EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

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1 EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELÉCTRICA ENERO 2015

2 ÍNDICE 1.- Evolución del Mercado Diario. 2.- Evolución del Mercado Intradiario. 3.- Evolución de la energía y precios correspondientes a los procesos de operación técnica del sistema. 4.- Pago por capacidad y servicio de interrumpibilidad. 5.- Evolución del Mercado de Electricidad. 6.- Evolución del Mercado de Electricidad en los doce últimos meses. 7.- Intercambios internacionales en el mercado de producción. 8.- Resultados publicados por los operadores del mercado de otros mercados de electricidad.

3 1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO 1.1. Precios en el mercado diario y volumen de contratación. El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al mes de enero es de 51,60 EUR/MWh, y para el sistema eléctrico portugués es de 51,82 EUR/MWh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en 39 horas durante el mes, y no ha sido superior en ninguna hora. En el siguiente gráfico se representa la curva de demanda correspondiente a la energía total de adquisición del mercado ibérico, así como las curvas de los precios horarios máximos y mínimos de cada día y la curva de precios diarios medios aritméticos, para el sistema eléctrico español y para el sistema eléctrico portugués. Sistema eléctrico español La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 17,18 EUR/MWh el sábado día 31, y el máximo de 65,72 EUR/MWh el jueves día 8. El precio horario mínimo del mes, 4,00 EUR/MWh, se ha registrado en 5 horas, y el precio máximo horario del mes ha sido de 85,05 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 11 del miércoles 7. El precio medio ha sido un 53,5% superior al del mismo mes del año anterior. 1-58

4 La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 17,94 y 47,01 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 38,07 EUR/MWh. Estos datos reflejan una disminución de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. El precio en horas valle (entre 1 y 7 de la mañana de todos los días) oscila entre 4,00 y 61,50 EUR/MWh, y entre 5,00 y 85,05 EUR/MWh el resto de las horas. Sistema eléctrico portugués La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 20,34 EUR/MWh el sábado día 31, y el máximo de 65,96 EUR/MWh el jueves día 8. El precio mínimo horario del mes, 5,00 EUR/MWh, se ha registrado en la hora 1 del sábado 31, y el precio máximo horario del mes ha sido de 85,05 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 11 del miércoles 7. El precio medio ha sido un 64,6% superior al del mismo mes del año anterior. La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 17,94 y 45,01 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 38,07 EUR/MWh. Estos datos reflejan una disminución de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. El precio en horas valle (entre 1 y 7 de la mañana de todos los días) oscila entre 5,00 y 61,50 EUR/MWh, y entre 9,90 y 85,05 EUR/MWh el resto de las horas. Curvas agregadas de oferta de venta y compra En los cuatro siguientes gráficos se presentan las horas de mayor precio y de menor precio del mercado diario del mes para cada sistema eléctrico, español y portugués. En cada uno de los gráficos se presentan dos tipos de curvas diferentes: Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición presentados como ofertas simples. Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición que finalmente forman el programa de la casación, una vez retirados los tramos de oferta afectados por condiciones complejas de las ofertas, o por limitaciones de capacidad de interconexión. En estas curvas se incluye, en caso de separación de mercados, un tramo adicional de compra a precio instrumental en el sistema exportador por la cantidad de energía exportada, y un tramo adicional de venta a precio marginal del sistema exportador en el sistema importador por la cantidad de energía importada. 2-58

5 Las siguientes curvas corresponden a las curvas del MIBEL, o del sistema eléctrico español en caso de existir separación de mercados, para las horas de precio máximo y mínimo del sistema eléctrico español: 3-58

6 Las siguientes curvas corresponden a las curvas del MIBEL, o del sistema eléctrico portugués en caso de existir separación de mercados, para las horas de precio máximo y mínimo del sistema eléctrico portugués: Las compras en el mercado diario para el sistema eléctrico ibérico en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, han aumentado en cuanto a energía, teniendo un valor de GWh y han aumentado en valor económico a keur. El valor medio de las compras diarias se sitúa en 688 GWh/día en días laborables, 597 GWh/día en sábados y 532 GWh/día en festivos, siendo los correspondientes valores económicos medios de keur/día en días laborables, keur/día en sábados y keur/día en festivos. 4-58

7 El máximo de adquisición de energía diaria por unidades de compra para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para el miércoles 21 y el valor mínimo ha sido de MWh para el domingo 4. El máximo de adquisición de energía horaria por unidades de compra para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 12 del miércoles 21 y el valor horario mínimo ha sido de MWh en la hora 5 del jueves 1. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico español por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 80,83% de las compras en el sistema eléctrico español y el 81,42% del volumen económico. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico portugués por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 59,48% de las compras en el sistema eléctrico portugués y el 59,74% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de ,2 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 9.451,3 GWh y al sistema eléctrico portugués 1.799,9 GWh. El volumen adquirido en el mercado diario por unidades de oferta de sistemas eléctricos externos al sistema eléctrico ibérico, ha sido de 23,7 GWh desde Andorra y 222,4 GWh desde Marruecos. El volumen exportado a Francia a través del acoplamiento de mercados ha sido de 102,9 GWh. En los cuadros siguientes se indican los volúmenes de compra de energía y la negociación en euros en el mercado diario en el sistema eléctrico español y portugués durante el mes: 5-58

8 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 2015 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,70 62,69 32,40 30, ene ,32 65,01 35,99 29, ene ,77 59,92 41,98 17, ene ,76 62,69 34,00 28, ene ,78 69,00 43,93 25, ene ,42 63,70 40,00 23, ene ,40 85,05 47,73 37, ene ,72 75,96 54,56 21, ene ,60 75,69 48,89 26, ene ,75 67,69 43,00 24, ene ,52 68,03 37,00 31, ene ,20 70,69 41,00 29, ene ,88 70,20 39,20 31, ene ,50 81,12 43,05 38, ene ,66 64,00 32,25 31, ene ,64 71,25 33,04 38, ene ,61 64,88 33,04 31, ene ,80 60,80 25,00 35, ene ,17 70,01 28,07 41, ene ,57 77,51 39,40 38, ene ,12 67,75 38,50 29, ene ,64 65,00 33,04 31, ene ,65 68,50 35,00 33, ene ,94 57,90 35,00 22, ene ,69 63,89 25,83 38, ene ,59 71,15 35,00 36, ene ,58 70,52 39,80 30, ene ,45 72,52 39,50 33, ene ,35 61,44 30,52 30, ene ,56 52,01 5,00 47, ene ,18 40,40 4,00 36,

9 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 2015 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,70 62,69 32,40 30, ene ,32 65,01 35,99 29, ene ,77 59,92 41,98 17, ene ,23 62,69 35,00 27, ene ,78 69,00 43,93 25, ene ,79 63,70 40,00 23, ene ,40 85,05 47,73 37, ene ,96 75,96 54,56 21, ene ,60 75,69 48,89 26, ene ,44 67,69 43,00 24, ene ,58 68,03 37,00 31, ene ,45 70,69 41,00 29, ene ,08 70,20 39,20 31, ene ,59 81,12 43,05 38, ene ,66 64,00 32,25 31, ene ,64 71,25 33,04 38, ene ,61 64,88 33,04 31, ene ,80 60,80 25,00 35, ene ,17 70,01 28,07 41, ene ,57 77,51 39,40 38, ene ,12 67,75 38,50 29, ene ,64 65,00 33,04 31, ene ,85 68,50 35,00 33, ene ,94 57,90 35,00 22, ene ,69 63,89 25,83 38, ene ,59 71,15 35,00 36, ene ,41 70,52 39,80 30, ene ,45 72,52 39,50 33, ene ,35 61,44 30,52 30, ene ,96 52,01 7,00 45, ene ,34 40,40 5,00 35,

10 1.2. Renta de Congestión del mecanismo de acoplamiento de mercados en el mercado diario Interconexión con Portugal Durante el mes de enero, el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a 199 keur, lo que ha supuesto un aumento del 108,4% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 5,2% de las horas, habiéndose generado la congestión en sentido exportador a Portugal en 39 horas y ninguna hora en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 0,22 EUR/MWh, alcanzándose un valor máximo de 10,84 EUR/MWh en 2 horas y un valor mínimo de 0,00 EUR/MWh en 705 horas. El siguiente gráfico muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado diario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de España a Portugal. 8-58

11 Interconexión con Francia Durante el mes de enero, el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y francés ha ascendido a keur, lo que ha supuesto un ascenso del 13,94% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero, los precios en España y Francia han sido distintos en el 88,4% de las horas, habiéndose generado la congestión en sentido exportador a Francia en 86 horas y 572 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos francés y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -10,27 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 43,98 EUR/MWh en la hora 1 del sábado 31 y un valor mínimo de -48,50 EUR/MWh en la hora 11 del sábado 10. El siguiente gráfico muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado diario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de Francia a España. 9-58

12 1.3. Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario en el sistema eléctrico español, consecuencia de la existencia de restricciones técnicas, se resuelven de conformidad con el procedimiento del operador del sistema. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones se ha situado en 502 GWh durante el mes, lo que supone un 2,3% de la energía correspondiente al programa base de funcionamiento. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 4,0% inferior al mes anterior. La solución de restricciones técnicas del mercado diario ha tenido un coste para los consumidores de keur, equivalente a 2,77 EUR/MWh adquirido. El gráfico siguiente muestra la energía a subir asignada en el proceso de solución de las restricciones técnicas del mercado diario en el sistema eléctrico español

13 1.4. Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías. La producción por tecnologías en el sistema eléctrico español para el mercado diario ha sido la siguiente: Mercado diario DICIEMBRE Mercado diario ENERO GWh % GWh % Fuel-Gas 0 0,0% 0 0,0% Carbón ,7% ,5% Ciclo Combinado ,2% ,6% Nuclear ,5% ,0% Hidráulica ,8% ,1% Importaciones(FR+PT+AD+MA) 699 3,3% 848 3,7% Eólica ,8% ,6% Cogeneración/Residuos/Mini Hidra ,5% ,5% TOTAL ,0% ,0% El comportamiento de las diferentes tecnologías en la cobertura de la demanda a lo largo del mes, que se muestra a continuación para el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués, permite comprobar la modulación de cada una de ellas para adecuarse al comportamiento de la demanda

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15 A su vez, y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación de los operadores del sistema y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario en cada uno de sus respectivos sistemas eléctricos, durante este mes tiene un valor medio para el sistema español de 796 MWh y 189 MWh para el sistema portugués, lo que supone un 2,6% y un 3,0%, respectivamente, en relación a la previsión. En los cuadros siguientes se observa la evolución horaria

16 En las gráficas siguientes se puede observar el volumen de energía diaria casada por tecnologías para los sistemas eléctricos español y portugués que tienen un precio de oferta simple superior o igual al 95% del precio marginal de la hora, o el precio requerido en la condición compleja de ingresos mínimos es superior o igual al 95% del precio medio ponderado de la energía casada

17 2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO 2.1. Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación Sistema eléctrico español El precio medio aritmético de todos los periodos, de 53,51 EUR/MWh, es superior al correspondiente del mes anterior de 49,79 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema portugués en 131 horas durante el mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico español se sitúa entre 6,88 y 52,00 EUR/MWh. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético de todos los periodos, de 53,80 EUR/MWh, es superior al correspondiente del mes anterior de 49,84 EUR/MWh. Este precio no ha sido inferior al del sistema español en ninguna hora del mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico portugués se sitúa entre 6,88 y 156,25 EUR/MWh. Sesiones Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son los siguientes: 15-58

18 MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión ENERO 2015 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 53,51 EUR/MWh Etotal= GWh PMA PT= 53,80 EUR/MWh Intradiario 1 PMA ES=51,61 EUR/MWh Etotal=1.508 GWh PMA PT=51,98 EUR/MWh Intradiario 2 PMA ES=51,54 EUR/MWh Etotal=429 GWh PMA PT=51,97 EUR/MWh Intradiario 3 PMA ES=53,33 EUR/MWh Etotal=202 GWh PMA PT=54,27 EUR/MWh Intradiario 4 PMA ES=56,06 EUR/MWh Etotal=139 GWh PMA PT=56,87 EUR/MWh Intradiario 5 PMA ES=55,96 EUR/MWh Etotal=196 GWh PMA PT=55,75 EUR/MWh Intradiario 6 PMA ES=56,47 EUR/MWh Etotal=171 GWh PMA PT=56,58 EUR/MWh MWh La contratación de energía en el mercado intradiario en el sistema eléctrico ibérico en el mes ha alcanzado un volumen económico de keur y una energía de GWh para las seis sesiones del mercado, representando el 14,8% en energía y el 15,0% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en keur y MWh. La energía negociada en el programa de la casación es un 5,2% inferior respecto a la contratación del mes anterior. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de consumo de bombeo para las seis sesiones es la siguiente: 16-58

19 El resumen de los datos diarios de compras se puede observar en los cuadros siguientes: FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 2015 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,99 62,70 30,27 32, ene ,10 67,01 35,99 31, ene ,32 60,86 40,10 20, ene ,13 65,68 24,70 40, ene ,60 71,21 45,43 25, ene ,06 64,00 38,50 25, ene ,14 86,00 47,73 38, ene ,88 79,39 50,00 29, ene ,08 75,69 45,00 30, ene ,18 70,89 40,63 30, ene ,86 68,03 24,05 43, ene ,30 74,09 41,04 33, ene ,49 73,37 41,69 31, ene ,99 82,13 41,58 40, ene ,49 72,01 33,00 39, ene ,64 73,34 23,13 50, ene ,37 71,78 34,69 37, ene ,10 65,00 17,00 48, ene ,01 73,03 28,07 44, ene ,69 76,22 42,30 33, ene ,07 71,78 35,70 36, ene ,04 73,00 28,08 44, ene ,05 68,50 37,00 31, ene ,19 58,20 34,75 23, ene ,21 63,89 22,88 41, ene ,63 71,15 35,63 35, ene ,49 67,30 39,97 27, ene ,75 70,17 39,78 30, ene ,99 67,01 20,00 47, ene ,01 57,00 4,80 52, ene ,86 53,00 1,00 52,

20 FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 2015 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,25 62,70 30,27 32, ene ,41 67,01 35,99 31, ene ,10 60,86 40,10 20, ene ,57 65,68 24,70 40, ene ,78 69,08 45,43 23, ene ,78 64,00 38,50 25, ene ,50 86,00 47,73 38, ene ,55 79,39 50,60 28, ene ,41 75,69 45,00 30, ene ,44 70,89 40,63 30, ene ,30 180,30 24,05 156, ene ,32 74,09 41,04 33, ene ,78 73,37 41,69 31, ene ,92 82,13 41,58 40, ene ,53 72,01 33,00 39, ene ,50 70,52 23,13 47, ene ,82 71,78 34,69 37, ene ,77 65,00 17,00 48, ene ,05 73,03 28,07 44, ene ,72 76,22 42,30 33, ene ,47 71,78 35,70 36, ene ,53 73,00 28,08 44, ene ,04 68,50 37,00 31, ene ,68 58,20 34,75 23, ene ,76 63,89 22,88 41, ene ,44 71,15 35,63 35, ene ,65 67,30 39,98 27, ene ,11 70,17 39,78 30, ene ,97 67,01 20,00 47, ene ,84 57,00 12,00 45, ene ,84 53,00 1,00 52,

21 2.2. Renta de Congestión por aplicación del mecanismo de separación de mercados en los mercados intradiarios en la interconexión con Portugal Durante el mes de enero el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en los mercados intradiarios entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a ,27 Euros, lo que ha supuesto un aumento del 233,9% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 4,2% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 131 horas y ninguna hora en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 0,39 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado durante las diferentes sesiones del mes un valor máximo de 137,30 EUR/MWh en la hora 13 del domingo 11 y un mínimo de 0,00 EUR/MWh en horas. El siguiente cuadro muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado intradiario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de España a Portugal

22 2.3. Programa horario final No se han producido modificaciones sobre el programa de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en el mes de enero. 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, excepto los comercializadores de referencia, y consumidores directos en la zona española en el mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica asciende a GWh, cifra superior en un 6,9% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 18,07% del total de energía negociada y el 72,10% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 98,73% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 1,27% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados de los comercializadores de referencia se negociaron 55,9 GWh en el mercado intradiario Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de diciembre de 2014 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica. La producción total de energía eléctrica en el programa horario final ha sido de GWh; la demanda total de las empresas comercializadoras de referencia ha sido de GWh, y la demanda total del resto de las empresas comercializadoras y consumidores directos ha sido de GWh. En los cuadros siguientes se pueden observar las cuotas por empresas en el Programa Horario Final para la zona española

23 21-58

24 PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - DICIEMBRE 2014 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA GENERACIÓN, S.A ,3 0, ,3 23,85 IBERDROLA GENERACIÓN ESPAÑA S.A ,4 0, ,4 22,30 GAS NATURAL SDG ,8 0, ,8 11,50 EDP-S DE PORTUGAL 0, , ,2 0,00 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,4 0,00 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERC ,5 0, ,5 5,50 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación ,5 0, ,5 4,30 E.ON GENERACION, S.L ,2 0, ,2 2,27 WIND TO MARKET (Act.: Comercialización Re) ,4 0, ,4 2,21 REN TRADING S.A. 0, , ,2 0,00 RESTO DE AGENTES ,7 0, ,7 28,05 Total , , ,6 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN REFERENCIA DICIEMBRE 2014 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,5 0, ,5 46,54 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,7 0, ,7 30,77 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,5 0,00 GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A ,4 0, ,4 19,68 EDP COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO SA ,1 0, ,1 1,59 E.ON COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO, S.L ,0 0, ,0 1,42 Total , , ,2 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN (SIN LAS DE REFERENCIA) Y CONSUMIDORES DIRECTOS DICIEMBRE 2014 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ,2 0, ,2 30,26 IBERDROLA GENERACIÓN ESPAÑA S.A , , ,4 21,51 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA 0, , ,6 0,00 GAS NATURAL COMERCIALIZADORA , , ,0 7,78 GAS NATURAL SERVICIOS , , ,6 6,36 FORTIA ENERGIA, S.L , , ,5 3,45 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO COMERCIALIZACIÓN ,0 0, ,0 3,76 ENDESA ENERGIA, SUCURSAL EN PORTUGAL 0, , ,5 0,00 E.ON ENERGIA, S.L ,9 0, ,9 3,27 HIDROCANTABRICO ,9 0, ,9 3,24 RESTO DE AGENTES , , ,1 20,37 Total , , ,

25 3. EVOLUCIÓN DE LA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA 3.1. Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema eléctrico español 1 El volumen de energía gestionado por el operador del sistema español en el mes de enero mediante estos procedimientos ha sido de GWh, un 23,3% superior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir de 711 MW y 526 MW de banda de regulación secundaria a bajar y la reserva media de potencia adicional a subir ha sido de 674 MW. El coste para los consumidores es de keur, un 29,6% superior al del mes anterior de keur. Dicho valor no incluye la minoración del coste por el servicio de ajuste de control del factor de potencia que este mes ha ascendido a keur. Este resultado en el sistema eléctrico español atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente: : PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA O POTENCIA A SUBIR O POTENCIA A BAJAR Reserva de potencia media a subir (MW) 674 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 (GWh) 552 Valor económico (keur) Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado por OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energías e importes de estos procesos en su dirección web

26 3.2. Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español. El coste medio derivado de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español en el mes de enero se detalla a continuación: REPERCUSIÓN DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA EN EL PRECIO FINAL MES ACTUAL MES ANTERIOR Reserva de potencia a subir (EUR/MWh) 0,43 0,85 Banda de regulacion secundaria (EUR/MWh) 0,99 0,89 Coste de los desvíos (EUR/MWh) 0,61 0,40 Control del factor de potencia (EUR/MWh) -0,06 - TOTAL 1,97 2,14 % sobre PFM 2,95% 3,47% 3.3. Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español Los Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: REPERCUSIÓN DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA PRECIO MEDIO A SUBIR PRECIO MEDIO A BAJAR Reserva de potencia media a subir (EUR/MW) 19,88 Banda horaria media de regulación secundaria (EUR/MW) 21,38 Gestión de desvíos (EUR/MWh) 65,65 40,28 Energía de regulación secundaria (EUR/MWh) 56,70 40,27 Energía de regulación terciaria (EUR/MWh) 67,45 30,47 Energía de solución de restricciones técnicas en tiempo real (EUR/MWh) 121,24 30,

27 4. PAGO POR CAPACIDAD Y SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD 4.1. Coste derivado de la financiación del pago por capacidad 2 En el mes de enero los pagos por capacidad en el sistema eléctrico español han tenido las siguientes características: PAGO POR CAPACIDAD ENERO 2015 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 6,82 6,37 9,13 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL (keur) Coste derivado del servicio de interrumpibilidad 2 En el mes de enero el servicio de interrumpibilidad ha tenido las siguientes características: SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD ENERO 2015 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 1,88 1,88 1,88 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL (keur) Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

28 5. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD 5.1. Precios y energías finales en el sistema eléctrico español 3 El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 66,87 EUR/MWh y en promedio sin ponderar de 64,95 EUR/MWh, siendo ambos superiores a los registrados en el mes anterior de 61,63 EUR/MWh (precio medio ponderado) y 59,59 EUR/MWh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha aumentado respecto del mismo mes del año anterior para el conjunto de compradores en un 32,4% y para los consumidores directos y comercializadores en un 32,9%. Durante el mes de enero el precio horario final máximo ha sido de 101,19 EUR/MWh en la hora 11 del día 7 y el mínimo ha sido de 14,01 EUR/MWh en la hora 7 del día 31. La relación entre el máximo y el mínimo es 7,22. 3 Los datos de precios, importes y energías finales han sido elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

29 Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 30 EUR/MWh en 24 días del mes, siendo la máxima diferencia de 54,89 EUR/MWh y la mínima diferencia de 17,06 EUR/MWh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre 14,01 y 73,17 EUR/MWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 16,78 y 101,19 EUR/MWh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA (MWh) PRECIO MEDIO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) COSTE TOTAL (keur) 01-ene ,02 74,80 48,87 25, ene ,85 83,89 52,62 31, ene ,77 72,04 54,98 17, ene ,85 75,78 46,73 29, ene ,78 92,28 58,23 34, ene ,81 82,45 53,53 28, ene ,96 101,19 60,32 40, ene ,37 94,80 64,01 30, ene ,47 93,00 58,97 34, ene ,77 78,09 54,78 23, ene ,28 81,86 48,11 33, ene ,89 88,45 51,97 36, ene ,89 89,27 49,36 39, ene ,06 98,98 53,24 45, ene ,51 81,02 41,29 39, ene ,40 90,41 42,79 47, ene ,83 75,23 45,75 29, ene ,08 74,25 40,36 33, ene ,42 89,54 40,66 48, ene ,93 93,61 50,06 43, ene ,18 83,77 52,74 31, ene ,16 84,21 42,65 41, ene ,89 85,54 44,14 41, ene ,58 70,74 46,32 24, ene ,38 77,14 38,91 38, ene ,32 90,14 46,16 43, ene ,19 87,64 48,79 38, ene ,62 89,89 48,61 41, ene ,53 80,12 43,54 36, ene ,37 70,18 15,29 54, ene ,85 56,70 14,01 42,

30 El volumen de energía correspondiente al mes de enero ha ascendido a GWh y el volumen económico a keur, superior al registrado en el mes anterior que fue de keur para un volumen de energía de GWh Componentes del precio horario final 4 Los componentes del precio horario medio final para la demanda nacional que figuran a continuación se han determinado para el mes de enero con la mejor previsión de medida de la que se dispone, incorporando la diferenciación entre comercializadores de referencia y el conjunto de comercializadores y consumidores directos. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO ENERO 2015 COMERCIALIZADOR DE REFERENCIA COMERCIALIZADOR, CONSUMIDOR DIRECTO DEMANDA NACIONAL EUR/MWh % EUR/MWh % EUR/MWh % Mercado diario 53,63 77,09 53,20 80,20 53,27 79,66 Mercado intradiario 0,01 0,02-0,01-0,02-0,01-0,01 Restricciones 2,88 4,14 2,96 4,46 2,95 4,40 Reserva potencia subir 0,47 0,68 0,42 0,63 0,43 0,64 Asig. Secundaria 0,98 1,40 0,99 1,50 0,99 1,48 Otros procesos 0,60 0,86 0,54 0,82 0,55 0,82 Pago por capacidad 9,13 13,12 6,37 9,60 6,82 10,20 Servicio de interrumpibilidad 1,88 2,70 1,88 2,83 1,88 2,80 TOTAL 69,57 100,00 66,34 100,00 66,87 100,00 4 Los datos de componentes del precio horario se han elaborado por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

31 El precio final horario medio de la demanda nacional, se presenta en el cuadro siguiente. Precio Final Demanda Nacional (EUR/MWh) Enero 2015 Día J 01 63,20 62,61 62,55 57,69 54,67 52,62 51,17 51,35 48,87 54,28 58,62 59,12 59,08 60,97 60,94 58,58 60,06 63,55 73,42 73,45 74,80 73,00 69,49 63,53 V 02 62,30 57,22 53,95 54,33 52,62 54,06 58,43 67,79 70,59 71,22 76,53 74,23 74,83 71,39 70,86 71,06 70,55 72,75 83,03 83,89 83,72 78,60 75,46 71,42 S 03 64,87 61,85 57,82 56,80 54,98 56,24 58,47 62,52 67,47 68,98 69,85 68,11 68,26 67,66 67,33 62,21 61,54 66,13 70,85 71,45 71,72 72,04 69,23 66,91 D 04 53,25 48,85 47,60 47,60 46,82 46,73 47,72 47,61 50,91 54,65 59,41 58,65 56,31 58,51 57,80 51,33 51,44 60,42 71,48 74,13 74,77 75,78 72,92 69,19 L 05 69,13 63,71 60,01 59,53 58,23 59,91 70,26 73,30 78,16 79,65 82,38 81,45 79,75 73,85 71,77 71,37 71,73 80,38 89,92 92,28 89,62 82,83 79,88 72,06 M 06 70,20 63,73 59,77 56,97 53,90 53,53 56,89 63,78 67,25 73,51 79,84 76,51 73,53 67,74 66,25 64,73 65,86 71,79 79,34 81,96 82,45 78,56 72,99 72,40 M 07 66,10 63,64 62,19 62,32 60,32 62,87 70,55 75,48 83,67 93,34 101,19 95,81 85,86 81,49 77,19 76,56 77,17 79,53 91,64 95,95 91,80 86,67 77,82 75,00 J 08 73,17 70,97 68,72 64,69 64,01 67,25 70,38 75,85 82,57 87,19 91,81 90,01 86,08 80,35 77,34 77,04 78,21 80,52 91,47 94,80 90,88 84,49 76,91 73,18 V 09 67,48 61,29 60,10 59,17 58,97 60,37 69,01 75,81 81,94 86,08 93,00 90,63 86,24 81,32 77,13 77,45 80,24 81,78 89,12 89,64 87,70 82,02 78,12 72,10 S 10 60,14 58,66 55,73 54,99 54,78 55,86 57,82 64,50 71,72 74,39 76,68 75,07 73,86 73,57 72,39 69,22 68,01 71,35 77,05 78,09 77,83 77,38 70,33 61,36 D 11 58,55 53,62 52,61 52,34 49,17 48,11 49,36 50,29 51,84 55,91 55,42 54,12 52,28 53,94 54,10 51,39 51,49 55,11 77,29 79,92 81,75 81,86 77,34 69,95 L 12 60,00 57,91 53,62 52,31 51,97 53,60 59,55 70,92 75,94 82,10 86,36 87,65 83,53 76,83 74,42 73,67 74,84 76,42 84,82 88,45 87,28 81,30 68,94 62,54 M 13 55,47 52,72 51,47 50,16 49,36 50,24 54,63 66,19 74,20 78,46 84,18 82,47 78,89 74,32 69,54 69,70 73,12 75,73 86,97 89,27 87,99 80,79 77,18 67,19 M 14 59,88 54,84 54,49 53,85 53,24 57,88 70,78 76,89 84,25 92,56 98,98 95,50 86,96 80,01 76,11 75,72 77,23 79,74 88,69 89,42 87,57 79,91 69,91 59,36 J 15 48,92 45,58 44,20 43,09 41,29 42,13 46,86 57,00 70,17 76,54 79,99 78,44 70,92 58,06 54,49 53,94 57,93 65,88 79,57 81,02 80,09 70,46 56,73 53,65 V 16 45,86 44,06 43,50 42,79 43,43 45,84 51,26 67,04 78,74 86,58 90,41 86,64 79,35 71,38 61,36 59,53 66,84 71,77 82,85 85,10 82,69 76,03 68,76 58,76 S 17 49,45 47,34 46,47 46,61 45,75 47,01 48,32 52,75 59,23 68,61 73,14 73,22 71,57 67,69 58,31 51,01 50,60 54,69 71,49 75,23 73,21 69,83 56,78 52,58 D 18 52,16 49,00 43,48 41,57 40,36 41,86 42,42 45,55 48,17 52,96 55,88 64,08 61,50 65,28 65,07 58,58 57,89 56,99 69,05 74,25 73,63 72,69 67,59 58,58 L 19 53,37 48,64 46,24 42,48 40,66 44,79 51,03 61,88 70,25 77,65 80,53 80,17 75,07 69,30 63,03 62,83 68,52 74,58 87,30 89,54 88,50 83,01 75,34 69,95 M 20 57,28 53,58 52,77 50,84 50,06 52,43 56,69 71,17 80,85 83,97 93,61 91,28 86,62 81,16 79,08 78,99 79,77 84,05 90,29 91,18 89,97 84,96 78,33 71,72 M 21 70,13 59,38 57,45 54,62 52,74 54,00 56,59 68,91 76,46 78,47 83,77 80,65 75,31 67,05 61,54 61,58 61,70 70,85 80,70 79,29 76,08 65,25 60,74 55,09 J 22 50,06 48,15 46,57 43,44 42,65 42,90 48,84 53,46 70,97 74,10 79,37 77,83 71,56 67,07 61,59 61,47 64,99 73,59 84,21 84,14 82,99 78,08 70,25 62,27 V 23 53,46 51,44 48,91 47,57 44,14 47,08 52,90 65,98 76,77 80,28 85,54 84,45 79,74 72,42 61,97 60,90 65,46 72,71 81,66 83,73 81,98 76,88 71,63 62,18 S 24 57,34 55,17 52,70 47,72 46,46 46,32 50,18 52,85 52,09 60,82 65,54 65,72 64,08 61,31 54,58 52,29 49,88 53,85 66,26 70,74 70,43 69,90 62,38 58,46 D 25 54,10 46,23 40,53 41,66 38,91 40,97 44,13 41,93 45,99 51,52 51,59 50,49 50,73 50,62 48,96 46,92 47,72 51,41 68,97 76,42 77,14 75,17 68,71 62,01 L 26 53,30 49,26 46,23 46,23 46,16 48,26 55,42 69,00 77,63 81,55 85,27 85,53 82,99 77,51 73,76 72,72 74,52 77,97 88,00 90,14 88,19 83,06 76,04 69,90 M 27 60,99 53,19 50,35 49,00 48,79 49,40 55,78 70,33 78,47 82,54 87,64 84,39 80,01 72,66 65,75 62,34 66,93 71,00 81,97 84,59 82,57 76,84 69,64 57,52 M 28 51,67 52,01 48,82 48,61 48,90 48,75 54,02 70,07 80,03 83,31 89,89 88,09 85,09 77,84 72,32 70,84 72,55 76,40 88,23 88,63 87,28 79,09 70,96 61,36 J 29 55,04 51,28 48,27 47,34 46,34 46,76 53,85 57,58 67,06 73,33 80,12 74,39 67,27 54,80 50,69 49,55 50,69 52,71 68,47 70,19 65,94 55,85 50,28 43,54 V 30 30,50 17,06 16,38 16,28 15,29 17,47 32,74 41,52 55,27 62,93 69,89 67,37 62,94 55,30 48,11 47,46 48,89 55,27 67,97 70,18 66,57 60,24 54,55 44,90 S 31 27,58 23,76 16,99 16,06 14,49 14,27 14,01 16,78 27,62 33,46 44,93 42,70 32,02 29,13 21,74 18,20 17,87 23,26 42,50 51,69 56,70 54,38 52,00 40,09 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo 29-58

32 6. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LOS ÚLTIMOS DOCE MESES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL 6.1. Mercado diario Los precios medios mensuales aritméticos del mercado diario en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han variado, desde el mayor correspondiente al mes de septiembre de 2014 (58,89 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de febrero de 2014 (17,12 EUR/MWh). Para el 31,5% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 10 y 20 EUR/MWh. El precio medio aritmético del periodo es de 43,66 EUR/MWh. Las energías indicadas en el cuadro anterior se corresponden con la energía comprada en el sistema ibérico. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra en el mercado diario en los últimos 12 meses para el sistema eléctrico español, portugués y la suma de ambos, así como su valor económico. El máximo mensual de compras en el sistema eléctrico español en el mercado diario se ha producido en febrero de 2014, con GWh

33 Mes SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN (Inc. Renta Congestión) GWh keur EUR/MWh GWh keur EUR/MWh GWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , TOTAL , , Las adquisiciones correspondientes a comercializadores (excepto los de referencia) y consumidores directos en el mercado diario en el sistema eléctrico español en enero de 2015 han sido de GWh, lo que representa el 65,12% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. Las adquisiciones realizadas por los comercializadores de referencia en el mercado diario en el sistema eléctrico español en enero de 2015 han sido de GWh, lo que representa el 15,71% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. MES (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Comercializadoras (excepto las de referencia) y consumidores directos Comercializadoras de referencia Total FEBRERO ,75% ,60% ,35% MARZO ,50% ,20% ,70% ABRIL ,85% ,49% ,34% MAYO ,82% ,23% ,05% JUNIO ,26% ,72% ,97% JULIO ,72% ,42% ,15% AGOSTO ,41% ,67% ,08% SEPTIEMBRE ,22% ,57% ,79% OCTUBRE ,22% ,58% ,80% NOVIEMBRE ,41% ,32% ,72% DICIEMBRE ,13% ,46% ,58% ENERO ,12% ,71% ,83% TOTAL ,26% ,74% ,01%

34 Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales en el sistema español en sentido importador ha sido de GWh, siendo en sentido exportador de GWh. Para los doce últimos meses la producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente: 32-58

35 Nuclear Importaciones (FR+PT+AN+MR) PDBF(GWh) SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Hidráulica Carbón Carbón GS Fuel-Gas Ciclo Combinado Renovables, cogeneración y residuos FEBRERO ,6% 892 4,3% ,2% 102 0,5% 6 0,0% 0 0,0% 210 1,0% ,4% MARZO ,9% ,8% ,0% 228 1,1% 94 0,4% 0 0,0% 285 1,3% ,5% ABRIL ,9% 393 2,1% ,0% 255 1,4% 25 0,1% 0 0,0% 272 1,4% ,1% MAYO ,2% 786 4,0% ,7% ,9% 784 4,0% 0 0,0% 433 2,2% ,0% JUNIO ,5% 728 3,7% ,9% ,2% ,5% 0 0,0% 692 3,5% ,7% JULIO ,3% 718 3,4% ,3% ,3% ,7% 0 0,0% 812 3,8% ,2% AGOSTO ,6% 827 4,2% ,8% ,7% ,5% 0 0,0% 991 5,0% ,3% SEPTIEMBRE ,3% 837 4,0% ,2% ,9% ,5% 0 0,0% ,6% ,4% OCTUBRE ,4% 698 3,4% ,7% ,8% ,6% 0 0,0% 974 4,8% ,3% NOVIEMBRE ,7% 976 4,9% ,1% ,9% 982 4,9% 0 0,0% ,2% ,4% DICIEMBRE ,5% 699 3,3% ,8% ,8% ,0% 0 0,0% ,2% ,4% ENERO ,0% 848 3,7% ,1% ,5% 0 0,0% 0 0,0% ,6% ,1% TOTAL ,7% ,8% ,0% ,2% ,6% 0 0,0% ,7% ,0% TOTAL El análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero enero 2015 y febrero enero 2014, permite obtener los siguientes resultados: - La energía adquirida por unidades de compra del mercado diario en el sistema eléctrico español en el periodo febrero enero 2015 ha ascendido a 170,3 TWh y 7.463,3 millones de euros, lo que supone un descenso del 8,0% y un descenso del 5,6%, respectivamente, respecto al periodo febrero enero El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al periodo febrero enero 2015 ha sido de 43,66 EUR/MWh, lo que supone un ascenso del 1,9%, respectivamente, respecto al periodo febrero enero A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo

36 El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra y de venta contratada en el mercado diario en el sistema eléctrico Ibérico así como la energía de exportación e importación a través de la frontera con Francia resultado del acoplamiento de mercados. Se muestra también el valor de la energía total en el mercado diario y el volumen económico, que incluye el valor de la renta de congestión con Portugal y la mitad del valor de la renta de congestión con Francia. MES COMPRAS MERCADO DIARIO. Y VOLUMEN TOTAL VENTAS EXPORTACIÓN (FR) IMPORTACIÓN (FR) IMPORTE GWh GWh GWh GWh GWh keur FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO Total

37 6.2. Proceso de resolución de restricciones El procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro que regula el Real Decreto 134/2010 de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, entró en funcionamiento el día 26 de febrero de 2011 y se aplicó hasta diciembre de 2014, de acuerdo con la Disposición Transitoria Única de dicho real decreto. El siguiente cuadro muestra la evolución de este proceso en los últimos meses del año PROCESO DE RESTRICCIONES POR GARANTÍA DE SUMINISTRO Mes FASE I FASE II PRECIO MEDIO FASE I PRECIO MEDIO FASE II COSTE TOTAL GWh GWh EUR/MWh EUR/MWh keur FEBRERO 8,3 8,3 104,34 45, MARZO 80,0 80,0 75,90 37, ABRIL 238,5 238,5 55,54 30, MAYO 509,6 509,6 92,15 41, JUNIO 379,2 379,1 138,32 41, JULIO 703,0 702,6 114,71 42, AGOSTO 389,6 389,2 145,97 46, SEPTIEMBRE 150,6 150,6 236,32 46, OCTUBRE 162,6 162,6 150,71 41, NOVIEMBRE 275,7 275,7 119,80 40, DICIEMBRE 266,3 266,3 136,19 40, Total 3.163, ,5 122,18 41, Las ventas asignadas en este proceso a las centrales de carbón autóctono figuran en los datos de la Fase I. La energía de compra necesaria para el recuadre figura en la Fase II. El coste total para los consumidores es financiado con cargo a los pagos por capacidad

38 La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercado depende del volumen de demanda y de los precios del mercado, al afectar el precio al volumen de energía asignada previamente al análisis de restricciones técnicas. La energía a subir asignada a unidades de venta en el mercado diario en el sistema eléctrico español se puede observar en el gráfico adjunto 5. Mes FASE I Subir FASE I Bajar PROCESO DE RESTRICCIONES PRECIO MEDIO FASE I Subir PRECIO MEDIO FASE I Bajar PRECIO MEDIO FASE II Subir PRECIO MEDIO FASE II Bajar COSTE TOTAL COSTE UNITARIO GWh GWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh keur EUR/MWh FEBRERO ,06 0,00 0,00 9, ,75 MARZO ,67 31,98 0,00 18, ,19 ABRIL ,71 36,81 0,00 16, ,99 MAYO ,08 47,20 0,00 36, ,52 JUNIO ,32 57,33 0,00 44, ,34 JULIO ,04 54,18 59,38 41, ,14 AGOSTO ,12 47,27 0,00 44, ,87 SEPTIEMBRE ,92 63,29 71,82 58, ,62 OCTUBRE ,70 58,77 0,00 48, ,54 NOVIEMBRE ,61 49,72 0,00 40, ,47 DICIEMBRE ,94 63,93 0,00 40, ,12 ENERO ,92 0,00 0,00 48, ,77 Total ,78 54,25 71,21 34, ,25 5 Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado por OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energías e importes de estos procesos en su dirección web

39 6.3. Procesos de operación técnica del sistema Durante los doce últimos meses, los procesos de operación técnica gestionados por el operador del sistema español, gestión de desvíos, servicios complementarios y solución de restricciones técnicas en tiempo real, han requerido la contratación de una potencia horaria media mensual de banda de regulación por valor de MW y de 476 MW de reserva de potencia adicional a subir, así como una contratación mensual media de energía por valor de GWh. El coste (sobre el precio del mercado diario) de estos servicios ha sido de keur. El coste de estos servicios para el consumidor, incluyendo el coste de los desvíos que pagan los que se han desviado y la minoración del coste por el servicio de control del factor de potencia, ha sido de 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 PRECIO MEDIO PONDERADO COSTE TOTAL COSTE UNITARIO MEDIO MW EUR/MWh keur EUR/MWh FEBRERO , ,42 MARZO , ,87 ABRIL , ,93 MAYO , ,81 JUNIO , ,01 JULIO , ,93 AGOSTO , ,99 SEPTIEMBRE , ,25 OCTUBRE , ,55 NOVIEMBRE , ,38 DICIEMBRE , ,89 ENERO , ,99 Total , ,08 COSTE DEL PROCESO DE RESERVA DE POTENCIA A SUBIR MES POTENCIA MEDIA PRECIO MEDIO PONDERADO COSTE TOTAL COSTE PARA LA DEMANDA COSTE UNITARIO MEDIO MW EUR/MWh keur keur EUR/MWh FEBRERO , ,62 MARZO , ,95 ABRIL , ,64 MAYO 47 38, ,07 JUNIO 5 48, ,01 JULIO 0 0, ,00 AGOSTO 3 68, ,01 SEPTIEMBRE , ,48 OCTUBRE , ,71 NOVIEMBRE , ,80 DICIEMBRE , ,85 ENERO , ,43 Total , ,

40 En los siguientes cuadros se incluyen el coste de los procesos de operación técnica del sistema y de la solución de restricciones en tiempo real. MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA (*) A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD MINIRACIÓN COSTE POR CONTROL FACTOR DE POTENCIA COSTE PARA LA DEMANDA COSTE MEDIO UNITARIO GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur keur keur EUR/MWh FEBRERO , , ,31 MARZO , , ,43 ABRIL , , ,27 MAYO , , ,22 JUNIO , , ,09 JULIO , , ,13 AGOSTO , , ,13 SEPTIEMBRE , , ,17 OCTUBRE , , ,18 NOVIEMBRE , , ,22 DICIEMBRE , , ,40 ENERO , , ,55 Total , , ,26 MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN EL PROCESO DE SOLUCION DE RESTRICCIONES EN TIEMPO REAL A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD COSTE PARA LA DEMANDA COSTE MEDIO UNITARIO GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur keur EUR/MWh FEBRERO , , ,69 MARZO , , ,58 ABRIL , , ,17 MAYO , , ,26 JUNIO , , ,14 JULIO , , ,16 AGOSTO , , ,19 SEPTIEMBRE , , ,30 OCTUBRE , , ,30 NOVIEMBRE , , ,27 DICIEMBRE , , ,16 ENERO , , ,18 Total , , ,

41 En los siguientes cuadros se desglosan los procesos de operación técnica del sistema por tipo de proceso: MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN REGULACIÓN SECUNDARIA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO 90 50, , SEPTIEMBRE 79 62, , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , Total , , MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN REGULACIÓN TERCIARIA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , Total , , MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN EL PROCESO DE GESTIÓN DE DESVÍOS A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO 96 50, , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE 67 67, , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , Total , ,

42 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 5,0% 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 análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero 2013 enero 2014 y febrero 2014 enero 2015, permite obtener los siguientes resultados: - La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa para el periodo febrero 2014 enero 2015 en GWh y keur, lo que supone una disminución del 9,4% en energía y del 7,1% en coste total, con respecto al periodo febrero 2013 enero El precio medio de venta de energía para el período febrero 2014 enero 2015 en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 65,68 EUR/MWh frente a 69,44 EUR/MWh del periodo febrero 2013 enero Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 19,70 EUR/MWh en el período febrero 2014 enero 2015 frente a 15,67 EUR/MWh del periodo febrero 2013 enero La repercusión de estos procesos sobre el precio medio horario final ponderado, incorporando el coste fijo de regulación, el coste de reserva de potencia a subir, el coste de la solución de las restricciones técnicas y la minoración del coste por el servicio de ajuste de control del factor de potencia, asciende a 5,51 EUR/MWh en el período febrero 2014 enero 2015, frente a 5,76 EUR/MWh correspondiente al periodo febrero 2013 enero

43 6.4. Mercado Intradiario Los precios medios aritméticos en el mercado intradiario en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han tenido un valor medio de 44,83 EUR/MWh. En el mes de enero 2015 se observa un aumento del precio medio aritmético respecto al mes anterior, alcanzando los 53,51 EUR/MWh. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra en el mercado intradiario en los últimos 12 meses para el sistema eléctrico español, portugués y la suma de ambos, así como su valor económico. MES SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN (Inc. Renta Congestión) GWh keur EUR/MWh GWh keur EUR/MWh GWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , Total , , Del estudio de las diferencias entre el precio máximo y mínimo de cada día, se observa que el 1,4% de los días la diferencia es menor o igual que 10 EUR/MWh, el 3,0% de los días se sitúa entre 10 y 20, el 38,4% de los días esta diferencia se sitúa entre 20 y 30 EUR/MWh y el 57,3% de los días es superior a 30 EUR/MWh

44 El análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero enero 2015 y febrero enero 2014 permite obtener los siguientes resultados: La contratación de energía en el programa resultante de casación en el mercado intradiario en este periodo ha ascendido a 30,7 TWh y 1.370,3 millones EUR, lo que supone un descenso del 10,70% y un descenso del 9,45% respectivamente El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español en este periodo ha sido de 44,83 EUR/MWh, lo que supone un aumento del 3,39%, respecto al periodo febrero enero A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo. La energía negociada por comercializadores y consumidores directos en la zona española representa, para el conjunto del período, el 17,62% de la energía total negociada en este mercado, y el 65,63% de la energía negociada por las unidades de adquisición

45 6.5. Pago por capacidad 6 Como figura en el cuadro siguiente, los consumidores directos y comercializadores (excluidos los comercializadores de referencia), tienen un pago por capacidad que en julio de 2014 tomó el valor máximo que fue de 6,73 EUR/MWh y en agosto de 2014 toma el valor mínimo de 3,68 EUR/MWh. Desde el 1 de julio de 2009 los comercializadores de referencia participan en el mercado de producción estando obligados al pago por capacidad como el resto de comercializadores. Su valor en el mes de enero de 2015 ha sido de 9,13 EUR/MWh. 6 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo y con la información publicada por REE en

46 PAGO POR CAPACIDAD COSTE UNITARIO MEDIO MES COSTE TOTAL CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA keur EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO ,89 6,46 8,84 MARZO ,46 4,78 8,94 ABRIL ,28 4,65 9,04 MAYO ,14 4,52 9,15 JUNIO ,21 5,72 9,35 JULIO ,10 6,73 9,37 AGOSTO ,47 3,68 9,35 SEPTIEMBRE ,23 4,61 9,34 OCTUBRE ,09 4,46 9,24 NOVIEMBRE ,31 4,65 9,21 DICIEMBRE ,90 6,46 9,11 ENERO ,82 6,37 9,13 TOTAL ,85 5,28 9, Servicio de interrumpibilidad El nuevo servicio de interrumpibilidad gestionado por el operador del sistema mediante mecanismo de asignación competitiva supondrá para el sistema eléctrico español un coste fijo mensual en el año 2015 de ,8 keur, siendo su coste unitario en el mes de enero 1,88 EUR/MWh. SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD COSTE UNITARIO MEDIO MES COSTE TOTAL CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA keur EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh ENERO ,88 1,88 1,88 TOTAL ,88 1,88 1,

47 6.7. 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 enero de 2015, seguido de los meses de diciembre y julio de El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en el mes de enero de 2015, seguido de los meses de septiembre y octubre de Por semanas, el conjunto de las adquisiciones realizadas por los comercializadores y consumidores directos ha seguido la evolución que figura en el cuadro siguiente representando durante la última semana del mes de enero el 87,52% del total de la energía adquirida en el conjunto de los mercados diario e intradiario. Los precios horarios finales mensuales han variado, durante los doce últimos meses, desde el mayor correspondiente al mes de septiembre de 2014 (69,97 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de febrero de 2014 (33,33 EUR/MWh). Las cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en enero de 2015 con GWh, al mínimo del período en el mes de abril de 2014 con GWh

48 MES GWh CONTRATACIÓN keur Comercializador de referencia PRECIO FINAL PRECIO MEDIO ARITMÉTICO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo General Comercializador de referencia PRECIO MEDIO PONDERADO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo FEBRERO ,40 30,67 31,13 36,15 32,72 33,33 MARZO ,67 38,09 38,81 44,06 39,58 40,31 ABRIL ,59 38,91 39,58 44,25 39,84 40,48 MAYO ,57 51,80 52,43 57,35 52,56 53,21 JUNIO ,01 60,05 60,58 64,72 61,26 61,73 JULIO ,01 57,83 58,27 61,91 59,15 59,53 AGOSTO ,50 57,67 58,47 64,32 58,54 59,34 SEPTIEMBRE ,97 68,07 68,70 74,50 69,29 69,97 OCTUBRE ,73 65,75 66,39 72,92 67,48 68,19 NOVIEMBRE ,30 57,54 58,20 64,28 59,29 60,01 DICIEMBRE ,19 59,10 59,59 64,19 61,13 61,63 ENERO ,67 64,45 64,95 69,57 66,34 66,87 General Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo El análisis de los componentes del precio horario final que figura a continuación se ha determinado para los doce últimos meses incorporando la diferenciación entre el que corresponde a comercializadores de referencia y el referido al resto de comercializadores y consumidores directos: 1. Los componentes del precio horario medio final para la demanda nacional han sido los siguientes: 46-58

49 MES MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE PRECIO INTERRUMPIBILIDAD HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 18,77 4,44 1,62 1,42-0,12 0,31 6,89-33,33 MARZO 27,90 4,78 0,95 0,87-0,07 0,43 5,46-40,31 ABRIL 27,26 6,15 0,64 0,93-0,06 0,27 5,28-40,48 MAYO 43,18 3,78 0,07 0,81 0,00 0,22 5,14-53,21 JUNIO 51,95 2,49 0,01 1,01-0,03 0,09 6,21-61,73 JULIO 49,11 2,30 0,00 0,93-0,04 0,13 7,10-59,53 AGOSTO 50,70 3,06 0,01 0,99-0,02 0,13 4,47-59,34 SEPTIEMBRE 59,90 2,92 0,48 1,25 0,03 0,17 5,23-69,97 OCTUBRE 56,84 3,84 0,71 1,55-0,02 0,18 5,09-68,19 NOVIEMBRE 48,57 3,74 0,80 1,38-0,01 0,22 5,31-60,01 DICIEMBRE 49,32 3,28 0,85 0,89-0,01 0,40 6,90-61,63 ENERO 53,27 2,95 0,43 0,99-0,01 0,55 6,82 1,88 66,87 TOTAL 45,01 3,61 0,54 1,08-0,03 0,26 5,85 0,18 56,50 % sobre PFM 79,66% 6,39% 0,96% 1,91% -0,05% 0,46% 10,35% 0,32% 100,00% 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 de la demanda nacional en el mercado de producción. En este precio se incluyen todos los pagos y cobros de los consumidores finales, incluyendo los sobrecostes de las energías de regulación secundaria y terciaria y los pagos por capacidad correspondientes a la normativa en vigor en cada periodo. 2. Los componentes del precio horario final para comercializadores (excluyendo los de referencia) y consumidores directos, son los siguientes: MES COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES DIRECTOS MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE PRECIO INTERRUMPIBILIDAD HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 18,57 4,48 1,61 1,42-0,15 0,32 6,46-32,72 MARZO 27,91 4,81 0,93 0,87-0,09 0,37 4,78-39,58 ABRIL 27,29 6,17 0,63 0,93-0,08 0,25 4,65-39,84 MAYO 43,16 3,79 0,06 0,81 0,00 0,21 4,52-52,56 JUNIO 51,98 2,49 0,01 1,01-0,03 0,09 5,72-61,26 JULIO 49,10 2,31 0,00 0,93-0,05 0,13 6,73-59,15 AGOSTO 50,70 3,06 0,01 0,99-0,03 0,13 3,68-58,54 SEPTIEMBRE 59,84 2,92 0,47 1,25 0,03 0,17 4,61-69,29 OCTUBRE 56,76 3,85 0,70 1,55-0,03 0,18 4,46-67,48 NOVIEMBRE 48,50 3,76 0,79 1,38-0,02 0,22 4,65-59,29 DICIEMBRE 49,24 3,30 0,84 0,90-0,01 0,40 6,46-61,13 ENERO 53,20 2,96 0,42 0,99-0,01 0,54 6,37 1,88 66,34 TOTAL 45,09 3,62 0,53 1,08-0,04 0,25 5,28 0,17 55,99 % sobre PFM 80,55% 6,47% 0,95% 1,93% -0,07% 0,45% 9,43% 0,30% 100,00% 47-58

50 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 (excluidos los comercializadores de referencia) y consumidores directos. 3. Los componentes del precio horario final para comercializadores de referencia, son los siguientes: MES MERCADO DIARIO COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE PRECIO INTERRUMPIBILIDAD HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 19,69 4,28 1,68 1,38 0,01 0,26 8,84-36,15 MARZO 27,88 4,62 1,01 0,86 0,02 0,73 8,94-44,06 ABRIL 27,10 6,07 0,69 0,94 0,03 0,37 9,04-44,25 MAYO 43,31 3,72 0,09 0,81 0,00 0,28 9,15-57,35 JUNIO 51,78 2,47 0,01 1,02 0,00 0,09 9,35-64,72 JULIO 49,17 2,30 0,00 0,93 0,03 0,13 9,37-61,91 AGOSTO 50,72 3,09 0,01 0,99 0,02 0,14 9,35-64,32 SEPTIEMBRE 60,30 2,91 0,54 1,23-0,01 0,17 9,34-74,50 OCTUBRE 57,37 3,80 0,78 1,55 0,01 0,18 9,24-72,92 NOVIEMBRE 49,01 3,62 0,85 1,36 0,02 0,21 9,21-64,28 DICIEMBRE 49,67 3,19 0,91 0,87 0,02 0,41 9,11-64,19 ENERO 53,63 2,88 0,47 0,98 0,01 0,60 9,13 1,88 69,57 TOTAL 44,51 3,57 0,62 1,07 0,01 0,31 9,16 0,20 59,45 % sobre PFM 74,87% 6,01% 1,04% 1,80% 0,02% 0,52% 15,41% 0,34% 100,00% Este precio final, por ser un precio medio ponderado, 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 comercializadores de referencia. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero 2013 enero 2014 y febrero 2014 enero 2015, permite obtener los siguientes resultados: - Para el conjunto del mercado de producción, la contratación de energía ha ascendido en el período febrero 2014 enero 2015 a GWh y keur, lo que ha supuesto un aumento del 0,6% en energía y del 0,7% en volumen económico, con respecto al periodo febrero 2013 enero En cuanto al precio medio horario final ponderado del período febrero 2014 enero 2015, se ha situado en 56,50 EUR/MWh, lo que ha supuesto un aumento del 0,1% respecto al periodo febrero 2013 enero La evolución en el periodo considerado figura a continuación: 48-58

51 Sin embargo, el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (consumidores directos y comercializadores, excepto los de referencia) se sitúa en el periodo en 55,99 EUR/MWh, precio ponderado, y en 54,33 EUR/MWh, precio sin ponderar. Se observa que este precio ponderado es superior para comercializadores (excepto comercializadores de referencia) y consumidores directos en un 0,54%, en relación con el precio horario final medio en el periodo febrero 2013 enero

52 7. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES EN EL MERCADO 7.1. Volumen de intercambios internacionales La energía negociada en los diferentes mercados, correspondiente a importaciones y exportaciones, en las fronteras con Francia, Andorra y Marruecos, queda reflejada en la tabla en los últimos doce meses: PROGRAMA DIARIO VIABLE IMPORTACIÓN (MWh) MERCADO INTRADIARIO OTROS TOTAL PROGRAMA DIARIO VIABLE EXPORTACIÓN (MWh) MERCADO INTRADIARIO FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO TOTAL TOTAL OTROS TOTAL En el programa diario viable se incluye la energía casada en el mercado diario, la energía de los contratos bilaterales y la energía retirada en la solución de restricciones técnicas

53 El volumen económico de importación y exportación negociado en el mercado de producción de energía se muestra a continuación: IMPORTACIÓN (keur) PROGRAMA DIARIO VIABLE MERCADO INTRADIARIO TOTAL EXPORTACIÓN (keur) PROGRAMA DIARIO VIABLE MERCADO INTRADIARIO FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO TOTAL TOTAL TOTAL En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales

54 7.2. Repercusión del volumen de intercambios internacionales La siguiente tabla muestra el porcentaje que los intercambios internacionales representan respecto a la energía demandada en los diferentes mercados. IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) % SOBRE DEMANDA DE % SOBRE DEMANDA DE FEBRERO -0, FEBRERO 3, MARZO -0, MARZO 3, ABRIL -0, ABRIL 3, MAYO 2, MAYO 3, JUNIO 3, JUNIO 2, JULIO 2, JULIO 2, AGOSTO 3, AGOSTO 2, SEPTIEMBRE 3, SEPTIEMBRE 3, OCTUBRE 2, OCTUBRE 2, NOVIEMBRE 3, NOVIEMBRE 3, DICIEMBRE 2, DICIEMBRE 3, ENERO 3, ENERO 2,42 En la siguiente tabla se muestran los volúmenes económicos, donde no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales físicos. IMPORTACIÓN (keur) EXPORTACIÓN (keur) % SOBRE DEMANDA DE % SOBRE DEMANDA DE FEBRERO -0, FEBRERO 3, MARZO -0, MARZO 3, ABRIL -0, ABRIL 3, MAYO 2, MAYO 3, JUNIO 3, JUNIO 2, JULIO 2, JULIO 2, AGOSTO 3, AGOSTO 2, SEPTIEMBRE 3, SEPTIEMBRE 3, OCTUBRE 2, OCTUBRE 2, NOVIEMBRE 3, NOVIEMBRE 3, DICIEMBRE 2, DICIEMBRE 3, ENERO 3, ENERO 2,

55 7.3. Grado de ocupación de la capacidad comercial de intercambio Las siguientes gráficas muestran el grado de ocupación de la capacidad obtenido teniendo en cuenta el valor final después del mercado intradiario. MEDIA ENERO 2015 FRANCIA Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 1.033,9 MWh 853,8 MWh 180,1 MWh 1.019,0 MWh 214,9 MWh 1.233,9 MWh MEDIA ENERO 2015 PORTUGAL Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 1.937,1 MWh 1.126,3 MWh 810,8 MWh 153,5 MWh 2.522,3 MWh 2.675,8 MWh MEDIA ENERO 2015 MARRUECOS Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 900,0 MWh 428,0 MWh 472,0 MWh 0,0 MWh 600,0 MWh 600,0 MWh 53-58

56 7.4. Origen de los intercambios internacionales por frontera El comercio a través de las fronteras del sistema eléctrico español con Francia, Andorra y Marruecos, se refleja en las tablas siguientes. IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO TOTAL TOTAL En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales. IMPORTACIÓN (keur) EXPORTACIÓN (keur) FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO TOTAL TOTAL

57 7.5. Cuotas en la energía importada y exportada de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de diciembre de 2014 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica. El volumen total de energía eléctrica importada por agentes del mercado correspondiente al programa horario final ha sido de 38 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL IMPORTACIONES - DICIEMBRE 2014 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) DANSKE COMMODITIES ,8 28,29 EDF TRADING LIMITED 9.929,4 25,86 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA 5.093,6 13,27 GAZPROM MARKETING AND TRADING LTD 4.388,2 11,43 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,9 9,02 NEAS ENERGY A/S 2.028,6 5,28 TRAILSTONE GMBH 1.166,0 3,04 MERCURIA ENERGY TRADING SA 1.163,8 3,03 ENERGI DANMARK A/S 232,9 0,61 HIDROCANTABRICO 67,2 0,18 Total ,

58 El volumen total de energía eléctrica exportada por agentes del mercado correspondiente al programa horario final ha sido de 572 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL EXPORTACIONES - DICIEMBRE 2014 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) OFFICE NATIONAL D'ELECTRICITÉ ET DE L'EAU POTABLE ,0 85,08 ENDESA ,8 5,08 EDF TRADING LIMITED ,6 2,93 DANSKE COMMODITIES ,2 2,42 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,7 1,07 GAZPROM MARKETING AND TRADING LTD 5.838,4 1,02 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA 5.612,5 0,98 NEAS ENERGY A/S 4.687,4 0,82 MERCURIA ENERGY TRADING SA 1.210,6 0,21 TRAILSTONE GMBH 1.111,4 0,19 RESTO DE AGENTES 1.111,6 0,19 Total ,