productividad en plantas de cogeneración

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1 informe Generado: lunes, 2 de febrero de :36 h Periodo de gestión: martes, 21 de febrero de 212+ productividad en plantas de cogeneración

2 Informe de Explotación Instalación Cogeneración martes, 21 de febrero de 212 IENER SL IENER 5new +12 MW CONTENIDO 4 Resumen de Parámetros Vigentes día 21feb212 Climatología y Curvas Semanales desde el día 2febrero212 al día 26feb212 7 Análisis Operativo ámbito Diario (Consolidado & Estimado) 21feb212 & 22feb 212 ienercom Resumen de Parámetros Nivel Planta Resumen de Parámetros Nivel Grupo Generador Restricciones Operativas Climatología y Curvas Semanales Registro de Eventos Beneficio Disponible para distintos órdenes de marcha (EBITDA Costes fijos) ámbito diario Operativa grupos generadores: Orden de Marcha aplicado por Bloque ámbito diario 'EBITDA Costes fijos' ámbito diario Panel Información Contextual parámetros clave Compra y Venta de Energía ámbito Diario (Consolidado & Estimado) 21 de febrero de 212 & 22 de febrero de 212 Análisis Operativo ámbito Mensual (Consolidado & Estimado) febrero212 EBITDA ámbito Mensual (Consolidado & Estimado) febrero212 EBITDA ámbito Interanual hasta 29 de febrero de 212 Balance Eléctrico (Consolidado & Estimado) febrero212 Energía Eléctrica Comprada y Vendida Emisiones de CO2 (Consolidado & Estimado) febrero212 Balance Térmico y Resumen del Balance Energético Cogeneración (Consolidado & Estimado) febrero212 Detalle Facturas (Consolidado & Estimado) febrero212 Compra de Energía Venta de Energía Precio Compra Precio venta Beneficio Disponible para distintos órdenes de marcha (EBITDA Costes fijos) ámbito mensual Operativa grupos generadores: Orden de Marcha Aplicado por Bloque ámbito mensual 'EBITDA Costes fijos' ámbito mensual Panel Información Contextual parámetros clave EBITDA ámbito mensual Detalle Costes fijos prorrateo horario Detalle de Ingresos y Gastos: Comparación y Desglose ámbito mensual 'EBITDA' vs 'Indicación de Eventos' ámbito mensual Panel Información Contextual parámetros clave 'EBITDA' vs 'Volumen de Ingresos' & 'Gastos' ámbito interanual Desglose de Ingresos ámbito interanual Desglose de Gastos ámbito interanual EBITDA Desglose ámbito interanual 'EBITDACostes Fijos' vs 'Indicación de eventos' ámbito interanual (9 meses 3 meses +) Generación Neta vs Consumo fábrica Energía intercambiada con la red de distribución Pérdidas en el Trafo Pérdidas Eléctricas en el Trafo Evitadas Energía Eléctrica Vendida en barras de central Energía Eléctrica Comprada punto frontera Emisiones CO2: Incremento neto Cogeneración Energía Térmica Primaria Cogeneración: Consumo Combustible Grupos Generadores Recuperación Energía Térmica Primaria Balance Energético Cogeneración: Desglose de Energía Primaria Rendimiento Eléctrico Equivalente: horahora; Acumulado año en curso; REE mínimo RD 1/27 Factura de Venta de Electricidad Factura Incremental de Consumo de Combustible Reducción Factura de Compra de Electricidad derivada de la Cogeneración Factura de Compra de Electricidad (informativa)

3 23 Grupos generadores: Detalles de Parámetros Operativos Factores de corrección Potencia Eléctrica en Bornes, Consumo Específico (HRate) y Recuperación de Calor Específica Panel Información Contextual parámetros clave Plantilla horizonte 9 semanas desde1 de mayo de 211: Programación mantenimiento Evolución Mercados Índices Combinados Estimación EBITDA Próximos 12 meses Plantilla Asistencia Mantenimiento Programado (Beneficio horario Estimado) Dated Brent $/barril Tipo de Cambio oficial Dólar USA/ Euro Precio Pool Electricidad c /kwh media diaria (OMEL Polo Español) Precio CO2 /Tm EUA (Spot) Índice diario Referencia Mercados Ponderado Cogeneración: Combinado 1* Base Última Parametrización Base Últimos 12 meses 28 Información de Resultados, Análisis Inversión y Valoraciones Base Promedio Entorno 5 años General Detalle Proyecciones

4 Resumen de Parámetros Vigentes día 21feb212 Resumen de Parámetros Nivel Planta martes, 21 de febrero de 212 Generales Nombre de la Planta: IENER 5new +12 MW Modo de Gestión: REAL Ubicación Planta: Castellón de la Plana (Castellón) Altitud: 27 m Fecha de Instalación: Bloque 1: 1/2/212 Bloque 2: 1/3/28 Tipo Diagrama Unifilar: Tipo 1 Tensión entrega (PF con la Red): 2 kv Rendimiento Transformador:,99 Venta de Energía Eléctrica Grupo Régimen Especial según RD1/27: Bloque 1: RD 1/212 Bloque 2: a11 Modalidad de Venta Energía E según RD1/27: B1: 241b Mercado Solo Exportación B2: 241a Tarifa TodoTodo Fecha vencimiento de la obligatoriedad de permanencia Modalidad de Venta Actua Bloque 1: 1/5/212 Bloque 2: 1/6/212 REEmin (Cálculo REE): B1: No Aplica B2: Gas natural y GLP en turbinas de gas: 59% Ref Hη (Cálculo REE): Bloque 1:,82 Bloque 2:,82 Coste Representación Mercado Venta de Energía Eléctrica: Bloque 1: c /kwh Bloque 2: c /kwh Energía Reactiva: Complementos en % 8/816/1624h: B1:%:8 %:816 %:1624 B2:3%:8 2,8%:816 2,8%:1624 Recuperación de Calor Tipo Combustible Fábrica Reducido Por Recuperación de Calor: Limitación Fábrica en la Recuperación de Calor: Compra de Energía Eléctrica Modalidad Contrato de Compra de Energía Eléctrica: Fecha Contractual de renovación Contrato de Compra: Energía Reactiva: Factor de Potencia en Compra: Combustibles: Contratos Combustibles Actual: CO2 Internalizar Coste Emisiones de CO2: Otros Costes especiales: Otros Costes asociados a la generación: Otros asociados a la compra de EE: Otros asociados a la venta de EE: Otros costes Fijos: Otros costes puntuales (21feb212): fecha valor informe: 21febrero212 Gas Natural Limitado según Curva de Calor Mercado Directo 1/4/212,96 Grupos: Gas Natural; Fábrica: Gas Natural Si c /kwh c /kwh c /kwh /mes Resumen de Parámetros Nivel Grupo Generador Generales Descripción Nº grupo Generador asignado y Bloque Asignado : Disponibilidad Grupo Generador: Tipo de Grupo Generador: Tipo Combustible: Potencia Eléctrica nominal condiciones ISO: Rendimiento Eléctrico nominal % condiciones ISO: Potencia Térmica Utilizable para el proceso de Recuperación de Calor: Autoconsumo Eléctrico: Sistema de enfriamiento: Overhaul Realizado: Total Horas operación acumuladas EOH: Mantenimiento Coste Término Variable: Coste Término Fijo: Coste de Ciclo EOH: Coste Puntual Mantenimiento: Ajustes de Potencia, Rendimiento y Calor Recuperado Base: Calibraciones operativas en Condición Limpia Ajuste Automático corrección por Degradación operativa no debida al Ensuciamiento: Calibración actual Potencia en Condición Limpia: Calibración actual Rendimiento en Condición Limpia: Ajustes de Potencia, Rendimiento y Calor Recuperado por Ensuciamiento: Calibración por Ensuciamiento Ajuste Automático corrección por Degradación debida al ensuciamiento: Calibración actual Potencia atribuible solo al ensuciamiento: Calibración actual Rendimiento atribuible solo al ensuciamiento: Lavado en frío Turbinas: Realizar lavado automáticamente de acuerdo con la fecha recomendada: Horario de Lavado: Duración del lavado: Coste del lavado: Realizado Lavado 21feb212: Grupo 5 Grupo 4 Grupo 3 Grupo 2 Grupo 1 TUR2_12MW Bloque: 2 TUR1_5MW Bloque: 1 Disponible Disponible Turbina de Gas Industrial Turbina de Gas Industrial Gas Natural 12 kwe Gas Natural 5 kwe 29,4 % 33,5 % 225 kw PCI 764 kw PCI 29 kwe 12 kwe No No No No 3194 horas (EOH) 337 horas (EOH) Grupo 5 Grupo 4 Grupo 3 Grupo 2 Grupo 1,77 c /kwh,76 c /kwh 636 /mes 28 /mes 8 h 8 h Grupo 5 Grupo 4 Grupo 3 Grupo 2 Grupo 1 Si Si kwe kwe % % Grupo 5 Grupo 4 Grupo 3 Grupo 2 Grupo 1 Si Si kwe kwe % % Grupo 5 Grupo 4 Grupo 3 Grupo 2 Grupo 1 No No Restringido diurno LV Restringido diurno LV 6 horas 6 horas No No Restricciones Operativas Lista de Reglas Operativas Activas Selección de Operativa: Margen Operativo de Referencia que gobierna la operativa automática: Restricciones en Duración mínima de Ciclo Grupos: Restricciones en arranques/paros fin de semana: Bloque 1 Automático 12 horas Sin Restricciones Bloque 2 Automático 14 horas Sin Restricciones Lista de Reglas Operativas Activas Restricciones en arranques/paros de lunes a jueves: Restricciones en arranques/paros viernes: Restricciones en arranques/paros sábado: Restricciones en arranques/paros domingo: Bloque 1 Sin Restricciones Sin Restricciones Sin Restricciones Sin Restricciones Bloque 2 Sin Restricciones Sin Restricciones Sin Restricciones Sin Restricciones REGISTROS 4

5 Climatología y Curvas Semanales desde el día 2febrero212 al día 26feb212 fecha valor informe: 21febrero212 Datos Climáticos Castellón de la Plana (Castellón): Temperatura y humedad Temperatura Humedad desde 2febrero212 al 26febrero212 ºC L 21M 22X 23J 24V 25S 26D HR% Datos Climáticos Castellón de la Plana (Castellón): Presión 27m mbar Presión Barométrica Prevista Presión Barométrica 27m: 111 mb (Base 113,25 mbar a nivel del mar) desde 2febrero212 al 26febrero L 21M 22X 23J 24V 25S 26D kwh/h PCI 6 Recuperación Energía Térmica Primaria kwh/h PCI desde 2febrero212 al 26febrero212 Energía Térmica Primaria Recuperada (kwh/h PCI) Límite máximo Fábrica Recuperación Energía Térmica Primaria (kwh/h PCI) Energía Térmica Primaria Producida Utilizable (kwh/h PCI) L 21M 22X 23J 24V 25S 26D kw Curva de Carga de fábrica (posición f del esquema unifilar): Consumo Fábrica f desde 2febrero212 al 26febrero L 21M 22X 23J 24V 25S 26D Operativa BLOQUE 1 BLOQUE 2 desde 2febrero212 al 26febrero212 hora L 21M 22X 23J 24V 25S 26D REGISTROS 5

6 Registro de Eventos hasta el día 26mar213 fecha valor informe: 21febrero212 Eventos Anteriores Próximos Eventos Nivel Planta Nivel Bloque Nivel Grupo Otros 22/3/213 1/3/213 12/2/213 4/1/213 1/1/213 24/12/212 23/11/212 12/1/212 8/1/212 1/1/212 1/9/212 2/8/212 1/8/212 13/7/212 9/7/212 1/7/212 5/6/212 1/6/212 1/5/212 27/4/212 1/4/212 16/3/212 1/3/212 28/2/212 7/2/212 6/2/212 1/2/212 6/1/212 1/1/212 23/12/211 1/12/211 25/11/211 14/11/211 1/11/211 11/1/211 7/1/211 1/1/211 1/9/211 13/8/211 1/8/211 1/7/211 1/7/211 /6/211 5/6/211 1/6/211 1/5/211 29/4/211 1/4/211 19/3/211 11/3/211 1/3/211 11/2/211 1/2/211 24/1/211 1/1/211 31/12/21 3/12/21 1/12/21 21/11/21 TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: B2 Tarifa: 11,1 c /kwh Prima: 4,656 c /kwh (Ant: T:11,822 c /kwh P:4,333 c /kwh ) TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: B2 Tarifa: 11,822 c /kwh Prima: 4,333 c /kwh (Ant: T:1,916 c /kwh P:3,978 c /kwh ) Gas: 3,4746 c /kwh PCS (Ant: 3,4614 c /kwh PCS ) TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: Gas: 3,4614 c /kwh PCS (Ant: 3,42 c /kwh PCS ) TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: B2 Tarifa: 1,916 c /kwh Prima: 3,978 c /kwh (Ant: T:1,7144 c /kwh P:3,8994 c /kwh ) Gas: 3,42 c /kwh PCS (Ant: 3,3629 c /kwh PCS ) TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: Gas: 3,3629 c /kwh PCS (Ant: 3,3189 c /kwh PCS ) Fecha vencimiento de la permanencia Modalidad de Venta Actual: TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: Gas: 3,3189 c /kwh PCS (Ant: 3,277 c /kwh PCS ) TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: Fecha de renovación Contrato de Compra de EEléctrica: B2 Tarifa: 1,7144 c /kwh Prima: 3,8994 c /kwh (Ant: T:1,5615 c /kwh P:3,8437 c /kwh ) Gas: 3,277 c /kwh PCS (Ant: 3,2553 c /kwh PCS ) TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: Gas: 3,2553 c /kwh PCS (Ant: 3,318 c /kwh PCS ) TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: Restriccion Duración mínima de Ciclo B1: 12 h (Anterior: 14 h ) Nombre de la Planta: IENER 5new +12 MW Corregida Fecha de Instalación: 12212(Anterior: ) Grupo Régimen Especial según RD1/27: RD 1/212 (Anterior: a11 ) Opción de Venta de EEléctrica según RD1/7: 241b Merca TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: B1 Tarifa: 11,863 c /kwh Prima: 4,642 c /kwh (Ant: T:1,832 c /kwh P:4,5348 c /kwh ) B2 Tarifa: 1,5615 c /kwh Prima: 3,8437 c /kwh (Ant: T:1,3113 c /kwh P:3,7527 c /kwh ) Gas: 3,2578 c /kwh PCS (Ant: 3,1884 c /kwh PCS ) Gas: 3,1884 c /kwh PCS (Ant: 3,1697 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Fecha de renovación Contrato de Gas Natural: Gas: 3,1697 c /kwh PCS (Ant: 3,231 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: B1 Tarifa: 1,832 c /kwh Prima: 4,5348 c /kwh (Ant: T:1,81 c /kwh P:4,2211 c /kwh ) B2 Tarifa: 1,3113 c /kwh Prima: 3,7527 c /kwh (Ant: T:9,583 c /kwh P:3,4876 c /kwh ) Gas: 3,231 c /kwh PCS (Ant: 3,873 c /kwh PCS ) Gas: 3,873 c /kwh PCS (Ant: 3,782 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Gas: 3,782 c /kwh PCS (Ant: 2,9836 c /kwh PCS ) B1 Tarifa: 1,81 c /kwh Prima: 4,2211 c /kwh (Ant: T:9,4341 c /kwh P:3,952 c /kwh ) B2 Tarifa: 9,583 c /kwh Prima: 3,4876 c /kwh (Ant: T:8,9541 c /kwh P:3,2587 c /kwh ) Gas: 2,9836 c /kwh PCS (Ant: 2,93 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Gas: 2,93 c /kwh PCS (Ant: 2,818 c /kwh PCS ) Gas: 2,818 c /kwh PCS (Ant: 2,7477 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: TUR2_12MW Lavado en frío Realizado: B1 Tarifa: 9,4341 c /kwh Prima: 3,952 c /kwh (Ant: T:9,351 c /kwh P:3,9154 c /kwh ) B2 Tarifa: 8,9541 c /kwh Prima: 3,2587 c /kwh (Ant: T:8,8772 c /kwh P:3,237 c /kwh ) Gas: 2,7477 c /kwh PCS (Ant: 2,6861 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Gas: 2,6861 c /kwh PCS (Ant: 2,6463 c /kwh PCS ) Gas: 2,6463 c /kwh PCS (Ant: 2,5974 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: B1 Tarifa: 9,351 c /kwh Prima: 3,9154 c /kwh (Ant: T:9,382 c /kwh P:3,9284 c /kwh ) B2 Tarifa: 8,8772 c /kwh Prima: 3,237 c /kwh (Ant: T:8,976 c /kwh P:3,2418 c /kwh ) Gas: 2,5974 c /kwh PCS (Ant: 2,4561 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Gas: 2,4561 c /kwh PCS (Ant: 2,3849 c /kwh PCS ) REGISTROS 6

7 Análisis Operativo ámbito Diario (Consolidado & Estimado) 21feb212 & 22feb212 fecha valor informe: 21febrero hora Beneficio Bruto de Explotación Disponible para distintos órdenes de marcha excluyendo los costes fijos (EBITDA Costes fijos) /hora Marcha BLOQUE 1 Marcha BLOQUE 2 Marcha BLOQUES 1 y 2 CONJUNTAMENTE martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de 212 febrero Operativa grupos generadores: Orden de Marcha Aplicado por Bloque BLOQUE 1 BLOQUE 2 martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de 212 febrero212 hora Beneficio Bruto de Explotación excluyendo los costes fijos (EBITDA Costes fijos) /hora martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de 212 febrero Panel de Información 'EBITDACostes Fijos' Disponible Bloque 1 Bloque 2 Bloque 1 + Bloque 2 'EBITDA Costes fijos' Medio horario* Medio horario* 819 Máximo horario* Máximo horario* 1142 Mínimo horario* Mínimo horario* 426 Total diario* Total diario* Datos Operativa Bloque 1 Bloque 2 Medio diario mes anterior Lista de Reglas Activas H:12 Base:A Obj: RC: H:14 Base:A Obj: RC: Medio diario mes siguiente (Estimado) Horas día* 24 h 24 h Medio diario 3 meses anteriores 1138 Ciclos día (marcha&paro)* Ciclos Ciclos * 21febrero212 Horas año interanual Ciclos por año interanual * 21febrero h 49 Ciclos 7848 h 7 Ciclos BENEFICIO ÁMBITO DIARIO 7

8 E Eléctrica Comprada BC y Vendida PF (Consolidado & Estimado) 21feb212 & 22feb212 fecha valor informe: 21febrero212 2 Compra Energía eléctrica elevada a Barras de Central: Ofertas Mercado kwh BC: martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de 212 VÁLIDA PARA REALIZAR OFERTAS DE COMPRA OMEL febrero Precio Compra Energía Eléctrica cent /kwhe (BC/PF) Mercado Diario TE Acceso Redes Término Capacidad Procesos OS Restricciones Técnicas Mercado Intradiario martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de 212 febrero ,3,12,45 16,59 18,33 18,28 14,53 14,84 14,42 15,42 13,98 14,83 13,54 13,48 13,54 13,36 16,62 16,52 16,67 16,64 18,5,93 15,9 13,71 14, 13,56 13,23 12,86 12,83 13,18 14,2 13, ,24 6,82 6,14 6,7 6,3 6,14 6,48 7,49 6,87 6,27 7,5 5,9 4,79 4,7 5,97 5,57 4,92 4,86 4,82 4,92 5,25 6,2 7,21 7,5 7,27 7,1 7,41 7,1 6,69 6,27 6,21 6,27 6,6 8,25 8,2 8,5 5, 5,75 7,49 6,1 5,61 5,5 3,93 3,65 3,56 4, 4,55 5,78 6,43 6,7 6,62 6,53 6,67 6,29 5,98 5,62 5,6 5,93 6,65 7,99 7,87 7,74 6,89 5, Venta Energía eléctrica Punto Frontera Generación (BC): Ofertas Mercado kwh BC: martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de 212 VÁLIDA PARA REALIZAR PREVISIÓN VENTA OMEL/REE febrero B1: Precio Venta Energía Eléctrica cent /kwhe PFG (BC) Mercado Diario Prima Tarifa Complemento Eficiencia Complemento Energía Reactiva Peaje Energía Vendida febrero212 martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de ,97 5,57 4,92 4,86 4,82 4,92 5,25 6,2 7,21 7,5 7,27 7,1 7,41 8,25 8,2 8,5 7,1 7,49 7,99 6,69 6,27 6,21 6,27 6,6 6,1 5,61 5,5 3,93 3,65 3,56 4, 4,55 5,78 6,43 6,7 6,62 6,53 6,67 6,29 5,98 5,62 5,6 5,93 6,65 7,87 7,74 6,89 5, B2: Precio Venta Energía Eléctrica cent /kwhe PFG (BC) Mercado Diario Prima Tarifa Complemento Eficiencia Complemento Energía Reactiva Peaje Energía Vendida febrero212 martes, 21 de febrero de 212 miércoles, 22 de febrero de ,71 11,28 11,27 11,35 11,51 11,55 11,58 11,74 11,72 11,72 11,7 11,69 11,67 11,67 11, 11,67 11,67 11,68 11,7 11,7 11,71 11,71 11,72 11,72 11,74 11,75 11,75 11,75 11,76 11,76 11,76 11,76 11,75 11,75 11,73 11,72 11,7 11,7 11,69 11,69 11,7 11,7 11,72 11,72 11,72 11,72 11,73 11, VENTA y COMPRA ENRGÍA ELÉCTRICA ÁMBITO DIARIO 8

9 Análisis Operativo ámbito Mensual (Consolidado & Estimado) febrero212 fecha valor informe: 21febrero Beneficio Bruto de Explotación Disponible para distintos órdenes de marcha excluyendo los costes fijos (EBITDA Costes fijos) /hora Marcha BLOQUE 1 Marcha BLOQUE 2 Marcha BLOQUE 1 y BLOQUE 2 Revisión Precio Gas 1,4% 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X febrero212 Operativa grupos generadores: Orden de Marcha Aplicado por Bloque BLOQUE 1 BLOQUE 2 febrero212 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Beneficio Bruto de Explotación excluyendo los costes fijos (EBITDA Costes fijos) /hora febrero212 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Panel de Información 'EBITDACostes Fijos' Disponible Bloque 1 Bloque 2 Bloque 1 + Bloque 2 'EBITDA Costes fijos' Medio horario mes* Medio horario mes* 693 Máximo horario mes* Máximo horario mes* 1154 Mínimo horario mes* Mínimo horario mes* 133 Medio diario mes* Medio diario mes* Máximo diario mes* Máximo diario mes* Mínimo diario mes* Mínimo diario mes* 542 Acumulado mes en curso* Acumulado mes en curso* Total mes actual (Consolidado&Estimado) Total mes actual (Consolidado&Estimado) 'EBITDACostes Fijos' Disponible Límite Máximo Teórico Asociado a Operativa ideal sin restricciones y sin coste por arranque/paro Total mes anterior 4988 Acumulado mes en curso* Total mes siguiente (Estimado) Total mes actual (Consolidado&Estimado) Medio mensual 3 meses anteriores Datos Operativa Bloque 1 Bloque 2 Acumulado 212* Lista de Reglas Activas 21febrero212 H:12 Base:A Obj: RC: H:14 Base:A Obj: RC: Interanual* Horas Funcionamiento Acumuladas Mes Bloque* 337 h 54 h 'EBITDA Costes fijos' Periodos 212: Q1 Q2 Q3 Q4 Horas Funcionamiento Totales Mes en curso (Consolidado&Estimado) 474 h 696 h Consolidado Horas año interanual* Ciclos (marcha&paro) Acumulados mes* 5531 h 3 Ciclos 7848 h Ciclos Ciclos año interanual* 49 Ciclos 7 Ciclos Q1 Q2 Q3 Q4 * Hasta 21febrero212 BENEFICIO ÁMBITO MENSUAL 9

10 EBITDA y Desglose costes fijos ámbito Mensual (Consolidado & Estimado) febrero212 EBITDA /hora fecha valor informe: 21febrero212 febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Costes fijos prorrateo horario: /hora Costes Fijos Combustible Costes Fijos O&M Resto Costes Fijos Derechos CO2 gratuitos Total Costes Fijos febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Panel de Información EBITDA Costes Fijos Medio horario mes* 6 Acumulado mes en curso* Máximo horario mes* 193 Total mes actual (Consolidado&Estimado) Mínimo horario mes* 2 Total mes anterior Medio diario mes* 1221 Total mes siguiente (Estimado) 463 Máximo diario mes* Medio mensual 3 meses anteriores 6575 Mínimo diario mes* 1615 Acumulado 212* 1115 Acumulado mes en curso* 3791 Interanual* Total mes actual (Consolidado&Estimado) Costes Fijos Periodos 212 Q1 Q2 Q3 Q4 Total mes anterior Consolidado 1115 Total mes siguiente (Estimado) Medio mensual 3 meses anteriores Acumulado 212* Q1 Q2 Q3 Q4 * Hasta 21febrero212 Interanual* 3714 EBITDA Periodos 212 Q1 Q2 Q3 Q4 Consolidado Q1 Q2 Q3 Q4 * Hasta 21febrero212 BENEFICIO ÁMBITO MENSUAL 1

11 Desglose horario Ingresos y Gastos ámbito Mensual (Consolidado & Estimado) febrero212 fecha valor informe: 21febrero Ingresos vs Gastos /hora Ingresos Gastos febrero Revisión Precio Gas 1,4% 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Desglose Ingresos /hora Venta Energía Eléctrica Disminución Factura Compra Energía Eléctrica (nota 1) febrero212 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Desglose Gastos /hora Otros gastos: (X) + (XI) O&M: (IV) + (V) + (VI) + (VII) (IX) Consumo Derechos Emisiones CO2 Incremento Factura Consumo combustible: (I) + (II) + (III) febrero212 Revisión Precio Gas 1,4% 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Desglose Ingresos Total mes actual (Consolidado&Estimado) Desglose Gastos Total mes actual (Consolidado&Estimado) CO2 4% Otros % Ahorro Compra EE 23,31% Manten 12% Venta E E 77% Combustible 84% BENEFICIO ÁMBITO MENSUAL 11

12 Operativa y 'EBITDA vs Indicación de Eventos' (Consolidado & Estimado) febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Operativa grupos generadores: Orden de Marcha Aplicado por Bloque BLOQUE 1 BLOQUE 2 febrero212 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X 12 'EBITDA' vs 'Indicación de Eventos': /hora febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X BENEFICIO ÁMBITO MENSUAL 12 Nombre de la Planta: IENER 5new +12 MW Corregida Fecha de Instalación: 12212(Anterior: ) Grupo Régimen Especial según RD1/27: RD 1/212 (Anterior: a11 ) Opción de Venta de EEléctrica según RD1/7: 241b Mercado (Anterior: 241a Restriccion Duración mínima de Ciclo B1: 12 h (Anterior: 14 h ) TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: Parámetros Planta Restricciones Bloque Parámetros Grupo Otros

13 Resumen Beneficio (EBITDA) ámbito Interanual hasta 29 de febrero de 212 fecha valor informe: 21febrero EBITDA vs Volumen de Ingresos & Gastos /mes Ingresos Gastos EBITDA (Beneficio Antes de Impuestos, Intereses y Amortización) Desglose de Ingresos /mes Disminución Factura Compra Energía Eléctrica (nota 1) Venta Energía Eléctrica mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* 15 mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Desglose Ingresos Total Interanual Ahorro Compra EE 3,76% Venta E E 96% Desglose Gastos Total Interanual CO2 % Manten 13% Otros % Combustible 87% Desglose de Gastos /mes O&M: (IV) + (V) + (VI) + (VII) Otros gastos: (X) + (XI) Emisiones CO2: (IX) (VIII) Incremento Factura Consumo combustible: (I) + (II) + (III) mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Panel de Información EBITDA: Beneficio antes de impuestos, intereses y amortización Interanual hasta 29 de febrero de 212 mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Total interanual Ingresos Venta Energía Eléctrica Disminución Factura Compra Energía Eléctrica (nota 1) Gastos Incremento Factura Consumo combustible: (I) + (II) + (III) (I) Consumo Grupos generadores (II) Recuperación de calor (ahorro) (III) Incremento Costes fijos Combustibles O&M: (IV) + (V) + (VI) + (VII) (IV) Coste variable O&M horas de marcha (V) Costes variables O&M Ciclos arranque/paro (VI) Costes fijos O&M (VII) Costes O&M asociados a lavados (turbinas) Emisiones CO2: (IX) (VIII) (VIII) Asignación gratuita de Derechos Emisiones CO2 (ahorro) (IX) Consumo Derechos Emisiones CO2 Otros gastos: (X) + (XII) (X) Otros gastos operativos (variables) (XI) Otros gastos fijos y gastos puntuales EBITDA Notas: (1) En modalidad TodoTodo el ahorro en compra se produce por reducción de pérdidas en el transformador sentido importación y en Redes de trasporte y distribución si habilitado en el esquema de Medida y en Contrato de compra * mes que combina beneficio Consolidado hasta día 21 & Estimado hasta fin de mes BENEFICIO INTERANUAL 13

14 'EBITDACostes Fijos' vs 'Indicación de eventos' desde mayo211 hasta abril212 fecha valor informe: 21febrero212 /hora 14 EBITDA horario excluyendo costes fijos: Medio, Mín, Máx día y Referencia Media horaria/día Mínimo horario/día Máximo horario/día Referencia desde mayo211 hasta abril febrero BENEFICIO INTERANUAL 14 Gas: 2,818 c /kwh PCS (Ant: 2,7477 c /kwh PCS ) Gas: 2,93 c /kwh PCS (Ant: 2,818 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: B1 Tarifa: 1,81 c /kwh Prima: 4,2211 c /kwh (Ant: T:9,4341 c /kwh P:3,952 c /kwh ) B2 Tarifa: 9,583 c /kwh Prima: 3,4876 c /kwh (Ant: T:8,9541 c /kwh P:3,2587 c /kwh ) Gas: 2,9836 c /kwh PCS (Ant: 2,93 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Gas: 3,782 c /kwh PCS (Ant: 2,9836 c /kwh PCS ) Gas: 3,873 c /kwh PCS (Ant: 3,782 c /kwh PCS ) B1 Tarifa: 1,832 c /kwh Prima: 4,5348 c /kwh (Ant: T:1,81 c /kwh P:4,2211 c /kwh ) B2 Tarifa: 1,3113 c /kwh Prima: 3,7527 c /kwh (Ant: T:9,583 c /kwh P:3,4876 c /kwh ) Gas: 3,231 c /kwh PCS (Ant: 3,873 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Fecha de renovación Contrato de Gas Natural: Gas: 3,1697 c /kwh PCS (Ant: 3,231 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Gas: 3,1884 c /kwh PCS (Ant: 3,1697 c /kwh PCS ) B1 Tarifa: 11,863 c /kwh Prima: 4,642 c /kwh (Ant: T:1,832 c /kwh P:4,5348 c /kwh ) B2 Tarifa: 1,5615 c /kwh Prima: 3,8437 c /kwh (Ant: T:1,3113 c /kwh P:3,7527 c /kwh ) Gas: 3,2578 c /kwh PCS (Ant: 3,1884 c /kwh PCS ) TUR1_7MW Lavado en frío Recomendado: TUR1_7MW Lavado en frío Realizado: Nombre de la Planta: IENER 5new +12 MW Corregida Fecha de Instalación: 12212(Anterior: ) Grupo Régimen Especial según RD1/27: RD 1/212 (Anterior: a11 ) Opción de Venta de EEléctrica según RD1/7: 241b Mercado (Anterior: 241a TUR2_12MW Lavado en Restriccion frío Recomendado: Duración mínima TUR2_12MW de Ciclo Lavado B1: 12 en h (Anterior: frío Realizado: 14 h ) TUR1_5MW Lavado en frío Recomendado: Gas: 3,2553 c /kwh PCS (Ant: 3,318 c /kwh PCS ) TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: Fecha de renovación Contrato de Compra de EEléctrica: B2 Tarifa: 1,7144 c /kwh Prima: 3,8994 c /kwh (Ant: T:1,5615 c /kwh P:3,8437 c /kwh ) Gas: 3,277 c /kwh PCS (Ant: 3,2553 c /kwh PCS ) TUR2_12MW Lavado en frío Recomendado: Parámetros Planta Restricciones Bloque Parámetros Grupo Otros

15 Balance Eléctrico febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Generación Neta vs Consumo fábrica (posiciones g y f del esquema unifilar): Generación Neta g Consumo Fábrica f febrero212 2 kw 18 kw 16 kw 14 kw 12 kw 1 kw 8 kw 6 kw 4 kw 2 kw kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Energía intercambiada con la red de distribución (posición "a" del esquema unifilar) Exportación + Importación febrero kw 12 kw 1 kw 8 kw 6 kw 4 kw 2 kw kw 2 kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Pérdidas en el Trafo (sentidos exportación e importación) Sentido Exportación Sentido Importación febrero212 2 kw kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Pérdidas Eléctricas en Compra Evitadas (Ahorro factura de compra) Perdidas Trafo evitadas Pérdidas Evitadas Redes Transporte y Distribución febrero212 1 kw kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Panel de Información 2 V η=,99 BALANCE ENERGÉTICO CO2 REE 15

16 Energía Eléctrica Comprada y Vendida Emisiones de CO2 febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Energía Eléctrica Vendida (barras de central generación: PF Alta) febrero kw 12 kw 1 kw 8 kw 6 kw 4 kw 2 kw kw 2 kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X 5 kw 45 kw 4 kw 35 kw 3 kw 25 kw 2 kw 15 kw 1 kw 5 kw kw Energía Eléctrica Comprada punto frontera 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X febrero212 Emisiones CO2 Incremento neto Cogeneración Tm/h febrero212 Tm/h 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Panel de Información 2 V η=,99 BALANCE ENERGÉTICO CO2 REE 16

17 Balance Térmico, Resumen del Balance Energético Cogeneración y Control REE febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Energía Térmica Primaria Cogeneración: Consumo Combustible Grupos Generadores kwh/h PCI febrero212 7 kw 6 kw 5 kw 4 kw 3 kw 2 kw 1 kw kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Recuperación Energía Térmica Primaria kwh/h PCI Energía Térmica Primaria Recuperada (kwh/h PCI) Energía Térmica Primaria Producida Utilizable (kwh/h PCI) Límite máximo Fábrica Recuperación Energía Térmica Primaria (kwh/h PCI) 6 kw febrero212 4 kw 2 kw kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X 7 kw 6 kw 5 kw 4 kw 3 kw 2 kw 1 kw kw Balance Energético Cogeneración: Desglose de Energía Primaria de Cogeneración (Desglose Consumo Combustible Grupos) kwh/h Energía Eléctrica Neta (Bornes Generador menos Autoconsumos Cogeneración) kwh/h Energía Térmica Primaria Recuperada (kwh/h PCI) Pérdidas Energía Primaria kwh/h 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X 18% 53% 29% febrero212 Control del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE): BLOQUE 1 B1: REE horahora B1: REE Acumulado año en curso B1: REE mínimo RD 1/27 febrero212 1,% 8,% 6,% 4,% 2,%,% 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Control del Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE): BLOQUE 2 B2: REE horahora B2: REE Acumulado año en curso B2: REE mínimo RD 1/27 febrero212 8,% 6,% 4,% 2,%,% 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X BALANCE ENERGÉTICO CO2 REE

18 Bloque 1: Factura de Venta de Electricidad febrero212 fecha valor informe: 21febrero kw 12 kw 1 kw 8 kw 6 kw 4 kw 2 kw kw Venta Energía Eléctrica (barras de central generación: PF Alta) febrero212 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Precio Venta Energía Eléctrica cent /kwhe en BC Mercado Diario Prima Tarifa Complemento Eficiencia Complemento Energía Reactiva Peaje Energía Vendida febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Desglose Precio Venta EE Media no ponderada mes actual 1% Mercado Diario Prima Tarifa Complemento Eficiencia 99% Complemento Reactiva Peaje Energía Vendida Precio medio kwhe medido en PF Generación cent /kwhe PF 12, 1, 9,348 9,399 9,378 9,393 9,983 1,742 1,78 1,76 1,939 1,14 1,14 8, 6, 4,243 4, 2, Precio medio ponderado: 1,48 c /kwh, mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Venta EE kwhe vs Factura /mes /mes Factura Venta /mes Vendida kwhe mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* kwh/mes PCS Panel de Información Factura de Venta de Electricidad Interanual hasta 29 de febrero de 212 Energías kwhe Energía Eléctrica Vendida (Punto frontera de Generación BC) kwhe Mercado Mercado Diario Precios Regulados Prima Tarifa Complemento Eficiencia Complemento Reactiva Peaje Energía Vendida mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Total interanual kwhe Total Factura Venta * mes que combina Incremento de factura Consolidado hasta día 21 & Estimado hasta fin de mes VENTA ENERGÏA ELÉCTRICA 18

19 Bloque 2: Factura de Venta de Electricidad febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Venta Energía Eléctrica (barras de central generación: PF Alta) febrero kw 12 kw 1 kw 8 kw 6 kw 4 kw 2 kw kw 2 kw 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Precio Venta Energía Eléctrica cent /kwhe en BC febrero212 Mercado Diario Prima Tarifa Complemento Eficiencia Complemento Energía Reactiva Peaje Energía Vendida 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Desglose Precio Venta EE Media no ponderada mes actual 2% 1% Mercado Diario 7% Prima Tarifa Complemento Eficiencia 9% Complemento Reactiva Peaje Energía Vendida Precio medio kwhe medido en PF Generación cent /kwhe PF 12, 11,5 11,467 11,588 11,287 11,243 11,197 11, 1,533 1,557 1,559 1,5 1, 9,683 9,826 9,83 9,839 9,5 9, Precio medio ponderado: 1,623 c /kwh 8,5 mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Venta EE kwhe vs Factura /mes /mes Factura Venta /mes Vendida kwhe mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* kwh/mes PCS Panel de Información Factura de Venta de Electricidad Interanual hasta 29 de febrero de 212 Energías kwhe Energía Eléctrica Vendida (Punto frontera de Generación BC) kwhe Mercado Mercado Diario Precios Regulados Prima Tarifa Complemento Eficiencia Complemento Reactiva Peaje Energía Vendida Total Factura Venta mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Total interanual kwhe * mes que combina Incremento de factura Consolidado hasta día 21 & Estimado hasta fin de mes VENTA ENERGÏA ELÉCTRICA 19

20 Factura incremental de Gas Natural derivada de la Cogeneración febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Incremento Consumo horario derivado de la Cogeneración kwh/h PCS febrero Revisión Precio Gas 1,4% 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X 25 Cálculo de Caudal Q aplicada: Término fijo factura Qfábrica nominal Incremento Consumo Diario Cogeneración kwh/día PCS febrero212 Q diario incremento derivado de cogeneración: kwh/dia/mes Q aplicado Mes (solo informativo) kwh/dia/mes Revisión Precio Gas 1,4% 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Precio Término Variable /kwh PCS,35,2686,2748,282,29,2984,378,387,323,3,3188,3258,332,3,25,2,15,1,5 Precio medio ponderado:,327 /kwh, mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Panel de Información Consumo Cogeneración vs Incremento Factura Incremento Consumo kwh/mes PCS Total Incremento Factura Gas mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* /mes Incremento de la factura de Gas derivado de la Cogeneración Interanual hasta 29 de febrero de 212 mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Total interanual Término Variable Incremento Consumo kwh PCS Precio /kwh PCS,2686,2748,282,29,2984,378,387,323,3,3188,3258,332,327 Término Fijo Incremento Caudal diario aplicado derivado de la Cogeneración kwh/día/mes Precio /kwh/día/mes ,5222,5222,5222,5222,5222,5222, ,5222,5222,5222,5449,5449,526 Total Incremento Factura Gas * mes que combina Incremento de factura Consolidado hasta día 21 & Estimado hasta fin de mes COMPRA COMBUSTIBLES 2

21 Reducción Factura de Compra de Electricidad derivada de la Cogeneración febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Ahorro de energía eléctrica (no comprada) kwhe/h Elevada a Barras de Central y Medida en Punto Frontera Ahorro Energía BC Ahorro Energía PF febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X 25 2 Precio Compra Energía Eléctrica cent /kwhe en BC/PF Mercado Diario TE Acceso Redes Término Capacidad Procesos OS Restricciones Técnicas Mercado Intradiario Asignación Secundaria Reactiva Impuesto Electricidad febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Desglose Precio EE Media no ponderada mes actual 2% Mercado Diario 1% 1,2%,3% 5% 4% TE Acceso Redes 33% 54% Término Capacidad Restricciones Técnicas Asignación Secundaria Procesos OS Reactiva Mercado Intradiario Impuesto Electricidad Precio medio pond kwhe medido en Punto Frontera cent /kwhe Pf ,98 12,333 1,81 11,213 9,61 1 8,958 7, ,646 7,85 6,711 8,1 7, Precio medio ponderado: 1,555 c /kwh mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* /mes Ahorro EE kwhe vs Reducción Factura /mes Ahorro Factura Compra /mes Ahorro kwhe No Comprados mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* kwh/mes PCS Panel de Información Reducción en la factura de Compra de Electricidad Interanual hasta 29 de febrero de 212 Energías kwhe (1) Ahorro Compra Elevado a BC kwhe (2) Ahorro Compra Medido PF kwhe Mercado Mercado Diario Base (1) Resto de Procesos Base (1) mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Total interanual kwhe Resto (Precios Regulados) Termino de Capacidad Base (1) Término de energía Acceso a redes Base (2) Energía Reactiva Base (2) Impuesto de la Electricidad Total Reducción Factura Compra * mes que combina Incremento de factura Consolidado hasta día 21 & Estimado hasta fin de mes COMPRA ENERGÏA ELÉCTRICA 21

22 Factura de Compra de Electricidad (informativa) febrero212 fecha valor informe: 21febrero212 Compra energía eléctrica kwhe/h Elevada a Barras de Central y medida en Punto Frontera Compra Energía BC Compra Energía PF febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Precio Compra Energía Eléctrica cent /kwhe en BC/PF Mercado Diario TE Acceso Redes Término Capacidad Procesos OS Restricciones Técnicas Mercado Intradiario Asignación Secundaria Reactiva Impuesto Electricidad febrero X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X Desglose Precio Compra EE Media no ponderada mes actual 1% 1,2%,3% 5% 2% 4% 33% 54% Mercado Diario TE Acceso Redes Término Capacidad Restricciones Técnicas Asignación Secundaria Procesos OS Reactiva Mercado Intradiario Impuesto Electricidad Precio medio pond kwhe medido en Punto Frontera cent /kwhe PF 12 1, ,981 8,436 7, ,96 6,32 6,698 6,472 1,24 1,445 7,367 8, Precio medio ponderado: 8,221 c /kwh mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* /mes Compra EE kwhe vs Ahorro Factura /mes Factura Compra /mes Compra EE kwhe mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* kwh/mes PCS Panel de Información Factura de Compra de Electricidad No incluye Término de Potencia Interanual hasta 29 de febrero de 212 Energías kwhe (1) Compra Elevado a BC kwhe (2) Compra Medido PF kwhe Mercado Mercado Diario Base (1) Resto de Procesos Base (1) Resto (Precios Regulados) Termino de Capacidad Base (1) Término de energía Acceso a redes Base (2) Energía Reactiva Base (2) Impuesto de la Electricidad mar11 abr11 may11 jun11 jul11 ago11 sep11 oct11 nov11 dic11 ene12 feb12* Total interanual kwhe Total Compra Sin Término de Potencia * mes que combina Incremento de factura Consolidado hasta día 21 & Estimado hasta fin de mes COMPRA ENERGÏA ELÉCTRICA 22

23 Parámetros Operativos grupo generador nº 1: TUR1_5MW fecha valor informe: 21febrero212 Factores de corrección por degradación y Calibración ( Degradación por Ensuciamiento recuperable con lavado en frío + Degradación no recuperable con lavado en frío) desde mayo211 hasta abril212 Factor de Corrección Factor Corrección Potencia Factor Corrección Consumo Específico (Heat Rate) Factor Corrección Recuperación de Calor Factor Corrección Consumo Combustible Grupo Coste Acumulado Coste Ensuciamiento Acum Potencia Eléctrica Bornes kwe Ratio Comb kw PCI/kWe 1,4 1,2 1,,98,96,94, Potencia Eléctrica en Bornes, Consumo Específico (heat rate) y Recuperación de Calor Específica Grupo 1 (Correcciones por Altitud, Temperatura, Humedad, Degradación y Calibraciones) Potencia Eléctrica Bornes (kwe) Consumo específico Combustible (kw PCI/kWe) Recuperación de Calor específica (kwtermico/kwe) febrero ,2 3 2,8 febrero212 14:h 16 C 126mb 46%HR Potencia: 4932 kwe ; Rend Eléctrico: 33,16% ; Consumo Combustible: kw PCI ; Calor Recuperable: 755 kwtermicos Lavado Recomendado 1X 2J 3V 4S 5D 6L 7M 8X 9J 1V 11S 12D 13L 14M 15X 16J V 18S 19D 2L 21M 22X 23J 24V 25S 26D 27L 28M 29X ,6 1,5 1,4 Ratio kwt /kwe Panel de Información Degradación Actual Combinada Corrección Potencia Corrección Consumo Específico (kw Combustible/kW eléctrico) Corrección Consumo Combustible Generador Corrección Calor Recuperado Degradación Actual Debida solo al Ensuciamiento Recuperable con lavado En frío Corrección Potencia Corrección Consumo Específico (kw Combustible/kW eléctrico) Corrección Consumo Combustible Generador Corrección Calor Recuperado Degradación Actual No Recuperable con lavado En frío Corrección Potencia Corrección Consumo Específico (kw Combustible/kW eléctrico) Corrección Consumo Generador Corrección Calor Recuperado Calibraciones Actuales Potencia: Calibración Degradación No Recuperable con Lavado en frío Potencia: Calibración Degrada Debida solo al Ensuciamiento Recuperable con lavado En frío Rendimiento: Calibración Degradación No Recuperable con Lavado en frío Rend: Calibración Degrada Debida solo al Ensuciamiento Recuperable con lavado En frío Datos Operativa Bloque al que pertenece el grupo Horas equivalentes acumuladas desde la puesta en marcha (EOH)* Horas equivalentes grupo acumuladas año en curso (EOH)* Ciclos grupo acumulados año en curso* Indisponibilidades acumuladas año en curso* * Hasta 21febrero212,9849 1,,9915,989,9886 1,44,993,99,9963 1,22,9985, Lavado En frío Fecha próximo Lavado en frío estimación actual Horas Transcurridas desde último lavado Horas Estimadas hasta próximo lavado Horas Empleadas en el lavado Tipo de Horario de lavado Coste Actual Total Operación Lavado frío (Coste Lavado + Coste de la indisponibilidad) Perdidas Acumuladas Energía por Degradación Debida al Ensuciamiento Disminución Energía Eléctrica Generada kwhe* Disminución Consumo de Combustible Grupo kwh PCI* Disminución Recuperación de Calor kwh* Costes acumulados por degradación Debida al Ensuciamiento Pérdida venta de Energía Eléctrica* Consumo de combustible* Reducción Recuperación de Calor* Total Coste acumulado* * Acumulado desde el ciclo actual de lavado 28/2/ Mañ LV GRUPOS GENERADORES 23