1. Aspectos relevantesSistema peninsular• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 21.984 GWh, un 2,5 % inferior a la de enero del 2013.
Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha sido un 0,9 % inferior a ladel mismo mes del año anterior.
• Este mes las temperaturas medias han sido más suaves que las del año anterior con 10,3 ºC frente a los9,1 ºC del mismo mes del 2013. La temperatura máxima media del mes ha sido superior en 1,1 ºC a la delmismo período del año pasado.
• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 51,7 % de laproducción total, frente al 43,8 % de enero del 2013.
• En el mes de enero del 2014 se estableció un nuevo máximo histórico de energía mensual eólica enel sistema eléctrico peninsular, registrándose 6.626 GWh, lo que supone un incremento del 3,1 %respecto al máximo anterior, 6.424 GWh, registrado en noviembre 2013. Además, ha sido la tecnologíacon mayor participación en la generación ya que ha producido el 29,7 % de la generación neta total.
• Desde el punto de vista hidrológico enero ha sido un mes húmedo, con una energía producible de5.999 GWh,valor que se sitúa un 55,7 % por encima del característico medio para un mes de enero.
• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de enerodel 2013 se situaron en el 72,2 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 13.382 GWh.Estas reservas son superiores en 23,5 puntos porcentuales a las existentes hace un año y superioresen 14,6 puntos porcentuales al mes anterior.
• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de enero del 2014 ha sidodel 91,9 %, 4,1 puntos inferior a la del mismo mes del año anterior.
• El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 50,16 €/MWh, lo que significa un 37,5 %menos que el mes pasado y un 23,4 % menos que el mismo mes del año anterior.
• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de enero ha sido un 31,1 % superiora la registrada en el mismo período del año anterior. En este aumento ha influido sobre todo la mayorcantidad de energía programada por restricciones técnicas y restricciones por garantía de suministro.
• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de enero ha sido del 99,59 %, muy similara la de enero del 2013.
• En el mes de enero se han producido dos cortes de mercado en las instalaciones de la red de transportecontabilizados en el cálculo de indicadores de calidad. El primero de ellos tuvo lugar en Castilla LaMancha con una energía no suministrada de 96,01 MWh. El segundo se produjo en Cataluña con unaenergía no suministrada de 1,7 MWh.
Sistemas extrapeninsulares• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares ha disminuido
un 1,6 % respecto a la de enero del 2013. En Baleares y Canarias se registraron descensos del 4,8% y 0,1 %, respectivamente. Por su parte, en Ceuta aumentó un 9,4 % y en Melilla el crecimiento fuedel 6,0 %.
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enero2014n ú m e r o 8 5
24 horas
MW
Demanda horaria peninsular deldía de máxima demanda deenergía diaria. 21 enero 2014
REDE L É C T R I C ADE ESPAÑA
21.000
36.000
27.000
24.000
Información elaborada con datos disponibles a 18/02/14 - Fecha de edición: 26/02/2014
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
ce
33.000
42.000
30.000
39.000
Balance eléctrico peninsular.Cobertura de la demanda.Enero 2014
Consumosgeneración
Saldointercambios
(*) No incluye la generación bombeo.
Nuc
lear
20,2
%
Carb
ón9,
2%
C.Co
mbi
nado
6,7%
Cog.
y re
sto
12,2
%
Hidr
áulic
a ( *)
18,0
%
Eólic
a29
,7%
Sola
r fot
ovol
.1,
8%
Sola
r tér
mic
a0,
4%
Térm
ica
reno
v.1,
8%
Consumosbombeo
Generación neta
No renovables 48,3%
Renovables 51,7%
Demanda (b.c.)
2. Balance de energía eléctrica
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2.1 Balance de energía eléctrica del sistema peninsular(1)
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HidráulicaNuclearCarbónFuel + gasCiclo combinado(3)
Consumos generación(4)
Resto hidráulica(5)
EólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableCogeneración y resto
Generación netaConsumo en bombeoEnlace Península-Baleares(6)
Saldos intercambios internacionales(7)
Demanda transporte (b.c.)
(1) Asignación de unidades de producción según combustible especial.(2) Año móvil: valor acumulado en los últimos 365 días o 366 días en años bisiestos.(3) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(4) Consumos en generación correspondientes a la producción hidráulica, nuclear, carbón, fuel + gas y ciclo combinado.(5) Incluye todas aquellas unidades menores de 50 MW que no pertenecen a ninguna unidad de gestión hidráulica (UGH).(6) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema. Enlace funcionando al mínimo técnico de seguridad hasta el 13/08/2012.(7) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.
Potencia Enero 2014 Acumulado anual Año móvil(2)
MW GWh % 14/13 GWh % 14/13 GWh % 14/13
17.765 3.961 43,9 3.961 43,9 35.179 71,07.866 4.738 -1,4 4.738 -1,4 56.762 -6,7
11.131 2.192 -28,7 2.192 -28,7 38.926 -25,5520 0 - 0 - 0 -
25.353 1.534 -42,8 1.534 -42,8 23.925 -35,2-447 -13,4 -447 -13,4 -6.268 -18,3
2.086 750 12,3 750 12,3 7.179 44,322.747 6.626 5,3 6.626 5,3 54.668 7,74.435 402 -4,0 402 -4,0 7.883 1,52.300 85 -24,9 85 -24,9 4.413 28,3
981 407 -6,7 407 -6,7 5.030 5,07.123 2.716 -9,5 2.716 -9,5 31.707 -5,6
22.963 -3,2 22.963 -3,2 259.404 -3,3-910 30,5 -910 30,5 -6.171 17,1-99 -9,3 -99 -9,3 -1.258 86,030 -108,2 30 -108,2 -6.338 -42,6
102.307 21.984 -2,5 21.984 -2,5 245.637 -2,3
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 %
Nuclear 7,7 %
Carbón10,9 %
Solar térmica 2,2 %
Hidráulica19,4 %
Solarfotovol.4,3 %
Eólica22,2 %
Térmicarenovable 1,0 %
Cogeneracióny resto 7,5 %
Ciclocombinado6,7 %
Nuclear 20,2 %
Carbón9,2 %
Solar térmica 0,4 %
Hidráulica (1)
18,0 %
Solarfotovol.1,8 %
Eólica29,7 %
Térmicarenovable 1,8 %
Cogeneracióny resto 12,2 %
3.1 Evolución de la demanda
26.000
24.000
22.000
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
GWh
Sin corregir
Periodo actual
3. Demanda
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3.3 Variación de la demanda mensual
12
10
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
-10
-12EE 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 2014 Acumulado anual Año móvilGWh % 14/13 GWh % 14/13 GWh %14/13
21.984 -2,5 21.984 -2,5 245.637 -2,3-1,0 -1,0 0,3-0,6 -0,6 -0,5-0,9 -0,9 -2,1
EE F M A M J J A S O DN
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3.6 Máxima demanda horaria y diaria
10.00040.000
Demanda diaria (GWh)
200 600
Demanda horaria (MWh)
1.000050.000 0 80020.000
Invierno (enero-mayo / octubre-diciembre) Verano (junio-septiembre)
30.000 400
MediaMáximas
3.5 Temperaturas diarias medias mensuales
E F M A M J J A S O N
ºC
D
Mínimas
Mínima estadística
3.4 Variación de la demanda. Año móvil
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
%CorregidaSin corregir
2011
Histórico
Enero 2014
2012
2013
2014
35
30
25
20
15
10
5
0
-62010
Máxima estadística
2012 2013 2014
43.010 13 febrero (20-21h)
17 diciembre 2007 (19-20h)44.87619 julio 2010 (13-14h)40.934
8 febrero 872
82290618 diciembre 2007
39.273 27 junio (13-14h)
20 julio 2006
79428 junio
38.353 21 enero (20-21h) 21 enero 783
39.963 27 febrero (20-21h) 23 enero 80837.399 10 julio (13-14h) 10 julio 761
38.353 21 enero (20-21h) 21 enero 783
4.1 Estructura de la coberturade la demanda
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0Enero2013
%
Enero2014
Ene-Ene2013
Ene-Ene2014
4.2 Cobertura de la máxima demandahoraria.21 de enero (20-21 h). 38.353 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.)
21/1/2014(20-21 h)
7.6081.1298.7376.1025.466
05.5671.1247.470
4832
8734.040
39.4590
-204-11
-950810
-750-901
-38.353
4. Cobertura de la demanda
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22/1/2013(20-21 h)
(1) No incluye la generación bombeo.
(1) No incluye la generación bombeo.
Ciclo combinado
Solar fotovoltaica
6.1221.2827.4046.0813.236
06.5141.084
10.1543460
6584.605
39.7950
-265235800
-750-28
257-
39.787
Ciclocombinado14,5 %
Nuclear 15,9 %
Carbón14,3 %
Solar térmica 0,1 %
Hidráulica(1)
22,8 %
Solarfotovol.0,1 %
Eólica19,5 %
Térmicarenovable
2,3 %Cogeneracióny resto 10,5 %
(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. Enlace funcionando al mínimo técnico de seguridad hasta el 13/08/2012.(3) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.
12,8
27,1
1,80,51,9
1,80,41,8
1,80,51,9
1,80,41,8
11,2
12,5
19,7
12,5
12,2
29,7
6,7
9,2
20,2
18,0
12,8
27,1
11,2
12,5
19,7
12,5
12,2
29,7
9,2
20,2
18,0
6,7
5. Producción hidroeléctrica (1)
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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 producción hidroeléctrica
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).
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 2014 Acumulado Año Año móvil
69,7
7.135
74,6
13.382
RégimenAnual
RégimenHiperanual
Total
Llenado (%)
Reservas (GWh)
1.304
77,5 89,6Duero:3.887 MW
54,5
2.157
56,9
74,2 79,077,7
Tajo-Júcar-Segura:4.341 MW
Guadiana: 226 MW
Guadalquivir-Sur:1.025 MW
1.445
67,7
106
43,2Ebro-Pirineo: 3.425 MW
80,2
Norte:4.861 MW
98,8
5.999 5.999 34.8021,56 1,56 1,2617,9 17,9 18,4
5.3 Producible hidroeléctrico diario
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134
2.042
2.796
1.322
649528
6.246
560
EE F M A M J J A S O
GWh
N D
420
280
0
72,2
140
899
4671108
89124
124 145
9971
29
14 20
98
2010 2011 2012 2013 2014
5.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas totales
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19.000
17.000
15.000
13.000
11.000
9.000
7.000
5.000
3.000
GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas
20142010 2011 2012 2013
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
20142010 2011 2012 2013
5.8 Evolución de las reservas hidroeléctricas en embalses de régimen hiperanual
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
GWhCapacidad máximaMedia estadística Reservas
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
6. Producción térmica (1)
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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 Fallo Programada
N
6.2 Producción bruta por tecnología
NuclearCarbónFuel + gasCiclo combinado (2)
Producción térmica
Potencia Enero 2014 Acumulado anual Año móvil (1)
MW GWh % 14/13 GWh % 14/13 GWh % 14/13
7.866 4.738 -1,4 4.738 -1,4 56.762 -6,711.131 2.192 -28,7 2.192 -28,7 38.926 -25,5
520 0 - 0 - 0 -25.353 1.534 -42,8 1.534 -42,8 23.925 -35,244.870 8.464 -19,8 8.464 -19,8 119.613 -20,3
(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.
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 por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima
Año:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima
Históricos:Indisponibilidad por fallo máxima del mesIndisponibilidad en la puntaIndisponibilidad máxima
Indisponib./ Fecha Tipo indisponibilidad (MW) Total Demanda Potencia neta
Permanente Fallo Programada (MWh) térmica (%)
81,7 10,7 7,6 81,7 10,7 7,692,6 0,0 7,4 92,6 0,0 7,4
100,0 0,0 0,0 100,0 0,0 0,094,7 1,9 3,6 94,6 1,9 3,691,9 2,9 5,2 91,9 2,9 5,2
05/01/2014 (01-02 h) 804 3.770 1.006 5.580 23.402 12,821/01/2014 (20-21 h) 804 1.228 1.768 3.800 38.353 8,705/01/2014 (01-02 h) 804 3.770 1.006 5.580 23.402 12,8
05/01/2014 (01-02 h) 804 3.770 1.006 5.580 23.402 12,821/01/2014 (20-21 h) 804 1.228 1.768 3.800 38.353 8,705/01/2014 (01-02 h) 804 3.770 1.006 5.580 23.402 12,8
28/11/2009 (11-12 h) 748 7.791 944 9.483 29.476 21,617/12/2007 (19-20 h) 1.154 1.950 1.515 4.619 44.876 10,612/11/2007 (09-10 h) 1.115 5.519 6.389 13.023 35.092 29,7
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ENERO 2014 ACUMULADO AÑODisponibilidad (%) Indisponibilidad (%) Disponibilidad (%) Indisponibilidad (%)
Programada Fallo Programada Fallo
6.6 Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico
6.000 MWNuclear Fuel + gas Ciclo combinado Carbón
0
Horas
1.000
681
4.000
2.000
721 744
5.000
3.000
pág. 11 de 30www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014
7. Producción energía renovable (1)
7.1 Evolución de la energía renovable
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.
Solartérmica0,7 %
Hidráulica34,9 %
Solar fotovol.3,5 %
Eólica57,4 %
Térmicarenovable
3,5 %
Enero 2014
Solartérmica0,7 %
Hidráulica34,9 %
Solar fotovol.3,5 %
Eólica57,4 %
Térmicarenovable
3,5 %
Acumuladoaño
1.200
1.000
800
600
400
200
0
-200
-400
-600
-800
-1.000
-1.200
-1.400
-1.600
GWhFrancia Andorra Portugal Marruecos Total
8. Intercambios internacionales
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8.1 Saldo físico de intercambios por frontera
8.2 Intercambios internacionales programados por tipo de transacción e interconexión (GWh)
Francia (1)
PortugalAndorraMarruecosTotal
348 603 0 0 0 0 0 0 348 603 -2540 0 793 22 0 0 0 0 793 22 7710 27 0 0 0 0 0 0 0 27 -270 452 0 0 0 0 0 0 0 452 -452
348 1.081 793 22 0 0 0 0 1.142 1.104 38
ComercializadorasImport. Export.
Programas deintercambio
P-E (2)
Import. Export.
Intercambiosde
ApoyoImport. Export.
Accionescoordinadasde balance
Import. Export. Import. Export. SaldoTotal
AE F M M J J A S O N D E
Importador
Exportador
H21 H22 H23 H24H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20
X 1 36,39 29,39 24,61 24,11 20,21 20,47 20,04 20,14 21,29 22,93 24,30 20,11 19,29 19,97 18,14 15,17 15,42 18,78 27,71 27,7820,81 17,90 17,44 17,33 17,70 20,01 22,15 36,06 46,36 52,27 60,77 60,70 58,74 53,36 51,07 50,10 45,24 54,25 62,20 60,8428,81 19,61 16,85 14,65 14,80 15,91 21,15 40,60 51,87 55,34 61,25 60,41 60,50 54,53 49,89 50,57 55,05 63,41 108,36 113,3437,03 24,21 18,88 17,44 16,41 16,59 18,34 17,52 18,08 15,23 17,64 13,49 14,09 11,08 11,68 10,85 12,81 17,14 23,32 25,9919,29 14,48 14,55 15,87 18,37 21,27 21,88 17,60 19,38 19,80 14,55 14,18 16,20 14,39 14,02 13,43 12,15 15,20 33,11 25,7437,08 22,00 18,43 19,62 17,52 17,63 19,31 18,93 21,94 25,69 24,42 23,50 26,39 21,36 21,68 21,27 20,72 29,99 54,15 58,9236,12 28,02 19,46 17,10 17,41 21,47 38,15 62,07 69,91 71,78 70,98 69,25 72,66 66,58 67,75 58,33 58,88 73,49 99,84 105,13
35,51 22,87 15,86 14,17 14,80 22,87 37,77 52,03 62,48 64,63 68,50 67,45 80,20 68,74 68,51 68,09 71,93 82,88 103,96 105,5854,89 41,72 35,05 28,53 25,70 36,24 44,66 60,38 102,92 87,53 88,50 81,89 86,16 76,24 71,10 68,45 67,34 72,60 96,91 101,7966,05 53,60 50,31 51,03 45,54 45,40 45,95 48,40 54,25 57,75 60,59 60,72 58,60 63,25 63,76 58,45 53,67 59,27 93,16 87,9656,96 52,09 47,27 40,67 38,09 36,75 37,29 38,97 37,59 47,68 50,96 50,44 49,64 46,42 46,05 45,36 46,18 48,21 56,05 56,9949,22 43,07 36,47 39,43 38,76 42,35 50,74 59,48 71,17 72,10 70,21 67,85 64,06 59,95 55,18 49,72 44,18 53,83 62,46 64,7318,37 15,12 10,61 10,51 10,57 10,26 15,75 33,79 54,65 62,13 65,28 64,39 67,39 63,35 61,50 52,28 48,56 57,00 72,72 77,4155,59 44,87 36,96 36,06 38,62 41,70 47,09 62,99 71,97 78,74 81,99 76,85 77,29 66,80 66,07 64,97 64,70 68,17 88,94 81,5837,49 33,99 23,36 23,57 21,81 28,84 37,60 58,47 65,13 65,04 66,89 67,50 66,79 61,85 59,90 58,80 58,98 64,53 78,59 81,3036,28 27,65 17,43 17,27 16,90 20,84 28,84 55,42 59,97 63,28 63,86 63,50 63,65 59,92 59,57 58,09 59,96 68,02 80,21 102,8661,16 44,13 37,39 35,80 34,74 35,27 36,91 37,21 41,73 55,03 64,81 58,74 58,39 54,51 54,64 52,34 46,94 56,48 70,70 74,9066,44 55,12 46,15 41,93 40,38 39,20 39,10 43,13 40,36 47,34 53,63 51,05 54,78 45,47 39,52 43,98 40,43 40,73 46,71 46,4136,18 24,93 10,42 11,33 11,60 13,40 29,60 44,32 58,51 59,17 61,43 57,44 59,48 59,14 59,14 54,91 58,30 66,32 88,80 86,1354,27 49,91 41,97 38,63 37,65 42,66 51,29 59,79 71,21 74,34 73,38 69,95 72,49 67,33 64,22 61,82 61,62 65,10 77,49 82,0351,83 42,72 37,51 37,26 38,11 41,70 50,80 57,96 68,14 72,54 74,95 70,27 69,05 64,67 61,19 60,15 59,01 61,34 71,13 73,7351,75 44,87 35,23 34,20 33,69 35,27 38,02 53,40 59,26 62,08 64,68 63,37 64,58 59,29 61,95 58,93 59,09 62,93 75,50 79,9050,70 46,23 38,75 36,50 35,62 36,60 39,66 49,56 60,17 61,68 63,92 59,22 59,74 55,33 54,66 53,60 49,11 54,59 67,30 67,5037,71 28,21 17,18 16,76 13,14 11,40 11,57 16,55 16,09 15,82 27,00 26,58 30,01 32,69 36,84 32,17 30,88 34,14 53,07 52,0848,51 46,30 39,20 31,50 32,73 33,29 34,19 39,91 32,44 38,62 45,07 46,07 50,54 44,14 44,45 29,82 19,96 21,52 31,66 39,1415,10 15,26 13,92 11,67 11,57 11,79 15,33 25,86 33,56 45,40 46,81 34,89 41,49 26,75 20,19 19,93 17,59 28,88 47,02 57,3514,88 11,42 9,85 10,71 9,76 10,02 12,13 15,42 21,76 26,31 25,36 21,33 20,51 16,73 14,69 14,77 13,48 18,48 24,36 35,3310,19 8,91 10,99 12,56 12,40 12,72 31,45 46,31 59,01 80,31 83,70 63,49 65,43 53,02 51,91 43,90 42,64 44,40 72,19 77,4736,87 29,61 22,41 23,36 20,50 24,52 31,79 44,55 57,76 57,27 55,11 44,99 43,61 38,75 37,42 32,86 35,31 42,49 55,41 64,8935,58 28,41 24,12 28,08 28,36 30,79 39,45 53,71 65,19 69,58 69,97 68,39 60,55 56,85 56,54 52,90 50,60 54,54 69,27 77,43
36,44 37,37 35,83 25,1460,27 54,51 51,90 39,84
111,48 109,88 72,60 62,2528,45 29,59 22,98 22,0628,77 36,67 22,15 19,0265,03 62,17 58,30 47,23
106,80 103,59 101,34 69,9186,57 88,81 68,77 51,02
105,46 103,42 92,68 60,60101,82 99,29 86,39 66,5288,86 81,65 64,20 59,4458,42 61,69 55,90 54,1761,90 56,99 46,93 32,3277,48 76,46 61,91 53,7180,20 77,44 61,44 47,9280,93 74,83 59,81 51,6679,39 75,37 67,06 58,8275,32 73,97 62,75 65,5247,89 48,09 44,99 41,9385,91 85,20 67,05 54,2780,72 79,51 68,13 58,8172,59 69,02 61,77 55,7174,55 65,94 61,70 56,1767,53 61,87 58,33 51,1958,69 59,77 55,30 58,9041,70 44,71 39,31 29,7656,80 53,66 48,12 27,5832,65 26,71 19,50 13,4478,73 58,19 44,77 37,8668,28 58,78 46,54 40,0173,35 60,84 56,90 48,90
J 2V 3S 4D 5L 6M 7X 8J 9V 10S 11D 12L 13M 14X 15J 16V 17S 18D 19L 20M 21X 22J 23V 24S 25D 26L 27M 28X 29J 30V 31
43,33 33,82 21,74 23,51 18,69 26,42 29,60 42,99 61,40 65,01 67,36 63,86 65,24 60,11 59,17 58,09 57,71 63,11 78,96 82,37
Pagos por capacidadMercado intradiario
Servicios de ajuste del OS
9. Mercado eléctrico
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014 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
36,02 37,01 36,21
9.3 Repercusiones de los servicios de ajuste del OS en el precio final medio9
8
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
€/MWh
Excedentes desvíos
Desvíos Restricciones tiempo real
Banda Restricciones técnicas PBF
Mercado regulado Demanda peninsularMercado libre
Desde 8,91 a 36,40
Desde 58,89 a 113,34Mínimo: 8,91
Desde 36,40 a 58,89
Máximo: 113,34
Percentiles del 33% de los valores registrados en el mes. Fuente CNE.
6,94 6,82
-0,18 -0,19 -0,18
3,97 3,88 3,96
0,29 0,27 0,28
Reserva de potencia
-0,11
0,56
1,381,381,380,57 0,56
-0,08
6,85
6,626,94
49,4753,09
50,16
H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24H1Día
0,92 0,94 0,92
6,85
9,18
0,05
7,116,92
9.5 Mercado diario: participación de cada tecnología en la fijacióndel precio marginal
Nº horas
Ene.
23,0%
24
20
16
12
8
4
0
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9.6 Mercado intradiario: precio y energía
Precio medio Precio medio mercado diario Energía diaria
Fuente: 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
16,6%
19,5%
33,4%
Fuente: OMIE
Fuente: OMIE
Contrato REE-EDF
Importacionesinternacionales
Mibel importación
Térmica
4,2%
0,4%2,9%
Hidráulica Bombeo
Ciclo Combinado
Comercializador
Otras Tecnologías
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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9.7 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 garantía suministro (1)
Restricciones técnicas (PBF) (2)
Reserva de potencia adicional a subir (3)
Banda de regulación secundaria (4)
Regulación secundariaRegulación terciariaGestión de desvíosRestricciones en tiempo real
Energía (MWh) Precio (€/MWh)a subir a bajar a subir a bajar
96.362 - 96,71 -1.022.415 0 108,58 -
608.463 - 34,72 -699 515 28,82
196.833 68.678 44,50 15,09251.710 205.168 53,58 8,97143.880 81.790 49,48 6,50
30.115 233.745 238,78 6,26
9.8 Energía y precios medios ponderados gestionados por el operador del sistema
9.9 Solución de restricciones por garantía de suministro (Fase 1)
AE F
Precio medio (1) MWh€/MWh900
750
600
450
300
150
0
Energía solución restricciones por garantía suministro120.000
100.000
80.000
60.000
40.000
20.000
0
M M J
(1) Energía incrementada en la fase 1 de solución de restricciones de garantía de suministro (RD 134/2010 modificado por RD 1221/2010).(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).
A S O N D E
Banda
Fase 1
(1) El cálculo del precio medio incluye el importe asociado a la energía de carbón autóctono casada en el mercado diario y valorada con la diferencia entre el precio de retribución, según Resoluciónde 13 de febrero de 2013 de la Secretaría de Estado de Energía, y el precio marginal horario del mercado diario.
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
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014 pág. 16 de 30
1.800.000
1.500.000
1.200.000
900.000
600.000
300.000
0
0
300.000
600.000
900.000
1.200.000
MWh
9.10 Energía programada por restricciones técnicas (Fase 1)
A subir
A bajar
MWh
9.11 Solución de restricciones técnicas (Fase 1)
A subir
A bajar
€/MWh Restriccionestécnicas PBF
Precio medioa subir
Precio medioa bajar
Precio mediomercado diario
E F M A M J J A S O N D E
1.000900800700600500400300200100
0
9.12 Reserva de potencia adicional a subir asignada
Precio medio ponderado MW€/MW
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
Volumen diario
60.000
54.000
48.000
42.000
36.000
30.000
24.000
18.000
12.000
6.000
0
0100200300400500
50.00045.00040.00035.00030.00025.00020.00015.00010.0005.000
00
5.00010.00015.00020.00025.000
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
9.15 Regulación secundaria
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
050
100150200250300
14.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000
0
150
120
90
60
30
0
MW
9.13 Banda de regulación secundaria
A subir
A bajar
1.250
1.000
750
500
250
0
0
250
500
750
1.000
1.250
€/MW Precio mediomercado diario
Potenciahoraria media
Precio medio
02.0004.0006.0008.000
10.00012.000
1.500.000
1.200.000
900.000
600.000
300.000
0
MWh
9.14 Energía gestionada en los mercados de ajuste
A subir
A bajar
Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvios Restricciones en tiempo real
0
300.000
600.000
900.000
1.200.000
1.500.000
E F M A M J J A S O N D E
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350300250200150100
500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 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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9.17 Regulación terciaria
MWh1801501209060300
€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
36.00030.00024.00018.00012.0006.000
00
6.00012.00018.00024.00030.00036.000
0306090
120150180
9.16 Gestión de desvíos
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
300250200150100500
72.00060.00048.00036.00024.00012.000
00
50100150200250300
012.00024.00036.00048.00060.00072.000
2.4002.0001.6001.200
800400
0
60.00050.00040.00030.00020.00010.000
00
400
800
1.200
1.600
2.000
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
9.18 Restricciones en tiempo real
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
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
Comercializadores Resto generación Eólica Solar Importaciones Exportaciones Desvíos entre sistemas
9.20 Coste medio de los desvíos
60
50
40
30
20
10
0
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014 pág. 19 de 30
9.21 Desvío netos medidos a subir por tecnologías
€/MWh
Desvíos a bajar: menor producción o mayor consumo Desvíos a subir: mayor producción o menor consumo
33,3%
Desvíos netos medidos a bajarpor tecnologías
10,0%
9,5%
19,7%
9.19 Desvíos netos medidos por tecnologías
Comercializadores
Solar
Eólica Desvíos entre sistemasResto generación
ExportacionesImportaciones
18,5% 57,0%
1,9% 1,5%
43,3%
1,0%2,8%
104.000
78.000
52.000
26.000
0
MWhA subir
A bajar
0
26.000
52.000
78.000
104.000
1,5%
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
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 2014 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
20.586 17.985 38.5711.374 3.051 4.425
148 1 14976.259 63 76.322
44 51 956.350 3.114 9.464
2 11 13200 1.100 1.30029 236 26526 447 473
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
97,71 97,71 1.253,890,198 0,198 2,683
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 2014 Acumulado anual Últimos doce meses
99,59 0,0 99,59 0,0
10.4 Disponibilidad de la red de transporte
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014 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 2014 Acumulado anual% % 14/13 % % 14/13
Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificar (*)Total (**)
(*) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(**) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye la indisponibilidad por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
10.5 Causas de indisponibilidad de la red de transporte
0,07 -22,2 0,07 -22,20,19 46,2 0,19 46,20,15 15,4 0,15 15,4
0 - 0,00 -100,00,12 20,0 0,12 20,00,00 - 0,00 -0,41 10,8 0,41 10,8
Enero 2014 Acumulado anual% % 14/13 % % 14/13
M AE F M J J A S O N D E
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014 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
11. Sistema eléctrico Islas Baleares
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014
11.1 Balance de energía eléctrica Islas Baleares (1)
pág. 23 de 30
Carbón Motores diesel Turbina de gasFuel + gasCiclo combinado(3)
Generación auxiliar(4)
Consumos generación(5)
EólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableCogeneración y resto
Generación netaEnlace Peninsular-Baleares(6)
Demanda 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) Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(4) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas para cubrir un déficit de generación.(5) Consumos en generación correspondientes a la producción con carbón, fuel+gas y ciclo combinado.(6) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema. Enlace funcionando al mínimo técnico de seguridad hasta el 13/08/2012.
Potencia Enero 2014 Acumulado anual Año móvil (2)
MW MWh % 14/13 MWh % 14/13 MWh % 14/13
510 200.163 -0,6 200.163 -0,6 2.589.767 -9,2199 57.989 -5,0 57.989 -5,0 763.729 -19,0678 27.299 -14,0 27.299 -14,0 521.404 42,3877 85.288 -8,1 85.288 -8,1 1.285.133 -1,9934 30.839 -24,5 30.839 -24,5 436.928 -52,0
- 0 - 0 - 6.901 -21,7-15.431 -38,7 -15.431 -38,7 -303.368 -11,5
4 557 -18,9 557 -18,9 5.985 -10,778 6.792 -6,6 6.792 -6,6 121.718 6,62 82 12,3 82 12,3 752 26,0
86 18.180 -7,4 18.180 -7,4 250.164 -6,8326.470 -3,3 326.470 -3,3 4.393.980 -14,4
98.701 -9,3 98.701 -9,3 1.258.387 86,02.490 425.171 -4,8 425.171 -4,8 5.652.367 -2,7
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 2014
2012
2014
2013
1.200 1.000 25.000
11.2 Estructura de potencia instaladaIslas Baleares a 31 de enero 2014
11.3 Cobertura de la demanda.Islas Baleares. Enero 2014.
Ciclocombinado37,5 %
Turbinade gas 27,2 %
Carbón20,5 %
Motoresdiesel8,0 %
Solar fotovol.3,1 %
Eólica 0,1 %
Térmicarenovable
0,1 %
Cogeneracióny resto3,4 %
Ciclocombinado7,1 %
Turbinade gas 6,0 %
Carbón44,7 %Motores
diesel13,0 %
Solar fotovol. 1,6 %Eólica 0,1 %
EnlacePenínsula-
Baleares23,2 %
Cogeneracióny resto4,3 %
10 marzo 2010 (20-21h)1.104 20.000
1.206 23 agosto (21-22h)
14 febrero 2012
1.100 14 febrero (20-21h) 20.00014 febrero
12 agosto 2008 (21-22h)1.226 24.45231 julio 2008
976 26 febrero (20-21h)
24 agosto 23.519
4 octubre 18.3171.187 7 agosto (21-22h) 7 agosto 23.373
836 22 enero (20-21h) 22 enero 15.289
836 22 enero (20-21h) 22 enero 15.289
Periodo anterior
Disponibilidad 99,55 99,55 98,21
11.5 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
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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 2014 %
Acumulado anual %
Año móvil %
Periodo actual
Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificar (*)Total (**)
(*) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(**) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
11.6 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
0,15 0,15 0,210,30 0,30 1,550,00 0,00 0,020,00 0,00 0,000,00 0,00 0,010,00 0,00 0,000,45 0,45 1,79
Enero 2014 %
Acumulado anual %
Año móvil %
0,00 0,00 80,380,000 0,000 7,474
11.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Baleares
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Enero 2014 %
Acumulado anual %
Año móvil %
Hidráulica Motores diesel Turbina de gas Turbina de vaporFuel + GasCiclo combinado(3)
Generación auxiliar(4)
Consumos generación(5)
Resto hidráulicaEólicaSolar fotovoltaicaTérmica renovableCogeneración y resto
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) Utiliza fuel y gasoil como combustible principal. Incluye funcionamiento en ciclo abierto.(4) Grupos de emergencia que se instalan de forma transitoria en determinadas zonas para cubrir un déficit de generación.(5) Consumos en generación correspondientes a la producción hidráulica, fuel+gas y ciclo combinado.
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014 pág. 25 de 30
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 2014
12.3 Cobertura de la demanda.Islas Canarias. Enero 2014
12.4 Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias
400 5.000 15.000 30.00001.600 0 20.0008001.200 10.000
Histórico
Enero2014
2012
2013
2014
25.000 35.0002006001.0001.400
Demanda diaria (MWh)Demanda horaria (MWh) Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
Potencia Enero 2014 Acumulado anual Año móvil (2)
MW MWh % 14/13 MWh % 14/13 MWh % 14/13
1 0 - 0 - 0 -566 196.888 3,4 196.888 3,4 2.196.370 -1,7639 23.403 -33,4 23.403 -33,4 368.347 -36,9713 218.548 2,6 218.548 2,6 2.701.905 -6,2
1.918 438.839 0,1 438.839 0,1 5.266.622 -7,6920 275.095 -4,5 275.095 -4,5 3.121.573 4,2
- 0 - 0 - 0 --33.456 -17,5 -33.456 -17,5 -430.803 -7,5
0,5 298 32,4 298 32,4 3.122 64,3148 29.788 21,4 29.788 21,4 368.962 0,4166 19.177 -5,3 19.177 -5,3 285.055 9,7
3 744 18,3 744 18,3 8.504 10,833 0 - 0 - 0 -
730.485 -0,1 730.485 -0,1 8.623.035 -2,73.190 730.485 -0,1 730.485 -0,1 8.623.035 -2,7
Ciclocombinado28,8 %
Turbinade vapor 22,4 %
Motoresdiesel
17,7 %
Solar fotovol.5,2 %
Eólica 4,6 %
Térmicarenovable
0,1 %
Cogeneracióny resto1,0 %
Turbinade gas
20,0 %
Ciclocombinado26,6 %
Turbinade vapor 27,8 %
Motoresdiesel
25,7 %
Solar fotovol.2,6 %
Eólica 4,1 %
Térmicarenovable
0,1 %
Turbinade gas3,0 %
27.97433.49010 junio 2006
24 octubre 2007
15 mayo 26.418
8 noviembre 2007 (19-20h)1.49630 julio 2007 (12-13h)1.486
1.439 15 febrero (20-21h)22 agosto 27.69925 septiembre (20-21h)
30 enero (20-21h) 9 enero 25.030
1.402
1.330
31 diciembre (19-20h)1.378 1 octubre 25.56930 septiembre (20-21h) 23 agosto 26.8531.336
30 enero (20-21h)1.330 9 enero 25.030
Disponibilidad 99,78 99,78 98,34
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
7
6
5
4
3
2
1
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
1,00,90,80,70,60,50,40,30,20,1
0
MinutosPeriodo anterior Periodo actual
M J JE F A M A S O N D
E
E
Enero 2014 %
Acumulado anual %
Año móvil %
Mantenimiento preventivo y predictivoCausas ajenas al mantenimientoMantenimiento correctivoCircunstancias fortuitas previstas en las condiciones de diseñoCausa de fuerza mayor o acciones de tercerosSin clasificarTotal (*)
(*) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.
12.6 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
0,08 0,08 0,590,13 0,13 0,990,01 0,01 0,070,00 0,00 0,000,08 0,08 0,130,00 0,00 0,000,22 0,22 1,66
Enero 2014 %
Acumulado anual %
Año móvil %
0,00 0,00 2,900,000 0,000 0,177
12.7 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Canarias
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Enero 2014 %
Acumulado anual %
Año móvil %
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 2014 Acumulado anual Año móvil (2)
MW MWh % 14/13 MWh % 14/13 MWh % 14/13
83 20.812 6,8 20.812 6,8 221.713 -4,116 1 -97,2 1 -97,2 225 -62,499 20.813 6,7 20.813 6,7 221.938 -4,2
-1.230 -23,6 -1.230 -23,6 -18.301 -9,7- 19.583 9,4 19.583 9,4 203.637 -3,7
99 19.583 9,4 19.583 9,4 203.637 -3,7
13.2 Máxima demanda horaria y diaria Ceuta
1040
Demanda diaria (MWh)
200 600
Demanda horaria (MWh)
050 020
Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
30 400
Histórico
Enero2014
2012
2013
800
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2014
72370931 agosto 2010
2 diciembre 2008
6999 febrero
15 diciembre 2008 (20-21h)4112 agosto 2010 (12-13h)38
39 13 febrero (21-22h)66335
37 2 diciembre (21-22h)
36 28 febrero (20-21h) 11 diciembre 64935 5 septiembre (13-14h) 21 agosto 657
29 enero 69337 2 diciembre (21-22h)
29 enero 693
3 agosto27 junio (13-14h)
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
Enero2014
2012
2013
800
www.ree.es · Boletín mensual · Enero 2014 pág. 28 de 30
Demanda diaria (MWh)Demanda horaria (MWh) Invierno (ene.-may. / oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
Motores diesel Turbina de gasFuel + GasConsumos generación(3)
Solar fotovoltaicaCogeneración y restoGeneración neta
Demanda 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 2014 Acumulado anual Año móvil (2)
MW MWh % 14/13 MWh % 14/13 MWh % 14/13
70 19.289 5,2 19.289 5,2 216.518 -4,915 3 -25,0 3 -25,0 93 -34,085 19.292 5,2 19.292 5,2 216.611 -4,9
-1.140 -6,9 -1.140 -6,9 -14.027 -4,40,1 0 -100,0 0 -100,0 37 -56,0
2 818 4,7 818 4,7 8.285 168,118.970 6,0 18.970 6,0 210.906 -2,5
87 18.970 6,0 18.970 6,0 210.906 -2,5
2014
68776531 agosto 2010
14 febrero 201214 febrero 2012 (20-21h)4012 agosto 2010 (12-13h)39
40 14 febrero (21-22h)10 agosto 74338 27 agosto (13-14h)
15 enero 68235 29 enero (20-21h)
68714 febrero
36 12 febrero (20-21h) 3 octubre 6446 agosto 71437 26 agosto (13-14h)
15 enero 68235 29 enero (20-21h)
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.
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.
Demanda b.c. (barras de central). Energía inyectada en la red procedente de las centralesde régimen ordinario, régimen especial y de las importaciones, y deducidos los consumos enbombeo y las exportaciones. Para el traslado de esta energía hasta los puntos de consumohabría que detraer las pérdidas originadas en la red de transporte y distribución.
Demanda en mercado libre. Demanda de energía eléctrica elevada a barras de centralsegún pérdidas estándar de los consumidores peninsulares que contratan la energía con uncomercializador o directamente en el mercado.
Demanda peninsular en mercado regulado de suministro de último recurso.Demanda de energía eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de losconsumidores peninsulares que contratan su energía con un comercializador de último recurso.
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 debidoa interrupciones 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 potestativo
gestionado 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.
Market splitting o separación de mercados. Mecanismo de gestión de la capacidad deintercambio entre dos o más sistemas eléctricos que se desarrolla de forma simultánea conel mercado ibérico diario e intradiario de producción y que utiliza con criterios de eficienciaeconómica la capacidad vacante entre los sistemas eléctricos. En caso de congestión entrelos sistemas, el mercado se separa en zonas de precio diferente. En caso contrario existe unprecio único para el mercado en su totalidad.
Mercado de producción. Es el integrado por el conjunto de transacciones comerciales decompra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energíaeléctrica. Se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercado intradiario, mercadosno organizados y servicios de ajuste del sistema, entendiendo por tales la resolución derestricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos.
Mercado diario. Es el mercado 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 el√©ctricaen 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 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 por garantía de suministro y la solución de restricciones técnicas del sistema,los servicios complementarios y la gestión de desvíos.
Solar fotovoltaica. La generación fotovoltaica consiste en la generación de energía el√©ctricaa 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 por garantía de suministro. Proceso gestionado por eloperador del sistema que tiene por objeto introducir en el programa diario base de funciona-miento, las modificaciones de programas que puedan ser necesarias por garantía de suministrodel sistema eléctrico español, procediéndose posteriormente a realizar el correspondientereequilibrio generación-demanda.
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 último recurso. 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.