MERCADO DE ELECTRICIDAD

Transcripción

1 MERCADO DE ELECTRICIDAD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA FEBRERO

2 INDICE Introducción 1.- Secuencia de las Sesiones del Mercado de Producción de Energía Eléctrica..- Evolución del Mercado Diario en el mes de febrero de. 3.- Evolución del Mercado Intradiario en el mes de febrero de..- Evolución de la energía y precios correspondientes a los procesos de operación técnica del sistema en el mes de febrero de..- Garantía de Potencia en el mes de febrero de..- Evolución del Mercado de Electricidad en el mes de febrero de. 7.- Evolución del Mercado de Electricidad en el periodo enero-febrero de. 8.- Evolución del Mercado de Electricidad en los doce últimos meses. 9.- Intercambios internacionales en el mercado de producción. 1.- Resultados publicados por los operadores del mercado de otros mercados de electricidad.

3 INTRODUCCIÓN El mercado de producción de energía eléctrica es un mercado que se configura como el conjunto de transacciones económicas derivadas de la participación de los agentes del mercado en las sesiones del mercado diario, incluidos contratos bilaterales, del mercado intradiario y de la aplicación de los Procedimientos de Operación del Sistema. A estas transacciones, se agrega el coste por garantía de potencia para la obtención del precio final de la electricidad. Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar directamente en el mercado eléctrico como vendedores y compradores de electricidad. Pueden actuar como agentes del mercado los productores, distribuidores y comercializadores de electricidad así como los consumidores cualificados de energía eléctrica y las compañías eléctricas o consumidores, residentes en otros países. Los productores, comercializadores y los consumidores cualificados pueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales. La gestión económica del mercado de electricidad está encomendada a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A. * El mercado diario es el mercado en el que se realizan la mayoría de las transacciones. En dicho mercado deben participar como oferentes todas las unidades de producción disponibles y no vinculadas mediante un contrato bilateral. La parte demandante en el mercado diario son los distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados. * Una vez celebrada la sesión del mercado diario, el operador del sistema evalúa la viabilidad técnica del programa de funcionamiento de las unidades de producción para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte. Si la programación resultante del mercado diario no cumple los requisitos de seguridad, el procedimiento de solución de restricciones técnicas modifica el programa de las unidades de producción del mercado diario. * El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudir como demandantes y oferentes las unidades de producción, los distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados que tengan la condición de agentes del mercado. * Los servicios complementarios y el procedimiento de gestión de desvíos tienen por objeto que la producción se adapte a la demanda mediante mecanismos de subasta entre unidades de producción gestionados por el operador del sistema.

4 De acuerdo con el RD 8/1998 de 3 de diciembre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes, tienen la condición de consumidores cualificados conforme establece el artículo 9. de la Ley del Sector Eléctrico aquellos cuyo consumo anual por punto de suministro o instalación sea igual o superior a GWh. A partir del 1 de abril de 1999, tienen la condición de consumidores cualificados aquellos cuyo consumo anual por punto de suministro sea igual o superior a 3 GWh; a partir del 1 de julio de 1999 el límite se redujo hasta GWh, y a partir del 1 de octubre de 1999, a 1 GWh. A partir del 1 de julio del año tienen además la condición de consumidor cualificado todos aquellos cuyos suministros se realicen en tensiones nominales iguales o superiores a 1 voltios (Real Decreto-Ley /1999, de de abril). A partir del 1 de enero de 3, todos los consumidores de energía eléctrica tienen la consideración de consumidores cualificados (Real Decreto-Ley /, de 3 de junio). LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO Directiva de Electricidad UE Ley del Sector Eléctrico 8% 3% 39% % % % 1% En.99 Ab.99 Jul.99 Oc Ene.98 Ene.99 Abr.99 Jul.99 Oct.99 Jul. Ene.3 Suministro de tensión > 1 kv GWh año o nivel de tensión de acometida requeridos para ser consumidor cualificado 3

5 Normativa: El funcionamiento del mercado se rige por la Ley /1997 del Sector Eléctrico y sus normas de desarrollo: - Real Decreto-Ley /1999 de Medidas Urgentes de liberalización e incremento de la competencia. - Real Decreto-Ley / de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios. - Real Decreto 19/1997 por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - Real Decreto 11/1 por el que se establecen tarifas de acceso a las redes. - Real Decreto 19/ por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. - Real Decreto 18/3 por el que se establece la tarifa eléctrica para el año. - Real Decreto 81/, de de agosto, por el que se regula para las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial su incentivación en la participación en el mercado de producción, determinadas obligaciones de información de sus previsiones de producción, y la adquisición por los comercializadores de su energía eléctrica producida. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 9 de diciembre de 1997 por la que se desarrollan algunos aspectos del R.D. 19/1997, modificando la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 1 de julio de 1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intercomunitarios e internacionales de energía eléctrica. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre de 1998 por la que se modifica la de 9 de diciembre de 1997, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 19/1997, de de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

6 - Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y Recursos Minerales por la que se aprueban los Procedimientos de Operación del Sistema. Estas normas y Procedimientos de Operación se concretan en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica y en el Contrato de Adhesión a dichas reglas aprobados por Resolución de la Secretaría de Estado de Economía, de Energía y de la Pequeña y Mediana Empresa de de abril de 1. La Resolución de 1 de febrero de 3 de la Secretaría de Estado de la Energía, Desarrollo Industrial y de la Pequeña y Mediana Empresa modifica la Regla 3 de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. Las citadas Reglas y Contrato deben ser suscritos por todos los agentes del mercado para su participación en el mismo.

7 1. SECUENCIA DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. El conjunto de sesiones del mercado de producción de energía eléctrica, el día anterior al correspondiente al suministro, tiene por finalidad la determinación de las transacciones de electricidad y la programación de las unidades de producción necesarias para que se realicen dichos intercambios. De conformidad con las Reglas de Funcionamiento del Mercado y con los Procedimientos de Operación del Sistema, el esquema de funcionamiento es el siguiente: Mercado diario: (final sesión: 11: h.) Solución de restricciones técnicas: (final sesión: 1: h.) Las transacciones derivadas de la sesión del mercado diario junto a los contratos bilaterales y los contratos internacionales suscritos por REE dan lugar al programa diario base de funcionamiento Sobre el programa diario base de funcionamiento, se realiza por el operador del sistema una evaluación de seguridad. Si el citado programa no cumple los requisitos de seguridad establecidos, un procedimiento conjunto del operador del sistema y del operador del mercado determina las unidades de producción y ofertas de compraventa existentes que deben agregarse o eliminarse del programa base de funcionamiento. El resultado es el programa diario viable provisional. Asignación de regulación secundaria: (final sesión: 1: h.) Sobre la base del programa diario viable provisional, el operador del sistema asigna, mediante subasta basada en el precio marginal, la banda de regulación secundaria a subir o a bajar a las unidades de producción participantes. El resultado es el programa diario viable definitivo.

8 Mercado intradiario: Los agentes del mercado pueden participar en las sesiones del mercado intradiario convocadas por el operador del mercado. La participación puede realizarse con ofertas de compra y/o de venta con el único requisito de respetar los compromisos adquiridos de servicios complementarios en el programa diario viable, y la condición para las unidades de adquisición de ser agentes habilitados para vender en el mercado diario o siendo agentes habilitados para comprar en el mercado diario, haber participado en dicho mercado, o haber ejecutado un contrato bilateral en el día correspondiente. El resultado de cada sesión del mercado intradiario da lugar al programa horario final. El horizonte de las sesiones del mercado intradiario es el siguiente: HORARIO DEL MERCADO INTRADIARIO sesiones diarias Intradiario 1 (8 horas) Intradiario ( horas) Intradiario 3 ( horas) Intradiario (17 Horas) Intrad. (13 horas) Intrad. (9 horas) Desvíos entre sesiones del mercado intradiario: La garantía del equilibrio físico en la red entre los flujos de producción y consumo de electricidad corresponde al operador del sistema mediante la aplicación de servicios complementarios y gestión de desvíos, salvo que fuera necesaria la instrucción directa a las unidades de producción, lo que constituye la aplicación de procedimientos especiales o de emergencia. 7

9 . EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO EN EL MES DE FEBRERO DE..1. Sesiones del mercado diario. Los procesos de casación y comunicación se han realizado todos los días de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado. ceur/kwh FEBRERO MWh 1 Precio medio ponderado de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio 1// 9//,71 ceur/kwh Precio máximo Precio medio Precio mínimo Energía diaria Fechas.. Precios en el mercado diario y volumen de contratación El precio medio ponderado del mercado diario correspondiente al mes de febrero es de,71 ceur/kwh, siendo el precio medio sin ponderar de, ceur/kwh. El precio medio ponderado es ligeramente inferior al del mes anterior de,8 ceur/kwh, siendo el precio medio sin ponderar ligeramente superior al del mes anterior de, ceur/kwh. La curva de energía negociada permanece estable en el entorno de los 1. MWh en los días laborables. La curva de precios medios ponderados se mantiene en el entorno de los, ceur/kwh, salvo la última semana del mes en la que se superan claramente los 3 ceur/kwh, llegando a alcanzar los,38 ceur/kwh el miércoles de febrero. 8

10 La curva de precios máximos presenta, en general, un perfil similar a la de precios medios, superándose los ceur/kwh en dos ocasiones, concretamente el lunes día 3 y el miércoles día. La curva de precios mínimos se mantiene, en general, en el entorno de los 1, ceur/kwh los primeros diez días del mes, y en el entorno de los ceur/kwh el resto del período, alcanzando un valor máximo de,19 el miércoles día. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre,98 y 3,373 ceur/kwh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a,1 ceur/kwh. Estos datos reflejan un descenso de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. Las curvas agregadas de ofertas de compra y venta para la hora de precio máximo y la de precio mínimo del mes son: 9

11 El precio en horas valle oscila entre 1,7 y 3,1 ceur/kwh, y entre 1,8 y, ceur/kwh el resto de las horas. El precio mínimo del mes, 1,8 ceur/kwh, se ha registrado en ocasiones, en concreto en cinco horas del lunes día, en otras cinco horas del jueves día y también en cinco horas del martes día 1, así como en tres horas del lunes día 1 y otras dos horas del domingo 9, y el precio máximo del mes ha sido de, ceur/kwh y se ha registrado en la hora 1 del miércoles. El precio medio ha sido un,3% inferior al del mismo mes del año anterior. La contratación en el mercado diario en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, ha disminuido en cuanto a energía a 1.98 GWh y también en valor económico a 18. keur. El valor de la contratación diaria se sitúa en 8 GWh/día en laborable, 9 GWh/día en sábado y GWh/día en festivo, siendo los correspondientes valores económicos medios de 1. keur/día en laborable, 13.8 keur/día en sábado y keur/día en festivo. El máximo y mínimo de contratación diaria se presentó respectivamente el jueves 1 con 8.78 MWh y el domingo 8 con 9.3 MWh. El máximo de contratación horaria ha sido de 9. MWh para la hora del miércoles 11 y el valor horario mínimo MWh en la hora 9 del domingo 1. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario por comercializadores y consumidores cualificados, junto a la comunicada en contratos bilaterales, fue de.1 GWh, con un volumen económico de 17. keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 3,3% de la energía contratada y el 3,% del volumen económico total, cifras superiores a las registradas en el mes anterior (3,8% y 33,8% respectivamente). La contratación bilateral ha sido de 18, GWh, siendo de 139, GWh el mes anterior. El volumen adquirido por las comercializadoras para su exportación ha sido de,8 GWh para Portugal,,9 GWh para Andorra y,1 GWh para Francia, si bien las empresas productoras nacionales han adquirido para su exportación un total de 3, GWh para Portugal y,3 GWh para Francia. 1

12 En el cuadro siguiente se indican los volúmenes en energía y en euros negociados en el mercado diario durante el mes: MERCADO DIARIO FEBRERO FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1// 9.98,91 3,3 1,8 1, // ,913,71 1,8 1, //.1, 3,19 1,1 1, // 3.83,,87 1,8 1, // 9.1 1,9, 1,8 1, // 88.87,11 3, 1, 1, // 8.7,11,3 1,77, // 9.3,39,8 1,31 1, // 98.3,38 3,1 1, 1, // ,987, 1,8, //.3,,3 1,881, // 8.78,381,7 1,9, // 1.811, 3,19 1,9 1, // 3., 3,, 1, //.81,1 3, 1,, //.7,,8 1,8 1, // 13.31,33 3,3 1,777 1, // 1.938,,87 1,8 1, // 1.7, 3, 1,8 1, // 8.38,1 3,,, // 1.9,1 3,,91 1, // 9.3,38 3, 1,89 1, // 9. 3,19,1 1,73 3, // 7.88,919,,, // 1.13,38,,19 3, // ,39,,8, // 1. 3,17, 1,938, //.33,3 3,3 1,79 1, // 18.9,9, 1,8,

13 .3. Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario, consecuencia de la existencia de restricciones técnicas, se resuelven de conformidad con el procedimiento conjunto del operador del mercado y del operador del sistema, descrito en las Reglas del Mercado y con el correspondiente procedimiento de operación del sistema. En el mes de febrero han sido inferiores a las del mes anterior. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones se ha situado en 331 GWh durante el mes, lo que supone un 1,9% de la energía correspondiente al mercado diario. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 1,% inferior que en el mes anterior. En volumen económico la solución de restricciones técnicas ha aumentado a.1 keur, con un sobrecoste sobre el precio del mercado diario de 1.98 keur, equivalente a,77 ceur/kwh adquirido. El cuadro siguiente muestra la incidencia sobre la energía contratada en el mercado diario de la solución de las restricciones técnicas. Energía (MWh) Energía Diaria Asignada por Restricciones FEBRERO feb -feb 3-feb -feb -feb -feb 7-feb 8-feb 9-feb 1-feb 11-feb 1-feb 13-feb 1-feb 1-feb 1-feb 17-feb 18-feb 19-feb -feb 1-feb -feb 3-feb -feb -feb -feb 7-feb 8-feb 9-feb Energia Polinómica (Energia) Días 1

14 .. Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías. La cobertura de la demanda de electricidad por la oferta, agrupada por tecnologías, es fundamentalmente consecuencia de la contratación en el mercado diario e intradiario, ya que sólo un,% de la demanda neta en el mes se deriva de los procesos de operación técnica del sistema. La producción por tecnologías ha sido la siguiente: Mercado diario ENERO Mercado diario FEBRERO Producción en B.C.(*) GWh % GWh % GWh % Fuel-Gas ,8%. 1,3%.3 11,1% Carbón.97 9,1%.98 3,%. 9,% Hidráulica 3.3 1,%.88 1,% 3. 1,% Nuclear.,7%.181,%.3,3% Contratos Internacionales REE 39 1,9% 381 1,9% 38 1,8% Otras importaciones 13,7% 17,8% 17,8% Autoproductores 3.3 1,% 3.3 1,3% 3.1 1,% TOTAL.1 1,% ,% ,% (*) Fuente: Red Eléctrica de España, S.A. El ciclo combinado se ha agrupado en la categoría de fuel - gas El comportamiento de las diferentes tecnologías en la cobertura de la demanda a lo largo del mes, que se muestra a continuación, permite comprobar la modulación de cada una de ellas para adecuarse al comportamiento de la demanda. 13

15 8 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS FEBRERO ENERGÍAS (GWh) Fechas RÉGIMEN ESPECIAL A DISTRIBUCION RÉGIMEN ESPECIAL A MERCADO NUCLEAR IMPORTACIONES HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS A su vez y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario, han sido en general positivas, con una diferencia máxima de.7 MWh. MWh 3 Comparación de demandas previstas por el O.S. y casada por los A.M. en el mercado diario e intradiario FEBRERO MWh Demanda casada en los mercados diario e intradiario, incluyendo autoproductores Última previsión del O.S., incluyendo autoproductores Diferencia O.S.-A.M DIA 1

16 En cuanto a los precios marginales determinados por las diferentes tecnologías, es de destacar que las unidades de producción térmica marcan marginal principalmente en las horas valle, y las unidades de producción hidráulica y de bombeo el resto de horas. Las unidades de agentes internacionales marcan marginal en noventa y dos horas durante el mes, marcando marginal el contrato de suministro de REE en veinte horas. HI Generación Hidráulica TER Generación Térmica Convencional TCC Generación Térmica Ciclo Combinado BG Generación Hidráulica de Bombeo REE Contrato de suministro de REE-EDF AE Agente Externo (vendedor) CO Comercializadoras (ventas) RE Régimen Especial 1

17 3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO EN EL MES DE FEBRERO DE 3.1. Sesiones del mercado intradiario En general el funcionamiento del mercado puede calificarse de satisfactorio, aunque es utilizado de forma habitual por las unidades de producción y los comercializadores, y en menor proporción por los distribuidores. Los procesos de recepción y de validación de ofertas, casación y comunicación de los resultados se han realizado todos los días del mes de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado. 3.. Precios y energías El precio medio ponderado del mercado intradiario correspondiente al mes es de,7 ceur/kwh, siendo el precio medio sin ponderar de,91 ceur/kwh. El precio medio ponderado es inferior al del mercado diario, siendo el precio medio del intradiario ligeramente superior al precio medio del mercado diario, observándose una mayor variación entre días. En cuanto a los precios máximos, éstos son para la mayoría de los días superiores a los del diario con un valor máximo de,3 ceur/kwh. El precio mínimo, de, ceur/kwh, es inferior al del mercado diario, si bien su variación es mayor en las distintas sesiones. El precio medio ponderado es superior al del mes anterior de,37 ceur/kwh, siendo el precio medio sin ponderar también superior al correspondiente del mes anterior de,31 ceur/kwh. Cabe destacar que, aunque el precio medio del mercado intradiario es para la mayor parte de las horas del día más estable que el precio medio del mercado diario, las oscilaciones puntuales son muy importantes, consecuencia seguramente de la pequeña dimensión característica, hasta el momento, de este mercado. Las diferencias entre los precios máximo y mínimo de cada día han oscilado entre 1, y 3,8 ceur/kwh el 8% de los días, apreciándose una menor volatilidad que en los primeros meses de funcionamiento del mercado intradiario. 1

18 ceur/kwh 8 PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD FEBRERO 3.93,1 keur ,3.7.3,.197,. 1.73,8 1.91,9 1.,1 1.79, 1.98, 1.971,9 1.87, 1.83,1 1.7, 1.8, 1.7, ,1 1.9,3, 1., ,9 1.3, 1.8, 1.13,1 1.39,7 3,3 1.71, 1.131,,9 3,1 3, 3, , 1.33, 1.3,3 1,83,,1 1,9 83,,37,19,8,1,1,3,1,3,1 9,,11,,18,,,8,3,31, Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad Volumen total de negocio Precio medio Volumen negociado, ceur/kwh keur DIAS Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son las siguientes: MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión FEBRERO SESIONES DE INTRADIARIO PMP=,7 ceur/kwh Etotal= 198 GWh Intradiario 1 PMP=,1 ceur/kwh Etotal=1393 GWh Intradiario PMP=,387 ceur/kwh Etotal=8 GWh Intradiario 3 PMP=, ceur/kwh Etotal=97 GWh MWh Intradiario PMP=,1 ceur/kwh Etotal= GWh Intradiario PMP=,83 ceur/kwh Etotal=91 GWh Intradiario PMP=,8 ceur/kwh Etotal=99 GWh

19 La contratación de energía en el mercado intradiario en el mes ha disminuido a 8.79 keur y 1.98 GWh para las seis sesiones del mercado. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en torno a 1.81,3 keur y a 8. MWh. La energía negociada es un,1% inferior respecto a la contratación del mes anterior. La contratación del mercado intradiario supone el 11,7% en energía y también el 11,7% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de bombeo para las seis sesiones del mercado ha sido la siguiente: MWh 1 VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD FEBRERO 1 8 V E N T A Fechas Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad,7 ceur/kwh Volumen total negocio 8.79 keuro C O M P R A U. adquisición U. bombeo U. producción 18

20 MERCADO INTRADIARIO FEBRERO FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1//.78,3,,, // 9.9 1,8 3,377,9, // 7.,19 3,7 1,9, // 73.17,137 3,7,7, // ,898,,1, // 8.93,19 3,3 1,, // 7.197,78,7,, // 1.78,13 3,1 1,7 1, // 93.7,371 3,837 1,7, // 8.87,17 3,7, 3, // 83.91,31,93 1,, // 89.38,13 3, 1,13 1, // 8.9,33 3,8, 3, //.371,11 3,, 3, //.879,113 3,1, 3, // 8.7, 3, 1,17, // 7.1,18,9,, //.11,,937,, // 7.8,1 3, 1,81 1, // 73.9,7,,, //.9,9,1 1,, //.,7,1 1,9, // ,,8 1,, // ,,1 1,89, // 79.17,7,3,, //.78 3,,71 1,988, //.879 3,13,37 1,81, // 3.9,37 3,3 1,383, //.18,373,3 1,37,

21 3.3. Programa horario final Hasta ahora sólo se han producido modificaciones sobre el programa resultante de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en ciento veintisiete sesiones. Los programas horarios finales (PHF) han coincidido, por tanto, con el programa acumulado resultante de la casación de cada sesión del mercado intradiario, incluyendo los compromisos anteriores recogidos en el programa diario viable y en las sesiones anteriores del mercado intradiario. El resultado en el programa horario final, en cuanto a la capacidad del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demanda del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones: - La participación de los comercializadores y consumidores cualificados en el mercado de producción de energía eléctrica asciende a.9,8 GWh cifra inferior en un,3% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, 3,7 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 8,8% del total de energía negociada y el 3,19% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 98,9% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y sólo el 1,% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados en la distribución se negociaron 31,1 GWh en el mercado intradiario.

22 3.. Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de enero de conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. La producción total de energía eléctrica en el programa horario final en el mes de enero de ha sido de ,1 MWh, incluidas las importaciones y la energía que entrega el régimen especial a las empresas distribuidoras, siendo las cuotas en la cantidad anterior de las diferentes empresas las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN -ENERO Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) ENDESA GENERACIÓN.33.38,8 3,9 IBERDROLA GENERACIÓN.71.1, 1,981 RÉGIMEN ESPECIAL 3.3.1,3 1,18 UNIÓN FENOSA GENERACIÓN.11.87, 1,3 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación 1.9.8,,87 VIESGO GENERACIÓN ,, ENDESA CICLOS COMBINADOS 1.1, 1,98 RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA 39.33, 1,81 GAS NATURAL SDG , 1,799 NUCLENOR 3.8,1 1,99 BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD 19.,1,97 ELÉCTRICA DE LA RIBERA DEL EBRO 1.1,,7 FUERZAS ELÉCTRICAS DE NAVARRA 1.387,,77 ELCOGAS ,, REPSOL QUÍMICA 87.78,8, REDE ELECTRICA NACIONAL.99,3,99 REPSOL PETRÓLEO.93,,9 S.A. INDUSTRIAS CELULOSA ARAGONESA 1.1,1,8 SNIACE COGENERACION 7.817,,8 ELECTRICITÉ DE FRANCE 1.,,191 DETISA (Actividad: Generación) 3.77,,17 GENFIBRE 8.78,8,131 SOLAL COGENERACIÓN 7.1,7,18 GENERADORA DE ENERGIA TERMOELECTRICA.98,,1 GENERACION DE ENERGIAS DE GUADARRANQUE.7,7,13 ELEKTRIZITATS-GESELLSHAFT LAUFENBURG AG.9,,11 STORA ENSO BARCELONA.,,11 COGENERACIÓN PRAT.9,9,1 OTROS (Cuotas <,1%) 317.3, 1,7 Total ,1 1, 1,3% 1,% CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS UNIDADES DE PRODUCCIÓN POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO ENERO,1% 1,9% 1,8% 1,8% 1,%,1%,8%,71%,8%,%,1%,3%,8%,7%,9% 1,7%,7%,11%,11%,19% 1,98% 3,9%,1%,1%,13%,13%,13%,17% ENDESA GENERACIÓN IBERDROLA GENERACIÓN RÉGIMEN ESPECIAL UNIÓN FENOSA GENERACIÓN HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación VIESGO GENERACIÓN ENDESA CICLOS COMBINADOS RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA GAS NATURAL SDG NUCLENOR BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD ELÉCTRICA DE LA RIBERA DEL EBRO FUERZAS ELÉCTRICAS DE NAVARRA ELCOGAS REPSOL QUÍMICA REDE ELECTRICA NACIONAL REPSOL PETRÓLEO S.A. INDUSTRIAS CELULOSA ARAGONESA SNIACE COGENERACION ELECTRICITÉ DE FRANCE DETISA (Actividad: Generación) GENFIBRE SOLAL COGENERACIÓN GENERADORA DE ENERGIA TERMOELECTRICA GENERACION DE ENERGIAS DE GUADARRANQUE ELEKTRIZITATS-GESELLSHAFT LAUFENBURG AG STORA ENSO BARCELONA COGENERACIÓN PRAT OTROS (Cuotas <,1%) 1

23 La demanda total de las empresas distribuidoras en el mes de enero de ha sido de 1.7.,3 MWh, siendo las cuotas en la cantidad anterior de las diferentes empresas las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL DISTRIBUCIÓN - ENERO Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) ENDESA DISTRIBUCIÓN..9,1 3, IBERDROLA DISTRIBUCIÓN , 7,3 RÉGIMEN ESPECIAL 3.3.1,3 3,8 UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN ,1 11, HIDROCANTABRICO DISTRIBUCIÓN 7.8,7, ELECTRA DE VIESGO DISTRIBUCIÓN 1.787,,87 ENERGÍAS DE ARAGÓN I 1.77,1,1 OTROS 391,,3 Total 1.7.,3 1, CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO ENERO,%,87%,%,1% 11,% 3,7% ENDESA DISTRIBUCIÓN IBERDROLA DISTRIBUCIÓN RÉGIMEN ESPECIAL 3,% UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN HIDROCANTABRICO DISTRIBUCIÓN ELECTRA DE VIESGO DISTRIBUCIÓN ENERGÍAS DE ARAGÓN I OTROS 7,%

24 En el mes de enero de, la demanda total de las empresas comercializadoras, agentes externos y consumidores cualificados ha sido de.819.1,8 MWh, siendo las cuotas en la cantidad anterior de las diferentes empresas y consumidores las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN, AGENTES EXTERNOS Y CLIENTES CUALIFICADOS ENERO Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) IBERDROLA COMERCIALIZADORA.33.91,1 3,11 ENDESA ENERGÍA.91.8, 33,9 UNIÓN FENOSA COMERCIAL.39, 7,93 HIDROCANTABRICO ENERGÍA 381.9,,9 GAS NATURAL ELECTRICIDAD 97.31,7,3 EDP ENERGIA IBERICA.,1,99 OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ 13.3,1 1,999 IBERDROLA GENERACIÓN 117., 1,7 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación , 1,1 ELECTRICITÉ DE FRANCE 7.3, 1,13 HISPAELEC ENERGÍA.33,8,88 VIESGO ENERGIA.9,3,7 NEXUS ENERGÍA 3.9,9, ELEKTRIZITATS-GESELLSHAFT LAUFENBURG AG 7.71,, REDE ELECTRICA NACIONAL 1.,,31 CENTRICA ENERGIA.,8,3 FACTOR ENERGIA 18.1,7,7 ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA 17.8,,1 NATURGAS COMERCIALIZADORA 1.,7,3 ENDESA GENERACIÓN 1.8,1,33 CYD ENERGÍA 1.,9, VIESGO COMERCIALIZACION ,,19 UNIÓN FENOSA GENERACIÓN 1.7,,18 ELECTRABEL 7.3,,13 OTROS 13.87,9,198 Total.819.1,8 1, CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS COMERCIALIZADORAS, AGENTES EXTERNOS Y CLIENTES CUALIFICADOS POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO. ENERO 7,9% 33,1%,3%,9%,99%,% 1,7% 1,1% 1,1%,89%,19%,7%,1%,%,1%,31%,3%,3%,18%,1%,% 1,89%,% 3,1%,%,7% IBERDROLA COMERCIALIZADORA UNIÓN FENOSA COMERCIAL GAS NATURAL ELECTRICIDAD OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación HISPAELEC ENERGÍA NEXUS ENERGÍA REDE ELECTRICA NACIONAL FACTOR ENERGIA NATURGAS COMERCIALIZADORA CYD ENERGÍA UNIÓN FENOSA GENERACIÓN OTROS ENDESA ENERGÍA HIDROCANTABRICO ENERGÍA EDP ENERGIA IBERICA IBERDROLA GENERACIÓN ELECTRICITÉ DE FRANCE VIESGO ENERGIA ELEKTRIZITATS-GESELLSHAFT LAUFENBURG AG CENTRICA ENERGIA ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA ENDESA GENERACIÓN VIESGO COMERCIALIZACION ELECTRABEL 3

25 . EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA EN EL MES DE FEBRERO..1 Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema La intervención del operador del sistema, de acuerdo con los Procedimientos de Operación del Sistema vigentes, se produce para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte, y que los flujos de producción y demanda de electricidad estén permanentemente en equilibrio. La necesidad de la participación del operador del sistema utilizando los distintos procesos de regulación técnica podría quedar reducida al inevitable requerimiento de las pequeñas oscilaciones de la demanda, si hubiera un cumplimiento estricto, por parte de los agentes, de lo contratado en los distintos mercados. Con esta finalidad, el operador del sistema utiliza mecanismos de competencia entre unidades de producción denominados gestión de desvíos y servicios complementarios de regulación secundaria y terciaria. Por otra parte, si las circunstancias lo requieren y de conformidad, asimismo, con los Procedimientos de Operación del Sistema en vigor, el operador del sistema puede dar instrucciones directas de funcionamiento a determinadas unidades de producción, tratándose en este caso de un procedimiento especial o de emergencia. El volumen de energía gestionado por el operador del sistema en el mes de febrero mediante estos procedimientos ha sido de GWh, un 18,8% inferior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir 7 MW y 8 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El volumen económico, incluyendo la banda de regulación secundaria, es de 19.7 keur, un 1,1% inferior al del mes anterior de 3. keur. Este resultado atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente: PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ENERGÍA O ENERGÍA O POTENCIA A POTENCIA A SUBIR BAJAR Banda horaria media de regulación secundaria (MW) 7 8 Gestión de desvíos (GWh) 9 Energía de regulación secundaria (GWh) 9 Energía de regulación terciaria (GWh) Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) Total Energía (GWh) 7 7 Neto de energía 1 Valor económico (keur)

26 . Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema. El coste medio derivado de los procesos de operación técnica del sistema en el mes de febrero supuso el 1,89% del precio final, frente al,8% correspondiente al mes de enero. La incidencia en el precio del kwh ascendió a,8 ceur/kwh, frente a los,89 ceur/kwh en el mes de enero. Para cada proceso la incidencia en el precio final del kwh ha sido la siguiente: - Gestión de desvíos, ceur/kwh - Banda de regulación secundaria, ceur/kwh - Energía de regulación secundaria, ceur/kwh - Energía de regulación terciaria y emergencia, ceur/kwh.3 Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: - Banda de regulación secundaria,81 ceur/kw/h - Gestión de desvíos a subir 3,87 ceur/kwh - Gestión de desvíos a bajar 1,977 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a subir 3,1 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a bajar 1,771 ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a subir 3,8 ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a bajar 1,7 ceur/kwh

27 . GARANTÍA DE POTENCIA EN EL MES DE FEBRERO DE..1 Concepto y aplicación de la garantía de potencia El coste por garantía de potencia o de capacidad es un componente del precio final de la electricidad cuyo objeto es que dicho precio pueda identificarse con una señal correcta a medio plazo para los participantes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste de la garantía de suministro a todos los consumidores prevista en la Ley /1997 del Sector Eléctrico. El volumen total de cobros y pagos previsto en la normativa vigente por este concepto es el que resulta de aplicar,88 ceur/kwh al volumen de energía demandada en barras de central en el mercado organizado de producción por los consumidores finales nacionales. De conformidad con lo establecido en la orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre de 1998, el coste de garantía de potencia que ha de aplicarse a consumidores cualificados, comercializadores y agentes externos, difiere del que corresponde a distribuidores: El coste horario por garantía de potencia para los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos que adquieran su energía en el mercado de producción se obtendrá como resultado de multiplicar sus adquisiciones en el mercado en barras de central por un precio unitario que depende de cada período tarifario definido en su tarifa de acceso, y que en el caso más general seguirá el siguiente cuadro: HORARIOS PARA EL CÁLCULO DE LA GARANTÍA DE POTENCIA Curso de Mercado de Electricidad GARANTÍA DE POTENCIA COMPRADORES: COMERCIALIZADORES, CLIENTES CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO L - > V L - > V L - > V L - > V L - > V L - > V L - > V L - > V A A B B C C B D S, D, F S, D, F S, D, F S, D, F S, D, F S, D, F S, D, F S, D, F D D D D D D D D L - > V C SEPTIEMBRE S, D, F D OCTUBRE L - > V B S, D, F D L - > V A NOVIEMBRE S, D, F D DICIEMBRE L - > V A S, D, F D Tipo día Periodo 1 Periodo Periodo 3 Periodo Periodo Periodo,7813 cent/kwh,3 cent/kwh, cent/kwh,183 cent/kwh,183 cent/kwh, cent/kwh Liquidaciones, cobros y pagos

28 Los distribuidores y el contrato de exportación de Red Eléctrica, S.A realizarán un pago mensual que se calculará como el producto de su demanda en barras de central adquirida al mercado organizado en el mes, por un precio unitario. Este precio unitario será aquel que resulte de restar al total de pagos por garantía de potencia aquellos satisfechos por los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos, dividiendo el monto resultante por la demanda total del resto de consumidores.. Coste derivado de la garantía de potencia En el mes de febrero los pagos por garantía de potencia han tenido las siguientes características: La demanda nacional en el mercado organizado en barras de central ha sido de 1.8,1 GWh. Las compras de comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos han sido de.8 GWh y el pago por garantía de potencia ha resultado a un precio medio de,89 ceur /kwh. Las compras de distribuidores y exportaciones del contrato de Red Eléctrica han sido de 1.88 GWh, resultando en un pago por garantía de potencia a un precio medio de,9 ceur /kwh. El coste unitario medio mensual por garantía de potencia resultante para el conjunto de todos los agentes ha sido el siguiente: GARANTÍA DE POTENCIA COSTE UNITARIO MEDIO MES VOLUMEN ECONÓMICO CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES C.CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS DISTRIBUIDORES Y CONTRATOS EXPORTACIÓN DE REE keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh FEBRERO 79.8,,89,9 7

29 . EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL MES DE FEBRERO DE..1 Precios y energías finales del mes de febrero. El precio final del mercado de electricidad es un precio horario que se calcula para cada agente del mercado en función de su participación en los mercados diario e intradiario y en los procesos de operación técnica del sistema, considerando asimismo los pagos o cobros que corresponden por aplicación del coeficiente de garantía de potencia. En el caso de compradores que no participen en los procesos de operación técnica del sistema, pero a los que estos mecanismos permiten corregir sus desvíos o hacer posible la garantía del suministro, se les computa el coste correspondiente derivado de los mismos. El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 3,7 ceur/kwh y en promedio sin ponderar de 3,1 ceur/kwh, siendo ambos inferiores a los registrados en el mes de enero de 3,1 ceur/kwh (precio medio ponderado) y 3,7 ceur/kwh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha disminuido respecto del mismo mes del año anterior, para el conjunto de compradores, en un 9,7% y para los clientes cualificados, comercializadores y agentes externos un 11,3%. Durante el mes de febrero el precio horario final máximo ha sido de,38 ceur/kwh en la hora del día y el mínimo ha sido de 1,799 ceur/kwh en la hora 9 del día 9. La relación entre el máximo y el mínimo es 3,8. Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a ceur/kwh en 8 días del mes, siendo la máxima diferencia de 3,9 ceur/kwh y la mínima diferencia de,98 ceur/kwh. cent/kwh FEBRERO 1, 1, Precio medio final ponderado de la energía en el mercado de Periodo Precio 1// 9// 3,7 cent/kwh 1, 8,,,,, Precio máximo Precio medio Precio minimo 8

30 En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios se sitúa entre 1,8 y 3,381 ceur/kwh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 1,799 y,38 ceur/kwh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1// 7.,833 3,91,18 1, // ,37 3,7 1,988 1, // 3.,81 3,98,18 1, // 1.9,93 3,8, 1, //.781,8 3,7 1,8 1, //.97,7 3,797 1,989 1, // 73.,1,79,97, // 19.8,8 3,3 1,898 1, // 1.3 3,,,9, // 9.,3 3,38,13 1, // 3.787,881 3,9,3 1, //. 3,13 3,1,39 1, // ,17 3,71, 1, // 81.9,9 3,731,3 1, //.,19,7 1,97, // 1.9,99 3,8 1,91 1, // 1.,97 3,8,19 1, // 7.999,878 3,73,179 1, // 3.8,9 3,913,171 1, // ,9,1,3 1, // 9. 3, 3,797,8 1, // 8.18,87,7,1 1, // ,8,99,9 3, // ,38,8,331, //.331,,38,83 3, // ,98,31,, // ,737,873,, // 99.1,91 3,7, 1, // 39.37,7,78 1,799,

31 El volumen de energía correspondiente al mes de febrero ha ascendido a 17.9 GWh y en volumen económico a.19 keur, inferior al registrado en el mes anterior que fue de 7.98 keur para un volumen de energía de GWh.. Componentes del precio horario final Los componentes del precio horario medio final que figuran a continuación se han determinado para el mes de febrero con la mejor previsión de medida de la que se dispone, incorporando la diferenciación entre distribuidores y el conjunto de comercializadoras, clientes cualificados y agentes externos. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. FEBRERO cent/kwh 3, 3,,, 1, 3,3,9,9,1,73,,88,89,89,3,8,7,3, 3,7,,,,7,3,71 Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 1,,, Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado 3

32 El precio horario final medio quedó determinado en el mes de febrero en un 8,1% por el precio del mercado diario, en un,77% por los costes derivados de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios y los procesos de operación técnica del sistema, incluyendo el exceso/déficit de los contratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley /1997, y en un 1,7% por la aplicación de la garantía de potencia. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. PORCENTAJES. FEBRERO cent/kwh 18% 1% 1% 1% 9% 8% 7% % % 3% 1% 1% % 3% 1% 1% % % 1% % % % 77% 8% 81% Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 3% % 1% % Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado ENERGÍA FINAL. PORCENTAJES. FEBRERO % % % 1% 9% % 1% % % 7% % % % % 8% % % % 7% % % % 99% 93% 9% Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 3% % 1% % Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado 31

33 El precio final horario medio a los efectos del artículo del Real Decreto 818/1998, de 3 de enero, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, se presenta en el cuadro siguiente. La media aritmética de las ocho primeras horas de los días del mes, precio valle, ha sido de,7 ceur/kwh. La media aritmética de los precios del resto de las horas ha sido de 3,8 ceur/kwh. 3

34 7. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL PERÍODO ENERO FEBRERO DE 7.1. Contratación de energía La contratación de energía en el mercado diario en el periodo ha ascendido a 3. GWh y 83.9 keur, lo que supone un incremento del 3,% y del,9%, respectivamente, respecto al mismo periodo del año anterior. La contratación de energía en el mercado intradiario en el mismo periodo se ha situado en.3 GWh y keur, lo que supone un notable aumento del,1% y un aumento del 3,3% respectivamente, respecto al mismo periodo del año anterior. La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa en el periodo enero-febrero de en 1.3 GWh y 3.9 keur, lo que supone un descenso del 17,% en energía y del,9% en volumen económico, con respecto al mismo periodo del año anterior. Para el conjunto del mercado de producción, la contratación neta de energía ha ascendido a 3.9 GWh y keur, lo que ha supuesto un incremento del,89% en energía y del,3% en volumen económico, con respecto al mismo periodo del año anterior 7. Precios El precio medio ponderado del mercado diario correspondiente al periodo ha sido de,7 ceur/kwh siendo el precio medio sin ponderar de,1 ceur/kwh. A continuación figura la evolución del precio medio ponderado durante este periodo. ceur/kwh PRECIO DEL MERCADO DIARIO ENERO 3 - FEBRERO 3 y ENERO - FEBRERO 8 7 Incremento: 3,3 % 3 1 ENERO FEBRERO Mercado Diario año 3 Mercado Diario año ENERO - FEBRERO 33

35 El precio medio ponderado del mercado intradiario ha sido de,1 ceur/kwh en este periodo y el precio medio sin ponderar ha sido de, ceur/kwh. A continuación figura la evolución del precio medio ponderado durante este periodo. ceur/kwh PRECIO MEDIO DEL MERCADO INTRADIARIO ENERO 3 - FEBRERO 3 y ENERO - FEBRERO 8 7 Incremento:, % 3 1 ENERO FEBRERO Mercado Intradiario año 3 Mercado Intradiario año ENERO - FEBRERO El precio medio de venta de energía en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de,3 ceur/kwh frente a,879 ceur/kwh del mismo periodo del año anterior. Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 1,1 ceur/kwh frente a,877 ceur/kwh del mismo periodo del año anterior. La repercusión de estos procesos sobre el precio medio horario final ponderado, incorporando el coste fijo de regulación y el coste de la solución de las restricciones técnicas, asciende a,17 ceur/kwh, un 8,% inferior al correspondiente a los dos primeros meses de 3. En cuanto al precio medio horario final ponderado que se ha situado en 3,9 ceur/kwh, la evolución en el periodo considerado figura a continuación: 3

36 ceur/kwh PRECIO HORARIO FINAL GLOBAL ENERO 3 - FEBRERO 3 y ENERO - FEBRERO 8 7 Incremento: -,9 % 3 1 ENERO FEBRERO PHF Global año 3 PHF Global año ENERO - FEBRERO Sin embargo el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (clientes cualificados, comercializadores y agentes externos) se sitúa en el periodo en,93 ceur/kwh, precio ponderado y en,793 ceur/kwh, precio sin ponderar. ceur/kwh 8 PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CLIENTES CUALIFICADOS, COMERCIALIZADORES Y COMPRAS DE AGENTES EXTERNOS ENERO 3 - FEBRERO 3 y ENERO - FEBRERO Incremento: -3,3 % ENERO FEBRERO ENERO - FEBRERO PHF consumo liberalizado año 3 PHF consumo liberalizado año 3

37 8. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LOS DOCE ÚLTIMOS MESES Mercado diario El mercado diario ha funcionado con normalidad desde el uno de enero de Todos los días se ha realizado la sesión correspondiente del mercado diario produciéndose el resultado de la casación, en la que se han fijado los precios marginales de cada una de las horas, y la energía casada para cada unidad de producción y adquisición. Las ofertas de venta en el mercado diario que deben realizar los generadores por unidad de producción, siempre que no existan compromisos derivados de contratación bilateral, pueden ser establecidas por una cantidad y un precio, o incorporar adicionalmente condiciones complejas (indivisibilidad, gradientes de carga, ingresos mínimos y parada programada) y se han caracterizado por: La mayoría de las ofertas de centrales térmicas han incluido condiciones complejas, si bien, el número de ofertas de unidades de producción que incorporan la condición de ingresos mínimos se ha reducido notablemente. Las ofertas de centrales hidroeléctricas y de algunas térmicas no incorporan condiciones complejas. Las ofertas de adquisición, que en el mercado diario no pueden incorporar condiciones complejas, han tenido las siguientes características durante el período: Las compañías distribuidoras realizan ofertas de compra según un patrón de demanda rígida, es decir, al precio instrumental establecido, aunque a partir del mes de abril de 1998, la normativa aplicable al mercado permite la realización de ofertas con precio a todas las unidades de adquisición (distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados). Los titulares de centrales de bombeo, los comercializadores y los consumidores cualificados que acuden al mercado vienen realizando ofertas de compra con precio diferente del instrumental. Los precios medios mensuales ponderados del mercado diario en los doce últimos meses han variado, desde el mayor correspondiente al mes de agosto de 3 (3,9 ceur/kwh), al menor correspondiente al mes de abril de 3 (,1 ceur/kwh). Para el 3,1% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1 y ceur/kwh. No obstante, en períodos de precios bajos, la diferencia entre precios máximos y mínimos es de menor entidad. El precio medio del periodo es de,9 ceur/kwh y el precio medio ponderado de 3,37 ceur/kwh. 3

38 ceur/kwh MARZO 3 - FEBRERO MWh 1 1 Precio medio ponderado de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio 1/3/3 9// 3,37 ceur/kwh /3/3 1/3/3 9/3/3 1//3 //3 1//3 //3 7//3 1//3 /7/3 19/7/3 /8/3 1/8/3 3/8/3 13/9/3 7/9/3 11/1/3 /1/3 8/11/3 /11/3 /1/3 /1/3 3/1/ 17/1/ 31/1/ 1// 8// Precio máximo Precio medio Precio mínimo Energía diaria Fechas MES ENERGÍA MERCADO DIARIO CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO PRECIO MEDIO PONDERADO GWh keur cent/kwh cent/kwh MARZO ,8,19 ABRIL ,1,1 MAYO ,,7 JUNIO ,87 3,8 JULIO ,7 3,879 AGOSTO ,798 3,9 SEPTIEMBRE ,78 3,91 OCTUBRE ,1 3,31 NOVIEMBRE 1..1,8,9 DICIEMBRE ,1, ENERO ,,8 FEBRERO ,,71 TOTAL ,9 3,37 37

39 El volumen de contratación en el mercado diario ha ascendido en los doce últimos meses a.7.3 keur y a GWh. La energía casada en el mercado diario tiene un máximo en verano en el mes de julio de 3 y en invierno en enero de, evolucionando los meses intermedios de forma continua. Durante los doce últimos meses, los valores máximos de potencia y energía programados del sistema, incluida la producción en régimen especial, son: La máxima potencia en los últimos 1 meses, de 37. MW se alcanzó en la hora del día 18 del mes de febrero de 3; en la temporada estival, se han alcanzado 3.99 MW en la hora 13 del día de julio de 3. Por lo que se refiere al volumen de energía demandada en transporte, la cifra máxima en invierno corresponde al mes de enero de con.8 GWh y en la temporada de verano son de destacar los GWh correspondientes a julio de 3. Las adquisiciones correspondientes a comercializadores y consumidores cualificados en el mercado diario en febrero de representan el 3,8% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario y el 3,% en volumen económico de la demanda mensual en este mercado. Las adquisiciones realizadas por los agentes externos en el mercado diario han sido de 3,7 GWh en el mes de febrero de. ENERGÍA (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO MES Comercializadoras y clientes cualificados Agentes externos Total 3 - MARZO.3 31,% 3,3%.39 33,8% 3 - ABRIL.88 3,% 3,7%.38 37,7% 3 - MAYO.38 3,89% 3,9%.7 37,79% 3 - JUNIO.39 3,9% 83 1,7%.71 3,39% 3 - JULIO.11 3,% 33 1,83%.1 3,3% 3 - AGOSTO.13 9,% 3 1,7%.3 3,98% 3 - SEPTIEMBRE.9 3,99% 193 1,17% ,1% 3 - OCTUBRE ,9% 1,8%.71 38,78% 3 - NOVIEMBRE.8 3,1% 18,9%.979 3,11% 3 - DICIEMBRE.9 31,% 19 1,1%.3 3,% - ENERO.91 33,9% 7 1,7%.17 3,% - FEBRERO.971 3,8% 1,%.3 3,83% TOTAL ,81% ,9% 7.9 3,% 38

40 Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales (ventas y compras) no gestionados por REE ha supuesto en el mercado diario un total de 9.7,1 GWh, a los que hay que añadir 1.3 GWh de los contratos bilaterales. La formulación de ofertas y el resultado de la casación ha sido sensible, no sólo a la evolución de la demanda de electricidad, sino también a las condiciones de hidraulicidad y producible hidroeléctrico. Para los doce últimos meses la producción por tecnologías ha sido la siguiente: 8 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS MARZO 3 - FEBRERO ENERGÍAS (GWh) /3/3 1/3/3 9/3/3 1//3 //3 1//3 //3 7//3 1//3 /7/3 19/7/3 /8/3 1/8/3 3/8/3 13/9/3 Fechas 7/9/3 11/1/3 /1/3 8/11/3 /11/3 /1/3 /1/3 3/1/ 17/1/ 31/1/ 1// 8// RÉGIMEN ESPECIAL A DISTRIBUCION RÉGIMEN ESPECIAL A MERCADO NUCLEAR IMPORTACIONES HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS MARZO 3 - FEBRERO % % 3% 1% 1% 3% 3% Carbón Fuel-Gas Nuclear Hidráulica Importaciones Régimen Especial a Distribución Ciclo Combinado Régimen Especial a Mercado % 39

41 ENERGÍA(GWh) Nuclear Importaciones Hidráulica Carbón Fuel-Gas Ciclo Combinado Regimen Especial a Mercado Regimen Especial a Distribución 3 - MARZO.73 7,9% 1 8,3% ,8%. 7,7% 31,% 3,9% 3,%.8 8,7% ABRIL.77 8,% 9 7,% ,9%.993,8%,% 1 1,% 33,3%.88 8,7% MAYO.79 8,% 73 9,3% ,7%.38 7,3% 3,% 37,% 371,7%.9 9,% JUNIO.11 7,% 7 9,%.3 7,1%. 8,7% ,% 1.3 1,% 1 7,%.38 7,3% JULIO.398 9,% 3 9,% 1.93,9%.9 9,% 8 13,% ,% 7 8,%.9 7,% AGOSTO.37 9,% 7 9,3% 1.38,%.89 9,3% 818 1,9% 1.9 1,% 79 8,%.,7% SEPTIEMBRE.11,9% 9,% 1.8,%.8 9,3% 7 11,9% ,1% 9,%.3 7,% OCTUBRE.83 7,7% 8,8% 1.88,%.937 9,% 7 9,% ,3% 3 9,%.1 8,% NOVIEMBRE.39 9,% 1 7,7%.733 8,3%.19 8,3% 33,% 999 7,1% 9,%.7 8,3% DICIEMBRE. 9,1% 9 7,3%.17 1,%.3 7,% 1 8,1% 71,8% 9,% ,%.3 - ENERO. 9,% 9 7,% 3.3 1,%.97 8,1%,9% ,% 9 9,9% 3.3 1,%.98 - FEBRERO.181 8,7% 7,%.88 8,7%.98 8,1% 39,7% 1. 11,8% 3 9,% 3.3 9,%.9 TOTAL ,% 7.1 1,% 3.8 1,% ,%.37 1,% ,%.9 1,% ,% 3.19 TOTAL El número de horas que cada tecnología ha marcado precio marginal, agrupando los datos por semanas, se refleja en el siguiente gráfico desde el comienzo del mercado de producción. TECNOLOGÍA QUE MARCA PRECIO 1/1/1998 al 9// (SEMANAL) Horas 8 11/1/1998 1/3/ // /7/1998 /9/1998 /11/1998 /1/1999 8/3/1999 3//1999 1/8/1999 3/1/1999 /1/1999 // 9// 11// 13/8/ 1/1/ 17/1/ 18//1 //1 //1 /8/1 8/1/1 3/1/1 3/3/ // 7/7/ 8/9/ 1/11/ 1/1/3 1/3/3 18//3 /7/3 1/9/3 3/11/3 /1/ Térmica Generación_Bombeo Hidraúlica Bombeo_consumo R.E.E. Importación sin Contrato REE Régimen Especial

42 El análisis comparativo de la media móvil de los periodos marzo febrero 3 y marzo 3 febrero, permite obtener los siguientes resultados: - La contratación de energía en el mercado diario en el periodo marzo 3 febrero ha ascendido a GWh y.7.3 keur, lo que supone un incremento del 7,1% y una disminución del 3,79%, respectivamente, respecto al periodo marzo febrero 3. - El precio medio ponderado del mercado diario correspondiente al periodo marzo 3 febrero ha sido de 3,37 ceur/kwh siendo el precio medio sin ponderar de,9 ceur/kwh, lo que supone un descenso del 1,9% y del 11,1%, respectivamente, respecto al periodo marzo febrero 3. A continuación figura la evolución del precio medio ponderado durante este periodo. ceur/kwh PRECIO DEL MERCADO DIARIO MARZO - FEBRERO 3 y MARZO 3 - FEBRERO 8 7 Incremento: -1,9 % 3 1 MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO - FEBRERO Mercado Diario año - 3 Mercado Diario año 3-1

43 La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercado desde el uno de enero de 1998 ha pasado por diversos niveles, como refleja el gráfico adjunto. En los periodos estivales se incrementa significativamente la energía involucrada en la solución de restricciones técnicas (,8% de la correspondiente al mercado diario en julio de 1999, 3,% en julio de, 3,87% en agosto de 1,,1% en agosto de y,8% en julio de 3), así como en los meses invernales, si bien en menor proporción. En este último mes ha supuesto un 1,9% de la energía negociada en el mercado diario. Energía (MWh) Energía Diaria Asignada por Restricciones ENERO FEBRERO ene-98 1-abr-98 1-jul-98 1-oct-98 1-ene-99 1-abr-99 1-jul-99 1-oct-99 1-ene- 1-abr- 1-jul- 1-oct- 1-ene-1 1-abr-1 1-jul-1 1-oct-1 1-ene- 1-abr- 1-jul- 1-oct- 1-ene-3 1-abr-3 1-jul-3 1-oct-3 1-ene- Energia Tendencia Quincenal Días MES ENERGÍA PROCESO DE RESTRICCIONES VOLUMEN ECONÓMICO COSTE TOTAL COSTE UNITARIO PRECIO MEDIO GWh keur keur cent/kwh cent/kwh MARZO ,,7 ABRIL ,37,31 MAYO ,81 7,88 JUNIO ,13 9,99 JULIO ,9 9,13 AGOSTO ,11 9,71 SEPTIEMBRE ,7 9,3 OCTUBRE ,8 8,33 NOVIEMBRE ,87 7, DICIEMBRE ,1,9 ENERO ,11 7,19 FEBRERO ,73, TOTAL ,8 7,817

44 8.. Análisis del margen de reserva de producción de energía eléctrica en el mercado diario El margen de reserva de producción de energía eléctrica puede evaluarse en el mercado diario mediante la determinación del conjunto de ofertas de venta de los productores que no han resultado casados, ya que constituye energía disponible en exceso sobre la demanda de electricidad casada. La consideración del margen de reserva de un mercado es un factor esencial para la correcta formación de precios. La consideración como margen de reserva de las energías ofertadas y no casadas depende del tipo de tecnología así como de la posibilidad de uso permanente de dicha energía. En el análisis siguiente se consideran tres hipótesis de evaluación de la reserva de producción de energía eléctrica u oferta residual, indicándose en las mismas horas la producción disponible y la demanda agregada. Se entiende por demanda agregada el total de energía casada, y por oferta residual la diferencia entre la oferta de producción disponible y la oferta de producción casada en cada hora. Hipótesis 1, oferta de energía residual total exceptuando la importación, donde se considera la producción de energía eléctrica disponible como el total de energía ofertada, a excepción de las importaciones, en cada una de las horas del período marzo 3- febrero : MWh OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL TOTAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN (HIPÓTESIS 1) MARZO 3 - FEBRERO MWh DEMANDA AGREGADA / PRODUCCIÓN DISPONIBLE /3/3 13/3/3 /3/3 //3 18//3 1//3 13//3 //3 //3 18//3 1/7/3 13/7/3 /7/3 /8/3 18/8/3 31/8/3 1/9/3 /9/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/11/3 OFERTA RESIDUAL /11/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/1/ /1/ // 18// DEMANDA AGREGADA PRODUCCIÓN DISPONIBLE OFERTA RESIDUAL Fecha 3

45 Hipótesis, oferta de energía residual térmica exceptuando la importación, en donde se descuenta de la producción de energía eléctrica disponible considerada en la hipótesis uno, el total de energía ofertada proveniente de centrales hidráulicas, para cada una de las horas del período marzo 3- febrero, no considerando como reserva permanente el excedente de potencia horaria hidráulica. Es por tanto, una hipótesis conservadora, especialmente en el caso en que el producible hidroeléctrico sea alto o medio. MWh OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL TÉRMICA EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN (HIPÓTESIS ) MARZO 3 - FEBRERO MWh /3/3 13/3/3 /3/3 //3 18//3 1//3 13//3 //3 //3 18//3 1/7/3 13/7/3 /7/3 /8/3 18/8/3 31/8/3 1/9/3 /9/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/11/3 /11/3 DEMANDA AGREGADA / PRODUCCIÓN DISPONIBLE /1/3 19/1/3 31/1/3 1/1/ OFERTA RESIDUAL /1/ // 18// DEMANDA AGREGADA PRODUCCIÓN DISPONIBLE OFERTA RESIDUAL Fecha Hipótesis 3, oferta residual térmica límite exceptuando la importación, en donde se descuenta de la producción de energía eléctrica disponible considerada en la hipótesis dos, el total de energía ofertada proveniente de ofertas a un precio superior a 9,1 ceur/kwh y que no han sido asignados en el día en el proceso de solución las restricciones técnicas, para cada una de las horas del período marzo 3- feberero : MWh OFERTA RESIDUAL TÉRMICA LÍMITE EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN (HIPÓTESIS 3) MARZO 3 - FEBRERO MWh DEMANDA AGREGADA / PRODUCCIÓN DISPONIBLE /3/3 13/3/3 /3/3 //3 18//3 1//3 13//3 //3 //3 18//3 1/7/3 13/7/3 /7/3 /8/3 18/8/3 31/8/3 1/9/3 /9/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/11/3 /11/3 OFERTA RESIDUAL /1/3 19/1/3 31/1/3 1/1/ /1/ // 18// DEMANDA AGREGADA PRODUCCIÓN DISPONIBLE OFERTA RESIDUAL Fecha

46 El análisis de la evolución del margen de reserva conjuntamente con el análisis de la evolución de los precios es un factor relevante e indicativo de la sensibilidad de los precios a la situación de abundancia o escasez relativa de la producción en exceso sobre la casada. En el mercado diario se produce una elevada correlación inversa entre el margen de reserva de producción de energía eléctrica y el precio de dicha energía, como a continuación figura para las hipótesis anteriores y los periodos coincidentes. PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN HIPÓTESIS /3/3 13/3/3 /3/3 //3 18//3 1//3 13//3 //3 //3 18//3 1/7/3 13/7/3 /7/3 /8/3 18/8/3 31/8/3 1/9/3 /9/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/11/3 /11/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/1/ Precio (ceuro/kwh) /1/ Potencia horaria (MWh) // 18// PRECIO MERCADO Línea de tendencia precio mercado OFERTA RESIDUAL Línea de tendencia de oferta residual Fecha PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN HIPÓTESIS Precio (ceuro/kwh) Potencia horaria (MWh) /3/3 13/3/3 /3/3 //3 18//3 1//3 13//3 //3 //3 18//3 1/7/3 13/7/3 /7/3 /8/3 18/8/3 31/8/3 1/9/3 /9/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/11/3 /11/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/1/ /1/ // 18// PRECIO MERCADO Línea de tendencia precio mercado OFERTA RESIDUAL Línea de tendencia de oferta residual Fecha PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN HIPÓTESIS /3/3 13/3/3 /3/3 //3 18//3 1//3 13//3 //3 //3 18//3 1/7/3 13/7/3 /7/3 /8/3 18/8/3 31/8/3 1/9/3 /9/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/11/3 /11/3 /1/3 19/1/3 31/1/3 1/1/ /1/ // Precio (ceuro/kwh) 18// Potencia horaria (MWh) PRECIO MERCADO Línea de tendencia precio mercado OFERTA RESIDUAL Línea de tendencia de oferta residual Fecha

47 8.3. Procesos de operación técnica del sistema Durante los meses transcurridos desde marzo de 3, los procesos de operación técnica gestionados por el operador del sistema, gestión de desvíos y servicios complementarios, han requerido la contratación de una potencia horaria media mensual de banda por valor de 1.1 MW, y una contratación mensual media de energía por valor de 71 GWh. En volumen económico, y para los meses marzo 3 febrero, estos servicios han supuesto una contratación de keur para la banda y de 3.7 keur para retribuir a las energías de gestión de desvíos y servicios complementarios. El coste (sobre el precio del mercado diario) de estos servicios para el consumidor ha sido de 7.9 keur. No obstante, como figura en los cuadros siguientes, las variaciones de los diferentes procesos y en los distintos meses son significativas. COSTE FIJO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA MES POTENCIA MEDIA BANDA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE UNITARIO MEDIO PRECIO MEDIO PONDERADO MW keur cent/kwh cent/kw/h MARZO ,7 1,371 ABRIL ,,98 MAYO ,8,87 JUNIO ,9 1,89 JULIO ,8 1,78 AGOSTO ,11,8 SEPTIEMBRE ,9 1,91 OCTUBRE ,13,3 NOVIEMBRE ,1 1,9 DICIEMBRE ,7 1,87 ENERO ,9,938 FEBRERO 1..3,,9 TOTAL ,77 1,8 COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE (1) COSTE UNITARIO () PRECIO MEDIO A SUBIR PRECIO MEDIO A BAJAR ENERGÍA MES GWh keur keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO ,,1 1,7 ABRIL ,33, 1,7 MAYO ,,71 1,13 JUNIO ,9, 1,79 JULIO ,7,3,1 AGOSTO ,,,89 SEPTIEMBRE ,1,88,19 OCTUBRE ,9,7 1,713 NOVIEMBRE ,37 3,883 1,8 DICIEMBRE , 3, 1,373 ENERO , 3,9 1,7 FEBRERO 1.7.3,33 3,7 1,7 TOTAL ,9,31 1,98

48 COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN SECUNDARIA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE (1) COSTE UNITARIO () PRECIO MEDIO A SUBIR PRECIO MEDIO A BAJAR ENERGÍA MES GWh keur keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO ,11 3,18 1,8 ABRIL ,9,9 1,71 MAYO ,11 3,9 1,38 JUNIO 1.3.7,11,17,17 JULIO ,1,91,9 AGOSTO ,1,,9 SEPTIEMBRE ,11,89, OCTUBRE ,13 3,79 1,89 NOVIEMBRE ,8, 1,33 DICIEMBRE ,,39 1,81 ENERO ,8,81 1,7 FEBRERO , 3,1 1,771 TOTAL ,9 3,78 1,798 COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN TERCIARIA Y EMERGENCIA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE (1) COSTE UNITARIO () PRECIO MEDIO A SUBIR PRECIO MEDIO A BAJAR ENERGÍA MES GWh keur keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO ,,8,7 ABRIL ,17 3,8,88 MAYO ,3,3,7 JUNIO ,,79 1,37 JULIO ,9,91 1,7 AGOSTO ,7 7,3 1,8 SEPTIEMBRE ,,981 1,7 OCTUBRE ,3,39 1,377 NOVIEMBRE ,17, 1,1 DICIEMBRE ,,838,981 ENERO ,, 1, FEBRERO ,,7 1,91 TOTAL ,9, 1,3 COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN EL PROCESO DE GESTIÓN DE DESVÍOS VOLUMEN ECONÓMICO COSTE (1) COSTE UNITARIO () PRECIO MEDIO A SUBIR PRECIO MEDIO A BAJAR ENERGÍA MES GWh keur keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO ,9,39 1, ABRIL ,7,38 1, MAYO ,17,91 1,3 JUNIO ,8,33 1,838 JULIO ,8,193,3 AGOSTO ,8,8,9 SEPTIEMBRE ,1,989, OCTUBRE ,1,77 1,87 NOVIEMBRE ,1,71 1,1 DICIEMBRE ,11 3,98 1,33 ENERO ,7,71 1,7 FEBRERO , 3,87 1,977 TOTAL ,1, 1,1 7

49 Del análisis de estos procesos pueden obtenerse las siguientes conclusiones: El volumen de energía necesario para la operación técnica del sistema se sitúa en el 3,9% del conjunto de la energía contratada en el mercado de producción. Este volumen de energía corresponde: A la diferencia entre los programas horarios resultado de la contratación en las diferentes sesiones del mercado y la oferta - demanda de energía en tiempo real. A la gestión de la energía necesaria para garantizar la igualdad de flujos de oferta y demanda dentro de cada período horario. El volumen de energía desviada es significativo aunque se trata de cifras que se encuentran dentro de los márgenes de error en las previsiones de la demanda. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos marzo febrero 3 y marzo 3 - febrero, permite obtener los siguientes resultados: - La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa para el periodo marzo 3 - febrero en 8.3 GWh y 3.7 keur, lo que supone un descenso del,71% en energía y del 19,1% en volumen económico, con respecto al periodo marzo febrero 3. - El precio medio de venta de energía para el período marzo 3 - febrero en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de,799 ceur/kwh frente a,7 ceur/kwh del periodo marzo - febrero 3. Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 1,7 ceur/kwh en el período marzo 3 - febrero frente a 1,19 ceur/kwh del periodo marzo febrero 3. - La repercusión de estos procesos sobre el precio medio horario final ponderado, incorporando el coste fijo de regulación y el coste de la solución de las restricciones técnicas, asciende a, ceur/kwh en el período marzo 3 - febrero, un 1,99% inferior al correspondiente al periodo marzo febrero 3. 8

50 8.. Mercado Intradiario El mercado intradiario inició su funcionamiento el día uno de abril de Durante los tres primeros meses la contratación se realizó en dos sesiones. A partir de julio y hasta el día 1 de septiembre el mercado contó con cuatro sesiones y desde esta fecha incorpora cinco sesiones hasta el día 8 de marzo de 1999 en que se añadió la sexta sesión. El mercado ha funcionado todos los días en todas las sesiones, salvo en la primera sesión en el periodo de julio a septiembre de 1998 que no pudo celebrarse por no disponerse en tiempo útil del programa diario viable. Las ofertas de compra y de venta en el mercado intradiario pueden ser simples o incorporar condiciones complejas, sin que exista ninguna limitación a la libertad de contratación en el mismo, ya que se trata de un mercado de ajustes, pudiendo todos los agentes del mercado presentar ofertas de compra y venta, simples o complejas. Las características de las ofertas han sido las siguientes: La contratación en este mercado por parte de las unidades de producción ha sido muy superior a la correspondiente a las unidades de adquisición. El mercado ha solucionado adecuadamente las indisponibilidades de los grupos y las infactibilidades derivadas de procesos de asignación de energía anteriores al mercado intradiario. El número de ofertas es muy numeroso, si bien el de ofertas casadas es más reducido. Debe tenerse en cuenta que en este mercado, puede realizarse más de una oferta por unidad de producción o adquisición. Los precios medios en el mercado intradiario en los doce últimos meses han sido del orden de,8 ceur/kwh. En el mes de febrero se observa un ligero incremento del precio medio ponderado respecto al mes anterior, aumentando a,7 ceur/kwh. La diferencia entre los precios máximos y mínimos es generalmente superior a la del mercado diario, produciéndose en determinados periodos una volatilidad significativa. 9

51 MERCADO INTRADIARIO MES ENERGÍA CONTRATACIÓN COSTE UNITARIO PRECIO MEDIO PRECIO MEDIO PONDERADO GWh keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO ,1,18, ABRIL ,1,17,9 MAYO ,11,,9 JUNIO ,3 3,7 3,788 JULIO , 3,81 3,97 AGOSTO ,8 3,88 3,8 SEPTIEMBRE , 3,8 3,91 OCTUBRE ,3 3,3 3,17 NOVIEMBRE ,3,33,38 DICIEMBRE ,1 1,989,3 ENERO.81 9.,1,3,37 FEBRERO ,,91,7 TOTAL ,3,97,8 Las energías liquidadas del mercado intradiario incluyen los desgloses de las unidades de régimen especial. Del estudio de las diferencias entre el precio máximo y mínimo de cada día, se observa que el,8% de los días la diferencia es menor que 1 ceur/kwh, el,% de los días esta diferencia se sitúa entre y 3 ceur/kwh y el,% de los días es superior a 3 ceur/kwh.

52 ceur/kwh PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD MARZO 3 - FEBRERO keur /3/3 1/3/3 9/3/3 1//3 //3 1//3 //3 7//3 1//3 /7/3 19/7/3 /8/3 1/8/3 3/8/3 13/9/3 7/9/3 11/1/3 /1/3 8/11/3 /11/3 /1/3 /1/3 3/1/ 17/1/ 31/1/ 1// 8// Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad Volumen total de negocio Precio medio Volumen negociado,8 8.7 ceur/kwh keur DIAS Las unidades de adquisición tienen una presencia todavía escasa, sobre todo en el caso de las distribuidoras cuyo peso es mayoritario en el conjunto de unidades de adquisición. Ello podría ser consecuencia del desconocimiento en tiempo útil de su coste de los desvíos y de las dificultades en la previsión de la demanda. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos marzo febrero 3 y marzo 3 febrero permite obtener los siguientes resultados: La contratación de energía en el mercado intradiario en el periodo marzo 3 febrero ha ascendido a 18. GWh y 8.7 keur, lo que supone un aumento del 7,3% y del 1,% respectivamente, respecto al periodo marzo febrero 3. El precio medio ponderado del mercado intradiario correspondiente al periodo marzo 3 febrero ha sido de,8 ceur/kwh siendo el precio medio sin ponderar de,97 ceur/kwh, lo que supone un descenso del 9,1% y 9,79% respectivamente, respecto al periodo marzo febrero 3. A continuación figura la evolución del precio medio ponderado durante este periodo. 1

53 ceur/kwh PRECIO MEDIO DEL MERCADO INTRADIARIO MARZO - FEBRERO 3 y MARZO 3 - FEBRERO 8 7 Incremento: -9,1 % 3 1 MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO - FEBRERO Mercado Intradiario año - 3 Mercado Intradiario año 3 - MWh VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD MARZO 3 - FEBRERO 1/3/3 1/3/3 9/3/3 1//3 //3 1//3 //3 7//3 1//3 /7/3 19/7/3 /8/3 1/8/3 3/8/3 13/9/3 7/9/3 11/1/3 /1/3 8/11/3 /11/3 /1/3 /1/3 3/1/ 17/1/ 31/1/ 1// 8// Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad Volumen total negocio U. adquisición U. bombeo U. producción,8 ceur/kwh 8.7 keuro V E N T A C O M P R A Fechas La energía negociada por comercializadores y consumidores cualificados representa, para el conjunto del periodo, el 7,7% de la energía total negociada en este mercado, y el 3,3% de la energía negociada por las unidades de adquisición habiendo seguido una tendencia creciente desde la creación del mercado intradiario.

54 8.. Garantía de Potencia El coste por garantía de potencia se calcula desde 1999 de acuerdo con la Orden de 17 de diciembre de 1998 que modifica la anterior de 9 de diciembre de En dicha Orden se establece que: Los consumidores cualificados, comercializadores y agentes externos conocen previamente su pago por garantía de potencia en cada hora. Las distribuidoras tienen un precio único horario cada mes. El Real Decreto /1999 por el que se establece la tarifa para el año dispone en su artículo 1 que el valor de 1,3 PTA/kWh que se aplicaba para el cálculo del importe mensual a cobrar por garantía de potencia tomaría el valor de 1,1 desde el 1 de enero de. El Real Decreto Ley / de 3 de junio sustituye este valor por el de,8 PTA/kWh aplicable desde el 1 de julio de, además de alterar los criterios de cobro y pago por el concepto de garantía de potencia. A los efectos de los cálculos realizados para las liquidaciones estos precios han sido convertidos a ceur/kwh redondeando a decimales. Como figura en el cuadro siguiente los consumidores cualificados, comercializadores y agentes externos tienen un pago por garantía de potencia más reducido que los distribuidores. En noviembre de 3 tomó el valor máximo que fue de,9 ceur/kwh y en agosto toma un valor de ceur/kwh. Los distribuidores, por su parte, tienen un precio medio que varía entre el mínimo de,8 ceur/kwh en diciembre de 3 y el máximo de octubre de 3 de,9 ceur/kwh. GARANTÍA DE POTENCIA COSTE UNITARIO MEDIO MES VOLUMEN ECONÓMICO CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES C.CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS DISTRIBUIDORES Y CONTRATOS EXPORTACIÓN DE REE keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO 7.39,1,111,9 ABRIL.391,1,11,7 MAYO 7.97,,11,9 JUNIO 78.8,3,1,9 JULIO 8.,3,119,7 AGOSTO 8.,9,,8 SEPTIEMBRE 7.9,1,1,91 OCTUBRE 7.7,9,117,9 NOVIEMBRE 7.783,3,9,7 DICIEMBRE 8.33,,87,8 ENERO 8.89,8,79,8 FEBRERO 79.8,,89,9 TOTAL 9.,1,1, 3

55 8.. Mercado de producción y precio horario final En el funcionamiento del mercado de producción, además de lo señalado en los apartados anteriores, cabe mencionar: El volumen de energía total negociado en las diferentes sesiones del mercado de producción ha alcanzado el máximo en el mes de julio de 3, seguido de los meses de enero de y de agosto de 3. El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en el mes de julio de 3, seguido del mes de agosto y de junio de 3. Los procesos de liquidación se han realizado en el plazo previsto, y en la forma establecida en las Reglas del Mercado con la colaboración del operador del sistema. Aunque no se dispone de medidas firmes para el conjunto de los agentes en ninguno de los meses del periodo, hay que señalar que las medidas hasta marzo de tienen este carácter, lo que ha permitido el cálculo de la cuantía y coste de los desvíos, y que las liquidaciones mensuales hayan podido incorporar dichos valores. Se está produciendo un desarrollo apreciable de la actividad de comercialización y de la contratación libre de los consumidores cualificados, por lo que la participación de estos agentes en el mercado está creciendo a tasas elevadas. Por semanas, el conjunto de las adquisiciones realizadas por los comercializadores, clientes cualificados y agentes externos ha seguido la evolución que figura en el cuadro siguiente representando durante la última semana del mes de febrero el 38,3% del total de la energía adquirida en el conjunto de los mercados diario e intradiario. La tasa de crecimiento desde las cuatro primeras semanas del mes de marzo del año 3 a las últimas cuatro semanas de febrero de ha sido del,7%.

56 GWh/semana 8 COMPRAS DE COMERCIALIZADORES, CONSUMIDORES CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS ENERO FEBRERO /1/98 /3/98 31//98 9/8/98 18/1/98 7/1/98 7/3/99 1//99 /7/99 3/1/99 1/1/99 // 3// 9/7/ 17/9/ /11/ //1 1//1 //1 /9/1 11/11/1 /1/ 31/3/ 9// 18/8/ 7/1/ /1/3 1/3/3 //3 3/8/3 1/1/3 1/1/3 9// Energía a precio libre (período): 91.1, GWh Energía a precio libre (última semana): 1.,7 GWh (38,3 %) Energía total adquirida (período)(*):1.7.,8 GWh Energía total adquirida (última semana):.,1 GWh * Excluído consumo de bombeo y autoproductores Diario Intradiario Los precios horarios finales mensuales han variado, desde el mayor correspondiente al mes de agosto de 3 (, ceur/kwh), al menor correspondiente al mes de abril de 3 (,81 ceur/kwh). Las cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en julio de 3 con 18. GWh, siendo el mínimo del período en el mes de abril de 3 con 1.73 GWh.

57 PRECIO FINAL PRECIO MEDIO PRECIO MEDIO PONDERADO ENERGÍA CONTRATACIÓN MES cent/kwh cent/kwh GWh keur Distribuidores C.Cualificados General Distribuidores C.Cualificados General MARZO ,38,71 3,8 3,9,8 3,11 ABRIL ,,33,78 3,7,8,81 MAYO ,,7 3,11 3,3,9 3, JUNIO ,,8,1,83,, JULIO ,3,9,38,81,78,8 AGOSTO ,77,73,,98,, SEPTIEMBRE ,79,8,,871,33,9 OCTUBRE ,378 3,7,19,17 3,977,1 NOVIEMBRE ,9 3, 3,9 3,1 3,199 3,38 DICIEMBRE ,979,88,8 3,9,779,9 ENERO ,18,8 3,7 3,8,9 3,1 FEBRERO ,17,78 3,1 3,3,89 3,7 cent/kwh MARZO 3 - FEBRERO 8, 7, Precio medio final ponderado de la energía en el mercado de electricidad Periodo Precio 1/3/3 9// 3,711 cent/kwh,,, 3,, 1,, 1/3/3 1//3 1//3 1//3 1/7/3 1/8/3 1/9/3 1/1/3 1/11/3 1/1/3 1/1/ 1// Precio medio Precio minimo Precio máximo

58 El análisis de los componentes del precio horario final que figura a continuación se ha determinado para los doce últimos meses con la mejor previsión de medida de la que se dispone, incorporando la diferenciación entre el que corresponde a distribuidores y el referido a comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos: 1. Los componentes del precio horario medio final para el conjunto del mercado han sido los siguientes: MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA GARANTÍA DE POTENCIA PRECIO HORARIO FINAL MES cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO,19,,71 -,1,81,1 3,11 ABRIL,1,37,3 -,1,7,1,81 MAYO,7,81,,11,17, 3, JUNIO 3,8,13,89 -,3,78,3, JULIO 3,879,9,81 -,,,3,8 AGOSTO 3,9,11,9 -,8,,9, SEPTIEMBRE 3,91,7,9,,7,1,9 OCTUBRE 3,31,8,11,3,7,9,1 NOVIEMBRE,9,87,9 -,3,7,3 3,38 DICIEMBRE,,1, -,1,7,,9 ENERO,8,11,,1,,8 3,1 FEBRERO,71,7,3,,, 3,7 TOTAL 3,37,8,73 -,3,7,1 3,711 Este precio final, por ser un precio medio, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las siguientes hipótesis: Se ha calculado como precio de adquisición de energía en el mercado de producción y se calcula teniendo en cuenta todos los pagos y cobros que han efectuado todos los compradores, siendo los pagos de garantía de potencia los correspondientes a la normativa en vigor en cada periodo. En este precio se incluyen los sobrecostes de las energías de regulación secundaria y terciaria. Una vez conocidas las medidas, se repercutirán dichos sobrecostes solamente entre los agentes que se hayan desviado en proporción a sus desvíos. El sobrecoste por desvíos en los doce últimos meses liquidados con medidas firmes, de abril de 1 a marzo de, ha variado desde algunos céntimos hasta 3, ceur/kwh, siendo su valor medio 1, ceur/kwh. 7

59 Como promedio dicho precio final tiene los siguientes componentes: El precio del mercado diario que representa entorno al 81,8% del precio final. El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios y los procesos de operación técnica, incluyendo el exceso/déficit de los contratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley /1997, que suponen alrededor del,1% del precio final. La garantía de potencia que supone, en promedio, el 1,1% del precio final.. Los componentes del precio horario final para comercializadores y consumidores cualificados, son los siguientes: MES COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES C. CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA GARANTÍA DE POTENCIA PRECIO HORARIO FINAL cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO,,1,71,1,7,111,8 ABRIL,,39,3,1,3,11,8 MAYO,7,8,,19,8,11,9 JUNIO 3,8,13,9,17,88,1, JULIO 3,9,9,8,19,,119,78 AGOSTO 3,91,11,98,1,7,, SEPTIEMBRE 3,97,77,9,19,,1,33 OCTUBRE 3,8,8,11,8,,117 3,977 NOVIEMBRE,83,93,9 -,,1,9 3,199 DICIEMBRE,7,11,,,,87,779 ENERO,83,1,7,3,,79,9 FEBRERO,,7,3,8,3,89,89 TOTAL 3,7,88,73,,9,1 3, Este precio final, por ser un precio medio, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos, cobros y la energía solamente de los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos. Como promedio dicho precio final de comercializadores y clientes cualificados tiene los siguientes componentes: El precio del mercado diario que representa entorno al 88,88% del precio final. 8

60 El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios y los procesos de operación técnica que suponen un,1% del precio final. La garantía de potencia que supone, en promedio, el,71% del precio final. 3. Los componentes del precio horario final para distribuidoras y contratos de exportación de REE, son los siguientes: COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA DISTRIBUIDORES Y EXPORTACIÓN DE REE MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA GARANTÍA DE POTENCIA PRECIO HORARIO FINAL MES cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh cent/kwh MARZO,19,1,7,,11,9 3,9 ABRIL,19,3,,1,11,7 3,7 MAYO,,83,8,1,1,9 3,3 JUNIO 3,838,13,9,7,91,9,83 JULIO 3,91,98,83,1,,7,81 AGOSTO,3,11,97,,7,8,98 SEPTIEMBRE 3,9,7,9,9,7,91,871 OCTUBRE 3,37,87,11,8,7,9,17 NOVIEMBRE,1,8,98,,8,7 3,1 DICIEMBRE,,1,,,9,8 3,9 ENERO,1,1,8,,,8 3,8 FEBRERO,88,73,,1,9,9 3,3 TOTAL 3,,88,7,,89, 3,97 Este precio final, por ser un precio medio, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos y cobros y la energía solamente de los distribuidores. Como promedio dicho precio final correspondiente a distribuidores, tiene los siguientes componentes: El precio del mercado diario que representa entorno al 77,8% del precio final. El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios y de los procesos de operación técnica, incluyendo el exceso/déficit de los contratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley /1997, que suponen el,1% del precio final. La garantía de potencia que supone, en promedio, el 1,1% del precio final. 9

61 El análisis comparativo de la media móvil de los periodos marzo febrero 3 y marzo 3 febrero, permite obtener los siguientes resultados: - Para el conjunto del mercado de producción, la contratación de energía ha ascendido en el período marzo 3 febrero a.9 GWh y keur, lo que ha supuesto un aumento del 7,1% en energía y una disminución del,71% en volumen económico, con respecto al periodo marzo febrero 3. La contratación de energía del año hasta marzo corresponde a la liquidación efectuada incorporando medidas firmes. - En cuanto al precio medio horario final ponderado del período marzo 3 - febrero, se ha situado en 3,711 ceur/kwh, lo que ha supuesto un descenso del 9,% respecto al periodo marzo febrero 3. La evolución en el periodo considerado figura a continuación: ceur/kwh PRECIO HORARIO FINAL GLOBAL MARZO - FEBRERO 3 y MARZO 3 - FEBRERO 8 7 Incremento: -9, % 3 1 MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO - FEBRERO PHF Global año - 3 PHF Global año 3 - Sin embargo el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (clientes cualificados, comercializadores y agentes externos) se sitúa en el periodo en 3, ceur/kwh, precio ponderado y en 3,1 ceur/kwh, precio sin ponderar.

62 ceur/kwh 8 PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CLIENTES CUALIFICADOS, COMERCIALIZADORES Y COMPRAS DE AGENTES EXTERNOS MARZO - FEBRERO 3 y MARZO 3 - FEBRERO Incremento: -11,8 % MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO - FEBRERO PHF consumo liberalizado año - 3 PHF consumo liberalizado año 3 - Se observa que este precio ponderado es inferior para comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos en un 11,8%, en relación con el precio horario final medio en el periodo marzo - febrero 3. 1

63 9. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES EN EL MERCADO DE PRODUCCIÓN 9.1. Volumen de intercambios internacionales La energía negociada en los diferentes mercados correspondiente a importaciones y exportaciones queda reflejada en la tabla en los últimos doce meses: En el programa diario viable se incluye la energía casada en el mercado diario, los contratos suscritos por REE a que se refiere la disposición transitoria novena de la ley /1997, la energía de los contratos bilaterales y la energía retirada en la solución de restricciones técnicas. PROGRAMA DIARIO VIABLE IMPORTACIÓN (MWh) MERCADO INTRADIARIO OTROS TOTAL PROGRAMA DIARIO VIABLE EXPORTACIÓN (MWh) MERCADO INTRADIARIO OTROS TOTAL 3 - Marzo Marzo Abril Abril Mayo Mayo Junio Junio Julio Julio Agosto Agosto Septiembre Septiembre Octubre Octubre Noviembre Noviembre Diciembre Diciembre Enero Enero Febrero Febrero Total Total

64 El volumen económico de importación y exportación negociado en el mercado de producción de energía se muestra a continuación: PROGRAMA DIARIO VIABLE IMPORTACIÓN (keur) MERCADO INTRADIARIO OTROS TOTAL PROGRAMA DIARIO VIABLE EXPORTACIÓN (keur) MERCADO INTRADIARIO OTROS TOTAL 3 - Marzo Marzo Abril Abril Mayo Mayo Junio Junio Julio Julio Agosto Agosto Septiembre Septiembre Octubre Octubre Noviembre Noviembre Diciembre Diciembre Enero Enero Febrero Febrero Total Total En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales, y las correspondientes a los contratos suscritos por REE, a los que se refiere la disposición transitoria novena de la ley /1997, se han valorado al precio del mercado o proceso correspondiente. 3