servicios de ajusteservicios de ajuste de la operación del sistemade la operación del sistema

avance 2012

RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA

- -

Componentes del precio final medio. 2012Componentes del precio final medio. Demanda nacional (Suministro último recurso + contratación libre)

Precio (€/MWh)(1) E F M A M J J A S O N D Total Δ % 12/11 Mercado diario 53,09 55,34 49,06 42,19 44,52 54,19 51,10 50,09 48,73 47,13 43,83 44,55 48,79 -4,3

Restricciones técnicas PBF 2,13 1,97 2,43 2,85 2,07 1,55 1,73 1,63 1,35 2,29 2,61 2,58 2,09 13,1

Mercado intradiario 0,00 -0,04 -0,05 -0,03 -0,07 -0,07 -0,08 0,00 -0,03 -0,10 0,00 -0,03 -0,04 -29,3

Reserva de potencia 0,00 0,00 0,00 0,00 0,03 0,00 0,00 0,01 0,04 0,85 1,49 0,69 0,25 -

Banda de regulación 0,92 1,17 1,40 2,01 1,11 1,04 0,99 1,35 1,64 1,90 1,58 1,30 1,36 78,1

Restric. técnicas T. Real 0,18 0,19 0,28 0,36 0,31 0,29 0,16 0,30 0,41 1,87 0,97 0,60 0,48 103,0

Desvíos 0,32 0,28 0,29 0,33 0,33 0,42 0,30 0,38 0,77 0,84 0,54 0,81 0,46 42,2

Excedente desvíos 0,13 0,24 0,17 0,10 -0,09 -0,08 -0,12 -0,04 -0,18 -0,33 -0,12 -0,20 -0,04 -217,4

Pagos por capacidad 7,08 7,08 5,65 5,59 5,29 6,24 7,19 4,83 5,45 5,47 5,58 6,90 6,05 -0,7

Precio total €/MWh 63,85 66,23 59,23 53,40 53,50 63,58 61,27 58,55 58,18 59,92 56,48 57,20 59,41 -1,3 Energía GWh 22.374 22.264 21.237 19.341 20.087 20.662 21.558 21.350 19.732 19.520 20.173 21.105 249.403 -1,6

(1) Los precios están calculados con las últimas liquidaciones disponibles del operador del sistema.

Energía y precio final medio. Demanda nacional

80 24.000

70 21.000

60 18.000

50 15.000

40 12.000

30 9.000

20 6.000

10 3.000

0 0

€/MWh E F M A M J J A S O N D GWh

Pagos por capacidad Energía (1) Incluye reserva de potencia a subir,banda de regulación, desvíos, restricciones en tiempo

real y excedentes de desvíos.

Otros servicios de ajuste(1)Restricciones técnicas PBFMercado diario e intradiario

Repercusión de los servicios de ajuste en el precio final medio (€/MWh)

8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0

-1,0

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

DesvíosBanda secundariaRestricciones técnicas PBF Reserva de potencia a subir

Excedente desvíosRestricciones técnicas T. Real

Mercado diario e intradiario 82,1 %

Restricciones técnicas PBF 3,5 %

Otros servicios de ajuste(1) 4,2 %

Pagos por capacidad 10,2 %

(1) Incluye reserva de potencia a subir, banda de regulación, restricciones en tiempo real, desvíos y excedentes de desvíos.

Fuente: CNE y Red Eléctrica

Energía gestionada en los servicios de ajuste (GWh)

2

A subir

011

A bajar

20

A subir

12

A bajar

Δ % 12/11 A subir A bajar

Restric garantia suministro (1) 12.773 - 12.008 - -5,99 -

Restricciones técnicas (PBF) (2) 9.998 228 6.162 61 -38,36 -73,34

Reserva de potencia(3) - - 1.636 - - -

Banda de regulación secundaria (4) 716 526 709 522 -1,01 -0,77

Regulación secundaria 1.213 1.514 1.510 1.262 24,57 -16,64

Regulación terciaria 2.694 2.591 2.992 2.330 11,05 -10,08

Gestión de desvíos 1.775 2.046 2.658 1.232 49,80 -39,80

Restricciones en tiempo real 657 509 635 484 -3,72 -4,99

(1) Energía incrementada o reducida 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 PBF (P.O.3.2). (3) Reserva total anual (GW). (4) Banda de potencia horaria media (MW).

Precios medios ponderados en los servicios de ajuste (€/MWh)

2011 2012 % 12/11

A subir A bajar A subir A bajar A subir A bajar

Restric garantia suministro (1) 83,07 ­ 90,38 ­ 8,80 ­

Restricciones técnicas (PBF) (2) 94,13 58,38 129,94 54,88 38,04 -6,00

Reserva de potencia(3) - ­ 39,68 ­

Banda de regulación secundaria (4) 15,84 28,08 77,34

Regulación secundaria 51,58 33,32 50,98 32,86 -1,17 -1,39

Regulación terciaria 57,97 24,46 59,73 22,17 3,03 -9,35

Gestión de desvíos 54,30 29,83 60,24 27,39 10,95 -8,20

Restricciones en tiempo real 129,95 23,02 231,69 22,24 78,29 -3,39

(1) Energía incrementada o reducida 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 PBF (P.O.3.2). (3) Precio horario medio de reserva de potencia (€/MW). (4) Precio horario medio de la banda de regulación secundaria (€/MW).

2

800

600

400

200

0

A subir

A bajar

Energía programada por restricciones técnicas PBF(1) (GWh)

(1) Energía incrementada o reducida en la fase 1 de la solución derestricciones técnicas de PBF (P.O.3.2.).

A subir

A bajar

Energía gestionada en los servicios de ajuste(1) (GWh)

(1) No incluye restricciones técnicas PBF ni restricciones por garantía de suministro.

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

1.000

800

600

400

200

0

0

200

400

600

800

Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvíos Restricciones en tiempo real

1.600

1.200

800

400

0

(1) Energía incrementada o reducida en la fase I de solución de restricciones de garantía de suministro (RD134/2010 modificado por RD 1221/2010).

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

Energía programada por resolución de restriccionesde garantía de suministro(1) (GWh)

E F M A M J J A S O N D0100Reserva de potencia a subir insuficienteRestricciones técnicas red de distribución

Restricciones técnicas red de transporte

3

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

1.000

800

600

400

200

0

0

200

400

600

800

1.000

1.200

A subir

Desvíos netos medidos (MWh)

Demanda (comercializadores + suministro a tarifa + cierre de energía) R.E. Eólica

R.E. Solar Zonas regulaciónR.E. Hidráulica R.O. sin zona R.E. Térmica

A bajar

R.E. Régimen especial. R.O. Régimen ordinario

Entre sistemas

800 600 500 400 300 200 100 0

Coste del desvío en relación al precio del mercado diario (%)

Desvío a bajar Desvío a subir

Desvío a bajar contra el sistema Desvío a subir contra el sistema

Horas con desvíos contrarios al sistema (%)

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

100

50

0

E F M A M J J A S O N D0

50

100

Horas con desvíos a subir cuando el sistema necesita bajar producción Horas con desvíos a bajar cuando el sistema necesita subir producción

4

Renta de congestión y precios del market splitting en el mercado diario en la interconexión con Portugal

España precio medio

aritmético (€/MWh)

Portugal precio medio

aritmético (€/MWh)

Diferencia de precios medios

(€/MWh)

Renta de congestión (Millones €)

Enero 51,06 51,95 -0,88 1,30

Febrero 53,48 55,26 -1,78 1,60

Marzo 47,56 49,12 -1,56 1,50

Abril 41,21 43,98 -2,77 1,09

Mayo 43,58 44,52 -0,94 0,87

Junio 53,50 53,53 -0,03 0,04

Julio 50,29 50,35 -0,06 0,06

Agosto 49,34 49,34 0,00 0,00

Septiembre 47,59 48,49 -0,90 0,46

Octubre 45,68 46,14 -0,45 0,44

Noviembre 42,07 42,39 -0,32 0,18

Diciembre 41,73 42,18 -0,45 0,23

Total 7,77

(1)

(1) No incluye los costes de las acciones coordinadas de balance (counter trading) ni otros costes.

Renta de congestión y tasa de acoplamiento derivada del market splitting en el mercado diario en la interconexión con Portugal(1)

1,0

0,8 87

74 77

85 87 99 99 100 90 92

97 95 80

0,6 60

0,4 40

0,2 20

0 0

Millones € E F M A M J J A S O N D %

España Portugal Horas sin congestión (%)Portugal España (1) No incluye los costes de las acciones coordinadas de balance (counter trading) ni otros costes.

100

5

Capacidad negociada en las subastas explícitas en la interconexión con Francia (IFE)(1)

1.600 100

1.200 Francia España 75

800 50

400 25

0 0

0 E F M A M J J A S O N D 0

400 25

800 50

1.200 75

1.600 España Francia 100

Programa de intercambio GWhCapacidad ofrecida GW Capacidad adquirida GW % utilización(2)(1) Incluye capacidades anuales, mensuales y diarias.

(2) Utilización = Programa (importación o exportación dependiendo del sentido) / Capacidad ofrecida.

1.200

Capacidad negociada en las subastas explícitas intradiarias en la interconexión con Francia (IFE) (GW)

900 Francia España

600 300 0

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

300 600 900 1.200 1.500 España Francia

Capacidad adquirida 1.ª intradiariaCapacidad ofrecida 1.ª intradiaria Capacidad adquirida 2.ª intradiariaCapacidad ofrecida 2.ª intradiaria

12

Renta de congestión derivada de las subastas de capacidad en la interconexión con Francia (IFE)(1) (Millones €)

9

6

3

0

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

Francia-España España-Francia

(1) No incluye los costes de las acciones coordinadas de balance (counter trading) ni otros costes.

6

Términos básicos

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

Banda de regulación secundaria y regulación secundaria. La regulación secundaria es un servicio complementario de carácter potestativo que tiene por objeto el manteni­miento del equilibrio generación-demanda, corrigiendo los desvíos respecto al programa de intercambio previsto en la interconexión España-Francia, y las desviaciones de la frecuencia. Su horizonte temporal de actuación alcanza desde los 20 segundos hasta los 15 minutos. Este servicio es retribuido mediante mecanismos de mercado por dos conceptos: disponibilidad (banda de regulación) y utilización (energía).

Cierre de energía en el mercado. Es el saldo resultante de la diferencia entre las pérdidas medidas de transporte y distribución y las pérdidas estándares utilizadas en el procedimiento de balance del conjunto del sistema.

Demanda en mercado libre. Demanda de energía eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de los consumidores peninsulares que contratan la energía con un comercializador o directamente en el mercado.

Demanda en mercado regulado de suministro de último recurso. Demanda de energía eléctrica elevada a barras de central según pérdidas estándar de los consumidores peninsulares que contratan su energía con un comercia­lizador de último recurso.

Desvíos a bajar. Los desvíos medidos a bajar son aquellos que resultan cuando la producción medida en barras de central es menor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido en barras de central es mayor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia aumentando producción a través de los mercados de ajuste en tiempo real.

Desvíos a subir. Los desvíos medidos a subir son aquellos que resultan cuando la producción medida en barras de central es mayor a la programada en el mercado o cuando el consumo medido en barras de central es menor que el programado en el mercado, por lo tanto el sistema tiene que gestionar esa diferencia reduciendo producción a través de los mercados de ajuste en tiempo real.

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

Excedente/déficit de desvíos. Diferencia entre el importe de la liquidación de los desvíos y de las energías empleadas para mantener el equilibrio generación-demanda.

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 desvíos entre generación y consumo que pudieran aparecer con posterioridad al cierre de cada sesión del mercado intradiario y hasta el inicio del horizonte de efectividad de la siguiente sesión.

Pagos por capacidad. Pago regulado para financiar el servicio de capacidad de potencia a medio y largo plazo ofrecido por las instalaciones de generación al sistema eléctrico.

Market splitting o separación de mercados. Mecanismo de gestión de la capacidad de intercambio entre dos o más sistemas eléctricos que se desarrolla de forma simultánea con el mercado ibérico diario e intradiario de producción y que utiliza con criterios de eficiencia económica la capacidad vacante entre los sistemas eléctricos. En caso de congestión entre los sistemas, el mercado separa en zonas de precio diferente. En caso

contrario existe un precio único para el mercado en su totalidad.

Regulación terciaria. La regulación terciaria es un servicio complementario de carácter potestativo y oferta obligatoria, gestionado y retribuido por mecanismos de mercado. Tiene por objeto resolver los desvíos entre generación y consumo y la restitución de la reserva de regulación secundaria que haya sido utilizada, mediante la adaptación de los programas de funcionamiento de las unidades de programación correspondientes a instalaciones de produc­ción y a instalaciones de consumo de bombeo. La reserva de regulación terciaria se define como la variación máxima de potencia que puede efectuar una unidad de producción en un tiempo máximo de 15 minutos, y que puede ser mantenida, al menos, durante 2 horas.

Rentas de congestión. Ingresos derivados de la gestión de la capacidad de interconexión entre sistemas eléctrico.

Reserva de potencia adicional a subir. Es el valor de reserva de potencia a subir que pueda 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 contratación y gestión de la reserva de potencia adicional a subir es realizada por el operador del sistema mediante un me­canismo de mercado, cuando las condiciones del sistema así lo requieren.

Restricciones en tiempo real. Proceso realizado por el operador del sistema consistente en la resolución de las restricciones técnicas identificadas durante la operación en tiempo real mediante la modificación de los programas de las unidades de programación.

Restricciones técnicas de la red de distribución. Son aquellas restricciones técnicas correspondientes a solici­tudes de los gestores de las redes de distribución al Operador del Sistema, para garantizar la seguridad en la red de distribución objeto de su gestión.

Restricciones técnicas de la red de transporte. Son aquellas restricciones técnicas identificadas en el sistema conjunto generación – red de transporte, que requieren la modificación de los programas para el cumplimiento de los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema.

Restricciones técnicas PBF. Mecanismo integrado en el mercado de producción de energía eléctrica realizado por el operador del sistema consistente en la resolución de las restricciones técnicas identificadas en el Programa Diario Base de Funcionamiento mediante la modificación de los programas de las Unidades de Programación y el posterior proceso de reequilibrio generación-demanda.

Restricciones técnicas por reserva insuficiente a subir. Son aquellas restricciones técnicas asociadas a la existencia de una insuficiente reserva de potencia a subir en el sistema.

Servicios de ajuste del sistema. Son aquéllos que resultan necesarios para asegurar el suministro de energía eléctrica en las condiciones de calidad, fiabilidad y seguridad necesarias. Los servicios de ajuste pueden tener carácter obligatorio o potestativo. Se entienden como sistemas de ajuste la resolución de restricciones técnicas del sistema, los servicios complementarios y la gestión de desvíos.

Subasta de capacidad. Proceso utilizado para asignar capacidad de la interconexión con Francia basado en mecanismos de mercado, mediante subastas anuales, mensuales, diarias y intradiarias.

Suministro último recurso. Régimen de suministro de energía establecido para los consumidores conectados en baja tensión y con potencia contratada menor o igual a 10 kW.

7

RED E L É C T R I C A DE ESPAÑA

Edición: Enero del 2013 Datos provisionales

P.º del Conde de los Gaitanes, 177 · 28109 Alcobendas (Madrid)