autorizada la entrega del proyecto del alumno: gabriel ... · de algunos mercados de ajustes en el...

Autorizada la entrega del proyecto del alumno:

Gabriel Sánchez Pizarro.

EL DIRECTOR DEL PROYECTO

Daniel Fernández Alonso.

Fdo.: �� Fecha: 25/06/2007

Vº Bº del Coordinador de Proyectos

Tomás Gómez San Román.

Fdo.: �� Fecha: 26/06/2007

PROYECTO FIN DE CARRERA

ANALIZADOR DE LA PRODUCCIÓN DE

GRUPOS GENERADORES.

APLICACIÓN A LA REVISIÓN DE

ALGUNOS MERCADOS DE AJUSTES EN

EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL.

AUTOR: GABRIEL SÁNCHEZ PIZARRO

MADRID, Junio 2007

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)

INGENIERO INDUSTRIAL

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -1- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� Resumen

Escuela Técnica Superior de Ingeniería ICAI. Gabriel Sánchez Pizarro Junio 2007

ANALIZADOR DE LA PRODUCCIÓN DE GRUPOS

GENERADORES. APLICACIÓN A LA REVISIÓN DE ALGUNOS

MERCADOS DE AJUSTES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

ESPAÑOL. Autor: Sánchez Pizarro, Gabriel.

Director: Fernández Alonso, Daniel.

Entidad colaboradora: ICAI-Universidad Pontificia Comillas.

RESUMEN DEL PROYECTO

La competencia en el sector eléctrico español se introdujo en virtud de la Ley

54/1997, de 27 de noviembre, y la creación del Mercado de la Electricidad es

consecuencia directa de ella. Desde 1998, las empresas productoras de electricidad

que trabajan en España se han visto en la obligación de desarrollar estrategias tanto

de participación en el mercado, por parte de los grupos generadores de su propiedad,

como de instalación de nuevos grupos generadores, con el fin de maximizar sus

beneficios y con ello la ganancia de sus accionistas.

El mercado de producción se encuentra estructurado en diversos segmentos,

obteniéndose distinta retribución por la energía producida en cada uno de ellos. La

tecnología y la estrategia empresarial de su propietaria condicionan la participación

de los grupos en cada uno de los mercados. Para asegurar la transparencia de los

procesos de mercado, toda la información sobre la producción de cada unidad

generadora se hace pública a partir de 90 días del día de energía.

Este proyecto revisa el panorama regulatorio actual y obtiene la producción de todos

los grupos generadores del parque español de régimen ordinario, durante el periodo

comprendido entre el 1 de octubre de 2005 y el 30 de septiembre de 2006,

desarrollando para ello un software, en VBA-Excel, llamado �Analizador de la

producción de grupos generadores�. De esta manera se demuestra, que el

seguimiento del mercado es posible para cualquier individuo particular, a partir de la



información publicada por OMEL (operador del mercado) y Red Eléctrica de España

(operador del sistema).

El programa analizador es una herramienta valiosa, ya que permite diseccionar la

producción de cada unidad de oferta del sistema eléctrico español en los distintos

segmentos del mercado, en el periodo de tiempo que se desee. Con él, una empresa

productora puede estudiar en detalle la estrategia de generación de sus competidores,

lo que resultaría especialmente interesante para empresas que trataran de introducirse

en el sector, ya que podrían reproducir estas estrategias con sus nuevos grupos,

superando así la importante barrera de entrada que supone el desconocimiento de

este. El software desarrollado permite estudiar también el comportamiento de los

agentes productores en el mercado, motivo por el que sería de utilidad para los

organismos reguladores, de cara a introducir mejoras en el panorama regulatorio que

fomentaran la competencia.

Con los resultados vertidos por el programa, a través de un tratamiento sistemático y

profundo de los datos, se desarrollan dos posibles aplicaciones del mismo. Por un

lado, se caracteriza el parque español de generación de régimen ordinario, y por otro,

se investigan algunos de los segmentos del mercado de producción (mercados de

restricciones a subir, banda de secundaria y reserva terciaria), identificando en ellos

las tecnologías y grupos más representativos, por la energía producida en cada uno

durante el periodo de estudio. Se estudian estos mercados porque resulta interesante

analizar la manera en que se realiza el ajuste entre demanda y generación.

Las conclusiones obtenidas se sintetizan en las dos siguientes: por un lado, el

mercado eléctrico español es transparente en cuanto al flujo de información y al

seguimiento de la producción de los agentes (aunque a tres meses vista), y por otro,

el grado de competencia demostrado por los mercados analizados es bastante

limitado. Se aprecia que el mercado de restricciones está fuertemente influenciado

por la localización geográfica de las unidades de producción, y que por la coyuntura

del sector durante el periodo de estudio aparece lo que se puede reconocer como una



anomalía en el mercado, como es el hecho de que una central nuclear juegue un

papel relevante en el mismo. Los mercados de secundaria y terciaria (ajuste en

tiempo real) dependen casi exclusivamente del tipo de tecnología, ya que de ellos se

solicita una respuesta inmediata a las necesidades de la operación del sistema.

ANALIZADOR DE LA PRODUCCIÓN DE GRUPOS

GENERADORES. APPLICATION TO THE REVIEW OF SOME

ADJUSTING MARKETS IN THE SPANISH ELECTRIC

SYSTEM.

The competence was introduced in the Spanish electric sector by the Ley 54/1997, de

27 de noviembre, and the creation of the Spanish Power Market is a consequence of

it. Since 1998, in order to maximize their revenues and the profits of their

shareholders, the electricity generation companies that work in Spain have been in

the obligation to develop strategies, in order to decide where to place the production

of their power groups in the market, and also to decide about the construction of new

ones.

The energy market is structured in several segments, and the payments obtained for

the energy placed in each one are different. The technology and the business strategy

of its owner determine the participation of the power groups in those segments. To

ensure the openness of the market processes, all the information related to the

production of every power unit is published 90 days after the energy day.

This project revises the current environment of the Spanish Power Market, and

obtains the production of every operative group in the Spanish generation park of

ordinary regime, since October 1st 2005 to September 30th 2006, using the software

�Analizador de la producción de grupos generadores�, developed, in VBA-Excel, to

this purpose. This demonstrates that the monitoring of the market is possible for

every person, using the information published by OMEL (market operator) and Red

Eléctrica de España (system operator).



The analyzing program is very useful, in order to study the production of every

power unit in the different segments of the market, in the period of time elected.

Using it, a generation company can study in detail its competitor�s strategy, what

would be specially interesting for the companies that would want to enter the sector,

because they could reproduce this strategies with their new groups. The software

developed can be also used to study the behaviour of the different production agents,

what would be very useful for the regulating organisms, in order to introduce

improvements to foment the competence.

With the results obtained with the program, after processing them systematically and

deeply, the Spanish generation park is characterized, and the constraints-up,

secondary and tertiary markets are analyzed, identifying which technologies and

power groups are the most representative in them, attending to their contribution.

These markets are the ones selected because with the energy negotiated in them, the

demand-generation adjusting is mainly developed.

The conclusions obtained can be summarized in the following two: on one hand, the

Spanish energy market can be defined as an open market, attending to the

information flux (despite the waiting of three months), and on the other hand, the

competence level shown in the analyzed markets is quite limited. It can be observed

that the constraints-up market is strongly influenced by the location of the power

groups, and that as a consequence of the joint lived in the sector during the period

studied, it can be realized that a fail in this market occurred, as it is the fact that a

nuclear plant is strong in it during the period. The secondary and tertiary markets

depend, almost exclusively, on the type of technology, what is a very decisive factor,

in order to respond quickly to the system operation needings.

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -5- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� Índice.


ÍNDICE

I. INTRODUCCIÓN. .................................................................. 12

I.1 Breve descripción del Mercado Eléctrico español. ..............12

I.1.1 Introducción de la competencia y panorama regulatorio vigente. .

...............................................................................................12

I.1.2 El Mercado Eléctrico. .............................................................14

I.1.2.1 Descripción..............................................................................14

I.1.2.2 Segmentos del Mercado Eléctrico. ...........................................15

I.1.2.3 Secuencia de un día de contratación. Programación de la

producción. .............................................................................22

I.2 Situación inicial. ....................................................................26

I.2.1 Planteamiento del problema. ...................................................26

I.2.2 Recogida de datos. ..................................................................29

I.2.2.1 Datos referentes a las unidades de producción en régimen

ordinario. ................................................................................29

I.2.2.2 Datos referentes a los resultados de los distintos segmentos del

mercado. .................................................................................36

II. PROGAMA �ANALIZADOR DE LA PRODUCCIÓN DE GRUPOS

GENERADORES�.......................................................................... 39

II.1 Interfaz con el usuario y funcionamiento del programa......39

II.2 Caso ejemplo I: producción de una central. ........................44

II.3 Caracterización del parque de generación español en

régimen ordinario. ............................................................................................57

II.3.1 Parámetros relevantes. ............................................................58

II.3.2 Centrales tipo de cada tecnología y estrategias productivas. ....60



III. APLICACIÓN: REVISIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE

ALGUNOS MERCADOS DE AJUSTES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO

ESPAÑOL....................................................................................... 71

III.1 Aportación de cada tecnología a cada mercado estudiado. .72

III.1.1 Mercado de �Restricciones a subir�.........................................73

III.1.2 Mercados de �Terciaria a subir� y �Terciaria a bajar�..............75

III.1.3 Mercados de �Secundaria a subir� y �Secundaria a bajar�. ..... 78

III.2 Clasificación de las centrales más relevantes de cada

tecnología, por su contribución a los mercados de ajustes estudiados. ...........80

III.2.1 Mercado de �Restricciones a subir�.........................................82

III.2.2 Mercado de �Terciaria a subir�................................................87

III.2.3 Mercado de �Terciaria a bajar�................................................92

III.2.4 Mercado de �Secundaria a subir�. ...........................................97

III.2.5 Mercado de �Secundaria a bajar�. .........................................102

III.3 Determinación de los diez grupos más representativos en

cada uno de los mercados estudiados. ............................................................107

III.3.1 Mercado de �Restricciones a subir�.......................................108

III.3.2 Mercado de �Terciaria a subir�..............................................112

III.3.3 Mercado de �Terciaria a bajar�..............................................114

III.3.4 Mercado de �Secundaria a subir�. .........................................116

III.3.5 Mercado de �Secundaria a bajar�. .........................................118

IV. CONCLUSIONES. ................................................................ 120

IV.1 Objetivos demostrados........................................................121

IV.1.1 Prácticos. ..............................................................................121

IV.1.2 Teóricos. ...............................................................................125

IV.2 Propuestas de futuro. ..........................................................126

V. BIBLIOGRAFÍA. .................................................................. 128



VI. ANEXOS................................................................................ 130

VI.1 Anexo I. Código Visual Basic.............................................130

VI.2 Anexo II. Contenido del CD-ROM.....................................139

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -8- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� Índice de figuras.


ÍNDICE DE FIGURAS.

Figura I-1 Esquema de funcionamiento del Mercado Eléctrico español ...................15

Figura I-2 Casación de la oferta y la demanda en el mercado diario ........................16

Figura I-3 Secuencia del Mercado de Producción....................................................25

Figura I-4 Mapcen 2006 de Red Eléctrica ...............................................................29

Figura I-5 Registro de productores en régimen ordinario del Ministerio de Industria

.......................................................................................................................32

Figura I-6 Registro de códigos de OMEL................................................................34

Figura I-7 Base de datos: �Centrales a estudiar�......................................................36

Figura I-8 Resultados de los distintos segmentos del mercado.................................38

Figura I-9 Resultados de la programación horaria PVP ...........................................38

Figura II-1 Flujograma............................................................................................39

Figura II-2 Hoja �Inicio� del Programa Analizador .................................................40

Figura II-3 Hoja �Resultados� del Programa Analizador .........................................43

Figura II-4 Hoja "Gráficos� del Programa Analizador.............................................44

Figura II-5 Localización de la central Meirama .......................................................45

Figura II-6 Información sobre la central Meirama ...................................................45

Figura II-7 Criterios de búsqueda............................................................................46

Figura II-8 Resultados de Meirama el 10/10/2005...................................................47

Figura II-9 Resultado PDVP de Meirama el 10/10/2005..........................................48

Figura II-10 Resultado P48 de Meirama el 10/10/2005 ...........................................48

Figura II-11 Resultado Resolución de Restricciones de Meirama el 10/10/2005......49

Figura II-12 Resultado Terciaria de Meirama el 10/10/2005....................................49

Figura II-13 Resultado Tiempo real de Meirama el 10/10/2005...............................50

Figura II-14 Resultado Secundaria (a bajar) de Meirama el 10/10/2005 ..................50

Figura II-15 Resultado Secundaria (a subir) de Meirama el 10/10/2005 ..................51

Figura II-16 Evolución de Meirama en Diario + Restricciones ................................53

Figura II-17 Evolución de Meirama en Restricciones a subir...................................53



Figura II-18 Evolución de Meirama en Terciaria a subir .........................................54

Figura II-19 Evolución de Meirama en Secundaria a subir ......................................54

Figura II-20 Evolución de Meirama en Tiempo real a subir.....................................55

Figura II-21 Fin del análisis de Meirama.................................................................56

Figura II-22 Porcentaje de potencia instalada de cada tecnología ............................59

Figura II-23 Central tipo de hullas y antracitas nacionales.......................................62

Figura II-24 Central tipo de carbón importado ........................................................62

Figura II-25 Central tipo de lignito negro................................................................63

Figura II-26 Central tipo de lignito pardo................................................................63

Figura II-27 Central tipo de fueloleo y gas ..............................................................64

Figura II-28 Central tipo de fueloleo .......................................................................64

Figura II-29 Central tipo de ciclo combinado ..........................................................65

Figura II-30 Central tipo de energía nuclear ............................................................65

Figura II-31 Central hidráulica tipo.........................................................................66

Figura II-32 Unidad de gestión hidráulica tipo ........................................................67

Figura II-33 Curva monótona de carga....................................................................70

Figura III-1 Aportación de cada tecnología en �Restricciones a subir� ....................73

Figura III-2 Aportación de cada tecnología en �Terciaria a subir� ...........................75

Figura III-3 Aportación de cada tecnología en �Terciaria a bajar� ...........................76

Figura III-4 Aportación de cada tecnología en �Secundaria a subir�........................78

Figura III-5 Aportación de cada tecnología en �Secundaria a bajar�........................78

Figura III-6 Hullas y antracitas nacionales en �Restricciones a subir� .....................82

Figura III-7 Carbón importado en �Restricciones a subir� .......................................83

Figura III-8 Lignito negro en �Restricciones a subir� ..............................................83

Figura III-9 Lignito pardo en �Restricciones a subir� ..............................................84

Figura III-10 Fueloleo y gas en �Restricciones a subir�...........................................84

Figura III-11 Fueloleo en �Restricciones a subir�....................................................85

Figura III-12 Ciclos combinados en �Restricciones a subir�....................................86

Figura III-13 Nuclear en �Restricciones a subir� .....................................................86

Figura III-14 Centrales hidráulicas en �Restricciones a subir�.................................87



Figura III-15 Unidades de Gestión Hidráulica en �Restricciones a subir� ................87

Figura III-16 Hullas y antracitas nacionales en �Terciaria a subir� ..........................88

Figura III-17 Carbón importado en �Terciaria a subir�............................................88

Figura III-18 Lignito negro en �Terciaria a subir� ...................................................89

Figura III-19 Lignito pardo en �Terciaria a subir� ...................................................89

Figura III-20 Fueloleo y gas en �Terciaria a subir�..................................................90

Figura III-21 Fueloleo en �Terciaria a subir�...........................................................90

Figura III-22 Ciclos combinados en �Terciaria a subir�...........................................91

Figura III-23 Nuclear en �Terciaria a subir�............................................................91

Figura III-24 Centrales hidráulicas en �Terciaria a subir�........................................92

Figura III-25 Unidades de Gestión Hidráulica en �Terciaria a subir�.......................92

Figura III-26 Hullas y antracitas nacionales en �Terciaria a bajar� ..........................93

Figura III-27 Carbón importado en �Terciaria a bajar�............................................93

Figura III-28 Lignito negro en �Terciaria a bajar� ...................................................94

Figura III-29 Lignito pardo en �Terciaria a bajar� ...................................................94

Figura III-30 Fueloleo y gas en �Terciaria a bajar�..................................................95

Figura III-31 Fueloleo en �Terciaria a bajar�...........................................................95

Figura III-32 Ciclos combinados en �Terciaria a bajar�...........................................96

Figura III-33 Nuclear en �Terciaria a bajar�............................................................96

Figura III-34 Centrales hidráulicas en �Terciaria a bajar�........................................97

Figura III-35 Unidades de Gestión Hidráulica en �Terciaria a bajar�.......................97

Figura III-36 Hullas y antracitas nacionales en �Secundaria a subir� .......................98

Figura III-37 Carbón importado en �Secundaria a subir�.........................................98

Figura III-38 Lignito negro en �Secundaria a subir�................................................99

Figura III-39 Lignito pardo en �Secundaria a subir�................................................99

Figura III-40 Fueloleo y gas en �Secundaria a subir� ............................................100

Figura III-41 Fueloleo en �Secundaria a subir� .....................................................100

Figura III-42 Ciclos combinados en �Secundaria a subir� .....................................101

Figura III-43 Nuclear en �Secundaria a subir�.......................................................101

Figura III-44 Centrales hidráulicas en �Secundaria a subir� ..................................102



Figura III-45 Unidades de Gestión Hidráulica en �Secundaria a subir�..................102

Figura III-46 Hullas y antracitas nacionales en �Secundaria a bajar� .....................103

Figura III-47 Carbón importado en �Secundaria a bajar�.......................................103

Figura III-48 Lignito negro en �Secundaria a bajar�..............................................104

Figura III-49 Lignito pardo en �Secundaria a bajar�..............................................104

Figura III-50 Fueloleo y gas en �Secundaria a bajar� ............................................105

Figura III-51 Fueloleo en �Secundaria a bajar� .....................................................105

Figura III-52 Ciclos combinados en �Secundaria a bajar� .....................................106

Figura III-53 Nuclear en �Secundaria a bajar�.......................................................106

Figura III-54 Centrales hidráulicas en �Secundaria a bajar� ..................................107

Figura III-55 Unidades de Gestión Hidráulica en �Secundaria a bajar�..................107

Figura III-56 Diez grupos más representativos en �Restricciones a subir� .............108

Figura III-57 Aportación de cada empresa a �Restricciones a subir� .....................111

Figura III-58 Diez grupos más representativos en �Terciaria a subir�....................112

Figura III-59 Diez grupos más representativos en �Terciaria a bajar�....................114

Figura III-60 Diez grupos más representativos en �Secundaria a subir�.................116

Figura III-61 Diez grupos más representativos en �Secundaria a bajar�.................118

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -12- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� I. Introducción


I. INTRODUCCIÓN.

I.1 Breve descripción del Mercado Eléctrico español.

I.1.1 Introducción de la competencia y panorama regulatorio

vigente.

La firma del Protocolo del sector eléctrico, por el Ministerio de Industria y Energía y

las principales empresas eléctricas, el 11 de diciembre de 1996, inició el proceso de

transición a la competencia del sector eléctrico español.

La intensa actividad de adaptación a un modelo competitivo desarrollada durante

1997 por las instituciones y agentes implicados, culminó con la aprobación en el

Parlamento de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico, así como

con la publicación de los Reales Decretos y Normas necesarios para el

establecimiento del nuevo modelo.

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico, constituye la base sobre la

que se sustenta la competencia en el sector eléctrico español, ya que según se

manifiesta en su preámbulo, dicha Ley se asienta en el convencimiento de que

garantizar el suministro eléctrico, su calidad y su coste, no requiere de más

intervención estatal que la que supone la propia regulación específica.

Como consecuencia de la aprobación de esta Ley, la explotación unificada del

sistema eléctrico nacional (desarrollada por REE desde los 80 bajo el nombre de

Marco Legal y Estable) deja de ser un servicio público de titularidad estatal, y sus



funciones son asumidas por dos sociedades mercantiles privadas, responsables

respectivamente, de la gestión económica (Operador del Mercado Eléctrico � OMEL

� OMI si se plantea la situación integrada con Portugal) y de la gestión técnica del

sistema (Red Eléctrica de España).

En este nuevo modelo, fundamentado en los principios de objetividad, transparencia

y libre competencia, la gestión económica del sistema abandona las posibilidades de

una optimización teórica, para basarse en las decisiones de los agentes económicos,

en el marco de un mercado mayorista de energía eléctrica. Son los propios

mecanismos del mercado los que deciden que centrales producen y que otras se

quedan paradas. Este cambio se asume como muy positivo, ya que se eliminan

ineficiencias en la gestión de las empresas del sector, y los consumidores ganan al

bajar los precios y mejorar a calidad del servicio.

Por primera vez, el día 31 de diciembre del año 1997, las empresas eléctricas

vendieron y compraron mediante ofertas, la electricidad que preveían producir y

consumir el día 1 de enero de 1998, ese fue el nacimiento del Mercado de Energía

Eléctrica en nuestro país. A partir de entonces, sucesivos decretos han ido mejorando

y evolucionando el marco regulatorio del sector (Real Decreto de incentivos de la

competencia, establecimiento de tarifas, etc.)



I.1.2 El Mercado Eléctrico.

I.1.2.1 Descripción.

El mercado de la electricidad es el conjunto de transacciones derivadas de la

participación de los agentes del mercado en las sesiones de los mercados diario e

intradiario y de la aplicación de los Procedimientos de Operación Técnica del

Sistema.

Los agentes del mercado eléctrico son las empresas habilitadas para actuar en el

mercado como compradores y vendedores de electricidad.

Están obligadas a presentar ofertas de venta las empresas productoras nacionales en

régimen ordinario. Tienen la posibilidad de ofertar si lo desean, los autoproductores

y las empresas extranjeras que estén habilitadas como agentes externos (su

participación en el mercado es opcional). Están exentos de hacerlo los productores en

régimen especial.

Como compradores pueden actuar los distribuidores (que servirán la electricidad a

los consumidores a tarifa regulada), los comercializadores, los consumidores

cualificados y las empresas extranjeras que estén habilitadas como agentes externos.

La gestión del mercado eléctrico es una actividad regulada por ley que se divide en

dos campos de gestión claramente diferenciados. La gestión económica corresponde

al Operador del Mercado Ibérico de la Energía-Polo Español, S.A. (OMEL) y la

gestión técnica, que asegura la viabilidad de las transacciones realizadas en el

mercado de producción, corresponde a Red Eléctrica de España, S.A. (REE), que



también actúa como operador de mercado en los mercados de ajustes (solución de

restricciones, servicios complementarios y gestión de desvíos).

Figura I-1 Esquema de funcionamiento del Mercado Eléctrico español

En la actualidad se están dando todos los pasos necesarios para la plena integración

del sistema eléctrico portugués en los procesos del mercado diario e intradiario

gestionados por OMEL, dando lugar al mercado ibérico de la electricidad (MIBEL)

I.1.2.2 Segmentos del Mercado Eléctrico.

Mercado diario

Es el mercado en el que se realizan la mayoría de las transacciones, lo gestiona el

Operador del Mercado (OMEL) y su horizonte de aplicación es el día siguiente a

aquel en que se desarrolla la única sesión que tiene lugar cada día. En general, es

obligatorio para los agentes del mercado participar en la sesión del mercado diario si

quieren habilitarse para participar en el resto de mercados.

Gestión

Económica

Gestión

Técnica

MMEERRCCAADDOO EELLÉÉCCTTRRIICCOO

· Régimen ordinario

· Autoproductores

· Régimen especial

· Agentes externos

VVEENNDDEEDDOORREESS

·Consumidores cualificados

· Comercializadores

· Agentes externos

· Distribuidores

CCOOMMPPRRAADDOORREESS Contrato

Bilateral

Consumidores

a

tarifa regulada



El Operador del Mercado realizará la casación de las ofertas económicas de compra y

venta recibidas antes de las 10:00 horas del día D-1, y como resultado de dicha

casación obtendrá, para cada periodo horario del día siguiente (día D), el volumen de

energía que es necesario que se produzca para cubrir la demanda. El precio de la

energía en cada periodo, conocido como precio marginal, será igual al precio

ofertado por la última unidad de producción cuya aceptación haya sido necesaria

para casar la demanda.

En el mercado diario se ejecutan también los contratos bilaterales físicos

internacionales, obteniéndose una primera programación que garantiza que no se

supera la capacidad máxima de interconexión con sistemas eléctricos externos.

Tras la casación, se produce la declaración de contratos bilaterales nacionales y

producción de régimen especial que no va a mercado, de manera que REE tiene

todos los datos de generación prevista el día de energía.

Figura I-2 Casación de la oferta y la demanda en el mercado diario



Mercado intradiario

Es un mercado de ajustes, también gestionado por OMEL, al que sólo pueden acudir

aquellos agentes del mercado que hayan participado en la sesión del mercado diario o

en la ejecución de un contrato bilateral físico, o se hayan declarado disponibles tras

la casación y programación del mercado diario.

El Operador del Mercado realizará la casación de las ofertas de compra y venta, y se

asegurará de que no sea casada ninguna oferta que implique el incumplimiento de las

restricciones impuestas por el Operador del Sistema, previas a cada sesión del

intradiario. Una oferta que genere nuevos problemas es retirada del sistema.

El precio en cada periodo horario de programación, será igual al precio del último

tramo de la oferta de venta de la última unidad de producción, cuya aceptación haya

sido necesaria para atender total o parcialmente las ofertas de compra.

Los ajustes que resuelve el mercado intradiario son de distinta naturaleza: problemas

que puedan surgir en las plantas o en el lado de la demanda, pero en un horizonte de

tiempo muy lejano respecto al tiempo real. El problema tiene que conocerse con unas

tres horas de antelación. Por ello, no son mercados que permitan deshacer posiciones

de un modo inmediato, al contrario de lo que ocurre con los mercados de operación

de los distintos servicios complementarios.



El mercado intradiario está organizado en seis sesiones con los siguientes horarios:

SESIÓN

1º

SESIÓN

2ª

SESIÓN

3ª

SESIÓN

4ª

SESIÓN

5ª

SESIÓN

6ª

Apertura de Sesión 16:00 21:00 01:00 04:00 08:00 12:00

Día D-1 D-1 D D D D

Cierre de Sesión 17:45 21:45 01:45 04:45 08:45 12:45


Casación 18:30 22:30 02:30 05:30 09:30 13:30


Horizonte de

Programación (Periodos

horarios)

28 horas

(21-24)

24 horas

(1-24)

20 horas

(5-24)

17 horas

(8-24)

13 horas

(12-24)

9 horas

(16-24)

Día D-1/ D D D D D D

Tabla I-1 Organización de los mercados intradiarios

Mercado de solución de restricciones técnicas

Sirve para gestionar por mecanismos competitivos el proceso de resolución de

restricciones técnicas. Tiene lugar el día D-1, después de la sesión del mercado

diario, entre las 11 y las 2 de la tarde. Su horizonte de aplicación es el día D. Es un

proceso del que se encarga Red Eléctrica en calidad de Operador del Sistema, y en el

que todos los agentes del mercado, tanto compradores como vendedores, están

obligados a participar y se pueden ver afectados.



El proceso se desarrolla como sigue. Red Eléctrica recibe de OMEL el resultado de

la casación del mercado diario, en la que, como se ha comentado anteriormente, se

incluyen: la ejecución de los contratos bilaterales físicos internacionales, el resultado

de la ejecución de los contratos bilaterales físicos nacionales y la información sobre

la producción en régimen especial que no ha presentado ofertas en el mercado. Red

Eléctrica evalúa la viabilidad técnica de estas transacciones, con el propósito de

garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte.

Para cumplir con los criterios de seguridad recogidos en los Procedimientos de

Operación que aplican sobre todos los agentes del sistema eléctrico, Red Eléctrica

abre un mercado en el que todos los grupos que hayan participado en el mercado

diario, están obligados a ofertar a subir, hasta el máximo de su producción posible, y

a bajar, toda la producción que hayan casado en el mercado diario (la situación es

análoga para el resto de agentes).

En el caso de un grupo generador, la energía a subir es un derecho de cobro y la

energía a bajar es una obligación de pago, por lo que las ofertas aceptadas en este

mercado, tanto a subir como a bajar, además de cumplir con el requisito de dar

estabilidad al sistema eléctrico serán las que produzcan un menor impacto

económico.

A los grupos a los que se requiere que aumenten su producción, se les paga el precio

que hayan ofertado, normalmente mayor que el precio marginal del mercado diario.

Por el contrario, a los grupos a los que se requiere que reduzcan su producción, se

les cobra el precio de su oferta a bajar, normalmente menor que el precio marginal



del mercado diario (de esta manera ganan algo por una energía �ficticia�, que nunca

llega a inyectarse al sistema)

Mercados de servicios complementarios

La asignación de los servicios complementarios de regulación secundaria y

regulación terciaria, corresponde al Operador del Sistema, y se desarrolla mediante

mecanismos de mercado.

Los servicios complementarios y la gestión de desvíos serán utilizados por REE, en

caso de que sea necesario, para gestionar en tiempo real los desvíos entre generación

y demanda, y suministrar la energía eléctrica en unas condiciones de calidad,

fiabilidad y seguridad establecidas por ley. En la práctica son estos mercados los que

realizan el ajuste en tiempo real de equilibrio oferta-demanda y permiten mantener la

frecuencia de cincuenta hertzios pulsando en el sistema eléctrico.

Regulación secundaria

Este mercado se desarrolla entre el proceso de solución de restricciones técnicas y la

primera sesión del mercado intradiario, en el día D-1, y su horizonte de aplicación es

el día D.

La participación en este mercado es voluntaria y las ofertas recibidas por Red

Eléctrica pueden ser tanto a subir como a bajar. Se crea así lo que se conoce como

�banda de potencia disponible�, cuyo objeto es dotar al Operador del Sistema de la

capacidad para hacer frente a los desequilibrios entre generación y demanda en un



plazo de entre treinta segundos y quince minutos. Lo que se oferta es potencia, lo que

se utiliza en tiempo real, si es necesario, energía.

En este mercado, los productores son retribuidos por la disponibilidad a subir o bajar

su producción (�/MW), y por la utilización de su energía en el caso de que sea

necesaria (�/MWh). Si no hay utilización, sólo se liquida el primer concepto.

El mercado da un precio de banda de potencia, y la energía que se utiliza en tiempo

real se retribuye al precio de la terciaria.

Regulación terciaria

Es un mercado gestionado por Red Eléctrica, cuyo objetivo es reponer la reserva de

regulación secundaria que haya sido utilizada.

Este mercado se acerca mucho a la gestión en tiempo real. En él, todos los

productores están obligados, antes de cada hora del día D, a realizar al menos una

oferta de la máxima variación posible de su nivel de producción (tanto a subir como

a bajar) en quince minutos, que puedan mantener al menos durante dos horas

consecutivas. Se reciben ofertas hasta veinticinco minutos antes del periodo horario

en cuestión.

En este mercado los productores son remunerados por la energía utilizada (�/MWh)

en caso necesario, y deben pagar en caso de que se les case a bajar.

Tras este mercado, REE puede dar consignas en tiempo real a la generación o a la

demanda, directamente, para garantizar el funcionamiento del sistema. Estos

redespachos se hacen por emergencias y no por mecanismos de mercado. En último



término y ante contingencias, las decisiones de operación las toma REE al margen de

los resultados de los segmentos del mercado.

Gestión de desvíos

La gestión de desvíos es un mercado de participación potestativa que también

controla el Operador del Sistema (Red Eléctrica).

Este mercado sólo se convoca si es necesario, cosa que ocurre si la diferencia entre

la demanda prevista y la demanda casada es mayor de 300 MWh.

Pueden tener lugar hasta un máximo de seis sesiones de este mercado, que tendrían

lugar después de cada una de las sesiones del mercado intradiario, y cuyo objetivo

sería corregir dicha diferencia.

En la práctica, se puede decir que funcionan como un mercado intradiario mas, que

se convoca si el desequilibrio entre generación y demanda es muy evidente, de

manera que se aligeran las necesidades de terciaria.

I.1.2.3 Secuencia de un día de contratación. Programación de la

producción.

Una vez definidos cada uno de los segmentos del Mercado Eléctrico y sus principales

características, es de esencial importancia conocer el orden en que aparecen en la

secuencia de un día de contratación, para poder así entender la relevancia cada uno

de los segmentos del mercado en la programación diaria de la producción de

cualquier unidad del sistema eléctrico.



En primer lugar se desarrolla la sesión del mercado diario, en la que tiene lugar la

casación (10:00 horas), por parte de OMEL. Este resultado junto con los resultados

de las ejecuciones de los contratos bilaterales físicos, tanto nacionales como

internacionales, dan lugar a lo que se conoce como Programa Diario Base de

Funcionamiento (11:00 horas) para el día siguiente, publicado por REE.

El Operador del Sistema comprobará su viabilidad y desarrollará los ajustes

necesarios, con las ofertas casadas en el mercado de solución de restricciones

técnicas, obteniendo así el Programa Viable Provisional (14:00 horas).

Una vez incorporados los servicios complementarios de banda de regulación

secundaria al Programa Viable Provisional, se obtiene el Programa Diario Viable

Definitivo (16:00 horas).

El Programa Diario Viable se va completando con los resultados de las distintas

sesiones del mercado intradiario, publicados por OMEL, dando lugar a los

Programas Horarios Finales. Tras ellos, se pueden convocar mercados de gestión de

desvíos o realizar asignaciones de secundaria, terciaria, redespachos en tiempo real,

etc.

Estos últimos elementos que entran en juego en la secuencia de contratación del

mercado, son desarrollados por el Operador del Sistema, que dan lugar en cada

período horario de programación, al Programa Horario Operativo o P48. Una vez

finalizado el día de energía, REE pública unos ficheros resumen de cierre del día,



con los resultados finales de cada segmento de secundaria, terciaria, desvíos y P48,

así como la información de los segmentos de OMEL.



Figura I-3 Secuencia del Mercado de Producción



I.2 Situación inicial.

I.2.1 Planteamiento del problema.

La misión fundamental de la industria eléctrica, en lo referente a la generación, es

satisfacer la demanda en cada momento. Para ello es necesario un mix energético lo

suficientemente variado y equilibrado, que además de permitir a España no depender

en exceso de algunas fuentes de energía primaria, permita también al Operador del

Sistema llevar a cabo la gestión técnica y de regulación de una manera solvente,

rápida e instantánea.

El propósito de este proyecto es analizar el parque español de generación desde el

punto de vista del segmento del mercado en que cada central programa su

producción, centrándose en los mercados de restricciones, reserva secundaria y

reserva terciaria, los cuales tienen un papel fundamental en el proceso de regulación

en tiempo real, es decir, en el proceso de ajustar de manera instantánea y permanente

la generación y la demanda. Esto se hará, a partir de las garantías de disponer de un

modo público de toda la información sobre el mercado, que facilita el marco de la

liberalización del sector. Conseguido esto se deben organizar los datos de producción

de cada unidad, para agregarlos en cada segmento del mercado a estudiar, detectando

fenómenos anómalos y posibles mejoras en los mismos.

El estudio se centra en las unidades de producción en régimen ordinario situadas en

territorio peninsular, obligadas a ofertar en el mercado. Las tecnologías establecidas

como régimen ordinario son: la térmica, con sus diversos combustibles (carbón



nacional, carbón importado, fuel y gas), la nuclear, la hidráulica y la eólica. Sólo se

estudiarán los grupos de producción de las tres primeras, ya que las unidades de

gestión eólica entran en el mercado siempre que tienen la posibilidad de producir,

motivo por el que no siguen ninguna estrategia productiva de interés, cara a las

restricciones o al proceso de regulación demanda-generación en tiempo real.

El primer gran objetivo es construir una herramienta informática que permita obtener

la información necesaria sobre la producción de cada unidad generadora,

organizándola de manera que se pueda conocer cuánta energía aportó a todos y cada

uno de los segmentos del mercado, durante todos los días del periodo de estudio.

Para ello se deben de seguir una serie de pasos:

• El primer paso en este proceso consiste en delimitar el periodo de

estudio. En este caso se ha tomado como tal, último año hidráulico

completo del que se tiene información, con el fin de que los resultados

obtenidos sean lo más parecidos posible a la situación actual. El

periodo de estudio seleccionado has sido por ello, el comprendido

entre el 1 de octubre de 2005 y el 30 de septiembre de 2006.

• El segundo paso es recopilar información sobre el parque de

generación español en régimen ordinario durante el periodo de

estudio. Se ha realizado un proceso de investigación, en el que se ha

delimitado qué grupos estaban operativos en dicho periodo, con qué

código ofertaban su producción al mercado, cuáles eran sus potencias



tanto instalada como neta, a qué compañías eléctricas pertenecían y en

qué porcentaje a cada una.

• En tercer lugar hay que recoger datos sobre los resultados diarios del

mercado en el periodo de estudio, es decir, cuánta energía se ha

programado cada día del periodo de estudio, en cada segmento del

mercado y cuál ha sido la aportación de los grupos a esa

programación.

• Por último, se estructura la funcionalidad del programa a desarrollar,

es decir, qué se quiere que haga, y se escoge el lenguaje de

programación y el soporte mas adecuado, en este caso VBA aplicado

a Excel por su potencia y su facilidad en el tratamiento de resultados.

Una vez sistematizada la información y comprobada la estabilidad del programa, se

puede cubrir, a modo de caso de aplicación, el segundo gran objetivo, que consiste en

realizar análisis para caracterizar tanto el parque de generación en régimen ordinario

(cómo distribuye cada tecnología su producción entre los mercados), como ciertos

mercados de ajustes (qué aportación recibe cada mercado de cada tecnología y qué

grupos son los más representativos en cada uno de los mercados tanto si se hace

distinción entre tecnologías, como si no se hace). Notar que el programa en sí, es una

herramienta de gran uso potencial tanto para un agente productor (permite conocer

que hacen otras empresas con la gestión de la energía de sus plantas), como para el

regulador (si quiere estudiar el panorama competitivo en un segmento determinado).



I.2.2 Recogida de datos.

I.2.2.1 Datos referentes a las unidades de producción en régimen

ordinario.

Para conseguir un conocimiento detallado sobre la situación del parque de

generación en régimen ordinario y no limitar el proceso de recogida datos a una

cuestión meramente numérica, se ha estudiado en detalle la localización de los

grupos dentro de la geografía peninsular española. Para esto, se buscó en la web de

Red Eléctrica el �mapcen2006�, perteneciente al informe provisional del año 2006

sobre el sistema eléctrico español, y que permite, en un solo golpe de vista, hacerse

una idea muy clara, sobre la citada localización de los grupos.

Figura I-4 Mapcen 2006 de Red Eléctrica



La información sobre los grupos que se encontraban operativos en el periodo que va

del 1 de octubre de 2005 y al 30 de septiembre de 2006, se ha obtenido del �registro

de productores en régimen ordinario� del Ministerio de Industria, Turismo y

Comercio.

Las categorías que se presentan en este registro son las siguientes:

-Nombre del titular de la unidad de producción.

-Dirección del titular de la unidad de producción (calle y número).

-Municipio en el que se encuentra registrado el titular de la unidad de

producción.

-Código postal del titular.

-Provincia en la que se encuentra registrado el titular de la unidad de

producción.

-Participación, en %, del titular en la unidad de producción.

-Nombre del 2º propietario de la unidad de producción.

-Participación, en %, del 2º propietario de la unidad de producción.







-Nombre de la unidad de producción.

-Fecha de la puesta en servicio de la unidad de producción.

-Tipo de unidad de producción: hidráulica, térmica clásica, térmica,

termonuclear.

-Tecnología de la unidad de producción: bombeo mixto, bombeo puro, ciclo

combinado, central nuclear BWR, central nuclear PWR, cogeneración, central

térmica de carbón, central térmica de fuel-gas, central térmica de fueloleo,

diesel, hidráulica de embalse, hidráulica fluyente, GICC (gasificación de

carbón), motor diesel, residuos sólidos urbanos.

-Potencia instalada en MW.

-Potencia bruta total en MW.

-Potencia neta total en MW.

-Dirección de la unidad de producción (calle y número).

-Municipio en el que se encuentra registrada la unidad de producción.

-Provincia en la que se encuentra registrada la unidad de producción.

-Tensión de conexión de la unidad de producción en el punto de conexión.

-Nombre de la empresa propietaria de la red en la que tiene punto de

conexión la unidad de producción.

-Nudo del punto de conexión de la unidad de producción.



-Nombre de la unidad de gestión hidráulica, si el tipo es hidráulica.

-Nombre del río, si el tipo es hidráulica.

-Nombre del combustible más usado, si la unidad es del tipo térmica clásica.

-Nombre del combustible 2º más usado, si la unidad es del tipo térmica

clásica.

-Nombre del combustible 3º más usado, si la unidad es del tipo térmica

clásica.

-Estado: definitivo, baja.

-Clave del Registro.

-Subsección.

Figura I-5 Registro de productores en régimen ordinario del Ministerio de Industria



Este registro es sumamente detallado y excede las pretensiones del proyecto, por lo

que fue preciso hacer una selección de las categorías más interesantes al propósito

del mismo. El criterio seguido para realizar esta selección, es el que se expuso en el

epígrafe �planteamiento del problema�, autofiltrando a través del Excel los campos

más significativos

Posteriormente, se ha cruzado la información resultante con el �registro de códigos

de OMEL�, con el fin de relacionar cada unidad de generación con el código con el

que oferta su producción al mercado. Aquí también fue necesaria una criba debido a

que el registro de OMEL, incluye a todos los agentes que participan en el mercado

eléctrico español y no sólo a los generadores en régimen ordinario. Además de la

dificultad anterior, se encontró que algunas de las categorías del registro de OMEL

se solapaban con las del registro del Ministerio, con lo que se hubo de optar por dar

preferencia a la información contenida en este último.

Las categorías que presenta el �registro de códigos de OMEL�, son las siguientes:

-Código.

-Descripción: nombre de la unidad de producción.

-Agente propietario.

-Porcentaje de la propiedad.

-Tipo de unidad: agente externo, autoproductor, bombeo, cliente cualificado,

comercializador, contrato internacional, distribuidor, generador (si distinción

entre régimen ordinario y régimen especial).



-Estado: definitivo, baja.

Figura I-6 Registro de códigos de OMEL

El resultado de este proceso es una base de datos ajustada a las necesidades del

estudio a desarrollar, y que se ha construido de manera que su uso sea intuitivo. Esta

base de datos, es un archivo en Excel al que se da el nombre de �Centrales a

estudiar�, y será uno de los pilares sobre los que se sustente el proyecto.

Las categorías que presenta dicha base de datos, son:

-Tipo de la central: térmica, nuclear, hidráulica.

-Tecnología-Combustible: hullas y antracitas nacionales, carbón importado,

lignito negro, lignito pardo, fueloleo y gas, fueloleo, gasoleo, ciclo

combinado, nuclear, central hidráulica mayor de 80 megavatios, unidad de

gestión hidráulica.



-Nombre de la central: una central puede estar compuesta de varias unidades

de producción o grupos.

- Nombre de la unidad de producción.

-Código OMEL: es el código con el que los distintos grupos ofertan al

mercado.

-Fecha de puesta en servicio: es necesario conocer este dato porque algunos

grupos entraron en funcionamiento durante el periodo en estudio y no existen

datos sobre sus ventas al mercado hasta esta fecha.

-Estado: definitivo o baja.

-Potencia instalada (MW): capacidad nominal de producción del grupo.

-Potencia neta (MW): capacidad de producción en barras de central. Es la que

de manera efectiva puede ser vendida como máximo, en cada periodo horario.

-Nombre del titular de la unidad de producción.









Figura I-7 Base de datos: �Centrales a estudiar�

I.2.2.2 Datos referentes a los resultados de los distintos segmentos

del mercado.

Los resultados de cada día de mercado se publican a los tres meses de haber tenido

lugar las sesiones correspondientes a los segmentos que lo componen. Los

documentos I90 son sábanas Excel en los que se recogen dichos resultados, y se

pueden encontrar en la página web del Sistema de Información del Operador del

Sistema-Red Eléctrica (esios). Se descargaron de dicha página los documentos

correspondientes al periodo de estudio, desde I90DIA_20051001 hasta

I90DIA_20060930.

De entre toda la información que contienen los citados documentos, se detalla a

continuación la que se ha utilizado en el desarrollo del proyecto:



-Resultado de la Programación Horaria del PVP: aparece en la hoja

I90DIA01 del documento y es la suma de los resultados del mercado diario y

de restricciones.

-Resultado de la Programación Horaria del P48: aparece en la hoja

I90DIA02 y corresponde al valor total de energía vendida por un grupo en el

día correspondiente.

-Resultado de la Resolución de Restricciones en el Mercado Diario: aparece

en la hoja I90DIA03.

-Resultado de la Programación Horaria del Mercado de Secundaria. Valores

horarios de la asignación de Banda de Regulación Secundaria: aparece en la

hoja I90DIA05, y a diferencia de los demás, no es un valor de producción en

MWh, sino un valor de potencia disponible en MW.

-Resultado de la Programación Horaria del Mercado de Gestión de Desvíos.

Valores horarios de la energía asignada en el Mercado de Gestión de

Desvíos: aparece en la hoja I90DIA06.

-Resultado de la Programación Horaria del Mercado de Terciaria. Valores

horarios de la energía asignada en el Mercado de Terciaria: aparece en la

hoja I90DIA07.

-Resultado de la Programación Horaria del Mercado de Tiempo Real.

Valores horarios de los redespachos por Seguridad en Tiempo Real: aparece

en la hoja I90DIA08.



Figura I-8 Resultados de los distintos segmentos del mercado

Aunque en cada hoja IDIA90 aparecen desglosados para cada hora los valores de

energía vendidos por cada grupo, se utilizaran únicamente los totales diarios.

Figura I-9 Resultados de la programación horaria PVP

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -39- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� II. Programa Analizador


II. PROGAMA �ANALIZADOR DE LA PRODUCCIÓN DE GRUPOS GENERADORES�.

II.1 Interfaz con el usuario y funcionamiento del programa.

El programa analizador consta de un código en Visual Basic orientado a Excel y un

archivo Excel formado por tres hojas: Inicio, Resultados y Gráficos, que componen

el interfaz con el usuario.

Se muestra en el flujograma el funcionamiento del programa analizador, que se irá

explicando de manera pormenorizada en las páginas siguientes:

Figura II-1 Flujograma

Datos de entrada: Unidad de oferta. Fecha de inicio. Fecha de fin.

Buscar dato agregado de esa unidad en I90, PVP.

Copiar dato de I90 y pegar dato en hoja Excel.

Cambiar al siguiente segmento del mercado.

Tomar fecha de inicio de periodo de estudio

Pasar al siguiente día del periodo de estudio analizados todos los segmentos.

Repetir el proceso hasta que se alcance fecha fin.

Repetir el proceso hasta analizar todos los segmentos.

Base de datos externa: centrales vs. unidades de oferta.



En la hoja Inicio se imponen los siguientes criterios de búsqueda: fecha de inicio,

fecha de finalización y código asignado por OMEL a cada unidad de producción.

Figura II-2 Hoja �Inicio� del Programa Analizador

En base a estos criterios, el programa se introduce, actuando en bucle, en las hojas de

interés (PDVP, P48, Restricciones, Terciaria, Tiempo real, Secundaria, Gestión de

desvíos) de los documentos I90 correspondientes al periodo requerido, y busca en

ellas el código indicado. En caso de coincidencia, copia los valores de producción, en

MWh, asociados a dicho código, y los pega en la hoja Resultados. Cuando el

contador del programa alcanza la fecha de finalización más 1, devuelve el mensaje

�HECHO� y se detiene.

Para el correcto funcionamiento del mismo, hay que crear una estructura de

directorios adecuada de la base de datos de consulta (ficheros I90 de REE), y definir

correctamente el path (camino) que seguirá para llegar a dicha base de datos.



Consultar en Anexo I el código del programa y en Anexo II (CD) el archivo I90, para

mayor nivel de detalle.

La hoja Resultados, es una tabla Excel en la que se van ordenando los valores de

producción en filas y en columnas. Las columnas se corresponden con el segmento

del mercado del que se copió el dato de producción, y las filas con el día en el que

tuvo lugar esa casación por parte del grupo requerido.

En los mercados de restricciones, terciaria, tiempo real y secundaria, se hace

distinción entre producción a subir y producción a bajar, por lo que en la hoja de

resultados se han introducido columnas que reflejen este hecho.

En los documentos I90 no se recogen los resultados de los mercados intradiarios, por

lo que en lugar de copiar los valores en la columna correspondiente, el total de la

producción casada en las distintas sesiones del mercado intradiario se calcula

restando a la producción total del día (P48), la producción del mercado diario más las

restricciones (PDVP), la casación del mercado de terciaria y de gestión de desvíos, y

las asignaciones de los mercados de tiempo real. No se resta el resultado de la

casación del mercado de secundaria, porque este es un mercado de disponibilidad de

banda de potencia y no de energía producida de hecho. No se desagrega la

producción en cada uno de los intradiarios, ya que del orden de un 80% de la misma

corresponde a la primera sesión.

El programa se ha desarrollado de manera que el periodo a estudiar podría ser

cualquiera que se deseara en función del estudio que se pretendiera realizar, según la



disponibilidad de los datos. Como ya se ha indicado anteriormente, este proyecto se

centra en el periodo que va del 1 de octubre de 2005 al 30 de septiembre de 2006,

razón por la que la tabla Excel se ha preparado expresamente para recoger los valores

correspondientes a dicho periodo, y calcular los totales de cada columna (mercado),

que serán los que luego interesen para llevar a cabo los análisis. Si se quisiera se

podría actuar sobre ella para adaptarla a otros fines.

A modo de resumen cabe decir, que las columnas, que componen la tabla de la hoja

Resultados, muestran los valores asociados a las siguientes categorías:

-PDVP: mercado diario más mercado de restricciones.

-P48: producción total del día.

-Intradiars: suma de la producción casada en los mercados intradiarios.

-Restsub: restricciones a subir.

-Restbaj: restricciones a bajar.

-Tersub: terciaria a subir.

-Terbaj: terciaria a bajar.

-Trealsub: asignación de energía a subir en tiempo real.

-Trealbaj: tiempo real a bajar.

-Secbaj: banda de potencia a bajar, casada en el mercado de secundaria.

-Secsub: disponibilidad de potencia a subir.



-Desv1, Desv2, Desv3, Desv4, Desv5, Desv6: energía casada en una de las

seis sesiones del mercado de desvíos.

Figura II-3 Hoja �Resultados� del Programa Analizador

Como complemento para exponer los datos recogidos en la hoja Resultados, se creó

la hoja Gráficos, en ella, se muestran gráficas de la evolución de la producción

vendida por el grupo con el código indicado, en: �Diario + Restricciones�,

�Restricciones a subir�, �Terciaria a subir�, �Secundaria a subir� y �Tiempo real a

subir�, a lo largo del periodo de estudio.



Figura II-4 Hoja "Gráficos� del Programa Analizador

II.2 Caso ejemplo I: producción de una central.

Para realizar el estudio de cómo distribuye su producción una central, el trabajo con

el programa analizador se realiza del siguiente modo:

Paso 1

Se escoge, por ejemplo, la térmica de Meirama. Se busca la información sobre ella en

la base de datos �Centrales a estudiar� y se obtiene que: esta central está situada en la

provincia de La Coruña y como combustible utiliza lignito pardo, pertenece en un

100 % a Unión Fenosa Generación y comenzó a dar servicio el 1 de enero de 1980.

Está compuesta por un único grupo con una potencia instalada de 563,20 MW, su

potencia neta es 542,32 MW y el código con el que oferta su producción al mercado



es MEI1. Estos datos pueden encontrarse en �Centrales a estudiar� (ver CD, Anexo

II).

Figura II-5 Localización de la central Meirama

Figura II-6 Información sobre la central Meirama



Paso 2

Se introducen los criterios de búsqueda en el Programa Analizador: unidad de oferta,

fecha de inicio y fecha de finalización, y se presiona el botón ACTUALIZAR que

aparece en pantalla.

Figura II-7 Criterios de búsqueda

Paso 3

Vemos lo que ocurre, por ejemplo, el día 10 de octubre de 2005.

El programa empieza a ejecutarse y va copiando en las columnas de la hoja

Resultados, desde el documento I90DIA_20051010, los valores de producción

asociados al código MEI1, casados en los distintos segmentos del mercado. Como el

programa debe utilizarse para analizar otras unidades de producción, la hoja



Resultados y la hoja Gráficos se copian en un archivo Excel, al que se nombra

Meirama-MEI1.

Figura II-8 Resultados de Meirama el 10/10/2005

Se muestra a continuación, de dónde han salido cada uno de los valores, comparando

el dato de REE con el dato indicado en la salida del programa, y demostrando la

consistencia en el correcto funcionamiento del programa.

-PDVP = 7.201,0 MWh. (que coincide con la primera columna de la fila

indicada en azul en la figura II.8)



Figura II-9 Resultado PDVP de Meirama el 10/10/2005

-P48 = 7.488,2MWh.

Figura II-10 Resultado P48 de Meirama el 10/10/2005



-Restsub = 0,0 MWh. -Restbaj = -505,0 MWh.

Figura II-11 Resultado Resolución de Restricciones de Meirama el 10/10/2005

-Tersub = 0,0 MWh. -Terbaj = -144,0 MWh.

Figura II-12 Resultado Terciaria de Meirama el 10/10/2005



-Trealsub = 0,0 MWh. -Trealbaj = -144, 0 MWh.

Figura II-13 Resultado Tiempo real de Meirama el 10/10/2005

-Secbaj = 294, 0 MW ya que es banda de potencia.

Figura II-14 Resultado Secundaria (a bajar) de Meirama el 10/10/2005



-Secsub = 416, 0 MW, ya que es banda de potencia.

Figura II-15 Resultado Secundaria (a subir) de Meirama el 10/10/2005

El resultado total de los mercados intradiarios, lo calcula la hoja Resultados de la

siguiente manera:

-Intradiars= P48 � PDVP � Tersub � Terbaj � Trealsub � Trealbaj � Desv1 �

Desv2 � Desv3 � Desv4 � Desv5 � Desv6 = 575,2 MWh.

Los valores de los mercados de terciaria a bajar y tiempo real a bajar se restan, al

contrario de lo que pudiera parecer, porque si bien, esa producción a bajar se vuelve

a negociar en los intradiarios, al aparecer con signo negativo, en los documentos

I90DIA, es necesario cambiarlo a positivo para obtener el valor correcto. No se

incluye la secundaria, ya que es banda de potencia que se podrá convertir en energía

utilizada o no, por lo que no entra a efectos de balance de energías.



En general, los redespachos de tiempo real incluyen la terciaria (Es un caso particular

de redespacho de tiempo real, se asume un mínimo error).

Paso 4

La hoja Gráficos, genera una serie de gráficas que permite de un vistazo rápido

determinar en que tipo de mercados participa la unidad de oferta analizada. Se

pueden extraer conclusiones inmediatas del tratamiento de los datos.

Para el caso que nos ocupa, la planta de Meirama gestiona toda su producción entre

el mercado diario y el mercado de restricciones. Para los últimos meses del periodo

de estudio (verano de 2006) la central participó muy activamente en restricciones a

subir y también en gestión de tiempo real. Esto se debió a la coyuntura del mercado

durante ese verano, que hizo aumentar las necesidades de energía para cubrir

restricciones por parte del Operador del Sistema. En condiciones normales, Galicia

no puede ser una zona de restricciones técnicas ya que hay exceso de generación, y

las restricciones se dan en zonas con déficit de esta.

Se muestran a continuación los gráficos que soportan este análisis.



Figura II-16 Evolución de Meirama en Diario + Restricciones

Figura II-17 Evolución de Meirama en Restricciones a subir



Figura II-18 Evolución de Meirama en Terciaria a subir

Figura II-19 Evolución de Meirama en Secundaria a subir



Figura II-20 Evolución de Meirama en Tiempo real a subir



Paso 5

Cuando el contador del programa alcanza la fecha final más 1, se detiene y devuelve

el mensaje �HECHO�.

Figura II-21 Fin del análisis de Meirama

Queda demostrado, que se ha diseñado una herramienta que permite obtener con toda

certeza cual es la producción de cada unidad de oferta en cada uno de los segmentos

del mercado, y a través del análisis de resultados, determinar la estrategia de gestión

de energía de la misma. Así mismo, se acredita que el mercado eléctrico español es

transparente en cuanto a la disponibilidad de información pública. Para cualquier

individuo es factible de un modo más o menos sencillo, reproducir que sucedió en

cada segmento del mercado en un día concreto y en una unidad de un agente

determinado, superado el periodo de confidencialidad de tres meses.



II.3 Caracterización del parque de generación español en

régimen ordinario.

Una vez obtenidas las distribuciones de producción de todas las unidades

generadoras en régimen ordinario del sistema eléctrico peninsular, que se

encontraban operativas en el periodo comprendido entre el 1 de octubre de 2005 y el

30 de noviembre de 2006, de la manera indicada en el apartado II.2, se aprovecha la

gran potencia de Excel como herramienta de tratamiento de datos, y se crean

distintas tablas que servirán como base de los análisis a realizar.

Para llevar a cabo estos análisis, se construirán gráficos, a partir de las citadas tablas,

que ilustren lo que se pretende estudiar, y se sacarán conclusiones sobre ellos.

Tanto los archivos que contienen las tablas de distribución de producción de las

centrales, como los que contienen las tablas con los datos ya organizados y tratados,

se adjuntan en un CD-ROM como Anexo II del proyecto.

El primer análisis que se realizará, para ratificar la consistencia y robustez del

software analizador que se ha ingeniado, es el de caracterizar el parque español de

generación de régimen ordinario, mostrando para ello algunos parámetros relevantes

de este, y caracterizando además, el comportamiento de cada una de las tecnologías

del mix de generación español, para lo que se ha ideado el concepto de central tipo

de cada tecnología.



II.3.1 Parámetros relevantes.

Para caracterizar el parque de generación español en régimen ordinario, es necesario

mostrar algunos parámetros enormemente relevantes del mix energético nacional,

como son: las diferentes tecnologías existentes, el número de unidades de producción

operativas de cada tecnología y el porcentaje que representa la potencia instalada de

cada una de ellas sobre el total. Estos datos están tomados del informe de REE sobre

el sector eléctrico español en el año 2006. Se consideran las grandes centrales

hidráulicas, de más de 100 MW de potencia instalada, fuera de las unidades de

gestión hidráulica.

Tipo

de

Central

Tecnología

------------------

Combustible

Número de

grupos

Potencia instalada

(MW)

Fecha del primer grupo

Fecha del último grupo

TÉRMICA Hullas y antracitas

nacionales 22 6.096,62 20/05/1962 01/10/1996

Carbón importado 4 2.000,00 01/01/1984 01/01/1997

Lignito negro 6 1.450,00 01/01/1970 01/01/1990

Lignito pardo 5 1.963,20 01/01/1976 01/01/1980

Fueloleo y Gas 6 2.121,00 01/01/1964 01/01/1980

Fueloleo 9 3.185,83 01/06/1966 01/01/1975

Ciclo Combinado 31 14.515,16 03/06/2002 10/04/2006

NUCLEAR Nuclear 8 7.716,00 02/03/1971 23/05/1988

HIDRÁULICA Centrales hidráulicas 6 1.864,65 01/01/1969 01/01/1985

UGH´s 17 13.555,32

Total 114 54.467,78

Tabla II-1 Parámetros relevantes



Figura II-22 Porcentaje de potencia instalada de cada tecnología

Se observa, revisando la tabla y el gráfico anteriores, la gran importancia de los

ciclos combinados en el mix energético de régimen ordinario. Esta tecnología pese a

ser relativamente reciente en España, dado que la inauguración del primer ciclo

combinado data del 3 de junio de 2002 (grupo 1 de la central de San Roque, situada

el municipio de San Roque, provincia de Cádiz), ha proliferado mucho en los últimos

tiempos, y en pocos años se ha situado a la cabeza del parque de generación en

cuanto a número de grupos operativos y potencia instalada de los mismos, superando

a otras tecnologías históricamente mayoritarias como la nuclear y las térmicas

convencionales (si las desagregamos en sus combustibles). De hecho, en base a los

datos con los que se está realizando este estudio, se aprecia que desde 1998 hasta el

día de hoy, no se han instalado en España, otro tipo de centrales que no sean de ciclo

combinado.

Potencia instalada de cada tecnología en porcentaje

4% 4%

26%

14%

3%

25%

11%

4%3%6%

TÉRMICA - Hullas y antracitas nacionalesTÉRMICA - Carbón importadoTÉRMICA - Lignito negroTÉRMICA - Lignito pardoTÉRMICA - Fueloleo y GasTÉRMICA - FueloleoTÉRMICA - Ciclo CombinadoNUCLEAR - NuclearHIDRÁULICA - Centrales hidráulicas > 80 MWHIDRÁULICA - Unidades de gestión hidráulica



La nuclear es la tercera tecnología por porcentaje de potencia instalada, a pesar de

que la última central de este tipo que entró en funcionamiento fue Trillo I (provincia

de Guadalajara), que lo hizo el 23 de mayo de 1988. El hecho de que esta tecnología

no haya incrementado su participación en el mix energético desde entonces se debe a

la moratoria establecida sobre este tipo de centrales en el Plan Energético Nacional

correspondiente al periodo 1983-1992 a pesar de ser, según las voces de numerosos

expertos en el tema, una manera eficaz de continuar con el crecimiento energético sin

contribuir al cambio climático, ya que no emite gases de efecto invernadero.

II.3.2 Centrales tipo de cada tecnología y estrategias productivas.

Para realizar la caracterización del mix energético de régimen ordinario durante el

periodo en estudio, debe considerarse el concepto de una hipotética central tipo de

cada una de las tecnologías que lo componen.

Para ello se calcula el tamaño que tendría dicha central tipo, es decir, cual sería su

potencia neta en MW, y se observa cual sería su estrategia productiva, fijándose en

los porcentajes de su producción que entregó en cada uno de los segmentos del

mercado.

Se toma como criterio la potencia neta, y no la potencia instalada, dado que el

objetivo es conocer cual es la producción horaria máxima que pueden vender las

centrales al mercado, una vez que han alimentado sus servicios auxiliares y se han

descontado las pérdidas internas de cada grupo.



El tamaño de la central tipo española de cada tecnología, se ha calculado como la

media de las potencias netas de todas las centrales de esa tecnología.

La producción que vendería en cada segmento del mercado cada central tipo, se ha

calculado ponderando el tamaño de las centrales, de la tecnología que sean, con su

producción casada en cada uno de ellos. A partir de estos datos de producción total,

se calcularán los porcentajes correspondientes.

Este mismo estudio puede realizarse desde el punto de vista del grupo tipo, pero se

optó por hacerlo desde el punto de vista de la central tipo, a sabiendas de que algunas

centrales de entre las estudiadas están compuestas por varios grupos. Se hizo así

porque se pretendió tratar las centrales como un todo, con una estrategia productiva

general y no como un agregado de varias estrategias independientes,

correspondiéndose esto, de un modo prácticamente total, a la realidad física del

sistema eléctrico español

Se muestran a continuación los gráficos correspondientes a las centrales tipo de cada

tecnología.

Conviene precisar que se incorpora como un campo más la banda de secundaria

entregada, lo que introduce un leve error, ya que en rigor no es parte de las energías

entregadas por la central, pero si es útil considerarla así, para caracterizar el peso

relativo de cada uno de los segmentos en los que opera la central tipo de cada

tecnología (es interesante de cara al análisis).



Figura II-23 Central tipo de hullas y antracitas nacionales

Figura II-24 Central tipo de carbón importado

Central tipo de carbón importado(672,77 MW)

1,180,260,49

7,83

69,86

0,03 3,88

0,76

0,67

7,64

0,84

0,68

1,38

1,50

1,80

1,21

DiarioIntradiarsRestsubirRestbajTersubTerbajTrealsubTrealbajSecbajSecsubDesv1Desv2Desv3Desv4Desv5Desv6

Central tipo de hullasy antracitas nacionales

(486,46 MW)

6,21

2,131,76

0,85

69,02

2,04 0,960,56

2,64

6,96

0,59

0,82

1,26

1,40

1,641,15




Figura II-25 Central tipo de lignito negro

Figura II-26 Central tipo de lignito pardo

Central tipo de lignito negro(352,69 MW)

0,781,49

1,27

1,08

0,75

0,59

6,49

3,24

0,79

0,790,53

67,83

1,10

2,02

3,65

7,59 DiarioIntradiarsRestsubirRestbajTersubTerbajTrealsubTrealbajSecbajSecsubDesv1Desv2Desv3Desv4Desv5Desv6

Central tipo de lignito pardo(972,76 MW)

0,580,99

0,86

0,690,26

0,36

3,99

0,39

0,68

2,231,53

77,99

3,22

3,17

2,27

0,78




Figura II-27 Central tipo de fueloleo y gas

Figura II-28 Central tipo de fueloleo

Central tipo de fueloleo(603,02 MW) 5,22

0,20

38,05

13,67

0,954,29

1,25 16,76

4,24

1,43

8,14

0,00

0,00

1,78

0,77

3,28


Central tipo de fueloleo y gas(508,00 MW)

16,71

1,36

3,09

3,31

1,63

12,231,416,73

0,30

29,73

1,04

1,06

17,26

0,53

0,09

3,52




Figura II-29 Central tipo de ciclo combinado

Figura II-30 Central tipo de energía nuclear

Central tipo de energía nuclear(1242,60 MW)

96,850,74

0,03

0,07

0,040,15

0,16

0,18

0,14

0,02

0,060,82

0,200,000,00

0,54


Central tipo de ciclo combinado(776,96 MW)

1,56

1,541,27

1,51

65,36

6,36 1,590,85

2,00

9,85

0,61

0,95

1,69

1,80

2,051,01




Figura II-31 Central hidráulica tipo

Central hidráulica tipo(311,87 MW)

1,653,27

4,50

6,6432,81

1,93

4,38

1,14

11,41

15,92 0,67

1,16

2,65

5,28

4,60

2,00


UGH tipo(791,92 MW)

1,73

3,41

3,49

2,10

0,59

0,5012,15

3,00

0,29

2,65

0,05

41,41

2,75

16,549,06

0,28DiarioIntradiarsRestsubirRestbajTersubTerbajTrealsubTrealbajSecbajSecsubDesv1Desv2Desv3Desv4Desv5Desv6



Figura II-32 Unidad de gestión hidráulica tipo

Los gráficos anteriores muestran el desglose, en porcentaje, de la producción de las

centrales tipo de las distintas tecnologías, en función de lo que han aportado a cada

segmento del mercado. Se puede deducir de su observación, una serie de

conclusiones que van en línea con los conceptos teóricos de operación en un mercado

eléctrico competitivo.

En principio, la estrategia seguida por la nuclear, el carbón importado, las hullas y

antracitas nacionales, el lignito negro y el lignito pardo, tipos, es la de trabajar en la

base de la curva de demanda, ya que venden la mayoría de su producción en el

mercado diario y no tienen prácticamente capacidad de regulación. Estas tecnologías

trabajan en base debido a su escasa flexibilidad, entendiendo por flexibilidad la

capacidad de arrancar, parar y variar la consigna de producción, con la rapidez y

fiabilidad necesarias para hacer frente a los ajustes realizados por el Operador del

Sistema en los planes de producción, ya sean estos debidos a restricciones técnicas

del sistema, o a eventualidades a las que hay que responder en tiempo real, como

fallos en grupos generadores, que producen la pérdida parcial o total del grupo,

desconexión de núcleos de demanda, faltas en las líneas de transporte, etc.

La instalación de una central de una tecnología que trabaje en base requiere una gran

inversión inicial, aunque pueden sacar su producción al mercado a un precio menor

que otras, debido a que los combustibles que utilizan son más baratos. Para poder

recuperar la inversión realizada deben pasar funcionando el máximo número de horas



que les sea posible, y por tanto, son las que más energía meten en el sistema a lo

largo del año, aunque lo hagan en los mercados de menor precio.

El ciclo combinado tipo está justo en el límite entre las tecnologías que trabajan en

base y las que trabajan en punta. Si se afina un poco, se puede afirmar que se decanta

más hacia cubrir la base, ya que vende la mayoría de su producción en el mercado

diario, pero si demuestra mucha mas capacidad de regulación que la nuclear y que

muchas de las tecnologías de carbón. Uno de los siguientes segmentos del mercado

en los que más participa esta tecnología, es el mercado de restricciones a subir.

Se observa también, que el fueloleo-gas, el fueloleo, la central hidráulica y la unidad

de gestión hidráulica, tipos, como era de esperar, son los encargados de realizar la

regulación demanda-consumo, dada su gran flexibilidad, cubriendo con su

producción las puntas de demanda, que son las que, fundamentalmente, se negocian

en los mercados de ajustes de banda de secundaria, regulación terciaria y

redespachos en tiempo real.

La diferencia más reseñable entre los fueles y las hidráulicas, radica en que los

primeros, en proporción, participan más en el mercado de restricciones a subir,

mientras que las segundas casan gran parte de su producción en los mercados de

servicios complementarios (secundaria, terciaria y gestión de desvíos). Esto es muy

razonable, ya que es la hidráulica la primera tecnología que cubre las puntas de

demanda en tiempo real en el sistema.



Las centrales que trabajan en punta, no requieren una inversión inicial demasiado

alta, y como hemos visto, utilizan combustibles como el petróleo o el agua, los

cuales, por circunstancias coyunturales, pueden alcanzar precios bastante elevados.

Por esta razón, estas tecnologías generan durante muy pocas horas al año, en

comparación con las centrales que trabajan en base, y participan principalmente en

los mercados de ajustes, ya que en estos, por lo general, se consiguen precios más

altos para el MWh. De alguna manera, se trata de esperar a los momentos en los que

la energía está mejor pagada.

Esto es especialmente interesante para una tecnología como la hidráulica, en la que el

combustible es �gratuito�, y que obtiene beneficios muy significativos (los mayores

posibles, teniendo en cuenta que los embalses están superamortizados dada su

antigüedad).

Es importante destacar, que trabajen en el mercado en que trabajen (quitando el de

restricciones que es el único mercado no marginalista), base o punta, son las

centrales con el precio o el valor de combustible más alto las que marcan el precio de

mercado.

Todos los resultados descritos verifican lo esperado a nivel teórico, que se describe

en la literatura de referencia, y se muestra de manera gráfica, en la monótona de

carga del sistema eléctrico español, publicada por Red Eléctrica de España en su

informe provisional de 2006.



Si se habla en términos económicos medios anuales, trasciende la lógica de que a

medida que una tecnología deja de operar en base, participa más activamente en los

diversos segmentos del mercado. Dicho de otra manera, a menos horas de

funcionamiento, mas flexibilidad a la hora de gestionar la producción.

Utilizando la información pública sobre el sistema eléctrico, se demuestran los

principios de operación para cada uno de los combustibles. Por otra parte, se

confirma la eficacia del programa creado, para analizar resultados agregados de

tecnologías en conjunto.

Figura II-33 Curva monótona de carga

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -71- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� III. Aplicación


III. APLICACIÓN: REVISIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE ALGUNOS MERCADOS DE AJUSTES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL.

Este apartado de análisis se centrará en los mercados de restricciones a subir,

terciaria a subir, terciaria a bajar, secundaria a subir y secundaria a bajar. Se ha

decidido estudiar estos mercados, porque es interesante analizar la manera en que se

realiza el ajuste demanda-generación, partiendo del conocimiento de que es con la

energía que se negocia en estos con la que se desarrolla mayoritariamente este

proceso. Esto es un caso de aplicación sobre los resultados del programa analizador

diseñado en el capítulo anterior.

Para los segmentos del mercado objeto de estudio, se buscará conocer cuál es la

aportación de las distintas tecnologías, y cuál la relevancia de los grupos que forman

el parque de cada una. Se indicará, además, cuáles son los diez grupos más

representativos en cada mercado, sin distinción por tecnología, y a qué empresa

pertenecen. En algún caso (restricciones a subir), se estudiará la cuota de

participación de cada compañía.

En esta ocasión se ha optado por hacer el estudio en base a los grupos, y no a las

centrales, ya que en algunas centrales de las que tienen varios grupos, se da el caso

de que cada uno de ellos pertenece a una compañía eléctrica diferente. Si se desean

obtener conclusiones a nivel de planta, basta con agregar la energía producida por

cada unidad de oferta.



Existe un complejo tratamiento de datos en Excel por detrás de estos gráficos,

consistente en la agrupación de datos de cada unidad de oferta por segmentos y por

tecnologías.

III.1 Aportación de cada tecnología a cada mercado

estudiado.

Como aportación de una tecnología a un mercado, se ha considerado la suma de lo

que casan todas las centrales de esa tecnología en dicho mercado. A partir de esto, se

han calculado los porcentajes en relación a la casación total en ese mercado.

Se ha observado anteriormente, que una de las características más importantes que

tienen las tecnologías que habitualmente participan en los mercados de ajustes, es la

elevada flexibilidad. La estrategia productiva seguida por un grupo está, como se ha

visto, muy ligada a ella. A nivel de unidades de oferta se ha de observar este mismo

comportamiento (las tecnologías de base deben aparecer muy poco en estos

mercados, y las de punta deben ocupar los primeros puestos)

A pesar de que la estrategia seguida es un factor muy relevante, en la aportación de

las distintas tecnologías a los mercados, no es el único. No pueden olvidarse los

datos de potencia instalada. Podría darse el caso de que las tecnologías con más

potencia instalada, (aunque a priori, por su estrategia se hubiera determinado lo

contrario), ocuparan los primeros lugares, por volumen de energía vendida, en los

mercados estudiados.



Se presentan los resultados de cada uno de los segmentos y una serie de conclusiones

tras cada análisis.

III.1.1 Mercado de �Restricciones a subir�.

Figura III-1 Aportación de cada tecnología en �Restricciones a subir�

Las centrales que más aportan en este mercado son las de ciclo combinado, seguidas

de las de hullas y antracitas nacionales, con las de fueloleo en tercer lugar.

Se ha estudiado, en el análisis de las centrales tipo de cada tecnología, que el ciclo

combinado tipo vende casi toda su producción en el mercado diario, aunque se

queda con una pequeña capacidad productiva en reserva para colocarla en el mercado

de �restricciones a subir�. Se puede afirmar, que al tener el parque de ciclo

combinado mucha más potencia instalada que el resto de tecnologías, la contribución

Aportación de cada tecnología en:"Restricciones a subir"

0,00%

0,06%0,26%

0,72%

0,67%16,08%

5,98% 17,09%

53,13%

6,01%

UGHNUCLEARLIGNITO PARDOLIGNITO NEGROHULLAS Y ANTRACITAS NACIONALESFUELOLEO Y GASFUELOLEOCICLO COMBINADOCENTRAL HIDRÁULICA >80 MWCARBÓN IMPORTADO



de todas las centrales de este tipo, consigue que su aportación a este mercado sea la

más elevada de entre todas las de las tecnologías en estudio.

Este mismo argumento, de la gran cantidad de potencia instalada de la tecnología, se

puede utilizar para explicar el comportamiento de las centrales de hullas y antracitas

nacionales, que son la cuarta tecnología en esta clasificación.

Las centrales de fueloleo si que tienen una participación acorde a lo que su estrategia

proponía, ya que a pesar de no tener una potencia instalada comparable a la de las

dos tecnologías anteriores, se había visto que la central tipo de fueloleo casaba la

mayor parte de su producción en este mercado.

Que las centrales de fueloleo se utilicen para corregir el plan viable de producción,

cuando este se ve afectado por restricciones a subir en el sistema, se debe a lo

sencillo que es arrancarlos y ponerlos a funcionar, con el fin de aumentar la

producción de forma localizada, durante un tiempo limitado, pudiendo las empresas,

además, conseguir un precio de venta mucho más alto que el del mercado diario.

Por tanto, tres cuartas partes de la producción del mercado de restricciones se deben

a los ciclos combinados y a centrales de fueloleo o de fueloleo y gas. Hay que

recordar que este mercado está fuertemente condicionado por criterios de

localización geográfica en el sistema eléctrico. Por tanto, las zonas donde hay más

restricciones técnicas están copadas por plantas de estas dos tecnologías. Este

análisis se completará con el de los grupos que mas peso tienen en este mercado.



Como criterio inversor de cara a obtener beneficios en este mercado, la tecnología

óptima es la de ciclo combinado (es el criterio que han utilizado las compañías para

su ubicación estos últimos años).

III.1.2 Mercados de �Terciaria a subir� y �Terciaria a bajar�.

Figura III-2 Aportación de cada tecnología en �Terciaria a subir�

Aportación de cada tecnología en:"Terciaria a subir"

0,61%

4,15%

20,00%

13,27%

3,02%

5,29%

3,68%

13,91%

33,74%

2,34%




Figura III-3 Aportación de cada tecnología en �Terciaria a bajar�

Son mercados en los que para participar en condiciones ventajosas, hace falta una

muy buena capacidad de respuesta en un periodo corto de tiempo, ya que la energía

casada en estos mercados, se utiliza para realizar ajustes en los planes de producción,

casi en tiempo real. El mercado de �terciaria a subir� consiste en aportar energía en

el sistema y el de �terciaria a bajar� en retirarla.

La primera plaza en ambos mercados la ocupan los ciclos combinados, y los

carbones nacionales siguen también en una buena posición. El motivo de esto, es que

estas centrales, en un momento dado, pueden variar su consigna de producción y al

igual que en el caso anterior, como son las dos tecnologías de las que existe una

mayor potencia instalada, aportar mucha energía a estos mercados.

Aportación de cada tecnología en:"Terciaria a bajar"

0,74%

10,11%

4,08%

3,66%

7,43%

3,05%

1,85%

16,92%

44,89%

7,27%




Se observa claramente la importancia que han adquirido las unidades de gestión

hidráulica y las grandes hidráulicas, en el mercado de �terciaria a subir�, ya que son

estas, debido a la gran rapidez con que se pueden poner a producir, las primeras que

se aplican a la tarea de aportar más energía al sistema cuando la demanda sube, de

manera normal, o tras alguna eventualidad.

No aportan tanto, por al contrario, al mercado de �terciaria a bajar�, lo que es

totalmente lógico, ya que son plantas que en principio se ponen a producir si es

necesario, pero no bajan su producción ya que, en general, no están acopladas al

sistema (al contrario que los ciclos combinados o los carbones). Las tecnologías que

si aportan bastante a la �terciaria a bajar� son, predominantemente, los ciclos y

luego los diversos fósiles de lignito negro, lignito pardo y carbón importado, que

compensan los excesos de energía disponible, disminuyendo su producción.



III.1.3 Mercados de �Secundaria a subir� y �Secundaria a

bajar�.

Figura III-4 Aportación de cada tecnología en �Secundaria a subir�

Figura III-5 Aportación de cada tecnología en �Secundaria a bajar�

Aportación de cada tecnología en:"Secundaria a subir"

8,24%

18,56%

13,19%

0,16%0,00%

5,88%

3,07%

48,83%

2,07%

0,00%


Aportación de cada tecnología en:"Secundaria a bajar"

0,00%

1,80%

43,34%

2,79%

4,54%

0,00%0,03%

19,38%

19,89%

8,23%




Las unidades de gestión hidráulica son las que más aporten al mercado de servicios

complementarios de regulación secundaria, tanto a subir como a bajar (también

conocidos como mercados de banda de potencia disponible). Esto se debe a que el

agua embalsada resulta muy útil como medio de reserva de energía en tiempo real.

La limitación que presenta este recurso es la estacionalidad, puesto que los recursos

hídricos disponibles no son siempre los mismos, y pueden variar bastante tanto entre

el mismo periodo de dos años distintos, como dentro del mismo año. La manera de

poder turbinar en diversas ocasiones este agua, es el bombeo, aunque este a su vez,

presenta el problema de que son necesarias unas características topográficas muy

especiales para situar las presas.

Los ciclos combinados son también relevantes en estos mercados, pero en segundo

lugar. Ello demuestra que es una tecnología con muy buena flexibilidad de

regulación una vez que están acoplados. No tienen mucho peso debido a que para

casar banda de secundaria tienes que dejar energía sin cuadrar en el mercado diario o

en restricciones, lo que puede generar pérdidas.

Las centrales de hullas y antracitas nacionales aparecen en una muy buena posición,

y como cabía esperar, tecnologías como la nuclear y los fueles no aportan nada a esta

reserva de potencia que es el mercado de regulación secundaria. La nuclear está

siempre generando en base a su máxima capacidad, por lo que no se reserva nada de

energía. En el caso de los fueles, las opciones rentables, son tenerlos funcionando a

la máxima retribución posible (es decir en terciaria) o tenerlos desacoplados, por lo



que no queda casi margen en ninguna de estas tecnologías para ser fuente de reserva

secundaria (por motivos bien distintos)

III.2 Clasificación de las centrales más relevantes de cada

tecnología, por su contribución a los mercados de

ajustes estudiados.

Se presentan a continuación, unos gráficos que reflejan qué centrales de cada

tecnología son las que más participan, por su porcentaje de aportación, en cada uno

de los mercados de ajustes en estudio.

Se pretende establecer, a modo ilustrativo, una clasificación que refleje la

importancia de las centrales dentro de su tecnología, en el proceso de producción de

energía en cada uno de los segmentos. Se observará también, hasta que punto influye

en la posición ocupada su capacidad real de producción, es decir, su potencia neta.

Este segundo análisis completa al primero, creando un conjunto de datos que puede

ser utilizado de dos modos:

• Por un nuevo entrante que se sitúe con una determinada tecnología en el

mercado español. Se puede establecer un benchmarking, en cuanto a lo que

hace cada una de las unidades de generación de la competencia dentro de

cada uno de los mercados de ajustes estudiados. De esta manera se puede

trazar un plan piloto de producción, deduciendo la estrategia por comparación

inmediata y similitudes tecnológicas con el resto de unidades de oferta

(potencia instalada, tipos de combustible utilizados, etc.). Por esa misma



comparativa, se puede determinar que segmentos son de interés para ese

nuevo entrante y cuales deben ser descartados según el funcionamiento de

cada mercado. Hay que destacar que esta comparativa es más directa y real,

en tanto en cuanto el mix de generación de ese hipotético nuevo entrante sea

lo menos variado posible, ya que la estrategia sería directa (a mayor numero

de tecnologías de generación, más sinergias entre las unidades de oferta y

más variables a tener en cuenta además del benchmarking con la

competencia).

• Por un organismo regulador (o una empresa de generación que no este

satisfecha con los resultados obtenidos de las casaciones), el cual puede

detectar comportamientos anómalos de las unidades de generación, o fallos

de mercado dentro de cada una de las tecnologías. Por ejemplo, durante el

periodo de estudio se observa que hay una planta nuclear que tiene

producción en restricciones a subir, circunstancia que se sale de toda lógica

de mercado, puesto que plantas de esta tecnología nunca deberían participar

en el proceso de solución de restricciones, ya que sus costes variables son

casi cero y se les retribuye, por parte de su energía, precios superiores a los

del mercado diario. Esto se debe a la coyuntura creada en el mercado

eléctrico español durante el verano de 2006, lo que demuestra que el mercado

de solución de restricciones a subir es frágil en la práctica, en el sentido de

que acciones concretas emprendidas por una empresa productora pueden

arrastrar a las demás, y afectar enormemente a lo que ocurre en él. Además de



esto, la influencia de la localización geográfica de cada grupo es muy

significativa en este mercado. Por su parte, los mercados de secundaria y

terciaria están muy dominados por tecnologías y unidades muy concretas, lo

que tampoco favorece la aparición de mayor competencia en esos segmentos.


Figura III-6 Hullas y antracitas nacionales en �Restricciones a subir�

Hullas y antracitas nacionales en: "Restricciones a subir"

13,55

6,17 5,90 5,69 5,104,43 4,33

3,32

1,56 1,09 1,06 0,80 0,75 0,53 0,32 0,08 0,04 0,04

21,16

7,167,98

8,94

PNN3 PLL1 GUA2 SRI2 ROB1 NRC2 PAS1 ROB2 LAD4 NRC3 LAD3 GUA1 CCO2 COM4 COM5 CCO3 ALL1 NRC1 ELC1 SRI1 ABO2 ABO1

299,76MW

206,18MW

342,43MW

236,22MW

263,96MW

154,34MW

214,57MW

355,1MW

347,7MW

347,47MW

147,62MW

143,42MW

138,34MW

341,18MW

340,65MW

323,31MW

346,84MW

51,45MW

296,44MW

62,87MW

535,87MW

341,79MW



Figura III-7 Carbón importado en �Restricciones a subir�

Figura III-8 Lignito negro en �Restricciones a subir�

Carbón importado en: "Restricciones a subir"

64,23%

16,98% 16,45%

2,34%

LIT2 BRR1 LIT1 SRI3

562,08 MW 552,46 MW 557,51 MW 346,25 MW

Lignito negro en: "Restricciones a subir"

1,05%2,05%2,07%

22,49%

26,74%

45,60%

TER1 TER2 TER3 CRC1 ECH1 ECT1

352,24 MW 352,12 MW 351,41 MW 146 MW 144 MW 65 MW



Figura III-9 Lignito pardo en �Restricciones a subir�

Figura III-10 Fueloleo y gas en �Restricciones a subir�

Lignito pardo en: "Restricciones a subir"

0,42%0,48%0,67%3,78%

94,65%

MEI1 PGR4 PGR3 PGR2 PGR1

542,32 MW 350,88 MW 350,26 MW 351,06 MW 350,99 MW

Fueloleo y gas en: "Restricciones a subir"

2,17%

8,94%

13,98%16,91%

19,74%

38,26%

FOI1 ALG2 ADR3 ADR1 ALG1 COL2

509 MW 522 MW 325 MW 325 MW 209 MW 142 MW



Figura III-11 Fueloleo en �Restricciones a subir�

Fueloleo en: "Restricciones a subir"

0,17%

5,17%5,50%6,85%

10,42%12,10%

15,08%

17,64%

27,08%

CTN2 ACE1 SBO2 ACE2 STC2 ESC4 ESC5 STC1 SBO1

532,44 MW 301 MW 329,95 MW 301,88 MW 528,2 MW 267,83 MW 269,45 MW 368,82 MW 115,53 MW

Ciclos combinados en: "Restricciones a subir"

3,823,31 3,29 3,10 2,98 2,90 2,81

1,81 1,79 1,48 1,29 1,19 1,05 0,96 0,69 0,44 0,32 0,28 0,06 0,00 0,00

11,96

8,57

7,317,077,29

5,73 5,70 5,38

3,953,46

CTN

3

BAH

IAB

PALO

S1

PALO

S2

PALO

S3

ARC

OS3

CTJ

ON

1

ACE4

ACE3

AMBI

ETA

CTN

U

CTJ

ON

2

ARC

OS2

ARC

OS1

TAR

RAG

STC

4

BES3

CO

L4

SRO

Q2

CAM

GI1

0

BES4

SRO

Q1

TAPO

WER

ARR

U1

ARR

U2

CAM

GI2

0

CTG

N1

CTG

N3

CTG

N2

ESC

CC

1

ESC

CC

2

763,86 785,25 386,79 389,19 377,34 792,00 386,65 365,93 353,08 786,42 731,00 378,95 373,24 389,29 385,85 376,33 411,99 390,94 401,82 392,68 376,61 389,86 416,99 385,52 390,06 387,98 418,22 412,77 417,83 383,39 387,37



Figura III-12 Ciclos combinados en �Restricciones a subir�

Figura III-13 Nuclear en �Restricciones a subir�

Centrales hidráulicas > 80 MW en: "Restricciones a subir"

0,00%0,00%0,00%

7,33%

42,06%

50,62%

TJEG MUEL AGUG IPG MLTG UFBG

358 MW 634 MW 361,14 MW 82,8 MW 220,29 MW 215 MW

Nuclear en: "Restricciones a subir"

0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%

100,00%

COF1 ALZ1 ALZ2 ASC1 ASC2 GAR1 TRL1 VAN2

1063,94 MW 944,43 MW 955,7 MW 995,8 MW 991,7 MW 455,29 MW 1003,41 MW 1045,31 MW



Figura III-14 Centrales hidráulicas en �Restricciones a subir�

Figura III-15 Unidades de Gestión Hidráulica en �Restricciones a subir�

III.2.2 Mercado de �Terciaria a subir�.

Hullas y antracitas nacionales en: "Terciaria a subir"

10,79

8,05 7,887,19

6,62 6,52 6,346,02 5,76

5,04 4,89 4,87

3,69 3,38 3,36 3,13 2,82

1,591,09 0,78

0,19 0,00

GUA2 COM5 PNN3 LAD4 COM4 PAS1 ABO1 ABO2 ROB1 CCO3 ALL1 PLL1 GUA1 SRI2 NRC3 ROB2 LAD3 NRC2 CCO2 ELC1 NRC1 SRI1

342,43MW

340,65MW

299,76MW

347,7MW

341,18MW

214,57MW

341,79MW

535,87MW

263,96MW

323,31MW

346,84MW

206,18MW

143,42MW

236,22MW

347,47MW

355,1MW

147,62MW

154,34MW

138,34MW

296,44MW

51,45MW

62,87MW

UGHs en: "Restricciones a subir"

0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,06%0,08%

54,73%

18,67%

12,53%

7,70%

2,05% 1,50% 1,48% 1,06% 0,15%

HCHI UFMI DUER UFTA SIL TAJO UFGC EBRFEN SBEU VIES TEES EBRA EBRERZ GDLQ GDNA JUCA TERE

352,26MW

838,73MW

3429,79MW

356,709MW

1336MW

2186,65MW

374,233MW

1936,88MW

625,53MW

221,6MW

120,96MW

82,7 MW 419,726MW

657 MW 106,06MW

268,54MW

149,22MW



Figura III-16 Hullas y antracitas nacionales en �Terciaria a subir�

Figura III-17 Carbón importado en �Terciaria a subir�

Lignito negro en: "Terciaria a subir"

0,10%

6,54%

17,43%

23,02%

25,81%27,10%

TER2 TER1 TER3 ECH1 CRC1 ECT1

352,12 MW 352,24 MW 351,41 MW 144 MW 146 MW 65 MW

Carbón importado en: "Terciaria a subir"

21,37%23,03%

24,79%

30,82%

LIT2 BRR1 LIT1 SRI3

562,08 MW 552,46 MW 557,51 MW 346,25 MW



Figura III-18 Lignito negro en �Terciaria a subir�

Figura III-19 Lignito pardo en �Terciaria a subir�

Fueloleo y gas en: "Terciaria a subir"

0,73%2,79%3,76%

9,68%13,83%

69,22%

FOI1 ADR3 ALG2 ALG1 ADR1 COL2

509 MW 325 MW 522 MW 209 MW 325 MW 142 MW

Lignito pardo en: "Terciaria a subir"

6,84%8,64%

10,96%

21,98%

51,58%


542,32 MW 350,88 MW 351,06 MW 350,99 MW 350,26 MW



Figura III-20 Fueloleo y gas en �Terciaria a subir�

Figura III-21 Fueloleo en �Terciaria a subir�

Fueloleo en: "Terciaria a subir"

0,31%2,56%2,90%

6,07%

9,98%10,70%

15,11%

21,40%

30,97%

CTN2 ACE1 STC2 ACE2 SBO2 STC1 ESC4 ESC5 SBO1


Ciclos combinados en: "Terciaria a subir"

10,98

9,91

4,48 4,31 4,22 3,92 3,86 3,86 3,61 3,58 3,58 3,493,00 2,97 2,90 2,81

2,43 2,381,95

1,62 1,57 1,340,90 0,69

0,30 0,00 0,00 0,00

5,055,125,19

CTN

3

BAH

IAB

ARC

OS3

CAM

GI1

0

CAM

GI2

0

BES3

STC

4

ACE3

CTJ

ON

2

ARC

OS2

BES4

PALO

S3

SRO

Q2

ARC

OS1

PALO

S1

CTJ

ON

1

ARR

U2

PALO

S2

ARR

U1

TAR

RAG

SRO

Q1

ACE4

CTG

N3

CTG

N1

CTG

N2

AMBI

ETA

CTN

U

TAPO

WER

CO

L4

ESC

CC

1

ESC

CC

2

763,86 785,25 792,00 392,68 387,98 411,99 376,33 353,08 378,95 373,24 376,61 377,34 401,82 389,29 386,79 386,65 390,06 389,19 385,52 385,85 389,86 365,93 412,77 418,22 417,83 786,42 731,00 416,99 390,94 383,39 387,37



Figura III-22 Ciclos combinados en �Terciaria a subir�

Figura III-23 Nuclear en �Terciaria a subir�

Nuclear en: "Terciaria a subir"

0,96%3,13%4,64%5,21%

7,60%9,55%

17,44%

51,46%

COF1 ASC1 VAN2 ASC2 TRL1 ALZ1 ALZ2 GAR1


Centrales hidráulicas > 80 MW en: "Terciaria a subir"

4,37%

10,54%12,06%

21,22%23,11%

28,71%

MUEL TJEG MLTG UFBG AGUG IPG

634 MW 358 MW 220,29 MW 215 MW 361,14 MW 82,8 MW



Figura III-24 Centrales hidráulicas en �Terciaria a subir�

Figura III-25 Unidades de Gestión Hidráulica en �Terciaria a subir�

III.2.3 Mercado de �Terciaria a bajar�.

Hullas y antracitas nacionales en: "Terciaria a bajar"

10,7810,31

9,408,94

7,356,98

5,68 5,39 5,224,54 4,44

3,35 3,14 2,98 2,782,30 1,97 1,78 1,72

0,89

0,05 0,01

COM5 CCO3 COM4 ABO2 GUA2 PNN3 LAD4 ABO1 PAS1 PLL1 ROB1 ROB2 ALL1 NRC3 GUA1 SRI2 LAD3 CCO2 NRC2 ELC1 NRC1 SRI1

340,65MW

323,31MW

341,18MW

535,87MW

342,43MW

299,76MW

347,7MW

341,79MW

214,57MW

206,18MW

263,96MW

355,1MW

346,84MW

347,47MW

143,42MW

236,22MW

147,62MW

138,34MW

154,34MW

296,44MW

51,45MW

62,87MW

UGHs en: "Terciaria a subir"

0,13%0,54%0,71%0,98%1,48%1,88%1,95%2,40%2,64%2,72%4,96%5,05%

5,88%

11,47%11,78%12,14%

33,28%

DUER TAJO SIL UFMI SBEU HCHI EBRFEN TEES VIES UFGC EBRERZ GDNA UFTA TERE JUCA GDLQ EBRA

3429,79MW

2186,65MW

1336MW

838,73MW

625,53MW

352,26MW

1936,88MW

120,96MW

221,6MW

374,233MW

419,726MW

106,06MW

356,709MW

149,22MW

268,54MW

657 MW 82,7 MW



Figura III-26 Hullas y antracitas nacionales en �Terciaria a bajar�

Figura III-27 Carbón importado en �Terciaria a bajar�

Carbón importado en: "Terciaria a bajar"

11,64%

24,77%

31,64%31,95%

LIT1 BRR1 LIT2 SRI3

557,51 MW 552,46 MW 562,08 MW 346,25 MW

Lignito negro en: "Terciaria a bajar"

0,00%

11,67%

14,80%

23,18%24,98%25,37%


352,12 MW 351,41 MW 352,24 MW 146 MW 144 MW 65 MW



Figura III-28 Lignito negro en �Terciaria a bajar�

Figura III-29 Lignito pardo en �Terciaria a bajar�

Lignito pardo en: "Terciaria a bajar"

12,14%

20,95%21,19%22,36%

23,35%

PGR2 PGR1 PGR3 PGR4 MEI1

351,06 MW 350,99 MW 350,26 MW 350,88 MW 542,32 MW

Fueloleo y gas en: "Terciaria a bajar"

1,11%2,00%

8,30%9,59%10,95%

68,06%

FOI1 ADR3 ALG2 ALG1 COL2 ADR1

509 MW 325 MW 522 MW 209 MW 142 MW 325 MW



Figura III-30 Fueloleo y gas en �Terciaria a bajar�

Figura III-31 Fueloleo en �Terciaria a bajar�

Fueloleo en: "Terciaria a bajar"

0,57%

2,90%

5,18%

7,56%8,18%

11,71%13,54%

24,56%25,80%

CTN2 ACE1 STC1 SBO2 STC2 ESC4 ACE2 ESC5 SBO1


Ciclos combinados en: "Terciaria a bajar"

8,11

6,696,21 6,20 6,14

5,87 5,63

5,00 4,76 4,764,52

4,26 4,053,76

2,89 2,87 2,84 2,83 2,832,35

2,05 2,01

1,330,83

0,61 0,39 0,20 0,01 0,00 0,00 0,00

CTN

3

BES4

CAM

GI2

0

SRO

Q1

BES3

CAM

GI1

0

SRO

Q2

PALO

S1

PALO

S3

TAR

RAG

AR

RU

1

AR

RU

2

STC

4

PALO

S2

CTJ

ON

2

ACE3

ARC

OS1

CTJ

ON

1

ARC

OS2

CTG

N1

CTG

N2

CTG

N3

BAH

IAB

ACE4

ARC

OS3

TAPO

WER

AM

BIE

TA

CT

NU

CO

L4

ESC

CC

1

ESC

CC

2

763,86 376,61 387,98 389,86 411,99 392,68 401,82 386,79 377,34 385,85 385,52 390,06 376,33 389,19 378,95 353,08 389,29 386,65 373,24 418,22 417,83 412,77 785,25 365,93 792,00 416,99 786,42 731,00 390,94 383,39 387,37



Figura III-32 Ciclos combinados en �Terciaria a bajar�

Figura III-33 Nuclear en �Terciaria a bajar�

Nuclear en: "Terciaria a bajar"

0,00%0,15%1,17%1,88%

6,15%

10,96%

30,05%

49,63%

ASC2 COF1 ASC1 VAN2 TRL1 ALZ2 ALZ1 GAR1


Centrales hidráulicas > 80 MW en: "Terciaria a bajar"

0,88%

8,98%10,46%

16,79%18,36%

44,53%

UFBG MUEL AGUG MLTG TJEG IPG

215 MW 634 MW 361,14 MW 220,29 MW 358 MW 82,8 MW



Figura III-34 Centrales hidráulicas en �Terciaria a bajar�

Figura III-35 Unidades de Gestión Hidráulica en �Terciaria a bajar�

III.2.4 Mercado de �Secundaria a subir�.

Hullas y antracitas nacionales en: "Secundaria a subir"

18,28

15,69

13,4012,32 11,75

8,898,20

4,47 4,26

2,27

0,22 0,20 0,06 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ROB2 NRC3 COM5 ALL1 COM4 CCO3 ABO1 ROB1 ABO2 NRC2 PAS1 GUA2 LAD4 CCO2 ELC1 GUA1 LAD3 NRC1 PLL1 PNN3 SRI1 SRI2

355,1MW

347,47MW

340,65MW

346,84MW

341,18MW

323,31MW

341,79MW

263,96MW

535,87MW

154,34MW

214,57MW

342,43MW

347,7MW

138,34MW

296,44MW

143,42MW

147,62MW

51,45MW

206,18MW

299,76MW

62,87MW

236,22MW

UGHs en: "Terciaria a bajar"

0,05%0,08%0,18%0,32%0,49%0,58%0,59%0,66%0,69%0,87%2,71%

6,01%6,34%7,28%7,33%

23,66%

42,14%

DUER SIL VIES TAJO UFMI HCHI EBRFEN SBEU UFTA EBRERZ TEES UFGC EBRA JUCA GDLQ TERE GDNA

3429,79MW

1336MW

221,6MW

2186,65MW

838,73MW

352,26MW

1936,88MW

625,53MW

356,709MW

419,726MW

120,96MW

374,233MW

82,7 MW 268,54MW

657 MW 149,22MW

106,06MW



Figura III-36 Hullas y antracitas nacionales en �Secundaria a subir�

Figura III-37 Carbón importado en �Secundaria a subir�

Carbón importado en: "Secundaria a subir"

0,00%

17,83%

27,25%

54,92%

SRI3 LIT2 BRR1 LIT1

346,25 MW 562,08 MW 552,46 MW 557,51 MW

Lignito negro en: "Secundaria a subir"

0,00%0,00%0,00%

32,83%33,52%33,65%


352,24 MW 351,41 MW 352,12 MW 146 MW 144 MW 65 MW



Figura III-38 Lignito negro en �Secundaria a subir�

Figura III-39 Lignito pardo en �Secundaria a subir�

Lignito pardo en: "Secundaria a subir"

13,54%

17,78%

20,93%

23,54%24,21%


542,32 MW 351,06 MW 350,99 MW 350,88 MW 350,26 MW

Fueloleo y gas en: "Secundaria a subir"

0,00%0,00%0,00%0,00%

8,56%

91,44%


509 MW 522 MW 325 MW 325 MW 209 MW 142 MW



Figura III-40 Fueloleo y gas en �Secundaria a subir�

Figura III-41 Fueloleo en �Secundaria a subir�

Fueloleo en: "Secundaria a subir"

0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%

ACE1 ACE2 CTN2 ESC4 ESC5 SBO1 SBO2 STC1 STC2

301 MW 301,88 MW 532,44 MW 267,83 MW 269,45 MW 115,53 MW 329,95 MW 368,82 MW 528,2 MW

Ciclos combinados en: "Secundaria a subir"

26,27

11,509,85

8,187,05

5,784,76 4,68 4,28 3,91

0,69 0,54 0,49 0,17 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

11,84

CTJ

ON

1

BES3

PALO

S1

TAR

RAG

PALO

S3

PALO

S2

SRO

Q2

SRO

Q1

BES4

ARR

U1

ARR

U2

CTJ

ON

2

ARC

OS1

ARC

OS2

ACE3

ACE4

AMBI

ETA

ARC

OS3

BAH

IAB

CAM

GI1

0

CAM

GI2

0

CO

L4

CTG

N1

CTG

N2

CTG

N3

CTN

3

CTN

U

ESC

CC

1

ESC

CC

2

STC

4

TAPO

WER

386,65 411,99 386,79 385,85 377,34 389,19 401,82 389,86 376,61 385,52 390,06 378,95 389,29 373,24 353,08 365,93 786,42 792,00 785,25 392,68 387,98 390,94 418,22 417,83 412,77 763,86 731,00 383,39 387,37 376,33 416,99



Figura III-42 Ciclos combinados en �Secundaria a subir�

Figura III-43 Nuclear en �Secundaria a subir�

Nuclear en: "Secundaria a subir"

0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%

ALZ1 ALZ2 ASC1 ASC2 COF1 GAR1 TRL1 VAN2


Centrales hidráulicas > 80 MW en: "Secundaria a subir"

0,00%0,01%0,81%6,05%7,62%

85,53%

AGUG TJEG IPG MUEL UFBG MLTG

361,14 MW 358 MW 82,8 MW 634 MW 215 MW 220,29 MW



Figura III-44 Centrales hidráulicas en �Secundaria a subir�

Figura III-45 Unidades de Gestión Hidráulica en �Secundaria a subir�

III.2.5 Mercado de �Secundaria a bajar�.

Hullas y antracitas nacionales en: "Secundaria a bajar"

16,60

13,9913,21

11,62

8,34

6,16 5,89 5,875,03

4,38 4,103,07

1,74

0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

ROB2 NRC3 PAS1 GUA2 ALL1 LAD4 ABO1 CCO3 COM4 COM5 ROB1 ABO2 NRC2 CCO2 ELC1 GUA1 LAD3 NRC1 PLL1 PNN3 SRI1 SRI2

355,1MW

347,47MW

214,57MW

342,43MW

346,84MW

347,7MW

341,79MW

323,31MW

341,18MW

340,65MW

263,96MW

535,87MW

154,34MW

138,34MW

296,44MW

143,42MW

147,62MW

51,45MW

206,18MW

299,76MW

62,87MW

236,22MW

UGHs en: "Secundaria a subir"

0,00%0,00%0,01%0,13%0,16%0,29%0,60%0,88%1,39%1,60%3,34%4,39%5,91%9,15%

11,18%12,52%

48,45%

DUER UFMI SIL EBRFEN HCHI TAJO UFGC EBRERZ VIES TEES TERE SBEU GDNA UFTA JUCA EBRA GDLQ

3429,79MW

838,73MW

1336MW

1936,88MW

352,26MW

2186,65MW

374,233MW

419,726MW

221,6MW

120,96MW

149,22MW

625,53MW

106,06MW

356,709MW

268,54MW

82,7 MW 657 MW



Figura III-46 Hullas y antracitas nacionales en �Secundaria a bajar�

Figura III-47 Carbón importado en �Secundaria a bajar�

Carbón importado en: "Secundaria a bajar"

0,00%

15,84%17,64%

66,52%

SRI3 LIT2 BRR1 LIT1

346,25 MW 562,08 MW 552,46 MW 557,51 MW

Lignito negro en: "Secundaria a bajar"

0,00%0,00%0,00%

32,22%32,45%

35,34%


351,41 MW 352,12 MW 352,24 MW 146 MW 144 MW 65 MW



Figura III-48 Lignito negro en �Secundaria a bajar�

Figura III-49 Lignito pardo en �Secundaria a bajar�

Lignito pardo en: "Secundaria a bajar"

14,10%15,02%

23,02%23,29%24,56%


542,32 MW 351,06 MW 350,99 MW 350,26 MW 350,88 MW

Fueloleo y gas en: "Secundaria a bajar"

0,00%0,00%0,00%0,00%

42,60%

57,40%


509 MW 522 MW 325 MW 325 MW 209 MW 142 MW



Figura III-50 Fueloleo y gas en �Secundaria a bajar�

Figura III-51 Fueloleo en �Secundaria a bajar�

Fueloleo en: "Secundaria a bajar"

0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%

ACE1 ACE2 CTN2 ESC4 ESC5 SBO1 SBO2 STC1 STC2

301 MW 301,88 MW 532,44 MW 267,83 MW 269,45 MW 115,53 MW 329,95 MW 368,82 MW 528,2 MW

Ciclos combinados en: "Secundaria a bajar"

24,97

10,67

7,59 7,276,44 5,80 5,60 5,57 5,38 5,22

3,98 3,87 3,872,54

1,230,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

CTJ

ON

1

PALO

S1

PALO

S3

BES3

PALO

S2

TAR

RAG

SRO

Q2

CTJ

ON

2

ARR

U1

SRO

Q1

ARC

OS1

BES4

ARC

OS2

ARR

U2

ACE3

ACE4

AMBI

ETA

ARC

OS3

BAH

IAB

CAM

GI1

0

CAM

GI2

0

CO

L4

CTG

N1

CTG

N2

CTG

N3

CTN

3

CTN

U

ESC

CC

1

ESC

CC

2

STC

4

TAPO

WER

386,65 386,79 377,34 411,99 389,19 385,85 401,82 378,95 385,52 389,86 389,29 376,61 373,24 390,06 353,08 365,93 786,42 792,00 785,25 392,68 387,98 390,94 418,22 417,83 412,77 763,86 731,00 383,39 387,37 376,33 416,99



Figura III-52 Ciclos combinados en �Secundaria a bajar�

Figura III-53 Nuclear en �Secundaria a bajar�

Nuclear en: "Secundaria a bajar"

0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%0,00%

ALZ1 ALZ2 ASC1 ASC2 COF1 GAR1 TRL1 VAN2


Centrales hidráulicas > 80 MW en: "Secundaria a bajar"

0,00%0,00%0,44%0,66%

9,30%

89,60%

AGUG MUEL TJEG IPG MLTG UFBG

361,14 MW 634 MW 358 MW 82,8 MW 220,29 MW 215 MW



Figura III-54 Centrales hidráulicas en �Secundaria a bajar�

Figura III-55 Unidades de Gestión Hidráulica en �Secundaria a bajar�

III.3 Determinación de los diez grupos más representativos

en cada uno de los mercados estudiados.

En este apartado se realiza un estudio de los mercados de ajustes, para determinar

cuales son los grupos que en términos absolutos, es decir, sin distinguir entre

tecnologías, más participan en cada uno de ellos.

Es un análisis complementario a los desarrollados en III.1 y III.2. En esta ocasión, la

información más valiosa sería para un organismo regulador o para una empresa que

quiera saber que plantas son las �líderes� en cada uno de los segmentos,

independientemente de la tecnología. Se puede decir que este apartado no es tan

UGHs en: "Secundaria a bajar"

0,00%0,00%0,00%0,17%0,89%1,21%1,50%1,53%1,65%2,38%3,41%3,66%

6,68%

9,98%

14,31%17,13%

35,50%

DUER EBRFEN SIL UFMI HCHI EBRERZ UFGC TEES SBEU TERE VIES TAJO GDNA UFTA JUCA EBRA GDLQ

3429,79MW

1936,88MW

1336MW

838,73MW

352,26MW

419,726MW

374,233MW

120,96MW

625,53MW

149,22MW

221,6MW

2186,65MW

106,06MW

356,709MW

268,54MW

82,7 MW 657 MW



valioso en cuanto a la comparativa, a la hora de tratar un grupo de generación de una

tecnología determinada, pero si a la hora de analizar un mercado en su conjunto.

Otro de los objetivos fundamentales del análisis desarrollado en este epígrafe, es

observar la importancia que tienen las distintas compañías eléctricas, dueñas de los

grupos, en los citados mercados.

Se toma como ejemplo completo el mercado de restricciones a subir, en el que

aparece una cuota de mercado mucho mayor para una de las empresas, lo que podría

constituir un nuevo fallo de mercado, al primar el papel de una de las empresas sobre

las otras (aunque esto es menos evidente).


Figura III-56 Diez grupos más representativos en �Restricciones a subir�

"10 grupos más representativos en: Restricciones a subir"

2,82%

3,35%3,48%3,59%3,60%4,03%4,21%

5,27%

5,89%

7,38%

COF1 CTN3 MEI1 BAHIAB CTN2 PALOS1 PALOS2 PALOS3 PNN3 ARCOS3

COFRENTES CASTELLÓN MEIRAMA BAHÍA VIZCAYA CASTELLÓN PALOS DE LA FRONTERA PALOS DE LA FRONTERA PALOS DE LA FRONTERA PUENTENUEVO ARCOS DE LA FRONTERA

1063,94 MW 763,86 MW 542,32 MW 785,25 MW 532,44 MW 386,79 MW 389,19 MW 377,34 MW 299,76 MW 792 MW

NUCLEAR CICLO COMBINADO LIGNITO PARDO CICLO COMBINADO FUELOLEO CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO HULLAS Y ANTRACITASNACIONALES

CICLO COMBINADO

IBERDROLA GENERACIÓN,S.A.


UNIÓN FENOSAGENERACIÓN, S.A.

BAHÍA DE BIZKAIAELECTRICIDAD, S.L.





ENEL VIESGO GENERACIÓN,S.L.


100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00



En conjunto, los diez grupos más representativos del mercado de �restricciones a

subir� tuvieron cierto peso en él, ya que le aportaron un total de 3898.47 GWh,

cantidad que supuso el 43.62% de la energía casada en dicho mercado durante el

periodo de estudio.

La cuota de participación de cada grupo en este mercado está ciertamente repartida.

El análisis está dominado por el único grupo de la central nuclear de Cofrentes, que

con 1063,94 MW netos, aporta 659321.79 MWh, un 7.38% de la energía casada en

este mercado. Esto resulta bastante chocante a la vista de los análisis desarrollados

anteriormente, en los que se había comentado que no formaba parte de la estrategia

de las centrales nucleares participar en los mercados de ajustes. Seguramente,

Iberdrola Generación, que es la propietaria de esta central, optó por llevar a cabo la

estrategia de colocar parte de la producción de esta central en �restricciones a subir�

en lugar de hacerlo en el �mercado diario�, que es lo que se hubiera esperado que

hiciera, para aumentar sus beneficios, ya que, como también se ha dicho

previamente, el precio del MWh en el mercado de �restricciones a subir� es mayor

que en el �mercado diario�. Esto es un fallo claro de mercado, ya que va contra la

lógica técnica y económica, que una planta nuclear entre en el mercado de

restricciones y demuestra que el mercado es fácilmente intervenible, si la cantidad de

energía que queda abierta a las restricciones es muy grande. Un caso más o menos

similar es el de la central de Meirama de Unión Fenosa en Galicia, que es una zona

con exceso de generación (demostrado según los estudios de planificación orientativa



de generación y transporte de REE), en la que no es de esperar que aparezcan

restricciones a subir.

En cuanto a tecnologías, la preponderante son los ciclos combinados con siete grupos

entre los diez primeros, los cuales aportan el 23.59% de la energía casada por los

diez grupos más representativos en �restricciones a subir�. Al haber demostrado ser

la tecnología que más producción aportaba a este mercado, este resultado no se sale

de lo lógico.

Si se hace el análisis por empresas, son Iberdrola Generación y Unión Fenosa

Generación las más representadas en esta clasificación, con cuatro grupos cada una,

los cuales contribuyen con el 20.12% y el 15.94% respectivamente. Sorprende ver

que Endesa Generación no aparece representada en este primer 43,62% de energía

que entra por restricciones durante el periodo de estudio, en la que si lo hacen otras

empresas cómo Enel Viesgo Generación o Bahía de Bizkaia Electricidad, cuyo

tamaño es mucho menor pero que presentan un grupo cada una. Estos grupos

aportan: un 3.35% Puentenuevo y un 4.21% Zierbena. De hecho, Bahía de Bizkaia

Electricidad sólo es propietaria del grupo de ciclo combinado Zierbena.

Con el fin de dar una visión más general sobre el peso que tienen, en el mercado de

�restricciones a subir�, las distintas empresas del panorama eléctrico español, se

presenta a continuación un gráfico que muestra la aportación de cada una de ellas a

este mercado, en este caso sobre el total de grupos y no sobre el primer 43,62% de la

energía.



Aportación de cada empresa en:"Restricciones a subir"

4,21%

0,94%

1,88%

24,82%

1,70%

1,52%

10,55%

7,16%6,78%

0,05%

40,39%


NUEVA GENERADORA DELSUR, S.A.


HIDROELÉCTRICA DELCANTÁBRICO, S.A.

GAS NATURAL SDG, S.A

ENEL VIESGO GENERACIÓN,S.L

ENDESA GENERACIÓN S.A.

ELCOGAS S.A.

CASTELNOU ENERGÍA

BIZKAIA ENERGÍA, S.L.


Figura III-57 Aportación de cada empresa a �Restricciones a subir�

Se comprueba de la revisión de este gráfico, que son Iberdrola Generación y Unión

Fenosa Generación, las que dominan este mercado, con participaciones del 40,39% y

del 24,82% respectivamente, y que Endesa Generación, a pesar de no tener ningún

grupo entre los diez primeros, es la tercera con más peso en él, con una aportación

del 10.55%.



III.3.2 Mercado de �Terciaria a subir�.

Figura III-58 Diez grupos más representativos en �Terciaria a subir�

Los diez grupos con mejor comportamiento en el mercado de �terciaria a subir�

casaron en él, entre el 1 de octubre de 2005 y el 30 de septiembre de 2006, 1092,495

GWh, es decir, un 33.02% del total casado en este mercado durante ese periodo. Se

comprueba, que la relevancia de estos diez grupos, no fue tanta como la de los diez

principales grupos del mercado de �restricciones a subir� (menor cuota).

Los mercados de regulación terciaria están muy próximos a la gestión en tiempo real.

Se había visto, que la tecnología que más energía aportaba a este mercado eran los

ciclos combinados, pero esto es porque existen muchos grupos de este tipo. Cuando

analizamos individualizadamente los grupos que más contribuyen a este mercado,

descubrimos que, si bien hay dos ciclos combinados en las posiciones tercera y

cuarta de la lista, son las hidráulicas las que dominan, cosa que era de esperar dada

"10 grupos más representativos en: Terciaria a subir"

2,29%2,36%2,43%2,55%2,82%

3,07%3,34%

3,70%3,81%

6,65%

DUER MUEL CTN3 BAHIAB TJEG MLTG FOI1 TAJO SIL UFMI

UGH. DUERO GENERACION LA MUELA CASTELLÓN BAHÍA V IZCAYA TAJO DE LA ENCANTADA MORALETS FOIX UGH. TAJO GENERACION UGH. SIL GENERACION UGH. UF-MIÑO

3429,79 MW 634 MW 763,86 MW 785,25 MW 358 MW 220,29 MW 509 MW 2186,65 MW 1336 MW 838,73 MW

UGH CENTRAL HIDRÁULICA >80MW

CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO CENTRAL HIDRÁULICA >80MW

CENTRAL HIDRÁULICA >80MW

FUELOLEO Y GAS UGH UGH UGH





ENDESA GENERACIÓN S.A. ENDESA GENERACIÓN S.A. ENDESA GENERACIÓN S.A. IBERDROLA GENERACIÓN,S.A.


UNIÓN FENOSAGENERACIÓN, S.A .

100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 98,53 100,00 100,00



su rápida capacidad de respuesta para entregar más producción de un modo

instantáneo. Las unidades de gestión hidráulica y las centrales hidráulicas mayores

de ochenta megavatios, situadas entre las diez primeras del mercado de �terciaria a

subir�, le aportan 775 GWh, lo que supone un 23.42% del total casado.

La primera posición la ocupa la unidad de gestión hidráulica Duero Generación, que

con 3429,79 MW de potencia neta, aporta al mercado de �terciaria a subir� 220133,4

MWh, es decir, un 6.65% del total.

En lo que a empresas se refiere, en este primer 33%, Iberdrola vuelve a encontrarse

en el primer lugar con cuatro grupos de los que es absoluta propietaria y otro del que

posee el 98.53%. La producción casada por estos grupos en el mercado de �terciaria

a subir� supone un 18.95% del total negociado en él. En esta ocasión, Endesa si que

tiene una participación destacable, con tres grupos entre los diez primeros, que

aportan el 8.43%. El ciclo combinado de Bahía de Bizkaia Electricidad se encuentra

de nuevo en una destacada cuarta plaza (3.34%), y la lista la completa, en el décimo

puesto, la unidad de gestión hidráulica UF-Miño, perteneciente a Unión Fenosa

(2.29%).

Por tanto, se demuestra que los grupos hidráulicos realizan este servicio de

regulación terciaria en mucha mayor medida que los ciclos combinados o plantas de

otras tecnologías, y que las empresas con más potencia hidráulica instalada tienen

una posición de ventaja competitiva en los mercados de energía terciaria a subir.



III.3.3 Mercado de �Terciaria a bajar�.

Figura III-59 Diez grupos más representativos en �Terciaria a bajar�

Se observa que de los diez grupos que más participaron en este mercado, los cuales

en circunstancias muy próximas al tiempo real sacaron del sistema 401.032 GWh, lo

que supuso el 29,06% del total en el periodo en estudio, siete fueron ciclos

combinados, con una aportación del 20.13%, y los otros tres fueron grupos de carbón

importado, que aportaron el 8.93% restante. El hecho de que esta lista la encabecen

los ciclos combinados era algo de esperar, ya que, como se había comentado

anteriormente, esta tecnología fue, en conjunto, la que más aportó a este mercado.

Las hidráulicas son muy útiles para regular en el caso anterior de la terciaria a subir,

ya que cuasi instantáneamente se ponen a producir, pero no pueden regular en

terciaria a bajar si no están acopladas a la red (situación que es la habitual). Por ello,

"10 grupos más representativos en: Terciaria a bajar"

2,50%2,53%2,63%

2,76%2,78%2,79%

3,00%3,20%3,23%

3,64%

CTN3 LIT1 BRR1 BES4 CAMGI20 SROQ1 BES3 CAMGI10 SROQ2 LIT2

CASTELLÓN LITORAL DE ALMERÍA LOS BARRIOS BESOS CAMPO DE GIBRALTAR SAN ROQUE BESOS CAMPO DE GIBRALTAR SAN ROQUE LITORAL DE ALMERÍA

763,86 MW 557,51 MW 552,46 MW 376,61 MW 387,98 MW 389,86 MW 411,99 MW 392,68 MW 401,82 MW 562,08 MW

CICLO COMBINADO CARBÓN IMPORTADO CARBÓN IMPORTADO CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO CICLO COMBINADO CARBÓN IMPORTADO


ENDESA GENERACIÓN S.A. ENDESA GENERACIÓN S.A. GAS NATURAL SDG, S.A NUEVA GENERADORA DELSUR, S.A.

GAS NATURAL SDG, S.A ENDESA GENERACIÓN S.A. NUEVA GENERADORA DELSUR, S.A.

ENDESA GENERACIÓN S.A. ENDESA GENERACIÓN S.A.

100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00



la terciaria a bajar viene dada por grupos térmicos que tengan muy buena capacidad

de regulación, como se demuestra

El grupo que más energía entregó en el mercado de �terciaria a bajar� fue el ciclo

combinado Castellón, con código CTN3 y 763.86 MW netos, que casó en él 50223.3

MWh a bajar, valor que significó un 3.64% del total.

El ciclo combinado Castellón pertenece a Iberdrola Generación, que aunque presenta

este grupo en la primera posición, no es ni mucho menos la empresa más relevante

en esta clasificación. Otras empresas como Nueva Generadora del Sur o Gas Natural

presentan dos centrales cada una, y sacaron del sistema durante el periodo en

estudio, el 5.42% y el 5.78% respectivamente. La compañía eléctrica que esta vez

encabeza la lista, es Endesa Generación con el 14.21%.

Estar a la cabeza de este mercado no es lo deseable, desde el punto de vista

económico, en el caso de que el precio casado a bajar esté por encima del precio

marginal del mercado diario, ya que hay que retirar energía del sistema para ajustar

la oferta a la demanda, y por tanto pagar (precios mayores que aquellos por los que

se vendió en el diario). Si por el contrario, los precios del mercado diario están por

encima del pago, el negocio es redondo para las centrales, puesto que se les paga por

una energía que no producen, con unos costes de combustible que no existen (es un

extra para la planta).



III.3.4 Mercado de �Secundaria a subir�.

Figura III-60 Diez grupos más representativos en �Secundaria a subir�

Los diez grupos que encabezan esta lista fueron muy relevantes en este mercado, ya

que aportaron a la reserva a subir, durante el periodo en estudio, 3513.39 GW, es

decir, un 56.84% del total aportado por todos los grupos que componen el parque

peninsular de generación en régimen ordinario.

Se había comentado con anterioridad que la tecnología dominante en este mercado

era la de las unidades de gestión hidráulica. Esto se hace patente aquí, ya que esta

tecnología colocó seis grupos entre los diez primeros, los cuales aportaron a la

reserva de potencia a subir 2765 GW, es decir, el 44.73% de la potencia casada en

este mercado. Relacionada con las unidades de gestión hidráulica, debido a que, al

igual que estas, también utiliza agua para mover sus turbinas, se encuentra la central

"10 grupos más representativos en: Secundaria a subir"

2,14%2,20%2,41%2,62%2,88%

4,47%4,87%5,46%

6,11%

23,66%

DUER UFMI SIL CTJON1 EBRFEN HCHI AGUG ROB2 BES3 TAJO

UGH. DUERO GENERACION UGH. UF-MIÑO UGH. SIL GENERACION CASTEJÓN UGH EBRO FECSA ENHERGARONA

UGH. HIDROCANT.HIDRAULICA

AGUAYO LA ROBLA BESOS UGH. TAJO GENERACION

3429,79 MW 838,73 MW 1336 MW 386,65 MW 1936,88 MW 352,26 MW 361,14 MW 355,1 MW 411,99 MW 2186,65 MW

UGH UGH UGH CICLO COMBINADO UGH UGH CENTRAL HIDRÁULICA >80MW

HULLAS Y ANTRACITASNACIONALES

CICLO COMBINADO UGH




ELÉCTRICA DE LA RIBERADEL EBRO, S.A.

ENDESA GENERACIÓN S.A . HIDROELÉCTRICA DELCANTÁBRICO, S.A.

ENEL VIESGO GENERACIÓN,S.L. SOCIEDAD

UNIÓN FENOSAGENERACIÓN, S.A .

ENDESA GENERACIÓN S.A . IBERDROLA GENERACIÓN,S.A.

100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 84,60 100,00 100,00 100,00 98,53



hidráulica de Aguayo, que con 361.14 MW netos, aportó a este mercado 162161

MW, que representan un 2.62% del total.

Sobresale muy por encima de todos los demás grupos, con una casación de 1462665

MW (23.66% del total), la unidad de gestión hidráulica Duero Generación, cosa que

no es de extrañar, dado que es la unidad de gestión hidráulica con mayor capacidad

de producción, con 3429.79 MW de potencia neta.

En cuanto a compañías eléctricas, Iberdrola Generación aparece muy destacada sobre

todas las demás con dos grupos y el 98.53% de otro entre los diez primeros, entre

ellos la unidad de gestión hidráulica Duero Generación, los cuales contribuyeron con

el 31.26% de la reserva de potencia a subir. Las siguientes empresas con una mayor

aportación a este análisis son Unión Fenosa Generación y Endesa Generación, que,

con dos grupos cada una, aportaron el 8.52% y el 6.66% respectivamente. En los

últimos puestos de esta clasificación se encuentran los grupos pertenecientes a

Eléctrica de la Ribera del Ebro, Hidroeléctrica del Cantábrico, a la cual pertenece el

84.6% de la unidad de gestión hidráulica Hidrocantábrico, y Enel Viesgo

Generación, con unas aportaciones de 4.87%, 2.88% y 2.62%.

De nuevo, el motivo de esta posición dominante de grupos hidráulicos, se debe a que

de una manera casi instantánea pueden dar la energía correspondiente a la banda de

potencia programada, ya que tienen gran parte de su energía disponible, dado que

nunca programan toda su producción en mercados anteriores (diario, intradiario y

restricciones). Se demuestra también que no es atractivo participar en estos mercados

si no hay un buen mix hidráulico detrás.



III.3.5 Mercado de �Secundaria a bajar�.

Figura III-61 Diez grupos más representativos en �Secundaria a bajar�

La reserva de potencia a bajar que aportaron al sistema los diez grupos más

representativos de este mercado fue de 2317.22 GW, lo que representó el 52.18% del

total del mercado, cifra que indica el gran peso que tuvieron en él estas diez unidades

de generación.

En este mercado, el grupo que encabeza la lista vuelve a ser la unidad de gestión

hidráulica Duero Generación, aunque en esta ocasión su relevancia es menor que en

secundaria a subir, ya que la banda de potencia a bajar que proporcionó en este caso,

es sólo de 683168 MW, es decir, un 15.38% del total.

En cuanto a tecnologías, vuelven a ser las unidades de gestión hidráulica con cinco

grupos, las más representadas entre los diez primeros. La reserva de potencia a bajar

que proporcionaron fue de 1609 GW (36.23% del mercado), muy por encima de los

"10 grupos más representativos en: Secundaria a bajar"

2,50%2,56%2,71%2,89%3,22%

4,33%4,97%

6,20%

7,43%

15,38%

DUER EBRFEN SIL CTJON1 UFMI ROB2 HCHI NRC3 PAS1 AGUG

UGH. DUEROGENERACION

UGH EBRO FECSA ENHERGARONA

UGH. SIL GENERACION CASTEJÓN UGH. UF-MIÑO LA ROBLA UGH. HIDROCANT.HIDRAULICA

NARCEA PASAJES DE SAN JUAN AGUAYO

3429,79 MW 1936,88 MW 1336 MW 386,65 MW 838,73 MW 355,1 MW 352,26 MW 347,47 MW 214,57 MW 361,14 MW

UGH UGH UGH CICLO COMBINADO UGH HULLAS Y ANTRACITASNACIONALES

UGH HULLAS Y ANTRACITASNACIONALES

HULLAS Y ANTRACITASNACIONALES

CENTRAL HIDRÁULICA>80 MW

IBERDROLAGENERACIÓN, S.A.

ENDESA GENERACIÓNS.A.


ELÉCTRICA DE LARIBERA DEL EBRO, S.A.



HIDROELÉCTRICA DELCANTÁBRICO, S.A.



ENEL VIESGOGENERACIÓN, S.L.

100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 100,00 84,60 100,00 100,00 100,00



376.87 GW (8.48%) que proporcionaron las hullas y antracitas nacionales, que con

tres grupos, es la siguiente tecnología por orden de relevancia.

En lo que a las compañías eléctricas se refiere, de nuevo Iberdrola Generación, con

una contribución al mercado, por parte de los tres grupos que tiene situados entre los

diez primeros, del 24.14%, sobrepasa a sus competidores más directos. Por este

orden, las siguientes empresas más relevantes, por la aportación de sus grupos

situados entre los diez mejores, en el mercado de �secundaria a bajar�, fueron:

Endesa Generación, con un único grupo que aportó el 7.42%, Unión Fenosa

Generación, cuyos tres grupos aportaron el 5.9%, Eléctrica de la Ribera del Ebro, con

un ciclo combinado que aportó el 4.97%, Hidroeléctrica del Cantábrico, con un

grupo que aportó el 2.9%, y Enel Viesgo Generación, con un grupo que aportó el

2.49%.

En general, da la sensación de que a la hora de resolver problemas de falta de

generación se respeta la entrada de secundaria a subir en primer lugar y luego la de

terciaria subir, aunque esto se demuestra que no es así a la hora de resolver excesos

de generación, ya que hay programada más secundaria a bajar de hidráulica que de

térmica a pesar de que son estos grupos los que resuelven los mercados de terciaria a

bajar. Se detecta por esto, un funcionamiento poco razonable del mercado de

secundaria a bajar, o de los principios de operación que desarrolla el Operador del

Sistema para la regulación secundaria. Otra posibilidad, es que las empresas asuman

el desvío al no entregar banda de secundaria y lo cubran bajando directamente

terciaria.

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -120- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� IV. Conclusiones


IV. CONCLUSIONES.

Los propios capítulos II y III incluyen conclusiones en si mismos, y recogen

comentarios de análisis en este sentido, en tanto en cuanto se alcanzan los dos

objetivos básicos del proyecto:

• Por un lado demostrar que se puede analizar el mercado eléctrico

español a nivel de cada unidad de oferta en un periodo de tiempo

determinado, con toda la información pública disponible y publicada

por el Operador del Mercado y el Operador del Sistema (Capítulo II).

• Y por otro lado, sistematizar y agrupar los datos obtenidos para estudiar

aspectos determinados de que plantas producen que energía en cada

uno de los segmentos, detectando ciertas anomalías respecto a los

resultados teóricos esperados y a los principios de buena regulación de

cada uno de los mercados (Capítulo III).

En las páginas siguientes se pretende ordenar y sintetizar la información extraída de

los análisis realizados, siendo necesario buscar en los mencionados epígrafes

anteriores para un mayor nivel de detalle. Se recogen, muy sucintamente, los

resultados de los distintos estudios desarrollados, y algunos puntos de vista

personales consecuencia de ellos.



IV.1 Objetivos demostrados.

IV.1.1 Prácticos.

Se ha ingeniado desde el principio hasta el final una herramienta informática que

permite analizar como estructura su producción cualquier agente generador del

mercado eléctrico español, dentro de los distintos segmentos por los que está

constituido. A través de este proyecto se puede determinar con toda precisión la

estrategia que sigue cada empresa con cada una de sus unidades de producción. Se

demuestra con esto, que tanto OMEL como REE son absolutamente transparentes en

la información que publican sobre el sector (a partir de los tres meses establecidos

como confidenciales).

Para comprobar la consistencia del software desarrollado, se ha caracterizado la

estructura de generación de cada tecnología dentro del mix energético español,

obteniéndose los resultados teóricos esperados, los cuales se sintetizan de manera

gráfica en la curva monótona de carga, que se exponen a continuación:

• Las tecnologías que trabajan en base son: la nuclear y las térmicas de carbón,

y las que trabajan en punta: los fueles y las hidráulicas. Justo entre ambos

extremos se encuentran los ciclos combinados, que son los grupos que más

han proliferado en España en los últimos años. Trabajar en base significa

estar generando el máximo número de horas posible, mientras que trabajar en

punta consiste en subir o bajar la producción para llevar a cabo el ajuste de la

oferta con la demanda en tiempo real. Es fundamental que el mix energético



de un país esté lo suficientemente equilibrado, entre centrales de base y

centrales de punta, para poder llevar a cabo el proceso de regulación de

manera fiable.

• Otra característica que debe tener el mix energético de un país, es la variedad.

Con un mix energético variado se puede conseguir no depender de ningún

combustible en particular, evitando así graves problemas económicos en caso

de una subida del precio de dicho combustible. En concreto, España siempre

ha sido muy dependiente del exterior en lo que a fuentes energéticas se

refiere, principalmente por su situación geográfica y porque es un país seco y

con déficit de recursos primarios, motivos por los que está obligada a

importar la mayoría de los combustibles utilizados por el parque de

generación en régimen ordinario. Se ha comprobado, que en los últimos años

la proliferación de ciclos combinados ha sido grande debido a las mejoras

introducidas en los medios de transporte y distribución del gas natural

(licuefacción y gaseoductos), que han convertido a esta tecnología, además de

por sus elevados rendimientos y flexibilidad, en muy competitiva. Lo ideal

para nuestro país, sería apostar de cara a un futuro cercano, además de por

estos, por tecnologías que utilicen combustibles en los que no fuera

dependiente del exterior, como las renovables (línea que se está siguiendo),

además de fomentar medidas de eficacia de conversión y ahorro energético.

• Como se ha comentado anteriormente, todas las tecnologías que componen el

mix energético español tienen su función específica, y dependiendo de cual



sea esta venden su producción en uno u otro mercado. Las centrales que

trabajan en base venden la mayor parte de su producción en el mercado

diario, mientras que las que trabajan en punta lo hacen principalmente en los

mercados de servicios complementarios (reserva secundaria y reserva

terciaria), en los de gestión de desvíos, o en los de tiempo real. Los ciclos

combinados, que como se había comentado son la tecnología que se sitúa

entre la base y la punta, venden la mayor parte de su producción en el

mercado diario, aunque también tienen un gran peso en los mercados de

restricciones y servicios complementarios.

Como caso de aplicación, se han estudiado los pesos que cada una de las tecnologías

tienen en ciertos mercados de ajustes (restricciones, banda de secundaria y energía

terciaria). Se han obtenido los perfiles de generación en cada mercado, en dos niveles

de detalle diferentes, por un lado los combustibles origen y por otro el aporte que

hace cada una de las unidades de oferta, que agrupadas dan los datos a nivel de grupo

empresarial. Las conclusiones referentes a los mercados analizados son las

siguientes:

• El mercado de restricciones se utiliza para corregir los planes de producción

que no son viables desde el punto de vista técnico, y en él se pueden

encontrar tanto grupos de base, que intentan colocar en él lo que no han

podido colocar en el mercado diario, como grupos de punta que arrancan

específicamente para desarrollar el nuevo plan viable de producción

establecido por el Operador del Sistema, además de los anteriormente citados



ciclos combinados. Para el mercado de restricciones se observan fenómenos

anómalos: una planta nuclear entregando la mayor cantidad de energía y una

misma empresa ocupando más del 40% de la producción (cuotas desiguales),

lo que permite afirmar que el mercado se muestra frágil y poco competitivo.

• Los mercados de servicios complementarios de regulación terciaria y

regulación secundaria, se encuadran, al igual que el de restricciones, en lo que

se conoce como mercados de ajustes, los cuales reciben ese nombre porque se

utilizan para ajustar la oferta con la demanda. En estos mercados se oferta a

subir y a bajar, y se consiguen precios más altos que en el mercado diario. Si

una compañía eléctrica juega bien sus cartas, puede obtener grandes

beneficios de la participación en estos mercados. Durante el periodo que se

estudió en este proyecto (1 de octubre de 2005 a 30 de septiembre de 2006),

la empresa que demostró saber moverse mejor en los mercados de ajustes

estudiados, fue Iberdrola Generación S.A. Para los mercados de secundaria y

terciaria, se observa que sólo tiene sentido participar a subir si se trata de

unidades hidráulicas o de fuel, y a bajar si se trata de ciclos combinados, lo

que circunscribe a estos mercados en un tipo de tecnología muy determinada

y tampoco los hace abiertamente competitivos (especialmente por el caso a

subir, ya que no quedan emplazamientos para construir mas embalses).

Los datos obtenidos para el caso de aplicación se han sistematizado a través de un

tratamiento estadístico complejo, y son de gran utilidad en dos contextos:



• Por un lado, para trazar una estrategia y unos presupuestos de producción

ante la inversión en una central de una tecnología determinada. A través de

benchmarking se puede determinar de un modo certero los niveles de

producción que tendría una nueva planta de un nuevo agente entrante en cada

uno de los segmentos. La aplicación no sería tan directa para una empresa

con un mix de generación variado, ya que las estrategias de generación están

cruzadas entre las distintas tecnologías, pero si una buena referencia para

ubicar un plan estimado de producción.

• Por otra parte, con los datos obtenidos, tanto cualquier organismo regulador

como cualquier agente puede estudiar cuotas de participación de otros en el

mercado, comportamientos anómalos en los segmentos evaluados, e incluso

anticompetitivos. Ciertamente, sería necesario completar los análisis con los

vectores de precios (a través de un cambio sencillo en el código del software

implementado) para reproducir la estrategia completa. Este proyecto se centra

sólo en el análisis de la producción en MWh, pero las fuentes de información

son exactamente las mismas.

IV.1.2 Teóricos.

Gracias a la realización y/o al estudio en detalle de este proyecto se adquieren

cocimientos en un buen nivel de detalle sobre:



• Segmentos del mercado de producción español y procesos que se dan en un

día de energía. Nociones sobre el proceso liberalizador en España y de

agentes del mercado.

• Mix de generación español: que tecnologías, que centrales, donde están

ubicadas, a quién pertenecen, cuanta energía introduce en cada segmento del

mercado cada una de ellas (esto puede ser consultado el CD adjunto).

• Búsqueda de datos en condiciones iniciales complejas: qué consultar y dónde,

fuentes de OMEL, de REE, del Ministerio de Industria, etc.

• Fundamentos de programación en Visual Basic aplicado a Excel.

• Fundamentos de filtrado y tratamiento de datos en Excel.

• Técnicas de análisis de datos y presentación de conclusiones.

Así mismo, se ratifican en buena medida los conceptos teóricos que cabe esperar en

un mercado eléctrico desarrollado en régimen de competencia (casi duopolio

Iberdrola-Endesa) como es el caso del sistema español.

IV.2 Propuestas de futuro.

El trabajo que se ha desarrollado es sólo una herramienta que puede ser de gran

utilidad como punto de partida para realizar multitud de estudios regulatorios sobre

el mercado eléctrico español. El camino de cómo realizar estos estudios de un modo

�doméstico� está determinado en este proyecto. Es criterio del lector o de futuros

investigadores continuar la línea abierta. Algunas propuestas son:



• Adaptar el software a precios en lugar de a producción.

• Realizar los análisis en todos los segmentos del mercado, agrupando todos los

resultados a nivel de empresa.

• Buscar otros periodos en el rango de estudio, más cortos, que permitan

caracterizar estacionalidades en cada uno de los mercados.

• Introducir mejoras en el código que permitan identificar directamente el

código de la unidad de oferta con el nombre de una central.

• Realizar mapas que ubiquen geográficamente las centrales más

representativas en cada uno de los mercados.

• Codificar en VBA el tratamiento informático y filtrado de datos para hacerlo

menos laborioso y más sistemático.

Así mismo, la propia herramienta es de gran interés y utilidad para cualquier empresa

energética, organismo regulador o investigador que pretenda realizar análisis sobre

los distintos segmentos del mercado.

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -128- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� V. Bibliografía


V. BIBLIOGRAFÍA.

[GOME02] Gómez Expósito, Antonio y otros autores, "Análisis y operación de los

sistemas de energía eléctrica", McGraw Hill, 2002.

[BARQ04] Barquín Gil, Julián, "Energía: técnica, economía y sociedad",

Publicaciones de la UPco, 2004.

[STOF02] Stoft, Steven, �Power System Economics: designing markets for

electricity�, IEEE Press Wiley, 2002.

[AMEL02] Ameliot, Michéle, "Programar con Excel. Macros y lenguaje VBA",

Ediciones eni. VBA Excel, 2002.

[GONZ04] González Fernández-Castañeda, José Javier, Bogas, Juan, Cuellar,

Yolanda, Presentación OMEL "El Mercado Mayorista Español de la Electricidad.

Procesos de Mercado", Master del sector eléctrico, Universidad Pontificia de

Comillas.

[SALL04] Sallé, Carlos, Presentación "Regulación del sector eléctrico. Mercados

mayoristas y minoristas de la electricidad. Servicios complementarios", Master del

sector eléctrico 2004, Universidad Pontificia de Comillas.

[FERN05] Fernández Alonso, Daniel "Introduction to the Spanish Power Market

and daily bidding activities�., Electrabel España, 2005

[BOE97] Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del sector eléctrico. Publicada en el

B.O.E de 28 de noviembre de 1997.

[OMEL] Documentación oficial publicada en www.omel.es.

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -129- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� V. Bibliografía


[REE] Documentación oficial publicada en www.ree.es.

[ESIOS] Documentación oficial publicada en www.esios.ree.es.

[MITYC] Documentación oficial del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio

publicada en www.mityc.es.

PFC: �Analizador de la producción de grupos generadores. Aplicación a la revisión Página -130- de algunos mercados de ajustes en el sistema eléctrico español� VI. Anexos


VI. ANEXOS.

VI.1 Anexo I. Código Visual Basic.

Sub actualizar()

Dim uoferta As String

Dim fecha1 As Date

Dim fecha2 As Date

Sheets("Inicio").Activate

fecha1 = Range("E4")

fecha2 = Range("E5")

uoferta = Range("E6")

Path = "C:\Documents and Settings\e\Escritorio\5ºICAI\Proyecto\I90\"

Sheets("Resultados").Activate

k = 4

Do While Range(Cells(k, 1), Cells(k, 1)) = fecha1 - 1

k = k + 1

Loop

Do While fecha1 < fecha2 + 1

valor_dia = Format(fecha1, "dd")

valor_mes = Format(fecha1, "mm")

valor_año = Format(fecha1, "yyyy")

Workbooks.OpenText Filename:=Path & valor_año & valor_mes &

"\I90DIA_" & valor_año & valor_mes & valor_dia & ".xls"

i = 1



Sheets(2).Select

Do While i < 400

If Range(Cells(i, 1), Cells(i, 1)) = uoferta Then

Sheets(2).Range(Cells(i, 4), Cells(i, 4)).Copy

Workbooks("Analizador de centrales.xls").Activate

ActiveSheet.Paste

Destination:=Worksheets("Resultados").Range(Cells(k, 2), Cells(k,

2))

Workbooks("I90DIA_" & valor_año & valor_mes & valor_dia &

".xls").Activate

Sheets(2).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(3).Select

Do While i < 400

If Range(Cells(i, 1), Cells(i, 1)) = uoferta Then



ActiveSheet.Paste


3))


".xls").Activate

Sheets(3).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(4).Select

Do While i < 400



If Range(Cells(i, 3), Cells(i, 3)) = uoferta And Range(Cells(i, 2),

Cells(i, 2)) = "Subir" Then



ActiveSheet.Paste


5))


".xls").Activate

Sheets(4).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(4).Select

Do While i < 400


Cells(i, 2)) = "Bajar" Then



ActiveSheet.Paste


6))


".xls").Activate

Sheets(4).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(8).Select



Do While i < 400





ActiveSheet.Paste


7))


".xls").Activate

Sheets(8).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(8).Select

Do While i < 400





ActiveSheet.Paste


8))


".xls").Activate

Sheets(8).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(9).Select



Do While i < 400





ActiveSheet.Paste


9))


".xls").Activate

Sheets(9).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(9).Select

Do While i < 400





ActiveSheet.Paste


10))


".xls").Activate

Sheets(9).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(6).Select



Do While i < 400





ActiveSheet.Paste


11))


".xls").Activate

Sheets(6).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(6).Select

Do While i < 400





ActiveSheet.Paste


12))


".xls").Activate

Sheets(6).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(7).Select



Do While i < 400


Cells(i, 3)) = "Subir" And Range(Cells(i, 1), Cells(i, 1)) = "S. 1"

Then



ActiveSheet.Paste


13))


".xls").Activate

Sheets(7).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(7).Select

Do While i < 400



Then



ActiveSheet.Paste


14))


".xls").Activate

Sheets(7).Select

End If

i = i + 1

Loop



i = 1

Sheets(7).Select

Do While i < 400



Then



ActiveSheet.Paste


15))


".xls").Activate

Sheets(7).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(7).Select

Do While i < 400



Then



ActiveSheet.Paste


16))


".xls").Activate

Sheets(7).Select

End If

i = i + 1



Loop

i = 1

Sheets(7).Select

Do While i < 400



Then



ActiveSheet.Paste


17))


".xls").Activate

Sheets(7).Select

End If

i = i + 1

Loop

i = 1

Sheets(7).Select

Do While i < 400



Then



ActiveSheet.Paste


18))


".xls").Activate

Sheets(7).Select

End If



i = i + 1

Loop


".xls").Close

Range(Cells(k, 1), Cells(k, 1)) = fecha1

fecha1 = fecha1 + 1

k = k + 1

Loop

Sheets("Inicio").Activate

ans = MsgBox("**HECHO**")

End Sub

VI.2 Anexo II. Contenido del CD-ROM.

Como Anexo II se presenta un CD-ROM que contiene los archivos que se han

utilizado para desarrollar este proyecto. Se enumeran a continuación estos archivos y

se resume su contenido:

- Carpeta PROGRAMA, con el programa �Analizador de la producción de

grupos generadores�.

- Carpeta INFORMACIÓN DE CENTRALES, con la base de datos �Centrales

a estudiar� y las bases de datos de las que se ha sacado la información para

construirla, en el subarchivo OMEL-REE-MINISTERIO.



- Carpeta I90, que contiene la información con los resultados de los diferentes

segmentos del mercado, que publica ESIOS. Se adjuntan las carpetas que

contienen los archivos correspondientes al periodo que va desde octubre de

2005 hasta septiembre de 2006.

- Carpeta CENTRALES POR TECNOLOGÍA, con los resultados vertidos por

el programa sobre todas las centrales consideradas, organizadas por

tecnología.

- Carpeta ANÁLISIS, con todas las tablas a partir de las cuales se han

construido los gráficos que se presentan. Esta carpeta contiene los siguientes

archivos: �Grupos y tecnologías que más participan en cada mercado, en

general�. �Grupos que más participan en cada mercado, por tecnología�.

�Potencia instalada del parque generador�.