MERCADO DE ELECTRICIDAD

Transcripción

1 MERCADO DE ELECTRICIDAD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Diciembre 1998

2 INDICE Introducción 1.- Secuencia de las Sesiones del Mercado de Producción de Energía Eléctrica 2.- Evolución del Mercado Diario en el mes de diciembre 3.- Evolución del Mercado Intradiario en el mes de diciembre 4.- Evolución de los Procedimientos de Operación del Sistema en el mes de diciembre 5.- Garantía de Potencia en el mes de diciembre 6.- Evolución del Mercado de Producción en el mes de diciembre 7.- Evolución del Mercado de Producción en el periodo enero - diciembre

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 físicos, 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 y los consumidores cualificados pueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales físicos. 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 físico. La parte demandante en el mercado diario son los distribuidores, comercializadores y clientes 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 clientes cualificados que tengan las 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. 3

4 Normativa: El funcionamiento del mercado se rige por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico y sus normas de desarrollo: - Real Decreto 2019/1997 por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - Real Decreto 1820/1998 por el que se establecen tarifas de acceso a las redes. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 29 de diciembre de 1997 por la que se desarrollan algunos aspectos del R.D. 2019/1997, modificando la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 14 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 29 de diciembre de 1997, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - 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 Energía y Recursos Minerales de 30 de junio de Las citadas Reglas y Contrato deben ser suscritos por todos los agentes del mercado para su participación en el mismo. Las Reglas de Funcionamiento del Mercado y el Contrato de Adhesión mantendrán su vigencia al menos hasta el 31/1/99. 4

5 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: 11:00 h.) Las transacciones derivadas de la sesión del mercado junto a los contratos bilaterales físicos y los con internacionales suscritos por REE dan lugar al programa base de funcionamiento. Solución de restricciones técnicas: (final sesión: 14:30 h.) 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: 16:00 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. 5

6 Mercado intradiario: Los agentes del mercado pueden participar en las 5 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 en el programa viable, en intradiarios anteriores y la condición para las unidades de adquisición de haber participado en el mercado diario. 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. 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. 6

7 2.- EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO EN EL MES DE DICIEMBRE 2.1. 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 Precios en el mercado diario y volumen de contratación El precio medio ponderado del mercado diario correspondiente al mes de diciembre es de 4,196 PTA/kWh, siendo el precio medio sin ponderar de 4,091 PTA/kWh. Ambos inferiores a los del mes de noviembre de 4,812 PTA/kWh y 4,688 PTA/kWh para el precio medio ponderado y sin ponderar respectivamente. PTA/kWh DICIEMBRE 1998 MWh Precio medio ponderado de la Energía en el mercado diario de eletricidad Periodo Precio 1/12/ /12/1998 4,196 PTA/kWH Precio máximo Precio medio Precio mínimo Energía diaria ,79 6,53 6,53 6,54 6,41 6,50 6,51 6,51 6,31 6,32 6,32 6,34 6,25 6,23 6,11 6,09 5,83 5,90 5,91 5,80 5,31 5,42 5,45 5,30 5, ,22 5,22 4,53 4,51 5,12 4,80 4,85 4,89 4,84 4,77 4,54 4,49 4,56 3,85 4,45 3,90 4,41 3,79 3,67 4,24 4,25 4,17 4,12 3,92 3,91 3,68 3,67 3,78 3,85 3,66 3,73 3,40 3,49 3,47 3,56 3,39 3,47 3,35 3,36 3,31 3,29 3,28 3,26 3,07 3,16 2,96 3,07 2,75 2,83 2,95 2,84 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2,52 2, Fechas Desde la óptica de la evolución de los precios se observa una mayor variación en los precios máximos, mínimos y medios que en meses precedentes. Los precios medios se sitúan a principio de mes en 5,22 PTA/kWh produciéndose una caída continua hasta 3,68 PTA/kWh del día 7. Esta tendencia decreciente se mantiene hasta final de mes, llegándose a un precio medio de 3,26 PTA/kWh el día 31. 7

8 La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 0,95 y 4,27 PTA/kWh siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 3,7 PTA/kWh. Estos datos apuntan a que continúa la disminución de la diferencia entre máximos y mínimos registrada hasta el momento. El precio en horas valle oscila entre 4,616 y 2,516 PTA/kWh, y entre 6,789 y 2,516 PTA/kWh el resto de las horas. El precio mínimo del mes, 2,516 PTA/kWh, se ha registrado en numerosas horas (en 71 horas de 17 días diferentes), y el precio máximo del mes ha sido de 6,789 PTA/kWh en la hora 21 del día 16. La contratación de energía en el mercado diario ha aumentado con relación a los valores alcanzados en el mes de noviembre siendo su valor en términos de energía de GWh y su valor económico de MPTA. El valor de la contratación diaria se sitúa en torno a 483 GWh/día en laborable, 439 GWh en sábado y 399 GWh en festivo, siendo los correspondientes valores económicos medios de MPTA/día en laborable, MPTA/día en sábado y MPTA/día en festivo. El máximo y mínimo de contratación diaria se presentaron respectivamente el martes 15 con MWh y el viernes 25 con MWh. El máximo de contratación horaria ha sido de MWh para la hora 20 del día 15 y el valor horario mínimo MWh en la hora 9 del día 25. Durante el mes de diciembre, la energía adquirida en el mercado diario por comercializadores y consumidores cualificados, junto a los contratos bilaterales, fue de 488 GWh, con un volumen económico de MPTA. En relación con el mercado diario, esto supone el 3,38% de la energía contratada y el 3,21% del volumen económico total, cifras superiores a las registradas en el mes de noviembre (1,58 % y 1,39 % respectivamente). La contratación bilateral física ha sido de 37 GWh en el mes de diciembre a diferencia del mes anterior que fue de 25 GWh. El volumen adquirido por las comercializadoras para su exportación a la ONE fue de 0 GWh. 8

9 En el cuadro siguiente se indican los volúmenes en energía y en pesetas negociados en el mercado diario durante el mes de diciembre. MERCADO DIARIO DICIEMBRE 1998 FECHA ENERGÍA (MWh) MEDIO (PTA/kWh) MÁXIMO (PTA/kWh) MÍNIMO (PTA/kWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (PTA/kWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (MPTA) 1-dic ,216 6,534 3,396 3, dic ,220 6,529 3,490 3, dic ,116 6,544 3,468 3, dic ,802 6,414 3,560 2, dic ,541 6,502 2,516 3, dic ,491 6,314 3,066 3, dic ,679 6,106 2,516 3, dic ,240 5,834 3,156 2, dic ,855 6,514 2,962 3, dic ,892 6,510 3,346 3, dic ,446 6,089 2,516 3, dic ,670 5,904 2,516 3, dic ,924 5,000 2,516 2, dic ,840 6,317 3,360 2, dic ,250 6,317 2,516 3, dic ,768 6,789 2,516 4, dic ,777 5,803 2,516 3, dic ,561 6,342 2,516 3, dic ,414 6,249 2,516 3, dic ,175 5,913 2,516 3, dic ,385 5,314 2,516 2, dic ,118 6,233 2,516 3, dic ,307 5,419 2,516 2, dic ,908 5,449 2,750 2, dic ,854 5,302 3,065 2, dic ,287 3,850 2,516 1, dic ,279 3,900 2,516 1, dic ,658 4,531 2,830 1, dic ,733 4,510 2,949 1, dic ,466 3,789 2,839 0, dic ,255 3,671 2,516 1,

10 2.3 Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario consecuencia de la existencia de restricciones técnicas se resuelven, desde el primer día del mes de septiembre, 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. Estas limitaciones, que han sido muy elevadas en la temporada estival, afectando a las zonas andaluza, catalana, levante y centro, redujeron progresivamente su incidencia en el sistema durante el mes de septiembre, reduciéndose aun más en octubre y noviembre, y aumentando ligeramente en diciembre. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones ha ascendido a 79,8 GWh durante el mes, lo que supone un 0,55 % de la energía correspondiente al mercado diario, un 129,8% mayor que en el mes de noviembre. En volumen económico la solución de restricciones técnicas ha ascendido a 846 MPTA, con un sobrecoste sobre el precio del mercado diario de 449 MPTA, equivalente a 0,031 PTA/kWh. El cuadro siguiente muestra la incidencia sobre la energía contratada en el mercado diario de la solución de las restricciones técnicas. Energía diaria asignada por restricciones DICIEMBRE Energía en MWh dic 2-dic 3-dic 4-dic 5-dic 6-dic 7-dic 8-dic 9-dic 10-dic 11-dic 12-dic 13-dic 14-dic 15-dic dic 17-dic Dia 18-dic 19-dic 20-dic 21-dic 22-dic 23-dic 24-dic 25-dic 26-dic 27-dic 28-dic 29-dic 30-dic 31-dic

11 2.4 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 5,41% de la energía demandada neta en diciembre se deriva de los procesos de operación técnica del sistema. Durante el mes de diciembre la producción por tecnologías ha sido la siguiente: Mercado diario NOVIEMBRE Mercado diario DICIEMBRE Mercado de producción medido en B.C.(*) GWh % GWh % GWh % Fuel- Gas 841 5,8% ,8% ,9% Carbón ,0% ,9% ,1% Hidráulica ,8% 979 6,1% ,7% Nuclear ,6% ,0% ,7% Contratos internacionales REE 396 2,7% 412 2,6% 412 2,4% Autoproductores ,1% ,7% ,3% TOTAL ,0% ,0% ,0% (*) Fuente: Red Eléctrica de España, S.A. El Grupo de Elcogas de gasificación integral de ciclo combinado se ha agrupado en la categoría de fuel - gas La diferencia entre la energía casada en el mercado diario en los grupos de fuel - gas es inferior al programa real debido a que los grupos que se asignan por restricciones son en general de este tipo de combustible. 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. 11

12 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS DICIEMBRE ENERGÍAS (GWh) FUÉL-GAS CARBÓN HIDRÁULICA IMPORTACIÓNES NUCLEAR AUTOPRODUCTORES Fechas A su vez y en cuanto a la demanda cabe mencionar que, salvo los 4 primeros días y los días 9, 10, 21, 22 y 23, las diferencias entre la demanda agregada de los agentes para participar en el mercado diario y la mejor estimación del operador del sistema, es generalmente positiva y se mantiene en valores reducidos, lejos de las diferencias registradas a principios del año. No obstante, las diferencias por zonas indican la existencia de desvíos significativos que no pueden ser computados de manera exacta hasta que el sistema de medidas eléctricas no se complete y permita que los costes de los desvíos se imputen de manera correcta. MWh Comparación de demandas previstas por el O.S. y casada por los A.M. en el mercado diario e intradiario DICIEMBRE Demanda casada en los mercados diario e intradiario, incluyendo autoproductores Última previsión del O.S., incluyendo autoproductores Diferencia O.S.-A.M DIA 12

13 En cuanto a los precios marginales determinados por las diferentes tecnologías, se observa que las unidades de producción térmica marcan el precio marginal en la mayoría de las horas, excepto en las horas de punta de la primera parte del mes en que los precios marginales fueron determinados por las unidades hidráulicas correspondiendo a estas horas los precios más altos del mes. 13

14 3.- EVOLUCION DEL MERCADO INTRADIARIO EN EL MES DE DICIEMBRE 3.1. Sesiones del mercado intradiario En general el funcionamiento del mercado puede calificarse de satisfactorio, y aunque es utilizado de forma habitual por las unidades de producción y los comercializadores, y en menor proporción por los distribuidores, es muy probable que las nuevas modificaciones normativas faciliten la participación de un mayor número de unidades de adquisición. Los procesos de recepción y de validación de ofertas, casación y comunicación de los resultados se han realizado todos los días del mes de diciembre de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado Precios y energías El precio medio ponderado del mercado intradiario correspondiente al mes de diciembre es de 4,181 PTA/kWh, siendo el precio medio sin ponderar de 4,066 PTA/kWh. Los precios medios son similares a los del mercado diario aunque con más variación entre días. En cuanto a los precios máximos estos son muy superiores a los del diario llegándose a alcanzar valores del orden de 15 PTA/kWh. Los precios mínimos son inferiores a los del mercado diario y su variación es mayor. Ambos precios medios son superiores a los del mes de noviembre de 4,015 PTA/kWh para el promedio ponderado y de 3,837 PTA/kWh para el precio medio sin ponderar. Cabe destacar que, aunque el precio del mercado intradiario es para la mayor parte de las horas del día más estable que el precio 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 4,3 y 9,9 PTA/kWh el 80% de los días, apreciándose una mayor volatilidad que en los primeros meses de funcionamiento del mercado intradiario.. 14

15 PTA/kWh 7 6 S EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD DICIEMBRE 1998 Millones PTA ,92 4,66 4,86 5,00 4,86 191,2191,7 183,4183,0 163,2 3,36 4,33 3,53 125,5 117,8 106,4 110,0 5,05 4,92 4,71 165,0 127,5 3,76 3,44 3,51 99,5 Precio medio 112,0 75,6 5,08 5,02 Volumen negociado 148,5 4,56 4,64 4,48 135,7 136,7 132,2 3,78 76,0 68,8 4,26 4,19 Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad 4,182 PTA/kWH Volumen total negocio 3618 Millones 94,7 141,2 4,79 178,1 3,70 121,3 2,06 47,7 2,89 2,92 34,4 57,4 3,70 3,54 3, ,8 93,8 81,8 2,40 51, Fechas Las características de las cinco 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 DICIEMBRE 1998 SESIONES DE INTRADIARIO PMP= 4,182 PTA/kWh E= 865 GWh Intradiario 1 (28 Horas) PMP=4,111 PTA/kWh E=467 GWh MWh Intradiario 2 (24 Horas) PMP=4,140 PTA/kWh E=188 GWh Intradiario 3 (18 Horas) PMP=4,140 PTA/kWh E=102 GWh Intradiario 4 (13 Horas) PMP=4,292 PTA/kWh E=45 GWh Intradiario 5 (9 Horas) PMP=4,979 PTA/kWh E=63 GWh

16 La contratación de energía en el mercado intradiario en el mes de diciembre ha ascendido a MPTA y a 865 GWh para las cinco sesiones del mercado. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en torno a 117 MPTA y a MWh. La energía negociada se ha incrementado durante el mes de diciembre, siendo superior en un 2,7% a la contratación del mes de noviembre. La contratación del mercado intradiario supone un 6,0% en energía y el 6,0% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de bombeo para las cinco sesiones del mercado ha sido la siguiente: MWh VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD DICIEMBRE 1998 U. adquisición U. bombeo U. producción V E N T A Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad 4,182 PTA/kWH Volumen total negocio 3618 Millones C O M P R A Fechas 16

17 MERCADO INTRADIARIO DICIEMBRE 1998 FECHA ENERGÍA (MWh) MEDIO (PTA/kWh) MÁXIMO (PTA/kWh) MÍNIMO (PTA/kWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (PTA/kWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (MPTA) 1-dic ,914 11,750 2,000 9, dic ,689 12,000 2,000 10, dic ,845 7,000 0,200 6, dic ,173 15,000 2,800 12, dic ,559 10,900 0,000 10, dic ,453 6,488 0,000 6, dic ,298 11,990 2,200 9, dic ,533 11,850 2,000 9, dic ,801 12,000 2,522 9, dic ,005 10,500 1,000 9, dic ,824 7,600 2,500 5, dic ,769 5,604 1,000 4, dic ,418 8,250 1,150 7, dic ,522 6,000 0,000 6, dic ,015 10,999 0,200 10, dic ,979 9,000 0,000 9, dic ,669 13,000 0,001 12, dic ,640 9,000 2,843 6, dic ,495 9,987 0,200 9, dic ,763 6,000 1,000 5, dic ,285 8,359 1,400 6, dic ,223 9,500 1,400 8, dic ,790 8,000 0,000 8, dic ,621 5,990 1,650 4, dic ,042 5,002 0,000 5, dic ,918 5,400 0,000 5, dic ,924 5,990 0,000 5, dic ,667 10,050 0,000 10, dic ,550 10,000 0,000 10, dic ,366 4,700 0,000 4, dic ,347 5,100 0,000 5,

18 3.3. Programa horario final Hasta ahora no se han producido modificaciones sobre el programa resultante de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario. Los programas horarios finales (PHF) han coincidido, por tanto, con el programa acumulado resultante del 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 513 GWh. cifra superior en un 44% superior a la correspondiente al mes de noviembre. De ellos 62 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 7,2% del total de energía negociada y el 40% del total de energía negociada por las unidades de adquisición, en dicho mercado. Hay que destacar que el 95% del volumen negociado por estos agentes son ofertas de compra y solo el 5% son ofertas de venta. - De los desvíos al alza y a la baja registrados en la distribución se negociaron 168 GWh en el mercado intradiario. 18

19 4.- EVOLUCION DE LA ENERGÍA Y S CORRESPONDIEN- TES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA EN EL MES DE DICIEMBRE 4.1 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, de manera que los flujos de producción y demanda de electricidad estén permanentemente en equilibrio. La necesidad de la participación del operador del sistema en 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 diciembre mediante estos procedimientos ha sido de 648 GWh., un 46% superior al mes de noviembre. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir 664 MW y 453 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El volumen económico, incluyendo la banda de regulación secundaria, es de MPTA, muy superior al del mes de noviembre de MPTA. 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) Gestión de desvíos (GWh) Energía de regulación secundaria (GWh) Energía de regulación terciaria (GWh) Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) Total Energía (GWh) Neto de energía Valor económico (MPTA)

20 4.2 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 diciembre supuso el 8,99% del precio final, frente al 3,20% correspondiente al mes de noviembre. La incidencia en el precio del kwh ascendió a 0,541 PTA/kWh frente a las 0,200 PTA/kWh del mes de noviembre. Para cada proceso la incidencia en el precio final del kwh ha sido la siguiente: - Gestión de desvíos 0,069 PTA/kWh - Banda de regulación secundaria 0,309 PTA/kWh - Energía de regulación secundaria 0,063 PTA/kWh - Energía de regulación terciaria 0,101 PTA/kWh 4.3 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 5,665 PTA/kW - Gestión de desvíos a subir 14,342 PTA/kWh - Gestión de desvíos a bajar 0,090 PTA/kWh - Energía de regulación secundaria a subir 9,118 PTA/kWh - Energía de regulación secundaria a bajar 1,975 PTA/kWh - Energía de regulación terciaria a subir 12,037 PTA/kWh - Energía de regulación terciaria a bajar 1,353 PTA/kWh 20

21 5.- GARANTÍA DE POTENCIA EN EL MES DE DICIEMBRE 5.1 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 54/1997 del Sector Eléctrico. El volumen total de cobros y pagos previsto en la normativa vigente por este concepto es el que resulta de aplicar 1,30 PTA/kWh al volumen de energía demandada en BC. La aplicación del coste de garantía de potencia no se produce de manera uniforme a todas las horas del mes, sino que corresponde a las horas de mayor demanda del año de acuerdo con la media de los últimos 5 años. Nº de horas del mes aplicables a la determinación de la retribución por garantía de potencia. Año 1998 MES HORAS Enero 448 Febrero 420 Marzo 394 Abril 329 Mayo 333 Junio 361 Julio 393 Agosto 294 Septiembre 365 Octubre 355 Noviembre 417 Diciembre 391 El coste horario por garantía de potencia para cada distribuidor, comercializador, consumidor cualificado o agente externo se determina de acuerdo con el siguiente proceso: Cálculo del monto mensual como producto de la demanda en BC por 1,3 PTA/kWh. 21

22 Determinación del valor en pesetas de las compras realizadas en las horas de máxima demanda por los agentes antes mencionados. Reparto horario para cada agente, dentro de las horas de máxima demanda, del monto mensual en proporción a las compras realizadas por éste en cada una de dichas horas. Del cálculo realizado se deduce que el coste unitario por garantía de potencia para cada agente depende del valor unitario de la energía que adquiere en dicha hora. GARANTÍA DE POTENCIA MES VOLUMEN ECONÓMICO COSTE UNITARIO ENERO ,267 FEBRERO ,281 MARZO ,284 ABRIL ,271 MAYO ,274 JUNIO ,282 JULIO ,276 AGOSTO ,265 SEPTIEMBRE ,281 OCTUBRE ,283 NOVIEMBRE ,276 DICIEMBRE ,256 TOTAL ,276 Datos provisionales MPTA 5.2 Coste derivado de la garantía de potencia PTA/kWh En el mes de diciembre, la aplicación del coste de garantía de potencia ha correspondido a las 391 horas de máxima demanda y su comportamiento ha sido el siguiente: - Como viene produciéndose, con frecuencia, desde el mes de enero entre las horas 2 y 7 de cada día no ha habido repercusión del coste por garantía de potencia. En el mes de diciembre, a diferencia de meses anteriores, excepto 22

23 noviembre, ha correspondido garantía de potencia en la hora 1 de los días del 1 al 6, del 10 al 12, del 17 al 19 y del 23 al El valor máximo del coste por garantía de potencia ha sido de 3,762 PTA/kWh correspondiente a la hora 17 del día 2. El valor mínimo del coste por garantía de potencia ha sido de 1,051 PTA/kWh correspondiente a la hora 16 del día Los sábados sólo se ha aplicado garantía de potencia al intervalo entre 1 y 13 horas y entre las 19 y 24 horas y la hora 1. - Los domingos ha habido repercusión del coste por garantía de potencia en las horas 21 a 23. El domingo 20 también las horas 19 y 24 y el domingo 6 además la hora 1. - Los post-festivos se comportan como un día laborable a partir de las 8 horas. 23

24 La evaluación de la garantía de potencia puede realizarse de acuerdo con la siguiente fórmula: PGP ih =Kp x PF ih Siendo Kp el cociente entre el volumen del coste por garantía de potencia del periodo que se considere y el coste total de los pagos realizados por los distribuidores, comercializadores, clientes cualificados y agentes externos, en las horas de máxima demanda. El coeficiente Kp, de acuerdo con los estudios estadísticos realizados en el periodo enero - septiembre puede estimarse de acuerdo con la siguiente formula: Kp = (1,12 * NHM) / (P*max (m) * NHX) Siendo: NHM : NHX : número de horas del mes número de horas de máxima demanda del mes P* max (m): precio medio de las compras en las horas de máxima demanda 24

25 6.- EVOLUCION DEL MERCADO DE PRODUCCION EN EL MES DE DICIEMBRE 6.1 Precios y energías finales del mes de diciembre 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 de diciembre ha sido, en promedio ponderado, de 6,019 PTA/kWh y en promedio sin ponderar de 5,724 PTA/kWh, ambos inferiores a los registrados en el mes de noviembre de 6,258 PTA/kWh (precio medio ponderado) y 5,983 PTA/kWh (precio medio sin ponderar). Durante el mes de diciembre el precio horario final máximo ha sido de 12,732 PTA/kWh en la hora 17 del día 2 y el mínimo ha sido de 2,709 PTA/kWh en la hora 17 del día 12. La relación entre el máximo y el mínimo es 4,7. Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 2 PTA/kWh la totalidad de los días del mes y un 77% de las mismas ha estado en el intervalo 4-8 PTA/kWh. PTA/kWh DICIEMBRE ,0 Precio medio final ponderado de la Energía 12,73 Periodo Precio 1/12/98 31/12/98 6,019 PTA/kWh 11,84 12,0 10,62 10,80 10,63 10,0 9,06 10,08 9,09 9,85 8,70 10,59 9,48 9,06 9,59 9,01 10,04 8,37 9,21 10,18 8,57 8,67 9,76 8,42 8,0 8,60 8,15 7,68 7,86 6,0 7,28 6,46 7,71 7,36 6,76 7,05 6,11 6,94 6,64 5,85 6,13 6,30 5,98 6,32 6,76 6,62 5,66 5,33 4,0 2,0 3,70 3,95 3,99 3,78 3,32 5,57 5,51 3,58 3,22 5,15 3,41 3,81 3,68 3,48 4,91 2,71 4,72 2,89 3,64 2,81 2,95 5,38 3,27 3,84 3,37 5,27 5,14 5,11 4,80 4,35 3,90 3,74 3,73 3,26 3,34 2,78 Precio máximo 4,12 2,74 3,98 2,82 5,14 5,16 3,18 3,03 4,73 3,82 3,03 3,00 Precio medio Precio minimo 0,

26 HORARIO FINAL FECHA ENERGÍA (MWh) MEDIO (PTA/kWh) MÁXIMO (PTA/kWh) MÍNIMO (PTA/kWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (PTA/kWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (MPTA) 1-dic ,601 11,840 3,695 8, dic ,055 12,732 3,952 8, dic ,145 10,622 3,991 6, dic ,276 10,079 3,781 6, dic ,455 10,802 3,320 7, dic ,574 9,085 3,578 5, dic ,514 9,854 3,222 6, dic ,152 8,697 3,409 5, dic ,710 10,626 3,812 6, dic ,357 10,591 3,681 6, dic ,758 9,484 3,476 6, dic ,908 9,059 2,709 6, dic ,719 7,683 2,886 4, dic ,047 9,588 3,638 5, dic ,106 9,010 2,812 6, dic ,936 10,043 2,945 7, dic ,382 8,370 3,272 5, dic ,642 9,208 3,836 5, dic ,846 10,176 3,366 6, dic ,137 8,569 2,776 5, dic ,108 8,670 3,736 4, dic ,129 9,758 3,263 6, dic ,274 8,422 3,904 4, dic ,798 7,855 3,727 4, dic ,352 6,304 3,338 2, dic ,119 5,984 2,737 3, dic ,983 6,322 2,815 3, dic ,143 6,755 3,025 3, dic ,157 6,621 3,178 3, dic ,731 5,662 3,031 2, dic ,819 5,328 3,001 2, En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios se sitúa entre 2,823 y 7,486 PTA/kWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 2,709 y 12,732 PTA/kWh. 26

27 El volumen de energía correspondiente al mes de diciembre ha ascendido a GWh y en volumen económico a MPTA, superior al registrado en el mes de noviembre que fue de MPTA para un volumen de energía de GWh. 6.2 Componentes del precio horario final El precio horario final medio quedó determinado en el mes de diciembre en un 69,7% por el precio del mercado diario, en un 9,4% por los costes derivados de la solución de restricciones técnicas y los procesos de operación técnica del sistema y en un 20,9 % por la aplicación de la garantía de potencia. MES: DICIIEMBRE PTA/kWh Precio medio mensual 14,0 13,0 Precio horario máximo Día 2/12/98. 17:00h 12,732 PTA/kWh Precio horario mínimo Día 12/12/98. 17:00h 12,0 11,0 10,0 3,624 I. Internac. apoyo (SA) Intradiario Exc/Def Cont REE Garantía de Potencia 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 0,164 6,019 PTA/kWh 1,257 0,068 0,000 0,453 3,084 0,169 Energía Regulación Programa P48 Programa definitivo Asig reg secundaria Restricciones tec Merc. Diario 4,0 0,032 0,309 3,0 5,411 0,075 2,709 PTA/kWh 2,0 4,196 0,152-0,001 0,022 1,0 0,0-0,001-0,002-0,002-0,005-0,003-0,004 0,000 2,516 0,000-0,055 27

28 7.- EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL PERÍODO ENERO - DICIEMBRE 7.1. 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 contratos físicos, 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 han incorporado la condición de ingresos mínimos en la parte final del período analizado, es menor que en los primeros meses del año. Las ofertas de centrales hidroeléctricas y de algunas térmicas no incorporan condiciones complejas. Las ofertas presentadas en el mercado diario, de acuerdo con las Normas y Procedimientos de Operación del Sistema, no han sido utilizadas hasta septiembre para el proceso de resolución de restricciones técnicas, habiéndose producido unas diferencias significativas entre ambas. No obstante, el volumen de energía involucrado en este proceso ha sido de un alcance muy reducido hasta el mes de junio, habiéndose elevado durante el período estival. Las ofertas de adquisición, que en el mercado diario no pueden incorporar condiciones complejas, han tenido las siguientes características durante el período enero-noviembre: 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, 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 o con precio diferente del instrumental. 28

29 Los precios medios mensuales ponderados del mercado diario han variado, desde el mayor del año correspondiente al mes de noviembre (4,812 PTA/kWh), al menor del año correspondiente al mes de junio (3,774 PTA/kWh). Para el 66,85% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1 y 3 PTA/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 4,169 PTA/kWh y el precio medio ponderado de 4,266 PTA/kWh. 29

30 MERCADO DIARIO MES ENERGÍA CONTRATACIÓN MEDIO MEDIO PONDERADO GWh MPTA PTA/kWh PTA/kWh ENERO ,363 4,527 FEBRERO ,952 4,025 MARZO ,220 4,280 ABRIL ,282 4,392 MAYO ,682 3,779 JUNIO ,673 3,774 JULIO ,329 4,411 AGOSTO ,561 4,633 SEPTIEMBRE ,017 4,104 OCTUBRE ,150 4,206 NOVIEMBRE ,688 4,812 DICIEMBRE ,091 4,196 TOTAL ,167 4,266 Datos provisionales El volumen de contratación en el mercado diario ha ascendido en el período enero diciembre a MPTA y a GWh. Las cantidades de energía máximas casadas en el mercado diario acumuladas por meses iniciaron el año con un valor de GWh y tras un descenso en los meses de abril y mayo, se han recuperado durante el período estival, alcanzando un valor de GWh en el mes de septiembre. En el mes de diciembre ha ascendido a GWh. Durante 1998, se han alcanzado los valores máximos de potencia y energía reales del sistema, incluida la producción en régimen especial. La máxima potencia del año de MW se alcanzó en la hora 19 del día 9 del mes de diciembre; también en la temporada estival se repitió nuevo récord de potencia en verano de MW correspondiente a la hora 11 del día 23 del mes de julio. Por lo que se refiere al volumen de energía, la cifra máxima en invierno corresponde al mes de enero con GWh y en la temporada de verano es de destacar los GWh correspondientes al mes de julio. La energía correspondiente a comercializadores y consumidores cualificados ha registrado una tendencia creciente hasta el mes de septiembre. En octubre y noviembre 30

31 ha descendido para subir en diciembre. En la actualidad representa el 3,12% en energía y el 3,21% en volumen económico de la demanda mensual en este mercado. Durante el período enero - diciembre, la contratación de intercambios internacionales no gestionados por REE ha adquirido en el mercado diario un total de 163,1GWh, a lo que hay que añadir 70 GWh del contrato bilateral con EDF. 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 que han caracterizado el período enerodiciembre. Para el periodo enero-diciembre la producción por tecnologías ha sido la siguiente: ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS ENERO - DICIEMBRE ENERGÍAS (GWh) FUÉL-GAS CARBÓN HIDRÁULICA IMPORTACIÓNES NUCLEAR AUTOPRODUCTORES 0 1/1/98 10/1/98 19/1/98 28/1/98 6/2/98 15/2/98 24/2/98 5/3/98 14/3/98 23/3/98 1/4/98 10/4/98 19/4/98 28/4/98 7/5/98 16/5/98 25/5/98 3/6/98 12/6/98 21/6/98 30/6/98 9/7/98 18/7/98 27/7/98 5/8/98 14/8/98 23/8/98 1/9/98 10/9/98 19/9/98 28/9/98 7/10/98 16/10/98 25/10/98 3/11/98 12/11/98 21/11/98 30/11/98 9/12/98 18/12/98 27/12/98 Fechas ENERGÍA (GWh) Nuclear Contratos internacionales Hidráulica Carbón Fuel-Gas Autoproductores TOTAL Enero ,6% 369 8,0% ,8% ,1% 55 1,4% ,7% Febrero ,6% 350 7,6% ,1% ,8% 107 2,6% ,9% Marzo ,0% 409 8,9% ,6% ,3% 164 4,0% ,2% Abril ,5% 393 8,6% ,4% ,3% 65 1,6% ,3% Mayo ,2% 356 7,8% ,3% ,6% 37 0,9% ,9% Junio ,8% 336 7,3% ,9% ,9% 120 2,9% ,4% Julio ,4% 402 8,8% ,2% ,6% 157 3,9% ,4% Agosto ,3% 422 9,2% ,9% ,3% 96 2,4% ,1% Septiembre ,9% 373 8,1% ,9% ,3% ,8% ,6% Octubre ,5% 372 8,1% ,7% ,1% 353 8,7% ,3% Noviembre ,8% 396 8,6% ,1% ,3% ,7% ,8% Diciembre ,5% 412 9,0% 979 3,2% ,4% ,0% ,4% TOTAL ,0% ,0% ,0% ,0% ,0% ,0%

32 La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercado durante el año ha pasado por diversos niveles. Durante los meses de enero, marzo y mayo tuvo una incidencia muy moderada, en los meses de febrero y abril tuvo una incidencia prácticamente nula y durante el período estival (junio hasta mediados de septiembre) ha tenido una importancia significativa. En los meses de octubre y noviembre se produjo una disminución de la cantidad de energía involucrada en la solución de restricciones técnicas. En diciembre se ha incrementado esta energía alcanzando MWh, un 0,55% de la correspondiente al mercado diario. Energía diaria asignada por restricciones Energía (MWh) REDESPACHOS POR RESTRICCIONES (MWh) Polinómica (REDESPACHOS POR RESTRICCIONES (MWh)) ene 15-ene 29-ene 12-feb 26-feb 12-mar 26-mar 9-abr 23-abr 7-may 21-may 4-jun 18-jun 2-jul Dia 16-jul 30-jul 13-ago 27-ago 10-sep 24-sep 8-oct 22-oct 5-nov 19-nov 3-dic 17-dic 31-dic MES ENERGÍA GWh PROCESO DE RESTRICCIONES VOLUMEN ECONÓMICO COSTE TOTAL COSTE UNITARIO MEDIO MPTA MPTA PTA/kWh PTA/kWh ENERO ,015 9,672 FEBRERO ,000 5,243 MARZO ,009 7,966 ABRIL ,000 10,334 MAYO ,011 8,945 JUNIO ,071 7,578 JULIO ,103 8,656 AGOSTO ,111 8,190 SEPTIEMBRE ,102 9,373 OCTUBRE ,015 9,334 NOVIEMBRE ,010 10,323 DICIEMBRE ,032 13,133 TOTAL ,042 8,786 Datos provisionales 32

33 7.2. Procesos de operación técnica del sistema Durante los meses transcurridos, los procesos de operación técnica gestionados por el operador del sistema, gestión de desvíos y servicios complementarios, han requerido la contratación de una potencia media mensual de banda por valor de MW, y una contratación media mensual de energía por valor de 482 GWh. En volumen económico, y para los meses enero - diciembre, estos servicios han supuesto una contratación de MPTA para la banda y de MPTA 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 MPTA. No obstante, como figura en los cuadros siguientes, las variaciones de los diferentes procesos y en los distintos meses son significativos. COSTE FIJO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA MES POTENCIA MEDIA BANDA MPTA ENERO ,145 2,049 FEBRERO ,128 2,042 MARZO ,098 1,335 ABRIL ,176 3,602 MAYO ,216 3,993 JUNIO ,115 2,178 JULIO ,204 4,314 AGOSTO ,380 7,798 SEPTIEMBRE ,071 1,345 OCTUBRE ,043 0,705 NOVIEMBRE ,104 1,726 DICIEMBRE ,309 5,665 TOTAL ,146 3,101 Datos provisionales COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA MES ENERGÍA MW VOLUMEN ECONÓMICO VOLUMEN ECONÓMICO COSTE 33 COSTE UNITARIO MEDIO PTA/KWh COSTE UNITARIO MEDIO GWh MPTA MPTA PTA/kWh MEDIO A SUBIR PTA/kWh MEDIO PONDERADO PTA/kW MEDIO A BAJAR PTA/kWh ENERO ,046 5,946 0,916 FEBRERO ,025 5,823 1,312 MARZO ,018 5,860 1,701 ABRIL ,040 5,828 1,449 MAYO ,016 4,584 1,107 JUNIO ,027 4,508 1,066 JULIO ,049 6,112 1,352 AGOSTO ,129 6,520 0,803 SEPTIEMBRE ,091 6,460 1,110 OCTUBRE ,084 7,238 1,260 NOVIEMBRE ,100 9,021 1,386 DICIEMBRE ,233 11,643 1,136 TOTAL ,076 6,629 1,217 Datos provisionales

34 MES COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN SECUNDARIA ENERGÍA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE (1) COSTE UNITARIO (2) GWh MPTA MPTA PTA/kWh MEDIO A SUBIR PTA/kWh MEDIO A BAJAR PTA/kWh ENERO ,011 6,436 0,493 FEBRERO ,011 6,286 1,107 MARZO ,007 5,951 1,676 ABRIL ,015 6,252 1,374 MAYO ,003 4,839 1,060 JUNIO ,010 4,721 0,948 JULIO ,028 6,309 1,132 AGOSTO ,043 7,271 0,753 SEPTIEMBRE ,034 6,341 1,409 OCTUBRE ,032 6,512 1,656 NOVIEMBRE ,030 6,556 2,075 DICIEMBRE ,063 9,118 1,975 TOTAL ,024 6,383 1,305 MES COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN TERCIARIA ENERGÍA GWh VOLUMEN ECONÓMICO MPTA COSTE (1) MPTA COSTE UNITARIO (2) MEDIO A SUBIR PTA/kWh PTA/kWh MEDIO A BAJAR PTA/kWh ENERO ,008 5,932 1,591 FEBRERO ,003 5,000 1,586 MARZO ,002 6,101 1,101 ABRIL ,003 5,894 1,767 MAYO ,001 4,795 1,484 JUNIO ,005 4,368 0,844 JULIO ,011 5,632 1,174 AGOSTO ,031 7,257 0,568 SEPTIEMBRE ,020 6,444 1,160 OCTUBRE ,023 6,830 1,440 NOVIEMBRE ,034 9,022 2,010 DICIEMBRE ,101 12,037 1,353 TOTAL ,024 6,609 1,340 MES COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN EL PROCESO DE GESTIÓN DE DESVÍOS ENERGÍA GWh VOLUMEN ECONÓMICO COSTE COSTE UNITARIO MEDIO A SUBIR MPTA MPTA PTA/kWh PTA/kWh MEDIO A BAJAR PTA/kWh ENERO ,027 5,541 1,367 FEBRERO ,011 4,746 1,663 MARZO ,009 5,776 1,730 ABRIL ,022 5,599 1,436 MAYO ,012 4,358 1,110 JUNIO ,012 4,049 1,203 JULIO ,010 5,157 1,596 AGOSTO ,055 5,374 0,868 SEPTIEMBRE ,037 6,529 1,008 OCTUBRE ,029 8,228 0,534 NOVIEMBRE ,036 10,597 0,327 DICIEMBRE ,069 14,342 0,090 TOTAL ,028 6,691 1,078 Datos provisionales (1) Este coste se paga por todos los agentes en proporción a su energía no programada (2) Repercusión media del coste sobre el total de la energía comprada 34