1 166.929 -7,8
-460 -32,3 -976 -30,8 -7.454 1,32.043 675 104,1 1.317 97,6 5.283 10,3
22.636 5.387 7,4 11.720 35,3 51.158 19,74.303 526 -17,0 944 -15,3 7.632 3,32.000 180 -10,1 292 -8,0 3.417 68,6
956 447 19,9 906 18,3 4.869 11,57.238 2.716 -3,4 5.723 -0,5 33.413 3,0
39.175 9.932 6,1 20.903 21,0 105.773 12,921.938 -11,8 45.706 -6,6 265.248 -0,7
-563 26,7 -1.260 41,1 -5.390 58,7-91 - -200 - -742 -
-642 -53,3 -1.007 -47,0 -10.306 46,8102.504 20.643 -10,3 43.239 -6,3 248.811 -3,1
2.2 Estructura de la potencia instaladaa 28 de febrero.
Hidráulica19,3 %
Nuclear7,7 %
Eólica22,1 %
Carbón11,0 %
2.3 Estructura de la generación neta.Febrero.
Hidráulica (1)16,2 %
Nuclear20,5 %
Eólica25,0 %
Carbón11,3 %
Solartérmica2,0 %
Solartérmica0,8 %
(1) No incluye la generación de bombeo.
Solarfotovoltaica
2,4 %Solarfotovol.4,2 %
Térmicarenovable
0,9 %
Cogeneracióny resto8,1 %
Cogeneracióny resto12,6 %
Térmicarenovable
2,1 %
Ciclocombinado
24,7 %Ciclo
combinado9,1 %
3.1 Evolución de la demanda
26.000
24.000
22.000
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
GWh
Sin corregir
Periodo actual
3. Demanda
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3.3 Variación de la demanda mensual
12
9
6
3
0
-3
-6
-9
-12FF M A M J J A S O N
%
ED
Corregida por laboralidad y temperatura
Periodo anterior
3.2 Componentes de variación de la demanda en b.c.
Demanda en b.c.Efectos: Laboralidad
TemperaturaActividad económica y otros
Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilGWh % 13/12 GWh % 13/12 GWh %13/12
20.643 -10,3 43.239 -6,3 248.811 -3,1-3,0 -1,4 -0,7-1,8 -0,4 0,0-5,6 -4,4 -2,4
FF M A M J J A S O N ED
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3.6 Máxima demanda horaria y diaria
10.00040.000
Demanda diaria (GWh)
200 600
Demanda horaria (MWh)
1.000050.000 0 80020.000
Invierno (enero-mayo / octubre-diciembre) Verano (junio-septiembre)
30.000 400
MediaMáximas
3.5 Temperaturas diarias medias mensuales
E F M A M J J A S O N
ºC
D
Mínimas
Mínima estadística
3.4 Variación de la demanda. Año móvil
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
2009
%CorregidaSin corregir
2011
Histórico
Feb. 2013
2011
2012
2013
35
30
25
20
15
10
5
0
-62010
Máxima estadística
2012 2013
43.010 13 febrero (20-21h)
17 diciembre 2007 (19-20h)44.87619 julio 2010 (13-14h)40.934
8 febrero 873
82290618 diciembre 2007
39.273 27 junio (13-14h)
20 julio 2006
79428 junio
39.963 27 febrero (20-21h) 23 enero 810
44.107 24 enero (19-20h)39.537
25 enero 88579128 junio27 junio (13-14h)
39.963 27 febrero (20-21h) 27 febrero 809
4.1 Estructura de la coberturade la demanda
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0Febrero2012
%
Febrero2013
Ene-Feb2012
Ene-Feb2013
Hidráulica (1)16,9 %
Carbón19,5 %
Ciclocombinado
9,1 %
4.2 Cobertura de la máxima demandahoraria.27 de febrero (20-21 h). 39.963 MWh
Hidráulica (1)
Nuclear
Carbón (2)
Solar térmica
Eólica
Térmica renovable
Cogeneración y resto
4.3 Cobertura de la máxima demanda horaria (MWh)
HidráulicaBombeo
HidráulicaNuclearCarbónFuel / gasCiclo combinado
TérmicaTotal producción programaDiferencias por regulación
Total régimen ordinarioHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableTérmica no renovable
Régimen especialConsumos en bombeoEnlace Península-Baleares
AndorraFranciaPortugalMarruecos
Saldo físico interconexionesinternacionalesDemanda (b.c.)
27/02/201320-21 h
3.435 5.9881.537 8764.972 6.8647.463 7.0967.789 8.037
0 010.331 3.73625.583 18.86930.555 25.733
30.555 25.733517 963
9.216 8.7870 73
249 48497 669
4.686 4.78315.165 15.322
0 -102-30 -23
-1.000 -1.000-930 813-750 -780
-2.710 -99043.010 39.963
4. Cobertura de la demanda
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13/02/201220-21 h
Nuclear17,2 %
(1) No incluye la generación bombeo.
Saldo Int.Internacionales
2,4 %
(1) No incluye la generación bombeo.(2) A partir de 1 de enero 2011 incluye GICC (Elcogás). Según el R.D. 134/2010 esta centralestá obligada a participar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono comocombustible, en el proceso de resolucion de restricciones por garantía de suministro.
Ciclo combinado
Solar fotovoltaica
Solartérmica0,1 %
Eólica21,3 %
Térmicarenovable
1,6 %Cogeneración
y resto11,6 %
Solarfotovol.0,2 %
11,6
20,4
2,60,81,5
2,40,82,1
2,30,71,6
2,10,72,0
15,8
21,5
21,0
4,8
12,6
25,0
9,1
11,3
20,5
16,2
11,8
17,9
16,8
21,6
21,4
5,9
12,7
26,1
10,2
11,9
20,1
14,2
5. Producción hidroeléctrica delrégimen ordinario
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5.1 Evolución de la energía hidroeléctrica
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0E FF M A M J J A S O
GWhPeriodo actual
N
Periodo anterior
D
5.2 Desglose de producción hidroeléctrica
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
0
E FF M A M J J A S O
GWh
N D
Hidráulica convencional Generación bombeo
Producible medio histórico Producible diarioHúmedoSeco
5.4 Producible hidroeléctrico
5.5 Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 28 de febrero por cuencas hidrográficas
Producible hidroeléctrico (GWh)Índice de producibleProbabilidad de ser superado (%)
Febrero 2013 Acumulado Año Año móvil
57,2
4.584
47,9
9.716
RégimenAnual
RégimenHiperanual
Total
Llenado (%)
Reservas (GWh)
988
58,7 39,2Duero:3.887 MW
39,6
1.501
39,6
88,6 82,162,1
Tajo-Júcar-Segura:4.335 MW
Guadiana: 226 MW
Guadalquivir-Sur:1.025 MW
1.100
51,5
82
33,3Ebro-Pirineo: 3.425 MW
75,6
Norte:4.861 MW
78,0
3.477 7.302 18.4220,85 0,92 0,6645,1 38,3 89,3
5.3 Producible hidroeléctrico diario
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160
1.925
1.223
961
519550
5.132
560
FF M A M J J A S O N
GWh
D E
420
280
0
52,4
140
710
30 2046
71
145
100 99124 145
108 90 72
14
2009 2010 2011 2012 2013
5.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas totales
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19.000
17.000
15.000
13.000
11.000
9.000
7.000
5.000
3.000
GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas
20132009 2010 2011 2012
5.7 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen anual
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas
20132009 2010 2011 2012
5.8 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen hiperanual
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
6. Producción térmica delrégimen ordinario
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6.1 Evolución de la producción térmica
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0E FF M A M J J A S O
GWhPeriodo actual
N
6.2 Producción bruta por tecnologías
NuclearCarbón nacional (1)Carbón importadoFuel / GasCiclo combinadoSistema peninsular
Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW GWh % 13/12 GWh % 13/12 GWh % 13/12
7.853 4.622 -14,2 9.426 -12,7 60.094 1,67.469 1.061 -69,9 2.245 -67,4 25.814 -18,03.779 1.524 -27,9 3.413 -19,9 23.409 27,81.178 0 - 0 - 0 -
25.291 2.017 -49,2 4.700 -43,5 34.975 -28,845.569 9.225 -38,5 19.784 -34,7 144.293 -8,7
Periodo anterior
6.3 Indisponibilidad media horaria mensual
8.000
6.000
4.000
2.000
0E FF M A M J J A S O
MWh/h
N D
Permanente Fallo Programada
D
(1) Clasificación de los grupos según sus consumos históricos de carbón. A partir de 1 de enero de 2011 incluye GICC (Elcogás) debido a que según el R.D. 134/2010 esta central está obligada aparticipar, como unidad vendedora que utiliza carbón autóctono como combustible, en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro.
1 41 81 121 161 201 241 281 321 361 401 441 481 521 561 601 641
6.4 Comportamiento del equipo térmico
6.5 Potencias máximas indisponibles por tipo de indisponibilidad
NuclearCarbónFuel / gasCiclo combinadoTotal
Febrero:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima
Año:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima
Históricos:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima
Indisponib./ Fecha Tipo indisponibilidad (MW) Total Demanda Potencia neta
Permanente Fallo Programada (MWh) térmica (%)
88,3 0,0 11,7 85,7 2,2 12,096,3 1,4 2,3 96,0 1,4 2,6
100,0 0,0 0,0 100,0 0,0 0,099,2 0,3 0,5 99,2 0,2 0,696,6 0,5 2,9 96,2 0,8 3,0
23/02/2013 23-24 h. 455 2.494 536 3.485 29.840 7,927/02/2013 20-21 h. 455 328 953 1.736 39.963 3,923/02/2013 23-24 h. 455 2.494 536 3.485 29.840 7,9
16/01/2013 05-06 h. 455 2.520 146 3.121 24.451 7,027/02/2013 20-21 h. 455 328 953 1.736 39.963 3,923/02/2013 23-24 h. 455 2.494 536 3.485 29.840 7,9
28/11/2009 11-12 h. 748 7.791 944 9.483 29.476 21,617/12/2007 19-20 h. 1.154 1.950 1.515 4.619 44.876 10,612/11/2007 09-10 h. 1.115 5.519 6.389 13.023 35.092 29,7
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FEBRERO 2013 ACUMULADO AÑODisponibilidad (%) Indisponibilidad (%) Disponibilidad (%) Indisponibilidad (%)
Programada Fallo Programada Fallo
6.6 Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico
4.000 MWNuclear Fuel / gas Ciclo combinado Carbón
3.000
0
Horas672
2.000
1.000
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7. Producción régimen especial
7.1 Evolución de la energía adquirida al régimen especial
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
GWhPeriodo actual
7.2 Producción del régimen especial
HidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableTérmica no renovableRégimen especial
Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW GWh % 13/12 GWh % 13/12 GWh % 13/12
2.043 675 104,1 1.317 97,6 5.283 10,322.636 5.387 7,4 11.720 35,3 51.158 19,74.303 526 -17,0 944 -15,3 7.632 3,32.000 180 -10,0 292 -8,0 3.417 68,6
956 447 19,9 906 18,3 4.869 11,57.238 2.716 -3,4 5.723 -0,5 33.413 3,0
39.175 9.932 6,1 20.903 21,0 105.773 12,9
Periodo anterior
MF M A J J A S O N D E F
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
-1.600
GWhFrancia Andorra Portugal Marruecos Total
8. Intercambios internacionales
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8.1 Saldo físico de intercambios por frontera
8.2 Transacciones internacionales programadas por tipo de agente e interconexión (GWh)
Francia (1)
PortugalAndorraMarruecosTotal
110 257 151 310 0 0 0 0 0 0 261 567 -3050 0 0 0 249 151 0 0 0 0 249 151 980 30 0 0 0 0 0 0 0 0 0 30 -300 0 0 403 0 0 0 0 0 0 0 403 -403
110 287 151 713 249 151 0 0 0 0 511 1.151 -640
ComercializadorasImport. Export.
Comercializadorinternacional (3)
Import. Export.
Programas deintercambio
P-E (2)
Import. Export.
Accionescoordinadasde balance
Import. Export.
Contratosprevios a laLey 54/1997
Import. Export. Import. Export. SaldoTotal
MF M A J J A S O N D E F
Importador
Exportador
Pagos por capacidadMercado intradiario
Servicios de ajuste del OS
9. Mercado eléctrico
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9.1 Precio final del mercado de producción (€/MWh)
9.2 Precio final medio80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10Mercado libre
€/MWh
Mercado diario
Mercado regulado Demanda peninsular
46,50 47,56 46,73
9.3 Repercusiones de los servicios de ajuste del OS en el precio final medio9,0
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0
-1,0
€/MWh
Excedentes desvíos
Desvíos Restricciones tiempo real
Banda Restricciones técnicas PBF
Mercado regulado Demanda peninsularMercado libre
Desde 5,89 a 49,89
Desde 67,19 a 107,55Mínimo: 5,89
Desde 49,89 a 67,19
Máximo: 107,55
5,197,065,11
6,48
Percentiles del 33% de los valores registrados en el mes. Fuente CNE.
9,17
5,08
5,08 5,11
-0,24 -0,29 -0,25
2,33 2,37 2,34
0,40 0,41 0,40
Reserva de potencia
0,46
57,9661,93 58,83
0,410,39
-0,10
0,681,511,481,52
0,76 0,70
0,01
-0,07
5,19
Día H1
V 1
J 28
62,84 47,61 38,46 35,88 34,36 36,71 46,07 61,47 65,23 69,31 69,32 63,69 61,59 54,34 49,30 42,82 40,73 42,26 53,06 57,4935,80 13,12 9,35 9,41 9,70 8,03 9,40 9,41 11,38 14,44 15,30 12,53 9,37 8,38 8,10 10,63 11,05 11,33 27,97 45,7249,85 43,37 24,84 17,88 13,24 12,17 13,75 17,53 12,37 17,13 26,00 26,76 34,71 37,06 38,51 35,01 36,58 42,45 55,22 68,2764,23 50,19 36,03 31,02 30,87 35,31 47,24 61,42 73,11 86,19 75,88 73,35 78,32 71,04 69,28 66,09 65,17 71,39 87,37 100,5860,92 57,15 42,14 37,94 36,15 39,10 52,21 68,18 77,42 78,40 78,50 76,24 77,09 70,11 67,89 58,02 55,41 61,38 76,91 78,5230,36 20,18 6,24 6,98 7,84 12,24 20,85 36,64 44,20 44,14 48,75 43,75 44,21 34,98 29,07 20,94 19,52 36,17 50,44 53,2339,20 26,03 9,07 9,04 8,51 12,24 34,37 56,70 70,98 68,44 70,36 57,86 61,11 56,05 56,02 53,59 53,74 70,42 81,29 94,5859,19 48,96 33,13 32,02 30,85 33,51 38,61 61,82 67,31 65,26 56,33 46,68 47,39 42,80 40,19 34,84 33,85 44,73 61,86 74,2063,66 48,30 34,91 35,21 33,48 35,00 35,90 42,10 47,35 55,40 73,99 62,15 57,28 59,84 59,97 52,29 49,94 59,29 78,04 88,8273,07 65,31 48,31 40,70 35,65 34,53 33,79 30,48 21,63 32,04 34,25 32,36 32,78 30,91 33,62 28,84 18,09 25,72 39,48 43,4932,24 8,09 10,22 10,68 9,94 15,54 17,85 47,11 66,38 76,65 73,59 61,73 61,76 48,21 42,24 39,00 35,36 44,82 73,54 86,6136,92 28,32 23,68 19,99 18,52 20,68 29,37 46,69 64,58 70,28 72,77 69,80 73,54 67,70 63,71 58,88 58,77 70,60 84,09 97,7252,68 39,84 34,34 33,04 28,18 33,49 41,21 53,59 66,05 68,43 67,99 64,10 67,38 62,61 58,76 58,51 57,95 65,10 78,84 88,3657,06 52,06 48,02 42,73 42,33 47,47 53,27 64,63 71,19 82,14 76,75 75,56 75,84 71,43 71,28 69,74 69,04 74,14 86,55 92,2863,96 52,70 50,41 48,04 47,60 48,44 53,48 64,95 69,05 73,18 74,51 72,35 73,95 70,56 70,13 68,62 68,05 72,06 83,79 93,6990,05 83,51 72,16 67,48 60,77 56,38 54,54 58,30 57,69 62,79 67,18 67,08 67,03 67,19 67,51 66,43 60,27 66,70 81,69 87,8774,14 75,03 66,06 66,72 53,46 51,29 51,17 52,66 50,69 53,66 55,48 54,71 54,53 54,33 53,90 51,52 49,32 49,60 58,15 64,8455,32 51,55 44,05 41,30 41,01 45,52 57,15 67,78 73,80 79,41 82,21 91,30 84,16 77,47 77,01 74,47 72,84 75,11 90,05 94,2458,37 54,01 48,31 44,39 42,90 47,22 53,57 63,67 69,90 72,33 77,53 74,46 75,89 70,79 70,61 69,89 68,56 71,57 85,14 92,9068,01 65,06 56,47 53,55 51,99 54,10 62,76 71,86 97,01 91,12 85,34 85,12 83,97 75,26 74,52 69,68 68,61 70,66 82,30 89,5454,63 51,83 46,01 46,08 46,04 46,59 51,18 54,59 63,37 69,23 70,84 65,63 64,31 59,33 58,66 55,95 56,05 58,49 67,50 80,0551,63 46,65 39,85 41,12 36,99 40,58 44,82 51,91 58,27 59,96 61,87 61,88 62,06 58,04 57,91 56,52 56,46 58,25 69,73 83,8855,19 33,49 11,79 5,96 6,14 6,04 6,96 5,89 11,72 13,77 31,24 35,38 37,89 39,00 37,89 38,22 37,40 41,26 57,51 71,4870,13 64,44 55,57 51,68 48,84 45,47 45,50 47,67 40,47 41,75 47,65 46,40 45,82 40,17 37,88 35,51 34,17 38,13 55,70 64,3459,68 50,99 44,72 45,76 45,87 48,89 53,17 62,41 66,67 71,77 74,14 71,73 74,75 67,92 65,19 62,73 62,49 66,38 78,13 88,0060,86 53,02 51,25 51,19 50,83 50,84 54,24 61,95 69,22 73,36 75,74 73,64 73,83 69,48 69,75 68,51 67,95 72,14 86,64 94,3560,70 58,29 54,44 53,40 52,31 52,69 56,11 60,86 64,93 73,23 66,48 62,73 63,42 58,44 58,34 57,99 58,37 59,47 66,94 69,4452,26 51,38 48,06 47,71 47,75 51,02 53,88 57,05 63,51 73,82 67,89 67,73 67,17 63,14 63,24 62,53 62,56 63,13 70,10 79,05
55,49 52,90 41,98 37,5341,60 41,51 35,36 37,6380,22 75,56 70,68 66,3499,81 107,55 82,55 67,9971,65 64,44 53,90 44,2253,36 55,55 46,86 40,2199,96 94,66 72,34 61,7374,70 75,47 62,16 62,23
105,27 105,75 82,41 73,1358,28 62,32 60,88 56,8384,43 75,27 70,78 60,6489,39 90,36 73,97 64,2086,24 85,19 72,21 64,2590,47 90,82 78,23 68,9992,33 90,56 80,13 80,6289,06 88,31 75,68 73,3470,28 72,02 66,47 60,3692,26 90,28 79,79 66,3694,35 96,01 83,23 74,2585,13 80,35 70,34 64,2379,26 71,86 63,76 56,3778,40 70,00 59,37 56,8478,22 75,60 63,25 62,2477,62 78,83 72,30 65,0187,90 83,83 73,69 60,0192,15 85,03 74,95 69,5871,00 67,19 61,71 58,1875,30 67,59 61,45 57,48
S 2
D 3
L 4
M 5
X 6
J 7
V 8
S 9
D 10
L 11
M 12
X 13
J 14
V 15
S 16
D 17
L 18
M 19
X 20
J 21
V 22
S 23
D 24
L 25
M 26
X 27
H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24
9.5 Mercado diario: participación de cada tecnología en la fijacióndel precio marginal
Nº horas
Febrero
4,3%
24
20
16
12
8
4
0
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9.6 Mercado intradiario: precio y energía
Precio medio Precio medio mercado diario Energía diaria
Fuente: OMEL
9.4 Mercado diario: precio y energía
MWh€/MWh160
140
120
100
80
60
40
20
0
Precio medio Energía diariaBanda de precios1.600.000
1.400.000
1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
MWh€/MWh210
180
150
120
90
60
30
0
Banda de precios210.000
180.000
150.000
120.000
90.000
60.000
30.000
0
24,7%
13,5%
42,6%
Fuente: OMEL
Fuente: OMEL
Hidráulica
Régimen especial
Bombeo
Ciclo Combinado
Contrato REE-EDF
Importacionesinternacionales
Mibel importación
Térmica
Comercializador
Otras Tecnologías
11,8%
0,1%2,9%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 2817 18 19
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
27
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9.7 Repercusión de las restricciones técnicas y los mercados de ajusteen el precio final medio
€/MWh9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
Restricciones técnicas PBF
J
Banda
Desvíos
Restricciones tiempo real
Excedentes desvíos
Restricciones garantía suministro (1)Restricciones técnicas (PBF) (2)Reserva de potencia adicional a subir (3)Banda de regulación secundaria (4)Regulación secundariaRegulación terciariaGestión de desvíosRestricciones en tiempo real
Energía (MWh) Precio (€/MWh)a subir a bajar a subir a bajar
76.640 - 124,87 -578.498 649 124,28 49,71273.720 - 31,39 -
703 527 32,67146.232 81.404 53,96 30,16357.910 135.408 62,90 23,06231.187 90.775 56,20 25,87
28.916 58.030 319,69 18,98
9.8 Energía y precios medios ponderados gestionados por el operador del sistema
9.9 Resolución de restricciones por garantía de suministro (Fase 1)
MF M
Precio medio MWh€/MWh900
750
600
450
300
150
0
Energía solución restricciones por garantía suministro120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
A J A
(1) Energía incrementada en la fase 1 de resolución de restricciones de garantía de suministro (RD 134/2010 modificado por RD 1221/2010) (P.O.3.10).(2) Energía incrementada o reducida en la fase 1 de resolución de restricciones técnicas del PDBF (P.O.3.2).(3) Volumen total mensual (MW). Precio medio (€/MW).(4) Potencia horaria media (MW). Precio medio (€/MW).
S O N D E F
Reserva de potencia
Fase 1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 2817 18 19 27
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1.800.000
1.500.000
1.200.000
900.000
600.000
300.000
0
0
300.000
600.000
900.000
1.200.000
MWh
9.10 Energía programada por restricciones técnicas (Fase 1)
A subir
A bajar
MWh
9.11 Resolución de restricciones técnicas (Fase 1)
A subir
A bajar
€/MWh Restriccionestécnicas PBF
Precio medioa subir
Precio medioa bajar
Precio mediomercado diario
F M A M J J A S O N D E F
400350300250200150100500
0
6.000
12.000
18.000
9.12 Reserva de potencia adicional a subir asignada
Precio medio ponderado MW€/MW160
140
120
100
80
60
40
20
0
Volumen diario80.000
70.000
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
48.00042.00036.00030.00024.00018.00012.0006.000
00
100
200
300
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
9.15 Regulación secundaria
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
050
100150200250300
14.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000
0
150
120
90
60
30
0
MW
9.13 Banda de regulación secundaria
A subir
A bajar
1.250
1.000
750
500
250
0
0
250
500
750
1.000
1.250
€/MW Precio mediomercado diario
Potenciahoraria media
Precio medio
02.0004.0006.0008.000
10.00012.000
1.500.000
1.200.000
900.000
600.000
300.000
0
MWh
9.14 Energía gestionada en los mercados de ajuste
A subir
A bajar
Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvios Restricciones en tiempo real
0
300.000
600.000
900.000
1.200.000
1.500.000
F M A M J J A S O N D E F
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350300250200150100
500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 2817 18 19 27
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9.17 Regulación terciaria
MWh1801501209060300
€/MWh
9.18 Restricciones en tiempo real
MWh€/MWh
Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
36.00030.00024.00018.00012.0006.000
00
6.00012.00018.00024.00030.00036.000
0306090
120150180
9.16 Gestión de desvíos
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
300250200150100500
60.00050.00040.00030.00020.00010.000
00
50100150200250300
010.00020.00030.00040.00050.00060.000
3.0002.5002.0001.5001.000
5000
30.00025.00020.00015.00010.0005.000
00
5001.0001.5002.0002.5003.000
05.000
10.00015.00020.00025.00030.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
Comercializadores R. Ordinario R.E. Eólico R.E. Resto Importaciones Exportaciones Desvíos entre sistemas
9.20 Coste medio de los desvíos
30
25
20
15
10
5
0
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013 pág. 19 de 30
9.21 Desvíos netos medidos a subir por tecnologías
R.E.: Régimen Especial
€/MWh
Desvíos a bajar: menor producción o mayor consumo Desvíos a subir: mayor producción o menor consumo
76,5%
Desvíos netos medidos a bajarpor tecnologías
R.E.: Régimen Especial
6,5%47,8%
32,8%
90.00075.00060.00045.00030.00015.000
0
MWh
9.19 Desvíos netos medidos por tecnologías
A subir
A bajar
Comercializadores
R.E. Resto
R.E.: Régimen Especial
R.E. Eólico Desvíos entre sistemasR. Ordinario
ExportacionesImportaciones
015.00030.00045.00060.00075.00090.000
0,2%
9,6%1,4%
11,3%
8,9%
2,8%
0,3%1,9%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2817 18 19
Líneas Longitud (km)Subestaciones PosicionesTransformación Número de unidades
Capacidad (MVA)Reactancias Número de unidades
Capacidad (MVAr)Condensadores Número de unidades
Capacidad (MVAr)Cable submarino Longitud (km)Cable subterráneo Longitud (km)
10. Gestión de la red de transporte
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013 pág. 20 de 30
10.1 Instalaciones de la red de transporte
10.2 Descargos en líneas por mantenimiento
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0A
Horas
10.3 Descargos en subestaciones por mantenimiento
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Horas
Periodo actualPeriodo anterior
Periodo actualPeriodo anterior
400 kV ≤ 220 kV Total
20.049 17.757 37.8061.319 2.888 4.207
144 1 14573.834 63 73.897
44 51 956.350 3.114 9.464
2 11 13200 1.100 1.30029 236 26526 436 462
A
M
M
A
A
F
F
M
M
J
J
J
J
S
S
O
O
N
N
D
D
E
E
F
F
16,00 16,00 143,330,031 0,032 0,303
Disponibilidad de la red de transporte
10.7 Calidad de servicio: ENS y TIM de la red de transporte
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Febrero 2013 Acumulado anual Últimos doce meses
99,15 0,8 99,40 0,5
10.4 Disponibilidad de la red de transporte
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013 pág. 21 de 30
10.6 Evolución de la indisponibilidad de la red de transporte
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0
%Periodo actualPeriodo anterior
Febrero 2013 Acumulado anual% % 13/12 % % 13/12
Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificar (*)Total (**)
(*) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(**) El total de la disponibilidad de la red de transporte no incluye la disponibilidad por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
10.5 Causas de indisponibilidad de la red de transporte
0,23 -11,5 0,16 -20,00,45 -55,4 0,28 -51,70,15 -62,5 0,14 -48,10,03 50,0 0,02 -50,00,12 100,0 0,11 57,10,00 - 0,00 -0,85 -49,4 0,60 -47,4
Febrero 2013 Acumulado anual% % 13/12 % % 13/12
A MF M J J A S O N D E F
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013 pág. 22 de 30
10.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte
250
200
150
100
50
0
MWhPeriodo actualPeriodo anterior
10.9 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0
MinutosPeriodo actualPeriodo anterior
M
M
AF
F
M
M A
J
J
J
J
A
A
S
S
O
O
N
N
D
D
E
E
F
F
11. Sistema eléctrico Islas Baleares
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013
11.1 Balance de energía eléctrica Islas Baleares
pág. 23 de 30
CarbónFuel / gas Motores de combustión interna(1)
Turbina de gas Turbina de vaporCiclo combinado
Régimen ordinario Consumos en generaciónHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableTérmica no renovable
Régimen especialGeneración neta
Enlace Peninsular-Baleares(2)
Demanda transporte (b.c.)(1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural. (2) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador. Enlace Península-Baleares funcionando al mínimo técnico de seguridad hasta el 13.08.2012.
Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW MWh % 13/12 MWh % 13/12 MWh % 13/12
510 190.182 -20,5 391.592 -25,8 2.804.632 -7,1827 89.049 -13,4 181.863 -8,8 1.304.876 -2,5199 54.895 -29,4 115.948 -28,2 920.436 -5,4628 34.154 36,4 65.915 73,3 384.440 5,1
- - - - - - -934 54.550 -61,0 95.397 -55,3 825.624 -41,3
2.271 333.781 -30,7 668.852 -28,9 4.935.132 -14,4-23.302 -20,3 -48.463 -19,9 -336.983 -10,4
- - - - - - -4 782 -31,8 1.571 -7,9 6.577 -0,7
77 9.396 22,8 16.679 16,7 116.726 12,72 0 -100,0 0 -100,0 959 -
86 15.461 -22,2 35.087 -21,0 280.154 1,5169 25.639 -10,6 53.337 -11,7 404.417 4,7
336.118 -30,2 673.726 -28,3 5.002.566 -13,490.838 - 199.661 - 741.852 -
2.439 426.956 -15,8 873.387 -9,8 5.744.418 -1,0
11.4 Máxima demanda horaria y diaria Islas Baleares
200800
Demanda diaria (MWh)
5.000 15.000
Demanda horaria (MWh)
30.00001.400 0 20.000400
Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
600 10.000
Histórico
Febrero2013
2011
2012
2013
1.200 1.000 25.000
11.2 Estructura de potencia instaladaIslas Baleares a 28 de febrero 2013
Carbón20,9 %
Turbinas de gas25,7 %
Ciclocombinado
38,3 %
11.3 Cobertura de la demanda.Islas Baleares. Febrero 2013
Carbón41,3 %
Renovables3,4 %Cogeneración
y resto 3,5 %
Turbinasde gas7,3 %
EnlacePenínsula-Baleares
21,3 %Motores
CombustiónInterna8,1 %
Motores C. Interna12,0 %
Ciclocombinado
12,1 %
Cogeneracióny resto 3,6 %
Renovables2,4 %
10 marzo 2010 (20-21h)1.104 19.664
1.159 22 agosto (21-22h)1.026 25 enero (20-21h)
1.206 23 agosto (21-22h)
10 marzo 2010
24 enero 18.568
1.100 14 febrero (20-21h) 20.06514 febrero
12 agosto 2008 (21-22h)1.226 24.45231 julio 2008
976 26 febrero (20-21h)
976 26 febrero (20-21h)
24 agosto 23.669
28 febrero 17.624
23 agosto 22.773
28 febrero 17.624
Periodo anterior
Disponibilidad 98,01 97,26 97,84
11.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013 pág. 24 de 30
11.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Baleares
30
25
20
15
10
5
0
MWhPeriodo actualPeriodo anterior
A J AF M M J S O N D E
11.9 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Baleares
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0
Minutos
A J AF M M J S O N D E
F
F
Febrero 2013 %
Acumulado anual %
Año móvil %
Periodo actual
Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificar (*)Total (**)
(*) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(**) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
11.6 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
0,07 0,09 0,301,91 2,62 1,830,00 0,02 0,030,01 0,01 0,000,08 0,04 0,010,00 0,00 0,001,99 2,74 2,16
Febrero 2013 %
Acumulado anual %
Año móvil %
0,00 0,58 7,470,000 0,057 0,697
11.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Baleares
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Febrero 2013 %
Acumulado anual %
Año móvil %
www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2013 pág. 25 de 30
12. Sistema eléctrico Islas Canarias
12.1 Balance de energía eléctrica Islas Canarias
HidráulicaFuel / gas Motores de combustión interna(1)
Turbina de gas Turbina de vaporCiclo combinadoGeneración auxiliar
Régimen ordinario Consumos en generaciónHidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableTérmica no renovable
Régimen especialGeneración netaDemanda (b.c.)
(1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural.
Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW MWh % 13/12 MWh % 13/12 MWh % 13/12
1 0 - 0 - 0 -1.899 417.764 -7,7 856.271 -9,8 5.663.917 -0,6
546 175.579 -5,9 365.979 -2,7 2.222.279 -2,7639 29.185 -39,7 64.330 -35,7 564.345 -1,4713 213.000 -2,1 425.962 -9,9 2.877.293 1,2920 229.036 -5,6 516.972 1,5 2.981.085 -2,8
- 0 - 0 - 0 -2.820 646.800 -6,9 1.373.243 -5,9 8.645.002 -1,4
-34.355 -9,2 -74.902 -5,1 -462.225 -2,70,5 204 166,7 429 111,1 1.858 27,8147 26.758 -33,4 50.918 -16,7 373.960 -1,7163 13.292 -22,0 33.208 6,6 237.543 2,8
1 77 -89,5 116 -92,4 7.385 -71,233 0 - 0 - 0 -
344 40.331 -30,5 84.671 -9,9 620.746 -2,8652.776 -8,7 1.383.012 -6,2 8.803.523 -1,4
3.164 652.776 -8,7 1.383.012 -6,2 8.803.523 -1,4
12.2 Estructura de potencia instaladaIslas Canarias a 28 de febrero 2013
MotoresC. Interna17,3 %
Renovables9,9 %
Turbinasde gas20,2 %
Ciclocombinado
29,1 %
12.3 Cobertura de la demanda.Islas Canarias. Febrero 2013
Turbinade vapor22,5 %
Cogeneracióny resto1,1 %
12.4 Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias
400 5.000 15.000 30.00001.600 0 20.0008001.200 10.000
Histórico
Febrero2013
2011
2012
2013
25.000
MotoresCombustión Interna
25,5 %
Renovables6,2 %
Turbinasde gas4,1 %
Ciclocombinado
34,0 %
Turbinade vapor30,2 %
35.0002006001.0001.400
Demanda diaria (MWh)Demanda horaria (MWh) Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
27.97433.49010 junio 2006
22 junio 27.601
24 octubre 2007
7 octubre 26.751
15 mayo 26.493
8 noviembre 2007 (19-20h)1.49630 julio 2007 (12-13h)1.486
1.439
1.430 23 junio (13-14h)1.450 31 diciembre (19-20h)
15 febrero (20-21h)18 julio 27.94225 septiembre (20-21h)
18 febrero (20-21h) 21 febrero 24.327
1.402
1.337
29 enero (20-21h)1.337 4 enero 24.576
Disponibilidad 99,43 99,50 98,96
12.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
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12.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Canarias
14
12
10
8
6
4
2
0
MWhPeriodo actualPeriodo anterior
A J AF M M J S O N D E
12.9 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Canarias
1,00,90,80,70,60,50,40,30,20,1
0
MinutosPeriodo anterior Periodo actual
A J AF M M J S O N D E
F
F
Febrero 2013 %
Acumulado anual %
Año móvil %
Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificarTotal (*)
(*) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
12.6 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
0,14 0,17 0,550,33 0,28 0,390,10 0,05 0,090,00 0,00 0,010,01 0,09 0,030,00 0,00 0,000,57 0,50 1,04
Febrero 2013 %
Acumulado anual %
Año móvil %
0,0 0,00 10,340,000 0,000 0,613
12.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Canarias
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Febrero 2013 %
Acumulado anual %
Año móvil %
13. Sistema eléctrico Ceuta
13.1 Balance de energía eléctrica de Ceuta
Fuel / gas Motores de combustión interna(1)
Turbina de gas Turbina de vapor
Régimen ordinario Consumos en generación
Régimen especialGeneración netaDemanda transporte (b.c.)
(1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural.
Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW MWh % 13/12 MWh % 13/12 MWh % 13/12
99 17.024 -13,5 36.539 -8,5 229.082 0,883 16.982 -13,0 36.461 -8,3 228.586 0,716 42 -70,8 78 -45,8 496 26,5
- - - - - - -99 17.024 -13,5 36.539 -8,5 229.082 0,8
-1.468 -10,3 -3.078 -8,3 -20.102 1,4- - - - - - -
15.556 -13,8 33.461 -8,5 208.979 0,799 15.556 -13,8 33.461 -8,5 208.979 0,7
13.2 Máxima demanda horaria y diaria Ceuta
1040
Demanda diaria (MWh)
200 600
Demanda horaria (MWh)
050 020
Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
30 400
Histórico
Febrero2013
2011
2012
2013
800
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72370931 agosto 2010
28 julio 655
2 diciembre 2008
4 octubre 622
6999 febrero
15 diciembre 2008 (20-21h)4112 agosto 2010 (12-13h)38
39 13 febrero (20-21h)
36 30 junio (12-13h)36 2 febrero (20-21h)
3 agosto 66335 27 junio (12-13h)
36 28 febrero (19-20h) 28 febrero 627
36 28 febrero (19-20h) 24 enero 642
14. Sistema eléctrico Melilla
14.1 Balance de energía eléctrica de Melilla
Fuel / gas Motores de combustión interna(1)
Turbina de gas Turbina de vapor
Régimen ordinario Consumos en generación
Régimen especialGeneración netaDemanda transporte (b.c.)
(1) Incluye generadores cuyo combustible principal es el fueloil, gasoil o gas natural.
Potencia Febrero 2013 Acumulado anual Año móvilMW MWh % 13/12 MWh % 13/12 MWh % 13/12
85 16.624 -15,3 34.963 -12,2 224.747 -0,970 16.623 -15,3 34.958 -12,2 224.605 -0,715 1 - 5 0,0 142 -71,7
- - - - - - -85 16.624 -15,3 34.963 -12,2 224.747 -0,9
-1.092 -8,8 -2.316 -4,2 -14.567 1,02 695 4.936,0 1.514 5.713,7 4.062 -24,7
16.227 -12,1 34.161 -8,8 214.242 -1,687 16.227 -12,1 34.161 -8,8 214.242 -1,6
14.2 Máxima demanda horaria y diaria Melilla
1040 200 600050 02030 400
Histórico
Febrero2013
2011
2012
2013
800
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Demanda diaria (MWh)Demanda horaria (MWh) Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
66376531 agosto 2010
16 agosto 750
12 enero 2009
1 febrero 669
14 febrero 2012 (20-21h)4012 agosto 2010 (12-13h)39
40 14 febrero (20-21h)
39 8 agosto (12-13h)37 1 febrero (20-21h)
10 agosto 74338 27 agosto (12-13h)
12 febrero 64336 12 febrero (19-20h)
68814 febrero
36 12 febrero (19-20h) 12 febrero 643
15. Glosario
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Acción coordinada de balance (también denominado counter trading): programade intercambio de energía entre dos sistemas eléctricos establecido en tiempo real, de formacoordinada entre los operadores de ambos sistemas, y que se superpone a los programas deintercambio firmes de los Sujetos de Mercado para, respetando éstos, resolver una situaciónde congestión identificada en tiempo real en la interconexión.
Año móvil: período de tiempo transcurrido en los últimos doce meses.
Banda de regulación secundaria y regulación secundaria: la regulación secundariaes un servicio complementario de carácter potestativo que tiene por objeto el mantenimientodel equilibrio generación-demanda, corrigiendo los desvíos respecto al programa de intercambioprevisto en la interconexión España-Francia y las desviaciones de frecuencia. Su horizontetemporal de actuación alcanza desde los 20 segundos hasta los 15 minutos. Este servicio esretribuido mediante mecanismos de mercado por dos conceptos: disponibilidad (banda deregulación) y utilización (energía).
Ciclo combinado: tecnología de generación de energía eléctrica en la que coexisten dosciclos termodinámicos en un sistema: uno, cuyo fluido de trabajo es el vapor de agua, y otro,cuyo fluido de trabajo en un gas. En una central eléctrica el ciclo de gas genera energía eléctricamediante una turbina de gas y el ciclo de vapor de agua lo hace mediante una o varias turbinasde vapor. El calor generado en la combustión de la turbina de gas se lleva a una calderaconvencional o a un elemento recuperador del calor y se emplea para mover una o variasturbinas de vapor, incrementando el rendimiento del proceso. A ambas turbinas, de gas yvapor, van acoplados generadores eléctricos.
Comercializadores: son aquellas sociedades mercantiles que, accediendo a las redes detransporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores, a otros sujetosdel sistema o para realizar operaciones de intercambio internacional en los términos establecidosen la Ley 54/1997.
Condensador: es un conjunto de dos conductores, separados por un medio dieléctrico, quesirve para almacenar cargas eléctricas.
Consumidores: personas físicas o jurídicas que compran energía para su propio consumo.Aquellos consumidores que adquieren energía directamente en el mercado de producción se denominan Consumidores Directos en Mercado.
Consumos en bombeo: energía empleada en las centrales hidráulicas de bombeo paraelevar el agua desde el vaso inferior hasta el superior para su posterior turbinación.
Consumos de generación: energía utilizada por los elementos auxiliares de las centrales,necesaria para el funcionamiento de las instalaciones de producción.
Contratos bilaterales: los productores, los autoproductores, los comercializadores, losconsumidores cualificados o los representantes de cualesquiera de ellos, como sujetos delmercado de producción podrán formalizar contratos bilaterales con entrega fisica de suministrode energía eléctrica.
Demanda b.c. (barras de central): energía inyectada en la red procedente de las centralesde régimen ordinario, régimen especial y de las importaciones, y deducidos los consumos enbombeo y las exportaciones. Para el traslado de esta energía hasta los puntos de consumohabría que detraer las pérdidas originadas en la red de transporte y distribución.
Demanda en mercado libre: demanda de energía eléctrica elevada a barras de centralsegún pérdidas estándar de los consumidores peninsulares que contratan la energía con uncomercializador o directamente en el mercado.
Demanda peninsular en mercado regulado de suministro de último recurso:demanda de energía eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de losconsumidores peninsulares que contratan su energía con un comercializador de último recurso.
Desvíos de regulación: son los desvíos que se producen entre dos sistemas eléctricos comodiferencia entre los intercambios internacionales programados y los intercambios internacionalesfísicos.
Desvíos medidos: diferencia entre la energía medida en barras de central y la energíaprogramada en el mercado.
Desvíos medidos a bajar: son aquellos que resultan cuando la producción medida enbarras de central es menor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido enbarras de central es mayor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tieneque gestionar esa diferencia aumentando producción a través de los mercados de ajuste entiempo real.
Desvíos medidos a subir: son aquellos que resultan cuando la producción medida en barrasde central es mayor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido en barrasde central es menor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tiene que gestionaresa diferencia reduciendo producción a través de los mercados de ajuste en tiempo real.
Energías renovables: son aquellas obtenidas de los recursos naturales y desechos, tantoindustriales como urbanos. Incluyen la hidráulica, solar, eólica, residuos sólidos industriales yurbanos, y biomasa.
Energías no renovables: aquellas obtenidas a partir de combustibles fósiles (líquidos osólidos) y sus derivados.
Excedente/déficit de desvíos: diferencia entre el importe de la liquidación de los desvíosy de las energías empleadas para mantener el equilibrio generación-demanda.
Generación de bombeo en ciclo cerrado: producción de energía eléctrica realizada porlas centrales hidroeléctricas cuyo embalse asociado no recibe ningún tipo de aportacionesnaturales de agua, sino que ésta proviene de su elevación desde un vaso inferior.
Generación neta: producción de energía en b.a (bornes de alternador), menos la consumidapor los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores.
Gestión de desvíos: servicio de carácter potestativo gestionado y retribuido por mecanismosde mercado. Tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieranaparecer con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario y hasta el iniciodel horizonte de efectividad de la siguiente sesión.
Índice de producible hidráulico: cociente entre la energía producible y la energía produciblemedia, referidas ambas a un mismo periodo y a un mismo equipo hidroeléctrico.
Indisponibilidad de las unidades de producción: una unidad de producción estácompletamente disponible si puede participar en el despacho de producción sin ningunalimitación de capacidad de generación ni, en su caso, de consumo de bombeo. En caso contrariose considerará la existencia de una indisponibilidad, que podrá ser parcial o total. La potencianeta indisponible de un grupo vendrá determinada por la diferencia entre la potencia netainstalada en barras de central y la potencia neta realmente disponible.
Intercambios de apoyo: son programas que se establecen entre dos sistemas eléctricospara garantizar las condiciones de seguridad del suministro de cualquiera de los dos sistemasinterconectados, en caso de urgencia para resolver una situación especial de riesgo en laoperación de uno de los sistemas, previo acuerdo de los operadores respectivos y en ausenciade otros medios de resolución disponibles en el sistema que precise el apoyo.
Intercambios internacionales físicos: comprende todos los movimientos de energía quese han realizado a través de las líneas de interconexión internacional durante un períododeterminado de tiempo. Incluye las circulaciones en bucle de la energía consecuencia delpropio diseño de la red.
Intercambios internacionales programados: son los programas que se establecen entredos sistemas eléctricos como consecuencia del conjunto de transacciones individualesprogramadas por los Sujetos del Mercado en el mercado o mediante contratos bilaterales.Market splitting o separación de mercados: mecanismo de gestión de la capacidad deintercambio entre dos o más sistemas eléctricos que se desarrolla de forme simultánea conel mercado ibérico diario e intradiario de producción y que utiliza con criterios de eficienciaeconómica la capacidad vacante entre los sistemas eléctricos. En caso de congestión entrelos sistemas, el mercado separa en zonas de precio diferente. En caso contrario existe un precioúnico para el mercado en su totalidad.
Mercado de producción: es el integrado por el conjunto de transacciones comerciales decompra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energíaeléctrica. Se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercado intradiario, mercadosno organizados y servicios de ajuste del sistema, entendiendo por tales la resolución derestricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos.
Mercado diario: es el mercado en el que se llevan a cabo las transacciones de compra yventa de energía eléctrica para el día siguiente.
Mercado intradiario: tiene por objeto atender los ajustes que en la oferta y demanda deenergía se puedan producir con posterioridad a haberse fijado el merado diario.
Operador del Mercado: sociedad mercantil que asume la gestión del sistema de ofertasde compra y venta de energía eléctrica en el mercado diario e intradiario de energía eléctricaen los términos que reglamentariamente se establezcan.
Operador del Sistema: sociedad mercantil que tendrá como función principal garantizarla continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema deproducción y transporte, ejerciendo sus funciones en coordinación con los operadores y sujetosdel Mercado Ibérico de Energía Eléctrica bajo los principios de transparencia, objetividad eindependencia. En el modelo actual español, el operador del sistema es también el gestor dela red de transporte.
Pagos por capacidad: pago regulado para financiar el servicio capacidad de potencia amedio y largo plazo ofrecido por las instalaciones de generación al sistema eléctrico.
Potencia instalada: potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción, duranteun período determinado de tiempo, medida a la salida de los bornes del alternador.
Potencia neta: potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción medida ala salida de la central, es decir, deducida la potencia absorbida por los consumos en generación.
Producible hidráulico: cantidad máxima de energía eléctrica que teóricamente se podríaproducir considerando las aportaciones hidráulicas registradas durante un determinado períodode tiempo y una vez deducidas las detracciones de agua realizadas para riego o para otrosusos distintos de la producción de energía eléctrica.
Programa base de funcionamiento (PBF): es el programa de energía diario, con desglosepor periodos de programación de las diferentes unidades de programación correspondientesa ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programaes establecido por el operador del sistema a partir del programa resultante de la casación delmercado diario y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física.
Reactancia: resistencia que opone al paso de una corriente alterna un condensador o unabobina.
Red de transporte: conjunto de líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricoscon tensiones superiores o iguales a 220 kV y aquellas otras instalaciones, cualquiera que seasu tensión, que cumplan funciones de transporte, de interconexión internacional y, en su caso,las interconexiones con los sistemas eléctricos españoles insulares y extrapeninsulares.
Régimen especial: producción de energía eléctrica realizada en instalaciones cuya potenciainstalada no supera los 50 MW, a partir de cogeneración u otras formas de producción de
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electricidad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan un alto rendimientoenergético, o en grupos donde se utilicen como fuente de energía primaria alguna de lasenergías renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, o residuosno renovables o procedentes de los sectores agrícola, ganadero y de servicios, con una potenciainstalada igual o inferior a 25 MW, cuando supongan un alto rendimiento energético. Laproducción en régimen especial está acogida a un régimen económico singular.
Régimen ordinario: producción de energía eléctrica procedente de todas aquellas instalacionesno acogidas al régimen especial.
Regulación terciaria: servicio complementario de carácter potestativo y oferta obligatoria,gestionado y retribuido por mecanismos de mercado. Tiene por objeto resolver los desvíosentre generación y consumo y la restitución de la reserva de regulación secundaria que hayasido utilizada, mediante la adaptación de los programas de funcionamiento de las unidadesde programación correspondientes a instalaciones de producción y a instalaciones de consumode bombeo. La reserva terciaria se define como la variación máxima de potencia de generaciónque puede efectuar una unidad de producción en un tiempo máximo de 15 minutos, y quepuede ser mantenida, al menos, durante 2 horas.
Reserva de potencia adicional a subir: servicio complementario de oferta obligatoria,gestionado y retribuido por mecanismos de mercado puesto en marcha el 11 de mayo de2012. Tiene por objeto contratar la reserva de potencia adicional a subir, que pueda sernecesaria con respecto a la disponible en el Programa Viable Provisional (PVP) para garantizarla seguridad en el sistema eléctrico peninsular español.
Reservas hidroeléctricas de un embalse, en un momento dado: cantidad de energíaeléctrica que se produciría en su propia central y en todas las centrales situadas aguas abajo,con el vaciado completo de su reserva útil de agua en dicho momento, en el supuesto de queeste vaciado se realice sin aportaciones naturales. Los embalses de régimen anual son aquellosen los que, supuesto el embalse a su capacidad máxima, el vaciado del mismo se realizaríaen un período inferior a un año. Los de régimen hiperanual, son aquellos en los que el tiempode vaciado es superior al año.
Restricciones en tiempo real: proceso realizado por el operador del sistema consistenteen la resolución de las restricciones técnicas identificadas durante la operación en tiempo realmediante la modificación de los programas de las Unidades de Programación.
Restricciones garantía de suministro: servicio de ajuste gestionado por el operadordel sistema que tiene por objeto introducir sobre el programa base de funcionamiento,las modificaciones de los programas necesarias para la solución de restricciones por
garantía de suministro, procediéndose, posteriormente, a realizar el correspondientereequilibrio generación-demanda.
Restricciones técnicas PBF: mecanismo integrado en el mercado de producción de energíaeléctrica realizado por el operador del sistema consistente en la resolución de las restriccionestécnicas identificadas en el Programa Base de Funcionamiento mediante la modificación delos programas de las unidades de programación y el posterior proceso de reequilibrio generación-demanda.
Servicios de ajuste del sistema: son aquellos que resultan necesarios para asegurar elsuministro de energía eléctrica en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad. Losservicios de ajuste pueden tener carácter obligatorio o potestativo. Se entienden como sistemasla resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios (regulaciónprimaria, secundaria, terciaria y control de tensión) y la gestión de desvíos.
Solar fotovoltaica: luz solar convertida en electricidad mediante el uso de células solares,generalmente de material semiconductor que, expuesto a la luz, genera electricidad.
Solar termoeléctrica: calor producido por la radiación solar que puede aprovecharse parala producción de energía mecánica y, a partir de ella, de energía eléctrica.
Suministro último recurso: régimen de suministro de energía eléctrica, que sustituye a las tarifasintegrales, establecido para determinados consumidores que, por sus características, pudieran tener problemaspara contratar su consumo en el mercado liberalizado, a los que se aplicarán las Tarifas de Último Recurso(TUR). Las TUR son los precios máximos y mínimos que podrán cobrar los comercializadores a los que seasigna la función de suministro de último recurso (los denominados comercializadores de último recurso),a los consumidores que cumplan los criterios fijados para poder ser suministrados bajo este régimen y quedecidan acogerse al mismo. Desde el 1 de julio de 2009 son consumidores con derecho al suministro deúltimo recurso aquéllos conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW.
Tasa de disponibilidad de la red de transporte: indica el porcentaje de tiempo totalen que cada elemento de la red de transporte ha estado disponible para el servicio, ponderadopor la potencia nominal de cada instalación, una vez descontadas las indisponibilidades pormotivos de mantenimiento preventivo y correctivo, indisponibilidad fortuita u otras causas(como construcción de nuevas instalaciones, renovación y mejora).
TIM (Tiempo de interrupción medio): tiempo, en minutos, que resulta de dividir laENS (energía no entregada al sistema debido a interrupciones del servicio acaecidas en la redde transporte), entre la potencia media del sistema peninsular.