Análisis de los desvíos en el sistema eléctrico ibérico y sus implicaciones económicas

Proyecto Fin de Máster Ingeniería Industrial Autor: Carlos Rodríguez Manzanares Tutor: Jesús Manuel Riquelme Santos Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2015 Análisis de los Desvíos en el Sistema Eléctrico Ibérico y sus Implicaciones Económicas Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 Proyecto de Fin de Máster Ingeniería Industrial Análisis de los Desvíos en el Sistema Eléctrico Ibérico y sus Implicaciones Económicas Autor: Carlos Rodríguez Manzanares Tutor: Jesús Manuel Riquelme Santos Catedrático de Universidad Departamento de Ingeniería Eléctrica Escuela Técnica Superior de Ingeniería Universidad de Sevilla Sevilla, 2017 5 ÍNDICE ÍNDICE DE FIGURAS .................................................................................................................. 7 ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................................. 11 RESUMEN ............................................................................................................................... 12 1. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 13 1.1. DESVÍOS GENERACIÓN-CONSUMO ......................................................................... 13 2. MERCADO DE PRODUCCIÓN ........................................................................................... 15 2.1. MERCADO DIARIO ................................................................................................... 15 2.2. RESOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS ............................................................ 15 2.3. MERCADO INTRADIARIO ......................................................................................... 16 2.4. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS ............................................................................. 17 2.4.1. RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL A SUBIR ................................................... 17 2.4.2. REGULACIÓN SECUNDARIA ............................................................................. 18 2.4.3. REGULACIÓN TERCIARIA.................................................................................. 18 2.5. GESTIÓN DE DESVÍOS .............................................................................................. 18 3. CÁLCULO Y LIQUIDACIÓN DE LOS DESVÍOS GENERACIÓN-DEMANDA ............................ 20 3.1. CÁLCULO DEL DESVÍO .............................................................................................. 20 3.2. NECESIDAD NETA DE BALANCE DEL SISTEMA .......................................................... 21 3.3. PRECIO DE LOS DESVÍOS.......................................................................................... 21 3.3.1. PRECIO DEL DESVÍO A SUBIR ........................................................................... 21 3.3.2. PRECIO DEL DESVÍO A BAJAR ........................................................................... 23 3.4. LIQUIDACIÓN DE DESVÍOS: DERECHOS DE COBRO Y OBLIGACIONES DE PAGO ....... 24 3.4.1. DERECHOS DE COBRO...................................................................................... 24 3.4.1.1. DESVÍO A FAVOR DEL SISTEMA ................................................................ 25 3.4.1.2. DESVÍO EN CONTRA DEL SISTEMA ........................................................... 26 3.4.2. OBLIGACIÓN DE PAGO..................................................................................... 26 3.4.2.1. DESVÍO A FAVOR DEL SISTEMA ................................................................ 27 3.4.2.2. DESVÍO EN CONTRA DEL SISTEMA ........................................................... 28 3.5. EJEMPLO PRÁCTICO ................................................................................................ 29 4. ANÁLISIS DE LOS DESVÍOS GENERACIÓN-DEMANDA ...................................................... 30 4.1. OBTENCIÓN DE DATOS ............................................................................................ 30 4.2. VARIABLES OBTENIDAS DE ESIOS ............................................................................ 32 4.2.1. VOLUMEN NETO DE LOS DESVÍOS GENERACIÓN-DEMANDA ........................... 32 6 4.2.2. PRECIO DE COBRO DESVÍOS A SUBIR ............................................................... 33 4.2.3. PRECIO DE PAGO DESVÍOS A BAJAR ................................................................ 33 4.2.4. PRECIO MERCADO SPOT DIARIO ESPAÑA ........................................................ 34 4.2.5. DEMANDA REAL .............................................................................................. 35 4.2.6. GENERACIÓN MEDIDA EÓLICA Y SOLAR FOTOVOLTÁICA................................. 35 4.2.7. GENERACIÓN PROGRAMADA PHF EÓLICA ....................................................... 36 4.3. RESULTADOS DEL ANÁLISIS ..................................................................................... 36 4.3.1. AÑO 2014 ........................................................................................................ 37 4.3.1.1. PRECIO DE LOS DESVÍOS .......................................................................... 37 4.3.1.2. DESVÍO DEL SISTEMA ............................................................................... 41 4.3.1.3. DESVÍO DE LA DEMANDA......................................................................... 50 4.3.1.4. DESVÍO EÓLICO ........................................................................................ 57 4.3.1.5. DESVÍO FOTOVOLTAICO........................................................................... 65 4.3.2. COMPARACIÓN DE 2014,2015 Y 2016 ............................................................. 68 4.3.2.1. RESUMEN ANUAL .................................................................................... 68 4.3.2.2. COMPARATIVA DE PRECIOS, DEMANDA Y GENERACIÓN ......................... 70 4.4. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS ................................................................................. 81 5. SIMULADOR .................................................................................................................... 83 5.1. CENTRAL EÓLICA ..................................................................................................... 83 5.2. CENTRAL FOTOVOLTAICA ........................................................................................ 87 6. CONCLUSIONES Y LÍNEAS FUTURAS ................................................................................ 91 7. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................. 92 Anexo ..................................................................................................................................... 93 7 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 4.1 - Interfaz Página Web ESIOS.................................................................................... 30 Figura 4.2 - Visualización y Descarga de Datos ........................................................................ 31 Figura 4.3 - Fichero Descargado de ESIOS................................................................................ 32 Figura 4.4 - Volumen Neto de Desvíos en MWh para 2014, 2015 y 2016 ................................. 33 Figura 4.5 - Precio de Desvíos a Subir, a Bajar y de Mercado Diario en €/MWh ....................... 34 Figura 4.6 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir, a Bajar y del Mercado Diario en €/MWh 2014 .......................................................................................................................... 37 Figura 4.7 - Precio de los Desvíos a Bajar Anuales y Tendencia en €/MWh 2014 ...................... 38 Figura 4.8 - Precio de los Desvíos a Subir Anuales y Tendencia en €/MWh 2014 ...................... 38 Figura 4.9 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Bajar en €/MWh 2014 ..................... 39 Figura 4.10 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir en €/MWh 2014 ................... 39 Figura 4.11 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Bajar para Enero-Diciembre en €/MWh 2014 .......................................................................................................................... 39 Figura 4.12 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir para Enero-Diciembre en €/MWh 2014 .......................................................................................................................... 40 Figura 4.13 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Bajar para Julio-Agosto en €/MWh 2014 ....................................................................................................................................... 40 Figura 4.14 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir para Julio-Agosto en €/MWh 2014 ....................................................................................................................................... 40 Figura 4.15 - Aumento de la Producción de los Mecanismos de Regulación Anual y Tendencia en MW 2014 ........................................................................................................................... 41 Figura 4.16 – Energía mensual producida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014 .. 42 Figura 4.17 - Disminución de la Producción de los Mecanismos de Regulación Anual y Tendencia en MW 2014 .......................................................................................................... 42 Figura 4.18 - Energía mensual Disminuida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014 . 43 Figura 4.19 - Sobrecostes Mensuales del Aumento de Producción de los Mecanismos de Regulación en € 2014 .............................................................................................................. 44 Figura 4.20 - Sobrecostes Mensuales de la Disminución de Producción de los Mecanismos de Regulación en € 2014 .............................................................................................................. 44 Figura 4.21 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014 ....................................................................................................................................... 45 Figura 4.22 - Sobrecoste Medio Horario de la Producción de los Mecanismos de Regulación en € 2014..................................................................................................................................... 46 Figura 4.23 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014 ....................................................................................................................................... 46 Figura 4.24 - Sobrecoste Medio Horario de la Reducción de los Mecanismos de Regulación en € 2014 ....................................................................................................................................... 47 Figura 4.25 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh Enero-Diciembre 2014 ............................................................................................................ 48 Figura 4.26 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh Enero-Diciembre 2014 ............................................................................................................ 48 Figura 4.27 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh Julio-Agosto 2014 ................................................................................................................... 49 8 Figura 4.28 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh Julio-Agosto 2014 ................................................................................................................... 49 Figura 4.29 - Evolución anual de la demanda y tendencia en MW 2014 ................................... 50 Figura 4.30 - Distribución Anual del Consumo Energético Peninsular en MWh ........................ 51 Figura 4.31 - Evolución Anual de los Desvíos a Bajar de la Demanda y Tendencia en MW 2014 ............................................................................................................................................... 51 Figura 4.32 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh 2014 ............. 52 Figura 4.33 - Evolución Anual de los Desvíos a Subir de la Demanda y Tendencia en MW 2014 ............................................................................................................................................... 52 Figura 4.34 - Distribución Anual de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh 2014 ............. 53 Figura 4.35 - Demanda Media Horaria en MWh 2014 .............................................................. 54 Figura 4.36 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh 2014 ...... 54 Figura 4.37 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh 2014 ...... 55 Figura 4.38 - Demanda Media Horaria en MWh Julio-Agosto 2014 .......................................... 55 Figura 4.39 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh JulioAgosto 2014 ............................................................................................................................ 56 Figura 4.40 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh JulioAgosto 2014 ............................................................................................................................ 56 Figura 4.41 - Evolución Anual de la Generación Eólica y Tendencia en MW 2014..................... 57 Figura 4.42 - Distribución Anual de la Generación Eólica Peninsular en MWh 2014 ................. 58 Figura 4.43 - Evolución Anual de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica y Tendencia en MW 2014 ................................................................................................................................ 58 Figura 4.44 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica Peninsular en MWh 2014 .............................................................................................................................. 59 Figura 4.45 - Evolución Anual de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica y Tendencia en MW 2014 ................................................................................................................................ 59 Figura 4.46 - Distribución Anual de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica Peninsular en MWh 2014 .............................................................................................................................. 60 Figura 4.47 - Generación Eólica Media Horaria en MWh 2014 ................................................. 61 Figura 4.48 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica en MWh 2014 ....................................................................................................................................... 61 Figura 4.49 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica en € 2014 ... 62 Figura 4.50 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica en MWh 2014 ....................................................................................................................................... 62 Figura 4.51 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica en € 2014 ... 63 Figura 4.52 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica en MWh Julio-Agosto 2014 ................................................................................................................... 64 Figura 4.53 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica en MWh Julio-Agosto 2014 ................................................................................................................... 64 Figura 4.54 - Evolución Anual de la Generación Fotovoltaica y Tendencia en MW 2014 .......... 65 Figura 4.55 - Distribución Anual de la Generación Fotovoltaica Peninsular en MWh 2014 ....... 65 Figura 4.56 - Generación Fotovoltaica Media Horaria en MWh 2014 ....................................... 66 Figura 4.57 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica en MWh 2014 .............................................................................................................................. 67 9 Figura 4.58 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica en MWh 2014 .............................................................................................................................. 67 Figura 4.59 - Precios Medios Horarios Estacionales de los Desvíos a Bajar en €/MWh para 2014,2015 y 2016 ................................................................................................................... 71 Figura 4.60 - Precios Medios Horarios de los Desvíos a Bajar y a Subir en €/MWh para 2014,2015 y 2016 ................................................................................................................... 71 Figura 4.61 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014,2015 y 2016 ................................................................................................................... 72 Figura 4.62 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh 2014,2015 y 2016 ..................................................................................................................................... 72 Figura 4.63 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014,2015 y 2016 ................................................................................................................... 73 Figura 4.64 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh 2014,2015 y 2016 ..................................................................................................................................... 73 Figura 4.65 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh Julio-Agosto 2014,2015 y 2016................................................................................................ 74 Figura 4.66 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh JulioAgosto 2014,2015 y 2016 ........................................................................................................ 75 Figura 4.67 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica en MWh Julio-Agosto 2014,2015 y 2016................................................................................................ 75 Figura 4.68 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica en MWh Julio-Agosto 2014,2015 y 2016 ...................................................................................... 76 Figura 4.69 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica en MWh 2014,2015 y 2016 ................................................................................................................... 76 Figura 4.70 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica en MWh 2014,2015 y 2016 ................................................................................................................... 77 Figura 4.71 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica en MWh segunda mitad de 2014 con 2015 y 2016 completos ............................................................... 77 Figura 4.72 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica en MWh segunda mitad de 2014 con 2015 y 2016 completos ............................................................... 78 Figura 4.73 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014,2015 2016 y 2017 ........................................................................................................... 79 Figura 4.74 - Sobrecoste Medio Horario de la Producción de los Mecanismos de Regulación en € 2014,2015 2016 y 2017 ........................................................................................................ 79 Figura 4.75 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014,2015 2016 y 2017 ........................................................................................................... 80 Figura 4.76 - Sobrecoste Medio Horario de la Reducción de los Mecanismos de Regulación en € 2014,2015 2016 y 2017 ........................................................................................................... 80 Figura 5.1 - Factores de Optimización de las Ofertas para Generación Eólica........................... 84 Figura 5.2 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Central Eólica en MWh ........... 84 Figura 5.3 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Central Eólica en MWh ........... 85 Figura 5.4 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar Modificados de la Central Eólica en MWh ...................................................................................................................................... 85 Figura 5.5 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir Modificados de la Central Eólica en MWh ...................................................................................................................................... 86 16 lo cual el Operador del Sistema tendrá que reestructurar el programa de generación lanzando ofertas de aumento o disminución de la generación y la demanda. Los distintos sujetos de mercado pueden decidir a qué precio quieren entrar en esta subasta y las distintas ofertas irán entrando en la casación en orden de menor coste a mayor coste hasta cubrir los requerimientos, tal como sucedía en la casación del Mercado Diario. Tras esto se habrá formado la Programación Diaria Viable Provisional (PDVP), cuyo resultado se le comunicará al Operador del Mercado antes de las 16:00 horas y que contiene la programación final resultante del Mercado Diario para las 24 horas del día siguiente. Existe también el mecanismo de Resolución de Restricciones Técnicas en Tiempo Real, derivado del mecanismo convencional descrito. Mediante este servicio, el Operador del Sistema se encontrará en continua vigilancia del sistema eléctrico detectando posibles anomalías o problemas técnicos en tiempo real. Frente a estos problemas se tratará en primer lugar de hacer uso de los mecanismos de regulación previamente asignados y en caso de que no exista esa posibilidad por falta o agotamiento de la reserva, el Operador del Sistema podrá valerse del Mecanismo Excepcional de Resolución. La utilización de este mecanismo está reservada para los casos en los que por motivo de urgencia, ausencia de ofertas suficientes, indisponibilidad de los sistemas informáticos de gestión u otra causa justificada, no se garantice la estabilidad del sistema, con lo que el Operador del Sistema podrá adoptar las decisiones de programación que considere oportunas para resolver el problema en cuestión, justificando posteriormente sus actuaciones ante los sujetos afectados y ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, sin perjuicio de la retribución a la que dé lugar la prestación de dicho servicio. Este Mecanismo Excepcional de Resolución será extensible al resto de servicios de ajuste ofrecidos por el Operador del Sistema. 2.3. MERCADO INTRADIARIO El Mercado Intradiario, gestionado por el Operador del Mercado, lo constituyen seis sesiones de subasta de energía posteriores a la casación del Mercado Diario. A este mercado pueden acudir los sujetos que participaron en la subasta diaria con el objetivo de comprar o vender energía que no consiguieron casar en el Programa Diario Viable Provisional (PDVP) o para hacer reajustes de generación en períodos más cercanos al tiempo real donde se puede tener mejor conocimiento de la posible demanda y de las previsiones de generación de renovables. El proceso de casación se realiza del mismo modo que en el Mercado Diario, en el que se establecen unos horarios de recepción de ofertas, se realiza una casación y el resultado es comunicado al Operador del Sistema para que vuelva a realizar un nuevo proceso de Resolución de Restricciones Técnicas. Una vez hecho esto, se habrá generado el Programa Horario Final (PHF) el cual será definitivo en las horas posteriores hasta que se convoque la siguiente sesión del Mercado Intradiario, con lo que al constar de 6 sesiones, se generarán 6 Programas Horarios Finales cada día. 17 El Mercado Intradiario será la herramienta de subasta de energía gestionada por el Operador del Mercado más cercana al tiempo real. El resto de servicios de ajuste y balance que se gestionen a posteriori de cada sesión del Mercado Intradiario, serán responsabilidad del Operador del Sistema. A continuación se presenta una tabla mostrando como se estructuran en el tiempo las distintitas etapas de cada sesión del Mercado Intradiario. Sesión1 Sesión2 Sesión3 Sesión4 Sesión5 Sesión6 Apertura de sesión 17:00 21:00 1:00 4:00 8:00 12:00 Cierre de sesión 18:45 21:45 1:45 4:45 8:45 12:45 Casación 19:30 22:30 2:30 5:30 9:30 13:30 Restricciones técnicas 20:10 23:10 3:10 6:10 10:10 14:10 Publicación PHF 20:20 23:20 3:20 6:20 10:20 14:20 Horizonte de programación 27 horas 24 horas 20 horas 17 horas 13 horas 9 horas Períodos horarios 22*-24 1-24 5-24 8-24 12-24 16-24 *Referida a la hora 22 del día D-1 Tabla 2.1 - Sesiones de Mercado Intradiario 2.4. SERVICIOS COMPLEMENTARIOS Los Servicios Complementarios forman parte de los Servicios de Ajuste y Balance gestionados por el Operador del Sistema y están constituidos por tres mecanismos distintos, los cuales son la Reserva de Potencia Adicional a Subir, la Regulación Secundaria y la Regulación Terciaria. 2.4.1. RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL A SUBIR Es un Servicio Complementario de carácter potestativo, gestionado y retribuido mediante mecanismos de mercado y que tiene por objetivo el dotar al sistema eléctrico del necesario nivel de reserva de potencia a subir por motivos de seguridad. Tras la publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP), el Operador del Sistema especificará los requerimientos de Reserva de Potencia Adicional a Subir para cada hora del día posterior teniendo en consideración la reserva de potencia disponible para cada una de estas horas del horizonte diario. Una vez fijados los requerimientos, se iniciará el período de lanzamiento de ofertas tras el cual se realizará la casación dando lugar, antes de las 17:00 horas, a la asignación de reserva de potencia a subir. 18 2.4.2. 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 del Bloque de Control “España”, y las desviaciones de la frecuencia del sistema. Su horizonte temporal de actuación alcanza desde los 20 segundos hasta los 15 minutos. Paralelamente a la publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP), alrededor de las 16:00 horas, se fijarán los requerimientos de Regulación Secundaria para cada hora del día siguiente y se aceptará el lanzamiento de ofertas hasta treinta minutos después de haberse realizado la asignación de energía en la Reserva de Potencia Adicional a Subir. Finalmente se realiza la casación y en torno a las 17:45 horas se genera la asignación de reserva de Regulación Secundaria, la cual es retribuida por dos conceptos: disponibilidad (banda de regulación) y utilización (energía). 2.4.3. REGULACIÓN TERCIARIA Es un Servicio Complementario de carácter potestativo y oferta obligatoria gestionado y retribuido mediante mecanismos de mercado que tiene por objetivo el de resolver los desvíos entre generación y consumo y restituir la reserva de Regulación Secundaria utilizada. 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. Antes de las 21:00 horas, el Operador del Sistema fija los requerimientos de Regulación Terciaria para cada hora del día siguiente y tras el proceso de recepción de ofertas y casación se produce la asignación de reserva de Regulación Terciaria antes de las 23:00 horas. 2.5. GESTIÓN DE DESVÍOS El mecanismo de Gestión de Desvíos es el último de los Servicios de Ajuste y Balance ofrecidos por el Operador del Sistema. Se trata de un servicio de carácter potestativo gestionado y retribuido mediante mecanismos de mercado cuyo objetivo será el de resolver los desvíos entre generación y consumo que pudieran identificarse con posterioridad al cierre de cada sesión del Mercado Intradiario y hasta el horizonte de efectividad de la siguiente sesión. En primer lugar, los Sujetos de Mercado asociados a unidades de programación deberán comunicar al Operador del Sistema las indisponibilidades totales o parciales de sus unidades físicas tanto de producción como de bombeo. Del mismo modo, tendrán que informar de las 19 posibles modificaciones obligadas de sus programas de generación-consumo que figuren en el último programa horario, siempre que sean mayores de 30 MWh y justificando en cada caso los motivos por los que se den (problemas técnicos, vertidos, etc.). También se tendrá que especificar la duración de estas modificaciones de programa o indisponibilidades. A su vez, el Operador del Sistema realizará e irá actualizando las previsiones de producción de origen renovable y de la demanda de acuerdo al Procedimiento de Operación 2.1 en el que se establecen los procedimientos de cobertura de la demanda. Una vez que el Operador del Sistema haya realizado su mejor previsión de demanda, deberá junto a esta, recopilar toda la información de indisponibilidades y desvíos de los programas comunicados por los Sujetos de Mercado asociados a unidades de programación, las previsiones de producción eólica y solar y las asignaciones de reserva de los servicios de regulación potenciafrecuencia. Con todo esto, el Operador del Sistema estimará los desvíos globales previstos hasta la hora de inicio del horizonte de programación de la siguiente sesión de Mercado Intradiario. Una vez el Operador del Sistema haya estimado los posibles desvíos, valorará la necesidad de convocar el mercado de Gestión de Desvíos, fijando los requerimientos de reducción o aumento de los programas de generación-consumo. No se resolverán mediante Gestión de Desvíos, los posibles desajustes que sean inferiores a 300 MWh en cada período de programación. En caso de que el desvío medido supere los 300 MWh para un determinado período de programación, el Operador del Sistema comunicará a los Sujetos de Mercado el requerimiento total de energía necesaria y el sentido (a subir o a bajar) para resolver el desequilibrio. El Operador del Sistema también informará de las limitaciones máximas o mínimas de energía aplicables a las ofertas según lo considere oportuno. Todo este proceso es seguido por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, para garantizar una adecuada prestación y un correcto control del servicio. Una vez que los distintos Sujetos de Mercado han lanzado sus ofertas de aumento o reducción de sus programas, las cuales no podrán ser menores a 300 MWh, el Operador del Sistema hará la casación de las mismas generándose un precio de la energía correspondiente al precio marginal de la última oferta casada tal como sucede en el resto de servicios. Las asignaciones oportunas se incluirán en el Programa Horario Operativo (PHO o P48), el cual contiene la programación más cercana al tiempo real y que incluye el resultado del Programa Horario Final (PHF) y de los Servicios de Ajuste y Balance (Regulación Secundaria, Regulación Terciaria y Gestión de Desvíos). Este Programa Horario Operativo (P48) será comunicado por el Operador del Sistema en los 15 minutos previos a cada hora incluyendo en él, el resultado de la Gestión de Desvíos. Este mecanismo de Gestión de Desvíos podrá abarcar todos los períodos de programación existentes entre el cierre de la última sesión de Mercado Intradiario y el comienzo del horizonte horario de la siguiente. 20 3. CÁLCULO Y LIQUIDACIÓN DE LOS DESVÍOS GENERACIÓN-DEMANDA Toda unidad de programación cuya generación o consumo en tiempo real no se ajuste a su Programa Horario Operativo (P48) resultante estará cometiendo un desvío de su programación el cual es corregido por los servicios de ajuste del sistema. Por ello, es importante conocer cómo funciona el Mercado de Producción y los distintos programas que se van generando a raíz de las distintas sesiones de mercados y servicios para poder comprender y evaluar estos desvíos. El objeto de este apartado es determinar los derechos de cobro y las obligaciones de pago que se derivan del uso de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de liquidación. 3.1. CÁLCULO DEL DESVÍO Para calcular el desvío horario producido por una unidad de programación habrá que contar con su Programa Horario Operativo (P48) y con la energía generada o consumida en tiempo real por dicha unidad. 𝐷𝑆𝑉 𝑢,𝑠 = 𝐸𝑀𝐵𝑢,𝑠 − 𝑃𝐻𝑂𝑢,𝑠 (1) 𝑃𝐻𝑂𝑢,𝑠 = 𝑃𝐻𝐹 𝑢,𝑠 + 𝐸𝑆𝐴𝐵𝑢,𝑠 (2) 𝐷𝑆𝑉 𝑢,𝑠 = 𝐸𝑀𝐵𝑢,𝑠 − (𝑃𝐻𝐹 𝑢,𝑠 + 𝐸𝑆𝐴𝐵𝑢,𝑠) (3) Donde: 𝐷𝑆𝑉 𝑢,𝑠 Desvío medido para la unidad 𝑢 en la sesión 𝑠. 𝐸𝑀𝐵𝑢,𝑠 Energía Medida en Barras de central para la unidad 𝑢 en la sesión 𝑠. 𝑃𝐻𝑂𝑢,𝑠 Programa Horario Operativo resultante para la unidad 𝑢 en la sesión 𝑠. 𝑃𝐻𝐹 𝑢,𝑠 Programa Horario Final resultante para la unidad 𝑢 en la sesión 𝑠. 𝐸𝑆𝐴𝐵𝑢,𝑠 Energía gestionada en los Servicios de Ajuste y Balance para la unidad 𝑢 en la sesión 𝑠. 21 3.2. NECESIDAD NETA DE BALANCE DEL SISTEMA Para la valoración de los desvíos, es necesario conocer la necesidad neta de balance que ha sufrido el sistema, que será igual al uso que se haya hecho de los mecanismos de ajuste. Para calcular esta necesidad neta de balance se ha de conocer la energía gestionada en Regulación Secundaria, Regulación Terciaria y Gestión de Desvíos. 𝑁𝑁𝐵𝑆𝑠=∑𝐸𝑆𝐴𝐵𝑟,𝑠,𝑠𝑒𝑛𝑟,𝑠𝑒𝑛 (4) Donde: 𝑁𝑁𝐵𝑆𝑠 Necesidad Neta de energías de Balance del Sistema para la sesión 𝑠. 𝐸𝑆𝐴𝐵𝑟,𝑠,𝑠𝑒𝑛 Energía gestionada en los Servicios de Ajuste y Balance mediante el mecanismo 𝑟, para la sesión 𝑠 y con el sentido 𝑠𝑒𝑛. Positiva si aumenta la producción y negativa si reduce la producción. 𝑟 Regulación Secundaria, Regulación Terciaria o Gestión de Desvíos. 𝑠𝑒𝑛 Sentido, aumentar generación o disminuir generación. 3.3. PRECIO DE LOS DESVÍOS Una vez conocido el uso que se ha hecho y los costes de los Servicios de Ajuste y Balance y conocida a su vez la necesidad neta del sistema, se calcularán los precios de los desvíos generándose dos precios distintos para cada hora, uno para los desvíos a subir y otro para los desvíos a bajar. 3.3.1. PRECIO DEL DESVÍO A SUBIR Se denomina precio del desvío a subir, al precio a aplicar a los desvíos en el sentido de mayor generación o de menor consumo, es decir, a las unidades que generen más o consuman menos energía de la establecida en la Programación Horaria Operativa (P48) según sean unidades productoras o consumidoras respectivamente. Para calcular el precio horario de los desvíos a subir habrá que conocer primero la necesidad neta del sistema para cada hora. 22 En el caso de ser negativa, significa que para esa hora, los mecanismos de regulación han tenido que disminuir la producción para equilibrar la generación y la demanda, y el precio del desvío a subir se calculará del siguiente modo: 𝑃𝐷𝑆𝑠= 𝑚í𝑛𝑖𝑚𝑜(𝑃𝑀𝐷𝑠,𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝐵𝑠) (5) Donde: 𝑃𝐷𝑆𝑠 Precio del Desvío a Subir en la sesión 𝑠. 𝑃𝑀𝐷𝑠 Precio del Mercado Diario en la sesión 𝑠. 𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝐵𝑠 Precio Medio Ponderado de la Energía gestionada por los Servicios de Ajuste y Balance a Bajar en la sesión 𝑠. En el caso de que la necesidad neta del sistema sea no negativa, el precio de los desvíos a subir para esa determinada hora coincidirá con el precio de la energía en el Mercado Diario. 𝑃𝐷𝑆𝑠= 𝑃𝑀𝐷𝑠 (6) Para calcular el Precio Medio Ponderado de la Energía Gestionada por los Servicios de Ajuste y Balance a Bajar (𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝐵) para una hora concreta habrá que conocer los precios resultantes para esa hora de Regulación Secundaria, Regulación Terciaria y Gestión de Desvíos y aplicar la siguiente fórmula: 𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝐵 = 𝑃𝐸𝑅𝑆𝐵·𝐸𝑅𝑆𝐵+𝑃𝐸𝑅𝑇𝐵·𝐸𝑅𝑇𝐵+𝑃𝐸𝐺𝐷𝐵·𝐸𝐺𝐷𝐵 𝐸𝑅𝑆𝐵+𝐸𝑅𝑇𝐵+𝐸𝐺𝐷𝐵 (7) Donde: 𝑃𝐸𝑅𝑆𝐵 Precio de la Energía gestionada en la Regulación Secundaria a Bajar. 𝐸𝑅𝑆𝐵 Energía gestionada en la Regulación Secundaria a Bajar. 𝑃𝐸𝑅𝑇𝐵 Precio de la Energía gestionada en la Regulación Terciaria a Bajar. 𝐸𝑅𝑇𝐵 Energía gestionada en la Regulación Terciaria a Bajar. 𝑃𝐸𝐺𝐷𝐵 Precio de la Energía gestionada en la Gestión de Desvíos a Bajar. 23 𝐸𝐺𝐷𝐵 Energía gestionada en la Gestión de Desvíos a Bajar. 3.3.2. PRECIO DEL DESVÍO A BAJAR Se denomina precio del desvío a bajar, al precio a aplicar a los desvíos en el sentido de menor generación o de mayor consumo, es decir, a las unidades que generen menos o consuman más energía de la establecida en la Programación Horaria Operativa (P48) según sean unidades productoras o consumidoras respectivamente. Para calcular el precio horario de los desvíos a bajar habrá que conocer primero la necesidad neta del sistema para cada hora. En el caso de ser positiva, significa que para esa hora, los mecanismos de regulación han tenido que aumentar la producción para equilibrar la generación y la demanda, y el precio del desvío a bajar se calculará del siguiente modo: 𝑃𝐷𝐵𝑠= 𝑚á𝑥𝑖𝑚𝑜(𝑃𝑀𝐷𝑠,𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝑆𝑠) (8) Donde: 𝑃𝐷𝐵𝑠 Precio del Desvío a Bajar en la sesión 𝑠. 𝑃𝑀𝐷𝑠 Precio del Mercado Diario en la sesión 𝑠. 𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝑆𝑠 Precio Medio Ponderado de la Energía gestionada por los Servicios de Ajuste y Balance a Subir en la sesión 𝑠. En el caso de que la necesidad neta del sistema sea no positiva, el precio de los desvíos a bajar para esa determinada hora coincidirá con el precio de la energía en el Mercado Diario. 𝑃𝐷𝐵𝑠= 𝑃𝑀𝐷𝑠 (9) Para calcular el Precio Medio Ponderado de la Energía Gestionada por los Servicios de Ajuste y Balance a Subir (𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝑆) para una hora concreta habrá que conocer los precios resultantes para esa hora de Regulación Secundaria, Regulación Terciaria y Gestión de Desvíos y aplicar la siguiente fórmula: 24 𝑃𝑀𝑃𝐸𝑆𝐴𝐵𝑆 = 𝑃𝐸𝑅𝑆𝑆·𝐸𝑅𝑆𝑆+𝑃𝐸𝑅𝑇𝑆·𝐸𝑅𝑇𝑆+𝑃𝐸𝐺𝐷𝑆·𝐸𝐺𝐷𝑆 𝐸𝑅𝑆𝑆+𝐸𝑅𝑇𝑆+𝐸𝐺𝐷𝑆 (10) Donde: 𝑃𝐸𝑅𝑆𝑆 Precio de la Energía gestionada en la Regulación Secundaria a Subir. 𝐸𝑅𝑆𝑆 Energía gestionada en la Regulación Secundaria a Subir. 𝑃𝐸𝑅𝑇𝑆 Precio de la Energía gestionada en la Regulación Terciaria a Subir. 𝐸𝑅𝑇𝑆 Energía gestionada en la Regulación Terciaria a Subir. 𝑃𝐸𝐺𝐷𝑆 Precio de la Energía gestionada en la Gestión de Desvíos a Subir. 𝐸𝐺𝐷𝑆 Energía gestionada en la Gestión de Desvíos a Subir. 3.4. LIQUIDACIÓN DE DESVÍOS: DERECHOS DE COBRO Y OBLIGACIONES DE PAGO Una vez calculado el precio de los desvíos a subir y a bajar para cada tramo horario, se procede al proceso de liquidación de cada sujeto de liquidación. El sujeto de liquidación es la empresa responsable de los cobros, pagos y prestaciones de garantías que se derivan del proceso de liquidación. Una unidad de programación tiene la posibilidad de constituir por sí sola un sujeto de liquidación o hacerlo en unión con otras unidades. Esto se puede hacer con el fin de producir un apantallamiento de los desvíos al sumarse los desvíos individuales tanto negativos como positivos de todas aquellas unidades que acudan al proceso de liquidación, disminuyendo así el desvío global. El desvío resultante de sumar los desvíos individuales de varias unidades que se presentan como un único sujeto de liquidación se le llamará desvío consolidado. Una vez calculados todos los desvíos consolidados o no, se dará lugar a valorar los derechos de cobro u obligaciones de pago de cada sujeto según corresponda. 3.4.1. DERECHOS DE COBRO Generarán un derecho de cobro todos aquellos sujetos de liquidación que presenten un desvío a subir. Como se ha establecido anteriormente, un desvío a subir, consiste en un exceso de generación o déficit de consumo por parte de una de las unidades y el precio que habrá que aplicar a estos desvíos, como ya se ha dicho, será el precio de los desvíos a subir. 25 Para el cálculo de los derechos de cobro de un sujeto de liquidación se aplicará la siguiente fórmula: 𝐷𝐶𝑠,𝑠𝑙 = 𝐷𝑆𝑉𝑠,𝑠𝑙 ⨯ 𝑃𝑀𝐷𝑠+ 𝐷𝑆𝑉𝑠,𝑠𝑙 ⨯ 𝐷𝐸𝑆𝑉 𝑠⨯ (𝑃𝐷𝑆𝑠− 𝑃𝑀𝐷𝑠)/∑𝐷𝑆𝑉𝑠,𝑠𝑙𝑝 (11) Donde: 𝐷𝐶𝑠,𝑠𝑙 Derecho de Cobro del sujeto de liquidación 𝑠𝑙 en la sesión s. 𝐷𝑆𝑉𝑠,𝑠𝑙 Desvío total del sujeto de liquidación 𝑠𝑙 en la sesión s. 𝐷𝐸𝑆𝑉 𝑠 Desvío total del sistema en la sesión s. ∑𝐷𝑆𝑉𝑠,𝑠𝑙𝑝 Suma de los desvíos de los sujetos de liquidación que se desvíen a subir 𝑝. Pueden darse dos situaciones en el caso de que una unidad presente un desvío a subir según sea la necesidad neta de balance del sistema, generándose una simplificación de la expresión anterior en cada caso. 3.4.1.1. DESVÍO A FAVOR DEL SISTEMA En el caso de que la necesidad neta del sistema sea positiva, es decir, que se haya aumentado la producción de energía por parte de los mecanismos de regulación para alcanzar el equilibrio, significa que el desvío a subir que cometa una unidad está favoreciendo al sistema, ayudando a que la actuación de los servicios de ajuste sea menor. En este caso el precio del desvío a subir será igual al precio de Mercado Diario, dándose un derecho de cobro por el desvío igual a haber programado la energía desviada en el Mercado Diario, simplificándose la expresión del derecho de cobro de la manera siguiente: 𝑃𝐷𝑆𝑠= 𝑃𝑀𝐷𝑠 (12) 𝐷𝐶𝑠,𝑠𝑙 = 𝐷𝑆𝑉𝑠,𝑠𝑙 ⨯ 𝑃𝑀𝐷𝑠 (13) 32 Figura 4.3 - Fichero Descargado de ESIOS 4.2. VARIABLES OBTENIDAS DE ESIOS 4.2.1. VOLUMEN NETO DE LOS DESVÍOS GENERACIÓN-DEMANDA Una de las variables más importantes a estudiar será el Volumen Neto de los Desvíos Generación-Demanda, cuya explicación dada por la web de ESIOS cita lo siguiente: “Suma de los desvíos a subir y a bajar de generación respecto a la demanda en una hora, cada uno de ellos con su signo.” Por lo tanto este indicador proporciona el desvío medido como diferencia entre la energía programada y la energía medida. Existe otro indicador llamado “Energía Neta de Gestión de Desvíos, Regulación Terciaria y Regulación Secundaria” el cual muestra la energía neta utilizada por estos mecanismos de regulación y presenta los mismos valores de energía que el indicador de Volumen Neto de los Desvíos, por lo que se podrá utilizar uno u otro de manera indiferente. Si se visualiza gráficamente la evolución de este indicador a lo largo de los años 2014, 2015 y 2016 (figura 4.4), no es posible extraer mucha información dado que son valores que cambian constantemente a cada hora presentando tanto valores negativos como positivos y haciendo que el estudio de esta variable y el de muchas otras se deba de abordar de otro modo. Para ello, se utilizará Matlab leyendo las distintas columnas de cada archivo y tratando sus datos. 33 Figura 4.4 - Volumen Neto de Desvíos en MWh para 2014, 2015 y 2016 En el caso de un valor positivo en estos desvíos, significará que para esa hora los servicios de ajuste actuaron produciendo más energía para cubrir un déficit, y por lo tanto, disminuyendo la producción para corregir un exceso en el caso negativo. 4.2.2. PRECIO DE COBRO DESVÍOS A SUBIR Es el precio que se aplica a los desvíos de mayor generación o menor consumo tal como se ha explicado anteriormente, calculado del modo que citan los Procedimientos de Operación y generando un precio para cada hora de cada día. Al ser este el precio al que los generadores cobran al desviarse hacia arriba, será también el precio al que paguen los mecanismos de regulación por corregir el desvío disminuyendo su generación. Por lo tanto, si se quiere relacionar con el indicador anterior que proporcionaba la actuación de los mecanismos de regulación, habría que hacerlo con los valores negativos de este. 4.2.3. PRECIO DE PAGO DESVÍOS A BAJAR Es el precio que se aplica a los desvíos de menor generación o mayor consumo tal como se ha explicado anteriormente, calculado del modo que citan los Procedimientos de Operación y generando un precio para cada hora de cada día. Al ser este el precio al que los generadores pagan al desviarse hacia abajo, será también el precio al que cobren los mecanismos de regulación por corregir el desvío aumentando su generación. Por lo tanto, si se quiere relacionar con el indicador anterior que proporcionaba la actuación de los mecanismos de regulación, habría que hacerlo con los valores positivos de este. 34 4.2.4. PRECIO MERCADO SPOT DIARIO ESPAÑA Es el precio marginal de la energía resultado de la casación del Mercado Diario. Se especifica que sea en España porque ESIOS también proporciona el precio de francés y el portugués, siendo este último, igual al precio español durante gran parte del tiempo y desacoplándose en determinados momentos. Este precio siempre se mantendrá menor o igual al Precio de Pago de Desvíos a Bajar y mayor o igual al Precio de Cobro de Desvíos a Subir. Figura 4.5 - Precio de Desvíos a Subir, a Bajar y de Mercado Diario en €/MWh De ahora en adelante, una vez vistos los tres precios que intervienen en la evaluación económica de los desvíos, se entenderá por coste del desvío, al coste extra o la pérdida de beneficio en la que se incurre al no haber programado en mercado lo que finalmente se produjo. Por tanto, si un generador produjo menos o un consumidor demandó más de lo programado debiendo pagar esa energía a Precio de Desvío a Bajar, se incurre en un coste extra igual a: 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐷𝑒𝑠𝑣í𝑜 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑑𝑎 ⨯ (𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐷𝑒𝑠𝑣í𝑜𝐵𝑎𝑗𝑎𝑟 − 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜) Si por el contrario un generador produjo más o un consumidor demandó menos de lo programado cobrando esa energía a Precio de Desvío a Bajar se produce una pérdida de beneficio en el primero y un coste extra de pagar, por lo no consumido en el segundo, igual a: 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑒𝐷𝑒𝑠𝑣í𝑜 = 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎𝐷𝑒𝑠𝑣𝑖𝑎𝑑𝑎 ⨯ (𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝑀𝑒𝑟𝑐𝑎𝑑𝑜 − 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜𝐷𝑒𝑠𝑣í𝑜𝑆𝑢𝑏𝑖𝑟) 35 Evaluando el coste total de los desvíos en determinado período como la suma de ambos costes, sin perder de vista su estudio previo por separado ya que cada uno proviene de un error diferente. 4.2.5. DEMANDA REAL Este indicador tal como su nombre indica, muestra el valor real de la demanda de energía eléctrica medida en tiempo real y se asume que es una variable independiente y no controlable. Al tener que ser producción y consumo el mismo valor, se puede utilizar también como la generación total de energía por parte de las centrales y servirá para utilizarse en el cálculo del error que cometen generación y consumo con sus respectivos programas, previéndose que el desvío entre la programación de la demanda y la demanda real tenga un porcentaje alto entre los desvíos globales. 4.2.6. GENERACIÓN MEDIDA EÓLICA Y SOLAR FOTOVOLTÁICA Proporcionará las medidas de generación de energía eléctrica reales producidas por cada tecnología y será un factor necesario en el cálculo de los desvíos que cometen este tipo de centrales. Es posible encontrar las medidas de generación reales para cada tipo de tecnología generadora de la península pero serán la Eólica y la Solar Fotovoltaica las que se prevén que tengan mayor influencia en los desvíos ya que son las que mayor incertidumbre presentan. Existen otras tecnologías renovables como la Hidráulica y la Termosolar pero que no se estudiarán de manera concreta ya que se espera que sufran desvíos menos significativos debido a un mayor carácter gestionable por parte de las mismas. De hecho, ESIOS proporciona valores de los desvíos netos de generación en los que incurren únicamente estas dos tecnologías sobre los diferentes programas que hayan ido formando. Estos indicadores tendrán por nombre “DEMANDA PROGRAMADA P48 CORRECCIÓN EÓLICA” en el caso de tratarse del Programa Horario Operativo (P48) y de energía eólica, e intercambiando “P48” por “PHF” (Programa Horario Final), “PBF” (Programa Base de Funcionamiento) o “PVP” (Programa Viable Provisional) y “EÓLICA” por “SOLAR”, se accede a las distintas combinaciones dependiendo del programa o la tecnología que interese. 36 4.2.7. GENERACIÓN PROGRAMADA PHF EÓLICA Esta variable representa la energía eólica programada en el Programa Horario Final (PHF). Es posible obtener cualquier otra tecnología cambiando “EÓLICA” por el nombre de la tecnología que interese o cualquier otro programa intercambiando “PHF” por el programa que se desee. El manejo de este indicador conlleva una dificultad, y es que ESIOS no proporciona una única variable con el resultado agregado de todas las sesiones de Mercado Intradiario. Proporciona desde “PHF1” hasta “PHF7” siendo los 6 primeros los correspondientes a las 6 sesiones de Mercado Intradiario de cada día y correspondiendo el séptimo a la programación de las 3 últimas horas de cada día resultante de la primera sesión de Mercado Intradiario del día siguiente. Por lo tanto para generar la programación total resultante de la agregación de todas las sesiones de Mercado Intradiario, habrá que leer cada “PHF” y escoger de cada uno y para cada día, las horas en las que dicha sesión sea la última en programar energía. Es decir, en el caso de los 3 últimos períodos del día, la última sesión en añadir o retirar energía de la programación será la correspondiente a “PHF7”, por lo tanto esos valores interesará cogerlos de dicho programa. También habrá que tener en cuenta que muchos de estos programas correspondientes a las diferentes sesiones tienen menos de 8760 horas al año por lo que habrá que tratar cada uno de manera diferente y extraer de cada uno las horas que interesen. En el caso de necesitar la programación de la demanda se escribirá “DEMANDA PROGRAMADA PHF TOTAL” cambiando “PHF” por el programa que interese. 4.3. RESULTADOS DEL ANÁLISIS Una vez se tienen la información necesaria de cada variable y para cada uno de los tres años, se procede a observar cómo evolucionan de manera temporal y las posibles relaciones que guarden entre ellas. Se analizarán cinco variables principales, siendo la primera de ellas el precio de los desvíos, seguido de los desvíos globales del sistema y las tres restantes corresponden a las que se consideran las principales causantes de estos, las cuales son: la demanda, la generación eólica y la generación fotovoltaica. Debido a que son muchas las gráficas y tablas generadas tras el análisis y con el fin de realizar la lectura de un modo más sencillo, se recopilarán todas en el Anexo, mostrándose en esta memoria una cantidad reducida de ellas y dando una explicación descriptiva de los resultados. 37 4.3.1. AÑO 2014 4.3.1.1. PRECIO DE LOS DESVÍOS Para comenzar el análisis, se expondrá cuál ha sido la evolución del precio de desvío tanto a subir como a bajar de manera anual. Posteriormente se presentarán los valores medios de estos precios para cada hora del día de tres maneras: teniendo en cuenta los precios del año completo, los de la pareja de meses Enero-Diciembre y los de Julio-Agosto. Estas dos parejas de meses son elegidas debido a que son las que presentan de manera más fiable las diferencias entre el verano y el invierno en la península. Figura 4.6 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir, a Bajar y del Mercado Diario en €/MWh 2014 En la imagen (figura 4.6) se observa el aspecto que tienen las curvas de precios de desvíos y de mercado diario si se hace el precio medio anual para cada hora del día. Estos precios siguen un claro patrón y son predecibles según su evolución por lo que no tendrá sentido hablar de los precios en sí, si no de la diferencia entre estos precios de desvíos y el precio de mercado, lo cual generará una curva que representa la pérdida real asociada a un desvío en determinado sentido. Los valores de esta curva serán más altos mientras más separados estén entre sí los precios y significará que la penalización por desviarse en ese sentido será mayor a esa hora. Por lo tanto de ahora en adelante cuando se hable de precio de desvío a subir o a bajar, se hablará del resultado de haber realizado la diferencia de ambas curvas con la de los precios de mercado diario. Cabe recordar que estos precios son principalmente dependientes de los precios resultantes del mercado de servicios de ajuste y balance del sistema y de los desvíos que finalmente se produzcan, por lo que si se es capaz de predecir en cierta medida lo segundo, será posible influir en el precio final de desvío tanto por parte de los sujetos que corrigen los desvíos como de los que los corrigen. 38 Figura 4.7 - Precio de los Desvíos a Bajar Anuales y Tendencia en €/MWh 2014 Figura 4.8 - Precio de los Desvíos a Subir Anuales y Tendencia en €/MWh 2014 Ambas gráficas (figuras 4.7 y 4.8) presentan la tendencia anual de los precios mediante una regresión polinomial de grado 12 en la parte superior y los precios reales para cada hora en la parte inferior. A simple vista se observa que ambas tendencias se mueven entre la media de 5 y 10 €/MWh y ambas curvas tienen un comportamiento oscilatorio y ligeramente opuesto excepto entre los meses de Julio, Agosto, Septiembre y parte de Octubre en los que ambas curvaturas tienen comportamiento parecido, siendo en los meses más cálidos cuando ambas presentan sus valores más bajos. Es lógico que presenten curvaturas opuestas, ya que cuando una curva presenta valores menores significa que se está acercando a la curva de precio de mercado, recordando que un 39 desvío valorado a precio de mercado es un desvío cometido a favor del sistema y no penalizado. Por tanto si la curva de precios de desvíos para un determinado sentido se acerca más a cero, la del sentido contrario debe de aumentar su valor, significando que de haber cometido un desvío en este sentido ha tenido más probabilidades de ser contra el sistema. Figura 4.9 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Bajar en €/MWh 2014 Figura 4.10 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir en €/MWh 2014 Los precios medios anuales dados de forma horaria presentan valores entre los 4 y 12 €/MWh y se observan tendencias opuestas en la evolución tal como se veía en los anuales. La curva de precios de los desvíos a subir (figura 4.10) parece tener la forma de la monótona de la demanda desplazada unas horas, coincidiendo las subidas de precio con subidas de la demanda, y viceversa. En los desvíos a bajar (figura 4.9) parece lo contrario donde los mayores precios se dan entre las 6 y las 7 de la mañana coincidiendo con el inicio de la subida de la demanda y disminuyendo según se llega al primer pico de esta. Figura 4.11 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Bajar para Enero-Diciembre en €/MWh 2014 40 Figura 4.12 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir para Enero-Diciembre en €/MWh 2014 Los precios medios horarios de invierno presentan la misma evolución que los anuales pero con mayores precios máximos llegando cerca de los 20 €/MWh en la punta. Figura 4.13 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Bajar para Julio-Agosto en €/MWh 2014 Figura 4.14 - Precio Medio Horario Anual de los Desvíos a Subir para Julio-Agosto en €/MWh 2014 En verano, de nuevo las curvas tienen evoluciones opuestas pero esta vez la tendencia de los precios se distorsiona un poco respecto a la observada en el caso anual y de invierno y de manera general estos bajan respecto a la media anual. En los desvíos a subir (figura 4.14) se observa que los precios máximos se mantienen de entre las 16 a las 20 horas, mientras que en los desvíos a bajar (figura 4.13) ocurre lo mismo entre las 7 y las 9 horas y creándose un nuevo pico entre las 20 y las 22 horas. 41 4.3.1.2. DESVÍO DEL SISTEMA En el año 2014 la producción de energía eléctrica total en las centrales fue de 243.233.075,184 MWh. Un 2,0873 %, equivalente a 5.076.961,2 MWh, fue generado mediante los servicios de ajuste, debido a errores en la programación los cuales se traducen, de manera neta, en déficits de generación o excesos de consumo en el sistema. Estos desvíos de menor generación o mayor consumo que hacen aumentar la producción de los mecanismos de regulación corresponden a los ya definidos Desvíos a Bajar. Figura 4.15 - Aumento de la Producción de los Mecanismos de Regulación Anual y Tendencia en MW 2014 48 Figura 4.25 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh Enero-Diciembre 2014 Figura 4.26 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh Enero-Diciembre 2014 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 100 200 300 400 500 600 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 49 Figura 4.27 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh Julio-Agosto 2014 Figura 4.28 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh Julio-Agosto 2014 La distribución horaria de desvíos de Enero-Diciembre (figuras 4.25 y 4.26) presenta de algún modo, la misma forma que la resultante de seleccionar todos los meses del año, en cambio la actuación de los mecanismos de regulación en Julio-Agosto (figuras 4.27 y 4.28) si cambia. Ajustándose al mismo cambio que sufren sus curvas de precios asociadas del apartado anterior 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 50 100 150 200 250 300 350 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 50 (figuras 4.13 y 4.14), con lo que se vuelve a constatar la relación que tienen los precios con el desvío global del sistema. En definitiva y como se ha visto entre cada distribución de desvíos y sus costes medios asociados, para el caso de invierno y verano se sigue dando la misma similitud y haciendo que las distribuciones correspondientes a los costes tengan la misma forma que las de los desvíos incluyendose sus gráficas únicamente en el Anexo. 4.3.1.3. DESVÍO DE LA DEMANDA Uno de los que se espera que sea componente principal de los desvíos junto con la generación renovable, es la demanda. Al tener la cifra de producción anual total dada en el apartado anterior, se tiene la de la demanda ya que son coincidentes, por lo tanto la demanda total de energía del año 2014 habrán sido 243.233.075,184 MWh. Si se observa la evolución anual de la demanda y su distribución mensual, es notable que esta aumenta en los meses de invierno y verano, disminuyendo en primavera y otoño cuando las temperaturas son más suaves. Figura 4.29 - Evolución anual de la demanda y tendencia en MW 2014 51 Figura 4.30 - Distribución Anual del Consumo Energético Peninsular en MWh Del total anual, 4.001.320,216 MWh corresponden a energía consumida sin haber sido programada, un 1,65 % de la cifra anterior. Estos desvíos, al encontrarse en la situación de menor producción o mayor consumo, corresponderán a los desvíos a bajar y tendrán asociados el aumento de producción de los servicios de ajuste. Figura 4.31 - Evolución Anual de los Desvíos a Bajar de la Demanda y Tendencia en MW 2014 17.000.000 18.000.000 19.000.000 20.000.000 21.000.000 22.000.000 23.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 52 Figura 4.32 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh 2014 Por el contrario, fueron 1.499.106,342 MWh la energía que fue incluida en la programación y no llegó a consumirse, correspondiendo a un 0,62 % de la energía demanda total. Estos desvíos al encontrarse en la situación de mayor producción o menor consumo, corresponderán a los desvíos a subir y tendrán asociados la disminución de la producción de los servicios de ajuste. Figura 4.33 - Evolución Anual de los Desvíos a Subir de la Demanda y Tendencia en MW 2014 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 53 Figura 4.34 - Distribución Anual de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh 2014 El coste total en el que incurre la demanda al producir estos desvíos ascienden a 50.432.662 €, los cuales son resultado de la minoración que producen los desvíos a favor del sistema. En caso de no existir esta minoración los costes aumentarían hasta los 69.693.666 €, con lo que este efecto consigue que se reduzcan en un 37,6 %. De esta cantidad total minorada, 32.075.156 € corresponden a los sobrecostes de haber consumido una energía no programada previamente, es decir, a los desvíos a bajar de la demanda. Estos costes son resultantes de la diferencia entre la energía que se consume calculada a precio de desvío a bajar y la misma energía calculada a precio de Mercado Diario, generando un sobrecoste para el consumidor. Del mismo modo, 18.357.505,43 € corresponden a los sobrecostes de no haber consumido una energía previamente programada, correspondiendo esto a desvíos a subir. Esto es el resultado de la diferencia entre la energía pagada a precio de mercado y la cantidad monetaria recibida de vuelta por esta energía calculada a precio de desvío a subir, que al ser menor o igual que el precio de mercado supondrá un coste para la demanda por una energía no consumida finalmente. Las distribuciones mensuales resultantes de los costes de ambos desvíos se encuentran directamente en el Anexo, debido a que resultan muy parecidas a la de los desvíos de energía asociados, al ser estas últimas también similares a la evolución anual de los precios. A continuación y tal como se hizo con los desvíos globales del sistema se presentarán los datos obtenidos de la media de los consumos de la demanda y sus desvíos para las 24 horas de cada día del año y se hará la comparación invierno-verano. Las distribuciones relativas a los costes se podrán ver directamente en el Anexo. 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 54 Figura 4.35 - Demanda Media Horaria en MWh 2014 Figura 4.36 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh 2014 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 100 200 300 400 500 600 700 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 55 Figura 4.37 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh 2014 La distribución de la media horaria de consumo de la demanda anual (figura 4.35), sufre pequeñas variaciones dependiendo de la época del año que se examine. La mayor de estas variaciones la sufre en verano, al pasar la monótona de la demanda de tener dos puntas claramente identificadas, la segunda mayor que la primera, a suavizarse la segunda en verano y tener un solo pico diario pero más suavizado y prolongado. Por ello los resultados de invierno son similares a los anuales y se podrán consultar en el Anexo si se desea, solo se expondrán aquí las variaciones sufridas en la pareja de meses Julio-Agosto. Figura 4.38 - Demanda Media Horaria en MWh Julio-Agosto 2014 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 56 Figura 4.39 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh Julio-Agosto 2014 Figura 4.40 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh Julio-Agosto 2014 Las distribuciones de los desvíos de la demanda de Julio y Agosto (figuras 4.39 y 4.40) sufren cambios notables respecto a las anuales al igual que pasaba con la de los desvíos globales del sistema (figuras 4.27 y 4.28). La distribución de los desvíos a bajar se invierte y en lugar de presentar una punta suave a lo largo de la mañana, se produce un valle sobre las mismas horas. 0 100 200 300 400 500 600 700 800 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 50 100 150 200 250 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 57 En el caso de los desvíos a subir se producen dos puntas bien definidas a lo largo de la tarde coincidentes con las horas de mayor demanda. Las distribuciones anuales y de invierno de la demanda se acercan bastante a las mismas distribuciones referidas a los desvíos del sistema y a los precios medios de desvíos para estas épocas, entendiendo por tanto que el desvío de la demanda tiene bastante protagonismo en el desvío total del sistema durante gran parte del año. No pasa lo mismo en los meses de verano donde las distribuciones de desvíos no presentan la misma forma que la de los precios, por lo que, respecto a los dos casos anteriores, una mayor parte de estos desvíos estarán compensando los desvíos en contra que estén cometiendo otros componentes del sistema. 4.3.1.4. DESVÍO EÓLICO La tecnología eólica es, junto con la fotovoltaica, la que tiene un mayor grado de incertidumbre en su generación y en el año 2014 produjo 50.635.229,119 MWh de energía eléctrica, proporcionando cobertura a un 20,8 % de la demanda total anual. La mayor cantidad de esta energía se generó en los meses frío, disminuyendo la producción en los meses de verano. Figura 4.41 - Evolución Anual de la Generación Eólica y Tendencia en MW 2014 64 Figura 4.52 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica en MWh Julio-Agosto 2014 Figura 4.53 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica en MWh Julio-Agosto 2014 En el caso de verano, si se comparan los desvíos (figuras 4.52 y 4.53) con las curvas de precios (figuras 4.13 y 4.14) se ve que los máximos de unas coinciden con los máximos de otras, por lo que la eólica en verano participa en gran medida en desviar al sistema y no en compensarlo. 0 50 100 150 200 250 300 350 400 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 65 4.3.1.5. DESVÍO FOTOVOLTAICO Por último, se estudiarán las variables asociadas a la tecnología de generación fotovoltaica, la cual en 2014 produjo 7.802.390 MWh, equivalente al 3,21 % de la demanda total anual y a un 15,41 % de la generación eólica total. Cabe esperar que la mayor generación fotovoltaica se de en los meses centrales del año, disminuyendo así en los meses fríos. Figura 4.54 - Evolución Anual de la Generación Fotovoltaica y Tendencia en MW 2014 Figura 4.55 - Distribución Anual de la Generación Fotovoltaica Peninsular en MWh 2014 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 900.000 1.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 66 La cantidad de energía vendida en el mercado y no producida finalmente asciende a 1.026.811,561 MWh, superando el 13 % de la producción total y pasando a convertirse en energía de desvíos a bajar dado que tiene sentido de menor generación o mayor consumo. Esto supone un coste total para este concepto de 4.896.855 € por una energía no producida finalmente. Por el contrario, fue un 10,5 % de la producción total, la que no fue programada previamente. Esto supone que se hayan desviado en el sentido de mayor generación o desvíos a subir, la cantidad de 814.396 MWh para esta tecnología y la pérdida de un beneficio de 3.866.018 € por una energía producida pero no programada. Por tanto, los costes totales llegan a ser 8.762.873 €, siendo 14.388.053 € los costes sin minorar y consiguiendo un ahorro de casi el 40 % gracias a este efecto. Al ser tan sencilla la evolución de la generación anual para esta tecnología, también lo serán la de sus desvíos a subir y a bajar. Tanto las distribuciones de los desvíos mensuales como la de sus costes se podrán encontrar en el Anexo. De las medias horarias de generación, desvíos y costes solo se expondrán aquí la generación y desvíos anuales, al ser las distribuciones de estos mismos idénticas a la de los costes y dado que los comportamientos de invierno y verano son similares exceptuando ligeros cambios en la distribucion de los desvíos y costes. Estos podrán verse en el Anexo. Figura 4.56 - Generación Fotovoltaica Media Horaria en MWh 2014 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 67 Figura 4.57 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica en MWh 2014 Figura 4.58 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica en MWh 2014 Se observa por lo tanto como se producen los desvíos a bajar en el momento de la subida (figura 4.57) y los desvíos a subir en el momento de la bajada de la producción (figura 4.58). En todas las épocas del año, los desvíos a bajar y a subir de la fotovoltaica se dan en horas del día donde coinciden con precios altos de la curva de precios (figuras 4.9 y 4.10) por lo que generalmente contribuye en gran medida a desviar al sistema y no a compensarlo. 0 100 200 300 400 500 600 700 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 68 4.3.2. COMPARACIÓN DE 2014,2015 Y 2016 Una vez comentado en detalle los resultados para 2014, se compararán con los obtenidos para 2015 y 2016. De este modo podrá observarse los comportamientos repetitivos o aleatorios de algunas de las variables analizadas. En primer lugar se expondrán los datos anuales totales obtenidos y posteriormente se hará un análisis temporal. 4.3.2.1. RESUMEN ANUAL Sistema 2014 2015 2016 Desvíos a Bajar (MWh) 5.076.961 5.196.230 3.674.288 Costes Desvíos a Bajar (€) 62.058.027 61.719.444 31.597.263 Nº de horas a Bajar 5883 5600 5360 Potencia Media a Bajar cada hora (MW) 863 928 685 Desvíos a Subir (MWh) 1.784.215 2.042.644 1.777.038 Costes Desvíos a Subir (€) 45.918.334 46.500.970 28.050.055 Nº de horas a Subir 2876 3160 3400 Potencia Media a Subir cada hora (MW) 620 646 523 Tabla 4.1 - Energía Desviada y Sobrecostes Globales del Sistema Entre los años 2014 y 2015 se mantienen los desvíos a bajar y aumentan ligeramente los desvíos a subir en casi un 15 % sin suponer mucha subida del coste. En 2016 bajan los desvíos a bajar casi un 30 % respecto a 2015 y los desvíos a subir vuelven a los valores de 2014, todo ello acompañado de una considerable bajada en los costes totales. Esta bajada de los costes viene motivada por varios factores, en primer lugar una disminución de la energía desviada en sí, en segundo lugar, una menor densidad de desvíos cada hora y por último, una bajada de los precios resultantes de las casaciones de los mercados de ajuste. 69 Demanda 2014 2015 2016 Demanda Total (MWh) 243.233.075 248.331.963 249.579.078 Desvíos a Bajar (MWh) 4.001.320 3.655.003 2.394.721 Costes Desvíos a Bajar (€) 32.075.156 31.809.034 11.915.359 Desvíos a Subir (MWh) 1.499.106 2.216.992 1.576.546 Costes Desvíos a Subir (€) 18.357.505 21.735.350 10.751.391 Pérdidas Por MWh Consumido (€) 0,207 0,215 0,091 Tabla 4.2 - Energía de los Desvíos y Pérdidas Asociadas a la Demanda En la evolución año tras año de la demanda se puede apreciar el aumento de esta cada año, aumentando cerca de un 2,5 % en dos años. Esta crecida de la demanda va acompañada de una disminución de los desvíos a bajar de un 8,65 % el primer año y un 34,5 % el segundo. Los desvíos a subir aumentan en un 47 % en 2015 para volver de nuevo a los valores iniciales en 2016. Los costes se mantienen estables de 2014 a 2015 pero caen en 2016 debido a los factores anteriormente comentados. Este hecho es fácilmente observable mediante el indicador de Pérdidas por MWh Consumido, el cual baja de 0,207 a 0,091 en los tres años. Generación Eólica 2014 2015 2016 Generación Eólica Total (MWh) 50.635.229 47.710.568 47.018.203 Desvíos a Bajar (MWh) 2.050.638 2.260.482 2.136.801 Costes Desvíos a Bajar (€) 15.129.663 17.953.101 12.364.606 Desvíos a Subir (MWh) 2.062.735 1.469.152 1.312.273 Costes Desvíos a Subir (€) 16.966.292 14.496.341 8.765.935 Pérdidas Por MWh Producido (€) 0,634 0,68 0,45 Tabla 4.3 - Energía de los Desvíos y Pérdidas Asociadas a la Generación Eólica Los aspectos notables en la evolución de los desvíos eólicos, son una ligera disminución en la generación total anual, una bajada de casi el 37 % de los desvíos a subir a lo largo de los dos años y una disminución de los costes totales en el año 2016. Los desvíos a bajar en cambio se mantiene estables durante los 3 años, aún asi sus costes bajan notablemente en el tercer año, pasando de los 0,643 €/MWh producido a los 0,45. 70 Generación Fotovoltaica 2014 2015 2016 Generación Fotovoltaica Total (MWh) 7.802.390 7.844.612 7.556.133 Desvíos a Bajar (MWh) 1.026.811 861.664 764.299 Costes Desvíos a Bajar (€) 4.896.855 2.886.026 2.276.493 Desvíos a Subir (MWh) 814.396 738.444 790.813 Costes Desvíos a Subir (€) 3.866.018 3.716.790 2.734.140 Pérdidas Por MWh Producido (€) 1,123 0,842 0,663 Tabla 4.4 - Energía de los Desvíos y Pérdidas Asociadas a la Generación Fotovoltaica La generación fotovoltaica mantiene su nivel de generación durante todo el período, al igual que la cantidad de desvíos a subir que varía poco. No ocurre así con los desvíos a bajar que disminuyen en un 25 % a lo largo de los 3 años. Los costes de ambos desvíos disminuyen de manera significativa, desde los 1,123 €/MWh producido a los 0,663. 4.3.2.2. COMPARATIVA DE PRECIOS, DEMANDA Y GENERACIÓN En el año 2014 se vio que los precios medios horarios cambian según se miran distintas épocas del año, siendo mayor la media de invierno que la anual y esta a su vez mayor que la media de verano. Si se tiene en cuenta lo expuesto en el análisis de 2014 en el que a mayor cantidad de desvíos globales, mayores precios, es de suponer que es porque en verano se producen una media de desvíos menores que en otras épocas del año. Esto último no es del todo así, pero sí que se producen menos desvíos asociados a la demanda, también asociado a que la demanda en verano pueda ser algo menor que invierno. Esta suavización de los precios en los meses de verano también se repite el resto de años. 71 Figura 4.59 - Precios Medios Horarios Estacionales de los Desvíos a Bajar en €/MWh para 2014,2015 y 2016 También se pudo ver, tal como se ha dicho, que la evolución de la curva de precio medio anual para cada hora del día resultaba muy similar a la distribución de los desvíos del sistema y esta, a su vez, a la distribución de los desvíos cometidos por la demanda. Esto ocurrirá del mismo modo para el resto de años como se verá en las imágenes siguientes. Figura 4.60 - Precios Medios Horarios de los Desvíos a Bajar y a Subir en €/MWh para 2014,2015 y 2016 Cabe pensar que a medida que avancen los años se cometerán menor número de desvíos globales en el sistema, y estos al estar ligados de manera directa a los precios, deberían hacer 72 que estos disminuyesen con el paso de los años. Esto se observa entre los años 2014 y 2016 donde las curvas de precio siguen evoluciones parecidas pero disminuyendo sus valores y suavizándose en el caso de 2016, en cambio la evolución de 2015 se modifica. Esta modificación será la misma que sufren los desvíos globales y los de la demanda para este año. Figura 4.61 - Energía Media Horaria Producida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014,2015 y 2016 Figura 4.62 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda en MWh 2014,2015 y 2016 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 73 Figura 4.63 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014,2015 y 2016 Figura 4.64 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda en MWh 2014,2015 y 2016 Si se observan los desvíos a bajar globales y de la demanda para 2014 y 2016 (figuras 4.61 y 4.62) se constata que ambos tienden a disminuir con los años, en cambio los desvíos a subir (figuras 4.63 y 4.64) tienden a la estacionalidad. Los resultados de 2015 varían de los del resto de años de manera inesperada, aun así, la demanda y los desvíos globales siguen teniendo distribuciones similares. Con esto se comprueba 0 100 200 300 400 500 600 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 100 200 300 400 500 600 700 800 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 80 Figura 4.75 - Energía Media Horaria Reducida por los Mecanismos de Regulación en MWh 2014,2015 2016 y 2017 Figura 4.76 - Sobrecoste Medio Horario de la Reducción de los Mecanismos de Regulación en € 2014,2015 2016 y 2017 Con estos resultados obtenidos sobre los 10 primeros meses de 2017 se aclaran algunos resultados previos. En primer lugar, los desvíos a subir y sus costes parecen que aumentan ligeramente pero dentro de los márgenes en los que se han mantenido a los largo de los 3 años anteriores. En segundo lugar, los desvíos a bajar se vuelven a reducir, al igual que sus costes y por último, se observa que la distribución que siguen ambos desvíos en 2014, 2016 y 2017 son 0 100 200 300 400 500 600 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 81 claramente similares, y siendo estos principalmente dependientes de la demanda, se puede suponer que en 2015 sucedió algo para que la demanda tomase este comportamiento, al igual que ya se vio lo que motivó el cambio en los desvíos eólicos. 4.4. CONCLUSIONES DEL ANÁLISIS Para concluir el análisis y tras los resultados obtenidos tras el estudio de las distintas variables, se enumerarán de manera breve todas las conclusiones que se han ido obteniendo mediante la observación de las distintas evoluciones y distribuciones obtenidas.  Los precios de los desvíos a subir y a bajar siguen la misma tendencia que los precios del mercado diario por lo que no aportan mucha información, lo realmente representativo es el valor absoluto de la diferencia de estos con el precio de mercado diario, con el que se observan fácilmente las pérdidas asociadas a un desvío concreto.  Los precios de los desvíos son menores de manera general en verano que en invierno.  Los precios a bajar son generalmente mayores en las primeras horas del día y decrecen a medida que este avanza. En el precio de los desvíos a subir ocurre el efecto opuesto.  Los precios de los desvíos dependen del precio de los servicios de ajuste y de la energía desviada. Fijado un precio de los servicios de ajuste, a más energía utilizada, mayor entrada de los servicios en el orden de Regulación Secundaria, Terciaria y Gestión de desvíos, con el consiguiente aumento del precio medio ponderado.  En 2014 se producen casi tres veces más desvíos a bajar que desvíos a subir. En dos años se reducen los primeros casi en un 30 %. Los desvíos a subir se mantienen.  Los desvíos a subir generan más pérdidas por MWh desviado que los desvíos a bajar  Los desvíos mayores de 100 MW se dan en torno a un 90 % del tiempo en los tres años.  La tendencia de la curva de los precios depende de la tendencia de los desvíos globales, y esta a su vez de la tendencia de los desvíos de la demanda. Estas tendencias se repiten de manera similar años tras año. También guardan proporcionalidad, a más desvíos de la demanda, mayores desvíos globales y mayores precios de los desvíos.  La demanda aumenta año tras año, pero los desvíos a bajar disminuyen. Los desvíos a subir se mantienen. 82  Los desvíos eólicos siguen una tendencia con ligeros cambios año tras año mientras no se produzca un acontecimiento significativo que haga cambiar su modo de ofertar.  Los picos de desvíos a bajar eólicos se suceden en los picos y valles de generación eólica.  Los picos de los desvíos a subir eólicos tienen lugar durante las rampas de bajada o subida de generación eólica.  Los desvíos a subir disminuyen con los años, los desvíos a bajar se mantienen.  Los desvíos a bajar fotovoltaicos, siempre se producen en la subida de la rampa de generación fotovoltaica.  Los desvíos a subir fotovoltaicos, siempre se producen en la rampa de baja de la generación fotovoltaica.  Los desvíos a bajar fotovoltaicos bajan un 25 % en dos años y los desvíos a subir se mantienen.  Todos los costes de desvíos de la demanda, de la generación eólica, de la generación fotovoltaica y globales del sistema disminuyen con los años.  Todos los desvíos totales de la demanda, generación eólica, generación fotovoltaica y del sistema disminuyen con los años.  Tanto demanda, generación eólica y fotovoltaica, ven minorados sus costes de desvíos debido al efecto de apantallamiento en aproximadamente un 35 % según el caso y el momento.  De mayores a menores desvíos cometidos están demanda, generación eólica y generación fotovoltaica.  De mayores a menores pérdidas por energía producida o consumida están generación fotovoltaica, generación eólica y demanda. 83 5. SIMULADOR Una vez concluido el análisis y a modo de ejemplo, se llevan a cabo una serie de simulaciones en Matlab para ver de manera práctica algunas de las ideas expuestas anteriormente. En estas simulaciones se modifican las programaciones de energía realizadas durante los tres años estudiados por un parque eólico de 100 MW y por otro fotovoltaico de 30 MW con el fin de observar cómo se hubieran podido disminuir sus pérdidas por desvíos habiendo realizado ofertas distintas a las reales. Partiendo de que las capacidades instaladas de generación eólica y fotovoltaica de la península son alrededor de 23000 MW y 4670 MW respectivamente, se han escalado los resultados totales de programación y generación de ambas tecnologías con una relación de 100/23000 y 30/4670. Con lo que se parte de la suposición de que la programación y generación de estos parques, son iguales que la programación y generación total nacional escalada a sus valores de capacidad. Aunque en la página de Red Eléctrica de España se pueden descargar las predicciones de viento y de sol de la península, estas se van modificando cada hora, con lo que es difícil obtener sin alterar, la última predicción con la que contaron estos parques en el momento de poder lanzar sus últimas ofertas. Por ello se ha supuesto que la programación que hicieron, era la que su predicción de generación les dijo en cada momento. Para la simulación, se crea una función que modifica la programación real anual de la central y devuelve el ahorro, negativo o positivo, de haber realizado dicha modificación. Esta modificación se realiza multiplicando la energía programada de cada hora del día por un factor, menor o mayor que 1, que la disminuya o la incremente. Serán 24 factores los que se den como entrada a la función y cada uno de ellos multiplicará siempre a la misma hora de cada día, es decir, todas las ofertas que se realicen, por ejemplo, a las 10 de la mañana de cada día, se multiplicarán por el mismo factor y así sucesivamente con el resto. Seguidamente se calcularán los desvíos de la nueva programación y la antigua, sus costes asociados y devolverá a la salida, el ahorro anual de haber aplicado unos factores u otros. La idea es aplicar a cada hora un vector que tenga diferentes factores dentro de un rango y obtener el máximo de la curva de ahorro para cada hora. Por ejemplo, para el caso de la central eólica, se introduce para cada hora, el vector que contiene los valores de 0,8 a 1,2 con 0,01 de paso, encontrándose el valor que maximiza el ahorro siempre dentro de este rango. Finalmente, obteniendo el factor que maximiza el ahorro a cada hora, se obtiene una distribución final de factores que maximiza el ahorro anual. El objetivo final es encontrar similitudes en las modificaciones resultantes de cada año y ver si aplicándolas en años siguientes se sigue obteniendo ahorro. 5.1. CENTRAL EÓLICA Si se calculan los factores óptimos para cada año se obtienen las siguientes curvas. 84 Figura 5.1 - Factores de Optimización de las Ofertas para Generación Eólica Ya se vio que los desvíos globales y el precio dependían en gran medida de los desvíos de la demanda. Por ello, si se obvian los resultados de 2015, se comprueba que para 2014 y 2016 se tienen curvas similares. Ello quiere decir que, dado que los desvíos a bajar y a subir son más caros a primeras y últimas horas del día respectivamente, la estrategia en líneas generales será la de aumentar en cierto grado las ofertas que se produzcan en la segunda mitad del día y disminuirlas en la primera. Los desvíos eólicos van asociados a la incertidumbre eólica, con lo que esta simulación no tiene por qué disminuir los desvíos, lo que trata es de realizar las ofertas de tal manera que se trasladen esos desvíos a horas donde interese más cometerlos, con ello pueden incrementarse los desvíos en algunos de los sentidos y en algunas de las horas del día, pero en momentos donde estos desvíos conlleven menos penalizaciones, disminuyendo el coste global de sumar las pérdidas. Figura 5.2 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Central Eólica en MWh 0 100 200 300 400 500 600 700 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 85 Figura 5.3 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Central Eólica en MWh Sin aplicar los factores, estas serían las distribuciones (figuras 5.2 y 5.3) resultantes de sumar los desvíos a subir y a bajar cometidos por la central para cada hora del año. Son las mismas distribuciones que los desvíos totales de la eólica pero escalados a la central y durante todo el año. Figura 5.4 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar Modificados de la Central Eólica en MWh 0 100 200 300 400 500 600 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 200 400 600 800 1000 1200 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 86 Figura 5.5 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir Modificados de la Central Eólica en MWh Tras aplicar los factores correspondientes a cada año se obtiene el resultado expuesto (figuras 5.4 y 5.5), con la estrategia ya comentada de trasladar desvíos a subir hacia la izquierda y desvíos a bajar hacia la derecha. De hecho, si se comparan las nuevas distribuciones con las de los desvíos globales (figuras 4.61 y 4.63) y las de los desvíos de la demanda (figuras 4.62 y 4.64), se comprueba que son contrarias a estas, produciendo desvíos a bajar cuando la demanda los comete a subir y viceversa, constatando todo lo comentado hasta el momento. En cuanto a las conclusiones de esta simulación, cabe decir que no tiene mucho sentido de hablar de ahorro en 2014 y 2015 ya que fueron años con comportamientos anómalos tanto para la eólica como para la demanda, aun así, al no haber problemas en la demanda de 2014, los resultados de los factores para este año si tienen coherencia y junto con los de 2016, se pueden tener en cuenta para los años posteriores. Para 2016, las pérdidas por desvíos para la central ascienden a 91.872 € y el ahorro conseguido aplicando los factores de 2016 es del 7,25 %. En caso de haberse usado los factores del año 2014, este ahorro se reduce a un 5 %. No resulta un gran ahorro pero hay que tener en cuenta varios aspectos. En primer lugar que debido a sucesos extraordinarios en 2014 y 2015, los desvíos eólicos han ido evolucionando. Y en segundo lugar, que se trata de un caso de una central hipotética con un análisis con datos anuales y muy generales. Se ha visto que el sistema se comporta de manera distinta en épocas distintas, con lo que puede hacer el mismo análisis para distintas épocas del año y haciendo un seguimiento de la evolución de la demanda hasta el momento, ajustando más los resultados y obteniendo mayores ahorros. 0 200 400 600 800 1000 1200 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 87 5.2. CENTRAL FOTOVOLTAICA En el caso de la energía fotovoltaica es más claro el resultado y más sencillo de obtener una mejora, ya que se trata de una energía cuyos desvíos se producen cada año casi de la misma manera, coincidiendo además la zona de desvíos a bajar con horas más tempranas y los desvíos a subir con horas más tardías, siendo estas zonas las de mayores costes para ambos. Figura 5.6 - Factores de Optimización de las Ofertas para Generación Fotovoltaica El resultado obtenido para los factores es el esperado y varía muy poco de un año a otro. El único aspecto a tener en cuenta es que, para los datos de programación en horas del día donde no hay sol y la generación fotovoltaica es muy cercana al cero, Red Eléctrica hay veces que no los aporta, aun habiendo cierta generación por muy pequeña que sea. Para poder trabajar con los datos de programación se han tenido que incluir ceros en esos lugares donde no existían datos, con lo que los factores de los extremos de la curva pueden resultar desproporcionados. Esto es debido a que, por ejemplo, en muchos de esos huecos donde se ha introducido un “0”, ha podido coincidir con una hora cuya generación real fue de 20 MW en todo el sistema y esto hace que los factores aumenten de manera excesiva. Aun así, el error cometido en el cálculo del ahorro debido a la inclusión de estos factores desproporcionados es mínimo, ya que las cantidades de energía que se manejan en esas horas son pequeñas, con lo que el resultado del ahorro final no varía significativamente. 88 Figura 5.7 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Central Fotovoltaica en MWh Figura 5.8 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Central Fotovoltaica en MWh Ya se vio como se producían los desvíos de la generación fotovoltaica (figuras 4.57 y 4.58) y los de la central (figuras 5.7 y 5.8) corresponden a la misma distribución como es de suponer pero cambiando sus valores de energía. 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 200 400 600 800 1000 1200 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 89 Figura 5.9 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar Modificados de la Central Fotovoltaica en MWh Figura 5.10 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir Modificados de la Central Fotovoltaica en MWh Con la aplicación de los factores de cada año se modifican las distribuciones del modo visto, disminuyéndose de manera considerable los desvíos cometidos y desplazándolos de sus períodos de mayor coste. También se observa que las puntas tanto de desvíos a bajar como a subir, coinciden con las de los desvíos contrarios de la demanda y del sistema tal como ocurría con la eólica. 0 200 400 600 800 1000 1200 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 100 200 300 400 500 600 700 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 96 Anexo 55 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda MWh 2014,2015 y 2015 ..................................................................................................................................... 116 Anexo 56 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Demanda € 2014,2015 y 2016 . 116 Anexo 57 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda MWh 2014,2015 y 2016 ..................................................................................................................................... 116 Anexo 58 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Demanda € 2014,2015 y 2016 . 117 Anexo 59 - Demanda Media Horaria MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 ................... 117 Anexo 60 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda MWh Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 ................................................................................................................. 117 Anexo 61 – Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Demanda € Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 ................................................................................................................. 118 Anexo 62 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda MWh Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 ................................................................................................................. 118 Anexo 63 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Demanda € Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 ................................................................................................................. 118 Anexo 64 - Demanda Media Horaria MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 .......................... 119 Anexo 65 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016................................................................................................................. 119 Anexo 66 – Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Demanda € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 119 Anexo 67 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016................................................................................................................. 120 Anexo 68 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Demanda € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 120 A. 4. DESVÍO EÓLICO Anexo 69 – Distribución Anual de la Generación Eólica MWh 2014, 2015 y 2016 ................. 121 Anexo 70 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica MWh 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................................................... 121 Anexo 71 - Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica € 2014, 2015 y 2016................................................................................................................. 121 Anexo 72 - Distribución Anual de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica MWh 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................................................... 122 Anexo 73 - Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica € 2014, 2015 y 2016................................................................................................................. 122 Anexo 74 - Generación Eólica Media Horaria MWh 2014, 2015 y 2016 ................................. 122 Anexo 75 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica MWh 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 123 Anexo 76 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica € 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................................................................... 123 Anexo 77 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica MWh 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 123 Anexo 78 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica € 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................................................................... 124 97 Anexo 79 - Generación Eólica Media Horaria MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 ...... 124 Anexo 80 - Energia Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica MWh EneroDiciembre 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................ 124 Anexo 81 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica € EneroDiciembre 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................ 125 Anexo 82 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica MWh EneroDiciembre 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................ 125 Anexo 83 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica € EneroDiciembre 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................ 125 Anexo 84 - Generación Eólica Media Horaria MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 .............. 126 Anexo 85 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica MWh JulioAgosto 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................................... 126 Anexo 86 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016................................................................................................................. 126 Anexo 87 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica MWh JulioAgosto 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................................... 127 Anexo 88 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Eólica € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016................................................................................................................. 127 A. 5. DESVÍO FOTOVOLTAICO Anexo 89 - Distribución Anual de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 ......... 128 Anexo 90 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 128 Anexo 91 - Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................... 128 Anexo 92 - Distribución Anual de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 129 Anexo 93 - Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................... 129 Anexo 94 - Generación Fotovoltaica Media Horaria MWh 2014, 2015 y 2016 ....................... 129 Anexo 95 - Energía Media de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 130 Anexo 96 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 130 Anexo 97 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016................................................................................................................. 130 Anexo 98 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 .......................................................................................................................... 131 Anexo 99 - Generación Fotovoltaica Media Horaria MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 ............................................................................................................................................. 131 Anexo 100 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................... 131 Anexo 101 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € EneroDiciembre 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................ 132 98 Anexo 102 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................... 132 Anexo 103 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € EneroDiciembre 2014, 2015 y 2016 ................................................................................................ 132 Anexo 104 - Generación Fotovoltaica Media Horaria MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 .. 133 Anexo 105 - Energía Media de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh JulioAgosto 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................................... 133 Anexo 106 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € JulioAgosto 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................................... 133 Anexo 107 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 ............................................................................................. 134 Anexo 108 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € JulioAgosto 2014, 2015 y 2016 ..................................................................................................... 134 99 A.1. PRECIO DE LOS DESVÍOS Anexo 1 - Evolución Anual Precios Desvíos a Bajar €/MWh 2014 Anexo 2 - Evolución Anual Precios Desvíos a Subir €/MWh 2014 Anexo 3 - Evolución Anual Precios Desvíos a Bajar €/MWh 2015 100 Anexo 4 - Evolución Anual Precios Desvíos a Subir €/MWh 2015 Anexo 5 - Evolución Anual Precios Desvíos a Bajar €/MWh 2016 Anexo 6 - Evolución Anual Precios Desvíos a Subir €/MWh 2016 101 Anexo 7 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh 2014 Anexo 8 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh 2014 Anexo 9 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh Enero-Diciembre 2014 Anexo 10 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir Enero-Diciembre €/MWh 2014 102 Anexo 11 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh Julio-Agosto 2014 Anexo 12 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh Julio-Agosto 2014 Anexo 13 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh 2015 Anexo 14 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh 2015 103 Anexo 15 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh Enero-Diciembre 2015 Anexo 16 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh Enero-Diciembre 2015 Anexo 17 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh Julio-Agosto 2015 Anexo 18 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh Julio-Agosto 2015 104 Anexo 19 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh 2016 Anexo 20 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh 2016 Anexo 21 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh Enero-Diciembre 2016 Anexo 22 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh Enero-Diciembre 2016 105 Anexo 23 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh Julio-Agosto 2016 Anexo 24 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh Julio-Agosto 2016 Anexo 25 - Precio Medio Horario Desvíos a Bajar €/MWh 2017 Anexo 26 - Precio Medio Horario Desvíos a Subir €/MWh 2017 112 Anexo 45 - Energía Media Horaria de la Producción de los Mecanismos de Regulación MWh Julio-Agosto 2014,2015 y 2016 Anexo 46 – Coste Medio Horario de la Producción de los Mecanismos de Regulación € Julio-Agosto 2014,2015 y 2016 Anexo 47 - Energía Media Horaria de la Reducción de los Mecanismos de Regulación MWh Julio-Agosto 2014,2015 y 2016 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 100 200 300 400 500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 113 Anexo 48 – Coste Medio Horario de la Reducción de los Mecanismos de Regulación € Julio-Agosto 2014,2015 y 2016 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 114 A.3. DESVÍO DE LA DEMANDA Anexo 49 - Distribución Anual de la Demanda Peninsular MWh 2014,2015 y 2016 Anexo 50 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Demanda MWh 2014,2015 y 2016 Anexo 51 – Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Bajar de la Demanda € 2014,2015 y 2016 0 5.000.000 10.000.000 15.000.000 20.000.000 25.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 2.000.000 4.000.000 6.000.000 8.000.000 10.000.000 12.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 115 Anexo 52 - Distribución Anual de los Desvíos a Subir de la Demanda MWh 2014,2015 y 2016 Anexo 53 – Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Subir de la Demanda € 2014,2015 y 2016 Anexo 54 - Demanda Media Horaria MWh 2014,2015 y 2016 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 6.000.000 7.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 116 Anexo 55 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda MWh 2014,2015 y 2015 Anexo 56 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Demanda € 2014,2015 y 2016 Anexo 57 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda MWh 2014,2015 y 2016 0 200 400 600 800 1000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 2000 4000 6000 8000 10000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 200 400 600 800 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 117 Anexo 58 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Demanda € 2014,2015 y 2016 Anexo 59 - Demanda Media Horaria MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 Anexo 60 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda MWh Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 0 2000 4000 6000 8000 10000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 10000 20000 30000 40000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 500 1000 1500 2000 2500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 118 Anexo 61 – Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Demanda € Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 Anexo 62 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda MWh Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 Anexo 63 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Demanda € Enero-Diciembre 2014,2015 y 2015 0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 5000 10000 15000 20000 25000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 119 Anexo 64 - Demanda Media Horaria MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 Anexo 65 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Demanda MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 Anexo 66 – Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Demanda € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 0 10000 20000 30000 40000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 500 1000 1500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 120 Anexo 67 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Demanda MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 Anexo 68 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Demanda € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 0 200 400 600 800 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 121 A.4. DESVÍO EÓLICO Anexo 69 – Distribución Anual de la Generación Eólica MWh 2014, 2015 y 2016 Anexo 70 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica MWh 2014, 2015 y 2016 Anexo 71 - Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Bajar de la Generación Eólica € 2014, 2015 y 2016 0 1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 6.000.000 7.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 1.000.000 2.000.000 3.000.000 4.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 128 A.5. DESVÍO FOTOVOLTAICO Anexo 89 - Distribución Anual de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 Anexo 90 - Distribución Anual de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 Anexo 91 - Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 0 200.000 400.000 600.000 800.000 1.000.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 129 Anexo 92 - Distribución Anual de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 Anexo 93 - Distribución Anual de los Costes de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 Anexo 94 - Generación Fotovoltaica Media Horaria MWh 2014, 2015 y 2016 0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 130 Anexo 95 - Energía Media de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 Anexo 96 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 Anexo 97 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh 2014, 2015 y 2016 0 100 200 300 400 500 600 700 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 100 200 300 400 500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 131 Anexo 98 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € 2014, 2015 y 2016 Anexo 99 - Generación Fotovoltaica Media Horaria MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 Anexo 100 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 0 500 1000 1500 2000 2500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 500 1000 1500 2000 2500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 50 100 150 200 250 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 132 Anexo 101 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 Anexo 102 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 Anexo 103 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € Enero-Diciembre 2014, 2015 y 2016 0 500 1000 1500 2000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 20 40 60 80 100 120 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 200 400 600 800 1000 1200 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 133 Anexo 104 - Generación Fotovoltaica Media Horaria MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 Anexo 105 - Energía Media de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 Anexo 106 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Bajar de la Generación Fotovoltaica € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 200 400 600 800 1000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 1000 2000 3000 4000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 134 Anexo 107 - Energía Media Horaria de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica MWh Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 Anexo 108 - Coste Medio Horario de los Desvíos a Subir de la Generación Fotovoltaica € Julio-Agosto 2014, 2015 y 2016 0 200 400 600 800 1000 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 012345678910 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 135