MERCADO DE ELECTRICIDAD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

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1 MERCADO DE ELECTRICIDAD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ENERO 21

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 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. 2-59

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 2,96 ceur/kwh, y para el sistema eléctrico portugués de 2,771 ceur/kwh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués 2 horas durante el mes y superior en 88 horas durante el mes. 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. ceur/kwh ENERO 21 MWh Precio medio aritmético de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio España Precio Portugal 1/1/21 31/1/21 2,96 ceur/kwh 2,771 ceur/kwh Precio máximo MIBEL Precio medio aritmético sistema eléctrico portugués Precio medio artimético sistema eléctrico español Precio mínimo MIBEL Fechas Energía total de adquisición MIBEL Sistema eléctrico español La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de,632 ceur/kwh el viernes día 1, y el máximo de 3,685 ceur/kwh el lunes día 4. La curva de precios máximos alcanza un valor máximo de 1,8 ceur/kwh y la curva de precios mínimos tiene un valor mínimo de, ceur/kwh. 3-59

4 La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 2,677 y 1,7 ceur/kwh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 8,77 ceur/kwh. Estos datos reflejan un aumento 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, y 4,47 ceur/kwh, y entre, y 1,8 ceur/kwh el resto de las horas. El precio mínimo del mes,, ceur/kwh, se ha registrado en 82 horas, y el precio máximo del mes, 1,8 ceur/kwh, se ha registrado en la hora 22 del domingo 1. El precio medio ha sido un 41,8% inferior al del mismo mes del año anterior. Sistema eléctrico portugués La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de,675 ceur/kwh el viernes día 1, y el máximo de 3,666 ceur/kwh el martes día 19. La curva de precios máximos alcanza un valor máximo de 18,3 ceur/kwh y la curva de precios mínimos tiene un valor mínimo de, ceur/kwh. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 3,8 y 18,3 ceur/kwh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 9,1 ceur/kwh. Estos datos reflejan un aumento 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, y 4,2 ceur/kwh, y entre, y 18,3 ceur/kwh el resto de las horas. El precio mínimo del mes,, ceur/kwh, se ha registrado en 15 horas, y el precio máximo del mes, 18,3 ceur/kwh, se ha registrado en la hora 21 del martes 19. 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 resultante de la casación, una vez 4-59

5 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 del sistema exportador, en el sistema importador por la cantidad de energía importada. 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: 5-59

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: La contratación en el mercado diario para el sistema eléctrico ibérico en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, ha aumentado en cuanto a energía en el programa resultante de la casación, teniendo un valor de GWh y ha aumentado en valor económico teniendo un valor de keur. El valor de la contratación diaria se sitúa en 713 GWh/día en días laborables, 647 GWh/día en sábados y 59 GWh/día en festivos, 6-59

7 siendo los correspondientes valores económicos medios de keur/día en laborables, keur/día en sábados y keur/día en festivos. Los valores máximo y mínimo de contratación diaria para el sistema eléctrico ibérico se presentaron respectivamente el viernes 22 con MWh y el sábado 2 con MWh. El máximo de contratación horaria en cuanto a energía para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 22 del lunes 11 y el valor horario mínimo MWh en la hora 3 del lunes 4. 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 82,54% de la energía adquirida por unidades del sistema eléctrico español en el programa resultante de la casación y el 84,69% del volumen económico del mercado diario. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico portugués por comercializadores y consumidores directos, fue de 2.23 GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 68,1% de la energía adquirida por unidades del sistema eléctrico portugués en el programa resultante de la casación y el 71,71% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de 1.145,1 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 9.23,5 GWh y al sistema eléctrico portugués 941,6 GWh. El volumen adquirido en el mercado diario por unidades de oferta de sistemas eléctricos externos al sistema eléctrico ibérico, ha sido de 251,8 GWh en Francia,, GWh en Andorra y 116,2 GWh en Marruecos. En los cuadros siguientes se indican los volúmenes en energía y en euros negociados en el mercado diario en el sistema eléctrico español y portugués durante el mes: 7-59

8 FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 21 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,632 3,8, 3, ene ,351 8,31, 8, ene ,422 8,31, 8, ene ,685 5,8 1, 4, ene ,11 5,786,13 5, ene ,191 8,973,979 7, ene ,442 6,44,1 6, ene ,612 7,4, 7, ene ,898 9,25,1 9, ene ,35 1,8,1 1, ene ,476 8,77,56 8, ene ,984 8,581, 8, ene ,341 9,12, 9, ene ,647 8,77, 8, ene ,178 9,1, 9, ene ,698 7,55, 7, ene ,856 7,5,1 7, ene ,32 8,51, 8, ene ,6 4,546, 4, ene ,662 4,92, 4, ene ,337 5,14,56 5, ene ,454 5,95,5 5, ene ,247 5,113 1, 4, ene ,98 4,5 1,823 2, ene ,948 5,9, 5, ene ,681 4,713, 4, ene ,622 5,4, 5, ene ,134 5,3 1,213 4, ene ,927 4,535 1, 3, ene ,414 5,39,5 4, ene ,767 6,3 1,313 4,

9 FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 21 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,675 3,8, 3, ene ,88 8,31, 8, ene ,885 8,31, 8, ene ,95 5,8,56 5, ene ,7 5,786,13 5, ene ,188 8,973,979 7, ene ,377 6,44,1 6, ene ,612 7,4, 7, ene ,898 9,25,1 9, ene ,84 1,8,1 1, ene ,43 8,77,56 8, ene ,83 8,581, 8, ene ,341 9,12, 9, ene ,52 8,77, 8, ene ,179 9,1, 9, ene ,299 7,55, 7, ene ,961 7,5, 7, ene ,91 8,51, 8, ene ,666 18,3, 18, ene ,665 4,959, 4, ene ,337 5,14,56 5, ene ,452 5,95,5 5, ene ,145 5,113 1, 4, ene ,867 4,5, 4, ene ,923 5,9, 5, ene ,649 4,713, 4, ene ,622 5,4, 5, ene ,222 5,3 1,213 4, ene ,996 4,812 1, 3, ene ,414 5,39,5 4, ene ,767 6,3 1,313 4,

10 1.2. Renta de Congestión del mecanismo de separación de mercados en el mercado diario 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 el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a keur, lo que ha supuesto un aumento del 162,3% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 18,1% de las horas, habiéndose generado la congestión en sentido exportador a Portugal en 2 horas y 88 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -,135 ceur/kwh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 13,63 ceur/kwh en la hora 21 del martes 19 y un valor mínimo de -4,74 ceur/kwh en la hora 8 del lunes 4. 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. Eur 3. RENTA DE LA CONGESTIÓN EN LA INTERCONEXIÓN CON PORTUGAL EN EL MERCADO DIARIO ENERO 21 MWh Volumen económico Energía 1-59

11 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 GWh durante el mes, lo que supone un 6,8% de la energía correspondiente al programa resultante de la casación. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 8,1% superior al mes anterior. En volumen económico la solución de restricciones técnicas ha sido de keur, con un sobrecoste de keur, equivalente a,383 ceur/kwh 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. Energía (MWh) 12., Energía Diaria Asignada por Restricciones Técnicas ENERO 21 1., 8., 6., 4., 2.,, 1-ene 2-ene 3-ene 4-ene 5-ene 6-ene 7-ene 8-ene 9-ene 1-ene 11-ene 12-ene 13-ene 14-ene 15-ene 16-ene 17-ene 18-ene 19-ene 2-ene 21-ene 22-ene 23-ene 24-ene 25-ene 26-ene 27-ene 28-ene 29-ene 3-ene 31-ene Energia Polinómica (Energía) Días 11-59

12 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 518 2,2% 458 1,9% Carbón ,5% ,% Ciclo Combinado ,3% ,6% Nuclear ,2% ,5% Hidráulica ,4% ,7% Importaciones(FR+PT+AD+MA) 1.8 4,4% 742 3,1% Régimen Especial Eólica ,7% ,3% Régimen Especial Resto ,3% ,% TOTAL ,% ,% 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

13 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO ENERGÍAS (GWh) NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL (RESTO) RÉGIMEN ESPECIAL EÓLICA IMPORTACIONES (FR + PT + AD + MA) HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS 2 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO ENERGÍAS (GWh) IMPORTACIONES (ES) HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS 13-59

14 A su vez y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema español y del operador del sistema eléctrico portugués, 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 de 32 MWh para el sistema español y 13 MWh para el sistema portugués, lo que supone un 1,% y un 2,% respectivamente, en relación a la previsión. En los cuadros siguientes se observa la evolución horaria. MWh 5. Comparación de demanda prevista para el sistema eléctrico español (O.S.-REE) con el consumo (casado en el mercado diario e intradiario + ejecutada en bilaterales) ENERO 21 MWh Demanda casada en los mercados diario e intradiario + bilaterales nacionales Última previsión de demanda antes de la casación del mercado diario Diferencia -4. DIA MWh 12. Comparación de demanda prevista para el sistema eléctrico portugués (O.S.-REN) con el consumo (casado en el mercado diario e intradiario + ejecutado en bilaterales + régimen especial) ENERO 21 MWh Demanda casada en los mercados diario e intradiario + bilaterales ejecutados + régimen especial Última previsión de demanda antes de la casación del mercado diario Diferencia -2.5 DIA 14-59

15 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. 4. ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL, INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJAS SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO ENERGÍA (MWh) /1/1 2/1/1 3/1/1 4/1/1 5/1/1 6/1/1 7/1/1 8/1/1 9/1/1 1/1/1 11/1/1 12/1/1 13/1/1 14/1/1 15/1/1 16/1/1 17/1/1 18/1/1 19/1/1 2/1/1 21/1/1 22/1/1 23/1/1 24/1/1 25/1/1 26/1/1 27/1/1 28/1/1 29/1/1 3/1/1 31/1/1 CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO 5. ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL, INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJAS SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO ENERGÍA (MWh) /1/1 2/1/1 3/1/1 4/1/1 5/1/1 6/1/1 7/1/1 8/1/1 9/1/1 1/1/1 11/1/1 12/1/1 13/1/1 14/1/1 15/1/1 16/1/1 17/1/1 18/1/1 19/1/1 2/1/1 21/1/1 22/1/1 23/1/1 24/1/1 25/1/1 26/1/1 27/1/1 28/1/1 29/1/1 3/1/1 31/1/1 CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO 15-59

16 2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO 2.1. Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación Precios y energías El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español correspondiente al mes es de 3,134 ceur/kwh y en el sistema eléctrico portugués es de 2,85 ceur/kwh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en 6 horas durante el mes y superior en 235 horas durante el mes. ceur/kwh ENERO 21 Precio medio aritmético de la energía en el mercado intradiario de electricidad Periodo Precio España Precio Portugal 1/1/21 31/1/21 3,134 ceur/kwh 2,85 ceur/kwh MWh Precio medio aritmético sistema eléctrico portugués Precio medio artimético sistema eléctrico español Energía total de adquisición MIBEL Fechas Sistema eléctrico español El precio medio aritmético es superior al del mercado diario con un valor máximo de 11,985 ceur/kwh. El precio mínimo, de, ceur/kwh, es igual al del mercado diario. El precio medio aritmético, de 3,134 ceur/kwh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 3,137 ceur/kwh. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico español se sitúa entre,873 y 11,985 ceur/kwh

17 Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético es superior al del mercado diario con un valor máximo de 11,985 ceur/kwh. El precio mínimo, de, ceur/kwh, es igual al del mercado diario. El precio medio aritmético, de 2,85 ceur/kwh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 2,994 ceur/kwh. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico portugués se sitúa entre,873 y 11,985 ceur/kwh. Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son las siguientes: MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión ENERO 21 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 3,134 ceur/kwh Etotal= GWh PMA PT= 2,85 ceur/kwh Intradiario 1 PMA ES=2,995 ceur/kwh Etotal=2.36 GWh PMA PT=2,82 ceur/kwh Intradiario 2 PMA ES=2,711 ceur/kwh Etotal=538 GWh PMA PT=2,526 ceur/kwh Intradiario 3 PMA ES=3,29 ceur/kwh Etotal=248 GWh PMA PT=2,532 ceur/kwh Intradiario 4 PMA ES=3,392 ceur/kwh Etotal=126 GWh PMA PT=2,958 ceur/kwh Intradiario 5 PMA ES=3,594 ceur/kwh Etotal=176 GWh PMA PT=3,553 ceur/kwh Intradiario 6 PMA ES=3,776 ceur/kwh Etotal=182 GWh PMA PT=3,583 ceur/kwh MWh La contratación de energía en el programa resultante de la casación en el mercado intradiario en el sistema eléctrico ibérico en el mes ha alcanzado un volumen económico de keur y GWh para las seis sesiones del mercado. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en keur y MWh. La energía negociada en el programa resultante de la casación es un 4,9% inferior respecto a la contratación del mes anterior. La contratación del mercado intradiario supone el 17,1% en energía y el 16,5% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de consumo de bombeo para las seis sesiones del mercado intradiario, así como un resumen de los datos diarios, se pueden observar en los cuadros siguientes: 17-59

18 MWh VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD MERCADO IBÉRICO ENERO 21 V E N T A C O M P R A Fechas Volumen total de negocio keuro U. adquisición U. bombeo U. producción 18-59

19 FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 21 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,513 3,244, 3, ene ,197 8,38, 8, ene ,864 8,378, 8, ene ,156 5,51, 5, ene ,362 6,297, 6, ene ,579 9,25,294 8, ene ,132 5,816,1 5, ene ,692 6,336, 6, ene ,38 7,4, 7, ene ,6 9,18, 9, ene ,782 8,681,17 8, ene ,266 7,72, 7, ene ,1 7,8, 7, ene ,68 6,773, 6, ene ,447 7,986, 7, ene ,973 6,191, 6, ene ,877 11,985,7 11, ene ,825 8,51, 8, ene ,246 4,547, 4, ene ,159 4,989, 4, ene ,65 7,659,34 7, ene ,92 6,5,439 5, ene ,255 5,13,5 4, ene ,33 4,8 1,845 2, ene ,176 5,135, 5, ene ,926 4,64, 4, ene ,895 4,87, 4, ene ,465 5,2 1,395 3, ene ,885 4,48,73 3, ene ,61 5,7,5 4, ene ,17 6,263 1,331 4,

20 FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 21 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,513 3,244, 3, ene ,197 8,38, 8, ene ,864 8,378, 8, ene ,156 5,8, 5, ene ,362 6,297, 6, ene ,579 8,5, 8, ene ,132 5,796, 5, ene ,692 6,336, 6, ene ,38 7,4, 7, ene ,6 9,18, 9, ene ,782 8,681, 8, ene ,266 7,72, 7, ene ,1 7,8, 7, ene ,68 6,773, 6, ene ,447 7,986, 7, ene ,973 6,191, 6, ene ,877 11,985, 11, ene ,825 8,51, 8, ene ,246 4,547, 4, ene ,159 4,989, 4, ene ,65 7,659, 7, ene ,92 6,5,439 5, ene ,255 5,9, 5, ene ,33 4,51, 4, ene ,176 5,135, 5, ene ,926 5,2, 5, ene ,895 4,87, 4, ene ,465 5,325 1,395 3, ene ,885 4,48,73 3, ene ,61 6,39,5 5, ene ,17 6,263 1,331 4,

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 ,61 Euros, lo que ha supuesto una disminución del 14,3% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 16,3% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 6 horas y 235 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -,129 ceur/kwh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 2,72 ceur/kwh en la hora 21 del sábado 3 y un mínimo de -9,25 ceur/kwh en la hora 22 del miércoles 6 durante las diferentes sesiones del mes. 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. Eur 1. RENTA DE LA CONGESTIÓN EN LA INTERCONEXIÓN CON PORTUGAL EN EL MERCADO INTRADIARIO. ENERO 21 MWh Volumen económico Energía 21-59

22 2.3. Programa horario final No se han producido modificaciones sobre el programa resultante 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 de último recurso, 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 2,5% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, 637 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 8,86% del total de energía negociada y el 53,84% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 98,14% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 1,86% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados de los comercializadores de último recurso se negociaron 156,5 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 29 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. La producción total de energía eléctrica en el programa horario final ha sido de ,7 GWh; la demanda total de las empresas comercializadoras de último recurso ha sido de 9.991,8 GWh; y la demanda total de las empresas comercializadoras y consumidores directos ha sido de , GWh. En los cuadros siguientes se pueden observan las cuotas por empresas en el Programa Horario Final para la zona española

23 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS UNIDADES DE PRODUCCIÓN POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL DICIEMBRE 29 1,88 2,1 2,72 4,17 4,89 1,75 1,63 1,47 1,46 1,361,34 18,76 11,7,56 3,74,57,63,72 14,35 19,15,89,94,94,98 1,3 1,15 1,16 1,31 1,1 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS COMERCIALIZADORAS DE ÚLTIMO RECURSO POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL DICIEMBRE 29 1,34 2,11 17,36 4,9 38,28 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS COMERCIALIZADORASY CONSUMIDORES DIRECTOS POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. DICIEMBRE 29 12,17 9,6 6,4 4,17 3,78 1,51 1,5 1,46 1,28 1,21 1,12,78,72,2,22,24,24,33,19,14,13 1,22 5,76,34 14,12,41,63 19,86,44,5,54 15,

24 PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - DICIEMBRE 29 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) IBERDROLA GENERACIÓN , , ,1 19,15 ENDESA GENERACIÓN ,9, ,9 14,35 GAS NATURAL SDG ,5, ,5 11,7 EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL, , ,4, E.ON GENERACION, S.L ,8, ,8 4,89 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERCI ,1, ,1 4,17 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación ,4, ,4 2,72 REN TRADING S.A., , ,7, IB. ENERGÍAS RENOVABLES DE CASTILLA LA MANCHA ,7, ,7 2,1 AES ENERGÍA CARTAGENA ,5, ,5 1,88 BIZKAIA ENERGIA ,1, ,1 1,75 ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA ,8, ,8 1,63 CENTRICA EN. GENERACIÓN (Act. Comercialización RE) ,6, ,6 1,47 NUCLENOR ,3, ,3 1,46 BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD ,4, ,4 1,36 GAS NATURAL SDG (UNIÓN FENOSA GENERACIÓN) ,9, ,9 1,34 ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES (Act: Com R.E.) 39.12,3, 39.12,3 1,31 CASTELNOU ENERGÍA ,3, ,3 1,16 NEXUS ENERGÍA ,, , 1,15 ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,9, ,9 1,1 DETISA (ACTIVIDAD: AGENTE VENDEDOR) ,9, ,9 1,3 NUEVA GENERADORA DEL SUR ,5, ,5,98 ELECTRICITÉ DE FRANCE ,3, ,3,94 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,3, ,3,94 ELÉCTRICA DE LA RIBERA DEL EBRO, S.A ,9, ,9,89 IB. ENERGÍAS RENOVABLES DE GALICIA ,8, ,8,72 ELCOGAS ,6, ,6,63 WIND TO MARKET ,2, ,2,57 TARRAGONA POWER ,6, ,6,56 OTROS (Cuotas <,5%) , , ,3 18,76 Total , , , 1 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN ÚLTIMO RECURSO DICIEMBRE 29 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,1, ,1 4,9 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,4, ,4 38,28 GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A ,3, ,3 17,36 EDP SERVIÇO UNIVERSAL, , ,7, E.ON COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO, S.L ,6, 18.78,6 2,11 HC NATURGAS COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO S ,, , 1,34 Total , , ,1 1 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN Y CONSUMIDORES DIRECTOS DICIEMBRE 29 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGÍA , , ,9 19,86 ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,1, ,1 15,8 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,4, ,4 14,12 IBERDROLA COMERCIALIZADORA , , ,4 12,17 UNIÓN FENOSA COMERCIAL , , ,6 9,6 GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A ,3, ,3 6,4 EDP SERVIÇO UNIVERSAL, , ,7, HIDROCANTABRICO ENERGÍA ,1, ,1 4,17 ENERGÍA PARA GRANDES CONSUMIDORES INDUSTRIALES ,5, ,5 3,78 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA, , ,3, HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO COMERCIALIZACIÓN 35.57,1, 35.57,1 1,51 OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ ,3, ,3 1,5 CENTRICA ENERGIA, S.L ,4, ,4 1,46 IBERDROLA GENERACIÓN (ACT: COMERCIALIZACIÓN) ,2, ,2 1,28 E.ON ENERGIA, S.L ,6, ,6 1,21 ATEL ENERGÍA ,7, ,7 1,12 E.ON COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO, S.L ,6, 18.78,6,78 GAS NATURAL COMERCIALIZADORA ,2, ,2,72 NATURGAS ENERGIA COMERCIALIZADORA ,2, ,2,63 CIDE HCENERGIA, S.A ,9, ,9,54 HC NATURGAS COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO S ,, ,,5 NEXUS ENERGÍA ,2, ,2,44 ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA ,7, ,7,41 IBERDROLA GENERACIÓN 78.48,6, 78.48,6,34 DANSKE COMMODITIES ,4, ,4,33 FACTOR ENERGIA 55.54,6, 55.54,6,24 ENDESA GENERACIÓN ,, ,,24 GAS NATURAL SERVICIOS ,7, ,7,22 GAS NATURAL SDG ,, ,,2 EDF TRADING LIMITED ,, ,,19 DETISA (ACTIVIDAD: COMERCIALIZACIÓN) ,8, ,8,14 HISPAELEC ENERGÍA ,2, ,2,13 OTROS (Cuotas <,1%) , , ,7 1,22 Total , , ,

25 3. EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA 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 15,7% superior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir 748 MW y 542 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El volumen económico es de keur, un 41,3% superior al del mes anterior de keur. Este resultado en el sistema eléctrico español 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 397 Valor económico (keur) Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado por OMEL 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 supuso el 4,9% del precio final del sistema eléctrico español, superior al 3,5% correspondiente al mes anterior. La incidencia en el precio del kwh ascendió a,197 ceur/kwh, superior a los,138 ceur/kwh correspondiente al mes anterior. Para cada proceso la incidencia en el precio final del kwh ha sido la siguiente: - Banda de regulación secundaria,11 ceur/kwh - Coste de los desvíos,96 ceur/kwh 3.3. Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: - Banda de regulación secundaria 2,247 ceur/kw/h - Gestión de desvíos a subir 5,13 ceur/kwh - Gestión de desvíos a bajar 2,84 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a subir 4,611 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a bajar 2,72 ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a subir 5,855 ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a bajar 1,571 ceur/kwh 26-59

27 4. PAGO POR CAPACIDAD. 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: Las compras de comercializadores (excluyendo las compras de los comercializadores de último recurso) y consumidores directos han sido de GWh, y el pago por capacidad se ha liquidado a un precio medio unitario de,38 ceur/kwh. Las compras de comercializadores de último recurso han sido de GWh, y el pago por capacidad se ha liquidado a un precio medio unitario de,328 ceur/kwh. El pago unitario medio mensual por capacidad resultante para el conjunto de todos los agentes ha sido el siguiente: PAGO POR CAPACIDAD COSTE UNITARIO MEDIO MES VOLUMEN ECONÓMICO CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE ULTIMO RECURSO keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh ENERO 76.83,34,38,328 2 Datos elaborados a partir de la información publicada por la CNE en su web

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 4,31 ceur/kwh y en promedio sin ponderar de 3,73 ceur/kwh, siendo ambos similares a los registrados en el mes anterior de 3,971 ceur/kwh (precio medio ponderado) y 3,715 ceur/kwh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha disminuido respecto del mismo mes del año anterior para el conjunto de compradores, en un 28,1% y para los consumidores directos y comercializadores un 31,5%. Durante el mes de enero el precio horario final máximo ha sido de 11,364 ceur/kwh en la hora 22 del día 1 y el mínimo ha sido de,93 ceur/kwh en la hora 5 del día 14. La relación entre el máximo y el mínimo es 122,19. cent/kwh ENERO 21 14, 13, 12, 11, Precio medio final ponderado de la energía en el mercado de electricidad Periodo Precio 1/1/21 31/1/21 4,31 cent/kwh 1, 9, 8, 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, Precio mínimo Precio medio Precio máximo 3 Los datos de precios, importes y energías finales se han elaborado por OMEL sobre la base de los precios finales publicados por la CNE en su web

29 Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 5 ceur/kwh en 27 días del mes, siendo la máxima diferencia de 1,777 ceur/kwh y la mínima diferencia de 3,129 ceur/kwh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre,93 y 4,69 ceur/kwh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre,52 y 11,364 ceur/kwh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,672 4,71,458 3, ene ,648 8,863,535 8, ene ,375 9,18,481 8, ene ,784 7,67 1,583 5, ene ,19 6,742 1,21 5, ene ,211 9,663 1,415 8, ene ,771 7,715,765 6, ene ,12 8,288,268 8, ene ,712 9,619,395 9, ene ,65 11,364,587 1, ene ,26 1,347,612 9, ene ,428 9,676,263 9, ene ,692 1,479,111 1, ene ,3 1,178,93 1, ene ,556 1,715,234 1, ene ,586 8,691,224 8, ene ,521 7,719,194 7, ene ,729 9,945,255 9, ene ,16 5,869,265 5, ene ,898 6,393,28 6, ene ,395 6,552,281 6, ene ,499 7,24,742 6, ene ,832 5,875 1,71 4, ene ,568 5,97 1,968 3, ene ,976 6,251,147 6, ene ,627 5,731,252 5, ene ,746 6,24,162 6, ene ,259 6,747 1,511 5, ene ,949 5,855 1,197 4, ene ,12 6,12,628 5, ene ,341 6,678 1,511 5,

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 último recurso y el conjunto de comercializadoras y consumidores directos. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO ENERO 21 COMERCIALIZADOR ÚLTIMO RECURSO COMERCIALIZADOR, CONSUMIDOR DIRECTO DEMANDA NACIONAL c /kwh % c /kwh % c /kwh % Mercado diario 3,334 79,36 3,78 78,28 3,172 78,69 Mercado intradiario,, -,5 -,13 -,3 -,7 Restricciones,346 8,24,339 8,62,341 8,46 Asig. Secundaria,11 2,4,11 2,57,11 2,51 Otros procesos,92 2,19,99 2,52,96 2,38 Pago por capacidad,328 7,81,321 8,16,323 8,1 TOTAL 4,21 1, 3,932 1, 4,31 1, 4 Datos de componentes del precio horario se han elaborado a partir de los datos publicados por la CNE en su web 3-59

31 El precio horario final medio quedó determinado en el mes de enero en un 78,67 por el precio del mercado diario, en un 13,28% por los costes derivados de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios y los procesos de operación técnica del sistema, y en un 8,1% por la aplicación del pago por capacidad. El precio final horario medio de la demanda nacional, se presenta en el cuadro siguiente. Precio Final Demanda Nacional (cent/kwh) Enero 21 Día V 1 1,632,458,527,562,586,465,61,532,741,594,92 1,76 1,169 1,87,87,765,886 1,62 2,566 2,949 3,824 4,53 4,71 3,773 S 2 2,629 1,3,64,535,616,887 1,55 1,489 1,578 2,14 3,278 3,753 3,185 2,955 3,74 2,734 2,484 4,25 6,847 8,863 8,667 6,992 5,296 4,29 D 3 4,121 2,777 1,651,492,524,481,491,52,579 1,597 2,619 2,75 2,93 2,73 2,87 2,981 2,786 3,6 4,73 5,74 6,744 9,18 6,957 4,297 L 4 4,239 3,576 2,34 2,116 1,583 1,938 2,418 4,365 4,698 5,787 6,25 5,62 5,977 5,12 4,75 4,449 4,464 4,929 5,728 7,67 6,33 6,812 4,683 3,596 M 5 4,167 3,243 2,84 1,484 1,21 1,688 2,352 3,75 3,552 4,621 5,646 5,483 5,723 4,83 3,914 3,42 3,479 4,64 5,429 5,974 5,685 6,742 4,584 3,628 X 6 4,663 4,95 2,95 1,415 1,63 1,583 1,981 2,175 2,53 2,951 3,728 3,735 3,892 3,464 3,324 3,214 3,2 3,262 4,749 5,54 7,185 9,663 8,31 5,939 J 7 3,485 3,16 2,144 1,12,765 1,165 2,914 5,92 4,561 5,242 5,768 5,725 7,514 5,11 4,836 4,387 4,32 4,667 6,341 7,715 5,919 6,685 4,274 3,369 V 8 1,793,713,611,411,276,268 1,22 1,475 3,476 4,163 4,529 4,67 4,818 4,288 4,98 3,83 3,678 4,276 5,966 8,288 8,89 8,18 4,883 3,97 S 9 3,662 2,472 1,49,395,398,44,45,655 1,53 2,748 3,52 3,715 3,54 3,427 3,559 3,327 2,999 3,33 5,155 6,7 9,619 9,453 5,15 4,344 D 1 4,282 3,72 3,132,958,726,587,615,974,812 1,554 3,548 3,791 4,75 4,84 4,244 4,94 4,46 4,32 5,88 5,558 6,768 11,364 6,457 4,634 L 11 4,46 2,683,933,738,645,612 2,169 5,168 5,52 5,514 6,253 6,242 6,489 5,651 5,487 5,254 5,245 5,57 8,228 1,347 7,178 7,77 4,814 3,718 M 12 3,279 1,259,432,327,263,264,72 3,714 4,989 4,561 5,53 5,213 5,446 4,927 4,584 4,294 4,195 5,51 6,381 6,959 6,932 9,676 4,957 3,781 X 13 1,195,192,151,153,115,111,295 3,252 4,52 4,582 4,952 5,47 5,217 4,862 4,84 4,83 4,853 5,422 6,713 1,215 1,413 1,479 5,736 4,216 J 14 2,49,16,257,189,93,194,396 2,591 3,921 4,432 4,67 4,539 4,748 4,141 3,28 3,83 3,241 4,485 5,975 6,891 9,95 1,178 5,267 3,884 V 15,835,377,312,269,234,356,891 3,549 4,781 4,934 5,61 5,45 5,342 4,658 4,65 4,263 4,325 5,15 6,624 1,715 1,13 8,948 4,957 4,158 S 16 4,69 3,796 2,566,818,487,224,279 1,115 1,422 2,53 3,497 3,527 3,12 3,52 3,422 2,615 2,78 3,86 5,49 6,798 8,691 7,241 5,1 4,698 D 17 4,46 3,769 2,114,592,379,194,247,837,943 1,997 3,462 3,73 4,353 3,735 3,733 3,56 3,427 3,833 5,164 5,66 5,711 7,719 4,815 4,317 L 18 3,619 2,188,613,52,255,41 1,621 4,63 5,243 5,356 5,63 5,68 5,815 5,257 4,883 4,583 4,643 5,355 6,432 9,945 6,477 6,278 5,464 4,68 M 19 3,54 2,612,338,348,265,293 1,95 4,254 5,99 5,69 5,32 5,186 5,371 4,539 4,135 3,966 3,972 4,52 5,678 5,869 5,752 5,59 4,656 3,981 X 2 1,775,33,262,337,28,223,317 2,522 3,895 4,55 4,925 4,875 5,71 4,425 4,446 4,132 4,35 4,866 6,52 6,393 6,37 6,175 5,282 4,22 J 21 3,767 2,759 1,217,64,281,785 2,98 3,699 4,81 4,859 5,16 5,245 5,418 4,9 4,754 4,416 4,397 5,25 5,97 6,552 6,374 6,262 4,997 4,441 V 22 3,498 2,962 1,534,937,742 1,45 2,894 3,886 4,623 4,716 5,147 5,242 5,563 4,957 4,864 4,565 4,555 5,85 5,894 7,24 6,427 6,155 5,11 4,569 S 23 4,15 3,677 3,8 2,112 1,556 1,71 1,138 1,81 2,695 3,314 3,758 3,768 3,928 4,29 4,76 3,94 3,829 4,39 5,353 5,875 5,853 5,837 4,972 4,41 D 24 4,333 3,95 3,417 2,964 2,255 1,971 1,968 2,533 2,732 3,241 3,544 3,562 3,98 3,59 3,487 3,38 2,763 2,81 3,942 4,421 5,1 5,97 4,685 3,75 L 25 3,333 2,441,235,193,147,221 1,781 3,688 4,213 4,27 4,581 4,539 4,839 4,244 4,225 4,26 4,29 4,278 5,567 6,251 6,223 6,21 4,685 3,518 M 26 3,53 3,97 1,561,269,252,257 1,59 3,226 3,63 3,826 4,12 4,171 4,492 3,814 3,758 3,38 3,633 3,955 5,4 5,671 5,453 5,731 4,18 3,421 X 27 1,944 1,425,273,225,162,231 1,25 3,12 4,59 4,298 4,571 4,424 4,718 4,99 4,44 3,954 3,961 4,245 5,328 5,91 5,884 6,24 4,461 3,838 J 28 2,71 2,37 1,538 1,511 1,532 1,768 2,367 3,516 4,384 4,686 4,813 4,656 5,79 4,466 4,468 4,279 4,242 4,584 5,856 6,747 6,527 6,515 4,695 3,698 V 29 3,13 2,944 1,857 1,219 1,197 1,394 2,682 3,568 4,167 4,462 4,774 4,723 4,736 4,121 4,11 3,567 3,525 4,122 5,131 5,579 5,499 5,855 4,35 3,827 S 3 3,876 3,59 1,57 1,737 1,128,628 1,336 1,829 1,88 2,14 2,586 2,486 2,437 2,43 2,5 2,13 2,27 2,525 4,499 5,914 6,12 6,47 4,488 3,598 D 31 3,619 2,721 2,262 1,98 1,512 1,519 1,511 2,246 1,983 2,416 3,27 3,433 3,524 3,116 2,956 2,828 2,453 2,675 4,247 4,573 5,95 6,678 4,993 3,77 Fuente: CNE 31-59

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 febrero de 29 (4,71 ceur/kwh), al menor correspondiente al mes de enero de 21 (2,96 ceur/kwh). Para el 46,6% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1 y 2 ceur/kwh. El precio medio aritmético del periodo es de 3,519 ceur/kwh. ceur/kwh FEBRERO 29 - ENERO 21 SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Precio medio aritmético de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio 1/2/29 31/1/21 3,519 ceur/kwh MWh /2/9 15/2/9 1/3/9 15/3/9 29/3/9 12/4/9 26/4/9 1/5/9 24/5/9 7/6/9 21/6/9 5/7/9 19/7/9 2/8/9 16/8/9 3/8/9 13/9/9 27/9/9 11/1/9 25/1/9 8/11/9 22/11/9 6/12/9 2/12/9 3/1/1 17/1/1 31/1/1 Precio máximo Precio medio aritmético Precio mínimo Programa diario base de funcionamiento máximo de unidades físicas Energía en programa resultante de casación Fechas El volumen de contratación en el programa resultante de la casación del mercado diario en el sistema eléctrico español ha ascendido en los doce últimos meses a keur y a GWh. La energía en el programa resultante de la casación en el mercado diario tiene un máximo en junio de 29, con GWh. Las energías indicadas en el presente informe se corresponden con la energía negociada en el sistema eléctrico español más el saldo en la interconexión con Portugal, desde la entrada en funcionamiento, el día 1 de julio de 27, del proceso de separación de mercados entre España y Portugal. Igualmente, para el cálculo del importe económico, el saldo en la interconexión con Portugal se ha valorado al precio del sistema eléctrico español, para permitir la comparación con el escenario anterior al 1 de julio de

33 MES MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN ENERGÍA (Inc. Renta ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO Congestión) GWh keur cent/kwh GWh keur cent/kwh GWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , Total , , Las adquisiciones correspondientes a comercializadores (excepto último recurso) y consumidores directos en el mercado diario en el sistema eléctrico español en enero de 21 han sido GWh, lo que representa el 45,4% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. Las adquisiciones realizadas por los comercializadores de último recurso en el mercado diario en el sistema eléctrico español en enero de 21 han sido de 6.77 GWh, lo que representa el 37,51% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. MES ENERGÍA (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Comercializadoras (excepto CUR) y consumidores directos Distribuidoras / Comercializadoras de último recurso 29 - FEBRERO ,54% ,7% ,61% 29 - MARZO ,33% ,42% ,74% 29 - ABRIL ,62% ,7% ,32% 29 - MAYO ,5% ,15% ,65% 29 - JUNIO ,66% ,89% ,55% 29 - JULIO ,76% ,52% ,29% 29 - AGOSTO ,52% ,77% ,29% 29 - SEPTIEMBRE ,76% ,65% ,42% 29 - OCTUBRE ,61% ,13% ,74% 29 - NOVIEMBRE ,56% ,94% ,49% 29 - DICIEMBRE ,56% ,75% ,31% 21 - ENERO ,4% ,51% ,54% TOTAL ,55% ,89% ,44% Total 33-59

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