EL MERCADO ELÉCTRICO EN ESPAÑA

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1 EL MERCADO ELÉCTRICO EN ESPAÑA FEBRO 29 Madrid,

2 Contenido 2 Introducción: Principales indicadores El mercado de corto plazo 3 9 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 31 Precios de los combustibles El mercado a plazo Previsiones de IM Energía

3 Principales indicadores 3 Evolución del precio medio mensual del mercado diario 8 7 7,22 68,53 68,19 7,1 73,3 69,77 66,53 /MWh ,86 49,94 35,96 4,71 29,68 59,1 36,66 56,18 33,13 56,28 37,4 58,34 38,48 35,5 35,8 38,38 47,3 58,11 57, Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic feb-9 Precios Tasa variación Tasa variación ( /MWh) (vs. ene-9) (vs. feb-8) Carga Base 4,71-18,48% -4,58% Carga Pico 45,96-19,43% -4,73% Fuente: OMEL. El precio del mercado diario continuó la tendencia decreciente iniciada en octubre de 28, experimentando un acusado descenso en febrero y manteniéndose en niveles muy por debajo de los registrados el año anterior en las mismas fechas.

4 Principales indicadores 4 Evolución de la demanda eléctrica en España Evolución de la demanda mensual Tasa de variación interanual de la demanda (%) Tasa de variación vs feb-8: -9,72% 7% 6% 5% feb-9: -,72% 2. 4% GWh % 2% 1% Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic % % -2% Fuente: E. La demanda mensual experimentó una gran caída durante el mes de febrero, situándose un 12,5% y un 9,7% por debajo de las registradas en los meses de ene-9 y feb-8, respectivamente. La tasa de variación interanual de la demanda se situó en valores negativos por primera vez en los últimos 4 años. El aumento de las temperaturas registrado en febrero y, sobre todo, los efectos del empeoramiento de la situación económica y financiera actual son los principales causantes de este descenso de la demanda.

5 Principales indicadores 5 Producción por tecnologías GWh DRA NUCL CARB CCGT FUEL S.INT NO EOL EOL dic - 8 ene - 9 feb - 9 Fuente: E. El aumento de las reservas hidráulicas propició un incremento en la generación de las centrales hidráulicas. Por su parte, la producción eólica descendió ligeramente, aunque se mantuvo en niveles elevados. El parque térmico (centrales nucleares, ciclos combinados, centrales de carbón y de fuel) redujo su producción.

6 Principales indicadores 6 Cobertura de la demanda Cobertura de la demanda por tecnología feb-9 feb-8 IMPORT 1,8% IMPORT 1,5% EÓLICO 14,2% EÓLICO 13,3% Cobertura de Demanda (%) TÉRMICO 9,8% FUEL - GAS,5% DRA 18,8% COGEN 1,1% CCGT 19,8% CARBÓN 13,5% Cobertura de Demanda (%) TÉRMICO 8,8% FUEL - GAS,5% DRA 12,1% COGEN 1,3% CCGT 23,% CARBÓN 17,7% SOLAR 1,2% SOLAR,9% NUCLEAR 19,3% NUCLEAR 21,% Fuente: E. La energía hidráulica y la del régimen especial vieron incrementado su peso en la cobertura de la demanda, mientras que la aportación del parque térmico, principalmente los ciclos combinados y el carbón, descendió.

7 Principales indicadores 7 Eólica 17% Resto 15% Potencia instalada (31/1/9) Balance de potencia instalada y energía feb-9 Potencia instalada Balance Energía Balance Energía Factor Factor a 31/1/9 (MW) ene-9 (GWh) feb-9 (GWh) utilización ene-9* utilización feb-9* Hidráulica ,3% 28,6% Nuclear ,5% 86,4% Carbón ,5% 42,% Fuel/gas ,7% 4,7% Ciclo Combinado ,9% 31,4% Total Régimen Ordinario Consumos en generación Eólica ,4% 29,1% Resto ,3% 37,4% Total Régimen Especial Consumos bombeo Intercambios intern TOTAL Hidráulica 18% *Utilizada la potencia instalada a 31/1/9 Nuclear 8% Eólica 14% Resto 15% Energía producida (feb-9) Hidráulica 14% Nuclear 2% Ciclo Combinado 25% Fuel/gas 5% Carbón 12% Ciclo Combinado 21% Fuente: Boletin mensual E Ene-9. Fuel/gas 1% Carbón 15% A 31 de enero de 29, el ciclo combinado era la tecnología con un mayor peso dentro del mix energético español en términos de potencia instalada, seguido por la hidráulica y la eólica. En términos de energía generada, en febrero de 29, los ciclos combinados y la energía nuclear fueron las tecnologías con un mayor peso. En febrero de 29 el factor de utilización de la energía eólica se situó en torno al 29%, mientras que el de los ciclos combinados se sitúo en torno al 31%.

8 Contenido 8 Introducción: Principales indicadores El mercado de corto plazo 3 9 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 31 Precios de los combustibles El mercado a plazo Previsiones de IM Energía

9 El mercado de corto plazo 9 Aspectos generales del mercado a corto plazo En febrero de 29 tanto los precios del mercado español como del resto de mercados europeos experimentaron un acusado descenso, que en el caso de España supuso el quinto consecutivo desde el mes de octubre. El pronunciado descenso de la demanda, así como el incremento de la producción hidráulica y el mantenimiento en niveles elevados de la generación eólica, fueron los principales causantes de este descenso de precios en el mercado español. El mes de febrero se dividió en dos periodos claramente diferenciados: La primera semana se caracterizó por unos precios reducidos y por una elevada volatilidad horaria, debido principalmente a la alta producción eólica e hidráulica. Las tres últimas semanas del mes se caracterizaron por un incremento del nivel de precios, provocado por la menor producción nuclear (aumento de los MW indisponibles) y por el descenso de la generación de origen eólico. A pesar de este incremento, el precio del mercado diario se mantuvo en niveles bastante inferiores a los registrados el mes anterior. En el mes de febrero la demanda eléctrica descendió un 9,72% respecto al mes anterior, mientras que la tasa de variación interanual se situó en valores negativos (-,72%) por primera vez en los últimos años. Los ciclos combinados se mantienen como la tecnología marginal, y aumentan considerablemente el número de horas en que marcan precio, en detrimento del carbón y la hidráulica. La hidráulica y el bombeo se mantienen como tecnologías marginales en las horas punta. El coste de generación de los ciclos combinados continúa siendo mayor que el de las centrales de carbón, aunque en el mes de febrero se redujo el diferencial entre ambos, debido a que el precio del gas natural experimentó un descenso mayor que el precio del carbón. Las previsiones futuras indican que el coste de generación de los ciclos combinados volverá a situarse por debajo del de las centrales de carbón.

10 El mercado de corto plazo 1 Precio carga base mensual en el mercado diario ( /MWh) Precio medio mensual del mercado diario Precios medios en CB y CP, máximo y mínimo horario , 1, 98,57 6 /MWh /MWh ,11 49,94 4,71 64,26 57,5 45, , 2, Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Precio med. diario carga base Precio máximo horario 1, Precio mínimo horario Dic Ene Feb Precio med. diario punta Fuente: OMEL. La tendencia a la baja de la demanda eléctrica y los bajos precios de los combustibles, entre otros factores, situaron el precio del mercado diario muy por debajo del registrado en 28 y en niveles similares a los del año 22.

11 El mercado de corto plazo 11 Evolución del precio del mercado diario feb-9 Precio máximo diario mensual: 44,19 /MWh 48 Altos niveles de producción eólica Descenso de la producción eólica y aumento de indisponibilidades del parque nuclear 44 Precio mínimo diario mensual: 34,12 /MWh D 1 L 2 M 3 X 4 J 5 V 6 S 7 D 8 L 9 M 1 X 11 J 12 V 13 S 14 D 15 L 16 M 17 X 18 J 19 V 2 S 21 D 22 L 23 M 24 X 25 J 26 V 27 S 28 /MWh Precio medio mensual: 4,71 /MWh Promedio diario OMEL Fuente: OMEL. Promedio mensual febrero OMEL Los altos niveles de producción eólica y la baja tasa de indisponibilidades del parque térmico durante la primera semana dejaron los precios del mercado diario en niveles reducidos. Los menores niveles de generación de origen eólico, unido al aumento de los MW indisponibles de energía nuclear, propiciaron un aumento del nivel de precios hasta el final del mes.

12 El mercado de corto plazo 12 Volatilidad del precio de contado Volatilidad anualizada del precio horario de la electricidad Volatilidad anualizada del precio diario de la electricidad 3% 2595% 3% 25% 2% 15% 1% 119% 159% 969% 895% 83% 644% 71% 67% 59% 653% 876% 125% 1189% 2% 1% 147% 139% 157% 176% 144% 73% 79% 93% 64% 6% 89% 13% 11% 117% 5% % Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic % Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Fuente: OMEL y elaboración propia. La volatilidad anualizada del precio horario se elevo hasta un 2.595% en el mes de febrero, lo que supuso el valor máximo de los últimos cinco años. Los altos niveles de generación eólica registrados en el primer tercio del mes, que se plasmaron en precios mínimos horarios de 1 /MWh, elevando la volatilidad horaria anualizada a niveles por encima del 4.% en ese periodo de tiempo, mientras que en los dos últimos tercios del mes dicha volatilidad se situó, en media, en niveles similares a los del mes anterior.

13 El mercado de corto plazo 13 Distribución horaria de precios del mercado diario feb-9 (c /kwh) Día D 1-feb 4, 3,3 2,5 2, 1,9 2, 2,1 2,3 2,3 2,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,1 3, 3,3 4,2 5,5 7, 7,6 6,3 5,2 L 2-feb 4,3 3,6 3,1 3,1 2,9 3,1 3,8 4,2 4,5 4,5 4,9 5,1 4,9 4,7 4,4 4,4 4,4 4,5 5,3 8,5 7,9 6, 4,7 4,4 M 3-feb 3,6 3,6 3,4 3,3 3,2 3,5 3,6 4,5 5,7 5,1 5,5 5, 4,4 4,4 4,1 4, 4,2 4,3 4,9 6,5 6,1 5,1 4,3 3,8 X 4-feb 2,5 2, 1,,5,5,5 2,4 3,6 4,3 4,8 4,7 4,3 4,2 4, 3,5 3,5 3,9 4,2 4,8 6, 6, 5,6 4,4 4,2 J 5-feb 3,3 2,4 1, 1,2 1, 1,7 3,1 4, 4, 4,2 4,3 4,3 4,3 4,2 3,9 4, 4,2 4,3 5,3 7,9 7,9 6,9 4,6 4, V 6-feb 3,9 3,4 3,3 3, 3, 3, 3,4 5,4 5,7 5,3 5,4 5,2 4,5 4,3 3,8 3,8 3,7 3,9 4,3 5,3 5,3 4,7 4,2 3,9 S 7-feb 3,9 3,4 3, 2,5 2,4 2,4 2,5 3, 3, 3,1 3,5 3,4 3,3 3,4 3,1 2,5 2,5 3,4 4,2 5,6 6,5 5,8 5,4 5,3 D 8-feb 5,2 3,9 3,3 2,8 2,4 2,4 2,4 2,4,1 1,8 3,2 3,5 3,5 3,7 3,5 3, 2,5 3,2 3,6 5,4 5,5 5,7 4,8 4, L 9-feb 3,3 2,4 1,,1,1 1, 2,5 3,9 4,5 4,2 4,5 4,2 4, 3,7 3,3 3,3 3,5 3,8 5,2 7,9 5,8 5,4 3,9 3,8 M 1-feb 3,2 2,4,8 1,,8 1,5 2,9 3,7 3,8 3,9 3,9 3,9 3,8 3,5 3,3 3,3 3,6 3,8 4,3 7,9 9,9 7,9 4,4 4,5 X 11-feb 3,9 3,5 3,2 3, 3, 3,2 3,8 4,7 4,5 4,5 4,8 4,6 4,5 4,5 4, 4, 4,1 4,1 4,5 5,8 5,8 5,3 4,1 4,2 J 12-feb 3,6 3,4 3,2 3,1 2,9 3,1 3,5 4,7 4,5 4,3 4,7 4,5 4,3 4,1 3,5 3,5 3,6 3,8 4,2 6,7 6,8 5,5 3,9 3,9 V 13-feb 3,8 3,5 3,3 3,2 3, 3,2 3,4 4,5 4,5 4,2 4,5 4,5 4,5 4,5 3,9 3,9 4, 4, 4,5 7,8 7,9 6, 4,3 4,5 S 14-feb 4,6 4,1 3,8 3,6 3,5 3,5 3,5 3,6 3,4 3,6 3,8 3,8 3,8 3,8 3,6 3,6 3,6 3,6 3,9 6,1 6,8 6,1 4,3 4,3 D 15-feb 4,5 4,1 3,8 3,5 3,3 3,3 3,4 3,5 3,4 3,3 3,5 3,6 3,6 3,8 3,8 3,6 3,5 3,5 3,6 5, 7,8 9,8 6,1 4,5 L 16-feb 4,3 3,8 3,6 3,4 3,3 3,5 3,9 4,4 5,2 4,5 4,8 4,6 4,5 4,6 4,1 4, 4, 4,1 4,3 5,7 7, 5, 3,9 3,6 M 17-feb 3,9 3,7 3,6 3,5 3,4 3,6 3,8 4,4 4,6 4,5 4,5 4,5 4,4 4,3 4, 3,9 4, 4,1 4,1 5,9 7,6 4,7 4,1 3,9 X 18-feb 3,7 3,6 3,6 3,2 3,1 3,4 3,6 4,2 4,2 4,2 4,2 4, 4, 4, 3,6 3,6 3,8 4, 4,1 6,9 9, 6,9 4,4 4,1 J 19-feb 4,1 3,8 3,6 3,5 3,5 3,6 3,9 4,5 5,3 5,1 5,2 4,5 4,3 4,2 3,9 3,9 3,9 3,9 4, 5,7 6,5 5,5 3,9 3,8 V 2-feb 3,7 3,6 3,4 3,4 3,4 3,5 3,7 4, 4,5 5,3 5,2 4,8 4,3 4,2 3,9 3,8 3,9 3,8 4, 5,8 6,7 5,8 4,4 4, S 21-feb 4,3 4,2 4, 3,9 3,7 3,7 3,8 4,2 3,9 4,4 4,7 4,3 3,9 3,9 3,6 3,5 3,5 3,5 3,5 4,2 5,1 4,5 4,1 3,9 D 22-feb 4,2 3,6 3,5 3,4 3,2 3,2 3,2 3,4 3,4 3,5 3,6 3,7 3,7 3,8 3,8 3,7 3,5 3,5 3,6 4,5 5,5 5, 4,6 4, L 23-feb 3,6 3,4 3, 2,8 2,7 3, 3,6 4,1 4,4 4,3 4,3 4,3 4,3 4,2 4, 4, 4, 4, 4, 5,7 7,6 5,8 4,4 4, M 24-feb 4, 3,6 3,5 3,5 3,5 3,5 3,8 4,1 4, 3,9 4, 4, 4, 4, 3,7 3,7 3,7 3,7 3,8 5,7 6,9 6, 4,3 4, X 25-feb 3,9 3,7 3,5 3,5 3,5 3,6 3,8 4,1 4,2 4,2 4,4 4,2 4, 4, 3,8 3,8 3,8 3,8 3,8 4,5 5,9 4,8 4, 3,8 J 26-feb 3,8 3,5 3,4 3,4 3,4 3,5 3,7 4,1 4, 4,2 4,2 4,1 4, 4, 3,8 3,8 3,8 3,8 3,9 4,9 6,3 5,6 4,2 3,8 V 27-feb 4, 3,7 3,7 3,6 3,5 3,6 3,8 4, 4,4 4,5 4,4 4,3 4,2 4,1 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 4,4 6,1 5, 4,4 4,2 S 28-feb 4,8 4,3 4, 4, 3,9 3,9 3,9 3,9 3,9 4,1 4,4 4,4 4,1 4,1 4, 3,9 3,8 3,8 3,9 4,5 5,5 5,5 4,7 4,5 Fuente: OMEL. Percentil c /kwh 16,7% 3,38 33,3% 3,65 5,% 3,94 66,7% 4,23 83,3% 4,7 1,% 9,86 Los precios indican el valor correspondiente al percentil que aparece en la primera columna. Los colores indican el porcentaje de las observaciones que se encuentra entre dos percentiles dados. Por ejemplo, el 16,6% de los precios horarios se encuentran en el intervalo entre 4,23 y 4,7 c /kwh. Aumento de precios durante las horas valle en los dos últimos tercios del mes

14 El mercado de corto plazo 14 Energía casada en el mercado diario /MWh MWh ene-7 feb-7 mar-7 abr-7 may-7 jun-7 jul-7 ago-7 sep-7 oct-7 nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 Promedio Horario Demanda Sistema Promedio Horario Energía Casada MD Fuente: OMEL. Precio medio mercado diario En febrero el porcentaje de energía casada en el mercado diario se mantuvo prácticamente en el mismo nivel que el mes anterior, 79%. En parte, la energía casada en el mercado diario corresponde a contratos subastados en las subastas CESUR y VPP.

15 El mercado de corto plazo 15 Balance de energía dic 8 feb 9 dic 7 feb GWh 5 4 GWh dic 7-dic 13-dic 19-dic 25-dic 31-dic 6-ene 12-ene 18-ene 24-ene 1-dic 7-dic 13-dic 19-dic 25-dic 31-dic 6-ene 12-ene 18-ene 24-ene 3-ene 5-feb 11-feb 17-feb 23-feb 3-ene 5-feb 11-feb 17-feb 23-feb Nuclear Hidraúlica Fuel_Oil Reg_Especial Carbón Ciclo combinado Nuclear Hidraulica Fuel-oil Reg_Especial Carbon Ciclo combinado Fuente: E. Tanto la producción hidráulica como la del régimen especial (eólica principalmente) presentan niveles por encima de los registrados en el mismo periodo del año anterior, debido a las mayores reservas hidráulicas y al aumento de la potencia instalada del régimen especial durante este año, respectivamente. Este incremento de producción de hidráulica y eólica, unido a unos niveles de demanda similares e incluso menores, provoca que el carbón y a los ciclos combinados, dados sus mayores costes de generación, disminuyan su producción.

16 El mercado de corto plazo 16 Producción eólica e hidráulica Producción eólica y precio OMEL Producción hidráulica y precio OMEL /MWh GWh /MWh GWh feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb 25 feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb Gen. Eólica OMIE Gen. Hidráulica OMIE Durante el mes de febrero se puso de nuevo de manifiesto la alta correlación negativa existente entre la generación eólica e hidráulica (en menor medida) y el precio del mercado diario. La generación eólica se mantuvo en niveles elevados durante el primer tercio del mes, aunque en media sufrió un ligero descenso respecto al mes anterior. En cuanto a la producción hidráulica, experimentó un fuerte ascenso (+54%) respecto al mes anterior, debido fundamentalmente al incremento de las reservas. Fuente: E.

17 El mercado de corto plazo 17 Producción ciclos combinados /MWh feb-8 abr-8 jun-8 ago-8 oct-8 dic-8 feb GWh Gen. CCGT OMIE Demanda de gas del sistema (GWh) feb-9 ene-9 Var vs ene-9 Var vs feb-8 Demanda total ,1% -22,7% Convencional ,% -1,1% Sector eléctrico ,8% -42,5% Fuente: E Y ENAGAS. La generación con ciclos combinados durante el mes de febrero experimentó un acusado descenso, situándose en los niveles más bajos de los últimos años, debido a la mayor producción eólica e hidráulica que desplazó a los ciclos en la curva de oferta. La demanda de gas del sistema disminuyó considerablemente, debido principalmente al gran descenso de la demanda del sector eléctrico y al descenso menos significativo del mercado convencional.

18 El mercado de corto plazo 18 Indisponibilidad media horaria MW dic 5-dic 9-dic 13-dic 17-dic 21-dic 25-dic 29-dic 2-ene 6-ene 1-ene 14-ene 18-ene 22-ene 26-ene 3-ene 3-feb 7-feb 11-feb 15-feb 19-feb 23-feb 27-feb Hidraulica Nuclear Reg. Especial Bombeo Fuel_Gas Carbón Ciclo combinado Fuente: E. La potencia nuclear indisponible aumentó durante el mes de febrero, debido a la parada programada, para recargar de combustible, de la central nuclear de Trillo el pasado 1 de febrero, que la mantuvo sin funcionar durante todo el mes. Por su parte, la central de Ascó II estuvo indisponible cinco días tras parar el 7 de febrero por trabajos de mantenimiento.

19 El mercado de corto plazo 19 Ofertas en zona marginal Energía por tecnologías casada en el mercado diario ofertada a precio superior al 95% del precio marginal GWh 6 GWh dic 8-dic 15-dic 22-dic 29-dic 5-ene 12-ene Fuel_gas R. Especial Nuclear Int. Internac. Hidráulica Carbón Ciclo combinado 19-ene 26-ene 2-feb 9-feb 16-feb 23-feb 1-dic 8-dic 15-dic 22-dic 29-dic 5-ene 12-ene Fuel_gas R. Especial Nuclear Int. Internac. Hidráulica Carbón Ciclo combinado 19-ene 26-ene 2-feb 9-feb 16-feb 23-feb Fuente: OMEL. Los ciclos combinados disminuyeron la energía casada en el entorno del precio marginal en el mes de febrero, aunque se mantuvieron como la tecnología más predominante, seguidos por el carbón y la hidráulica. Este descenso de energía de los ciclos combinados en zona marginal esta en línea con el descenso de su producción en el último mes.

20 El mercado de corto plazo 2 Tecnologías marginales 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % TER BG AE E CO MIE MIP Fuente: OMEL. Febrero % Horas que marcan precio Carbón (TER) 17,4% C. Combinado () 41,9% Hidráulica () 23,9% Reg. Especial () 3,1% Bombeo (BG) 12,2% A. externo (AE),4% Contrato E-EDF (E),% Comercializador (CO) 1,2% Enero % Horas que marcan precio Carbón (TER) 24,1% C. Combinado () 31,1% Hidráulica () 27,4% Reg. Especial () 3,4% Bombeo (BG) 1,8% A. externo (AE) 2,7% Contrato E-EDF (E),% Comercializador (CO),5% Los ciclos combinados aumentaron considerablemente el número de horas que marcaron precio, manteniéndose como la tecnología que más horas resultó marginal. La energía hidráulica y el carbón marcaron precio un menor número de horas que el mes anterior. La energía hidráulica marcó precio principalmente en las horas punta (junto al bombeo), aunque mantuvo una importancia notable en el resto de horas.

21 El mercado de corto plazo 21 HORAS VALLE Aumenta la térmica convencional (carbón) debido a unos costes de generación más bajos que los de los ciclos combinados y a una menor demanda. Tecnologías marginales en ene-9 Día ene TER TER AE TER AE TER AE BG BG AE BG TER TER BG 2-ene TER TER TER TER TER TER AE TER TER BG 3-ene TER TER TER TER AE TER TER TER TER BG TER 4-ene AE TER TER TER TER AE TER BG BG BG BG AE BG 5-ene TER TER TER TER TER TER BG TER TER TER 6-ene TER TER TER TER TER TER TER TER TER TER TER 7-ene TER TER TER TER TER TER TER TER 8-ene TER TER TER BG TER BG BG 9-ene TER TER TER BG BG BG TER BG TER TER 1-ene TER TER TER BG BG TER 11-ene TER CO TER TER TER TER TER TER AE TER BG BG BG 12-ene TER TER BG BG BG 13-ene TER TER TER BG TER TER BG BG 14-ene TER TER TER TER BG BG BG BG TER 15-ene TER TER TER TER TER BG BG 16-ene TER TER AE TER BG BG BG BG BG BG AE TER 17-ene TER AE TER TER 18-ene TER TER TER TER TER TER TER TER BG 19-ene TER TER BG BG BG TER TER 2-ene TER CO TER TER BG AE 21-ene TER TER TER TER TER CO TER BG BG BG BG 22-ene TER TER TER BG BG BG TER 23-ene TER TER TER BG BG TER TER TER BG BG TER 24-ene TER AE TER TER TER TER TER BG BG BG TER 25-ene AE AE TER CO AE AE AE AE TER TER TER TER TER TER CO TER TER BG BG BG AE 26-ene TER TER TER TER BG BG BG TER 27-ene TER TER 28-ene TER TER TER TER TER BG BG TER BG 29-ene TER TER TER TER TER TER 3-ene TER TER TER TER TER TER BG BG TER BG TER BG BG BG 31-ene TER TER TER TER TER TER TER BG BG TER TER TER BG BG Fuente: OMEL. HORAS PUNTA Incremento significativo de la participación de la hidráulica y el bombeo, que desplaza a los ciclos combinados, sobre todo en la segunda quincena.

22 El mercado de corto plazo 22 Tecnologías marginales en feb-9 HORAS VALLE Predominio del ciclo combinado como tecnología marginal, desplazando al carbón, que el mes anterior había tenido una mayor presencia. Día feb TER TER TER TER TER TER TER TER TER TER TER TER TER BG TER 2-feb AE TER BG 3-feb TER TER TER BG BG BG TER BG TER BG TER TER 4-feb TER TER TER BG BG BG BG TER 5-feb TER TER TER TER BG BG TER 6-feb TER BG BG BG TER TER BG BG BG 7-feb TER TER TER TER BG BG BG 8-feb BG TER TER TER TER TER TER TER BG BG BG TER 9-feb TER TER TER TER TER TER BG TER TER TER 1-feb TER TER TER TER TER TER 11-feb AE BG BG BG TER BG CO TER TER 12-feb CO BG TER BG TER TER BG BG TER 13-feb BG 14-feb TER TER BG TER TER BG BG BG BG 15-feb TER BG TER TER BG TER 16-feb BG CO BG BG TER TER TER BG 17-feb TER TER BG BG BG TER BG BG BG TER 18-feb TER TER BG BG CO TER TER BG 19-feb TER CO TER BG BG BG BG BG BG TER AE 2-feb CO BG BG BG BG TER 21-feb TER TER BG BG BG TER TER TER TER BG TER TER BG 22-feb TER TER TER TER TER TER TER BG BG BG BG 23-feb TER TER TER CO TER BG BG BG BG CO 24-feb CO TER TER BG BG TER BG 25-feb TER TER TER TER TER BG TER TER 26-feb TER TER TER BG BG TER TER BG BG 27-feb TER TER 28-feb TER TER TER BG BG BG Fuente: OMEL. HORAS PUNTA Incremento de la participación de los ciclos combinados y descenso de la hidráulica y el carbón.

23 El mercado de corto plazo 23 Evolución de las reservas hidráulicas GWh ene-3 mar-3 may-3 jul-3 sep-3 nov-3 ene-4 mar-4 may-4 jul-4 sep-4 nov-4 ene-5 mar-5 may-5 jul-5 sep-5 nov-5 ene-6 mar-6 may-6 jul-6 sep-6 nov-6 ene-7 mar-7 may-7 jul-7 sep-7 nov-7 ene-8 mar-8 may-8 jul-8 sep-8 nov-8 ene Precio OMEL ( /MWh) Capacidad máxima Media historica Reservas actuales Precio mercado diario Fuente: E. Las reservas hidráulicas con fines hidroeléctricos continuaron ascendiendo en febrero, acercándose a los niveles medios de los últimos 6 años y situándose muy por encima de las acumuladas el año anterior en las mismas fechas (+44%). Los niveles de reservas siguen indicando que, al menos la primera parte del año, será más húmeda que el año anterior.

24 El mercado de corto plazo 24 Producible hidráulico mensual Producible hidráulico GWh Producción hidráulica GWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Producción hidráulica 28 Producción hidráulica 29 Fuente: E. Desde el punto de vista hidrológico, febrero fue un mes muy húmedo. El producible hidráulico experimentó un fuerte aumento respecto al mes anterior (+9%), registrando el valor máximo de los últimos 2 años.

25 El mercado de corto plazo 25 Temperaturas Evolución de las temperaturas máximas, medias y mínimas Evolución de la temperatura media mensual ºC 2 15 ºC ene-7 feb-7 mar-7 abr-7 may-7 jun-7 jul-7 ago-7 sep-7 oct-7 nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 Max Med Min Fuente: MMA. 5 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 27 8,1 11,1 1,8 13,6 16,7 2,2 23,2 22,8 2,5 16,3 1,6 8,3 28 9,3 1,6 12,1 13,6 15,8 2,1 23,4 23,6 2,1 15,5 9,6 7,9 29 7, 9,2 La temperatura media ascendió en el mes de febrero, aunque se mantuvo por debajo de la registrada en los dos últimos años.

26 El mercado de corto plazo 26 Precios de mercados de electricidad internacionales /MWh ene - 6 mar - 6 may - 6 jul - 6 sep - 6 nov - 6 ene - 7 mar - 7 may - 7 jul - 7 sep - 7 nov - 7 ene - 8 mar - 8 may - 8 jul - 8 sep - 8 nov - 8 ene - 9 OMEL (España) PowerNext (Francia) NordPool (Países Nórdicos) EEX (Alemania) GME (Italia) Portugal Fuente: Bloomberg, Nord Pool, EEX, Powernext y GME. Los precios de los mercados eléctricos internacionales sufrieron descensos acusados durante el mes de febrero, manteniendo la tendencia a la baja iniciada a finales del verano pasado, motivada por un descenso de la demanda eléctrica y por la caída de los precios de los combustibles.

27 El mercado de corto plazo 27 Evolución costes de generación (1) Evolución spark spread, clean spread, dark spread, dark clean spread (definiciones en la siguiente transparencia) Evolución costes generación de ciclos combinados y centrales de carbón Spark y Dark spread ( /MWh) ene-8 mar-8 may-8 jul-8 sep-8 nov-8 ene-9 mar-9 may-9 jul-9 sep-9 nov Precio OMEL ( /MWh) /MWh Precio OMEL Spark spread Clean spark spread Dark spread Clean dark spread 2 ene-8 mar-8 may-8 jul-8 sep-8 nov-8 ene-9 mar-9 may-9 jul-9 sep-9 nov-9 Coste ciclo combinado Coste carbón Fuente: OMEL, Bloomberg, Bluenext, European Climate Exchange. Los precios del gas natural y del carbón descendieron en promedio durante el mes de febrero, aunque dicho descenso fue más acusado en el caso del primero. Debido a esto, el coste de generación de los ciclos combinados descendió en mayor cuantía que el de las centrales de carbón, aunque a pesar de ello se mantuvo en niveles superiores. Dados las actuales expectativas de precios futuros, se prevé que, en los próximos meses, generar con carbón resulte más caro que hacerlo con ciclos combinados.

28 El mercado de corto plazo 28 Evolución costes de generación (2) Spark spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de ciclo combinado sin incluir el coste del CO 2. Clean spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de ciclo combinado incluyendo el coste del CO 2. Dark spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de carbón sin incluir el coste del CO 2. Dark clean spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de carbón incluyendo el coste del CO 2. Para el cálculo de estos conceptos se han utilizado los siguientes supuestos: Tasa de eficiencia CCGT: 55%. Definiciones Supuestos Tasa de eficiencia de la central de carbón: 33%. Tasa de emisiones para el CCGT:,365 t CO 2 /MWh. Tasas de emisiones para la central de carbón:,92 tco 2 /MWh. Precios del gas Natural: NBP. Precios del carbón: API2 (poder calorífico = 6. kcal/kg).

29 El mercado de corto plazo 29 Market Splitting 7 9 Número de horas oct-7 nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 /MWh Horas Market Splitting Precio España Precio Portugal Fuente: OMEL. Durante el mes de febrero se redujo considerablemente el número de horas en las que ambos mercados se separaron. La energía exportada a Portugal siguió disminuyendo, lo que provocó que la interconexión se saturase un menor número de horas.

30 Contenido 3 Introducción: Principales indicadores El mercado de corto plazo 3 9 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 31 Precios de los combustibles El mercado a plazo Previsiones de IM Energía

31 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 31 Precios y energía en el primer mercado intradiario Utilizando los precios del mercado diario, el precio medio ponderado de la energía intercambiada en el primer intradiario fue 39,78 /MWh MWh /MWh MWh /MWh El precio medio ponderado de la energía intercambiada en el primer intradiario fue 38,71 /MWh D 1 X 11 S 21 Energía sesión 1(MWh) (eje izquierdo) Curva de carga del intradiario sesión 1 (eje izquierdo) Precio medio intradiario sesión 1 (eje derecho) Precio medio OMEL (eje derecho) Precio medio horario intradiario sesión 1 (eje derecho) Precio medio horario del mercado diario (eje derecho) Fuente: OMEL. El precio medio ponderado de la energía en el primer intradiario fue inferior al precio medio ponderado utilizando los precios del mercado diario, debido al mayor volumen en las horas valle. La correlación entre ambos precios fue de,87. La energía casada en la sesión 1 del mercado intradiario representó en febrero de 29 un 63,21% del total de la energía casada en el conjunto de los mercados intradiarios.

32 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 32 Energía programada en restricciones GWh Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero /MWh Energía Precio a subir Precio a bajar Fuente: OMEL. El volumen de energía programada en restricciones registrada en el mes de febrero rompe la tendencia descendente de los tres meses anteriores, siendo superior al volumen que se registró en febrero de 28. En febrero de 29 disminuyó el total de la energía programada en restricciones a bajar, coincidiendo con el patrón estacional histórico. Los precios de la energía en restricciones mantienen una tendencia descendente, en línea con la del precio en el mercado diario.

33 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 33 Evolución de la regulación secundaria. 8 Enero MWh /MWh Secundaria a bajar Secundaria a subir Precio a bajar Precio a subir -9 MWh Febrero Secundaria a bajar Secundaria a subir Precio a bajar Precio a subir /MWh Fuente: OMEL. En relación con el mes anterior, tanto la energía en regulación secundaria a bajar como a subir en febrero registraron un descenso del 1,26% y del 28,89% respectivamente. Los precios medios a bajar y a subir se situaron, respectivamente, en 28,99 /MWh (-27,8%) y en 39,34 /MWh (-21,64%). Durante el mes de febrero se convocaron horas de regulación secundaria (561 a bajar y 556 a subir). La energía redespachada a subir fue de MWh (máximo de MWh el día 6), mientras que la energía redespachada a bajar fue de MWh (máximo de MWh el día 25).

34 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 34 MWh MWh Energía Terciaria a bajar Evolución de la regulación terciaria Energía Terciaria a bajar Promedio de Precio a bajar Promedio de Precio a bajar Enero Febrero Fuente: OMEL. Energía Terciaria a subir Promedio de Precio a subir Energía Terciaria a subir Promedio de Precio a subir La energía en regulación terciaria a bajar en febrero registró un aumento del 9% frente a una caída de la energía a subir del 53%, respecto al mes anterior. El precio medio a bajar se situó en 27,3 /MWh (-52,83%) y el precio medio a subir en 46,8 /MWh (-18,45%). Durante el mes de febrero se convocaron 575 horas de regulación secundaria (379 a bajar y 196 a subir). La energía redespachada a subir fue de MWh (máximo de MWh el día 4), mientras que la energía redespachada a bajar fue de MWh (máximo de MWh el día 13) /MWh /MWh

35 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 35 Evolución de la gestión de desvíos MWh MWh Enero , -9, Gestión de desvíos a bajar Gestión de desvíos a subir Precio a bajar Precio a subir Febrero , 6, 3,, -3, 9, 6, 3,, -3, -6, -9, Gestión de desvíos a bajar Gestión de desvíos a subir Precio a bajar Precio a subir Fuente: OMEL. /MWh /MWh La energía de gestión de desvíos a bajar en febrero registró un descenso del 75% frente a un aumento de la energía a subir del 3%, respecto al mes anterior. El precio medio a bajar se situó en 3,75 /MWh (-12%) y el precio medio a subir en 43,91 /MWh (-22%). Durante el mes de febrero se convocaron 319 horas de gestión de desvíos (252 a bajar y 67 a subir). La energía redespachada a subir fue de MWh (máximo de 1.1 MWh el día 1), mientras que la energía redespachada a bajar fue de MWh (máximo de MWh el día 22).

36 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 36 Resumen de los mercados de operación Mercado Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvíos Concepto Dic 8 Ene 9 Feb 9 Dic 8 Ene 9 Feb 9 Dic 8 Ene 9 Feb 9 Energía a subir (MWh) Energía a bajar (MWh) Precio medio a subir ( /MWh) 61,61 51,57 39,34 72,58 64,32 27,3 63,33 59,63 43,91 Precio medio a bajar ( /MWh) 46,8 38,9 28,99 39,66 31,42 46,8 43,67 35,24 3,75 Nº de horas totales Nº de horas a subir Nº de horas a bajar Nota: Los precios a subir y a bajar para el último mes son precios estimados. Fuente: E y elaboración propia.

37 Contenido 37 Introducción: Principales indicadores El mercado de corto plazo 3 9 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 31 Precios de los combustibles El mercado a plazo Previsiones de IM Energía

38 Precios de los combustibles 38 Evolución general de los precios de los combustibles El precio medio spot del barril de Brent en el mes de febrero fue de 43,33 $/bbl (43,42 $/bbl en el mes de enero). Durante el mes de febrero se registraron fluctuaciones importantes con cotizaciones por encima de los 47$/bbl en la primera quincena e inferiores a 4 $/bbl durante la segunda quincena (17 y 18 de febrero). Los precios medios en la primera y segunda quincena fueron 44,65 $/bbl y 42,2 $/bbl, respectivamente. Según las últimas previsiones de la EIA, el precio medio spot del barril WTI para el 29 será de 42,6 $/bbl y 53,17 $/bbl para el 21. Las cotizaciones spot del gas natural han registrado importantes caídas en febrero. El precio medio spot del gas natural en Zeebrugge y NBP a lo largo del mes de febrero se situó en 19,84 /MWh y 18,16 /MWh respectivamente. Esto supone una caída 15,4% (Zeebrugge) y 2,7% (NBP) respecto a la cotización media registrada en enero. El precio medio del carbón API 2 durante el mes de febrero se situó en 7,73 $/t (-1% respecto al precio medio en enero). La cotización del API2 ha registrado una importante tendencia decreciente en la segunda parte del mes. Mientras el precio medio en la primera quincena fue de 76,75 $/t, el precio medio en la segunda quincena fue de 64,61 $/t. Los precios medios de los derechos de emisión con entrega en 29 y 21 en el mes de febrero fueron de 9,71 /t y 1,3 /t respectivamente, lo que supone una disminución de un 26% en relación con la cotización media registrada en enero. A mediado del mes, el precio alcanzó el valor mínimo histórico de 8,2 /t (dic-9) y 8,43 /t (dic-1), para posteriormente repuntar y llegar a niveles de 1 /t.

39 Precios de los combustibles 39 Precios de combustibles: Petróleo Evolución del contrato Brent y evolución de los contratos a plazo con entrega al mes siguiente, a los tres meses y a los seis meses Curva forward Brent (fecha: 1-mar-9) $/barril abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 Curva forward Brent 27 de febrero vs 3 de enero $/barril Contrato $/BBL Q ,17 Q ,1 Q ,87 Q ,45 Q ,96 Q ,31 Spot Fwd Mes 1 Fwd Mes 2 Fwd Mes 3 Fuente: ICE y Bloomberg. Spot Fwd Mes 2 Fwd Mes 4 Fwd Mes 6 27-feb-9 Fwd Mes 8 Fwd Mes 1 3-ene-9 Fwd Mes 12 El precio medio spot del petróleo en febrero (43,33 $/bbl) fue similar al observado en el mes de enero (43,42$/bbl). Sin embargo, la volatilidad fue elevada durante el mes de febrero, registrando precios mínimos de 39,5 $/bbl y máximos de 47,27 $/bbl. La curva forward del barril de Brent se mantiene en contango. Según las nuevas previsiones de la EIA, el precio medio spot del barril WTI para el 29 será de 42,6 $/bbl y 53,17 $/bbl para el 21.

40 Precios de los combustibles 4 Precios de combustibles: Gas Natural Evolución del precio spot del gas natural en Zeebrugge y NBP Curva forward ZEE (cotizaciones 1-mar-9) Contrato /MWh abr-9 11,61 may-9 11,89 jun-9 11,63 Verano 29 16,94 Invierno 9/1 22,34 /ton CO Verano: De abril a septiembre incluidos. Invierno: De octubre a marzo. Curva forward NBP (cotizaciones 1-mar-9) 12 Contrato /MWh abr-9 11,76 7 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 may-9 11,76 jul-sep 9 11,85 oct-dic 9 17,7 ene-mar 1 2,78 abr-jun 1 25,44 Entrega dic-9 Entrega dic-1 Fuente: Bloomberg. El mes de febrero se caracterizó por un descenso acusado del precio del gas natural, donde en Zeebrugge cotizó en media a 19,84 /MWh (-15,36% respecto al mes anterior) y en NBP a 18,16 /MWh (-2,65%).

41 Precios de los combustibles 41 Precios de combustibles: Carbón Evolución del precio del carbón API 2 Curva forward del carbón (cotizaciones 1-mar-9) oct-7 nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 $/t Contrato $/t Q ,32 Q ,95 Q , Q1 21 7,7 Q ,3 Q ,9 Fuente: ICE y Bloomberg. El carbón API 2, al igual que el gas natural, registró en febrero un importante retroceso en sus cotizaciones respecto a enero, llegando a niveles medios de 7,73 $/t (-1%). Durante los últimos días del mes se observaron precios por debajo de los 6 $/t, nivel muy inferior al precio medio de la primera quincena de febrero (76,85 $/t).

42 Precios de los combustibles 42 Precio de los derechos de emisión de CO 2 (entrega dic-9 y dic-1) abr-8 may-8 jun-8 /ton CO2 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 Entrega dic-9 Entrega dic-1 Fuente: European Climate Exchange. Las cotizaciones de los derechos de emisión de CO 2 con entrega en 29 y 21 han experimentado variaciones importantes durante el mes, llegando al mínimo histórico de 8,2 /t y 8,43 /t respectivamente el 12 de febrero. Posteriormente, el precio de los derechos se recuperaron para llegar a niveles de 9,71 /t en media para el mes (-26% respecto a enero). El volumen negociado en el mercado spot (Blue Next) fue un 77,7% superior al del mes de enero, mientras que en el mercado de futuros (ECX) fue un 46%.

43 Contenido 43 Introducción: Principales indicadores El mercado de corto plazo 3 9 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 31 Precios de los combustibles El mercado a plazo Previsiones de IM Energía

44 El mercado a plazo 44 Comentario general del mercado a plazo no organizado (mercado OTC) El volumen negociado en el mercado OTC durante el mes de febrero fue de 13,5 TWh, el máximo volumen histórico negociado durante un mes. El volumen de negociación OTC acumulado para el 29 es de 23,7 TWh El volumen intercambiado en febrero se concentró en los contratos trimestrales Q3 29 (16,9%), Q4 29 (23,3%) y el contrato con entrega en el año 21 (36,7%). La curva forward OTC de electricidad se mantiene en backwardation. La séptima subasta de Emisiones Primarias de Energías se celebrará el próximo 24 de marzo mientras que la octava subasta CESUR se celebrará el 26 de marzo.

45 El mercado a plazo 45 El mercado OTC en España (Volumen) Evolución mensual del volumen OTC TWh ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Vol.26 2,13 1,65,68 2,1,94,64 1,44 1,16 1,53 1,33 1,27 1,24 Vol.27 2,29 2,56 2,43 1,86 2,94 3,42 3,81 4, 3,15 7,85 3,72 3,6 Vol.28 6,17 6,68 5,53 5,28 4,4 11,64 7,19 5,1 7,85 9,17 8,4 5,62 Vol.29 1,65 13,5 Fuente: Brokers, traders y elaboración propia. El volumen total intercambiado en el mercado OTC durante el mes de febrero fue de 13,5 TWh, el mayor volumen histórico registrado, superando al anterior máximo histórico registrado en junio de 28 (11,64 TWh).

46 El mercado a plazo 46 El mercado OTC en España (Volumen) Evolución mensual del volumen OTC acumulado anual hasta el 28-feb-9 Volumen acumulado (TWh) ,13 2,29 6,17 1,65 3,79 4,85 12,85 23,7 4,46 7,28 18,38 6,56 9,14 23,66 7,5 12,8 28,7 8,14 15,5 39,7 9,58 19,31 46,9 1,74 23,31 51,9 12,27 26,46 59,75 13,6 34,32 68,92 14,87 38,4 77,32 16,11 41,64 82,94 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Vol. Acumulado 26 (TWh) Vol. Acumulado 27 (TWh) Vol. Acumulado 28 (TWh) Vol. Acumulado 29 (TWh) Fuente: Brokers, traders y elaboración propia. El volumen de negociación acumulada en el mercado OTC durante los do primeros meses de 29 ha ascendido a 23,7 TWh. En relación al año anterior, el volumen OTC negociado en enero y febrero de 29 supera el volumen negociado durante los cuatro primeros meses de 28.

47 El mercado a plazo 47 El mercado OTC en España (Precios) Evolución de las cotizaciones mid-market de los distintos productos en el mercado OTC y del precio del mercado diario (OMIE) /MWh Días laborables OMIE Q2 29 Q3 29 Q4 29 Cal 21 Mar 9 Apr9 Fuente: Brokers, traders, OMEL y elaboración propia. Los contratos a plazo presentan un descenso generalizado en sus cotizaciones a lo largo del mes. A partir de la segunda quincena de febrero, las cotizaciones de los distintos productos intercambiados en el mercado OTC se mantuvieron en niveles inferiores al registrado en el mercado diario (curva en backwardation).

48 El mercado a plazo 48 El mercado OTC en España (Precios) feb-9 ene-9 Contrato Media anualizada /MWh anualizada Balance 29 38,75 21,35% 5,25 73,97% mar-9 4,25 24,13% 44,89 32,35% abr-9 35,65 33,66% Q ,46 23,34% 41,4 26,57% Q ,88 25,3% 46,9 31,7% Q4 29 4,4 26,4% 46,84 3,3% Cal 21 42,87 25,47% 48,53 3,42% Las cotizaciones medias de todos los contratos descienden con respecto al mes anterior. El spread bid-ask se situó a finales de mes en niveles similares a los observados a principio de mes. Spread Contrato 2/2/29 16/2/29 27/2/29 /MWh /MWh /MMh Balance29 1, 1, 1, BOM 2, 2, 2, Cal21 1,,5 1, Mar9 1, 1, 1, Apr9 1, 2, 2, Q229 1, 1, 2, Q329 1,,5 1, Q429 1,,5 1,

49 El mercado a plazo 49 El mercado de futuros OMIP El volumen negociado en el mercado de futuros del MIBEL durante el mes de febrero fue de 2.74 GWh, lo que supone un aumento del 8,73% respecto al volumen negociado en el mes anterior. El 54% de la negociación (1.477 GWh) se realizó en el mercado continuo, mientras que el resto de la negociación se realizó en subastas (1.263 GWh). El volumen de negociación en el mercado continuo en el mes de febrero ha sido un 19% superior al registrado en enero (1.477 GWh en febrero frente a GWh en enero). En el mercado de OMIP se registraron para su compensación a través de la Cámara (OMIClear) 3.6 GWh negociados previamente en el mercado OTC.

50 El mercado a plazo 5 El mercado de futuros OMIP (Volumen) Evolución del volumen en el mercado OMIP feb-7 abr-7 jun-7 ago-7 oct-7 Volumen total en OMIP (GWh) dic-7 feb-8 abr-8 jun-8 ago-8 oct-8 dic-8 feb-9 Semanas Meses Trimestres Años Fuente: OMIP. Volumen por tipo de negociación en el mercado OMIP GWh feb-9 ene-9 Variación (%) Negociación continua (A) ,39% Subastas (B) ,55% Total OMIP (A+B) ,73% Compensación OTC (C) ,74% TOTAL (A+B+C) ,21% Volumen por tipo de negociación en OMIP dic-8 ene-9 feb-9 Negociación continua (A) 13% 23% 26% Subastas (B) 25% 24% 22% Compensación OTC (C) 63% 53% 52%

51 El mercado a plazo 51 El mercado de futuros OMIP (Precios) Evolución de las cotizaciones de los distintos productos en el mercado OMIP y del precio del mercado diario (OMIE) /MWh Días laborables OMIE FTB Wk7-9 FTB M Mar-9 FTB Q2-9 FTB Q3-9 FTB Q4-9 FTB YR-1 Fuente: OMIP y OMEL. Las cotizaciones de los contratos futuros también registraron descensos generalizados durante el mes de febrero. Al igual que en el mercado OTC, la mayoría de los contratos futuros mostraron cotizaciones inferiores a la del mercado diario a partir de la segunda quincena del mes.

52 El mercado a plazo 52 Contratación bilateral física Evolución del volumen diario de contratación bilateral (GWh) Volumen mensual en GWh Volumen diario de contratación bilateral (GWh) ene-7 mar-7 may-7 jul-7 sep-7 nov-7 ene-8 mar-8 may-8 jul-8 sep-8 nov-8 ene % var. Ene ,45% Feb ,78% Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Los volúmenes representados corresponden a la energía de contratos bilaterales comunicados al Operador del Sistema. La media móvil corresponde a períodos de 7 días. Contratación bilateral (GWh) 7 per. media móvil (Contratación bilateral (GWh)) Fuente: E. Durante el mes de febrero el volumen de contratación bilateral fue de 7,8 TWh, lo que supone un descenso del 7,78% respecto al volumen negociado en enero.

53 El mercado a plazo 53 Resultados de las subastas CESUR celebradas hasta la fecha 1ª CESUR 2ª CESUR 3ª CESUR 4ª CESUR 5ª CESUR 6ª CESUR 7ª CESUR 8º CESUR (*) Fecha 19-jun-7 18-sep-7 18-dic-7 13-mar-8 17-Jun-8 26-Sep-8 16-Dic-8 26-Mar-9 Periodo de entrega Q3 27 Q4 27 Q1 28 Q2 28 Q2+Q3 28 Q3 28 Q3+Q4 28 Q4 28 Q4 8+Q1 9 Q1 29 (base) Q1 29 (punta) Q2 29 (base) Q2 29 (punta) MW en CB subastados (punta) Entre MW Potencia adjudicada 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% 1% Número de participantes Número de adjudicatarios Precio de equilibrio de la subasta ( /MWh) 46,27 38,45 64,65 63,36 63,73 65,15 65,79 72,45 72,49 58,86 66,84 Precio OTC el día/días anteriores a la subasta para el producto subastado ( /MWh) 44,25 38, 62,75 61,5 61,98 64,35 65,68 72,25 72,2 59,5 Precio OMIP el día anterior a la subasta para el producto subastado ( /MWh) 43,79 38,86 62,4 61,25 62,12 64,36 65,68 69,75 71,62 59,5 Precio OMIE para el periodo de entrega del producto subastado 36,44 47,92 65,91 56,93 63,68 7,43 67,45 64, ( /MWh) (*) Resoluciones de la Secretaría General de Energía de 24 de febrero Fuente: Administrador de la subasta CESUR, OMEL y elaboración propia.

54 El mercado a plazo 54 Resultados de las subastas CESUR celebradas hasta la fecha /MWh jul-7 ago-7 sep-7 oct-7 nov-7 dic-7 ene-8 feb-8 mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 OMIE Precio eq. subasta 1 Precio eq. subasta 2 Precio eq. subasta 3 Precio eq. subasta 4 (pdto. trim) Precio eq. subasta 4 (pdto. semestre) Precio eq. subasta 5 (pdto. trim) Precio eq. subasta 5 (pdto. semestre) Precio eq. subasta 6 (pdto. trim) Precio eq. subasta 6 (pdto. semestre) Precio eq. subasta 7 (pdto. trimestre base) Precio eq. subasta 7 (pdto. trim pico) Fuente: Administrador de la subasta CESUR y OMEL.

55 Contenido 55 Introducción: Principales indicadores El mercado de corto plazo 3 9 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 31 Precios de los combustibles El mercado a plazo Previsiones de IM Energía

56 Previsiones de IM Energía 56 Demanda eléctrica peninsular Previsión para marzo 29: E = GWh, IME = GWh mar-8 abr-8 may-8 jun-8 GWh jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 may-9 jun-9 jul-9 ago-9 sep-9 oct-9 nov-9 dic-9 ene-1 feb-1 Historia Previsión IME Previsión E Fuente: E y elaboración propia. El valor real para el mes de febrero de 29 se situó en GWh y la previsión de E y de IME fue GWh (error de 1.58 GWh) y GWh (error de GWh), respectivamente.

57 Previsiones de IM Energía 57 Producción eólica Previsión para marzo 29: IME = 3.81 GWh mar-8 abr-8 may-8 jun-8 GWh jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 may-9 jun-9 jul-9 ago-9 sep-9 oct-9 nov-9 dic-9 ene-1 feb-1 Historia Escenario Bajo Previsión IME Escenario Alto Fuente: E y elaboración propia. El valor real para el mes de febrero de 29 se situó en 3.15 GWh. La previsión de IME fue de 2.93 GWh (error de -22 GWh).

58 Previsiones de IM Energía 58 Producción de ciclos combinados Previsión para marzo 29: IME = 6.87 GWh GWh En febrero se produjo un descenso de un 25,62% respecto al mes anterior y de un 44,44% respecto a febrero de mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 may-9 jun-9 jul-9 ago-9 sep-9 oct-9 nov-9 dic-9 ene-1 feb-1 Historia Previsión IME Fuente: E, European Climate Exchange, Bloomberg y elaboración propia. El valor real para el mes de febrero de 29 se situó en GWh. La previsión de IME fue de GWh (error de GWh).

59 Previsiones de IM Energía 59 Producible hidráulico y producción hidráulica Previsión para marzo 29 del producible hidráulico: IME = 87,14 GWh El valor real del producible en febrero de 29 se situó en 14,13 GWh (error de 33,86 GWh) 12 1 GWh mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 may-9 jun-9 jul-9 ago-9 sep-9 oct-9 nov-9 dic-9 ene-1 feb-1 Historia Previsión IME Media Histórica Fuente: E y elaboración propia. Previsión de producción hidráulica de régimen especial y régimen ordinario: El valor real de la generación hidráulica de régimen ordinario se situó en febrero de 29 en 3.23 GWh ( +161 GWh) mar-9 abr-9 may-9 jun-9 jul-9 ago-9 sep-9 oct-9 nov-9 dic-9 ene-1 feb-1 H.RO H

60 Previsiones de IM Energía 6 Precios de contado (OMEL) Previsión para marzo 29: IME = 37,95 /MWh mar-8 abr-8 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 may-9 jun-9 jul-9 ago-9 sep-9 oct-9 nov-9 dic-9 ene-1 feb-1 /MWh Historia Previsión IME Fuente: E, OMEL, The ICE, European Climate Exchange y elaboración propia. El precio medio aritmético en OMEL en el mes de febrero ha sido 4,71 /MWh. La previsión de IME para el mes de febrero fue 43,43 /MWh, lo que supone un error de 2,72 /MWh.