Evolución del mercado de energía eléctrica. Enero

Transcripción

1 Evolución del mercado de energía eléctrica Enero 17

2 Informe mensual Enero 2017 / Índice 1 2 Evolución del Mercado Diario Evolución del Mercado de Intradiario 3 4 Evolución de la energía y precios correspondientes a los procesos de operación técnica del sistema Pago por capacidad y servicio de interrumpibilidad 5 6 Evolución del Mercado de Electricidad 7 Evolución del Mercado de Electricidad en los doce últimos meses 8 Intercambios internacionales en el mercado de producción 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 1.2 Renta de Congestión del mecanismo de acoplamiento de mercados en el mercado diario 1.3 Solución de restricciones técnicas 1.4 Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías 1-65

4 Informe mensual Enero 2017 / 1.1 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 71,49 EUR/MWh, y para el sistema eléctrico portugués es de 71,52 EUR/MWh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en 42 horas durante el mes, y superior en 27 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 51,09 EUR/MWh el domingo día 1, y el máximo de 91,88 EUR/MWh el miércoles día 25. El precio horario mínimo del mes, 40,80 EUR/MWh, se ha registrado en 2 horas, y el precio máximo horario del mes ha sido de 101,99 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 21 del miércoles 25. El precio medio ha sido un 95,7% superior al del mismo mes del año anterior. 2-65

5 Informe mensual Enero 2017 / 1.1 Evolución del Mercado Diario La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 19,70 y 42,94 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 39,20 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 40,80 y 97,70 EUR/MWh, y entre 44,22 y 101,99 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 51,45 EUR/MWh el domingo día 1, y el máximo de 91,91 EUR/MWh el miércoles día 25. El precio mínimo horario del mes, 40,80 EUR/MWh, se ha registrado en la hora 6 del sábado 28, y el precio máximo horario del mes ha sido de 101,99 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 21 del miércoles 25. El precio medio ha sido un 96,5% superior al del mismo mes del año anterior. La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 17,55 y 42,40 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 39,20 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 40,80 y 97,70 EUR/MWh, y entre 45,13 y 101,99 EUR/MWh el resto de las horas. Curvas agregadas de oferta de venta y compra En los cuatro siguientes gráficos se presentan las horas de mayor precio y de menor precio del mercado diario del mes para cada sistema eléctrico, español y portugués. En cada uno de los gráficos se presentan dos tipos de curvas diferentes: Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición presentados como ofertas simples. Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición que finalmente forman el programa de la casación, una vez retirados los tramos de oferta afectados por condiciones complejas de las ofertas, o por limitaciones de capacidad de interconexión. En estas curvas se incluye, en caso de separación de mercados, un tramo adicional de compra a precio instrumental en el sistema exportador por la cantidad de energía exportada, y un tramo adicional de venta a precio marginal del sistema exportador en el sistema importador por la cantidad de energía importada. 3-65

6 Informe mensual Enero 2017 / 1.1 Evolución del Mercado Diario 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: 4-65

7 Informe mensual Enero 2017 / 1.1 Evolución del Mercado Diario 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: 5-65

8 Informe mensual Enero 2017 / 1.1 Evolución del Mercado Diario Las compras en el mercado diario para el sistema eléctrico ibérico en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, han aumentado en cuanto a energía, teniendo un valor de GWh y han aumentado en valor económico a keur. El valor medio de las compras diarias se sitúa en 757 GWh/día en días laborables, 677 GWh/día en sábados y 615 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. El máximo de adquisición de energía diaria por unidades de compra para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para el miércoles 18 y el valor mínimo ha sido de MWh para el domingo 1. El máximo de adquisición de energía horaria por unidades de compra para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 21 del martes 24 y el valor horario mínimo ha sido de MWh en la hora 4 del domingo 1. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico español por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 82,51% de las compras en el sistema eléctrico español y el 82,90% del volumen económico. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico portugués por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 53,86% de las compras en el sistema eléctrico portugués y el 54,35% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de ,2 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 8.277,1 GWh y al sistema eléctrico portugués 1.980,0 GWh. El volumen adquirido en el mercado diario por unidades de oferta de sistemas eléctricos externos al sistema eléctrico ibérico, ha sido de 15,9 GWh desde Andorra y 194,8 GWh desde Marruecos. El volumen exportado a Francia a través del acoplamiento de mercados ha sido de 799,5 GWh. 6-65

9 Informe mensual Enero 2017 / 1.1 Evolución del Mercado Diario En los cuadros siguientes se indican los volúmenes de compra de energía y la negociación en euros en el mercado diario en el sistema eléctrico español y portugués durante el mes: FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 2017 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,09 64,20 44,22 19, ene ,20 73,20 44,99 28, ene ,61 74,90 45,00 29, ene ,29 73,69 51,36 22, ene ,78 76,10 42,34 33, ene ,63 75,10 46,74 28, ene ,11 78,28 50,74 27, ene ,98 75,52 47,89 27, ene ,30 80,37 47,79 32, ene ,67 75,15 49,19 25, ene ,89 88,44 50,62 37, ene ,28 88,01 56,58 31, ene ,13 85,00 43,66 41, ene ,00 81,79 50,01 31, ene ,44 80,00 50,00 30, ene ,48 83,92 40,98 42, ene ,39 85,71 50,02 35, ene ,83 92,60 57,29 35, ene ,79 95,11 67,35 27, ene ,00 98,69 67,10 31, ene ,01 92,10 69,11 22, ene ,07 92,12 60,10 32, ene ,85 97,67 60,29 37, ene ,90 99,10 69,09 30, ene ,88 101,99 75,18 26, ene ,88 97,20 77,50 19, ene ,93 91,25 60,49 30, ene ,42 80,00 40,80 39, ene ,30 80,04 43,84 36, ene ,81 87,08 44,68 42, ene ,27 90,00 50,18 39,

10 Informe mensual Enero 2017 / 1.1 Evolución del Mercado Diario FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 2017 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,45 64,20 45,13 19, ene ,16 66,69 44,99 21, ene ,61 74,90 45,00 29, ene ,47 73,69 53,60 20, ene ,16 76,10 53,78 22, ene ,63 75,10 46,74 28, ene ,35 78,28 53,08 25, ene ,00 75,52 47,89 27, ene ,86 80,37 47,79 32, ene ,67 75,15 49,19 25, ene ,87 88,44 50,62 37, ene ,27 88,01 59,11 28, ene ,13 85,00 43,66 41, ene ,00 81,79 50,01 31, ene ,53 80,00 50,99 29, ene ,79 83,92 44,09 39, ene ,85 85,71 54,34 31, ene ,55 92,60 57,29 35, ene ,63 95,11 67,35 27, ene ,17 98,69 67,10 31, ene ,01 92,10 69,11 22, ene ,75 92,12 63,80 28, ene ,85 97,67 60,29 37, ene ,90 99,10 69,09 30, ene ,91 101,99 75,25 26, ene ,13 95,05 77,50 17, ene ,35 86,74 60,49 26, ene ,86 80,00 40,80 39, ene ,30 80,04 43,84 36, ene ,81 87,08 44,68 42, ene ,24 90,00 50,18 39,

11 Informe mensual Enero 2017 / 1.2 Renta de Congestión del mecanismo de acoplamiento de mercados en el mercado diario 1.2 Renta de Congestión del mecanismo de acoplamiento de mercados en el mercado diario Interconexión con Portugal Durante el mes de enero, el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a 537 keur, lo que ha supuesto un aumento del 32,8% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 9,3% de las horas, habiéndose generado la congestión en sentido exportador a Portugal en 42 horas y 27 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 0,03 EUR/MWh, alcanzándose un valor máximo de 14,69 EUR/MWh en la hora 2 del jueves 5 y un valor mínimo de -8,22 EUR/MWh en la hora 9 del jueves 26. 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. 9-65

12 Informe mensual Enero 2017 / 1.2 Renta de Congestión del mecanismo de acoplamiento de mercados en el mercado diario Interconexión con Francia Durante el mes de enero, el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y francés ha ascendido a keur, lo que ha supuesto un aumento del 19,1% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero, los precios en España y Francia han sido distintos en el 49,7% de las horas, habiéndose generado congestión en sentido importador desde Francia en 88 horas y 282 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos francés y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 6,51 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 109,68 EUR/MWh en la hora 9 del martes 24 y un valor mínimo de -22,31 EUR/MWh en la hora 22 del sábado 21. El siguiente gráfico muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado diario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de Francia a España

13 Informe mensual Enero 2017 / 1.3 Solución de restricciones técnicas 1.3 Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario en el sistema eléctrico español, consecuencia de la existencia de restricciones técnicas, se resuelven de conformidad con el procedimiento del operador del sistema. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones se ha situado en 732 GWh durante el mes, lo que supone un 3,2% de la energía correspondiente al programa base de funcionamiento. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 0,14% inferior al mes anterior. La solución de restricciones técnicas del mercado diario ha tenido un coste para los consumidores de keur, equivalente a 1,48 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

14 Informe mensual Enero 2017 / 1.4 Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías 1.4 Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías La producción por tecnologías en el sistema eléctrico español para el mercado diario ha sido la siguiente: Mercado diario DICIEMBRE Mercado diario ENERO GWh % GWh % Carbón ,3% ,1% Ciclo Combinado ,6% ,8% Nuclear ,8% ,7% Hidráulica ,5% ,9% Importaciones(FR+PT+AD+MA) ,4% ,3% Eólica ,0% ,2% Cogeneración/Residuos/Mini Hidra ,4% ,0% 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

15 Informe mensual Enero 2017 / 1.4 Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías 13-65

16 Informe mensual Enero 2017 / 1.4 Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías 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 -4 MWh y 275 MWh para el sistema portugués, lo que supone un 0,0% y un 4,3%, respectivamente, en relación a la previsión. En los cuadros siguientes se observa la evolución horaria

17 Informe mensual Enero 2017 / 1.4 Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías 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

18 2 Evolución del Mercado Intradiario 2.1 Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación 2.2 Renta de Congestión por aplicación del mecanismo de separación de mercados en los mercados intradiarios en la interconexión con Portugal 2.3 Programa horario final 16-65

19 Informe mensual Enero 2017 / 2.1 Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación 2.1 Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación Sistema eléctrico español El precio medio aritmético de todos los periodos, de 74,97 EUR/MWh, es superior al correspondiente del mes anterior de 62,30 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema portugués en 83 horas durante el mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico español se sitúa entre 3,77 y 53,05 EUR/MWh. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético de todos los periodos, de 74,93 EUR/MWh, es superior al correspondiente del mes anterior de 62,02 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema español en 107 horas del mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico portugués se sitúa entre 3,77 y 53,05 EUR/MWh. Sesiones Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son los siguientes: 17-65

20 Informe mensual Enero 2017 / 2.1 Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión ENERO 2017 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 74,97 EUR/MWh Etotal= GWh PMA PT= 74,93 EUR/MWh Intradiario 1 PMA ES=73,06 EUR/MWh Etotal=1.356 GWh PMA PT=73,09 EUR/MWh Intradiario 2 PMA ES=72,52 EUR/MWh Etotal=356 GWh PMA PT=72,66 EUR/MWh Intradiario 3 PMA ES=74,45 EUR/MWh Etotal=241 GWh PMA PT=74,54 EUR/MWh Intradiario 4 PMA ES=77,48 EUR/MWh Etotal=102 GWh PMA PT=77,32 EUR/MWh Intradiario 5 PMA ES=78,02 EUR/MWh Etotal=198 GWh PMA PT=78,15 EUR/MWh Intradiario 6 PMA ES=79,30 EUR/MWh Etotal=185 GWh PMA PT=79,09 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 12,3% en energía y el 12,7% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en keur y MWh. La energía negociada en el programa de la casación es un 11,7% 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: 18-65

21 Informe mensual Enero 2017 / 2.1 Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación El resumen de los datos diarios de compras se puede observar en los cuadros siguientes: FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ENERO 2017 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,67 64,84 46,06 18, ene ,76 78,49 45,13 33, ene ,95 77,29 45,50 31, ene ,63 79,16 46,52 32, ene ,87 79,10 43,10 36, ene ,78 78,05 44,37 33, ene ,13 78,28 47,10 31, ene ,27 79,15 47,90 31, ene ,14 83,32 47,89 35, ene ,01 83,64 51,10 32, ene ,70 87,69 48,00 39, ene ,53 89,51 56,40 33, ene ,60 85,77 39,00 46, ene ,43 87,77 45,50 42, ene ,14 84,69 47,50 37, ene ,46 86,29 33,00 53, ene ,85 88,71 53,92 34, ene ,22 97,00 57,29 39, ene ,24 100,22 68,10 32, ene ,41 99,70 66,63 33, ene ,83 94,08 69,48 24, ene ,95 96,00 62,20 33, ene ,18 102,00 53,42 48, ene ,04 102,00 69,00 33, ene ,46 105,71 76,18 29, ene ,61 98,51 71,49 27, ene ,54 91,25 63,35 27, ene ,98 83,06 33,80 49, ene ,78 87,02 45,84 41, ene ,81 87,08 33,05 54, ene ,20 94,00 51,18 42,

22 Informe mensual Enero 2017 / 2.1 Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ENERO 2017 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-ene ,27 64,00 46,06 17, ene ,59 71,69 45,90 25, ene ,95 76,70 45,50 31, ene ,31 79,16 53,95 25, ene ,85 79,10 53,78 25, ene ,52 78,05 47,74 30, ene ,17 78,28 51,09 27, ene ,57 79,15 47,90 31, ene ,83 83,32 47,89 35, ene ,87 83,64 52,19 31, ene ,49 87,69 48,00 39, ene ,04 89,51 58,51 31, ene ,47 85,78 39,00 46, ene ,53 87,77 45,50 42, ene ,62 84,69 50,94 33, ene ,81 85,93 43,73 42, ene ,59 90,69 54,33 36, ene ,11 93,52 57,90 35, ene ,98 100,22 68,10 32, ene ,36 99,70 66,63 33, ene ,91 94,08 71,28 22, ene ,20 96,00 63,20 32, ene ,27 102,00 53,42 48, ene ,01 102,00 69,00 33, ene ,88 102,49 79,04 23, ene ,20 95,05 71,49 23, ene ,60 90,00 56,00 34, ene ,85 83,06 37,90 45, ene ,78 87,02 45,84 41, ene ,62 86,98 33,05 53, ene ,04 94,00 51,18 42,

23 Informe mensual Enero 2017 / 2.2 Renta de Congestión por aplicación del mecanismo de separación de mercados en los mercados intradiarios en la interconexión con Portugal 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 ,57 Euros, lo que ha supuesto una disminución del 5,2% con respecto al mes anterior. Durante el mes de enero en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 6,3% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 85 horas y 130 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -0,04 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado durante las diferentes sesiones del mes un valor máximo de 31,89 EUR/MWh en la hora 5 del jueves 5 y un mínimo de -32,65 EUR/MWh en la hora 10 del viernes 27. 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

24 Informe mensual Enero 2017 / 2.3 Programa horario final 2.3 Programa horario final No se han producido modificaciones sobre el programa de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en el mes de enero. El resultado en el programa horario final, en cuanto a la capacidad del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demanda del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones: La participación de los comercializadores, excepto los comercializadores de referencia, y consumidores directos en la zona española en el mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica asciende a GWh, cifra superior en un 4,0% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 69,56% del total de energía negociada y el 18,57% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 98,61% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 1,39% son ventas. De los desvíos al alza y a la baja registrados de los comercializadores de referencia se negociaron 30,7 GWh en el mercado intradiario. 2.4 Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de diciembre de 2016 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

25 Informe mensual Enero 2017 / 2.4 Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - DICIEMBRE 2016 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA GENERACIÓN, S.A , , ,0 24,32 IBERDROLA GENERACIÓN ESPAÑA S.A ,0 0, ,0 23,26 GAS NATURAL SDG ,4 0, ,4 13,73 EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL 0, , ,6 0,00 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,4 0,00 HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A.U. (GENERACIÓN) ,8 0, ,8 5,18 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERC ,5 0, ,5 3,94 REN TRADING S.A. 0, , ,4 0,00 VIESGO GENERACION, S.L ,8 0, ,8 2,98 AXPO IBERIA, S.L ,6 0, ,6 1,93 RESTO DE AGENTES ,1 0, ,1 24,66 Total , , ,6 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN REFERENCIA DICIEMBRE 2016 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,9 0, ,9 45,23 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,9 0, ,9 30,22 GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A ,5 0, ,5 21,42 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,9 0,00 EDP COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO SA ,7 0, ,7 1,89 VIESGO COMERCIALIZADORA DE REFERENCIA, S.L ,9 0, ,9 1,25 Total , , ,8 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN (SIN LAS DE REFERENCIA) Y CONSUMIDORES DIRECTOS DICIEMBRE 2016 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGÍA ,0 0, ,0 30,44 IBERDROLA GENERACIÓN ESPAÑA S.A , , ,1 22,43 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA 0, , ,4 0,00 GAS NATURAL COMERCIALIZADORA , , ,7 8,42 GAS NATURAL SERVICIOS , , ,2 6,19 EDP ENERGÍA S.A ,8 0, ,8 4,87 FORTIA ENERGIA, S.L , , ,7 3,54 ENDESA ENERGIA, SUCURSAL EN PORTUGAL 0, , ,0 0,00 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,9 0, ,9 2,20 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS , , ,5 2,08 RESTO DE AGENTES , , ,3 19,84 Total , , ,

26 Informe mensual Enero 2017 / 2.4 Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas 24-65

27 3 Evolución de la Energía 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 3.2 Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español 3.2 Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español 25-65

28 Informe mensual Enero 2017 / 3.1 Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema eléctrico español 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 946 GWh, un 23,82% superior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir de 713 MW y 520 MW de banda de regulación secundaria a bajar y la reserva media de potencia adicional a subir ha sido de 248 MW. El coste para los consumidores es de keur, un 64,52% superior al del mes anterior de keur. Dicho valor no incluye la minoración del coste por el servicio de ajuste de control del factor de potencia que este mes ha ascendido a keur ni el incumplimiento de energías de gestión de desvíos y terciaria que este mes ha supuesto 1196 keur. Este resultado en el sistema eléctrico español atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente: PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ENERGÍA O POTENCIA A SUBIR ENERGÍA O POTENCIA A BAJAR Reserva de potencia media a subir (MW) 248 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) 234 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

29 Informe mensual Enero 2017 / 3.2 Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español 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 M ES ACTUAL M ES ANTERIOR Reserva de potencia a subir (EUR/MWh) 0,27 0,08 Banda de regulacion secundaria (EUR/MWh) 0,87 0,63 Coste de los desvíos (EUR/MWh) (*) 0,18 0,12 Coste del control de factor de potencia (EUR/MWh) -0,07-0,05 TOTAL 1,25 0,78 % sobre PFM 1,53% 1,13% 3.3 Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: PRECIO DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA PRECIO M EDIO A SUBIR PRECIO M EDIO A BAJAR Reserva de potencia media a subir (EUR/MW) 35,27 Banda horaria media de regulación secundaria (EUR/MW) 19,84 Gestión de desvíos (EUR/MWh) 84,93 56,51 Energía de regulación secundaria (EUR/MWh) 75,31 65,80 Energía de regulación terciaria (EUR/MWh) 86,02 51,36 Energía de solución de restricciones técnicas en tiempo real (EUR/MWh) 162,97 45,

30 4 Pago por Capacidad 4.1 Coste derivado de la financiación del pago por capacidad 4.2 Coste derivado del servicio de interrumpibilidad 28-65

31 Informe mensual Enero 2017 / 4.1 Coste derivado de la financiación del pago por capacidad 4.1 Coste derivado de la financiación del pago por capacidad 2 En el mes de enero los pagos por capacidad en el sistema eléctrico español han tenido las siguientes características: PAGO POR CAPACIDAD ENERO 2017 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 3,31 3,15 4,29 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL (keur) Coste derivado del servicio de interrumpibilidad 2 En el mes de enero el servicio de interrumpibilidad ha tenido las siguientes características: SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD ENERO 2017 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 1,90 1,90 1,90 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL(kEUR) Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo 29-65

32 5 Evolución del Mercado de Electricidad 5.1 Precios y energías finales en el sistema eléctrico 5.2 Componentes del precio horario final 30-65

33 Informe mensual Enero 2017 / 5.1 Precios y energías finales en el sistema 5.1 Precios y energías finales en el sistema 3 El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 81,69 EUR/MWh y en promedio sin ponderar de 79,58 EUR/MWh, siendo ambos superiores a los registrados en el mes anterior de 69,06 EUR/MWh (precio medio ponderado) y 67,71 EUR/MWh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha aumentado respecto del mismo mes del año anterior para el conjunto de compradores en un 72,3% y para los consumidores directos y comercializadores en un 72,5%. Durante el mes de enero el precio horario final máximo ha sido de 112,91 EUR/MWh en la hora 21 del día 25 y el mínimo ha sido de 48,15 EUR/MWh en la hora 6 del día 28. La relación entre el máximo y el mínimo es 2,34. 3 Los datos de precios, importes y energías finales han sido elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

34 Informe mensual Enero 2017 / 5.1 Precios y energías finales en el sistema Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 30 EUR/MWh en 21 días del mes, siendo la máxima diferencia de 46,20 EUR/MWh y la mínima diferencia de 17,58 EUR/MWh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre 48,15 y 103,27 EUR/MWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 54,33 y 112,91 EUR/MWh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) COSTE TOTAL (keur) 01-ene ,26 71,86 54,28 17, ene ,03 83,45 54,47 28, ene ,16 84,95 52,91 32, ene ,95 84,88 58,18 26, ene ,35 85,94 49,09 36, ene ,95 84,34 56,84 27, ene ,13 84,34 60,05 24, ene ,50 82,58 56,72 25, ene ,97 94,52 56,15 38, ene ,67 85,50 55,55 29, ene ,80 100,55 56,28 44, ene ,77 96,94 63,05 33, ene ,19 95,89 50,24 45, ene ,30 89,53 58,88 30, ene ,76 87,42 59,24 28, ene ,59 93,86 49,35 44, ene ,03 96,13 57,11 39, ene ,67 104,99 63,21 41, ene ,59 107,18 74,03 33, ene ,77 110,67 77,01 33, ene ,96 101,86 76,35 25, ene ,77 100,29 68,49 31, ene ,77 109,90 67,19 42, ene ,85 110,25 76,08 34, ene ,57 112,91 81,58 31, ene ,26 106,28 84,60 21, ene ,17 101,28 66,49 34, ene ,59 87,02 48,15 38, ene ,26 87,08 53,69 33, ene ,48 98,56 52,36 46, ene ,72 102,67 58,95 43,

35 Informe mensual Enero 2017 / 5.2 Componentes del precio horario El volumen de energía correspondiente al mes de enero ha ascendido a GWh y el volumen económico a keur, superior al registrado en el mes anterior que fue de keur para un volumen de energía de GWh. 5.2 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 2017 COMERCIALIZADOR DE REFERENCIA COMERCIALIZADOR, CONSUMIDOR DIRECTO DEMANDA NACIONAL EUR/MWh % EUR/MWh % EUR/MWh % Mercado diario 73,84 89,09 73,50 90,20 73,55 90,04 Mercado intradiario 0,01 0,01 0,04 0,05 0,04 0,04 Restricciones 1,61 1,94 1,65 2,03 1,65 2,02 Reserva potencia subir 0,27 0,33 0,27 0,33 0,27 0,33 Asig. Secundaria 0,86 1,04 0,87 1,07 0,87 1,06 Otros procesos 0,10 0,12 0,11 0,13 0,11 0,13 Pago por capacidad 4,29 5,18 3,15 3,87 3,31 4,06 Servicio de interrumpibilidad 1,90 2,29 1,90 2,33 1,90 2,32 TOTAL 82,89 100,00 81,49 100,00 81,69 100,00 4 Los datos de componentes del precio horario se han elaborado por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

36 Informe mensual Enero 2017 / 5.2 Componentes del precio horario El precio final horario medio de la demanda nacional, se presenta en el cuadro siguiente. Precio Final Demanda Nacional (EUR/MWh) Enero 2017 Día D 01 67,62 68,00 63,48 59,52 56,56 54,75 54,28 54,40 54,33 54,94 54,81 57,18 58,75 57,85 56,15 56,44 56,98 62,65 69,40 70,33 71,86 68,52 66,62 60,53 L 02 63,96 59,14 56,46 54,74 54,47 56,24 60,34 66,65 73,44 72,17 76,42 74,30 74,18 71,72 68,39 67,21 68,08 76,26 82,23 83,45 79,35 73,22 67,56 67,14 M 03 62,15 60,33 57,52 52,91 53,03 57,42 64,94 76,29 77,81 78,89 82,94 83,39 81,63 79,73 77,92 77,06 77,88 80,03 84,24 84,95 84,87 79,22 75,93 74,50 M 04 69,68 63,41 60,95 59,06 58,18 59,82 68,69 77,50 79,22 81,01 82,34 82,40 79,04 77,50 75,30 73,54 74,35 78,71 84,88 84,52 83,69 77,20 71,64 69,66 J 05 58,64 56,49 57,93 55,59 49,09 51,99 61,08 71,31 76,25 78,62 80,28 79,95 80,02 77,56 77,58 77,25 76,36 80,72 84,17 85,94 84,27 80,27 73,63 76,17 V 06 67,30 62,40 61,58 58,13 56,84 58,12 64,02 68,80 73,46 73,58 79,27 78,73 79,92 78,39 76,34 73,67 74,16 78,58 83,00 83,94 84,34 82,68 80,54 77,89 S 07 73,50 68,00 65,09 61,55 60,05 60,76 62,97 65,31 68,79 73,11 79,01 76,15 76,23 75,73 75,87 71,26 66,31 76,21 82,81 84,34 80,69 80,13 76,47 73,07 D 08 76,05 69,07 64,49 59,34 57,49 56,72 57,03 59,66 60,47 61,37 64,64 67,34 72,85 70,58 64,76 60,15 61,46 67,63 77,88 82,58 80,21 78,43 77,97 73,13 L 09 66,21 61,68 59,15 57,10 56,15 61,51 73,41 83,93 85,97 90,16 92,52 92,54 93,06 87,07 86,30 84,30 82,76 88,38 94,52 93,89 90,61 82,42 78,90 74,09 M 10 66,76 62,39 59,71 57,41 55,55 58,79 65,26 76,70 82,67 83,18 84,70 83,23 81,54 79,01 77,98 74,32 73,03 76,80 83,44 85,19 85,50 80,84 77,53 69,33 M 11 64,83 61,82 57,61 57,58 56,28 58,15 64,85 77,66 85,84 86,78 88,48 88,63 88,50 87,21 87,62 86,46 86,96 94,57 100,55 100,50 97,58 88,89 87,48 86,19 J 12 81,03 72,02 67,45 64,68 63,05 66,28 79,99 87,68 95,76 96,79 96,94 94,97 92,42 89,46 87,73 85,29 85,19 88,26 92,41 91,58 88,58 83,09 77,64 74,30 V 13 66,27 61,12 57,48 54,04 50,24 54,46 60,31 65,11 78,70 84,89 86,58 84,68 82,36 79,61 78,85 77,52 78,78 84,02 91,37 95,89 95,58 90,05 88,75 87,83 S 14 82,24 73,12 67,80 64,06 58,88 61,09 63,88 66,18 68,10 76,00 77,34 75,26 69,02 67,36 65,42 65,82 65,35 70,60 86,97 89,53 86,04 84,40 80,05 77,72 D 15 73,28 68,31 64,18 62,00 59,24 59,73 60,27 61,71 64,22 66,53 68,74 69,34 66,67 68,66 65,76 65,40 65,44 68,03 79,66 87,42 86,84 84,16 82,71 77,01 L 16 66,22 60,38 56,97 51,95 49,35 57,15 66,61 74,50 84,19 87,16 89,41 88,02 86,41 84,45 81,99 79,03 78,67 83,32 90,74 93,86 93,64 88,95 86,02 78,00 M 17 69,20 67,30 62,74 59,47 57,11 59,72 67,57 77,75 88,43 91,25 91,99 90,46 88,76 86,66 84,43 83,45 82,95 86,90 93,70 96,12 96,13 93,95 88,75 82,86 M 18 74,09 69,00 66,10 65,21 63,21 65,91 70,06 85,04 95,32 92,89 94,75 92,92 91,97 91,06 88,30 88,54 88,88 92,77 103,66 104,99 104,39 101,85 96,66 92,30 J 19 86,63 78,07 74,62 74,14 74,03 74,65 81,21 95,59 101,82 102,49 102,79 103,53 101,30 99,76 100,90 99,09 98,55 100,46 106,04 107,18 104,94 98,98 94,17 92,07 V 20 87,77 80,07 77,47 77,01 77,29 78,60 85,01 96,51 105,16 106,84 107,52 107,51 105,61 101,50 100,23 99,47 97,86 106,76 109,38 110,67 110,28 102,80 101,41 98,31 S 21 93,86 85,87 80,08 78,84 77,10 77,89 77,24 78,60 83,11 90,05 89,68 85,27 84,57 84,72 84,13 81,44 76,35 81,42 100,43 101,86 97,41 98,13 93,63 90,53 D 22 87,50 81,78 74,90 72,05 68,81 68,49 68,95 69,02 72,52 77,24 79,36 81,42 81,17 75,89 73,02 70,72 70,51 74,41 93,81 100,29 99,92 94,17 91,96 86,33 L 23 77,06 73,92 68,84 67,92 67,19 70,01 86,55 100,06 100,33 101,58 102,81 101,15 100,12 98,35 95,71 91,66 90,98 95,83 103,24 109,90 109,83 99,01 93,82 93,38 M 24 93,71 84,46 77,01 76,86 76,08 76,91 86,80 100,26 101,80 101,88 103,12 102,60 101,48 100,04 95,83 92,18 90,65 97,56 108,45 110,18 110,25 103,75 100,85 97,71 M ,27 91,48 85,83 83,65 81,58 82,74 85,90 99,31 104,53 105,74 106,63 104,95 104,39 102,69 96,33 94,73 93,57 99,67 110,84 112,76 112,91 111,17 106,11 103,35 J 26 97,93 96,62 89,03 85,87 84,60 84,95 86,31 94,28 103,91 103,61 102,31 98,49 97,38 95,41 93,50 92,37 92,13 95,29 104,48 106,28 104,20 98,78 95,52 89,38 V 27 74,85 71,59 68,97 67,00 66,49 69,03 71,86 84,89 93,87 101,19 101,28 97,24 91,79 86,75 85,01 82,79 83,21 86,23 96,21 95,85 88,96 85,98 82,22 78,13 S 28 67,98 64,52 61,19 49,62 48,78 48,15 53,46 57,85 61,71 70,30 75,89 72,65 71,63 68,06 67,15 64,26 65,14 68,15 86,36 87,02 86,59 86,46 84,07 77,06 D 29 68,81 68,10 61,27 56,87 53,69 54,59 55,62 58,20 61,70 68,75 73,43 72,76 74,83 72,19 69,81 67,08 67,50 68,32 83,74 86,51 87,08 86,97 85,36 77,92 L 30 66,74 61,43 54,39 52,36 52,52 56,26 64,89 83,48 86,43 86,92 88,23 87,78 87,84 86,35 85,12 83,89 83,23 86,18 95,66 98,56 96,47 89,43 85,88 82,52 M 31 68,78 63,91 62,07 61,02 58,95 63,02 69,60 83,74 86,43 87,07 88,91 88,14 88,47 88,01 87,59 87,55 87,00 87,73 100,44 102,67 96,47 89,74 87,62 85,87 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo 34-65

37 6 Evolución del Mercado de Electricidad en los Últimos Doce Meses en el Sistema Eléctrico Español 6.1 Mercado diario 6.2 Proceso de resolución de restricciones 6.3 Procesos de operación técnica del sistema 6.4 Mercado intradiario 6.5 Pago por capacidad 6.6 Servicio de interrumpibilidad 6.7 Mercado de producción y precio horario final 35-65

38 Informe mensual Enero 2017 / 6.1 Mercado diario 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 enero de 2017 (71,49 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2016 (24,11 EUR/MWh). Para el 47,0% 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 42,63 EUR/MWh. Las energías indicadas en el cuadro anterior se corresponden con la energía comprada en el sistema ibérico. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra en el mercado diario en los últimos 12 meses para el sistema eléctrico español, portugués y la suma de ambos, así como su valor económico. El máximo mensual de compras en el sistema eléctrico español en el mercado diario se ha producido en enero de 2017, con GWh

39 Informe mensual Enero 2017 / 6.1 Mercado diario Mes MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN ENERGÍA (Inc. Renta ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO Congestión) GWh keur 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 2017 han sido de GWh, lo que representa el 64,75% 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 2017 han sido de GWh, lo que representa el 17,76% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. MES ENERGÍA (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Comercializadoras (excepto las de referencia) y consumidores directos Comercializadoras de referencia Total FEBRERO ,96% ,82% ,78% MARZO ,26% ,47% ,73% ABRIL ,55% ,66% ,21% MAYO ,42% ,58% ,00% JUNIO ,58% ,37% ,95% JULIO ,92% ,26% ,19% AGOSTO ,09% ,58% ,68% SEPTIEMBRE ,81% ,12% ,94% OCTUBRE ,06% ,55% ,62% NOVIEMBRE ,93% ,85% ,78% DICIEMBRE ,70% ,37% ,06% ENERO ,75% ,76% ,51% TOTAL ,04% ,48% ,52% 37-65

40 Informe mensual Enero 2017 / 6.1 Mercado diario Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales en el sistema español en sentido importador ha sido de GWh, siendo en sentido exportador de GWh. Para los doce últimos meses la producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente: 38-65

41 Informe mensual Enero 2017 / 6.1 Mercado diario Nuclear Importaciones (FR+PT+AN+MR) ENERGÍA PDBF(GWh) SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Hidráulica Carbón Ciclo Combinado Renovables, cogeneración y residuos FEBRERO ,2% ,0% ,6% ,7% 600 2,8% ,8% MARZO ,6% ,7% ,9% 753 3,4% 412 1,9% ,5% ABRIL ,1% ,5% ,9% 39 0,2% 335 1,6% ,7% MAYO ,3% ,9% ,2% 102 0,5% 364 1,8% ,3% JUNIO ,0% ,6% ,9% ,3% 508 2,5% ,6% JULIO ,3% ,6% ,9% ,4% 991 4,5% ,4% AGOSTO ,9% ,3% ,7% ,5% 734 3,4% ,1% SEPTIEMBRE ,0% ,1% ,6% ,3% 774 3,7% ,3% OCTUBRE ,6% ,5% ,5% ,7% ,2% ,5% NOVIEMBRE ,8% ,9% ,0% ,9% ,6% ,7% DICIEMBRE ,8% ,4% ,5% ,3% ,6% ,4% ENERO ,7% ,3% ,9% ,1% ,8% ,1% TOTAL ,0% ,1% ,3% ,5% ,7% ,4% TOTAL El análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero enero 2017 y febrero enero 2016, permite obtener los siguientes resultados: La energía adquirida por unidades de compra del mercado diario en el sistema eléctrico español en el periodo febrero enero 2017 ha ascendido a 175,5 TWh y 7.775,5 millones de euros, lo que supone un aumento del 2,9% y un descenso del 9,2%, respectivamente, respecto al periodo febrero enero El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al periodo febrero enero 2017 ha sido de 42,63 EUR/MWh, lo que supone un descenso del 13,1%, respectivamente, respecto al periodo febrero enero A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo

42 Informe mensual Enero 2017 / 6.1 Mercado diario El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra y de venta contratada en el mercado diario en el sistema eléctrico Ibérico así como la energía de exportación e importación a través de la frontera con Francia resultado del acoplamiento de mercados. Se muestra también el valor de la energía total en el mercado diario y el volumen económico, que incluye el valor de la renta de congestión con Portugal y la mitad del valor de la renta de congestión con Francia. Mes COMPRAS MERCADO DIARIO. ENERGÍA Y VOLUMEN TOTAL VENTAS EXPORTACIÓN (FR) IMPORTACIÓN (FR) ENERGÍA IMPORTE GWh GWh GWh GWh GWh keur FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE ENERO TOTAL

43 Informe mensual Enero 2017 / 6.2 Proceso de resolución de restricciones 6.2 Proceso de resolución de restricciones 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 ENERGÍA FASE I Subir ENERGÍA 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 ,62 38,53 42,39 24, ,65 MARZO ,18 28,64 0,00 23, ,88 ABRIL ,42 24,03 0,00 21, ,59 MAYO ,42 35,67 0,00 22, ,99 JUNIO ,29 40,18 0,00 36, ,84 JULIO ,03 42,70 0,00 39, ,55 AGOSTO ,01 41,24 0,00 40, ,85 SEPTIEMBRE ,85 45,04 0,00 43, ,91 OCTUBRE ,28 59,24 68,48 49, ,93 NOVIEMBRE ,51 66,16 0,00 52, ,89 DICIEMBRE ,32 63,39 0,00 55, ,13 ENERO ,12 87,22 89,08 67, ,48 Total ,60 45,50 67,66 37, ,96 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

44 Informe mensual Enero 2017 / 6.3 Procesos de operación técnica del sistema 6.3 Procesos de operación técnica del sistema Durante los doce últimos meses, los procesos de operación técnica gestionados por el operador del sistema español, gestión de desvíos, servicios complementarios y solución de restricciones técnicas en tiempo real, han requerido la contratación de una potencia horaria media mensual de banda de regulación por valor de MW y de 225 MW de reserva de potencia adicional a subir, así como una contratación mensual media de energía por valor de 782 GWh. El coste (sobre el precio del mercado diario) de estos servicios ha sido de keur. El coste de estos servicios para el consumidor, incluyendo el coste de los desvíos que pagan los que se han desviado y la minoración del coste por el servicio de control del factor de potencia y los incumplimientos de energías de gestión de desvíos y terciaria, 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 , ,13 MARZO , ,01 ABRIL , ,90 MAYO , ,93 JUNIO , ,52 JULIO , ,47 AGOSTO , ,48 SEPTIEMBRE , ,39 OCTUBRE , ,51 NOVIEMBRE , ,68 DICIEMBRE , ,63 ENERO , ,87 Total , ,71 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 , ,25 MARZO , ,37 ABRIL , ,29 MAYO , ,30 JUNIO 4 15, ,00 JULIO 0 0, ,00 AGOSTO 0 0, ,00 SEPTIEMBRE 27 24, ,02 OCTUBRE , ,25 NOVIEMBRE , ,15 DICIEMBRE , ,08 ENERO , ,27 Total , ,

45 Informe mensual Enero 2017 / 6.3 Procesos de operación técnica del sistema 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 ENERGÍA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR ENERGÍA A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD MINORACIÓN COSTE POR CONTROL FACTOR DE POTENCIA COSTE PARA LA DEMANDA COSTE MEDIO UNITARIO GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur keur keur EUR/MWh FEBRERO , , ,05 MARZO , , ,12 ABRIL , , ,11 MAYO , , ,04 JUNIO , , ,07 JULIO , , ,00 AGOSTO , , ,02 SEPTIEMBRE , , ,08 OCTUBRE , , ,02 NOVIEMBRE , , ,09 DICIEMBRE , , ,11 ENERO , , ,16 Total , , ,07 (*) No incluye las restricciones en tiempo real COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA (*) MES COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN EL PROCESO DE SOLUCION DE RESTRICCIONES EN TIEMPO REAL ENERGÍA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR ENERGÍA 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 39 87, , ,13 MARZO 40 99, , ,16 ABRIL 48 92, , ,18 MAYO 37 85, , ,13 JUNIO 42 72, , ,10 JULIO 9 57, , ,03 AGOSTO 25 79, , ,07 SEPTIEMBRE , , ,09 OCTUBRE , , ,21 NOVIEMBRE , , ,15 DICIEMBRE , , ,13 ENERO , , ,17 Total , , ,

46 Informe mensual Enero 2017 / 6.3 Procesos de operación técnica del sistema En los siguientes cuadros se desglosan los procesos de operación técnica del sistema por tipo de proceso: MES COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN SECUNDARIA ENERGÍA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR ENERGÍA A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO 95 42, , AGOSTO , , SEPTIEMBRE 95 44, , OCTUBRE 90 52, , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , Total , , MES COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN TERCIARIA ENERGÍA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR ENERGÍA 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 ENERGÍAS UTILIZADAS EN EL PROCESO DE GESTIÓN DE DESVÍOS ENERGÍA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR ENERGÍA A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur FEBRERO , , MARZO , , ABRIL 82 35, , MAYO 60 35, , JUNIO 79 45, , JULIO , , AGOSTO 72 46, , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE 71 58, , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE 58 67, , ENERO , , Total , ,

47 Informe mensual Enero 2017 / 6.3 Procesos de operación técnica del sistema 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 3,7 % 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 2016 enero 2017 y febrero 2015 enero 2016, permite obtener los siguientes resultados: - La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa para el periodo febrero 2016 enero 2017 en GWh y keur, lo que supone una disminución del 15,8% en energía y una disminución del 24,4% en coste total, con respecto al periodo febrero 2015 enero El precio medio de venta de energía para el período febrero 2016 enero 2017 en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 54,90 EUR/MWh frente a 64,45 EUR/MWh del periodo febrero 2015 enero Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 28,27 EUR/MWh en el período febrero 2016 enero 2017 frente a 28,90 EUR/MWh del periodo febrero 2015 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 y la minoración del coste por el servicio de ajuste de control del factor de potencia, asciende a 3,01 EUR/MWh en el período febrero 2016 enero 2017, frente a 4,18 EUR/MWh correspondiente al periodo febrero 2015 enero

48 Informe mensual Enero 2017 / 6.4 Mercado intradiario 6.4 Mercado intradiario Los precios medios aritméticos en el mercado intradiario en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han tenido un valor medio de 43,76 EUR/MWh. En el mes de enero 2017 se observa un aumento del precio medio aritmético respecto al mes anterior, alcanzando los 74,97 EUR/MWh. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra en el mercado intradiario en los últimos 12 meses para el sistema eléctrico español, portugués y la suma de ambos, así como su valor económico. MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN MES ENERGÍA (Inc. Renta ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO 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 1,1% de los días la diferencia es menor o igual que 10 EUR/MWh, el 35,5% de los días se sitúa entre 10 y 20, el 38,0% de los días esta diferencia se sitúa entre 20 y 30 EUR/MWh y el 25,4% de los días es superior a 30 EUR/MWh

49 Informe mensual Enero 2017 / 6.4 Mercado intradiario El análisis comparativo de la media móvil de los periodos febrero enero 2017 y febrero enero 2016 permite obtener los siguientes resultados: La energía adquirida en el proceso de casación en el mercado intradiario en este periodo ha ascendido a 28,1 TWh y 1.244,6 millones EUR, lo que supone un descenso del 0,13% y un descenso del 12,29% respectivamente El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español en este periodo ha sido de 43,76 EUR/MWh, lo que supone una disminución del 12,59%, 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 18,57% de la energía total negociada en este mercado, y el 64,99% de la energía negociada por las unidades de adquisición

50 Informe mensual Enero 2017 / 6.5 Pago por capacidad 6.5 Pago por capacidad 6 Como figura en el cuadro siguiente, los consumidores directos y comercializadores (excluidos los comercializadores de referencia), tienen un pago por capacidad que en enero de 2017 tomó el valor máximo que fue de 3,15 EUR/MWh y en agosto de 2016 toma el valor mínimo de 1,91 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 2017 ha sido de 4,29 EUR/MWh. 6 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo y con la información publicada por REE en

51 Informe mensual Enero 2017 / 6.6 Servicio de interrumpibilidad 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 ,22 3,06 4,16 MARZO ,63 2,38 4,17 ABRIL ,48 2,23 4,22 MAYO ,43 2,19 4,29 JUNIO ,93 2,75 4,40 JULIO ,26 3,11 4,37 AGOSTO ,20 1,91 4,36 SEPTIEMBRE ,52 2,30 4,35 OCTUBRE ,41 2,17 4,35 NOVIEMBRE ,59 2,35 4,33 DICIEMBRE ,22 3,05 4,29 ENERO ,31 3,15 4,29 TOTAL ,78 2,56 4, Servicio de interrumpibilidad Durante los doce últimos meses el servicio de interrumpibilidad gestionado por el operador del sistema mediante mecanismo de asignación competitiva ha supuesto para el sistema eléctrico español un coste fijo de keur, siendo su coste unitario en el mes de febrero de 1,95 EUR/MWh. SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD COSTE UNITARIO MEDIO MES COSTE TOTAL CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA keur EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO ,93 1,93 1,93 MARZO ,87 1,87 1,87 ABRIL ,02 2,02 2,02 MAYO ,03 2,03 2,03 JUNIO ,00 2,00 2,00 JULIO ,82 1,82 1,82 AGOSTO ,89 1,89 1,89 SEPTIEMBRE ,94 1,94 1,94 OCTUBRE ,07 2,07 2,07 NOVIEMBRE ,99 1,99 1,99 DICIEMBRE ,93 1,93 1,93 ENERO ,90 1,90 1,90 TOTAL ,95 1,95 1,

52 Informe mensual Enero 2017 / 6.7 Mercado de producción y precio horario final 6.7 Mercado de producción y precio horario final En el funcionamiento del mercado de producción, además de lo señalado en los apartados anteriores, cabe mencionar: El volumen de energía total negociado en las diferentes sesiones del mercado de producción ha alcanzado el máximo en el mes de enero de 2017, seguido de los meses de julio y marzo de El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en el mes de enero de 2017, seguido de los meses de diciembre y noviembre 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 89,30% del total de la energía adquirida en el conjunto de los mercados diario e intradiario. Los precios horarios finales mensuales han variado, durante los doce últimos meses, desde el mayor correspondiente al mes de enero de 2017 (81,69 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2016 (33,41 EUR/MWh). Las cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en enero de 2017 con GWh, al mínimo del período en el mes de mayo de 2016 con GWh

53 Informe mensual Enero 2017 / 6.7 Mercado de producción y precio horario final MES ENERGÍA GWh CONTRATACIÓN keur Comercializador de referencia PRECIO FINAL PRECIO MEDIO ARITMÉTICO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo General Comercializador de referencia PRECIO MEDIO PONDERADO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo FEBRERO ,96 36,56 36,75 39,19 37,94 38,12 MARZO ,55 36,55 36,82 39,47 37,39 37,68 ABRIL ,51 32,36 32,62 35,22 33,16 33,41 MAYO ,69 34,44 34,69 37,08 35,38 35,57 JUNIO ,92 46,13 46,31 48,19 46,56 46,73 JULIO ,82 47,31 47,49 49,40 48,01 48,17 AGOSTO ,91 47,29 47,59 50,42 47,78 48,09 SEPTIEMBRE ,54 50,14 50,39 53,28 50,83 51,09 OCTUBRE ,17 59,91 60,15 63,30 60,90 61,16 NOVIEMBRE ,45 62,40 62,64 65,90 63,63 63,91 DICIEMBRE ,92 67,52 67,71 70,33 68,85 69,06 ENERO ,68 79,41 79,58 82,89 81,49 81,69 General Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo El análisis de los componentes del precio horario final que figura a continuación se ha determinado para los doce últimos meses incorporando la diferenciación entre el que corresponde a comercializadores de referencia y el referido al resto de comercializadores y consumidores directos: 1. Los componentes del precio horario medio final para la demanda nacional han sido los siguientes: 51-65

54 Informe mensual Enero 2017 / 6.7 Mercado de producción y precio horario final MES MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 28,80 2,79 0,25 1,13-0,03 0,04 3,22 1,93 38,12 MARZO 28,65 3,04 0,37 1,01 0,00 0,11 2,63 1,87 37,68 ABRIL 24,86 2,77 0,29 0,90 0,00 0,09 2,48 2,02 33,41 MAYO 26,74 3,12 0,30 0,93 0,00 0,02 2,43 2,03 35,57 JUNIO 39,29 1,94 0,00 0,52 0,01 0,05 2,93 2,00 46,73 JULIO 41,07 1,58 0,00 0,47-0,01-0,02 3,26 1,82 48,17 AGOSTO 41,63 1,91 0,00 0,48-0,01-0,01 2,20 1,89 48,09 SEPTIEMBRE 44,17 2,00 0,02 0,39 0,00 0,05 2,52 1,94 51,09 OCTUBRE 53,79 2,15 0,25 0,51-0,01-0,01 2,41 2,07 61,16 NOVIEMBRE 57,40 1,04 0,15 0,68 0,01 0,04 2,59 1,99 63,91 DICIEMBRE 61,86 1,26 0,08 0,63 0,01 0,07 3,22 1,93 69,06 ENERO 73,55 1,65 0,27 0,87 0,04 0,11 3,31 1,90 81,69 TOTAL 43,83 2,09 0,16 0,71 0,00 0,05 2,78 1,95 51,56 % sobre PFM 85,00% 4,05% 0,32% 1,37% 0,00% 0,09% 5,39% 3,77% 100,00% Este precio final, por ser un precio medio, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las siguientes hipótesis: Se ha calculado como precio de adquisición de energía de la demanda nacional en el mercado de producción. En este precio se incluyen todos los pagos y cobros de los consumidores finales, incluyendo los sobrecostes de las energías de regulación secundaria y terciaria, los incumplimientos de energías de balance, el coste de control de factor de potencia, el servicio de interrumpibilidad y los pagos por capacidad correspondientes a la normativa en vigor en cada periodo. 2. Los componentes del precio horario final para comercializadores (excluyendo los de referencia) y consumidores directos, son los siguientes: MES MERCADO DIARIO COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES DIRECTOS RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 28,81 2,79 0,25 1,13-0,03 0,02 3,06 1,93 37,94 MARZO 28,64 3,04 0,36 1,01 0,00 0,09 2,38 1,87 37,39 ABRIL 24,86 2,77 0,29 0,90 0,00 0,08 2,23 2,02 33,16 MAYO 26,80 3,12 0,30 0,92 0,00 0,01 2,19 2,03 35,38 JUNIO 39,29 1,94 0,00 0,52 0,01 0,05 2,75 2,00 46,56 JULIO 41,05 1,58 0,00 0,47-0,01-0,03 3,11 1,82 48,01 AGOSTO 41,62 1,91 0,00 0,48-0,01-0,02 1,91 1,89 47,78 SEPTIEMBRE 44,16 1,99 0,02 0,39 0,00 0,02 2,30 1,94 50,83 OCTUBRE 53,77 2,15 0,25 0,51-0,01-0,01 2,17 2,07 60,90 NOVIEMBRE 57,36 1,04 0,15 0,68 0,01 0,04 2,35 1,99 63,63 DICIEMBRE 61,82 1,27 0,08 0,63 0,01 0,07 3,05 1,93 68,85 ENERO 73,50 1,65 0,27 0,87 0,04 0,11 3,15 1,90 81,49 TOTAL 43,77 2,09 0,16 0,71 0,00 0,04 2,56 1,95 51,28 % sobre PFM 85,36% 4,08% 0,32% 1,38% 0,00% 0,07% 5,00% 3,80% 100,00% 52-65

55 Informe mensual Enero 2017 / 6.7 Mercado de producción y precio horario final Este precio final, por ser un precio medio, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos, cobros y la energía solamente de los comercializadores (excluidos los comercializadores de referencia) y consumidores directos. 3. Los componentes del precio horario final para comercializadores de referencia, son los siguientes: MES MERCADO DIARIO COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh FEBRERO 28,77 2,77 0,27 1,14 0,01 0,13 4,16 1,93 39,19 MARZO 28,75 3,04 0,40 1,01 0,01 0,22 4,17 1,87 39,47 ABRIL 24,80 2,78 0,31 0,90 0,01 0,16 4,22 2,02 35,22 MAYO 26,31 3,08 0,32 0,95 0,00 0,10 4,29 2,03 37,08 JUNIO 39,32 1,91 0,00 0,52 0,00 0,04 4,40 2,00 48,19 JULIO 41,17 1,56 0,00 0,47 0,00 0,02 4,37 1,82 49,40 AGOSTO 41,68 1,92 0,00 0,47 0,00 0,10 4,36 1,89 50,42 SEPTIEMBRE 44,26 2,02 0,02 0,39 0,01 0,28 4,35 1,94 53,28 OCTUBRE 53,96 2,14 0,27 0,52 0,00-0,02 4,35 2,07 63,30 NOVIEMBRE 57,68 1,01 0,16 0,68 0,00 0,04 4,33 1,99 65,90 DICIEMBRE 62,10 1,22 0,08 0,63 0,01 0,08 4,29 1,93 70,33 ENERO 73,84 1,61 0,27 0,86 0,01 0,10 4,29 1,90 82,89 TOTAL 44,25 2,08 0,18 0,73 0,01 0,11 4,29 1,94 53,58 % sobre PFM 82,58% 3,88% 0,34% 1,36% 0,01% 0,20% 8,01% 3,63% 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 2016 enero 2017 y febrero 2015 enero 2016, permite obtener los siguientes resultados: - Para el conjunto del mercado de producción, la contratación de energía ha ascendido en el período febrero 2016 enero 2017 a GWh y keur, lo que ha supuesto un aumento del 1,8% en energía y una disminución del 14,1% en volumen económico, con respecto al periodo febrero 2015 enero En cuanto al precio medio horario final ponderado del período febrero 2016 enero 2017, se ha situado en 51,56 EUR/MWh, lo que ha supuesto una disminución del 15,6% respecto al periodo febrero 2015 enero La evolución en el periodo considerado figura a continuación: 53-65

56 Informe mensual Enero 2017 / 6.7 Mercado de producción y precio horario final PRECIO HORARIO FINAL GLOBAL FEBRERO ENERO Incremento: -15,6 % FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB- ENE EUR/MWh PHF Global año PHF Global año 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 51,28 EUR/MWh, precio ponderado, y en 50,1 EUR/MWh, precio sin ponderar. 90 PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CONSUMIDORES DIRECTOS Y COMERCIALIZADORES (EXCEPTO LOS DE REFERENCIA) FEBRERO ENERO 2017 Incremento: -15,6 % EUR/MWh FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE FEB- ENE PHF consumo liberalizado año PHF consumo liberalizado año Se observa que este precio ponderado es inferior para comercializadores (excepto comercializadores de referencia) y consumidores directos en un 15,6%, en relación con el precio horario final medio en el periodo febrero 2015 enero

57 7 Evolución del Mercado de Electricidad en los Últimos Doce Meses en el Sistema Eléctrico Español 7.1 Volumen de intercambios internacionales 7.2 Repercusión del volumen de intercambios internacionales 7.3 Grado de ocupación de la capacidad comercial de intercambio 7.4 Origen de los intercambios internacionales por frontera 7.5 Cuotas en la energía importada y exportada de las diferentes empresas 55-65

58 Informe mensual Enero 2017 / 7.1 Volumen de intercambios internacionales 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: IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) MERCADO DIARIO MERCADO MERCADO INTRADIARIO CBIL Y OTROS TOTAL MERCADO DIARIO INTRADIARIO CBIL Y OTROS 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 el concepto CBIL y otros se incluye la energía de los contratos bilaterales, la energía retirada en la solución de restricciones técnicas y la energía en acciones de balance

59 Informe mensual Enero 2017 / 7.1 Volumen de intercambios internacionales El volumen económico de importación y exportación negociado en el mercado de producción de energía se muestra a continuación: IMPORTACIÓN (keur) MERCADO DIARIO MERCADO INTRADIARIO TOTAL EXPORTACIÓN (keur) MERCADO DIARIO 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

60 Informe mensual Enero 2017 / 7.2 Repercusión del volumen de intercambios internacionales 7.2 Repercusión del volumen de intercambios internacionales La siguiente tabla muestra el porcentaje que los intercambios internacionales representan respecto a la energía demandada en los diferentes mercados. IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) % SOBRE DEMANDA DE ENERGÍA % SOBRE DEMANDA DE ENERGÍA FEBRERO 4, FEBRERO 4, MARZO 3, MARZO 4, ABRIL 2, ABRIL 7, MAYO 5, MAYO 4, JUNIO 4, JUNIO 3, JULIO 5, JULIO 2, AGOSTO 5, AGOSTO 3, SEPTIEMBRE 6, SEPTIEMBRE 2, OCTUBRE 4, OCTUBRE 6, NOVIEMBRE 4, NOVIEMBRE 4, DICIEMBRE 6, DICIEMBRE 3, ENERO 2, ENERO 5,66 En la siguiente tabla se muestran los volúmenes económicos, donde no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales físicos. IMPORTACIÓN (keur) EXPORTACIÓN (keur) % SOBRE DEMANDA DE ENERGÍA % SOBRE DEMANDA DE ENERGÍA FEBRERO 4, FEBRERO 3, MARZO 4, MARZO 4, ABRIL 3, ABRIL 6, MAYO 5, MAYO 4, JUNIO 4, JUNIO 3, JULIO 5, JULIO 2, AGOSTO 5, AGOSTO 2, SEPTIEMBRE 6, SEPTIEMBRE 2, OCTUBRE 3, OCTUBRE 6, NOVIEMBRE 4, NOVIEMBRE 4, DICIEMBRE 6, DICIEMBRE 3, ENERO 2, ENERO 5,

61 Informe mensual Enero 2017 / 7.3 Grado de ocupación de la capacidad comercial de intercambio 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 2017 FRANCIA Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 2.300,4 MWh 993,7 MWh 1.306,7 MWh 872,7 MWh 1.698,4 MWh 2.571,1 MWh MEDIA ENERO 2017 PORTUGAL Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 1.838,8 MWh 1.433,9 MWh 404,9 MWh 774,0 MWh 2.136,1 MWh 2.910,1 MWh MEDIA ENERO 2017 MARRUECOS Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 799,1 MWh 263,8 MWh 535,3 MWh 3,8 MWh 555,1 MWh 558,9 MWh 59-65

62 Informe mensual Enero 2017 / 7.4 Origen de los intercambios internacionales por frontera 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

63 Informe mensual Enero 2017 / 7.5 Cuotas en la energía importada y exportada de las diferentes empresas 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 2016 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica. El volumen total de energía eléctrica importada por agentes del mercado correspondiente al programa horario final ha sido de 98 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL IMPORTACIONES - DICIEMBRE 2016 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) EDF TRADING LIMITED ,8 31,52 TOTAL GAS & POWER LIMITED ,0 14,44 NEAS ENERGY A/S ,9 13,84 DUFENERGY TRADING SA ,6 13,81 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA 7.462,9 7,61 DANSKE COMMODITIES 6.659,9 6,79 POWERMART APS 5.091,2 5,19 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,1 3,10 GAZPROM MARKETING AND TRADING LTD 1.841,5 1,88 TRAILSTONE GMBH 1.086,8 1,11 RESTO DE AGENTES 706,0 0,72 Total ,

64 Informe mensual Enero 2017 / 7.5 Cuotas en la energía importada y exportada de las diferentes empresas El volumen total de energía eléctrica exportada por agentes del mercado correspondiente al programa horario final ha sido de 357 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL EXPORTACIONES - DICIEMBRE 2016 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) OFFICE NATIONAL D'ELECTRICITÉ ET DE L'EAU POTABLE ,4 58,77 EDF TRADING LIMITED ,5 17,19 ENDESA ENERGÍA ,8 6,08 NEAS ENERGY A/S ,1 4,14 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA ,6 3,26 DUFENERGY TRADING SA 9.668,9 2,71 DANSKE COMMODITIES 9.564,8 2,68 POWERMART APS 4.518,7 1,27 STATKRAFT MARKETS GMBH 4.080,0 1,14 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,2 0,88 RESTO DE AGENTES 6.761,9 1,89 Total ,