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1. Aspectos relevantes Sistema peninsular La demanda de energía eléctrica alcanzó los 22.674 GWh, un 2,8 % superior a la de enero del 2014. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha sido un 3,6 % superior a la del mismo mes del año anterior. Este mes las temperaturas medias han sido inferiores que las del año anterior con 8,5 ºC frente a los 9,8 ºC del mismo mes del 2014. La temperatura máxima media del mes ha sido inferior en 0,2 ºC a la del mismo período del año pasado. Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 36,9 % de la producción total, frente al 51,4 % de enero del 2014. En el mes de enero la producción de origen eólico ha alcanzado los 4.958 GWh, con un descenso del 24,2 % frente al mismo periodo del año anterior. Se han registrado nuevos máximos de generación eólica. El día 29 la producción de energía eólica alcanzó un nuevo máximo de potencia instantanea con 17.553 MW a las 19.27 horas, un 2,9 % superior respecto al anterior anotado el 6 de febrero del 2013 con 17.056 MW. Además, se registró el máximo de energía horaria con 17.436 MWh entre las 19.00 y las 20.00 horas, lo que supuso un incremento del 3,1 % respecto al anterior de 16.918 MWh, registrado también el 6 de febrero del 2013. Por último, el día 30 se superó el máximo histórico de energía diaria con 357.741 MWh, lo que supone un incremento del 1,61 % respecto al máximo anterior, 352.087 MWh registrado el 25 de marzo del 2014. Desde el punto de vista hidrológico enero ha sido un mes seco, con una energía producible de 2.121 GWh, valor muy inferior al característico medio para un mes de enero. Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de enero se situaron en el 64,4 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 11.931 GWh. Estas reservas son inferiores en 8,9 puntos porcentuales a las existentes hace un año y superiores en 0,9 puntos porcentuales al mes anterior. El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de enero ha sido del 93,7 %, 1,7 puntos superior a la del mismo mes del año anterior. El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 66,88 /MWh, lo que significa un 8,5 % más que el mes pasado y un 32,4 % más que el mismo mes del año anterior. La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de enero ha sido un 14 % inferior a la gestionada el mismo periodo del año anterior debido sobre todo a la menor cantidad de energía gestionada a través de restricciones técnicas y restricciones en tiempo real y al fin de vigencia del procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro. La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de enero ha sido del 99,26 %, inferior en un 0,4 % a la de enero del 2014. En el mes de enero se han producido dos cortes de mercado en las instalaciones de la red de transporte contabilizados en el cálculo de indicadores de calidad. El primero de ellos tuvo lugar en Aragón con una energía no suministrada de 0,13 MWh. El segundo se produjo también en Aragón con una energía no suministrada de 0,10 MWh. Sistemas no peninsulares La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares ha aumentado un 3,0 % respecto a la de enero del 2014. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla ha aumentado en 5,4 %, 1,6 %, 2,3 % y 5,3 %, respectivamente. www.ree.es pág. 01 de 30 enero 2015 número 97 24 horas MW Demanda horaria peninsular del día de máxima demanda de energía diaria. 21 enero 2015 RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA 24.000 33.000 27.000 Información elaborada con datos disponibles a 13/02/15 - Fecha de edición: 20/02/2015 Sistema peninsular 1 Aspectos relevantes 2 Balance de energía eléctrica 3 Demanda de electricidad 4 Cobertura de la demanda 5 Producción hidroeléctrica 6 Producción térmica 7 Producción renovable 8 Intercambios internacionales 9 Mercado eléctrico 10 Gestión de la red de transporte Sistemas no peninsulares 11 Sistema eléctrico Islas Baleares 12 Sistema eléctrico Islas Canarias 13 Sistema eléctrico Ceuta 14 Sistema eléctrico Melilla Glosario índice 42.000 39.000 Balance eléctrico peninsular. Enero 2015 (1) No incluye la generación bombeo. No renovables 63,1 % Renovables 36,9 % Nuclear 22,6 % Carbón 21,1 % Ciclo combinado 9,5 % Cogeneración y resto 9,9 % Hidráulica (1) 10,8 % Eólica 21,4 % Solar fotovoltaica 2,2 % Solar térmica 0,8 % Térmica renovable 1,7 % Demanda (b.c.) Generación neta Saldo intercambios internacionales Consumos bombeo Enlace Península- Baleares 30.000 36.000

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Page 1: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

1. Aspectos relevantesSistema peninsular• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 22.674 GWh, un 2,8 % superior a la de enero del 2014. Corregidos

los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha sido un 3,6 % superior a la del mismo mes del añoanterior.

• Este mes las temperaturas medias han sido inferiores que las del año anterior con 8,5 ºC frente a los 9,8 ºC delmismo mes del 2014. La temperatura máxima media del mes ha sido inferior en 0,2 ºC a la del mismo períododel año pasado.

• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 36,9 % de la produccióntotal, frente al 51,4 % de enero del 2014.

• En el mes de enero la producción de origen eólico ha alcanzado los 4.958 GWh, con un descenso del 24,2 %frente al mismo periodo del año anterior. Se han registrado nuevos máximos de generación eólica. El día 29 laproducción de energía eólica alcanzó un nuevo máximo de potencia instantanea con 17.553 MW a las 19.27horas, un 2,9 % superior respecto al anterior anotado el 6 de febrero del 2013 con 17.056 MW. Además, seregistró el máximo de energía horaria con 17.436 MWh entre las 19.00 y las 20.00 horas, lo que supuso unincremento del 3,1 % respecto al anterior de 16.918 MWh, registrado también el 6 de febrero del 2013. Porúltimo, el día 30 se superó el máximo histórico de energía diaria con 357.741 MWh, lo que supone un incrementodel 1,61 % respecto al máximo anterior, 352.087 MWh registrado el 25 de marzo del 2014.

• Desde el punto de vista hidrológico enero ha sido un mes seco, con una energía producible de 2.121 GWh, valormuy inferior al característico medio para un mes de enero.

• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de enero se situaronen el 64,4 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 11.931 GWh. Estas reservas son inferioresen 8,9 puntos porcentuales a las existentes hace un año y superiores en 0,9 puntos porcentuales al mes anterior.

• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de enero ha sido del 93,7 %, 1,7puntos superior a la del mismo mes del año anterior.

• El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 66,88 €/MWh, lo que significa un 8,5 % más que elmes pasado y un 32,4 % más que el mismo mes del año anterior.

• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de enero ha sido un 14 % inferior a la gestionadael mismo periodo del año anterior debido sobre todo a la menor cantidad de energía gestionada a través derestricciones técnicas y restricciones en tiempo real y al fin de vigencia del procedimiento de resolución derestricciones por garantía de suministro.

• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de enero ha sido del 99,26 %, inferior en un 0,4 %a la de enero del 2014.

• En el mes de enero se han producido dos cortes de mercado en las instalaciones de la red de transporte contabilizadosen el cálculo de indicadores de calidad. El primero de ellos tuvo lugar en Aragón con una energía no suministradade 0,13 MWh. El segundo se produjo también en Aragón con una energía no suministrada de 0,10 MWh.

Sistemas no peninsulares• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares ha aumentado un 3,0 %

respecto a la de enero del 2014. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla ha aumentado en 5,4 %, 1,6 %, 2,3 % y5,3 %, respectivamente.

www.ree.es pág. 01 de 30

enero2015

n ú m e r o 9 7

24 horas

MW

Demanda horaria peninsular deldía de máxima demanda deenergía diaria. 21 enero 2015

REDE L É C T R I C ADE ESPAÑA

24.000

33.000

27.000

Información elaborada con datos disponibles a 13/02/15 - Fecha de edición: 20/02/2015

Sistema peninsular1 Aspectos relevantes2 Balance de energía eléctrica3 Demanda de electricidad4 Cobertura de la demanda5 Producción hidroeléctrica6 Producción térmica7 Producción renovable8 Intercambios internacionales9 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

ce42.000

39.000

Balance eléctrico peninsular.Enero 2015

(1) No incluye la generación bombeo.

No renovables 63,1 % Renovables 36,9 %

Nuclear 22,6 %Carbón 21,1 %Ciclo combinado 9,5 %Cogeneracióny resto 9,9 %

Hidráulica(1) 10,8 %Eólica 21,4 %Solarfotovoltaica 2,2 %Solar térmica 0,8 %Térmicarenovable 1,7 %

Demanda (b.c.)

Generación neta

Saldointercambiosinternacionales

Consumos bombeoEnlace Península-Baleares

30.000

36.000

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2. Balance de energía eléctrica

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015

2.1 Balance de energía eléctrica del sistema peninsular(1)

pág. 02 de 30

HidráulicaNuclearCarbónFuel + gasCiclo combinado(4)

Consumos generación(5)

Resto hidráulica(6)

EólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableCogeneración y resto

Generación netaConsumo en bombeoEnlace Península-Baleares(7)

Saldos intercambios internacionales(8)

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 de resto hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, solar térmica, térmica renovable y cogeneración y resto.(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(5) Consumos en generación correspondientes a la producción hidráulica, nuclear, carbón, fuel + gas y ciclo combinado.(6) Incluye todas aquellas unidades menores de 50 MW que no pertenecen a ninguna unidad de gestión hidráulica (UGH).(7) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.(8) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.

Potencia(2) Enero 2015 Acumulado anual Año móvil(3)

MW GWh % 15/14 GWh % 15/14 GWh % 15/14

17.786 2.370 -40,1 2.370 -40,1 34.264 -2,67.866 5.476 15,5 5.476 15,5 58.110 2,4

10.972 5.261 130,9 5.261 130,9 47.047 20,6520 0 - 0 - 0 -

25.353 2.275 41,3 2.275 41,3 22.598 -5,9-712 53,4 -712 53,4 -6.778 9,0

2.105 523 -33,2 523 -33,2 6.804 -5,722.845 4.958 -24,2 4.958 -24,2 49.041 -10,24.428 501 42,1 501 42,1 7.927 1,02.300 194 142,6 194 142,6 5.073 15,11.012 404 -4,5 404 -4,5 4.698 -7,07.075 2.302 -14,1 2.302 -14,1 25.216 -20,5

23.553 2,5 23.553 2,5 254.000 -2,2-506 -41,0 -506 -41,0 -4.978 -18,6-111 12,5 -111 12,5 -1.311 4,1-262 -1.031,3 -262 -1.031,3 -3.696 -41,7

102.261 22.674 2,8 22.674 2,8 244.016 -0,8

2.2 Estructura de la potencia instaladaa 31 de enero.

2.3 Estructura de la generación neta.Enero

(1) No incluye la generación bombeo.

Ciclocombinado24,8 %

Fuel+gas0,5 %

Solar térmica 2,2 %

Hidráulica (1)

19,5 %

Solarfotovol.4,3 %

Eólica22,3 %

Térmicarenovable 1,0 %

Cogeneracióny resto 7,0 %

Ciclo combinado9,5 %

Nuclear 22,6 %

Carbón21,1 %

Solar térmica 0,8 %

Hidráulica (1)

10,8 %

Solarfotovol.2,2 %

Eólica21,4 %

Térmicarenovable

1,7 %Cogeneracióny resto 9,9 %

Nuclear 7,7 %

Carbón10,7 %

(1) Incluye la potencia de bombeo puro.

Page 3: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

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

6

5

4

3

2

1

0

-1

-2

-3

-4

-5

-6EE F M A M J J A S O

%

DN

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

Enero 2015 Acumulado anual Año móvilGWh % 15/14 GWh % 15/14 GWh %15/14

22.674 2,8 22.674 2,8 224.016 -0,8-1,1 -1,1 0,00,4 0,4 -0,93,6 3,6 0,1

EE F M A M J J A S O DN

Page 4: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30

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

%CorregidaSin corregir

2011

Histórico

Enero 2015

2013

2014

2015

35

30

25

20

15

10

5

0

-6

Máxima estadística

2012 2013 2014 2015

17 diciembre 2007 (19-20h)44.87619 julio 2010 (13-14h)40.934 822

90618 diciembre 200720 julio 2006

38.666 4 febrero (20-21h) 11 febrero 798

39.963 27 febrero (20-21h) 23 enero 80837.399 10 julio (13-14h) 10 julio

40.351 20 enero (20-21h) 21 enero 819

37.020 17 julio (13-14h) 17 julio 755

761

40.351 20 enero (20-21h) 21 enero 819

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4.1 Estructura de la coberturade la demanda

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

0Enero2014

%

Enero2015

Ene-Ene2014

Ene-Ene2015

4.2 Cobertura de la máxima demandahoraria.20 de enero (20-21 h). 40.351 MWh

Hidráulica (1)

Nuclear

Carbón

Solar térmica

Eólica

Térmica renovable

Cogeneración y resto

4.3 Cobertura de la máxima demanda horaria (MWh)

Hidráulica convencional Turbinación bombeoHidráulicaNuclearCarbónFuel + gasCiclo combinadoResto hidráulica (1)

EólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableCogeneración y resto

Generación neta

Consumos en bombeoEnlace Península-Baleares (2)

Saldo Andorra Saldo Francia Saldo Portugal Saldo Marruecos

Saldos interc. internacionales (3)

Diferencias por regulaciónDemanda (b.c.)

20/01/2015(20-21 h)

6.521979

7.5006.1198.995

08.650

8533.372

180

6113.539

39.6560

-265-34

1.198596

-800960

-40.351

4. Cobertura de la demanda

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 05 de 30

21/01/2014(19-20 h)

(1) No incluye la generación bombeo.

(1) No incluye la generación bombeo.

Ciclo combinado

Solar fotovoltaica

7.6951.1208.8146.1025.291

05.5501.1237.339

8738

5634.358

39.2650

-204-12

-998915

-750-845

7538.291

Ciclocombinado21,8 %

Saldo intercambiosinternacionales2,4 %

Carbón22,7 %

Hidráulica(1)

18,6 %

Eólica8,5 %

Térmicarenovable

1,5 %

Cogeneracióny resto 9,1 %

(1) Incluye todas aquellas unidades menores de 50 MW que no pertenecen a ningunaunidad de gestión hidráulica (UGH).(2) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía delsistema.(3) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.

Nuclear15,4 %

12,0

29,2

1,60,41,9

2,20,81,7

1,60,41,9

2,20,81,7

6,9

9,5

20,2

18,3

9,9

21,4

9,5

21,1

22,6

10,8

12,0

29,2

6,9

9,5

20,2

18,3

9,9

21,4

21,1

22,6

10,8

9,5

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5. Producción hidroeléctrica (1)

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 06 de 30

5.1 Evolución de la energía hidroeléctrica

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0D EE F M A M J J A S

GWhPeriodo actual

O

Periodo anterior

N

5.2 Desglose de la producción hidroeléctrica

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0D EE F M A M J J A S

GWh

O N

Hidráulica convencional y mixta Generación bombeo

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

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Producible medio histórico Producible diarioHúmedoSeco

5.4 Producible hidroeléctrico

5.5 Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 31 de enero por cuencas hidrográficas

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

Enero 2015 Acumulado Año Año móvil

63,2

6.268

65,5

11.931

RégimenAnual

RégimenHiperanual

Total

Llenado (%)

Reservas (GWh)

1.072

63,8 88,6Duero:3.887 MW

64,2

1.567

41,3

78,1 73,272,4

Tajo-Júcar-Segura:4.343 MW

Guadiana: 226 MW

Guadalquivir-Sur:1.025 MW

1.426

66,8

93

38,0Ebro-Pirineo: 3.425 MW

57,6

Norte:4.879 MW

82,5

2.121 2.121 29.1580,55 0,55 1,0580,3 80,3 39,3

5.3 Producible hidroeléctrico diario

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 07 de 30

141

1.467

2.764

1.558

604490

5.664

560

EE F M A M J J A S O

GWh

N D

420

280

0

64,4

140

750

99124

145108

89

2971

14 2046

71

98124

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2011 2012 2013 2014 2015

5.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas totales

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 08 de 30

19.000

17.000

15.000

13.000

11.000

9.000

7.000

5.000

3.000

GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas

20152011 2012 2013 2014

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

20152011 2012 2013 2014

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

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6. Producción térmica (1)

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 09 de 30

6.1 Evolución de la producción térmica

25.000

20.000

15.000

10.000

5.000

0D EE F M A M J J A S

GWhPeriodo actual

O

Periodo anterior

6.3 Indisponibilidad media horaria mensual

8.000

6.000

4.000

2.000

0D EE F M A M J J A S

MWh/h

O N

Permanente No prevista Prevista

N

6.2 Producción bruta por tecnología

NuclearCarbónFuel + gasCiclo combinado (2)

Producción térmica

Potencia Enero 2015 Enero 2015 Año móvil (1)

MW GWh % 15/14 GWh % 15/14 GWh % 14/13

7.866 5.476 15,5 5.476 15,5 58.110 2,410.972 5.261 130,9 5.261 130,9 47.047 20,6

520 0 - 0 - 0 -25.353 2.275 41,3 2.275 41,3 22.598 -5,944.710 13.013 50,8 13.013 50,8 127.755 6,6

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

(1) Datos correspondientes a la producción nuclear, carbón, fuel + gas y ciclo combinado.

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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

Enero: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 (%)

93,4 6,0 0,6 0,0 93,4 6,0 0,6 0,094,2 2,0 3,8 0,0 94,2 2,0 3,8 0,00,0 0,0 100,0 0,0 0,0 0,0 100,0 0,0

95,4 0,0 4,6 0,1 95,4 0,0 4,6 0,193,7 1,5 4,8 0,0 93,7 1,5 4,8 0,0

20/01/2015 (00-01 h) 661 3.613 0 4.274 28.815 9,820/01/2015 (20-21 h) 661 3.393 0 4.055 40.351 9,320/01/2015 (00-01 h) 661 3.613 0 4.274 28.815 9,8

20/01/2015 (00-01 h) 661 3.613 0 4.274 28.815 9,820/01/2015 (20-21 h) 661 3.393 0 4.055 40.351 9,320/01/2015 (00-01 h) 661 3.613 0 4.274 28.815 9,8

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

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ENERO 2015 ACUMULADO AÑODisponibilidad (%) Indisponibilidad (%) Disponibilidad (%) Indisponibilidad (%)

Permanente No Prevista Prevista Permanente No Prevista Prevista

6.6 Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico

5.000 MWNuclear Fuel + gas Ciclo combinado Carbón

0

Horas

1.000

4.000

2.000

681

3.000

721 744

Page 11: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

pág. 11 de 30www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015

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

AF M M J J A S O N D EE

(1) Incluye eólica, hidráulica convencional, resto de hidráulica, solar fotovoltaica, solar térmica y térmica renovable. No incluye la generación bombeo.

Solartérmica2,3 %

Hidráulica29,3 %

Solar fotovol.5,9 %

Eólica57,8 %

Térmicarenovable

4,7 %

Enero2015

Solartérmica2,3 %

Hidráulica29,3 %

Solar fotovol.5,9 %

Eólica57,8 %

Térmicarenovable

4,7 %

Acumuladoaño

Page 12: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

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

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 12 de 30

8.1 Saldo físico de intercambios por frontera

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

Francia (1)

PortugalAndorraMarruecosTotal

758 134 4 6 - - - - 762 140 622114 603 4 13 - - - - 118 616 -498

- 28 - - - - - - 0 28 -28- 351 - - - - - - 0 351 -351

872 1.117 8 19 0 0 0 0 881 1.136 -255

Mercados (MD+MI) +Contratos bilaterales

Import. Export.

Serviciostransfonterizosde balance (1)

Import. Export.

AccionesCoordinadasde balance

Import. Export.

Intercambiosde

ApoyoImport. Export. Import. Export. Saldo

Total

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

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

Page 13: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

JJ 11 61,38 60,79 60,74 55,87 52,85 50,81 49,36 49,53 47,05 52,46 56,81 57,30 57,26 59,15 59,12 56,76 58,25 61,74 71,61 71,64 72,99 71,18 67,68 61,72VV 22 60,49 55,41 52,13 52,52 50,81 52,24 56,62 65,98 68,77 69,40 74,71 72,42 73,01 69,58 69,04 69,24 68,73 70,93 81,22 82,07 81,91 76,78 73,64 69,61SS 33 63,06 60,03 56,01 54,99 53,17 54,43 56,65 60,71 65,66 67,16 68,03 66,30 66,45 65,85 65,51 60,40 59,72 64,32 69,04 69,64 69,91 70,23 67,42 65,09DD 44 51,43 47,04 45,79 45,78 45,00 44,91 45,91 45,80 49,09 52,84 57,59 56,84 54,49 56,70 55,98 49,52 49,63 58,61 69,67 72,32 72,96 73,96 71,11 67,38LL 55 67,32 61,89 58,20 57,72 56,42 58,10 68,45 71,48 76,35 77,84 80,56 79,63 77,94 72,04 69,95 69,55 69,92 78,57 88,11 90,47 87,81 81,02 78,06 70,25MM 66 68,39 61,92 57,96 55,15 52,09 51,71 55,07 61,96 65,44 71,70 78,03 74,69 71,71 65,93 64,44 62,91 64,04 69,98 77,53 80,14 80,63 76,74 71,18 70,58XX 77 64,28 61,83 60,37 60,50 58,51 61,06 68,74 73,67 81,86 91,53 99,37 94,00 84,04 79,67 75,37 74,75 75,35 77,72 89,83 94,14 89,99 84,85 76,01 73,18JJ 88 71,35 69,16 66,91 62,87 62,19 65,43 68,57 74,03 80,76 85,37 90,00 88,20 84,26 78,53 75,52 75,23 76,39 78,70 89,66 92,99 89,06 82,68 75,10 71,37VV 99 65,67 59,48 58,28 57,36 57,15 58,56 67,19 74,00 80,12 84,26 91,19 88,81 84,43 79,51 75,32 75,64 78,43 79,96 87,30 87,83 85,88 80,21 76,30 70,29SS 1100 58,33 56,84 53,91 53,17 52,96 54,05 56,00 62,69 69,91 72,58 74,87 73,25 72,05 71,76 70,57 67,41 66,19 69,54 75,24 76,28 76,02 75,57 68,51 59,54DD 1111 56,73 51,80 50,79 50,52 47,36 46,29 47,54 48,48 50,02 54,09 53,61 52,31 50,46 52,12 52,28 49,57 49,67 53,30 75,47 78,11 79,93 80,05 75,53 68,14LL 1122 58,18 56,10 51,81 50,49 50,16 51,79 57,74 69,11 74,12 80,28 84,54 85,84 81,72 75,02 72,61 71,85 73,03 74,61 83,01 86,63 85,47 79,48 67,13 60,72MM 1133 53,66 50,90 49,66 48,35 47,55 48,43 52,81 64,38 72,38 76,64 82,37 80,65 77,07 72,50 67,72 67,89 71,31 73,92 85,15 87,46 86,18 78,97 75,37 65,37XX 1144 58,06 53,02 52,67 52,04 51,43 56,06 68,96 75,08 82,43 90,74 97,16 93,69 85,14 78,19 74,29 73,91 75,42 77,92 86,87 87,61 85,76 78,10 68,09 57,54JJ 1155 47,10 43,77 42,39 41,28 39,47 40,31 45,04 55,19 68,36 74,73 78,17 76,62 69,10 56,25 52,67 52,12 56,12 64,07 77,76 79,20 78,27 68,64 54,92 51,84VV 1166 44,05 42,24 41,68 40,97 41,62 44,03 49,44 65,23 76,93 84,77 88,60 84,83 77,54 69,56 59,55 57,71 65,02 69,96 81,03 83,29 80,88 74,22 66,95 56,95SS 1177 47,64 45,53 44,66 44,79 43,94 45,19 46,51 50,93 57,41 66,80 71,33 71,40 69,76 65,87 56,50 49,20 48,79 52,87 69,67 73,42 71,39 68,02 54,97 50,76DD 1188 50,34 47,19 41,66 39,75 38,54 40,04 40,61 43,74 46,35 51,14 54,07 62,26 59,69 63,47 63,26 56,77 56,08 55,18 67,23 72,43 71,81 70,88 65,77 56,77LL 1199 51,56 46,83 44,43 40,66 38,84 42,97 49,22 60,07 68,44 75,83 78,71 78,36 73,26 67,49 61,22 61,01 66,70 72,76 85,49 87,73 86,68 81,20 73,53 68,13MM 2200 55,46 51,77 50,95 49,03 48,25 50,62 54,88 69,35 79,04 82,15 91,79 89,47 84,81 79,35 77,26 77,18 77,96 82,23 88,47 89,36 88,15 83,15 76,51 69,90XX 2211 68,32 57,56 55,63 52,80 50,93 52,18 54,77 67,09 74,65 76,66 81,95 78,84 73,50 65,24 59,72 59,76 59,88 69,03 78,88 77,48 74,26 63,43 58,92 53,27JJ 2222 48,25 46,33 44,75 41,62 40,83 41,09 47,03 51,64 69,16 72,28 77,55 76,01 69,74 65,25 59,77 59,65 63,18 71,78 82,40 82,33 81,17 76,27 68,44 60,45VV 2233 51,64 49,63 47,09 45,76 42,33 45,26 51,09 64,17 74,96 78,47 83,73 82,63 77,92 70,60 60,16 59,09 63,65 70,90 79,85 81,92 80,16 75,06 69,82 60,37SS 2244 55,52 53,35 50,89 45,91 44,64 44,50 48,36 51,04 50,27 59,01 63,73 63,91 62,27 59,49 52,76 50,48 48,07 52,04 64,44 68,93 68,62 68,09 60,57 56,64DD 2255 52,29 44,42 38,72 39,85 37,09 39,15 42,31 40,12 44,18 49,70 49,78 48,67 48,92 48,81 47,15 45,10 45,90 49,60 67,15 74,60 75,33 73,36 66,89 60,19LL 2266 51,48 47,45 44,42 44,42 44,35 46,44 53,60 67,19 75,82 79,73 83,46 83,71 81,17 75,70 71,94 70,90 72,70 76,15 86,19 88,32 86,37 81,24 74,22 68,09MM 2277 59,18 51,37 48,53 47,19 46,97 47,58 53,97 68,52 76,66 80,73 85,83 82,57 78,20 70,85 63,94 60,52 65,12 69,19 80,16 82,77 80,76 75,03 67,82 55,71XX 2288 49,86 50,19 47,01 46,80 47,08 46,93 52,21 68,25 78,22 81,49 88,07 86,28 83,28 76,03 70,51 69,02 70,73 74,58 86,41 86,82 85,46 77,27 69,15 59,54JJ 2299 53,22 49,47 46,46 45,52 44,53 44,94 52,03 55,77 65,24 71,52 78,31 72,57 65,46 52,98 48,88 47,73 48,88 50,89 66,66 68,38 64,13 54,03 48,47 41,72VV 3300 28,68 15,25 14,57 14,46 13,48 15,66 30,93 39,70 53,46 61,11 68,08 65,55 61,12 53,48 46,29 45,65 47,08 53,46 66,15 68,36 64,76 58,43 52,74 43,09SS 3311 25,76 21,95 15,18 14,25 12,68 12,45 12,20 14,96 25,80 31,65 43,11 40,89 30,21 27,31 19,93 16,38 16,05 21,45 40,69 49,88 54,88 52,57 50,19 38,28

Pagos por capacidadMercado intradiario

Servicios de ajuste del OS

9. Mercado eléctrico

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 13 de 30

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

53,20 53,63 53,27

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 12,20 a 55,16

Desde 71,23 a 99,37Mínimo: 12,20

Desde 55,16 a 71,23

Máximo: 99,37

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

4,91 4,92

2,78 2,69 2,77

0,18 0,18 0,18

Reserva de potencia

0,74

0,990,980,990,79 0,75

4,92

6,37

4,91

66,35 69,57 66,88

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

4,92

9,13 6,824,92

-0,01-0,01

0,42

-0,14

0,47 0,43

0,01

-0,13 -0,14

Servicio interrumpibilidad

1,88 1,88 1,88

Control del factorde potencia-0,06 -0,06 -0,06

Page 14: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

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

Nº horas

Ene.

24

20

16

12

8

4

0

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 14 de 30

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€/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

12,1%

41,4%

Fuente: OMIE

Fuente: OMIE

Importacionesinternacionales

Mibel importación desdesistema eléctrico español

TérmicaConvencional

13,5%

31,3%

Hidráulica Bombeo

Ciclo Combinado Renovables, Cogeneracióny residuos

1,7%

Mibel importación desdesistema eléctrico portugués

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 3117 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 28 29 30 3117 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 28 29 30 3117 18 19

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www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 15 de 30

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) (1)

Reserva de potencia adicional a subir (2)

Banda de regulación secundaria (3)

Regulación secundariaRegulación terciariaGestión de desvíosRestricciones en tiempo real

Energía (MWh) Precio (€/MWh)a subir a bajar a subir a bajar

501.545 0 173,92 -501.613 - 19,88 -

711 526 21,38133.792 114.761 56,70 40,27388.398 155.822 67,45 30,47464.229 89.176 65,65 40,28

41.026 115.055 121,24 30,31

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

AE F M M J

(1) Energía incrementada o reducida en la fase 1 de solución de restricciones técnicas del PDBF (P.O.3.2).(2) Volumen total mensual (MW). Precio horario medio (€/MW).(3) Potencia horaria media (MW). Precio horario medio (€/MW).

A S O N D E

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

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

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www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 16 de 30

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

350

280

210

140

70

0

9.11 Reserva de potencia adicional a subir asignada

Precio medio ponderado MW€/MW

70

60

50

40

30

20

10

0

Volumen diario70.000

60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0

0

70

140

210

280

350

35.000

28.000

21.000

14.000

7.000

0

0

7.000

14.000

21.000

28.000

35.000

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 28 29 30 3117 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 28 29 30 3117 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 28 29 30 3117 18 19

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9.14 Regulación secundaria

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

0

20

40

60

80

100

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

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

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 17 de 30

10080604020

0

E

10.0008.0006.0004.0002.000

00

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

0

300.000

600.000

900.000

1.200.000

9.15 Gestión de desvíos

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

180150120

9060300

60.00050.00040.00030.00020.00010.000

00

306090

120150180

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 28 29 30 3117 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 28 29 30 3117 18 19

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www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 18 de 30

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

5254503753002251507500

75150225300375450525

9.17 Restricciones en tiempo real

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

17.50015.00012.50010.0007.5005.0002.500

00

2.5005.0007.500

10.00012.50015.00017.500

9.18 Desvíos netos medidos por tecnologías

Comercializadores

Solar

Eólica Desvíos entre sistemasResto generación

ExportacionesImportaciones

80.000

60.000

40.000

20.000

0

MWhA subir

A bajar

0

20.000

40.000

60.000

80.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 3117 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 28 29 30 3117 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 28 29 30 3117 18 19

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Comercializadores Resto generación Eólica Solar Importaciones Exportaciones Desvíos entre sistemas

9.19 Coste medio de los desvíos

60

50

40

30

20

10

0

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 19 de 30

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

25,5%

Desvíos netos medidos a bajarpor tecnologías

60,2%

22,1%

10,6%4,5%

5,4 %4,8%2,5%

62,6%

0,1% 1,6%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 3117 18 19

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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 · Enero 2015 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

0M

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

21.039 18.097 39.1351.394 3.079 4.473

153 1 15479.808 63 79.871

45 52 976.500 3.214 9.714

2 11 13200 1.100 1.30029 236 26526 478 505

M

A

A

J

J

E

E

F

F

M

M

J

J

A

A

S

S

O

O

N

N

D

D

E

E

Page 21: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

0,23 0,23 105,610,0005 0,0005 0,227

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.)

Enero 2015 Acumulado anual Últimos doce meses

99,26 -0,4 99,26 -0,4

10.4 Disponibilidad de la red de transporte

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 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

Enero 2015 Acumulado anual% % 15/14 % % 15/14

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)

(1) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(2) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye la indisponibilidad por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.

10.5 Causas de indisponibilidad de la red de transporte

0,03 -72,7 0,03 -72,70,47 147,4 0,47 147,40,23 283,3 0,23 283,30,01 - 0,01 -0,15 -25,0 0,15 -25,00,00 - 0,00 -0,74 105,6 0,74 105,6

Enero 2015 Acumulado anual% % 15/14 % % 15/14

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

Page 22: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 22 de 30

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

700

600

500

400

300

200

100

0

MWhPeriodo actualPeriodo anterior

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

1,5

1,2

0,9

0,6

0,3

0

MinutosPeriodo actualPeriodo anterior

A

A

ME

E

F

F M

M

M

J

J

J

J

A

A

S

S

O

O

N

N

D

D

E

E

Page 23: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

11.3 Cobertura de la demanda.Islas Baleares. Enero 2015.

Ciclocombinado8,1 %

Turbinade gas 6,7 %

Solar fotovol. 1,1 %

EnlacePenínsula-

Baleares24,7 %

Cogeneracióny resto4,3 %

11. Sistema eléctrico Islas Baleares

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015

11.1 Balance de energía eléctrica Islas Baleares (1)

pág. 23 de 30

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

Generación auxiliar(5)

Consumos generación(6)

EólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableCogeneración y resto

Generación netaEnlace Peninsular-Baleares(7)

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 eólica, solar fotovoltaica, térmica renovable y cogeneración y resto.(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(4) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.

Potencia(2) Enero 2015 Acumulado anual Año móvil (3)

MW MWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh % 15/14

510 199.838 -0,8 199.838 -0,8 2.414.398 -6,8199 61.033 1,5 61.033 1,5 695.177 -9,2678 32.343 10,8 32.343 10,8 599.433 14,6877 93.376 4,5 93.376 4,5 1.294.610 0,4934 37.948 6,7 37.948 6,7 460.458 4,3

- 0 - 0 - 7.695 11,5-17.527 -25,5 -17.527 -25,5 -291.174 -6,5

4 84 -85,8 84 -85,8 5.714 -5,778 5.137 -11,9 5.137 -11,9 121.991 1,12 41 -66,4 41 -66,4 1.864 134,8

86 19.237 7,1 19.237 7,1 282.660 13,1338.135 3,3 338.135 3,3 4.298.215 -2,2110.971 12,5 110.971 12,5 1.310.547 4,2

2.490 449.106 5,4 449.106 5,4 5.608.762 -0,8

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

Enero 2015

2013

2015

2014

1.200 1.000 25.000

11.2 Estructura de potencia instaladaIslas Baleares a 31 de enero 2015

Ciclocombinado37,5 %

Turbinade gas 27,2 %

Carbón20,6 %

Motoresdiesel8,0 %

Solar fotovol.3,1 %

Eólica 0,1 %

Térmicarenovable

0,1 %

Cogeneracióny resto3,4 %

Carbón42,1 %

(5) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas para cubrir un déficit de generación.(6) Consumos en generación correspondientes a la producción con carbón, fuel+gas y ciclo combinado.(7) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.

Motoresdiesel13,0 %

8 enero 2009 (19-20h)1.111 20.0308 enero 200912 agosto 2008 (21-22h)1.226 24.45231 julio 2008

976 26 febrero (20-21h) 4 octubre 18.3171.187 7 agosto (21-22h) 7 agosto 23.374

906 31 diciembre (19-20h) 1 octubre 16.477

913 22 enero (20-21h)

1.150 11 agosto (21-22h)

26 enero 16.265

11 agosto 23.145

913 22 enero (20-21h) 26 enero 16.265

Page 24: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

Periodo anterior

Disponibilidad 99,20 99,20 97,99

11.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares

www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 24 de 30

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

70

60

50

40

30

20

10

0

MWhPeriodo actualPeriodo anterior

M J JE F A M A S O N D

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

7

6

5

4

3

2

1

0

Minutos

M J JE F A M A S O N D

E

E

Enero 2015 %

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)

(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.

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

0,08 0,08 0,220,72 0,72 1,710,00 0,00 0,080,00 0,00 0,000,00 0,00 0,020,00 0,00 0,000,80 0,80 2,01

Enero 2015 %

Acumulado anual %

Año móvil %

0,00 0,00 12,810,000 0,000 1,200

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

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

Enero 2015 %

Acumulado anual %

Año móvil %

Page 25: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

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

Generación auxiliar(5)

Consumos generación(6)

HidroeólicaResto hidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableCogeneración y resto

Generación netaDemanda transporte (b.c.)

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12. Sistema eléctrico Islas Canarias

12.1 Balance de energía eléctrica Islas Canarias (1)

12.2 Estructura de potencia instaladaIslas Canarias a 31 de enero de 2015

12.3 Cobertura de la demanda.Islas Canarias. Enero 2015

12.4 Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias

400 5.000 15.000 30.00001.600 0 20.0008001.200 10.000

Histórico

Enero 2015

2013

2014

25.000 35.0002006001.0001.400

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

Potencia(2) Enero 2015 Acumulado anual Año móvil(3)

MW MWh % 14/13 MWh % 14/13 MWh % 14/13

1 0 - 0 - 0 -566 195.656 1,8 195.656 1,8 2.269.069 3,5639 26.028 -4,0 26.028 -4,0 370.851 -0,3713 210.547 -11,2 210.547 -11,2 2.254.752 -17,1

1.918 432.231 -5,3 432.231 -5,3 4.894.672 -7,4918 275.060 7,8 275.060 7,8 3.420.461 10,3

- 0 - 0 - 0 --35.536 -5,3 -35.536 -5,3 -423.020 -2,7

12 448 - 448 - 1.520 -0,5 295 -3,2 295 -3,2 3.469 10,9154 45.969 56,1 45.969 56,1 407.015 10,7166 15.880 -16,4 15.880 -16,4 278.937 -2,3

3 474 -39,8 474 -39,8 8.301 -2,933 0 - 0 - 0 -

734.820 1,6 734.820 1,6 8.591.353 -0,33.206 734.820 1,6 734.820 1,6 8.591.353 -0,3

Ciclocombinado28,6 %

Turbinade vapor 22,2 %

Motoresdiesel

17,7 %

Solar fotovol.5,2 %

Eólica 4,8 %

Térmicarenovable

0,1 %Cogeneracióny resto1,1 %

Turbinade gas

19,9 %

Ciclocombinado36,0 % Turbina

de vapor 26,5 %

Motoresdiesel

25,5 %

Solar fotovol.2,2 %

Térmicarenovable

0,1 %

Turbinade gas3,3 %

Eólica 6,3 %

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

resto hidráulica, eólica, solar fotovoltaica, térmica renovable y cogeneración y resto.(3) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.

(4) Utiliza fuel y gasoil como combustible principal. Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(5) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas para

cubrir un déficit de generación.(6) Consumos en generación correspondientes a la producción hidráulica, fuel+gas y ciclo

combinado.

Hidroeólica 0,4 %

Hidroeólica0,1 %

2015

27.97433.49010 junio 2006

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

29 enero (20-21h) 29 enero 25.1661.334

31 diciembre (19-20h)1.378 1 octubre 25.56930 septiembre (20-21h) 23 agosto 26.8501.336

31 diciembre (19-20h)1.377 28 octubre 26.41116 septiembre 26.09316 septiembre (20-21h)1.322

29 enero (20-21h) 29 enero 25.1661.334

Page 26: enero índice Sistema peninsular 2015 - REE · Boletín mensual · Enero 2015 pág. 04 de 30 3.6 Máxima demanda horaria y diaria 40.000 10.000 Demanda diaria (GWh) 200 600 Demanda

Disponibilidad 99,36 99,36 98,32

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

70

60

50

40

30

20

10

0

MWhPeriodo actualPeriodo anterior

M J JE F A M A S O N D

12.9 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

M J JE F A M A S O N D

E

E

Enero 2015 %

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.

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

0,16 0,16 0,560,45 0,45 1,060,03 0,03 0,060,00 0,00 0,000,12 0,12 0,220,00 0,00 0,000,64 0,64 1,68

Enero 2015 %

Acumulado anual %

Año móvil %

0,00 0,00 64,270,000 0,000 3,932

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

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

Enero 2015 %

Acumulado anual %

Año móvil %

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13. Sistema eléctrico Ceuta

13.1 Balance de energía eléctrica de Ceuta (1)

Motores diesel Turbina de gasFuel + gasConsumos generación(3)

Generación netaDemanda transporte (b.c.)

(1) Asignación de unidades de producción según combustible principal.(2) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(3) Consumos en generación correspondientes a la producción con fuel+gas.

Potencia Enero 2015 Acumulado anual Año móvil (2)

MW MWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh % 15/14

83 20.407 0,1 20.407 0,1 230.994 4,416 1 -64,6 1 -64,6 90 -60,399 20.408 0,1 20.408 0,1 231.084 4,3

-1.171 -25,6 -1.171 -25,6 -18.400 -1,3- 19.237 2,3 19.237 2,3 212.684 4,8

99 19.237 2,3 19.237 2,3 212.684 4,8

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

Enero 2015

2013

800

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2014

2015

72370931 agosto 2010

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

40 21 enero (21-22h)

36 28 febrero (20-21h) 11 diciembre 64935 5 septiembre (13-14h) 21 agosto 657

21 enero 67137 21 enero (21-22h)

27 enero 692

1 septiembre 67137 1 septiembre (13-14h)

40 21 enero (21-22h) 27 enero 692

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14. Sistema eléctrico Melilla

14.1 Balance de energía eléctrica de Melilla (1)

14.2 Máxima demanda horaria y diaria Melilla

1040 200 600050 02030 400

Histórico

Enero 2015

2013

2015

800

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

Motores diesel Turbina de gasFuel + GasConsumos generación(4 )

Solar fotovoltaicaCogeneración y restoGeneración neta

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 de solar fotovoltaica y cogeneración y resto.(3)Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(4)Consumos en generación correspondientes a la producción con fuel+gas.

Potencia(2) Enero 2015 Acumulado anual Año móvil (3)

MW MWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh % 15/14

70 19.244 5,2 19.244 5,2 215.242 -0,115 123 3.999,2 123 3.999,2 885 851,685 19.367 5,9 19.367 5,9 216.127 0,2

-1.110 -4,7 -1.110 -4,7 -14.111 0,40 0 - 0 - 59 -26,32 707 -19,5 707 -19,5 8.727 7,3

18.964 5,3 18.964 5,3 210.802 0,587 18.964 5,3 18.964 5,3 210.802 0,5

2014

68776531 agosto 2010

14 febrero 201214 febrero 2012 (20-21h)4012 agosto 2010 (12-13h)39

30 enero 65838 21 enero (21-22h)

36 12 febrero (20-21h) 3 octubre 6466 agosto 70937 26 agosto (13-14h)

29 enero 63135 29 enero (20-21h)29 agosto 72838 29 agosto (13-14h)

30 enero 65838 21 enero (21-22h)

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15. Glosario

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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 peninsular en mercado regulado de suministro de referencia. Demandade energía eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de los consumidorespeninsulares que contratan su energía con un comercializador de referencia.

Descargo. Situación en que se encuentra una instalación de la red de transporte (línea,transformador, barra, etc.) cuando está desconectada del resto del sistema eléctrico y, por 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.

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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 que aporta flexibilidady respuesta rápida para la operación del sistema ante situaciones de desequilibrio entregeneración y demanda. Este servicio se activa en respuesta a una orden de reducción depotencia dada por el operador del sistema a los grandes consumidores que sean proveedoresde este servicio.

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.