Boletín mensual. Febrero 2016. Número 110. · · Boletín mensual · Febrero 2016 pág. 04. de...

Información elaborada con datos disponibles a 16/03/16 - Fecha de edición: 22/03/2016

Sistema peninsular1 Aspectos relevantes2 Balance de energía eléctrica3 Demanda de electricidad4 Cobertura de la demanda5 Producción hidroeléctrica6 Producción térmica7 Producción renovable8 Intercambios internacionales 9 Mercado eléctrico10 Gestión de la red de transporte

Sistemas no peninsulares11 Sistema eléctrico Islas Baleares12 Sistema eléctrico Islas Canarias13 Sistema eléctrico Ceuta14 Sistema eléctrico Melilla

Glosario

índi

ce

1. Aspectos relevantes Sistema peninsular• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 20.832 GWh, representando una variación del -0,4 % respecto a febrero del 2015. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha experimentado una variación del -0,9 % frente al mismo mes del año anterior.• En el mes de febrero se ha producido un descenso de potencia instalada peninsular de 446 MW correspondiente a las bajas de los grupos térmicos Puertollano y Soto de Ribera 2.• Este mes las temperaturas medias han sido superiores a las del año anterior con 10,7 ºC frente a los 8,7 ºC de febrero del 2015. La temperatura máxima media del mes ha sido superior en 2,1 ºC a la del mismo período del año pasado.• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 54,3 % de la producción total, frente al 47,4 % de febrero del 2015.• En el mes de febrero la producción de origen eólico ha alcanzado los 6.090 GWh, con una variación del 2,4 % frente al mismo periodo del año anterior.• Desde el punto de vista hidrológico febrero ha sido un mes húmedo, con una energía producible de 4.360 GWh, valor superior al característico medio para un mes de febrero.• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de febrero se situaron en el 68,0 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 12.601 GWh. Estas reservas son inferiores en 0,1 puntos porcentuales frente a las existentes hace un año y superiores en 7,4 puntos porcentuales respecto al mes anterior.• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de febrero ha sido del 90,6 %, valor inferior a la del mismo mes del año anterior.• El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 38,28 €/MWh, lo que significa una variación del -19,5 % respecto al mes anterior y del -34,8 % frente a febrero de 2015.• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de febrero ha experimentado una variación del -0,1 % respecto a la gestionada el mismo periodo del año anterior.• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de febrero ha sido del 99,02 %, experimentando una variación del 1,2 % respecto a la de febrero del 2015.• En el mes de febrero se han producido dos cortes de mercado en las instalaciones de la red de transporte contabilizados en el cálculo de indicadores de calidad. El primer incidente tuvo lugar en La Coruña con una energía no suministrada de 3,67 MWh. El segundo incidente tuvo lugar en Cádiz con una energía no suministrada de 3,43 MWh.

• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares ha variado un -0,3 % respecto a la de febrero del 2015. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla se han producido variaciones del -6,9 %, 3,8 %, 5,6 % y 0,1 % respectivamente.• En el mes de febrero no se ha producido ningún corte de mercado en las instalaciones de la red de transporte de no peninsular contabilizados en el cálculo de indicadores de calidad. • Respecto a los activos de la red de transporte, destaca la puesta en servicio del segundo circuito a 132 kV que conecta la isla de Ibiza con Mallorca, compuesto por un tramo submarino de 117,1 kilómetros y dos tramos subterráneos que en su conjunto suponen 8,4 kilómetros.

Sistema Extrapeninsular

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Demanda horaria peninsular del día de máxima demanda de energía diaria. 18 febrero 2016

Balance eléctrico peninsular.Febrero 2016

Nuclear 19,6%Carbón 8,7%Ciclo combinado 6,3%Cogeneración 9,9%Residuos 1,2%

No renovables 45,7%

Hidráulica(1) 19,7 %Eólica 30,2 %Solarfotovoltaica 2,3 %Solar térmica 0,8 %Otras renovables 1,3 %

Renovables 54,3%

Generación neta

Demanda (b.c.)

Saldointercambiosinternacionales

Consumos bombeoEnlace Península-Baleares

(1) No incluye la generación bombeo.

21.000

24.000

27.000

30.000

33.000

36.000

39.000

24 horas

MW

febrero2016número 110

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2. Balance de energía eléctrica

2.1 Balance de energía eléctrica del sistema peninsular(1)

Hidráulica NuclearCarbónCiclo combinado(4)

EólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaOtras renovables(5)

Cogeneración(6)

Residuos(7)

Generación Consumo en bombeoEnlace Península-Baleares(8)

Saldo intercambios internacionales(9)

Demanda transporte (b.c.)

(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.(2) Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de potencia eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, otras renovables, cogeneración y residuos.(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(5) Incluye biogás, biomasa, hidráulica marina y geotérmica. Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el 31/12/2014.(6) Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el 31/12/2014.(7) Generación incluída en otras renovables y cogeneración hasta el 31/12/2014.(8) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.(9) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.

Potencia(2) Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil(3)

MW GWh % 16/15 GWh % 16/15 GWh % 16/15

20.323 4.492 19,5 8.387 28,1 32.648 -14,6 7.573 3.962 -16,1 8.578 -13,9 53.369 -4,0 10.022 1.753 -40,4 4.314 -45,0 47.396 2,8 24.948 1.264 -26,3 3.139 -21,7 24.464 8,6 22.845 6.090 2,4 11.694 7,7 48.537 -1,1 4.423 469 -0,01 804 -16,4 7.665 -4,3 2.300 155 -19,1 214 -41,7 4.931 -4,1 741 266 -18,8 642 -12,0 4.529 -3,5 6.673 2.004 3,4 4.115 0,4 25.094 0,3 677 242 95,6 394 46,2 2.010 - - 20.697 -6,5 42.281 -7,4 250.644 -1,6 - -731 34,3 -1.530 49,4 -5.026 3,4 - -91 -18,3 -181 -18,9 -1.291 -3,3 - 956 -271,1 1.804 -320,5 2.489 -166,2 100.525 20.832 -0,4 42.374 -2,8 246.815 0,9

2.2 Estructura de la potencia instalada a 29 de febrero

2.3 Estructura de la generación. Febrero


Ciclocombinado24,8 %

Solar térmica 2,3 %

Hidráulica (1) 20,2 %

Solarfotovol.4,4 %

Eólica22,7 %

Otrasrenovables 0,7 %

Cogeneración6,7 %

Ciclo combinado6,3 %

Nuclear 19,6 %

Carbón8,7 %

Solar térmica 0,8 %

Hidráulica (1)

19,7 %

Solarfotovol.2,3 %

Eólica30,2 %

Otrasrenovables

1,3 %Cogeneración

9,9 %

Nuclear 7,5 %

Carbón10,0 %

Residuos0,7 %

Residuos1,2 %

(1) Incluye la potencia de bombeo puro.


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

Demanda (b.c.)

Periodo actual

3. Demanda

3.3 Variación de la demanda mensual

12

10

8

6

4

2

0

-2

-4

-6

-8

-10

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

%

ED

Demanda corregida

Periodo anterior

3.2 Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)

Demanda (b.c.)Efectos: Laboralidad Temperatura Demanda corregida

Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil GWh % 16/15 GWh % 16/15 GWh %16/15

20.832 -0,4 42.374 -2,8 246.815 0,9 3,8 1,8 0,3 -3,3 -2,5 -0,5 -0,9 -2,1 1,0

FF M A M J J A S O N ED


3.6 Máxima demanda horaria y diaria

10.00040.000

Demanda diaria (GWh)

200 600

Demanda horaria (MWh)

1.000050.000 0 80020.000

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

30.000 400

MediaMáximas

3.5 Temperaturas 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

%Demanda corregidaDemanda (b.c.)

Histórico

Febrero2016

2014

2015

2016

35

30

25

20

15

10

5

0

-6

Máxima estadística

2012 2013 2014 2015 2016

38.094 17 febrero (19-20 h) 78518 febrero

38.094 17 febrero (19-20 h) 78518 febrero

40.324 4 febrero (20-21 h) 82120 enero39.928 21 julio (13-14 h) 81421 julio

38.666 4 febrero (20-21 h) 79711 febrero37.020 17 julio (13-14 h) 75517 julio

44.876 17 diciembre 2007 (19-20 h) 90618 diciembre 200740.934 19 julio 2010 (13-14 h) 82220 julio 2006



4.1 Estructura de la cobertura de la demanda

Feb. 2015

Feb. 2016

Feb-Feb. 2015

Feb-Feb. 2016

4.2 Cobertura de la máxima demanda horaria. 17 de febrero (19-20 h). 38.094 MWh

Hidráulica (1)

Nuclear

Carbón

Solar térmica

Eólica

Otras renovables

Cogeneración

4.3 Cobertura de la máxima demanda horaria (MWh)

Hidráulica convencional Turbinación bombeoHidráulicaNuclearCarbónCiclo combinado Eólica Solar fotovoltaica Solar térmica Otras renovablesCogeneración Residuos(1)

Generación

Consumos en bombeo Enlace Península-Baleares(2) Saldo Andorra Saldo Francia Saldo Portugal Saldo Marruecos

Saldos interc. internacionales (3)

Diferencias por regulaciónDemanda (b.c.)

17/02/2016(19-20 h)

5.773 750

6.523 6.079 5.501 4.043

14.068 23 58

557 3.380

0 40.232

0 -265 -36

-266 1.511 -850 359

-2 40.324

8.681 1.684

10.365 6.033 5.648 4.725 6.744

0 152 414

3.269 281

37.632 -276 -235 -18

-1.200 2.992 -800 974

-38.094

4. Cobertura de la demanda

04/02/2015(20-21 h)


Ciclo combinado

Solar fotovoltaica


Saldo intercambiosinternacionales2,6 %

Carbón15,3 %

Eólica18,3 %

Otras renovables

1,1 %

Cogeneración 9,7 %

(1) Desglose horario no disponible para 2015.(2) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.(3) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.

Nuclear16,3 %

Hidráulica(1)

23,5 %

Solar térmica0,4 %

1,50,92,2

1,30,82,3

1,60,82,1

1,60,52,0

8,9 9,9

30,2

6,3

8,7

19,6

19,7

9,1

24,2

8,9

17,5

22,2

13,0

9,8

28,4

7,6

10,5

20,8

17,8

27,3

7,9

13,5

21,7

15,5

Residuos

0,6 1,2% 0,6 1,0100

90

80

70

60

50

40

30

20

0

10


5. Producción hidroeléctrica

5.1 Evolución de la energía hidroeléctrica

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

E FF M A M J J A S D

GWhPeriodo actual

N

Periodo anterior

D

5.2 Desglose de la producción hidroeléctrica

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

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 hidráulico(1)

5.5 Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 29 de febrero por cuencas hidrográficas

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

Febrero 2016 Acumulado Año Año móvil

71,0

6.232

65,1

12.601

RégimenAnual

RégimenHiperanual

Total

Llenado (%)

Reservas (GWh)

83,5 96,5Duero:3.887 MW

66,5

1.217

32,1

53,0 91,053,9

Tajo-Júcar-Segura:4.349 MW

Guadiana: 226 MW

Guadalquivir-Sur:1.025 MW

1.207

56,6

83

34,0Ebro-Pirineo: 3.425 MW

80,5

Norte:4.879 MW

94,6

4.360 9.663 23.1381,04 1,20 0,8435,8 29,5 70,6

5.3 Producible hidroeléctrico diario(1)


96

2.051

3.013

1.612

450 609

6.369

FF M A M J J A S O N

GWh

D E

68,0

860

560 GWh

420

280

140

0

(1) Incluye todas aquellas unidades que pertenecen a alguna unidad de gestión hidráulica (UGH).

(1) Incluye todas aquellas unidades que pertenecen a alguna unidad de gestión hidráulica (UGH).

F M A M J J A S O N

1.404

106

201446

97 124145

145

98 88

297171

2012 2013 2014 2015 2016

5.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas totales


19.000

17.000

15.000

13.000

11.000

9.000

7.000

5.000

3.000

GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas

20162012 2013 2014 2015

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


20162012 2013 2014 2015

5.8 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen hiperanual

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000


Máximo y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.



Máximo estadístico

Mínimo estadístico





6. Producción térmica


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

Periodo anterior

6.3 Indisponibilidad media horaria mensual

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

E FF M A M J J A S O

MWh/h

N D

Permanente No prevista Prevista

D

6.2 Producción térmica por tecnología

NuclearCarbónCiclo combinado (2)

Producción térmica

Potencia Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil (1)

MW GWh % 16/15 GWh % 16/15 GWh % 16/15

7.573 3.962 -16,1 8.578 -13,9 53.369 -4,010.022 1.753 -40,4 4.314 -45,0 47.396 2,824.948 1.264 -26,3 3.139 -21,7 24.464 8,642.543 6.979 -25,6 16.031 -26,5 125.229 0,8

(1) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(2) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.

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

NuclearCarbónCiclo combinadoTotal

Febrero:Indisponibilidad máxima no previstaIndisponibilidad en la punta de demandaIndisponibilidad máxima total

Año:Indisponibilidad máxima no previstaIndisponibilidad en la punta de demandaIndisponibilidad máxima total

Históricos:Indisponibilidad máxima no previstaIndisponibilidad en la punta de demandaIndisponibilidad máxima total

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

Permanente No prevista Prevista (MWh) térmica (%)

79,9 6,0 5,3 8,8 80,9 6,0 2,6 10,593,2 0,0 6,8 0,0 90,3 1,0 8,3 0,492,8 0,0 5,9 1,3 92,6 0,0 5,8 1,590,6 1,1 6,0 2,3 90,0 1,3 5,8 2,8

08/02/2016 (10-11 h) 455 3.889 1.269 5.613 34.677 13,217/02/2016 (19-20 h) 455 1.935 1.269 3.659 38.094 8,608/02/2016 (10-11 h) 455 3.889 1.269 5.613 30.758 13,2

19/01/2016 (09-10 h) 661 3.950 1.412 6.024 36.255 14,017/02/2016 (19-20 h) 455 1.935 1.269 3.659 38.094 8,619/01/2016 (09-10 h) 661 3.950 1.412 6.024 36.255 14,0

28/11/2009 (11-12 h) 748 7.818 944 9.510 29.476 21,617/12/2007 (19-20 h) 547 1.905 488 2.940 44.876 6,812/11/2007 (09-10 h) 1.079 5.046 6.399 12.524 35.092 28,6


Febrero 2016 Acumulado añoDisponibilidad (%) Indisponibilidad (%) Disponibilidad (%) Indisponibilidad (%)

Permanente No Prevista Prevista Permanente No Prevista Prevista

6.6 Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico

7.000 MWNuclear Ciclo combinado Carbón

0

Horas

3.000

1.000

681

2.000

696

4.000

6.000

5.000

7. Producción energía renovable (1)

7.1 Evolución de la energía renovable

14.000

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0

GWhPeriodo actual

7.2 Estructura de la generación de energía renovable

Periodo anterior

MM A J J A S O N D E FF

(1) Incluye eólica, hidráulica convencional, solar fotovoltaica, solar térmica y otras renovables. No incluye la generación bombeo.

Solartérmica1,4 %

Hidráulica36,3 %

Solar fotovol.4,3 %

Eólica55,6 %

Otrasrenovables

2,4 %

Febrero2016

Solartérmica1,0 %

Hidráulica35,4 %

Solar fotovol.3,9 %

Eólica56,6 %

Otrasrenovables

3,1 %

Acumuladoaño


pág. 12 de 33www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016

2.100

1.800

1.500

1.200

900

600

300

0

-300

-600

-900

-1.200

-1.500

-1.800

-2.100

GWhFrancia Andorra Portugal Marruecos Total

8. Intercambios internacionales

8.1 Saldo físico de intercambios por frontera

8.2 Intercambios internacionales programados por tipo de transacción e interconexión (GWh)

AndorraFrancia (1)

MarruecosPortugalTotal

- -24 - - - - - - - -24 -24965 -561 - -16 - - - - 965 -577 387

- -420 - - - - - - - -420 -4201.079 -39 2 -22 - - - - 1.081 -61 1.0202.044 -1.044 2 -38 0 0 0 0 2.046 -1.082 964

Mercados (MD+MI) +Contratos bilaterales

Import. Export.

Serviciostransfonterizosde balance (1)

Import. Export.

Accionescoordinadasde balance

Import. Export.

Intercambiosde

apoyoImport. Export. Import. Export. Saldo

Total

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

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 pasaen 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 desde2006. 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 trasel ajuste de los programas de intercambios comerciales en el horizonte intradiario.

Importador

Exportador

MWh€/MWh Energía activada por el sistema eléctrico portugués

020406080

100120

Importación120100

80604020

0

24.00020.00016.00012.0008.0004.000

00

4.0008.000

12.00016.00020.00024.000


Exportación

8.3 Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activadospor los sistemas eléctricos externos

MAF M J J A S O N D E F

Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico portugués

Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico francés

Energía activada por el sistema eléctrico francés

MWh€/MWh Energía activada por el sistema eléctrico español

020406080

100120

Importación120100

80604020

0

24.00020.00016.00012.0008.0004.000

00

4.0008.000

12.00016.00020.00024.000Exportación

8.4 Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activadospor el sistema eléctrico español a través de la interconexión con Francia


Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico español

MWh€/MWh Energía activada por el sistema eléctrico español

020406080

100120

Importación120100

80604020

0

24.00020.00016.00012.0008.0004.000

00

4.0008.000

12.00016.00020.00024.000Exportación

8.5 Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activadospor el sistema eléctrico español a través de la interconexión con Portugal


Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico español

Pagos por capacidadMercado intradiario

Servicios de ajuste del OS

9. Mercado eléctrico


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

9.2 Precio final medio90

80

70

60

50

40

30

20

10

0

-10Mercado libre

€/MWh

Mercado diario

Mercado regulado Demanda peninsular

28,78 28,97 28,80

9.3 Repercusiones de los servicios de ajuste del OS en el precio final medio8

7

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

€/MWh

Excedentes desvíos

Desvíos

Restricciones tiempo real

Banda

Restricciones técnicas PBF

Mercado regulado Demanda peninsularMercado libre

Desde 9,64 a 31,51

Desde 43,72 a 68,55Mínimo: 9,64

Desde 31,51 a 43,72

Máximo: 68,55

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

2,66

0,13

Reserva de potencia

0,18

1,13

3,13

4,20

38,09 39,46 38,28

H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24H1Día

4,18

4,29 3,29

4,21

0,25

Servicio interrumpibilidad

2,01 2,01 2,01

Control del factorde potencia

4,20 4,214,18

2,62

0,14

0,17

1,13

0,27

2,66

0,14

0,18

1,13

0,25

-0,06 -0,06 -0,06

-0,03

-0,09 -0,09 -0,09

0,01

-0,03

LL 11 46,05 42,87 40,25 38,70 37,71 40,14 44,79 54,94 58,63 56,96 57,29 53,22 49,21 53,43 53,23 51,96 53,42 56,67 60,54 66,86 68,19 65,72 55,48 51,10MM 22 51,21 46,46 45,69 44,79 44,36 45,38 48,03 48,79 54,11 55,02 56,40 55,72 55,91 54,75 53,68 53,35 51,41 49,34 51,86 56,06 55,97 52,35 45,09 41,70XX 33 40,96 40,13 35,57 35,66 34,89 34,83 36,79 42,70 45,60 45,17 45,91 45,39 44,68 45,12 43,52 41,95 41,97 42,95 49,76 48,58 48,34 43,65 42,41 41,21JJ 44 32,68 28,86 24,53 25,76 24,40 29,14 33,10 40,47 45,24 45,58 47,20 47,14 47,40 47,96 46,12 46,28 47,71 48,54 55,72 57,98 61,09 57,63 48,87 45,86VV 55 44,74 40,36 37,57 37,36 37,29 37,92 41,32 45,19 46,48 47,76 49,85 48,99 49,23 49,05 48,23 47,47 47,88 48,67 52,47 56,47 55,45 49,62 45,69 45,52SS 66 45,40 39,82 35,48 36,62 36,59 36,53 36,75 34,12 36,13 42,40 43,22 43,01 35,77 36,81 32,68 28,88 27,06 28,01 32,20 36,27 38,61 38,85 32,52 30,56DD 77 24,13 21,21 19,14 18,39 16,62 16,44 16,04 16,34 18,73 22,82 25,29 24,96 25,60 23,12 21,35 21,78 27,31 28,83 36,30 38,61 56,88 43,75 37,42 33,47LL 88 33,78 27,65 23,10 22,09 20,47 24,63 31,46 41,08 45,02 44,98 46,52 46,46 46,66 44,95 44,70 44,67 44,68 45,98 48,01 49,97 51,40 47,23 39,36 36,04MM 99 30,69 25,34 21,12 16,27 16,19 20,53 26,44 35,20 39,73 38,73 36,88 38,21 37,31 37,77 36,62 36,22 36,52 36,25 41,73 45,22 41,31 36,13 33,30 33,47XX 1100 25,87 21,79 21,46 21,74 21,93 24,24 29,82 36,49 40,55 41,19 42,66 42,13 40,57 36,42 36,17 36,15 37,26 41,05 46,98 52,43 49,85 43,95 40,39 37,16JJ 1111 30,68 28,24 27,64 27,12 26,98 28,80 35,81 43,07 52,88 52,63 50,28 45,91 44,03 42,82 41,71 37,79 40,31 44,95 53,51 54,28 48,53 44,13 39,21 35,88VV 1122 30,48 28,80 26,85 26,31 23,51 25,16 30,09 30,92 36,61 38,84 40,19 39,81 38,60 36,16 33,08 32,99 33,28 33,83 37,02 41,49 41,22 36,84 32,29 30,65SS 1133 24,95 19,03 16,13 15,94 13,94 14,17 15,79 16,87 15,47 17,16 20,18 18,95 17,17 18,09 16,56 15,06 15,37 16,53 19,12 27,48 29,01 29,07 23,17 21,95D 14 19,15 18,27 13,83 16,19 15,61 15,77 14,99 14,54 14,99 16,42 16,71 19,32 16,80 15,73 16,47 16,22 16,15 16,55 19,01 24,31 28,62 27,73 25,62 22,94L 15 28,47 19,71 16,52 14,90 14,42 16,42 20,14 33,06 38,18 38,13 37,12 34,47 30,75 29,51 26,64 26,84 28,14 30,10 38,35 49,48 49,11 40,92 35,10 27,59MM 1166 34,45 25,04 23,08 20,37 21,68 24,31 35,27 44,25 48,28 51,34 48,49 46,38 43,90 41,51 40,75 41,40 42,96 49,92 68,55 67,71 65,36 62,57 50,26 44,02XX 1177 45,14 42,43 37,77 35,13 34,46 35,27 44,78 49,21 55,15 57,71 56,96 53,22 49,19 47,71 44,84 44,59 44,43 46,99 53,19 59,76 57,55 51,94 46,50 43,57JJ 1188 36,51 32,70 32,87 27,38 26,74 28,88 39,92 49,96 54,15 56,03 58,93 53,14 50,04 47,10 47,56 46,40 46,76 48,92 57,04 64,17 59,27 55,99 48,29 43,30VV 1199 39,08 34,71 33,92 30,33 29,67 34,33 38,67 49,86 54,11 54,38 54,79 52,40 50,81 49,29 48,46 45,35 44,88 48,46 55,73 60,66 61,22 58,75 50,78 43,57SS 2200 43,11 40,86 37,61 35,40 33,36 33,00 34,97 37,56 41,26 42,48 43,72 41,99 42,10 42,15 41,78 39,55 39,06 41,19 47,40 51,44 52,42 49,85 43,92 40,02D 21 39,19 30,33 23,95 19,01 17,93 21,11 19,30 18,17 21,52 32,60 34,33 34,62 33,41 35,54 34,74 30,43 27,38 31,93 44,24 54,33 62,89 63,11 54,85 48,64LL 2222 48,45 42,07 39,80 38,74 38,03 39,81 43,96 54,69 59,06 61,38 60,64 58,25 52,13 49,01 46,57 41,33 40,99 43,43 54,33 58,11 59,40 54,65 44,91 41,19MM 2233 38,02 35,09 29,24 26,03 26,22 30,94 35,80 41,64 46,12 48,28 50,05 44,10 44,89 42,99 42,10 42,13 42,12 43,71 50,82 57,31 59,78 54,52 46,37 42,56XX 2244 36,88 30,27 29,37 25,66 25,23 28,02 32,43 41,03 44,17 47,50 46,99 44,26 41,82 38,16 35,89 32,64 36,18 41,47 53,19 58,17 51,73 47,32 41,12 38,52JJ 2255 32,34 29,44 24,63 20,31 18,15 21,14 31,61 36,00 43,31 43,69 44,10 40,04 39,69 36,53 34,46 34,19 34,26 39,44 47,62 60,69 54,36 42,23 40,12 37,02VV 2266 32,98 31,20 31,27 28,42 29,05 30,30 35,04 40,18 45,34 42,21 42,65 38,69 37,23 33,29 32,07 30,57 29,60 31,22 33,93 46,32 45,48 39,59 30,89 24,62SS 2277 13,89 13,19 12,06 11,80 11,55 11,13 12,25 11,93 13,38 13,95 15,60 14,60 13,70 13,89 15,07 13,49 11,31 13,14 15,34 21,43 21,66 22,08 16,94 14,80DD 2288 14,61 11,98 10,35 10,16 9,64 9,78 10,06 10,51 12,62 12,37 14,97 14,47 13,90 13,69 13,15 12,69 12,86 13,13 15,48 22,66 25,25 27,42 21,48 17,37LL 2299 20,73 16,02 13,49 12,91 13,01 14,74 21,68 29,78 34,32 35,00 36,45 31,92 31,23 30,35 29,90 27,06 29,01 29,44 39,38 55,92 52,63 47,80 41,57 34,00

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

Nº horas

Feb.

24

20

16

12

8

4

0


9.6 Mercado intradiario: precio y energía

Precio medio Precio medio mercado diario Energía diaria

Fuente: OMIE

9.4 Mercado diario: precio y energía

MWh€/MWh120

100

80

60

40

20

0

Precio medio Energía diariaBanda de precios1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

MWh€/MWh180

150

120

90

60

30

0

Banda de precios180.000

150.000

120.000

90.000

60.000

30.000

0

15,4%

29,1%

Fuente: OMIE

Fuente: OMIE

Importacionesinternacionales

Mibel importación desdesistema eléctrico español

Térmicaconvencional

36,2%

17,5%

Hidráulica Bombeo

Ciclo Combinado Renovables, cogeneracióny residuos

1,7%

Mibel importación desdesistema eléctrico portugués

0,1%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2917 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 2917 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 2917 18 19

27

28

28

28


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

Reserva de potencia

Desvíos

Restricciones tiempo real

Excedentes desvíos

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

863.638 5.780 88,62 38,53231.935 - 23,18 -

675 509 25,36141.676 72.172 38,56 17,34194.700 143.598 42,76 10,84113.499 34.229 37,35 16,17

38.614 81.058 88,32 7,52

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

MF M A J A

(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).

S O N D E F

Banda

Control del factor de potencia

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000

400.000

200.000

0

0

200.000

400.000

600.000

800.000

MWh

9.9 Energía programada por restricciones técnicas (Fase 1)

A subir

A bajar

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

(1)


MWh

9.10 Solución de restricciones técnicas (Fase 1)

A subir

A bajar

€/MWh Restriccionestécnicas PBF

Precio medioa subir

Precio medioa bajar

Precio mediomercado diario

360

300

240

180

120

60

0

9.11 Reserva de potencia adicional a subir asignada

Precio medio ponderado MW€/MW

120

100

80

60

40

20

0

Volumen diario60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

0

60

120

180

240

48.000

40.000

32.000

24.000

16.000

8.000

0

0

8.000

16.000

24.000

32.000

150

120

90

60

30

0

MW

9.12 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

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2917 18 19 28

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2917 18 19 28

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2917 18 19 28

9.14 Regulación secundaria

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

020406080

100120

1.200.000

900.000

600.000

300.000

0

MWh

9.13 Energía gestionada en los mercados de ajuste

A subir

A bajar

Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvios Restricciones en tiempo real

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


120100

806040200

F

12.00010.0008.0006.0004.0002.000

00

2.0004.0006.0008.000

10.00012.000

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

9.15 Gestión de desvíos


120100

806040200

60.00050.00040.00030.00020.00010.000

00

20406080

100120

010.00020.00030.00040.00050.00060.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2917 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 2917 18 19 27

28

28


9.16 Regulación terciaria

MWh12010080604020

0

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

30.00025.00020.00015.00010.0005.000

00

5.00010.00015.00020.00025.00030.000

020406080

100120

420360300240180120

6000

60120180240300360420

9.17 Restricciones en tiempo real


35.00030.00025.00020.00015.00010.0005.000

00

5.00010.00015.00020.00025.00030.00035.000

9.18 Desvíos netos medidos por tecnologías

Comercializadores

Solar

Eólica Desvíos entre sistemasResto generación

ExportacionesImportaciones60.000

40.000

20.000

0

MWhA subir

A bajar

0

20.000

40.000

60.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2917 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 2917 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 2917 18 19

28

28

28

9.19 Coste medio de los desvíos

60

50

40

30

20

10

0


9.20 Desvío netos medidos a subir por tecnologías

€/MWh

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

Desvíos netos medidos a bajarpor tecnologías

Restosgeneración

12,4 %

Comercializadores49,3 %

Desvíos entresistemas3,9 %

Exportaciones0,3 %

Solar6,3 %

Eólica27,8 %

Comercializadores15,6 %

Desvíos entresistemas3,6 %

Exportaciones0,1 %

Solar13,3 %

Eólica43,6 %

Restosgeneración

23,8 %

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 2917 18 19 28

Líneas aéreas Longitud (km de circuito)Cable submarino Longitud (km de circuito)Cable subterráneo Longitud (km de circuito)Subestaciones PosicionesTransformación Número de unidades

Capacidad (MVA)Reactancias Número de unidades

Capacidad (MVAr)Condensadores Número de unidades

Capacidad (MVAr)

10. Gestión de la red de transporte


10.1 Instalaciones de la red de transporte

10.2 Descargos en líneas por mantenimiento

10.000

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0A

Horas

10.3 Descargos en subestaciones por mantenimiento

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0

Horas

Periodo actualPeriodo anterior

Periodo actualPeriodo anterior

400 kV ≤ 220 kV Total

21.062 18.212 39.27429 236 26588 499 587

1.442 3.120 4.562152 1 153

79.208 63 79.27149 54 103

7.100 3.414 10.5142 11 13

200 1.100 1.300

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

7,10 8,60 61,140,014 0,018 0,760

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

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

Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil

10.4 Disponibilidad de la red de transporte


10.6 Evolución de la indisponibilidad de la red de transporte

4,5

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

%Periodo actualPeriodo anterior

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

Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso.Datos provisionales pendientes de auditoría.

Datos provisionales pendientes de auditoría.

(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.

Disponibilidad de la red de transporte 99,02 99,38 98,10

Febrero 2016 %

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 clasificar (1)

Total (2)

10.5 Causas de indisponibilidad de la red de transporte

0,50 0,29 0,660,31 0,19 1,090,16 0,13 0,140,01 0,01 0,010,11 0,09 0,160,00 0,00 0,000,98 0,62 1,90

Febrero 2016 %

Acumulado anual %

Año móvil %


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

140

120

100

80

60

40

20

0

MWhPeriodo actualPeriodo anterior

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

0,25

0,20

0,15

0,10

0,5

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



11.3 Cobertura de la demanda.Islas Baleares. Febrero 2016.


Turbinade gas 3,9 %

Solar fotovol. 1,9 %

EnlacePenínsula-

Baleares22,7 %

11. Sistema eléctrico Islas Baleares

www.ree.es · Boletín mensual · Febrero 2016

11.1 Balance de energía eléctrica Islas Baleares (1)

pág. 24 de 33

Carbón Motores diesel Turbina de gasFuel + gasCiclo combinado(4)

Generación auxiliar(5)

EólicaSolar fotovoltaicaOtras renovables(6)

Cogeneración(7)

Residuos(8)

GeneraciónEnlace Peninsular-Baleares(9)


(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.(2) Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de eólica, solar fotovoltaica, otras renovables, cogeneración y residuos.(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(5) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas para cubrir un déficit de generación.

Potencia(2) Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil (3)

MW MWh % 16/15 MWh % 16/15 MWh % 16/15

468 105.051 -38,8 220.198 -37,5 1.732.976 -21,5182 63.223 16,3 101.666 -8,2 720.625 7,7605 15.843 -51,4 63.509 -8,1 576.564 -3,6787 79.066 -9,1 165.175 -8,2 1.297.189 2,4858 105.753 180,8 198.753 165,2 933.043 120,1

- 0 - 0 - 10.582 37,54 693 -0,5 1.223 -5,8 5.244 -11,3

78 7.563 4,9 14.630 3,8 123.098 0,42 119 -30,4 295 -26,3 1.868 -8,8

11 3.221 27,5 6.523 14,8 32.392 -87,375 9.861 -28,6 26.990 -16,0 297.042 -

- 311.325 -2,9 633.786 -4,1 4.433.434 2,6- 91.364 -18,3 180.577 -18,9 1.290.884 -3,3

2.283 402.689 -6,9 814.364 -7,8 5.724.318 1,2

11.2 Estructura de potencia instaladaIslas Baleares a 29 de febrero 2016


Turbinade gas 26,5 %

Carbón20,4 %

Motoresdiesel8,0 %

Solar fotovol.3,4 %

Eólica 0,2 %

Otrasrenovables

0,1 %Cogeneración0,5 %

Carbón26,1 %

(6) Incluye biogás y biomasa. Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el 31/12/2014.(7) Los valores de incrementos y año móvil incluyen residuos hasta el 31/12/2014.(8) Generación incluída en otras renovables y cogeneración hasta el 31/12/2014.(9) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.

Motores diesel15,7 %


Demanda (b.c.)Efectos: Laboralidad

TemperaturaDemanda corregida

Febrero 2016 Acumulado anual Año móvilMWh % 16/15 MWh % 16/15 MWh %16/15

402.689 -6,9 814.364 -7,8 5.724.318 1,23,1 2,0 0,4

-9,8 -8,6 -1,0-0,2 -1,3 1,8

Residuos 3,3 %

Cogeneración0,8 %

Eólica 0,2 %

Residuos 2,4 %

11.7 Máxima demanda horaria y diaria Islas Baleares

200800

Demanda diaria (MWh)

5.000 15.000


30.00001.400 0 20.000400

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

600 10.000

Histórico

Febrero2016

2014

2016

2015

1.200 1.000 25.000


Demanda (b.c.)

18

15

12

9

6

3

0

-3

-6

-9

-12

-15


%

ED

Demanda corregida


5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

-5


2012 2013 2014 2015

8 enero 2009 (19-20h)1.111 20.0308 enero 200912 agosto 2008 (21-22h)1.226 24.55229 julio 2015

906 31 diciembre (19-20h) 1 octubre 16.521

840 17 febrero (20-21h)

1.150 11 agosto (21-22h)

29 febrero 15.244

11 agosto 23.152

969 6 febrero (20-21h) 6 febrero 18.3181.205 29 julio (13-14h) 29 julio 24.552


2016

17 febrero (20-21h) 29 febrero 15.244840

Periodo anterior

Disponibilidad 94,05 94,51 96,27

11.8 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares


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

14

12

10

8

6

4

2

0


A J AF M M J S O N D E

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

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0

Minutos


F

F

Febrero 2016 %

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 (1)

Total (2)

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

0,48 0,23 0,765,35 5,05 2,890,12 0,21 0,070,00 0,00 0,010,00 0,00 0,130,00 0,00 0,005,95 5,49 3,73

Febrero 2016 %

Acumulado anual %

Año móvil %

0,00 0,33 7,170,000 0,035 0,660

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



Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.


(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.



Hidráulica Motores diesel Turbina de gas Turbina de vaporFuel + GasCiclo combinado(4)

HidroeólicaEólicaSolar fotovoltaicaOtras renovables(5)

CogeneraciónGeneraciónDemanda transporte (b.c.)


12. Sistema eléctrico Islas Canarias

12.1 Balance de energía eléctrica Islas Canarias (1)

12.2 Estructura de potencia instaladaIslas Canarias a 29 de febrero de 2016

12.3 Cobertura de la demanda.Islas Canarias. Febrero 2016

Potencia(2) Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil(3)

MW MWh % 16/15 MWh % 16/15 MWh % 16/15

1 338 25,0 647 12,6 3.658 5,4496 176.320 5,3 367.703 4,8 2.224.578 3,6557 18.590 -35,4 37.310 -34,5 311.271 -13,8483 208.097 18,1 437.462 15,6 2.284.477 11,0

1.536 403.007 8,2 842.475 7,2 4.820.326 5,5864 220.504 -2,8 467.548 -3,2 3.197.355 -3,6

11 1.780 374,9 2.594 228,0 10.360 -151 44.254 1,3 63.498 -25,4 374.965 -9,2166 16.424 -7,6 36.009 -0,3 274.147 -1,8

3 847 141,9 1.709 134,4 9.034 12,333 0 - 0 - 0 -

- 687.153 3,8 1.414.480 1,6 8.689.845 1,22.766 687.153 3,8 1.414.480 1,6 8.689.845 1,2


Turbinade vapor 17,4 %

Motoresdiesel

17,9 %

Solar fotovol.6,0 %

Eólica 5,4 %

Otrasrenovables

0,1 %

Cogeneración1,2 %

Turbinade gas

20,1 %


Turbinade vapor 30,3 %

Motoresdiesel

25,7 %

Solar fotovol.2,4 %

Otrasrenovables

0,1 %

Turbinade gas2,7 %

(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.(2) Fuente: Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de

potencia de eólica, solar fotovoltaica, otras renovables y cogeneración.(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.

(4) Utiliza fuel y gasoil como combustible principal. Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(5) Incluye biogás y biomasa.

Hidroeólica0,4 %


Demanda (b.c.)Efectos: Laboralidad

TemperaturaDemanda corregida

Febrero 2016 Acumulado anual Año móvilMWh % 16/15 MWh % 16/15 MWh %16/15

687.153 3,8 1.414.480 1,6 8.689.845 1,23,6 1,5 0,4

-0,2 -0,2 0,00,4 0,3 0,8

Eólica 6,4 %

Hidroeólica0,3 %

12.7 Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias

400 5.000 15.000 30.00001.600 0 20.0008001.200 10.000

Histórico

Febrero2016

2014

2015

25.000 35.0002006001.0001.400

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

2016

27.97433.49010 junio 2006

24 octubre 20078 noviembre 2007 (19-20h)1.49630 julio 2007 (12-13h)1.486

18 febrero (20-21h) 19 febrero 25.541

31 diciembre (19-20h)1.377 28 octubre 26.41916 septiembre 26.09116 septiembre (20-21h)1.322

5 octubre (20-21h) 5 octubre 26.9521.40012 agosto (13-14h) 13 agosto 27.8511.373

1.322



Demanda (b.c.)

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

-5


%

ED

Demanda corregida


5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

-5


20162012 2013 2014 2015

18 febrero (20-21h) 19 febrero 25.5411.322

Disponibilidad 97,89 98,27 96,64

12.8 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias


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

70

60

50

40

30

20

10

0



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

4,0

3,5

3,0

2,5

2,0

1,5

1,0

0,5

0

MinutosPeriodo anterior Periodo actual


F

F

Febrero 2016 %

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 (1)

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

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

1,02 0,83 0,740,37 0,54 1,190,72 0,36 1,420,00 0,00 0,000,00 0,00 0,080,00 0,00 0,012,11 1,73 3,36

Febrero 2016 %

Acumulado anual %

Año móvil %

0,00 2,74 31,840,000 0,167 1,931

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








13. Sistema eléctrico Ceuta

13.1 Balance de energía eléctrica de Ceuta (1)

Motores diesel Turbina de gasFuel + gasGeneración


(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.

Potencia Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil (2)

MW MWh % 16/15 MWh % 16/15 MWh % 16/15

78 17.151 7,1 34.462 -1,7 204.108 -3,413 1 -99,7 1 -99,5 505 64,591 17.152 5,6 34.463 -2,3 204.613 -3,3

- 17.152 5,6 34.463 -2,3 204.613 -3,391 17.152 5,6 34.463 -2,3 204.613 -3,3

13.2 Máxima demanda horaria y diaria Ceuta

1040

Demanda diaria (MWh)

200 600


050 020

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

30 400

Histórico

Febrero2016

2014

800


2015

2016

72370931 agosto 2010

2 diciembre 200815 diciembre 2008 (20-21h)4112 agosto 2010 (12-13h)38

35 18 febrero (20-21h)

21 enero 67237 21 enero (21-22h)

19 febrero 638

1 septiembre 67137 1 septiembre (13-14h)

40 21 enero (21-22h) 21 enero 71336 23 julio (12-13h) 28 julio 668

35 18 febrero (20-21h) 19 febrero 638

14. Sistema eléctrico Melilla

14.1 Balance de energía eléctrica de Melilla (1)

14.2 Máxima demanda horaria y diaria Melilla

1040 200 800050 02030 400

Histórico

Febrero2016

2014

2016

1.000


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

Motores diesel Turbina de gasFuel + GasSolar fotovoltaicaResiduosGeneración


(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.(2) Fuente Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) en los datos de potencia de solar fotovoltaica y residuos.(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.

Potencia(2) Febrero 2016 Acumulado anual Año móvil (3)

MW MWh % 16/15 MWh % 16/15 MWh % 16/15

65 16.135 0,1 32.226 -3,7 202.994 0,812 0,3 - 0,3 -99,9 278 -71,876 16.135 0,1 32.227 -4,6 203.272 0,5

0,06 0 - 4 -60,0 72 -15,32 766 -0,4 1.740 10,0 8.750 -- 16.901 0,1 33.970 -3,9 212.093 0,5

78 16.901 0,1 33.970 -3,9 212.093 0,5

2015

600

14 febrero 2012 (20-21h)407 agosto 2015 (12-13h)42

34 17 febrero (20-21h)

35 29 enero (20-21h)38 29 agosto (13-14h)

39 25 octubre (01-02h)42 7 agosto (12-13h)

3 febrero 638

34 17 febrero (20-21h) 3 febrero 638

6877827 agosto 2015

14 febrero 2012

29 agosto1 octubre 627

728

7 agosto 78221 enero 673


15. Glosario

Acción coordinada de balance o counter trading. Programa de intercambio de energíaentre dos sistemas eléctricos establecido en tiempo real, de forma coordinada entre losoperadores de ambos sistemas, y que se superpone a los programas de intercambio firmespara, respetando éstos, resolver una situación de congestión identificada en tiempo real enla interconexión.

Acoplamiento de mercados. Mecanismo de gestión de la capacidad de intercambiomediante el cual se obtienen de forma instantánea los precios y posiciones netas de losmercados diarios acoplados determinándose de forma implícita los flujos de energía resultantessiempre respetando la capacidad de intercambio disponible.

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 del Bloque de Control España, y las desviaciones de la 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).

Capacidad de transformación. Es el valor convencional de la potencia aparente que setransmite desde un sistema de tensión y corriente alterna, hacia otro sistema, a la mismafrecuencia, y generalmente de valores diferentes de tensión.

Ciclo combinado. Tecnología de generación de energía eléctrica mediante la combinacióno 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).

Cogeneración. Proceso mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica yenergía térmica y/o mecánica útil.

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. Dispositivo pasivo capaz de inyectar en el sistema potencia reactiva parareducir la caída de tensión cuando la demanda es elevada.

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.

Control del factor de potencia. Este servicio de ajuste se establece en el artículo 7 apartadoe) del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producciónde 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 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 en mercado regulado de suministro de referencia. Demanda de energíaeléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de los consumidores peninsularesque 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 lotanto, no puede circular potencia eléctrica a través de ella. Para ello el operador del sistemade transporte permite el acceso de un tercero a una instalación para que realice algún tipode trabajo de mantenimiento, con el objetivo de maximizar la rentabilidad de los activos dela red y mantenerlos en condiciones óptimas de funcionamiento.

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

Desvíos medidos a bajar. Los desvíos medidos a bajar son aquellos que resultan cuandola producción medida en barras de central es menor a la programada en el mercado o cuandoel consumo medido en barras de central es mayor que el programado en el mercado, y porlo tanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia aumentando producción o reduciendoconsumo 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 cuandola producción medida en barras de central es mayor a la programada en el mercado o cuandoel consumo medido en barras de central es menor que el programado en el mercado, por lotanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia reduciendo producción o aumentandoconsumo de bombeo 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.

Energía no suministrada (ENS). Es la energía no entregada al sistema eléctrico debido ainterrupciones del servicio acaecidas en la red de transporte.

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. El mecanismo de gestión de desvíos es un servicio de carácter potestativogestionado y retribuido por mecanismos de mercado. Tiene por objeto resolver los desvíosentre generación y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesióndel mercado intradiario y hasta el inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesión.

Índice de producible hidráulico. Cociente entre la energía producible y la energía 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. Intercambios de energía eléctrica medidos en elconjunto de líneas de interconexión internacional que conectan dos sistemas eléctricos.

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.

Laboralidad. Efecto que el calendario laboral de la zona de estudio tiene sobre el consumode energía eléctrica.

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 organizado en el que se llevan a cabo las transacciones decompra 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 alos agentes del mercado modificar sus tomas o entregas de energía.

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.

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, 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. Dispositivo pasivo capaz de absorber del sistema potencia reactiva para aumentarla caída de tensión cuando la demanda es reducida.

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 no peninsulares.


Regulación terciaria. La regulación terciaria es un servicio complementario de carácterpotestativo y oferta obligatoria para las unidades habilitadas, gestionado y retribuido pormecanismos de mercado. Tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumoy la restitución de la reserva de regulación secundaria utilizada, mediante la adaptación delos programas de funcionamiento de las unidades de programación correspondientes ainstalaciones de producción y a instalaciones de consumo de bombeo. La reserva de regulaciónterciaria se define como la variación máxima de potencia que puede efectuar una unidad deproducción 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 quepueda 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 contratacióny gestión de la reserva de potencia adicional a subir es realizada por el operador del sistemamediante 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 cantidadde energía eléctrica que se produciría en su propia central y en todas las centrales situadasaguas abajo, con el vaciado completo de su reserva útil de agua en dicho momento, en elsupuesto de que este vaciado se realice sin aportaciones naturales.

Servicios complementarios. Servicios que resultan necesarios para asegurar el suministrode energía en las condiciones adecuadas de seguridad, calidad y fiabilidad requeridas. Incluyen:reserva de potencia adicional a subir, regulación primaria, regulación secundaria, regulaciónterciaria y control de tensión de la red de transporte.

Servicios de ajuste del sistema. Son aquellos servicios gestionados por el operador delsistema que resultan necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica en lascondiciones de calidad, fiabilidad y seguridad necesarias. Los servicios de ajuste pueden tenercarácter obligatorio o potestativo. Se entienden como servicios de ajuste la solución derestricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos.

Servicio de interrumpibilidad. Herramienta de gestión de la demanda para dar unarespuesta rápida y eficiente a las necesidades del sistema eléctrico de acuerdo a criteriostécnicos (de seguridad del sistema) y económicos (de menor coste para el sistema), que consisteen reducir la potencia activa demandada en respuesta a una orden dada por Red Eléctricacomo Operador del Sistema. De acuerdo con la normativa relativa al mecanismo competitivode asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (Orden IET/2013/2013y sus posteriores modificaciones) el recurso interrumpible se asigna mediante un procedimientode subastas, siendo el Operador del Sistema el responsable de organizar y gestionar dichosistema de subastas.

Servicios transfronterizos de balance. Energías de balance programadas para serintercambiadas entre dos sistemas eléctricos interconectados en cada período de programación,mediante la actuación coordinada de los operadores de los sistemas eléctricos respectivos.

Solar fotovoltaica. La generación fotovoltaica consiste en la generación de energía eléctricaa partir de unos dispositivos semiconductores integrados en los llamados paneles fotovoltaicosque transforman la energía en forma de radiación solar, directamente en energía eléctrica.

Solar termoeléctrica. La generación solar termoeléctrica consiste en la utilización deprocesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, enelectricidad.

Solución de Restricciones en tiempo real. Proceso realizado por el operador del sistemaconsistente en la resolución de las restricciones técnicas identificadas durante la operaciónen tiempo real mediante la limitación, y en su caso, la modificación de los programas de lasunidades de programación.

Solución de Restricciones técnicas PBF. Mecanismo gestionado por el operador delsistema para la resolución de las restricciones técnicas identificadas en el programa diariobase de funcionamiento mediante la limitación, y en su caso, la modificación de los programasde las unidades de programación y el posterior proceso de reequilibrio generación-demanda.

Subestación. Una subestación eléctrica es un nodo de interconexión de circuitos, de maneradirecta o mediante transformación para conectar redes a distintos niveles de tensión. Lafunción principal de las subestaciones es conseguir mallar adecuadamente el sistema eléctrico.

Suministro de referencia. Régimen de suministro de energía establecido para losconsumidores 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 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).

Tasa de indisponibilidad. Indica el porcentaje de tiempo durante el que las líneas detransporte no han estado disponibles para el servicio.

Tiempo de interrupción medio (TIM). Tiempo, en minutos, que resulta de dividir la energíano 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 uncircuito eléctrico de corriente alterna, transfiriendo la potencia de un circuito a otro, utilizandocomo enlace un flujo magnético común.

Unidad de gestión hidráulica (UGH). Cada conjunto de centrales hidroeléctricas quepertenezcan a una misma cuenca hidráulica y a un mismo sujeto titular.

Boletín mensual. Febrero 2016. Número 110. · · Boletín mensual · Febrero 2016 pág. 04. de...

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