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Información elaborada con datos disponibles a 19/01/16 - Fecha de edición: 22/01/2016
Sistema peninsular1 Aspectos relevantes2 Balance de energía eléctrica3 Demanda de electricidad4 Cobertura de la demanda5 Producción hidroeléctrica6 Producción térmica7 Producción renovable8 Intercambios internacionales 9 Mercado eléctrico10 Gestión de la red de transporte
Sistemas no peninsulares11 Sistema eléctrico Islas Baleares12 Sistema eléctrico Islas Canarias13 Sistema eléctrico Ceuta14 Sistema eléctrico Melilla
Glosario
índi
ce
1. Aspectos relevantes Sistema peninsular• La demanda de energía eléctrica alcanzó los 20.852 GWh, representando una variación del -2,2 % respecto a diciembre del 2014. Corregidos los efectos de la laboralidad y la temperatura la demanda ha experimentado una variación del 2,4 % frente al mismo mes del año anterior.• Este mes las temperaturas medias han sido superiores a las del año anterior con 11,8 ºC frente a los 9,5 ºC del mismo mes del 2014. La temperatura máxima media del mes ha sido superior en 2,7 ºC a la del mismo período del año pasado.• Durante este mes la generación procedente de fuentes de energía renovable alcanzó el 28,7 % de la producción total, frente al 41,1 % de diciembre del 2014.• En el mes de diciembre la producción de origen eólico ha alcanzado los 3.533 GWh, con una variación del -25,8 % frente al mismo periodo del año anterior.• Desde el punto de vista hidrológico diciembre ha sido un mes seco, con una energía producible de 958 GWh, valor inferior al característico medio para un mes de diciembre.• Las reservas totales de agua de los embalses con aprovechamiento hidroeléctrico a finales de diciembre se situaron en el 46,9 % de su capacidad total, con una energía equivalente a 8.685 GWh. Estas reservas son inferiores en 16,9 puntos porcentuales frente a las existentes hace un año e inferiores en 0,4 puntos porcentuales respecto al mes anterior.• El valor del coeficiente de disponibilidad del equipo térmico durante el mes de diciembre ha sido del 88,9 %, valor inferior a la del mismo mes del año anterior.• El precio final de la demanda peninsular se ha situado en 63,68 €/MWh, lo que significa una variación del 2,5 % respecto al mes anterior y del 3,1 % frente a diciembre de 2014.• La energía gestionada por el operador del sistema durante el mes de diciembre ha experimentado una variación del -41,7 % respecto a la gestionada el mismo periodo del año anterior, debido sobre todo a una reducción del 14,3 % y del 25,0 % de la energía de restricciones técnicas y regulación terciaria respectivamente.• La tasa de disponibilidad de la red de transporte en el mes de diciembre ha sido del 99,38 %, experimentando una variación del 0,3 % respecto a la de diciembre del 2014.• En el mes de diciembre se han producido cuatro cortes de mercado en las instalaciones de la red de transporte contabilizados en el cálculo de indicadores de calidad. El primer incidente tuvo lugar en Madrid con una energía no suministrada de 3,5 MWh. El segundo incidente tuvo lugar en Murcia con una energía no suministrada de 3,27 MWh. El tercer incidente tuvo lugar en Vizcaya con una energía no suministrada de 0,17 MWh. Finalmente, el cuarto incidente tuvo lugar en Cáceres con una energía no suministrada de 1,55 MWh.
• La demanda mensual de energía eléctrica en el conjunto de los sistemas no peninsulares ha variado un 0,6 % respecto a la de diciembre del 2014. En Baleares, Canarias, Ceuta y Melilla se han producido variaciones del -1,9 %, 2,1 %, -4,4 % y 2,0 % respectivamente.• En el mes de diciembre se ha producido un corte de mercado en las instalaciones de la red de transpor-te de Canarias contabilizado en el cálculo de indicadores de calidad. El incidente tuvo lugar en Gran Canaria con una energía no suministrada de 0,22 MWh.
Sistema Extrapeninsular
www.ree.es pág. 01 de 33
Demanda horaria peninsular del día de máxima demanda de energía diaria. 1 diciembre 2015
Balance eléctrico peninsular.Diciembre 2015
Nuclear 24,0%Carbón 22,9%Ciclo combinado 13,0%Cogeneracióny resto 11,4%
No renovables 71,3%
Hidráulica(1) 6,8 %Eólica 17,5 %Solarfotovoltaica 1,9 %Solar térmica 0,5 %Térmicarenovable 2,0 %
Renovables 28,7%
Generación neta
Demanda (b.c.)
Saldointercambiosinternacionales
Consumos bombeoEnlace Península-Baleares
(1) No incluye la generación bombeo.
21.000
24.000
27.000
30.000
33.000
36.000
39.000
24 horas
MW
diciembre2015número 108
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 02 de 33
2. Balance de energía eléctrica
2.1 Balance de energía eléctrica del sistema peninsular(1)
Hidráulica NuclearCarbónFuel + gasCiclo combinado(4)
Consumos generación(5)
Resto hidráulica(6)
EólicaSolar fotovoltaicaSolar térmicaTérmica renovableCogeneración y resto
Generación neta Consumo 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) Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil(3)
MW GWh % 15/14 GWh % 15/14 GWh % 15/14
18.668 1.407 -52,6 25.585 -28,7 25.585 -28,7 7.866 5.085 3,6 57.303 -0,1 57.303 -0,1 10.972 4.971 14,7 54.394 23,4 54.394 23,4 0 0 - 0 - 0 - 25.348 2.729 31,5 26.127 18,4 26.127 18,4 - -680 11,7 -7.130 8,7 -7.130 8,7 2.109 363 -45,9 5.514 -22,0 5.514 -22,0 22.845 3.533 -25,8 47.716 -5,8 47.716 -5,8 4.423 393 -9,1 7.858 0,7 7.858 0,7 2.300 97 -22,2 5.125 3,4 5.125 3,4 984 404 0,0 4.900 3,9 4.900 3,9 7.098 2.291 7,0 26.643 4,1 26.643 4,1 - 20.593 -7,3 254.036 0,2 254.036 0,2 - -548 23,1 -4.565 -14,3 -4.565 -14,3 - -94 6,7 -1.333 2,7 -1.333 2,7 - 900 - -154 -95,5 -154 -95,5 102.613 20.852 -2,2 247.983 1,8 247.983 1,8
2.2 Estructura de la potencia instalada a 31 de diciembre
2.3 Estructura de la generación neta. Diciembre
(1) No incluye la generación bombeo.
Ciclocombinado24,7 %
Solar térmica 2,2 %
Hidráulica (1) 20,2 %
Solarfotovol.4,3 %
Eólica22,3 %
Térmicarenovable 1,0 %
Cogeneracióny resto 6,9 %
Ciclo combinado13,0 %
Nuclear 24,0 %
Carbón22,9 %
Solar térmica 0,5 %
Hidráulica (1)
6,8 %
Solarfotovol.1,9 %
Eólica17,5 %
Térmicarenovable
2,0 %Cogeneracióny resto 11,4 %
Nuclear 7,7 %
Carbón10,7 %
(1) Incluye la potencia de bombeo puro.
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 03 de 33
3.1 Evolución de la demanda
26.000
24.000
22.000
20.000
18.000
16.000
14.000
12.000
10.000
GWh
Demanda (b.c.)
Periodo actual
3. Demanda
3.3 Variación de la demanda mensual
12
10
8
6
4
2
0
-2
-4
-6
-8
-10
-12DD E F M A M J J A S
%
NO
Actividad económica y otros
Periodo anterior
3.2 Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)
Demanda (b.c.)Efectos: Laboralidad Temperatura Actividad económica y otros
Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil GWh % 15/14 GWh % 15/14 GWh %15/14
20.852 -2,2 247.983 1,8 247.983 1,8 -0,6 -0,1 -0,1 -3,9 0,4 0,4 2,4 1,6 1,6
DD E F M A M J J A S NO
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 04 de 33
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
%Actividad económica y otrosDemanda (b.c.)
Histórico
Diciembre 2015
2013
2014
2015
35
30
25
20
15
10
5
0
-6
Máxima estadística
2012 2013 2014 2015
36.803 1 diciembre (20-21 h) 7531 diciembre
40.324 4 febrero (20-21 h) 82120 enero39.928 21 julio (13-14 h) 81421 julio
38.666 4 febrero (20-21 h) 79811 febrero37.020 17 julio (13-14 h) 75517 julio
39.963 27 febrero (20-21 h) 80823 enero37.399 10 julio (13-14 h) 76110 julio
44.876 17 diciembre 2007 (19-20 h) 90618 diciembre 200740.934 19 julio 2010 (13-14 h) 82220 julio 2006
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 05 de 33
(1) No incluye la generación bombeo.
4.1 Estructura de la cobertura de la demanda
Dic. 2014
%
Dic. 2015
Ene-Dic. 2014
Ene-Dic. 2015
4.2 Cobertura de la máxima demanda horaria. 1 de diciembre (20-21 h). 36.803 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 combinado Resto hidráulica (1)
Eólica Solar fotovoltaica Solar térmica Térmica renovableCogeneración y resto
Generación neta
Consumos en bombeo Enlace Península-Baleares (2) Saldo Andorra Saldo Francia Saldo Portugal Saldo Marruecos
Saldos interc. internacionales (3)
Diferencias por regulaciónDemanda (b.c.)
01/12/2015(20-21 h)
5.453 1.368 6.821 5.942 6.469
419 5.097
982 10.279
24 0
585 2.888
39.506 0
-204 -37
-900 206
-870 -1.601
144 37.845
4.840 978
5.818 5.464 8.349
37 10.215
692 1.238
0 26
532 3.351
35.720 0
-235 -64
2.000 132
-750 1.318
-36.803
4. Cobertura de la demanda
09/12/2014(19-20 h)
(1) No incluye la generación bombeo.
Ciclo combinado
Solar fotovoltaica
Ciclocombinado28,3 %
Saldointercambiosinter-cionales3,7 %
Carbón23,2 %
Eólica3,4 %
Térmicarenovable
1,5 %
Cogeneracióny resto 9,3 %
(1) Incluye todas aquellas unidades menores de 50 MW que no pertenecen a ninguna unidad de gestión hidráulica (UGH).(2) Valor positivo: entrada de energía en el sistema; valor negativo: salida de energía del sistema.(3) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.
Nuclear15,2 %
Hidráulica(1)
15,3 %Solar térmica 0,1 %
1,80,62,0
2,00,51,9
1,92,03,1
2,02,03,1
9,8 11,4
17,5
13,0
22,9
24,0
6,8
10,2
20,3
8,5
16,5
22,0
15,5
10,6
19,0
10,1
20,3
21,9
11,0
21,7
9,2
18,5
21,4
15,0
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 06 de 33
(1) Incluye todas aquellas unidades que pertenecen a alguna unidad de gestión hidráulica (UGH).
5. Producción hidroeléctrica (1)
5.1 Evolución de la energía hidroeléctrica
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0N DD E F M A M J J A
GWhPeriodo actual
S
Periodo anterior
O
5.2 Desglose de la producción hidroeléctrica
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
N DD E F M A M J J A
GWh
S O
Hidráulica convencional y mixta Generación bombeo
Producible medio histórico Producible diarioHúmedoSeco
5.4 Producible hidroeléctrico
5.5 Potencia instalada y reservas hidroeléctricas a 31 de diciembre por cuencas hidrográficas
Producible hidroeléctrico (GWh)Índice de producibleProbabilidad de ser superado (%)
Diciembre 2015 Acumulado Año Año móvil
43,8
4.760
49,7
8.685
RégimenAnual
RégimenHiperanual
Total
Llenado (%)
Reservas (GWh)
782
46,5 69,4Duero:3.887 MW
38,3
1.032
27,2
52,7 51,651,3
Tajo-Júcar-Segura:4.349 MW
Guadiana: 226 MW
Guadalquivir-Sur:1.025 MW
1.134
53,1
61
24,9Ebro-Pirineo: 3.425 MW
38,7
Norte:4.879 MW
80,1
958 18.263 18.2630,32 0,66 0,6696,4 90,50 90,50
5.3 Producible hidroeléctrico diario
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 07 de 33
95
985
2.164
930
428346
3.925
DD E F M A M J J A S
GWh
O N
46,9
728
400 GWh
350
300
250
200
150
100
50
0
71
106
201446
9798124
145
9888
29
71
2011 2012 2013 2014 2015
5.6 Evolución de las reservas hidroeléctricas totales
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 08 de 33
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 y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.
Máximo y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.
Máximo y mínimo estadístico: media de los valores máximos y mínimos de los últimos 20 años.
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
Máximo estadístico
Mínimo estadístico
6. Producción térmica (1)
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 09 de 33
6.1 Evolución de la producción térmica
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0N DD E F M A M J J A
GWhPeriodo actual
S
Periodo anterior
6.3 Indisponibilidad media horaria mensual
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
N DD E F M A M J J A
MWh/h
S O
Permanente No prevista Prevista
O
6.2 Producción bruta por tecnología
NuclearCarbónFuel + gasCiclo combinado (2)
Producción térmica
Potencia Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil (1)
MW GWh % 15/14 GWh % 15/14 GWh % 15/14
7.866 5.085 3,6 57.303 -0,1 57.303 -0,110.972 4.971 14,7 54.394 23,4 54.394 23,4
0 0 - 0 - 0 -25.348 2.729 31,5 26.127 18,4 26.127 18,444.186 12.786 13,0 137.824 11,6 137.824 11,6
(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.
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
Diciembre: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 (%)
88,3 6,0 1,9 3,8 84,6 6,0 3,8 5,691,1 2,0 6,9 0,0 89,9 2,0 5,7 2,4
- - - - 0,0 0,0 100,0 0,088,2 0,0 9,0 2,8 90,1 0,0 3,2 6,788,9 1,5 7,3 2,3 88,7 1,5 4,3 5,4
22/12/2015 (06-07 h) 661 5.762 2.467 8.891 27.131 20,701/12/2015 (20-21 h) 661 4.291 2.467 7.419 36.803 17,302/12/2015 (06-07 h) 661 5.762 2.467 8.891 27.131 20,7
02/12/2015 (06-07 h) 661 5.762 2.467 8.891 27.131 20,704/02/2015 (20-21 h) 661 2.523 417 3.601 40.324 8,315/05/2015 (07-08 h) 661 2.142 6.930 9.734 26.589 22,4
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
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 10 de 33
Diciembre 2015 Acumulado añoDisponibilidad (%) Indisponibilidad (%) Disponibilidad (%) Indisponibilidad (%)
Permanente No Prevista Prevista Permanente No Prevista Prevista
6.6 Curva monótona de indisponibilidad del equipo térmico
10.000 MWNuclear Ciclo combinado Carbón
0
Horas
3.000
1.000
681
2.000
721
4.000
6.000
5.000
7.000
744
8.000
9.000
7. Producción energía renovable (1)
7.1 Evolución de la energía renovable
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0
GWhPeriodo actual
7.2 Estructura de la generación de energía renovable
Periodo anterior
ME F A M J J A S O N DD
(1) Incluye eólica, hidráulica convencional, resto de hidráulica, solar fotovoltaica, solar térmica y térmica renovable. No incluye la generación bombeo.
Solartérmica1,7 %
Hidráulica23,7 %
Solar fotovol.6,8 %
Eólica60,9 %
Térmicarenovable
7,0 %
Diciembre2015
Solartérmica5,5 %
Hidráulica29,6 %
Solar fotovol.8,4 %
Eólica51,2 %
Térmicarenovable
5,3 %
Acumuladoaño
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 11 de 33
pág. 12 de 33www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015
2.100
1.800
1.500
1.200
900
600
300
0
-300
-600
-900
-1.200
-1.500
-1.800
-2.100
GWhFrancia Andorra Portugal Marruecos Total
8. Intercambios internacionales
8.1 Saldo físico de intercambios por frontera
8.2 Intercambios internacionales programados por tipo de transacción e interconexión (GWh)
AndorraFrancia (1)
MarruecosPortugalTotal
- -29 - - - - - - - -29 -291.721 -41 0 -8 - -6 - - 1.721 -56 1.665
- -381 - - - - - - - -381 -381133 -471 3 -12 - - - - 136 -483 -347
1.854 -923 3 -20 0 -6 0 0 1.857 -950 907
Mercados (MD+MI) +Contratos bilaterales
Import. Export.
Serviciostransfonterizosde balance (1)
Import. Export.
Accionescoordinadasde balance
Import. Export.
Intercambiosde
apoyoImport. Export. Import. Export. Saldo
Total
MD E F A M J J A S O N D
Desde el 13 de mayo de 2014 quedan totalmente acoplados los mercados del Suroeste y del Noroeste de Europa (SWE y NWE, respectivamente). Desde ese día el intercambio con Francia pasaen el horizonte diario a ser asignado de forma implícita mediante el sistema de acoplamiento de mercados, PCR, en sustitución de las subastas explícitas diarias coordinadas aplicadas desde2006. Se siguen manteniendo en la frontera con Francia las subastas para el resto de horizontes.
(1) Desde junio de 2014 funcionan los servicios transfonterizos de balance en la región Suroeste de Europa (SWE), que usan la capacidad de intercambio entre sistemas que queda vacante trasel ajuste de los programas de intercambios comerciales en el horizonte intradiario.
Importador
Exportador
MWh€/MWh Energía activada por el sistema eléctrico portugués
020406080
100120
Importación120100
80604020
0
24.00020.00016.00012.0008.0004.000
00
4.0008.000
12.00016.00020.00024.000
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Exportación
8.3 Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activadospor los sistemas eléctricos externos
MFD E A M J J A S O N D
Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico portugués
Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico francés
Energía activada por el sistema eléctrico francés
MWh€/MWh Energía activada por el sistema eléctrico español
020406080
100120
Importación120100
80604020
0
24.00020.00016.00012.0008.0004.000
00
4.0008.000
12.00016.00020.00024.000Exportación
8.4 Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activadospor el sistema eléctrico español a través de la interconexión con Francia
MFD E A M J J A S O N D
Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico español
MWh€/MWh Energía activada por el sistema eléctrico español
020406080
100120
Importación120100
80604020
0
24.00020.00016.00012.0008.0004.000
00
4.0008.000
12.00016.00020.00024.000Exportación
8.5 Energía y precios de servicios transfronterizos de balance activadospor el sistema eléctrico español a través de la interconexión con Portugal
MFD E A M J J A S O N D
Precio de la energía activada por el sistemaeléctrico español
MM 11 72,82 68,56 64,18 62,15 61,89 64,05 69,72 75,63 77,23 78,19 80,02 78,08 77,04 74,43 72,78 72,65 73,12 75,36 82,83 84,81 84,31 79,21 74,39 72,59XX 22 74,78 68,75 61,37 56,71 56,38 56,49 67,18 73,49 77,93 80,40 81,49 79,98 79,63 76,22 74,58 74,31 74,94 81,88 91,97 90,23 89,93 84,02 76,38 74,48JJ 33 69,89 59,97 57,47 55,38 55,67 55,55 59,35 70,70 74,01 73,72 75,39 73,41 73,65 70,31 68,51 68,72 70,23 74,91 82,42 84,19 84,84 80,44 74,09 71,54VV 44 69,23 62,27 59,84 59,77 59,09 60,07 64,36 71,33 73,99 76,61 77,97 75,33 74,78 72,93 71,64 73,07 73,82 76,97 85,72 86,89 86,86 80,68 76,34 72,97SS 55 73,10 68,79 64,59 60,99 58,22 57,91 58,11 63,37 65,94 68,85 68,36 67,80 67,98 67,56 65,38 63,55 65,13 68,87 75,16 81,55 81,75 79,76 69,39 67,74D 6 58,77 57,09 53,77 53,50 53,50 53,99 54,02 56,56 57,67 58,31 57,36 56,58 56,22 56,18 56,05 55,90 55,72 57,40 69,99 71,34 71,84 70,91 65,52 56,43LL 77 52,72 48,49 39,98 37,89 37,60 38,48 50,71 57,65 61,09 60,55 64,72 60,33 60,31 58,83 58,32 57,92 58,22 62,94 71,94 74,24 74,04 71,91 64,36 57,53MM 88 56,20 51,56 50,21 50,70 50,50 52,06 55,61 58,64 59,20 62,62 66,52 67,09 65,33 67,00 64,15 61,12 60,38 68,23 74,71 75,70 76,95 75,08 71,34 68,34XX 99 64,81 57,10 54,43 51,77 50,53 51,17 56,37 70,14 73,31 74,09 75,53 74,96 74,85 72,61 71,57 71,27 72,69 76,45 85,60 81,59 81,62 76,77 71,00 67,50JJ 1100 69,20 61,04 56,81 56,18 55,66 55,91 63,56 74,38 78,03 76,19 78,75 77,92 77,07 74,43 73,33 73,30 74,23 76,77 84,11 83,54 83,27 79,39 74,50 70,03VV 1111 69,16 60,22 55,97 55,50 55,08 55,72 60,81 70,86 77,59 77,21 79,02 77,45 76,28 74,32 72,31 70,91 72,41 75,97 81,47 81,35 80,81 77,83 71,75 65,93SS 1122 70,27 67,46 57,43 56,73 56,29 56,04 56,20 58,15 66,53 68,53 71,43 71,56 71,47 69,98 70,09 69,03 68,73 70,57 77,03 77,26 77,00 75,99 69,24 66,74DD 1133 65,66 56,47 54,85 54,52 53,60 53,34 53,01 52,96 53,75 54,86 57,43 57,72 56,20 55,93 55,08 53,10 53,12 53,26 62,00 64,87 64,90 64,71 53,91 50,85LL 1144 47,69 41,66 40,00 38,39 37,40 39,67 51,16 60,74 65,00 67,89 72,43 70,70 70,00 67,73 65,06 64,75 66,73 72,48 81,76 80,75 80,40 73,79 64,84 55,34MM 1155 50,19 47,84 44,29 39,32 37,79 42,98 49,87 57,05 63,59 66,29 68,63 66,31 66,65 61,15 58,25 58,57 59,71 66,08 74,18 74,49 75,11 72,96 65,52 55,84XX 1166 52,73 49,75 47,08 47,42 48,17 48,34 50,28 64,03 70,50 71,59 74,53 72,80 71,94 69,96 68,50 69,59 70,72 72,29 77,89 77,94 77,86 73,44 67,12 61,49JJ 1177 55,11 51,42 47,41 46,22 46,63 46,81 50,96 62,37 68,91 71,46 73,18 72,27 70,69 68,87 68,18 68,38 69,73 71,60 77,08 77,58 78,77 74,41 68,92 61,63VV 1188 55,30 51,93 47,86 48,05 48,06 49,11 52,45 65,71 70,97 71,76 74,01 73,15 72,62 70,38 68,71 67,83 68,63 71,76 75,01 74,52 74,23 71,59 64,91 56,16SS 1199 55,38 53,50 51,97 50,59 48,36 48,21 49,32 51,24 53,36 55,99 63,05 56,26 54,29 53,85 52,70 51,68 51,57 54,36 65,93 68,51 68,42 68,68 61,75 54,14DD 2200 48,45 43,66 31,89 28,13 27,78 30,42 43,19 45,11 49,35 55,89 61,72 63,80 63,18 63,24 63,41 55,88 57,81 65,34 74,10 74,63 78,16 78,96 73,87 70,85LL 2211 56,09 54,86 53,14 50,87 50,89 51,92 56,92 67,49 71,37 72,41 74,84 74,40 72,53 69,36 67,13 64,48 66,95 70,97 77,33 77,53 76,95 73,01 67,43 60,30MM 2222 55,39 53,06 48,48 47,24 46,22 46,95 52,89 63,07 68,01 69,22 71,99 70,84 69,71 67,54 64,85 61,44 65,12 69,84 76,27 77,84 78,07 76,11 69,54 67,13XX 2233 56,58 54,56 52,90 52,87 53,77 55,21 63,65 68,66 71,61 71,66 74,09 72,52 71,70 68,97 68,12 67,64 67,84 69,50 75,23 74,73 74,14 71,12 65,31 56,59JJ 2244 54,95 49,92 48,19 45,84 43,47 44,64 48,32 53,79 57,50 64,38 66,97 63,98 60,95 59,37 55,85 55,89 55,74 64,92 71,08 71,59 72,62 71,69 67,90 55,84VV 2255 55,63 52,90 52,53 51,35 51,11 51,31 51,97 51,92 52,10 53,42 56,30 57,60 57,20 57,20 58,19 54,09 55,80 61,83 66,79 67,71 69,41 69,18 64,15 56,60SS 2266 51,80 49,68 45,21 43,07 41,13 40,56 42,58 44,10 49,14 53,18 61,14 58,02 57,72 58,10 58,72 55,82 56,02 59,68 61,81 61,48 61,43 61,09 57,94 50,63DD 2277 45,54 41,65 38,80 34,53 31,96 30,12 33,25 33,09 35,14 40,97 45,64 46,30 44,37 44,60 43,76 41,52 38,55 42,57 47,63 46,94 44,71 44,54 42,30 38,62LL 2288 40,92 42,62 31,65 30,20 28,78 36,22 39,90 46,35 50,44 52,95 57,36 53,72 51,84 49,28 46,35 44,94 47,69 54,05 58,70 60,89 63,69 61,61 55,15 52,98MM 2299 47,03 43,12 43,65 43,93 46,74 43,79 48,47 55,59 60,65 65,40 66,87 62,66 61,35 59,22 58,24 57,26 57,83 62,35 68,74 69,83 70,24 67,36 59,41 56,93XX 3300 48,34 43,75 39,52 38,60 37,81 37,72 42,79 49,66 56,06 58,13 60,74 58,12 56,74 54,33 46,62 45,76 46,72 55,25 61,35 62,91 65,59 61,34 56,97 55,86JJ 3311 45,90 43,38 39,77 38,60 37,57 40,06 44,60 54,24 59,72 61,82 66,38 66,19 64,55 61,74 60,82 60,15 62,00 65,88 75,12 76,08 75,80 72,23 65,58 59,67
Pagos por capacidadMercado intradiario
Servicios de ajuste del OS
9. Mercado eléctrico
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9.1 Precio final del mercado de producción (€/MWh)
9.2 Precio final medio90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
-10Mercado libre
€/MWh
Mercado diario
Mercado regulado Demanda peninsular
54,36 54,55 54,39
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 27,78 a 56,18
Desde 68,87 a 91,97Mínimo: 27,78
Desde 56,18 a 68,87
Máximo: 91,97
Percentiles del 33% de los valores registrados en el mes. Fuente CNMC
2,16
0,09
Reserva de potencia
0,15
0,89
3,94
3,27
63,46 65,13 63,68
H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H10 H11 H12 H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H20 H21 H22 H23 H24H1Día
3,22
5,46 4,16
3,24
0,07
Servicio interrumpibilidad
1,89 1,89 1,89
Control del factorde potencia
3,27 3,243,22
0,01
2,12
0,08
0,15
0,89
0,08
2,15
0,08
0,15
0,89
0,07
-0,04 -0,05 -0,05
-0,05 -0,05 -0,05
9.5 Mercado diario: participación de cada tecnología en la fijación del precio marginal
Nº horas
Dic.
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€/MWh120
100
80
60
40
20
0
Precio medio Energía diariaBanda de precios1.200.000
1.000.000
800.000
600.000
400.000
200.000
0
MWh€/MWh180
150
120
90
60
30
0
Banda de precios180.000
150.000
120.000
90.000
60.000
30.000
0
11,0%
29,0%
Fuente: OMIE
Fuente: OMIE
Importacionesinternacionales
Mibel importación desdesistema eléctrico español
Térmicaconvencional
18,0%
36,5%
Hidráulica Bombeo
Ciclo Combinado Renovables, cogeneracióny residuos
5,5%
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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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
M
Reserva de potencia
Desvíos
Restricciones tiempo real
Excedentes desvíos
Restricciones técnicas (PBF) (2)
Reserva de potencia adicional a subir (3)
Banda de regulación secundaria (4)
Regulación secundariaRegulación terciariaGestión de desvíosRestricciones en tiempo real
Energía (MWh) Precio (€/MWh)a subir a bajar a subir a bajar
449.001 2 143,60 64,9993.013 - 15,95 -
687 513 19,28104.468 101.315 53,32 44,00212.270 120.212 63,86 25,63
74.438 25.976 58,18 33,8113.935 69.897 120,04 32,35
9.8 Energía y precios medios ponderados gestionados por el operador del sistema
MD E F A J
(1) No incluye las energías asociadas a los servicios transfronterizos de balance.(2) Energía incrementada o reducida en la fase 1 de solución de restricciones técnicas del PDBF (P.O.3.2).(3) Volumen total mensual (MW). Precio horario medio (€/MW).(4) Potencia horaria media (MW). Precio horario medio (€/MW).
J A S O N D
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
D E F M A M J J A S O N D
(1)
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MWh
9.10 Solución de restricciones técnicas (Fase 1)
A subir
A bajar
€/MWh Restriccionestécnicas PBF
Precio medioa subir
Precio medioa bajar
Precio mediomercado diario
360
300
240
180
120
60
0
9.11 Reserva de potencia adicional a subir asignada
Precio medio ponderado MW€/MW
120
100
80
60
40
20
0
Volumen diario60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
0
0
60
120
180
240
48.000
40.000
32.000
24.000
16.000
8.000
0
0
8.000
16.000
24.000
32.000
150
120
90
60
30
0
MW
9.12 Banda de regulación secundaria
A subir
A bajar
1.250
1.000
750
500
250
0
0
250
500
750
1.000
1.250
€/MW Precio mediomercado diario
Potenciahoraria media
Precio medio
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 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
9.14 Regulación secundaria
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
020406080
100120
1.200.000
900.000
600.000
300.000
0
MWh
9.13 Energía gestionada en los mercados de ajuste
A subir
A bajar
Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvios Restricciones en tiempo real
D E F M A M J J A S O N
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 18 de 33
120100
806040200
D
12.00010.0006.0006.0004.0002.000
00
2.0004.0006.0008.000
10.00012.000
0
300.000
600.000
900.000
1.200.000
9.15 Gestión de desvíos
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
120100
806040200
60.00050.00040.00030.00020.00010.000
00
20406080
100120
010.00020.00030.00040.00050.00060.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 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
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 19 de 33
9.16 Regulación terciaria
MWh12010080604020
0
€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
30.00025.00020.00015.00010.0005.000
00
5.00010.00015.00020.00025.00030.000
020406080
100120
420360300240180120
6000
60120180240300360420
9.17 Restricciones en tiempo real
MWh€/MWh Energía a subir Precio medio a subirEnergía a bajar Precio medio a bajar
14.00012.00010.0008.0006.0004.0002.000
00
2.0004.0006.0008.000
10.00012.00014.000
9.18 Desvíos netos medidos por tecnologías
Comercializadores
Solar
Eólica Desvíos entre sistemasResto generación
ExportacionesImportaciones45.000
30.000
15.000
0
MWhA subir
A bajar
0
15.000
30.000
45.000
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
9.19 Coste medio de los desvíos
60
50
40
30
20
10
0
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 20 de 33
9.20 Desvío netos medidos a subir por tecnologías
€/MWh
Desvíos a bajar: menor producción o mayor consumo Desvíos a subir: mayor producción o menor consumo
Desvíos netos medidos a bajarpor tecnologías
Restosgeneración
11,0 %
Comercializadores53,4 %
Desvíos entresistemas5,1 %
Exportaciones0,2 %
Solar1,4 %
Eólica28,9 %
Comercializadores23,7 %
Desvíos entresistemas3,3 %Exportaciones0,1 %
Solar10,3 %
Eólica39,0 %
Restosgeneración
23,6 %
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
Líneas aéreas Longitud (km de circuito)Subestaciones PosicionesTransformación Número de unidades
Capacidad (MVA)Reactancias Número de unidades
Capacidad (MVAr)Condensadores Número de unidades
Capacidad (MVAr)Cable submarino Longitud (km de circuito)Cable subterráneo Longitud (km de circuito)
10. Gestión de la red de transporte
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 21 de 33
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
0F
Horas
10.3 Descargos en subestaciones por mantenimiento
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
Horas
Periodo actualPeriodo anterior
Periodo actualPeriodo anterior
400 kV ≤ 220 kV Total
21.062 18.189 39.2511.441 3.120 4.561
152 1 15379.208 63 79.271
49 54 1037.100 3.414 10.514
2 11 13200 1.100 1.30029 236 26588 499 587
F
M
M
J
J
D
D
E
E
A
A
M
M
J
J
A
A
S
S
O
O
N
N
D
D
8,49 32,87 32,870,018 0,070 0,070
10.7 Calidad de servicio: ENS y TIM de la red de transporte
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil
10.4 Disponibilidad de la red de transporte
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 22 de 33
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
F MD E A M J J A S O N D
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso.Datos provisionales pendientes de auditoría.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
(1) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(2) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.Datos provisionales pendientes de auditoría.
Disponibilidad de la red de transporte 99,38 97,95 97,95
Diciembre 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 clasificar (1)
Total (2)
10.5 Causas de indisponibilidad de la red de transporte
0,31 0,64 0,640,24 1,23 1,230,05 0,17 0,170,01 0,01 0,010,14 0,16 0,160,00 0,00 0,000,62 2,05 2,05
Diciembre 2015 %
Acumulado anual %
Año móvil %
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 23 de 33
10.8 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte
140
120
100
80
60
40
20
0
MWhPeriodo actualPeriodo anterior
10.9 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte
0,25
0,20
0,15
0,10
0,5
0
MinutosPeriodo actualPeriodo anterior
M
M
FD
D
E
E F
A
A
M
M
J
J
J
J
A
A
S
S
O
O
N
N
D
D
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso.Datos provisionales pendientes de auditoría.
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso.Datos provisionales pendientes de auditoría.
11.3 Cobertura de la demanda.Islas Baleares. Diciembre 2015.
Ciclocombinado22,0 %
Turbinade gas 7,6 %
Solar fotovol. 1,4 %
EnlacePenínsula-
Baleares22,9 %
Cogeneracióny resto 6,8 %
11. Sistema eléctrico Islas Baleares
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015
11.1 Balance de energía eléctrica Islas Baleares (1)
pág. 24 de 33
Carbón Motores diesel Turbina de gasFuel + gasCiclo combinado(4)
Generación auxiliar(5)
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) Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil (3)
MW MWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh % 15/14
510 113.963 -41,3 2.070.468 -14,3 2.070.468 -14,3199 55.028 2,5 763.009 9,9 763.009 9,9678 33.703 -9,7 587.438 -1,5 587.438 -1,5877 88.731 -2,5 1.350.447 4,6 1.350.447 4,6934 93.049 157,1 850.792 85,7 850.792 85,7
- 0 - 10.582 37,5 10.582 37,5- -14.518 -41,9 -283.155 -4,7 -283.155 -4,74 157 -79,4 5.458 -6,5 5.458 -6,5
78 5.517 -2,1 120.299 -2,0 120.299 -2,02 165 -5,7 1.861 -4,3 1.861 -4,3
86 27.893 8,2 332.500 18,2 332.500 18,2- 314.957 -4,2 4.459.252 4,0 4.459.252 4,0- 93.662 6,7 1.333.270 2,7 1.333.270 2,7
2.490 408.619 -1,9 5.792.522 3,7 5.792.522 3,7
11.2 Estructura de potencia instaladaIslas Baleares a 31 de Diciembre 2015
Ciclocombinado37,5 %
Turbinade gas 27,2 %
Carbón20,6 %
Motoresdiesel8,0 %
Solar fotovol.3,1 %
Eólica 0,1 %
Térmicarenovable
0,1 %
Cogeneracióny resto3,4 %
Carbón26,4 %
(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.
Motores diesel12,9 %
11.4 Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)
Demanda (b.c.)Efectos: Laboralidad
TemperaturaActividad económica y otros
Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvilMWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh %15/14
408.619 -1,9 5.792.522 3,7 5.792.522 3,70,6 0,2 0,2
-9,3 0,9 0,96,7 2,6 2,6
11.7 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
Diciembre2015
2013
2015
2014
1.200 1.000 25.000
11.5 Variación de la demanda mensual
Demanda (b.c.)
18
15
12
9
6
3
0
-3
-6
-9
-12
-15
-18DD E F M A M J J A S
%
NO
Actividad económica y otros
11.6 Variación de la demanda. Año móvil
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
%Actividad económica y otrosDemanda (b.c.)
2012 2013 2014 2015
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 23.373
906 31 diciembre (19-20h) 1 octubre 16.478
786 2 diciembre (20-21h)
1.150 11 agosto (21-22h)
2 diciembre 14.272
11 agosto 23.145
969 6 febrero (20-21h) 6 febrero 18.0071.205 29 julio (13-14h) 29 julio 24.612
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 25 de 33
2011
Periodo anterior
Disponibilidad 95,02 96,87 96,87
11.8 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
www.ree.es · Boletín mensual · Diciembre 2015 pág. 26 de 33
11.11 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Baleares
14
12
10
8
6
4
2
0
MWhPeriodo actualPeriodo anterior
F M JD E M A J A S O N
11.12 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Baleares
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0
Minutos
F M JD E M A J A S O N
D
D
Diciembre 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)
11.9 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Baleares
0,06 0,79 0,794,67 2,28 2,280,18 0,04 0,040,07 0,02 0,020,00 0,14 0,140,00 0,00 0,004,98 3,13 3,13
Diciembre 2015 %
Acumulado anual %
Año móvil %
0,00 7,08 7,080,000 0,642 0,642
11.10 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Baleares
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
(1) Datos facilitados por otros transportistas pendientes de clasificar.(2) El total de la indisponibilidad de la red de transporte no incluye las indisponibilidades por causas de fuerza mayor o acciones de terceros.Datos provisionales pendientes de auditoría.
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
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 diciembre de 2015
12.3 Cobertura de la demanda.Islas Canarias. Diciembre 2015
Potencia(2) Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil(3)
MW MWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh % 15/14
1 0 - 0 - 0 -566 207.507 4,8 2.339.985 3,3 2.339.985 3,3638 16.941 -58,1 329.938 -11,3 329.938 -11,3520 240.296 11,8 2.435.699 6,8 2.435.699 6,8
1.724 464.744 2,5 5.105.622 3,8 5.105.622 3,8918 282.539 6,6 3.311.615 -2,6 3.311.615 -2,6
- 0 - 0 - 0 -- -38.383 4,0 -433.282 1,9 -433.282 1,9
12 636 219,6 8.503 - 8.503 -0,5 365 31,8 3.620 4,1 3.620 4,1154 11.464 -51,7 401.175 2,9 401.175 2,9166 15.498 -5,3 269.871 -4,4 269.871 -4,4
3 849 16,1 8.014 -9,0 8.014 -9,033 0 - 0 - 0 -
- 737.712 2,1 8.675.138 1,1 8.675.138 1,13.011 737.712 2,1 8.675.138 1,1 8.675.138 1,1
Ciclocombinado30,5 %
Turbinade vapor 17,3 %
Motoresdiesel
18,8 %
Solar fotovol.5,5 %
Eólica 5,1 %
Térmicarenovable
0,1 %Cogeneracióny resto1,1 %
Turbinade gas
21,2 %
Ciclocombinado36,9 %
Turbinade vapor 30,2 %
Motoresdiesel
26,9 %
Solar fotovol.2,1 %
Térmicarenovable
0,1 %
Turbinade gas2,1 %
Eólica 1,6 %
(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 %
12.4 Componentes de variación de la demanda en b.c. (%)
Demanda (b.c.)Efectos: Laboralidad
TemperaturaActividad económica y otros
Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvilMWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh %15/14
737.712 2,1 8.675.138 1,1 8.675.138 1,10,0 0,2 0,2
-0,2 0,0 0,02,3 0,9 0,9
12.7 Máxima demanda horaria y diaria Islas Canarias
400 5.000 15.000 30.00001.600 0 20.0008001.200 10.000
Histórico
Diciembre2015
2013
2014
25.000 35.0002006001.0001.400
Demanda diaria (MWh)Demanda horaria (MWh) Invierno (ene.-may./oct.-dic.) Verano (junio-septiembre)
2015
27.97433.49010 junio 2006
24 octubre 20078 noviembre 2007 (19-20h)1.49630 julio 2007 (12-13h)1.486
31 diciembre (19-20h) 23 diciembre 24.962
31 diciembre (19-20h)1.378 1 octubre 25.67330 septiembre (20-21h) 23 agosto 26.8121.336
31 diciembre (19-20h)1.377 28 octubre 26.41416 septiembre 26.09916 septiembre (20-21h)1.322
5 octubre (20-21h) 5 octubre 26.9581.40012 agosto (13-14h) 13 agosto 27.8511.373
1.379
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12.5 Variación de la demanda mensual
Demanda (b.c.)
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6DD E F M A M J J A S
%
NO
Actividad económica y otros
12.6 Variación de la demanda. Año móvil
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
%Actividad económica y otrosDemanda (b.c.)
2011 2012 2013 2014 2015
Disponibilidad 99,26 96,76 96,76
12.8 Disponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
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12.11 Evolución de la energía no suministrada de la red de transporte. Islas Canarias
70
60
50
40
30
20
10
0
MWhPeriodo actualPeriodo anterior
F M JD E M A J A S O N
12.12 Evolución del tiempo de interrupción medio de la red de transporte. Islas Canarias
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0
MinutosPeriodo anterior Periodo actual
F M JD E M A J A S O N
D
D
Diciembre 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.
12.9 Causas de indisponibilidad de la red de transporte. Islas Canarias
0,60 0,65 0,650,15 1,20 1,200,00 1,38 1,380,00 0,00 0,000,00 0,10 0,100,00 0,01 0,010,74 3,24 3,24
Diciembre 2015 %
Acumulado anual %
Año móvil %
0,22 29,10 29,100,013 1,763 1,763
12.10 Calidad de servicio de la red de transporte. Islas Canarias
Energía no suministrada (MWh)Tiempo de interrupción medio (min.)
Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
Los indicadores de continuidad de suministro presentados no incluyen la potencial influencia de incidentes que se encuentran pendientes de clasificación por estar sujetos a expedienteadministrativo en curso. Datos provisionales pendientes de auditoría.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
Datos provisionales pendientes de auditoría.
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 Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil (2)
MW MWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh % 15/14
83 18.587 -6,7 221.273 -4,2 221.273 -4,216 0 - 764 730,4 764 730,499 18.587 -6,7 222.037 -3,9 222.037 -3,9
- -1.067 -33,5 -15.423 -18,0 -15.423 -18,0- 17.520 -4,4 206.614 -2,7 206.614 -2,7
99 17.520 -4,4 206.614 -2,7 206.614 -2,7
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
Diciembre2015
2013
800
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2014
2015
72370931 agosto 2010
2 diciembre 200815 diciembre 2008 (20-21h)4112 agosto 2010 (12-13h)38
32 10 diciembre (19-20h)
36 28 febrero (20-21h) 11 diciembre 64935 5 septiembre (13-14h) 21 agosto 657
12 febrero 67137 21 enero (21-22h)
30 diciembre 609
1 septiembre 67137 1 septiembre (13-14h)
40 21 enero (21-22h) 21 enero 70936 23 julio (12-13h) 28 julio 669
14. Sistema eléctrico Melilla
14.1 Balance de energía eléctrica de Melilla (1)
14.2 Máxima demanda horaria y diaria Melilla
1040 200 800050 02030 400
Histórico
Diciembre2015
2013
2015
1.000
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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) Diciembre 2015 Acumulado anual Año móvil (3)
MW MWh % 15/14 MWh % 15/14 MWh % 15/14
70 18.415 4,3 219.527 2,4 219.527 2,415 3 -98,8 628 -17,9 628 -17,985 18.418 2,9 220.155 2,4 220.155 2,4
- -1.057 -10,9 -13.512 -4,6 -13.512 -4,60,06 0 - 69 -18,8 69 -18,8
2 691 -29,6 8.390 -5,7 8.390 -5,7- 18.052 2,0 215.102 2,5 215.102 2,5
87 18.052 2,0 215.102 2,5 215.102 2,5
2014
600
68676531 agosto 2010
14 febrero 201214 febrero 2012 (20-21h)4012 agosto 2010 (12-13h)39
33 17 diciembre (19-20h)
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)
39 25 octubre (01-02h)7 agosto 78042 7 agosto (12-13h)21 enero 670
31 diciembre 636
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15. Glosario
Acción coordinada de balance o counter trading. Programa de intercambio de energíaentre dos sistemas eléctricos establecido en tiempo real, de forma coordinada entre losoperadores de ambos sistemas, y que se superpone a los programas de intercambio firmespara, respetando éstos, resolver una situación de congestión identificada en tiempo real enla interconexión.
Acoplamiento de mercados. Mecanismo de gestión de la capacidad de intercambiomediante el cual se obtienen de forma instantánea los precios y posiciones netas de losmercados diarios acoplados determinándose de forma implícita los flujos de energía resultantessiempre respetando la capacidad de intercambio disponible.
Banda de regulación secundaria y regulación secundaria. La regulación secundariaes un servicio complementario de carácter potestativo que tiene por objeto el mantenimientodel equilibrio generación-demanda, corrigiendo los desvíos respecto al programa de intercambioprevisto del Bloque de Control España, y las desviaciones de la frecuencia. Su horizontetemporal de actuación alcanza desde los 20 segundos hasta los 15 minutos. Este servicio esretribuido mediante mecanismos de mercado por dos conceptos: disponibilidad (banda deregulación) y utilización (energía).
Capacidad de transformación. Es el valor convencional de la potencia aparente que setransmite desde un sistema de tensión y corriente alterna, hacia otro sistema, a la mismafrecuencia, y generalmente de valores diferentes de tensión.
Ciclo combinado. Tecnología de generación de energía eléctrica mediante la combinacióno superposición de dos ciclos termodinámicos en un sistema: uno, ciclo de turbina de gas(ciclo Bryton), y otro, convencional de agua-turbina de vapor (ciclo Rankine).
Cogeneración. Proceso mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica yenergía térmica y/o mecánica útil.
Comercializadores. Son aquellas sociedades mercantiles que, accediendo a las redes detransporte o distribución, adquieren energía para su venta a los consumidores, a otros sujetosdel sistema o para realizar operaciones de intercambio internacional en los términos establecidosen la Ley 54/1997.
Condensador. Dispositivo pasivo capaz de inyectar en el sistema potencia reactiva parareducir la caída de tensión cuando la demanda es elevada.
Consumos en bombeo. Energía empleada en las centrales hidráulicas de bombeo paraelevar el agua desde el vaso inferior hasta el superior para su posterior turbinación.
Consumos de generación. Energía utilizada por los elementos auxiliares de las centrales,necesaria para el funcionamiento de las instalaciones de producción.
Control del factor de potencia. Este servicio de ajuste se establece en el artículo 7 apartadoe) del Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producciónde energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos.
Demanda b.c. (barras de central). Energía inyectada en la red procedente de las centralesde régimen ordinario, régimen especial y de las importaciones, y deducidos los consumos enbombeo y las exportaciones. Para el traslado de esta energía hasta los puntos de consumohabría que detraer las pérdidas originadas en la red de transporte y distribución.
Demanda en mercado libre. Demanda de energía eléctrica elevada a barras de centralsegún pérdidas estándar de los consumidores peninsulares que contratan la energía con uncomercializador o directamente en el mercado.
Demanda en mercado regulado de suministro de referencia. Demanda de energíaeléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de los consumidores peninsularesque contratan su energía con un comercializador de referencia.
Descargo. Situación en que se encuentra una instalación de la red de transporte (línea,transformador, barra, etc.) cuando está desconectada del resto del sistema eléctrico y, por lotanto, no puede circular potencia eléctrica a través de ella. Para ello el operador del sistemade transporte permite el acceso de un tercero a una instalación para que realice algún tipode trabajo de mantenimiento, con el objetivo de maximizar la rentabilidad de los activos dela red y mantenerlos en condiciones óptimas de funcionamiento.
Desvíos medidos. Diferencia entre la energía medida en barras de central y la energíaprogramada en el mercado.
Desvíos medidos a bajar. Los desvíos medidos a bajar son aquellos que resultan cuandola producción medida en barras de central es menor a la programada en el mercado o cuandoel consumo medido en barras de central es mayor que el programado en el mercado, y porlo tanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia aumentando producción o reduciendoconsumo de bombeo a través de los mercados de ajuste en tiempo real.
Desvíos medidos a subir. Los desvíos medidos a subir son aquellos que resultan cuandola producción medida en barras de central es mayor a la programada en el mercado o cuandoel consumo medido en barras de central es menor que el programado en el mercado, por lotanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia reduciendo producción o aumentandoconsumo de bombeo a través de los mercados de ajuste en tiempo real.
Energías renovables. Son aquellas obtenidas de los recursos naturales y desechos, tantoindustriales como urbanos. Incluyen la hidráulica, solar, eólica, residuos sólidos industriales yurbanos, y biomasa.
Energías no renovables. Aquellas obtenidas a partir de combustibles fósiles (líquidos osólidos) y sus derivados.
Excedente/déficit de desvíos. Diferencia entre el importe de la liquidación de los desvíosy de las energías empleadas para mantener el equilibrio generación-demanda.
Energía no suministrada (ENS). Es la energía no entregada al sistema eléctrico debido ainterrupciones del servicio acaecidas en la red de transporte.
Generación neta. Producción de energía en b.a (bornes de alternador), menos la consumidapor los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores.
Gestión de desvíos. El mecanismo de gestión de desvíos es un servicio de carácter potestativogestionado y retribuido por mecanismos de mercado. Tiene por objeto resolver los desvíosentre generación y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesióndel mercado intradiario y hasta el inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesión.
Índice de producible hidráulico. Cociente entre la energía producible y la energía produciblemedia, referidas ambas a un mismo periodo y a un mismo equipo hidroeléctrico.
Indisponibilidad de las unidades de producción. Una unidad de producción estácompletamente disponible si puede participar en el despacho de producción sin ningunalimitación de capacidad de generación ni, en su caso, de consumo de bombeo. En caso contrariose considerará la existencia de una indisponibilidad, que podrá ser parcial o total. La potencianeta indisponible de un grupo vendrá determinada por la diferencia entre la potencia netainstalada en barras de central y la potencia neta realmente disponible.
Intercambios de apoyo. Son programas que se establecen entre dos sistemas eléctricospara garantizar las condiciones de seguridad del suministro de cualquiera de los dos sistemasinterconectados, en caso de urgencia para resolver una situación especial de riesgo en laoperación de uno de los sistemas, previo acuerdo de los operadores respectivos y en ausenciade otros medios de resolución disponibles en el sistema que precise el apoyo.
Intercambios internacionales físicos. Intercambios de energía eléctrica medidos en elconjunto de líneas de interconexión internacional que conectan dos sistemas eléctricos.
Intercambios internacionales programados. Son los programas que se establecen entredos sistemas eléctricos como consecuencia del conjunto de transacciones individualesprogramadas por los Sujetos del Mercado en el mercado o mediante contratos bilaterales.
Laboralidad. Efecto que el calendario laboral de la zona de estudio tiene sobre el consumode energía eléctrica.
Mercado de producción. Es el integrado por el conjunto de transacciones comerciales decompra y venta de energía y de otros servicios relacionados con el suministro de energíaeléctrica. Se estructura en mercados a plazo, mercado diario, mercado intradiario, mercadosno organizados y servicios de ajuste del sistema, entendiendo por tales la resolución derestricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos.
Mercado diario. Es el mercado organizado en el que se llevan a cabo las transacciones decompra y venta de energía eléctrica para el día siguiente por los agentes.
Mercado intradiario. Es el mercado de ajuste, posterior al mercado diario que permite alos agentes del mercado modificar sus tomas o entregas de energía.
Operador del Mercado. Sociedad mercantil que asume la gestión del sistema de ofertasde compra y venta de energía eléctrica en el mercado diario e intradiario de energía eléctricaen los términos que reglamentariamente se establezcan.
Operador del Sistema. Sociedad mercantil que tendrá como función principal garantizarla continuidad y seguridad del suministro eléctrico y la correcta coordinación del sistema deproducción y transporte, ejerciendo sus funciones en coordinación con los operadores y sujetosdel Mercado Ibérico de Energía Eléctrica bajo los principios de transparencia, objetividad eindependencia. En el modelo actual español, el operador del sistema es también el gestor dela red de transporte.
Pagos por capacidad. Pago regulado para financiar el servicio capacidad de potencia amedio y largo plazo ofrecido por las instalaciones de generación al sistema eléctrico.
Posición. Conjunto de elementos necesarios para conectar un circuito (línea, transformador,reactancia, acoplamiento, banco de condensadores, etc.) a barras en las condiciones adecuadas,cuyas funciones son maniobra, corte, medida o protección.
Potencia instalada. Potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción, duranteun período determinado de tiempo, medida a la salida de los bornes del alternador.
Potencia neta. Potencia máxima que puede alcanzar una unidad de producción medida ala salida de la central, es decir, deducida la potencia absorbida por los consumos en generación.
Producible hidráulico. Cantidad máxima de energía eléctrica que teóricamente se podríaproducir considerando las aportaciones hidráulicas registradas durante un determinado períodode tiempo y una vez deducidas las detracciones de agua realizadas para riego o para otrosusos distintos de la producción de energía eléctrica.
Programa base de funcionamiento (PBF). Es el programa de energía diario, con desglosepor periodos de programación de las diferentes unidades de programación correspondientesa ventas y adquisiciones de energía en el sistema eléctrico peninsular español. Este programaes establecido por el operador del sistema a partir del programa resultante de la casación delmercado diario y la información de ejecución de contratos bilaterales con entrega física.
Reactancia. Dispositivo pasivo capaz de absorber del sistema potencia reactiva para aumentarla caída de tensión cuando la demanda es reducida.
Red de transporte. Conjunto de líneas, parques, transformadores y otros elementos eléctricoscon tensiones superiores o iguales a 220 kV y aquellas otras instalaciones, cualquiera que seasu tensión, que cumplan funciones de transporte, de interconexión internacional y, en su caso,las interconexiones con los sistemas eléctricos no peninsulares.
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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 para dar unarespuesta rápida y eficiente a las necesidades del sistema eléctrico de acuerdo a criteriostécnicos (de seguridad del sistema) y económicos (de menor coste para el sistema), que consisteen reducir la potencia activa demandada en respuesta a una orden dada por Red Eléctricacomo Operador del Sistema. De acuerdo con la normativa relativa al mecanismo competitivode asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (Orden IET/2013/2013y sus posteriores modificaciones) el recurso interrumpible se asigna mediante un procedimientode subastas, siendo el Operador del Sistema el responsable de organizar y gestionar dichosistema de subastas.
Servicios transfronterizos de balance. Energías de balance programadas para serintercambiadas entre dos sistemas eléctricos interconectados en cada período de programación,mediante la actuación coordinada de los operadores de los sistemas eléctricos respectivos.
Solar fotovoltaica. La generación fotovoltaica consiste en la generación de energía eléctricaa partir de unos dispositivos semiconductores integrados en los llamados paneles fotovoltaicosque transforman la energía en forma de radiación solar, directamente en energía eléctrica.
Solar termoeléctrica. La generación solar termoeléctrica consiste en la utilización deprocesos térmicos para la transformación de la energía solar, como energía primaria, enelectricidad.
Solución de Restricciones en tiempo real. Proceso realizado por el operador del sistemaconsistente en la resolución de las restricciones técnicas identificadas durante la operaciónen tiempo real mediante la limitación, y en su caso, la modificación de los programas de lasunidades de programación.
Solución de Restricciones técnicas PBF. Mecanismo gestionado por el operador delsistema para la resolución de las restricciones técnicas identificadas en el programa diariobase de funcionamiento mediante la limitación, y en su caso, la modificación de los programasde las unidades de programación y el posterior proceso de reequilibrio generación-demanda.
Subestación. Una subestación eléctrica es un nodo de interconexión de circuitos, de maneradirecta o mediante transformación para conectar redes a distintos niveles de tensión. Lafunción principal de las subestaciones es conseguir mallar adecuadamente el sistema eléctrico.
Suministro de referencia. Régimen de suministro de energía establecido para losconsumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada no superior a 10 kW.
Tasa de disponibilidad de la red de transporte. Indica el porcentaje de tiempo totalen que cada elemento de la red de transporte ha estado disponible para el servicio, ponderadopor la potencia nominal de cada instalación, una vez descontadas las indisponibilidades pormotivos de mantenimiento preventivo y correctivo, indisponibilidad fortuita u otras causas(como construcción de nuevas instalaciones, renovación y mejora).
Tasa de indisponibilidad. Indica el porcentaje de tiempo durante el que las líneas detransporte no han estado disponibles para el servicio.
Tiempo de interrupción medio (TIM). Tiempo, en minutos, que resulta de dividir la energíano entregada al sistema debido a interrupciones del servicio acaecidas en la red de transporte(ENS), entre la potencia media del sistema.
Transformador. Dispositivo eléctrico que permite aumentar o disminuir la tensión en uncircuito eléctrico de corriente alterna, transfiriendo la potencia de un circuito a otro, utilizandocomo enlace un flujo magnético común.
Unidad de gestión hidráulica (UGH). Cada conjunto de centrales hidroeléctricas quepertenezcan a una misma cuenca hidráulica y a un mismo sujeto titular.