EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

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1 EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELÉCTRICA ENERO 2014

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.

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 33,62 EUR/MWh, y para el sistema eléctrico portugués es de 31,47 EUR/MWh, no habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en ninguna hora durante el mes, y habiendo sido superior en 142 horas. 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 4,09 EUR/MWh el domingo día 5, y el máximo de 56,20 EUR/MWh el viernes día 10. El precio horario mínimo del mes, 0,00 EUR/MWh, se ha registrado en 64 horas, y el precio máximo horario del mes ha sido de 96,30 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 20 del viernes 3. El precio medio ha sido un 33,4% inferior al del mismo mes del año anterior. 1-57

4 La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 16,00 y 96,30 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 73,51 EUR/MWh. 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 0,00 y 55,69 EUR/MWh, y entre 0,00 y 96,30 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 4,09 EUR/MWh el domingo día 5, y el máximo de 56,20 EUR/MWh el viernes día 10. El precio mínimo horario del mes, 0,00 EUR/MWh, se ha registrado en 64 horas, y el precio máximo horario del mes ha sido de 96,30 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 20 del viernes 3. El precio medio ha sido un 35,1% inferior al del mismo mes del año anterior. La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 16,00 y 96,30 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 67,00 EUR/MWh. 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 0,00 y 55,69 EUR/MWh, y entre 0,00 y 96,30 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 resultante 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. 2-57

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: 3-57

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 disminuido en valor económico teniendo un valor de keur. El valor de la contratación diaria se sitúa en 705 GWh/día en días laborables, 650 GWh/día en sábados y 633 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. 4-57

7 El máximo de contratación de energía diaria para el sistema eléctrico ibérico se ha dado el martes 28 con MWh y el mínimo el domingo 12 con MWh. El máximo de contratación horaria en cuanto a energía para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 16 del lunes 27 y el valor horario mínimo ha sido de MWh en la hora 5 del domingo 12. 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 82,15% de la energía del programa resultante de la casación y el 82,64% 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 GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 68,15% de la energía del programa resultante de la casación y el 68,78% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de 9.534,2 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 8.141,3 GWh y al sistema eléctrico portugués 1.392,8 GWh. El volumen adquirido en el mercado diario por unidades de oferta de sistemas eléctricos externos al sistema eléctrico ibérico, ha sido de 371,7 GWh en Francia, 18,9 GWh en Andorra y 266,1 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: 5-57

8 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 2014 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,81 20,02 0,00 20, ene ,28 41,65 0,00 41, ene ,92 96,30 0,00 96, ene ,99 21,50 0,00 21, ene ,09 23,00 0,00 23, ene ,59 44,32 0,00 44, ene ,89 88,50 1,50 87, ene ,21 69,24 9,65 59, ene ,02 87,60 3,45 84, ene ,20 86,20 12,69 73, ene ,28 75,00 34,69 40, ene ,67 49,92 24,14 25, ene ,82 56,27 20,00 36, ene ,35 54,99 0,00 54, ene ,86 65,53 27,67 37, ene ,78 59,61 13,00 46, ene ,71 84,60 6,00 78, ene ,67 60,35 25,00 35, ene ,87 54,00 26,68 27, ene ,81 67,10 0,10 67, ene ,71 62,10 30,00 32, ene ,00 58,30 30,13 28, ene ,46 58,45 25,99 32, ene ,64 47,00 27,52 19, ene ,58 47,80 1,25 46, ene ,99 40,00 8,01 31, ene ,76 38,79 0,00 38, ene ,95 16,00 0,00 16, ene ,72 47,48 0,00 47, ene ,14 45,83 10,00 35, ene ,42 54,30 14,50 39,

9 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 2014 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,81 20,02 0,00 20, ene ,04 40,88 0,00 40, ene ,98 96,30 0,00 96, ene ,68 19,00 0,00 19, ene ,09 23,00 0,00 23, ene ,76 44,32 0,00 44, ene ,78 87,60 1,50 86, ene ,89 64,93 9,65 55, ene ,23 87,60 3,45 84, ene ,20 86,20 12,69 73, ene ,28 75,00 34,69 40, ene ,34 49,92 24,14 25, ene ,85 51,29 20,00 31, ene ,05 54,99 0,00 54, ene ,58 65,53 27,67 37, ene ,98 59,61 13,00 46, ene ,81 66,96 6,00 60, ene ,13 60,35 25,00 35, ene ,81 54,00 17,78 36, ene ,81 67,10 0,10 67, ene ,26 62,10 30,00 32, ene ,42 55,60 30,13 25, ene ,41 58,45 25,99 32, ene ,64 47,00 27,52 19, ene ,58 47,80 1,25 46, ene ,99 40,00 8,01 31, ene ,76 38,79 0,00 38, ene ,95 16,00 0,00 16, ene ,75 47,48 0,00 47, ene ,15 45,83 10,00 35, ene ,67 53,10 14,50 38,

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 239,8% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 19,4% de las horas, no habiéndose generado congestión en sentido exportador a Portugal en ninguna hora y habiéndose producido congestión en sentido importador en 142 horas. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -2,15 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 0,00 EUR/MWh en 602 horas y un mínimo de -56,81 EUR/MWh en la hora 22 del martes 7. 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. 8-57

11 1.3. Restricciones por garantía de suministro Las centrales obligadas a participar como unidades vendedoras en el proceso de modificaciones de programa para la resolución de restricciones por garantía de suministro según el anexo II del Real Decreto 134/2010, con asignación para el año 2014 son las siguientes: Soto de Ribera 3. Narcea 3. Anllares. La Robla 2. Compostilla. Teruel. Guardo 2. Puentenuevo 3. Elcogás. La normativa por la que se fija el volumen máximo de producción para estas centrales durante el año 2014 establece un valor de ,45 GWh. Una parte de esta energía proviene de la producción pendiente del año 2013, que es de 2.862,47 GWh. Durante el mes de enero, el volumen de energía asignado en este proceso a las centrales de carbón autóctono ha ascendido a 96,4 GWh, lo que ha supuesto un 0,45% del volumen máximo de producción autorizado durante el año 2014 a las centrales adscritas a este procedimiento. La energía necesaria para el recuadre ha tomado el valor de 96,4 GWh, ya que la energía de venta programada no ha sido compensada por modificaciones de programa por solución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario hubiera representado una reducción del programa base de funcionamiento. La solución de restricciones por garantía de suministro ha tenido un coste para los consumidores de keur, financiado a través del pago por capacidad. 9-57

12 1.4. 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 4,9% de la energía correspondiente al programa base de funcionamiento. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 49,2% superior al mes anterior. La solución de restricciones técnicas del mercado diario ha tenido un coste para los consumidores de keur, equivalente a 3,96 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 1.5. 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% Régimen Ordinario con Prima 326 1,5% 300 1,3% Carbón ,1% ,6% Ciclo Combinado ,4% 251 1,1% Nuclear ,2% ,5% Hidráulica ,1% ,5% Importaciones(FR+PT+AD+MA) 810 3,7% ,0% Régimen Especial Eólica ,2% ,6% Régimen Especial Resto ,8% ,4% 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

14 12-57

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 60 MWh y -12 MWh para el sistema portugués, lo que supone un 0,2% y un -0,2%, 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 34,26 EUR/MWh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 65,62 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema portugués en 3 horas durante el mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico español se sitúa entre 0,50 y 89,02 EUR/MWh. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético de todos los periodos, de 32,10 EUR/MWh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 64,75 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema español en 388 horas del mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico portugués se sitúa entre 0,50 y 89,02 EUR/MWh. Sesiones Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son los siguientes: 15-57

18 MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión ENERO 2014 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 34,26 EUR/MWh Etotal= GWh PMA PT= 32,10 EUR/MWh Intradiario 1 PMA ES=32,53 EUR/MWh Etotal=1.602 GWh PMA PT=30,87 EUR/MWh Intradiario 2 PMA ES=31,59 EUR/MWh Etotal=469 GWh PMA PT=29,78 EUR/MWh Intradiario 3 PMA ES=34,47 EUR/MWh Etotal=264 GWh PMA PT=31,44 EUR/MWh Intradiario 4 PMA ES=36,07 EUR/MWh Etotal=194 GWh PMA PT=33,65 EUR/MWh Intradiario 5 PMA ES=38,21 EUR/MWh Etotal=216 GWh PMA PT=36,60 EUR/MWh Intradiario 6 PMA ES=37,03 EUR/MWh Etotal=198 GWh PMA PT=35,59 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 15,7% en energía y el 16,3% 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 resultante de la casación es un 13,5% superior 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: 16-57

19 El resumen de los datos diarios se puede observar en los cuadros siguientes: FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 2014 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 ,55 34,95 0,00 34, ene ,77 59,25 0,00 59, ene ,21 89,02 0,00 89, ene ,78 23,10 0,00 23, ene ,32 45,95 0,00 45, ene ,47 50,00 0,00 50, ene ,68 82,02 0,00 82, ene ,62 50,77 0,00 50, ene ,66 79,27 0,00 79, ene ,38 84,10 23,00 61, ene ,96 80,00 31,69 48, ene ,34 54,92 6,76 48, ene ,22 62,29 19,22 43, ene ,11 63,88 0,00 63, ene ,38 61,00 30,01 30, ene ,49 60,86 0,00 60, ene ,83 71,96 2,00 69, ene ,83 70,80 20,00 50, ene ,34 60,00 4,10 55, ene ,77 66,92 0,00 66, ene ,93 57,75 30,00 27, ene ,34 55,99 30,52 25, ene ,02 58,42 19,99 38, ene ,61 44,50 15,00 29, ene ,24 51,69 0,00 51, ene ,81 35,33 0,00 35, ene ,63 37,89 0,00 37, ene ,48 34,00 0,00 34, ene ,49 55,10 0,00 55, ene ,43 53,50 10,50 43, ene ,51 53,10 17,50 35,

20 FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 2014 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 ,66 34,95 0,00 34, ene ,18 56,14 0,00 56, ene ,60 89,02 0,00 89, ene ,67 17,81 0,00 17, ene ,61 45,95 0,00 45, ene ,40 50,00 0,00 50, ene ,67 81,19 0,00 81, ene ,44 50,77 0,00 50, ene ,73 75,11 0,69 74, ene ,05 84,10 23,00 61, ene ,06 80,00 31,69 48, ene ,68 54,92 6,76 48, ene ,47 60,29 19,90 40, ene ,64 63,88 0,00 63, ene ,29 59,67 22,55 37, ene ,50 57,33 0,00 57, ene ,52 71,96 3,00 68, ene ,71 70,80 22,75 48, ene ,73 46,11 4,10 42, ene ,96 66,92 0,00 66, ene ,19 57,75 30,00 27, ene ,35 55,99 30,52 25, ene ,01 56,58 19,99 36, ene ,32 44,50 15,00 29, ene ,87 51,69 0,00 51, ene ,17 30,24 0,00 30, ene ,20 37,89 0,00 37, ene ,68 34,00 0,00 34, ene ,47 53,50 0,00 53, ene ,43 46,00 0,00 46, ene ,03 53,10 0,00 53,

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 ,34 Euros, lo que ha supuesto un aumento del 302,9% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 13,4% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 3 horas y 388 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -1,52 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado durante las diferentes sesiones del mes un valor máximo de 5,00 EUR/MWh en 2 horas y un mínimo de -51,90 EUR/MWh en la hora 22 del jueves 30. 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 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 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 0,5% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 18,17% del total de energía negociada y el 61,62% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 98,99% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 1,01% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados de los comercializadores de referencia se negociaron 85,4 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 2013 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 21-57

24 PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - DICIEMBRE 2013 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA GENERACIÓN, S.A , , ,6 20,94 IBERDROLA GENERACIÓN , , ,6 19,50 GAS NATURAL SDG ,7 0, ,7 13,63 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,8 0,00 EDP-S DE PORTUGAL 0, , ,9 0,00 AXPO IBERIA, S.L ,8 0, ,8 7,65 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERCI ,8 0, ,8 5,72 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación ,5 0, ,5 4,53 ENERGYA VM GENERACIÓN (ACT. COMER. RE) ,1 0, ,1 2,88 WIND TO MARKET (Act.: Comercialización Re) ,4 0, ,4 2,77 RESTO DE AGENTES , , ,7 22,37 Total , , ,9 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN ÚLTIMO RECURSO DICIEMBRE 2013 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,0 0, ,0 47,31 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,6 0,00 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,6 0, ,6 31,86 GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A ,4 0, ,4 18,03 EDP COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO SA ,3 0, ,3 1,57 E.ON COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO, S.L ,0 0, ,0 1,23 Total , , ,9 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN (SIN CUR) Y CONSUMIDORES DIRECTOS DICIEMBRE 2013 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ,2 0, ,2 30,09 IBERDROLA GENERACIÓN (ACT: COMERCIALIZACIÓN) , , ,3 22,10 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA 0, , ,6 0,00 GAS NATURAL COMERCIALIZADORA , , ,2 7,05 GAS NATURAL SERVICIOS , , ,8 5,89 FORTIA ENERGIA, S.L , , ,2 4,08 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO COMERCIALIZACIÓN ,7 0, ,7 3,86 HIDROCANTABRICO ,1 0, ,1 3,75 ENDESA ENERGIA, SUCURSAL EN PORTUGAL 0, , ,4 0,00 E.ON ENERGIA, S.L ,6 0, ,6 3,08 RESTO DE AGENTES , , ,2 20,10 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 7,3% inferior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir de 699 MW y 515 MW de banda de regulación secundaria a bajar y la reserva media de potencia adicional a subir ha sido de 818 MW. El coste para los consumidores es de keur, un 56,2% inferior 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 O POTENCIA A SUBIR O POTENCIA A BAJAR Reserva de potencia media a subir (MW) 818 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) 34 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) 0,92 0,33 Banda de regulacion secundaria (EUR/MWh) 1,38 1,78 Coste de los desvíos (EUR/MWh) 0,39 0,76 TOTAL 2,69 2,87 % sobre PFM 5,36% 3,57% 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) 34,72 Banda horaria media de regulación secundaria (EUR/MW) 28,82 Gestión de desvíos (EUR/MWh) 49,48 6,50 Energía de regulación secundaria (EUR/MWh) 44,50 15,09 Energía de regulación terciaria (EUR/MWh) 53,58 8,97 Energía de solución de restricciones técnicas en tiempo real (EUR/MWh) 238,78 6,

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: PAGO POR CAPACIDAD ENERO 2014 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 7,11 6,62 9,18 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL (keur) Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio

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 50,17 EUR/MWh y en promedio sin ponderar de 47,36 EUR/MWh, siendo ambos inferiores a los registrados en el mes anterior de 80,29 EUR/MWh (precio medio ponderado) y 76,44 EUR/MWh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha disminuido respecto del mismo mes del año anterior para el conjunto de compradores en un 23,4% y para los consumidores directos y comercializadores en un 23,5%. Durante el mes de enero el precio horario final máximo ha sido de 113,34 EUR/MWh en la hora 20 del día 3 y el mínimo ha sido de 8,91 EUR/MWh en la hora 2 del día 29. La relación entre el máximo y el mínimo es 12,72. 3 Los datos de precios, importes y energías finales han sido elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio

29 Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 50 EUR/MWh en 12 días del mes, siendo la máxima diferencia de 98,69 EUR/MWh y la mínima diferencia de 22,20 EUR/MWh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre 8,91 y 66,44 EUR/MWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 10,85 y 113,34 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 ,73 37,37 15,17 22, ene ,19 62,20 17,33 44, ene ,28 113,34 14,65 98, ene ,35 37,03 10,85 26, ene ,45 36,67 12,15 24, ene ,05 65,03 17,52 47, ene ,44 106,80 17,10 89, ene ,83 88,81 18,69 70, ene ,12 105,58 14,17 91, ene ,36 102,92 25,70 77, ene ,55 93,16 45,40 47, ene ,15 61,69 36,75 24, ene ,43 72,10 32,32 39, ene ,12 77,48 10,26 67, ene ,55 88,94 36,06 52, ene ,01 81,30 21,81 59, ene ,26 102,86 16,90 85, ene ,15 75,32 34,74 40, ene ,28 66,44 39,10 27, ene ,82 88,80 10,42 78, ene ,64 82,03 37,65 44, ene ,06 74,95 37,26 37, ene ,29 79,90 33,69 46, ene ,63 67,53 35,62 31, ene ,47 59,77 11,40 48, ene ,01 50,54 19,96 30, ene ,47 57,35 11,57 45, ene ,20 35,33 9,76 25, ene ,20 83,70 8,91 74, ene ,93 68,28 20,50 47, ene ,59 77,43 24,12 53,

30 El volumen de energía correspondiente al mes de enero ha ascendido a GWh y el volumen económico a keur, inferior 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 2014 COMERCIALIZADOR DE REFERENCIA COMERCIALIZADOR, CONSUMIDOR DIRECTO DEMANDA NACIONAL EUR/MWh % EUR/MWh % EUR/MWh % Mercado diario 37,01 69,72 36,02 72,80 36,21 72,18 Mercado intradiario 0,05 0,09-0,11-0,22-0,08-0,16 Restricciones 4,14 7,81 4,26 8,61 4,24 8,45 Reserva potencia subir 0,94 1,76 0,92 1,86 0,92 1,84 Asig. Secundaria 1,38 2,61 1,38 2,80 1,38 2,76 Otros procesos 0,38 0,71 0,39 0,78 0,39 0,77 Pago por capacidad 9,18 17,30 6,62 13,38 7,11 14,17 TOTAL 53,08 100,00 49,49 100,00 50,17 100,00 4 Los datos de componentes del precio horario se han elaborado por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio

31 El precio final horario medio de la demanda nacional, se presenta en el cuadro siguiente. Precio Final Demanda Nacional (EUR/MWh) Enero 2014 Día M 01 36,39 29,39 24,61 24,11 20,21 20,47 20,04 20,14 21,29 22,93 24,30 20,11 19,29 19,97 18,14 15,17 15,42 18,78 27,71 27,78 36,44 37,37 35,83 25,14 J 02 20,81 17,90 17,44 17,33 17,70 20,01 22,15 36,06 46,36 52,27 60,77 60,70 58,74 53,36 51,07 50,10 45,24 54,25 62,20 60,84 60,27 54,51 51,90 39,84 V 03 28,81 19,61 16,85 14,65 14,80 15,91 21,15 40,60 51,87 55,34 61,25 60,41 60,50 54,53 49,89 50,57 55,05 63,41 108,36 113,34 111,48 109,88 72,60 62,25 S 04 37,03 24,21 18,88 17,44 16,41 16,59 18,34 17,52 18,08 15,23 17,64 13,49 14,09 11,08 11,68 10,85 12,81 17,14 23,32 25,99 28,45 29,59 22,98 22,06 D 05 19,29 14,48 14,55 15,87 18,37 21,27 21,88 17,60 19,38 19,80 14,55 14,18 16,20 14,39 14,02 13,43 12,15 15,20 33,11 25,74 28,77 36,67 22,15 19,02 L 06 37,08 22,00 18,43 19,62 17,52 17,63 19,31 18,93 21,94 25,69 24,42 23,50 26,39 21,36 21,68 21,27 20,72 29,99 54,15 58,92 65,03 62,17 58,30 47,23 M 07 36,12 28,02 19,46 17,10 17,41 21,47 38,15 62,07 69,91 71,78 70,98 69,25 72,66 66,58 67,75 58,33 58,88 73,49 99,84 105,13 106,80 103,59 101,34 69,91 M 08 43,33 33,82 21,74 23,51 18,69 26,42 29,60 42,99 61,40 65,01 67,36 63,86 65,24 60,11 59,17 58,09 57,71 63,11 78,96 82,37 86,57 88,81 68,77 51,02 J 09 35,51 22,87 15,86 14,17 14,80 22,87 37,77 52,03 62,48 64,63 68,50 67,45 80,20 68,74 68,51 68,09 71,93 82,88 103,96 105,58 105,46 103,42 92,68 60,60 V 10 54,89 41,72 35,05 28,53 25,70 36,24 44,66 60,38 102,92 87,53 88,50 81,89 86,16 76,24 71,10 68,45 67,34 72,60 96,91 101,79 101,82 99,29 86,39 66,52 S 11 66,05 53,60 50,31 51,03 45,54 45,40 45,95 48,40 54,25 57,75 60,59 60,72 58,60 63,25 63,76 58,45 53,67 59,27 93,16 87,96 88,86 81,65 64,20 59,44 D 12 56,96 52,09 47,27 40,67 38,09 36,75 37,29 38,97 37,59 47,68 50,96 50,44 49,64 46,42 46,05 45,36 46,18 48,21 56,05 56,99 58,42 61,69 55,90 54,17 L 13 49,22 43,07 36,47 39,43 38,76 42,35 50,74 59,48 71,17 72,10 70,21 67,85 64,06 59,95 55,18 49,72 44,18 53,83 62,46 64,73 61,90 56,99 46,93 32,32 M 14 18,37 15,12 10,61 10,51 10,57 10,26 15,75 33,79 54,65 62,13 65,28 64,39 67,39 63,35 61,50 52,28 48,56 57,00 72,72 77,41 77,48 76,46 61,91 53,71 M 15 55,59 44,87 36,96 36,06 38,62 41,70 47,09 62,99 71,97 78,74 81,99 76,85 77,29 66,80 66,07 64,97 64,70 68,17 88,94 81,58 80,20 77,44 61,44 47,92 J 16 37,49 33,99 23,36 23,57 21,81 28,84 37,60 58,47 65,13 65,04 66,89 67,50 66,79 61,85 59,90 58,80 58,98 64,53 78,59 81,30 80,93 74,83 59,81 51,66 V 17 36,28 27,65 17,43 17,27 16,90 20,84 28,84 55,42 59,97 63,28 63,86 63,50 63,65 59,92 59,57 58,09 59,96 68,02 80,21 102,86 79,39 75,37 67,06 58,82 S 18 61,16 44,13 37,39 35,80 34,74 35,27 36,91 37,21 41,73 55,03 64,81 58,74 58,39 54,51 54,64 52,34 46,94 56,48 70,70 74,90 75,32 73,97 62,75 65,52 D 19 66,44 55,12 46,15 41,93 40,38 39,20 39,10 43,13 40,36 47,34 53,63 51,05 54,78 45,47 39,52 43,98 40,43 40,73 46,71 46,41 47,89 48,09 44,99 41,93 L 20 36,18 24,93 10,42 11,33 11,60 13,40 29,60 44,32 58,51 59,17 61,43 57,44 59,48 59,14 59,14 54,91 58,30 66,32 88,80 86,13 85,91 85,20 67,05 54,27 M 21 54,27 49,91 41,97 38,63 37,65 42,66 51,29 59,79 71,21 74,34 73,38 69,95 72,49 67,33 64,22 61,82 61,62 65,10 77,49 82,03 80,72 79,51 68,13 58,81 M 22 51,83 42,72 37,51 37,26 38,11 41,70 50,80 57,96 68,14 72,54 74,95 70,27 69,05 64,67 61,19 60,15 59,01 61,34 71,13 73,73 72,59 69,02 61,77 55,71 J 23 51,75 44,87 35,23 34,20 33,69 35,27 38,02 53,40 59,26 62,08 64,68 63,37 64,58 59,29 61,95 58,93 59,09 62,93 75,50 79,90 74,55 65,94 61,70 56,17 V 24 50,70 46,23 38,75 36,50 35,62 36,60 39,66 49,56 60,17 61,68 63,92 59,22 59,74 55,33 54,66 53,60 49,11 54,59 67,30 67,50 67,53 61,87 58,33 51,19 S 25 37,71 28,21 17,18 16,76 13,14 11,40 11,57 16,55 16,09 15,82 27,00 26,58 30,01 32,69 36,84 32,17 30,88 34,14 53,07 52,08 58,69 59,77 55,30 58,90 D 26 48,51 46,30 39,20 31,50 32,73 33,29 34,19 39,91 32,44 38,62 45,07 46,07 50,54 44,14 44,45 29,82 19,96 21,52 31,66 39,14 41,70 44,71 39,31 29,76 L 27 15,10 15,26 13,92 11,67 11,57 11,79 15,33 25,86 33,56 45,40 46,81 34,89 41,49 26,75 20,19 19,93 17,59 28,88 47,02 57,35 56,80 53,66 48,12 27,58 M 28 14,88 11,42 9,85 10,71 9,76 10,02 12,13 15,42 21,76 26,31 25,36 21,33 20,51 16,73 14,69 14,77 13,48 18,48 24,36 35,33 32,65 26,71 19,50 13,44 M 29 10,19 8,91 10,99 12,56 12,40 12,72 31,45 46,31 59,01 80,31 83,70 63,49 65,43 53,02 51,91 43,90 42,64 44,40 72,19 77,47 78,73 58,19 44,77 37,86 J 30 36,87 29,61 22,41 23,36 20,50 24,52 31,79 44,55 57,76 57,27 55,11 44,99 43,61 38,75 37,42 32,86 35,31 42,49 55,41 64,89 68,28 58,78 46,54 40,01 V 31 35,58 28,41 24,12 28,08 28,36 30,79 39,45 53,71 65,19 69,58 69,97 68,39 60,55 56,85 56,54 52,90 50,60 54,54 69,27 77,43 73,35 60,84 56,90 48,90 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio 29-57

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 diciembre de 2013 (63,64 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2013 (18,17 EUR/MWh). Para el 20,0% 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 42,83 EUR/MWh. Las energías indicadas en el cuadro anterior se corresponden con la energía comprada en el sistema eléctrico español más el saldo en la interconexión con Portugal, desde la entrada en funcionamiento, el día 1 de julio de 2007, del proceso de separación de mercados entre España y Portugal. La energía en el programa resultante de la casación en el mercado diario tiene un máximo en abril de 2013, con GWh. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía y de contratación en los últimos 12 meses. La energía y el importe en cada sistema eléctrico, español y portugués, se refieren a las ventas. La diferencia entre el valor de la contratación de cada sistema y el valor de la contratación en el MIBEL es la renta de la congestión

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 2014 han sido de GWh, lo que representa el 65,76% 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 2014 han sido de GWh, lo que representa el 16,39% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. MES (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Comercializadoras (excepto comercializadoras de referencia) y consumidores directos Comercializadoras de referencia Total FEBRERO ,83% ,76% ,59% MARZO ,31% ,82% ,13% ABRIL ,88% ,51% ,39% MAYO ,63% ,67% ,30% JUNIO ,35% ,43% ,78% JULIO ,03% ,60% ,62% AGOSTO ,25% ,01% ,27% SEPTIEMBRE ,50% ,43% ,93% OCTUBRE ,68% ,42% ,10% NOVIEMBRE ,63% ,55% ,18% DICIEMBRE ,71% ,08% ,79% ENERO ,76% ,39% ,15% TOTAL ,54% ,45% ,00%

34 Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales (ventas y compras) ha supuesto en el mercado diario un total de GWh, a los que hay que añadir GWh de los contratos bilaterales. Para los doce últimos meses la producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente: 32-57

35 PDBF(GWh) SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Nuclear Importaciones Hidráulica Carbón Carbón GS Fuel-Gas RO con Prima Ciclo Combinado Regimen Especial TOTAL FEBRERO ,2% 509 2,4% ,1% ,8% 329 1,6% 0 0,0% 344 1,6% 778 3,7% ,6% MARZO ,0% 347 1,6% ,8% 362 1,7% 47 0,2% 0 0,0% 368 1,7% 332 1,5% ,5% ABRIL ,8% 384 1,9% ,4% 143 0,7% 37 0,2% 0 0,0% 287 1,4% 180 0,9% ,6% MAYO ,1% 853 4,4% ,1% 895 4,7% 295 1,5% 0 0,0% 329 1,7% 537 2,8% ,6% JUNIO ,9% 725 3,8% ,9% 790 4,1% 430 2,3% 0 0,0% 322 1,7% 759 4,0% ,3% JULIO ,5% 567 2,5% ,9% ,2% ,5% 0 0,0% 291 1,3% ,7% ,3% AGOSTO ,2% 780 3,7% ,4% ,8% 902 4,3% 0 0,0% 289 1,4% ,8% ,4% SEPTIEMBRE ,3% 696 3,4% ,3% ,1% ,2% 0 0,0% 312 1,5% ,1% ,1% OCTUBRE ,3% 747 3,8% ,9% ,3% ,7% 0 0,0% 248 1,3% ,5% ,2% NOVIEMBRE ,5% 401 2,0% ,2% 964 4,8% 287 1,4% 0 0,0% 268 1,3% ,1% ,6% DICIEMBRE ,4% 623 2,9% ,2% ,9% ,4% 0 0,0% 326 1,5% ,4% ,3% ENERO ,3% 479 2,2% ,2% 871 4,1% 367 1,7% 0 0,0% 300 1,4% 251 1,2% ,9% TOTAL ,0% ,9% ,9% ,0% ,6% 0 0,0% ,5% ,8% ,3% El análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero enero 2014 y febrero enero 2013, permite obtener los siguientes resultados: - La contratación de energía en el programa resultante de la casación del mercado diario en el sistema eléctrico español en el periodo febrero enero 2014 ha ascendido a 185,1 TWh y 7.905,2 millones de euros, lo que supone un descenso del 0,6% y un descenso del 12,2%, respectivamente, respecto al periodo febrero enero El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al periodo febrero enero 2014 ha sido de 42,83 EUR/MWh, lo que supone un descenso del 9,2%, respectivamente, respecto al periodo febrero enero A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo

36 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 El siguiente cuadro muestra la evolución de este proceso en los doce últimos meses. 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 76,6 76,6 124,87 48, MARZO 21,9 21,9 78,69 42, ABRIL 42,5 42,5 72,13 36, MAYO 283,6 283,6 88,85 42, JUNIO 739,9 739,9 87,66 46, JULIO 741,8 739,5 123,43 46, AGOSTO 862,4 840,2 92,46 45, SEPTIEMBRE 696,4 691,5 108,51 44, OCTUBRE 344,1 343,7 138,09 45, NOVIEMBRE 226,1 226,1 90,62 44, DICIEMBRE 50,1 50,1 328,42 41, ENERO 96,4 96,4 96,71 33, Total 4.181, ,0 106,43 45, 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. La cantidad acumulada en el año asignada en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro supone un 19,61% del volumen máximo de producción autorizado durante el año 2014 a las centrales adscritas a este procedimiento

37 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 ,28 49,71 0,00 41, ,42 MARZO ,75 42,35 0,00 18, ,88 ABRIL ,72 14,16 0,00 11, ,07 MAYO ,42 49,05 0,00 35, ,26 JUNIO ,74 47,64 0,00 31, ,20 JULIO ,85 59,86 65,57 46, ,28 AGOSTO ,60 54,28 66,75 43, ,88 SEPTIEMBRE ,13 49,74 72,73 43, ,25 OCTUBRE ,80 54,29 71,55 40, ,27 NOVIEMBRE ,72 49,88 0,00 35, ,29 DICIEMBRE ,52 94,58 95,45 42, ,69 ENERO ,58 0,00 0,00 23, ,96 Total ,01 62,94 85,26 30, ,95 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

38 6.2. 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 371 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, 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 , ,56 MARZO , ,81 ABRIL , ,44 MAYO , ,07 JUNIO , ,51 JULIO , ,23 AGOSTO , ,26 SEPTIEMBRE , ,21 OCTUBRE , ,51 NOVIEMBRE , ,26 DICIEMBRE , ,78 ENERO , ,38 Total , ,42 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 , ,42 MARZO , ,84 ABRIL , ,74 MAYO , ,19 JUNIO 0 0, ,00 JULIO 2 9, ,00 AGOSTO 58 26, ,05 SEPTIEMBRE , ,21 OCTUBRE , ,94 NOVIEMBRE , ,19 DICIEMBRE , ,33 ENERO , ,92 Total , ,49 (*) El proceso de reserva de potencia adicional a subir comenzó el 11 de mayo de

39 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 COSTE PARA LA DEMANDA COSTE MEDIO UNITARIO GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur keur EUR/MWh FEBRERO , , ,48 MARZO , , ,39 ABRIL , , ,36 MAYO , , ,21 JUNIO , , ,28 JULIO , , ,24 AGOSTO , , ,22 SEPTIEMBRE , , ,22 OCTUBRE , , ,47 NOVIEMBRE , , ,45 DICIEMBRE , , ,76 ENERO , , ,39 Total , , ,37 (*) No incluye las restricciones en tiempo real 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 , , ,41 MARZO , , ,64 ABRIL , , ,75 MAYO , , ,43 JUNIO , , ,25 JULIO , , ,10 AGOSTO , , ,31 SEPTIEMBRE , , ,29 OCTUBRE , , ,83 NOVIEMBRE , , ,70 DICIEMBRE , , ,38 ENERO , , ,28 Total , , ,

40 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 , , SEPTIEMBRE , , 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 92 50, , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , Total , ,

41 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 5,5% 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 2012 enero 2013 y febrero 2013 enero 2014, permite obtener los siguientes resultados: - La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa para el periodo febrero 2013 enero 2014 en GWh y keur, lo que supone un aumento del 1,3% en energía y una disminución del 9,7% en coste total, con respecto al periodo febrero 2012 enero El precio medio de venta de energía para el período febrero 2013 enero 2014 en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 69,43 EUR/MWh frente a 73,19 EUR/MWh del periodo febrero 2012 enero Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 15,67 EUR/MWh en el período febrero 2013 enero 2014 frente a 25,43 EUR/MWh del periodo febrero 2012 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 y el coste de la solución de las restricciones técnicas, asciende a 5,67 EUR/MWh en el período febrero 2013 enero 2014, frente a 4,78 EUR/MWh correspondiente al periodo febrero 2012 enero

42 6.3. 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 43,36 EUR/MWh. En el mes de enero 2014 se observa un descenso del precio medio aritmético respecto al mes anterior, alcanzando los 34,26 EUR/MWh. 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 1,6% de los días la diferencia es menor o igual que 10 EUR/MWh, el 5,8% de los días se sitúa entre 10 y 20, el 23,3% de los días esta diferencia se sitúa entre 20 y 30 EUR/MWh y el 69,3% de los días es superior a 30 EUR/MWh

43 El análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero enero 2014 y febrero enero 2013 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 34,4 TWh y 1.513,4 millones EUR, lo que supone un descenso del 25,86% y un descenso del 32,08% respectivamente. El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español en este periodo ha sido de 43,36 EUR/MWh, lo que supone una disminución del 8,91%, 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 16,71% de la energía total negociada en este mercado, y el 66,52% de la energía negociada por las unidades de adquisición

44 6.4. Pago por capacidad 6 Como figura en el cuadro siguiente, los consumidores directos y comercializadores (excluidos los de referencia), tienen un pago por capacidad que en julio de 2013 tomó el valor máximo que fue de 6,86 EUR/MWh y en agosto de 2013 toma el valor mínimo de 3,72 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 2014 ha sido de 9,18 EUR/MWh. 6 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio y con la información publicada por REE en

45 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 ,95 6,43 8,87 MARZO ,71 4,85 8,92 ABRIL ,41 4,57 9,24 MAYO ,27 4,43 9,30 JUNIO ,10 5,44 9,36 JULIO ,31 6,86 9,39 AGOSTO ,70 3,72 9,36 SEPTIEMBRE ,36 4,59 9,35 OCTUBRE ,33 4,58 9,29 NOVIEMBRE ,45 4,65 9,23 DICIEMBRE ,94 6,40 9,16 ENERO ,11 6,62 9,18 TOTAL ,99 5,28 9, 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 2014, seguido de los meses de diciembre y julio de El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en el mes de diciembre de 2013, seguido de los meses de julio 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 83,50% del total de la energía adquirida en el conjunto de los mercados diario e intradiario

46 Los precios horarios finales mensuales han variado, durante los doce últimos meses, desde el mayor correspondiente al mes de diciembre de 2013 (80,29 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2013 (31,85 EUR/MWh). Las cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en enero de 2014 con GWh, al mínimo del período en el mes de junio de 2013 con GWh. PRECIO FINAL MES GWh CONTRATACIÓN keur Comercializador de referencia PRECIO MEDIO ARITMÉTICO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo General Comercializador de referencia PRECIO MEDIO PONDERADO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo General FEBRERO ,98 56,01 56,63 62,03 58,25 59,06 MARZO ,23 37,93 38,80 46,05 40,39 41,58 ABRIL ,75 29,85 30,73 35,54 31,04 31,85 MAYO ,00 52,85 53,73 58,69 53,57 54,45 JUNIO ,69 51,33 52,05 56,73 52,51 53,22 JULIO ,44 60,38 60,92 64,83 61,88 62,40 AGOSTO ,16 55,39 56,38 62,38 56,33 57,38 SEPTIEMBRE ,72 58,73 59,52 65,61 60,22 61,09 OCTUBRE ,61 62,51 63,32 69,72 64,00 64,91 NOVIEMBRE ,63 52,82 53,62 60,77 54,71 55,76 DICIEMBRE ,06 75,82 76,44 83,73 79,44 80,29 ENERO ,86 46,79 47,36 53,08 49,49 50,17 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio 44-57

47 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: COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL MES MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 46,90 2,83 0,42 1,56-0,08 0,48 6,95 59,06 MARZO 28,41 4,53 0,84 1,81-0,11 0,39 5,71 41,58 ABRIL 19,10 4,82 0,74 1,44-0,02 0,36 5,41 31,85 MAYO 44,12 3,69 0,19 1,07-0,09 0,21 5,27 54,45 JUNIO 42,03 3,44 0,00 1,51-0,14 0,28 6,10 53,22 JULIO 52,24 1,38 0,00 1,23 0,02 0,24 7,31 62,40 AGOSTO 48,98 2,19 0,05 1,26-0,02 0,22 4,70 57,38 SEPTIEMBRE 51,58 2,54 0,21 1,21-0,02 0,22 5,36 61,09 OCTUBRE 52,73 4,10 0,94 1,51-0,16 0,47 5,33 64,91 NOVIEMBRE 43,47 3,99 1,19 1,26-0,04 0,45 5,45 55,76 DICIEMBRE 67,43 3,07 0,33 1,78-0,03 0,76 6,94 80,29 ENERO 36,21 4,24 0,92 1,38-0,08 0,39 7,11 50,17 TOTAL 44,59 3,39 0,49 1,42-0,06 0,37 5,99 56,19 % sobre PFM 79,35% 6,03% 0,87% 2,53% -0,11% 0,67% 10,67% 100,00% 45-57

48 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: COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES DIRECTOS MES MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 46,69 2,82 0,40 1,57-0,10 0,43 6,43 58,25 MARZO 28,09 4,56 0,82 1,82-0,14 0,39 4,85 40,39 ABRIL 19,14 4,84 0,73 1,44-0,03 0,35 4,57 31,04 MAYO 44,06 3,72 0,19 1,07-0,11 0,21 4,43 53,57 JUNIO 41,98 3,47 0,00 1,52-0,17 0,27 5,44 52,51 JULIO 52,17 1,38 0,00 1,23 0,01 0,23 6,86 61,88 AGOSTO 48,92 2,18 0,05 1,27-0,03 0,22 3,72 56,33 SEPTIEMBRE 51,49 2,53 0,20 1,21-0,03 0,22 4,59 60,22 OCTUBRE 52,61 4,10 0,93 1,51-0,19 0,46 4,58 64,00 NOVIEMBRE 43,21 4,01 1,16 1,27-0,05 0,45 4,65 54,71 DICIEMBRE 67,11 3,09 0,32 1,80-0,04 0,76 6,40 79,44 ENERO 36,02 4,26 0,92 1,38-0,11 0,39 6,62 49,49 TOTAL 44,49 3,40 0,48 1,42-0,08 0,37 5,28 55,35 % sobre PFM 80,37% 6,14% 0,86% 2,57% -0,15% 0,66% 9,54% 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 mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos, cobros y la energía solamente de los comercializadores (excluidos los de referencia) y consumidores directos

49 3. Los componentes del precio horario final para comercializadores de referencia, son los siguientes: COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA MES MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 47,68 2,85 0,46 1,52 0,01 0,64 8,87 62,03 MARZO 29,64 4,40 0,91 1,74 0,01 0,42 8,92 46,05 ABRIL 18,91 4,74 0,79 1,46 0,02 0,38 9,24 35,54 MAYO 44,37 3,54 0,20 1,07-0,01 0,22 9,30 58,69 JUNIO 42,26 3,31 0,00 1,50 0,00 0,30 9,36 56,73 JULIO 52,56 1,38 0,00 1,22 0,03 0,26 9,39 64,83 AGOSTO 49,26 2,22 0,05 1,24 0,01 0,24 9,36 62,38 SEPTIEMBRE 52,04 2,58 0,22 1,18 0,00 0,24 9,35 65,61 OCTUBRE 53,34 4,10 0,97 1,48 0,00 0,53 9,29 69,72 NOVIEMBRE 44,70 3,84 1,31 1,22 0,01 0,45 9,23 60,77 DICIEMBRE 68,74 2,98 0,35 1,74 0,02 0,74 9,16 83,73 ENERO 37,01 4,14 0,94 1,38 0,05 0,38 9,18 53,08 TOTAL 45,03 3,35 0,53 1,41 0,01 0,41 9,21 59,95 % sobre PFM 75,12% 5,58% 0,88% 2,35% 0,02% 0,68% 15,36% 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 2012 enero 2013 y febrero 2013 enero 2014, permite obtener los siguientes resultados: - Para el conjunto del mercado de producción, la contratación de energía ha ascendido en el período febrero 2013 enero 2014 a GWh y keur, lo que ha supuesto una disminución del 1,5% en energía y una disminución del 7,4% en volumen económico, con respecto al periodo febrero 2012 enero En cuanto al precio medio horario final ponderado del período febrero 2013 enero 2014, se ha situado en 56,19 EUR/MWh, lo que ha supuesto una disminución del 5,9% respecto al periodo febrero 2012 enero La evolución en el periodo considerado figura a continuación: 47-57

50 FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB- ENE EUR/MWh 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 55,35 EUR/MWh, precio ponderado, y en 53,41 EUR/MWh, precio sin ponderar. PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CONSUMIDORES DIRECTOS Y COMERCIALIZADORES (EXCEPTO LOS DE REFERENCIA) FEBRERO ENERO Incremento: -5,7 % PHF consumo liberalizado año PHF consumo liberalizado año Se observa que este precio ponderado es inferior para comercializadores (excepto los de referencia) y consumidores directos en un 5,7%, en relación con el precio horario final medio en el periodo febrero 2012 enero

51 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

52 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

53 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 PRODUCCIÓN DE % SOBRE PRODUCCIÓN DE Febrero 0, Febrero 4, Marzo 0, Marzo 4, Abril 0, Abril 4, Mayo 2, Mayo 3, Junio 2, Junio 3, Julio 1, Julio 2, Agosto 2, Agosto 3, Septiembre 2, Septiembre 3, Octubre 1, Octubre 3, Noviembre 0, Noviembre 3, Diciembre 1, Diciembre 3, Enero 1, Enero 4,32 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 PRODUCCIÓN DE % SOBRE PRODUCCIÓN DE Febrero 1, Febrero 4, Marzo 1, Marzo 4, Abril 1, Abril 4, Mayo 2, Mayo 3, Junio 2, Junio 3, Julio 1, Julio 2, Agosto 2, Agosto 3, Septiembre 2, Septiembre 3, Octubre 1, Octubre 3, Noviembre 0, Noviembre 3, Diciembre 1, Diciembre 2, Enero 1, Enero 3,

54 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 2014 FRANCIA Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 1019,1 MWh 205,8 MWh 813,3 MWh 470,7 MWh 673,0 MWh 1143,7 MWh MEDIA ENERO 2014 PORTUGAL Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 1315,8 MWh 1285,7 MWh 30,1 MWh 1066,2 MWh 907,9 MWh 1974,1 MWh MEDIA ENERO 2014 MARRUECOS Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 900,0 MWh 292,9 MWh 607,1 MWh,0 MWh 600,0 MWh 600,0 MWh 52-57

55 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

56 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 2013 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 correspondiente al programa horario final ha sido de 628 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL IMPORTACIONES - DICIEMBRE 2013 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,2 16,61 J. ARON & COMPANY ,0 13,95 DANSKE COMMODITIES ,2 10,89 STATKRAFT MARKETS GMBH ,0 8,61 TOTAL GAS & POWER LIMITED ,0 7,82 IBERDROLA GENERACIÓN ,4 7,49 AXPO IBERIA, S.L ,0 6,10 SHELL ENERGY EUROPE LIMITED ,0 5,47 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA ,3 4,59 EDF TRADING LIMITED ,4 4,59 RESTO DE AGENTES ,7 13,88 Total ,

57 El volumen total de energía eléctrica exportada correspondiente al programa horario final ha sido de 752 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL EXPORTACIONES - DICIEMBRE 2013 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) OFFICE NATIONAL D'ELECTRICITÉ ET DE L'EAU POTABLE ,3 61,20 DANSKE COMMODITIES ,7 6,14 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,6 5,21 ENDESA ,1 3,71 GAZPROM MARKETING AND TRADING LTD ,4 3,41 EDF TRADING LIMITED ,8 3,41 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA ,0 2,98 IBERDROLA GENERACIÓN ,2 2,55 AXPO IBERIA, S.L ,6 1,77 COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE ,8 1,71 RESTO DE AGENTES ,7 7,89 Total ,

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