MERCADO DE ELECTRICIDAD

Transcripción

1 MERCADO DE ELECTRICIDAD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Enero 27

2 INDICE Introducción 1.- Secuencia de las Sesiones del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. 2.- Evolución del Mercado Diario en el mes de enero de Evolución del Mercado Intradiario en el mes de enero de Evolución de la energía y precios correspondientes a los procesos de operación técnica del sistema en el mes de enero de Garantía de Potencia en el mes de enero de Evolución del Mercado de Electricidad en el mes de enero de Evolución del Mercado de Electricidad en el periodo enero de Evolución del Mercado de Electricidad en los doce últimos meses. 9.- Intercambios internacionales en el mercado de producción. 1.- Resultados publicados por los operadores del mercado de otros mercados de electricidad.

3 INTRODUCCIÓN El mercado de producción de energía eléctrica es un mercado que se configura como el conjunto de transacciones económicas derivadas de la participación de los agentes del mercado en las sesiones del mercado diario, incluidos contratos bilaterales, del mercado intradiario y de la aplicación de los Procedimientos de Operación del Sistema. A estas transacciones, se agrega el coste por garantía de potencia para la obtención del precio final de la electricidad. Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar directamente en el mercado eléctrico como vendedores y compradores de electricidad. Pueden actuar como agentes del mercado los productores, distribuidores y comercializadores de electricidad así como los consumidores cualificados de energía eléctrica, representantes dados de alta para participar como agentes del mercado y las compañías eléctricas o consumidores, residentes en otros países. Los productores, comercializadores y los consumidores cualificados pueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales. El Operador del Mercado Ibérico de Energía Polo Español, S.A. asume la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado diario e intradiario de energía eléctrica en los términos que reglamentariamente han sido establecidos. * El mercado diario es el mercado en el que se realizan la mayoría de las transacciones. En dicho mercado deben participar como oferentes todas las unidades de producción disponibles y no vinculadas mediante un contrato bilateral. La parte demandante en el mercado diario son los distribuidores, comercializadores, agentes externos compradores y consumidores cualificados. * Una vez celebrada la sesión del mercado diario, el operador del sistema evalúa la viabilidad técnica del programa de funcionamiento de las unidades de venta para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte. Si la programación resultante del mercado diario y de la comunicación de contratos bilaterales no cumple los requisitos de seguridad, el procedimiento de solución de restricciones técnicas retira los contratos bilaterales que creen congestión y modifica el programa de las unidades de venta o adquisición, de unidades de consumo de bombeo o de exportación, del mercado diario. * El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudir como demandantes y oferentes las unidades de venta, los distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados que tengan la condición de agentes del mercado, con las limitaciones establecidas en la Legislación. 2

4 * Los servicios complementarios y el procedimiento de gestión de desvíos tienen por objeto que la producción se adapte a la demanda mediante mecanismos de subasta entre unidades de producción gestionados por el operador del sistema. De acuerdo con el Real Decreto 282/1998 de 23 de diciembre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes, tienen la condición de consumidores cualificados conforme establece el artículo 9.2 de la Ley del Sector Eléctrico, aquellos cuyo consumo anual por punto de suministro o instalación sea igual o superior a 5 GWh. A partir del 1 de abril de 1999, tienen la condición de consumidores cualificados aquellos cuyo consumo anual por punto de suministro sea igual o superior a 3 GWh; a partir del 1 de julio de 1999 el límite se redujo hasta 2 GWh, y a partir del 1 de octubre de 1999, a 1 GWh. A partir del 1 de julio del año 2 tienen además la condición de consumidor cualificado todos aquellos cuyos suministros se realicen en tensiones nominales iguales o superiores a 1 voltios (Real Decreto-Ley 6/1999, de 6 de abril). A partir del 1 de enero de 23, todos los consumidores de energía eléctrica tienen la consideración de consumidores cualificados (Real Decreto-Ley 6/2, de 23 de junio). LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO Directiva de Electricidad UE Ley del Sector Eléctrico 28% 36% 39% 42% 45% 54% 1% En.99 Ab.99 Jul.99 Oc Ene.98 Ene.99 Abr.99 Jul.99 Oct.99 Jul. Ene.3 Suministro de tensión > 1 kv GWh año o nivel de tensión de acometida requeridos para ser consumidor cualificado 3

5 Normativa: El funcionamiento del mercado se rige por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico y sus normas de desarrollo: - Real Decreto-Ley 6/1999 de Medidas Urgentes de liberalización e incremento de la competencia. - Real Decreto-Ley 6/2 de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios. - Real Decreto-Ley 3/26, de 24 de febrero, por el que se modifica el mecanismo de casación de las ofertas de venta y adquisición de energía presentadas simultáneamente al mercado diario e intradiario de producción por sujetos del sector eléctrico pertenecientes al mismo grupo empresarial. - Real Decreto 219/1997 por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - Real Decreto 1955/2 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. - Real Decreto 1164/21 por el que se establecen tarifas de acceso a las redes. - Real Decreto 436/24, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. - Real Decreto 2351/24, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico. - Real Decreto 1454/25, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico. - Real Decreto 1634/26 por el que se establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de enero de 27. 4

6 - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 29 de diciembre de 1997 por la que se desarrollan algunos aspectos del R.D. 219/1997, modificando la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 14 de julio de 1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intercomunitarios e internacionales de energía eléctrica. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre de 1998 por la que se modifica la de 29 de diciembre de 1997, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 219/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - Orden ITC/4112/25, de 3 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica. - Resolución de 24 de junio de 25 de la Secretaría General de la Energía por la que se aprueban los Procedimientos de Operación del Sistema. - Resolución de 24 de mayo de 26, de la Secretaría General de la Energía, por la que se aprueban diversos Procedimientos de Operación por su adaptación a la nueva Normativa eléctrica. Estas normas y Procedimientos de Operación se concretan en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica y en el Contrato de Adhesión a dichas reglas aprobados por Resolución de 24 de mayo de 26, de la Secretaría General de Energía, por la que se aprueban las Reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica (BOE 3 de mayo de 26). Las citadas Reglas y Contrato deben ser suscritos por todos los agentes del mercado para su participación en el mismo. 5

7 1. SECUENCIA DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. El conjunto de sesiones del mercado de producción de energía eléctrica, el día anterior al correspondiente al suministro, tiene por finalidad la determinación de las transacciones de electricidad y la programación de las unidades de producción necesarias para que se realicen dichos intercambios. De conformidad con las Reglas de Funcionamiento del Mercado y con los Procedimientos de Operación del Sistema, el esquema de funcionamiento es el siguiente: Mercado diario: (final sesión: 11: h.) Las transacciones derivadas de la sesión del mercado diario junto a los contratos bilaterales dan lugar al programa diario base de funcionamiento Solución de restricciones técnicas: (final sesión: 14: h.) Sobre el programa diario base de funcionamiento, se realiza por el operador del sistema una evaluación de seguridad. Si el citado programa no cumple los requisitos de seguridad establecidos, un procedimiento del operador del sistema determina las unidades de venta y ofertas de compraventa existentes que deben agregarse o eliminarse del programa base de funcionamiento. El resultado es el programa diario viable provisional. Asignación de regulación secundaria: (final sesión: 16: h.) Sobre la base del programa diario viable provisional, el operador del sistema asigna, mediante subasta basada en el precio marginal, la banda de regulación secundaria a subir o a bajar a las unidades de producción participantes. El resultado es el programa diario viable definitivo. 6

8 Mercado intradiario: Los agentes del mercado pueden participar en las 6 sesiones del mercado intradiario convocadas por el operador del mercado. La participación puede realizarse con ofertas de compra y/o de venta con el único requisito de respetar los compromisos adquiridos de servicios complementarios en el programa diario viable, y la condición para las unidades de venta de haber participado en el mercado diario o en contratos bilaterales, o no haberlo hecho por estar indisponibles, y a las unidades de adquisición de haber participado en dicho mercado, o haber ejecutado un contrato bilateral en el día correspondiente. El resultado de cada sesión del mercado intradiario da lugar al programa horario final. El horizonte de las sesiones del mercado intradiario es el siguiente: HORARIO DEL MERCADO INTRADIARIO 6 sesiones diarias Intradiario 1 (28 horas) Intradiario 2 (24 horas) Intradiario 3 (2 horas) Intradiario 4 (17 Horas) Intrad. 5 (13 horas) Intrad. 6 (9 horas) Desvíos entre sesiones del mercado intradiario: La garantía del equilibrio físico en la red entre los flujos de producción y consumo de electricidad corresponde al operador del sistema mediante la aplicación de servicios complementarios y gestión de desvíos, salvo que fuera necesaria la instrucción directa a las unidades de producción, lo que constituye la aplicación de procedimientos especiales o de emergencia. 7

9 2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO EN EL MES DE ENERO DE Sesiones del mercado diario. Los procesos de casación y comunicación se han realizado todos los días de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado. En el siguiente gráfico se representa la curva de demanda correspondiente a la suma de tres tipos de demanda contratada diferentes: la demanda en el programa resultante de la casación del mercado diario, la demanda de las distribuidoras asimiladas a contratos bilaterales y la demanda ejecutada en contratos bilaterales. También se representan en otras dos curvas de demanda, en primer lugar la suma de los dos primeros términos y en segundo lugar el primer término de la agregación anterior. En el gráfico se representan adicionalmente las curvas con los precios con la hora de mayor precio de cada día, la de menor precio y el precio medio aritmético de todas las horas del día. ceur/kwh ENERO 27 MWh Precio medio aritmético de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio 1/1/27 31/1/27 4,586 ceur/kwh Precio máximo Precio medio aritmético Precio mínimo Energía asimilada en Bilaterales + Energía en programa resultante de casación Energía ejecutada + Asimilada en Bilaterales + Energía en programa resultante de casación Energía en programa resultante de casación Fechas 8

10 2.2. Precios en el mercado diario y volumen de contratación El precio medio ponderado del mercado diario correspondiente al mes de enero es de 4,729 ceur/kwh, siendo el precio medio aritmético de 4,586 ceur/kwh. El precio medio ponderado es superior al del mes anterior de 3,762 ceur/kwh, siendo el precio medio aritmético también superior al del mes anterior de 3,65 ceur/kwh. La curva de precios medios aritméticos presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 3,236 ceur/kwh el lunes día 1, y el máximo de 6,637 ceur/kwh el miércoles día 31. La curva de precios máximos alcanza un valor máximo de 8,479 ceur/kwh y la curva de precios mínimos tiene un valor mínimo de 1, ceur/kwh. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 2,636 y 5,779 ceur/kwh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 4,941 ceur/kwh. Estos datos reflejan un aumento de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. En los dos siguientes gráficos se presentan las horas de mayor precio y de menor precio del mercado diario del mes. En cada uno de los gráficos se presentan tres curvas diferentes: Todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición considerados como ofertas simples. El punto de corte de las ofertas de venta y adquisición que forman el precio de la hora, una vez retirados los tramos de oferta afectados por condiciones complejas de las ofertas, o por limitaciones de capacidad de interconexión. Las ofertas de venta y adquisición que finalmente forman el programa resultante de la casación. 9

11 1

12 El precio en horas valle (entre 1 y 7 de la mañana de todos los días) oscila entre 1,67 y 5,833 ceur/kwh, y entre 1, y 8,479 ceur/kwh el resto de las horas. El precio mínimo del mes, 1, ceur/kwh, se ha registrado en las horas 9 y 1 del lunes 1, y el precio máximo del mes ha sido de 8,479 ceur/kwh y se ha registrado en la hora 12 del miércoles 31. El precio medio ha sido un 37,3% inferior al del mismo mes del año anterior. La contratación en el mercado diario en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, ha aumentado en cuanto a energía en el programa resultante de la casación a GWh y ha aumentado en valor económico a keur. El valor de la contratación diaria se sitúa en 336 GWh/día en laborable, 293 GWh/día en sábado y 264 GWh/día en festivo, siendo los correspondientes valores económicos medios de keur/día en laborable, keur/día en sábado y 1.89 keur/día en festivo. El máximo y mínimo de contratación diaria se presentaron respectivamente el jueves 25 con MWh y el domingo 7 con MWh. El máximo de contratación horaria ha sido de MWh para la hora 2 del jueves 25 y el valor horario mínimo 8.17 MWh en la hora 9 del lunes 1. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario por comercializadores y consumidores cualificados, junto a la comunicada en contratos bilaterales, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 53,5% de la energía del programa resultante de la casación y el,97% del volumen económico total, cifras inferiores, respecto a las registradas en el mes anterior (56,42% y 1,7% respectivamente). La contratación bilateral ha sido de 5.174,9 GWh, siendo de 4.886,8 GWh el mes anterior. La energía asimilada en contratos bilaterales entre distribución y producción en régimen ordinario, establecida en el Real Decreto-Ley 3/26, asciende a 1.36,6 GWh. El volumen adquirido para exportación tanto por las comercializadoras, como por empresas productoras nacionales, ha sido de 3,4 GWh para Portugal, 48,8 GWh para Francia y 1,2 GWh para Andorra 11

13 En el cuadro siguiente se indican los volúmenes en energía y en euros negociados en el mercado diario durante el mes: FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) MERCADO DIARIO ENERO 27 PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,236 5,839 1, 4, ene ,834 6,51 1,67 4, ene ,52 5,5 2,255 3, ene ,11 6,58 2,649 3, ene ,63 5,5 2,864 2, ene ,113 7,552 2,649 4, ene ,27 5,699 2,712 2, ene ,132 5,819 1,985 3, ene ,77 6,8 2,864 3, ene ,14 7,844 3, 4, ene ,4 7, 3, 4, ene ,712 6, 3, 3, ene ,66 6, 3,85 2, ene ,131 8,225 2,446 5, ene ,22 6,651 3,125 3, ene ,833 6,5 3,152 3, ene ,56 6,396 2,55 3, ene ,297 6, 2,445 3, ene ,859 6,8 2,445 4, ene ,483 6,158 2,893 3, ene ,172 6,79 2,679 4, ene ,829 6,85 2,445 4, ene ,63 6,71 2,45 4, ene ,623 6,842 2,55 4, ene ,632 6,759 2,761 3, ene ,561 6,741 2,445 4, ene ,142 5,5 2,445 3, ene ,124 7,541 2,5 5, ene ,551 7,72 2,761 4, ene ,332 8,33 3,3 5, ene ,637 8,479 3,58 4,

14 2.3. Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario, 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 497, GWh durante el mes, lo que supone un 5,% de la energía correspondiente al programa resultante de la casación. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 78,% inferior al mes anterior. En volumen económico la solución de restricciones técnicas ha sido de keur, con un sobrecoste de keur, equivalente a,5 ceur/kwh adquirido. El cuadro siguiente muestra la incidencia sobre la energía contratada en el mercado diario de la solución de las restricciones técnicas. Energía (MWh) Energía Diaria Asignada por Restricciones ENERO 27 3., 25., 2., 15., 1., 5.,, 1-ene 2-ene 3-ene 4-ene 5-ene 6-ene 7-ene 8-ene 9-ene 1-ene 11-ene 12-ene 13-ene 14-ene 15-ene 16-ene 17-ene 18-ene 19-ene 2-ene 21-ene 22-ene 23-ene 24-ene 25-ene 26-ene 27-ene 28-ene 29-ene 3-ene 31-ene Energia Polinómica (Energía) Días 13

15 2.4. Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías. La cobertura de la demanda de electricidad por la oferta, agrupada por tecnologías, proviene fundamentalmente de la contratación en el mercado diario e intradiario, suponiendo los procesos de operación técnica del sistema, en valor absoluto, un 5,5% de la demanda neta del mes. La producción por tecnologías ha sido la siguiente: Mercado diario DICIEMBRE Mercado diario ENERO Producción en B.C.(*) GWh % GWh % GWh % Fuel-Gas ,5% ,6% ,% Carbón ,4% ,7% ,9% Hidráulica ,9% ,2% ,6% Nuclear ,5% ,1% ,8% Importaciones ,4% ,3% ,% Régimen especial ,4% ,2% ,6% TOTAL ,% ,% ,% (*) Fuente: Red Eléctrica de España, S.A. El ciclo combinado se ha agrupado en la categoría de fuel - gas El comportamiento de las diferentes tecnologías en la cobertura de la demanda a lo largo del mes, que se muestra a continuación, permite comprobar la modulación de cada una de ellas para adecuarse al comportamiento de la demanda. 14

16 ENERGÍAS (GWh) ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS ENERO Fechas RÉGIMEN ESPECIAL A DISTRIBUCION RÉGIMEN ESPECIAL A MERCADO NUCLEAR IMPORTACIONES HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS A su vez y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario, durante este mes, tiene un valor medio de -414 MWh. MWh 5. Comparación de demandas previstas por el O.S. y casada por los A.M. en el mercado diario e intradiario, incluyendo autoproductores y bilaterales nacionales ENERO 27 MWh DIA Demanda nacional casada en los mercados diario e intradiario, incluyendo autoproductores y bilaterales nacionales Última previsión del O.S. antes de la casación del mercado diario, incluyendo autoproductores Diferencia O.S.-A.M. 15

17 En cuanto a los precios marginales determinados por las diferentes tecnologías en la curva de formación de precios, es de destacar que las unidades de producción térmica e hidráulica marcan marginal principalmente en las horas valle, marcando precio diferentes tecnologías en las horas punta. HI Generación Hidráulica TER Generación Térmica Convencional TCC Generación Térmica Ciclo Combinado BG Generación Hidráulica de Bombeo REE Contrato de suministro de REE-EDF AE Agente Externo (vendedor) CO Comercializadoras (ventas) RE Régimen Especial 16

18 En la gráfica siguiente se puede observar el volumen de energía diaria casada por tecnologías que tiene un precio de oferta simple superior al 95% del precio marginal de la hora, o el precio requerido en la condición compleja de ingresos mínimos es superior al 95% del precio medio ponderado de la energía casada. 45. ENERGIA POR TECNOLOGIAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL, INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJAS ENERO /1/7 2/1/7 3/1/7 4/1/7 5/1/7 6/1/7 7/1/7 8/1/7 9/1/7 1/1/7 11/1/7 12/1/7 13/1/7 14/1/7 15/1/7 16/1/7 17/1/7 18/1/7 19/1/7 2/1/7 21/1/7 22/1/7 23/1/7 24/1/7 25/1/7 26/1/7 27/1/7 28/1/7 29/1/7 3/1/7 31/1/7 CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO 17

19 3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO EN EL MES DE ENERO DE Sesiones del mercado intradiario En general el funcionamiento del mercado puede calificarse de satisfactorio, aunque es utilizado históricamente de forma habitual por las unidades de producción y los comercializadores, y en menor proporción por los distribuidores. Los procesos de recepción y de validación de ofertas, casación y comunicación de los resultados se han realizado todos los días del mes de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado Precios y energías El precio medio ponderado del mercado intradiario correspondiente al mes es de 4,395 ceur/kwh, siendo el precio medio aritmético de 4,557 ceur/kwh. El precio medio ponderado es inferior al del mercado diario, siendo el precio medio aritmético del intradiario también inferior al precio medio del mercado diario, observándose una mayor variación entre días. En cuanto a los precios máximos, éstos son para la mayoría de los días superiores a los del diario con un valor máximo de 12, ceur/kwh. El precio mínimo, de ceur/kwh, es inferior al del mercado diario, si bien su variación es mayor en las distintas sesiones. El precio medio ponderado es superior al del mes anterior de 3,111 ceur/kwh, siendo el precio medio aritmético también superior al correspondiente del mes anterior de 3,38 ceur/kwh. Cabe destacar que, aunque el precio medio del mercado intradiario es para la mayor parte de las horas del día más estable que el precio medio del mercado diario, las oscilaciones puntuales son muy importantes, consecuencia seguramente de la pequeña dimensión característica, hasta el momento, de este mercado. Las diferencias entre los precios máximo y mínimo de cada día han oscilado entre 3,5 y 6,9 ceur/kwh el 8% de los días. 18

20 ceur/kwh 12 PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD ENERO 27 keur , ,7 3.7, , , , , ,5 3.71,3 2.92, ,8 3.28, , ,1 2.63, , ,7 2.33, ,9 7, , ,6 6, ,7 6, , , , ,9 5,49 4,97 5,13 5, , , ,9 4, ,1 4,58 4,71 4,68 4,5 4,53 4,61 4,76 4,67 4,64 4 4,37 4,22 4,2 4,9 3,68 3,78 3,87 4,9 4,23 4,33 4,3 3 3,27 948,4 3, , Precio medio aritmético de la energía en el mercado intradiario de electricidad Volumen total de negocio Precio medio aritmético Volumen negociado 4,557 ceur/kwh keur Fechas Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son las siguientes: MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión ENERO 27 SESIONES DE INTRADIARIO PMA= 4,557 ceur/kwh Etotal= 1748 GWh Intradiario 1 PMA=4,496 ceur/kwh Etotal=141 GWh Intradiario 2 PMA=4,398 ceur/kwh Etotal=293 GWh Intradiario 3 PMA=4,462 ceur/kwh Etotal=14 GWh MWh Intradiario 4 PMA=4,496 ceur/kwh Etotal=72 GWh Intradiario 5 PMA=4,873 ceur/kwh Etotal=11 GWh Intradiario 6 PMA=5,45 ceur/kwh Etotal=137 GWh

21 La contratación de energía en el programa resultante de la casación en el mercado intradiario en el mes ha alcanzado un volumen económico de keur y GWh para las seis sesiones del mercado. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en torno a 2.478,1 keur y a MWh. La energía negociada en el programa resultante de la casación es un 43,% inferior respecto a la contratación del mes anterior. La contratación del mercado intradiario supone el 17,7% en energía y el 16,5% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. La energía asimilada en contratos bilaterales entre distribución y producción en régimen ordinario en el proceso del mercado intradiario, establecido en el Real Decreto-Ley 3/26, asciende a 38,5 GWh. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de consumo de bombeo para las seis sesiones del mercado ha sido la siguiente: MWh 1 VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD ENERO V E N T A Fechas Precio medio aritmético de la energía en el mercado intradiario de electricidad 4,557 ceur/kwh Volumen total de negocio keuro C O M P R A U. adquisición U. bombeo U. producción 2

22 FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) MERCADO INTRADIARIO ENERO 27 PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,523 5,39,6 5, ene ,267 6,51 1,67 4, ene ,219 5,999 2,646 3, ene ,18 5,5 2,682 2, ene ,68 5,45 2, 3, ene ,778 5,969 1,776 4, ene ,196 5,599,1 5, ene ,93 5,92 1,787 4, ene ,974 7,144 2,757 4, ene ,132 7,945 2,967 4, ene ,215 7,11 3,19 4, ene ,583 6, 2,48 3, ene ,865 5,475 2,559 2, ene ,85 8,227, 8, ene ,485 7,353 3,225 4, ene ,98 6,81 2,858 3, ene ,52 6,33 2,4 3, ene ,31 5,65,2 5, ene ,713 6,9, 6, ene ,531 6,21 2,751 3, ene ,375 6,72 2,679 4, ene ,678 6,955 2,21 4, ene ,68 6,21 2,25 3, ene ,756 6,899,1 6, ene ,666 6,793, 6, ene ,226 6,541, 6, ene ,333 6, 2,696 3, ene ,637 8,8 2,814 5, ene ,289 9,354 2,998 6, ene ,95 12, 3,3 8, ene ,747 8,5 3,68 4,

23 3.3. Programa horario final Se han producido modificaciones sobre el programa resultante de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en seis sesiones en el mes de enero. Los programas horarios finales (PHF) han variado ligeramente, con relación al programa acumulado resultante de la casación de cada sesión del mercado intradiario, incluyendo los compromisos anteriores recogidos en el programa diario viable y en las sesiones anteriores del mercado intradiario. 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 y consumidores cualificados en el mercado de producción de energía eléctrica asciende a 142,7 GWh cifra inferior en un 53,1% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, 47,6 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 1,36% del total de energía negociada y el 6,54% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 84,43% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y sólo el 15,57% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados en la distribución se negociaron 75,9 GWh en el mercado intradiario Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de diciembre de 26 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. La producción total de energía eléctrica en el programa horario final ha sido de ,8 MWh, incluidas las importaciones y la energía que entrega el régimen especial a las empresas distribuidoras, siendo las cuotas en la cantidad anterior de las diferentes empresas las siguientes: 22

24 PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - DICIEMBRE 26 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) ENDESA GENERACIÓN ,3 22,85 IBERDROLA GENERACIÓN ,8 21,23 UNIÓN FENOSA GENERACIÓN ,4 13,19 GAS NATURAL SDG 928.3,4 4,45 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación 94.53,7 4,33 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (Act. Comerci ,9 2,35 REDE ELECTRICA NACIONAL ,1 2, ENDESA DISTRIBUCIÓN ,5 1,92 ENEL VIESGO GENERACIÓN ,5 1,75 IBERDROLA DISTRIBUCIÓN , 1,62 NUCLENOR ,9 1,34 UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN , 1,24 NUEVA GENERADORA DEL SUR ,1 1,18 CASTELNOU ENERGÍA ,2 1,4 BIZKAIA ENERGIA 28.1,3 1, BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD ,9,98 ELECTRICITÉ DE FRANCE 23.77,5,97 DETISA (Actividad: Comercialización) ,,96 EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL ,4,81 IB. ENERGÍAS RENOVABLES DE CASTILLA LA MANCHA ,8,76 ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES ,3,73 ELÉCTRICA DE LA RIBERA DEL EBRO ,2,54 OTROS (Cuotas <,5%) ,5 12,75 Total ,8 1 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS UNIDADES DE PRODUCCIÓN POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO DICIEMBRE 26 13,19 4,45 4,33 2,35 2, 1,92 1,75 1,62 1,34 1,24 12,75 21,72,54,73 21,23,76,81,96,97,98 1, 1,18 1,4 22,85 ENDESA GENERACIÓN IBERDROLA GENERACIÓN UNIÓN FENOSA GENERACIÓN GAS NATURAL SDG HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (Act. Comerci REDE ELECTRICA NACIONAL ENDESA DISTRIBUCIÓN ENEL VIESGO GENERACIÓN IBERDROLA DISTRIBUCIÓN NUCLENOR UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN NUEVA GENERADORA DEL SUR CASTELNOU ENERGÍA BIZKAIA ENERGIA BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD ELECTRICITÉ DE FRANCE DETISA (Actividad: Comercialización) EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL IB. ENERGÍAS RENOVABLES DE CASTILLA LA MANCHA ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES ELÉCTRICA DE LA RIBERA DEL EBRO OTROS (Cuotas <,5%) 23

25 La demanda total de las empresas distribuidoras ha sido de ,5 MWh, siendo las cuotas en la cantidad anterior de las diferentes empresas las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL DISTRIBUCIÓN - DICIEMBRE 26 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) ENDESA DISTRIBUCIÓN ,1 43,3 IBERDROLA DISTRIBUCIÓN ,8 26,71 UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN ,4 21,13 HIDROCANTABRICO DISTRIBUCIÓN ,9 5,22 ELECTRA DE VIESGO DISTRIBUCIÓN ,5 2,6 EDP DISTRIBUÇAO-ENERGIA ,,91 ENERGÍAS DE ARAGÓN I 17.11,9,12 OTROS (Cuotas <,1%) 1.474,9,1 Total ,5 1 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO DICIEMBRE 26,91 5,22 2,6,12,1 21,13 43,3 ENDESA DISTRIBUCIÓN IBERDROLA DISTRIBUCIÓN UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN HIDROCANTABRICO DISTRIBUCIÓN ELECTRA DE VIESGO DISTRIBUCIÓN EDP DISTRIBUÇAO-ENERGIA ENERGÍAS DE ARAGÓN I OTROS (Cuotas <,1%) 26,71 24

26 La demanda total de las empresas comercializadoras, agentes externos y consumidores cualificados ha sido de ,2 MWh, siendo las cuotas en la cantidad anterior de las diferentes empresas y consumidores las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN, AGENTES EXTERNOS Y CLIENTES CUALIFICADOS DICIEMBRE 26 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) ENDESA ENERGÍA ,1 52,62 HIDROCANTABRICO ENERGÍA ,6 1,2 UNIÓN FENOSA COMERCIAL ,5 8,5 OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ ,5 5,76 IBERDROLA COMERCIALIZADORA ,5 5,39 CENTRICA ENERGIA ,9 2,6 GAS NATURAL SERVICIOS ,8 2,41 IBERDROLA GENERACIÓN ,1 2,26 NATURGAS COMERCIALIZADORA ,9 1,86 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA ,2 1,8 EDF TRADING LIMITED ,3 1,2 ENEL VIESGO ENERGIA ,,89 REDE ELECTRICA NACIONAL 4.931,7,71 ENEL VIESGO GENERACIÓN ,3,63 ELEKTRIZITATS-GESELLSHAFT LAUFENBURG AG ,2,58 CANAL ENERGÍA COMERCIALIZACIÓN ,3,49 GAS NATURAL COMERCIALIZADORA ,8,42 HISPAELEC ENERGÍA 2.58,9,35 ENEL VIESGO GENERACIÓN (Act. Comercialización) ,5,28 EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL ,,24 CELULOSAS DE ASTURIAS (Actividad: Cliente Cualific ,6,24 STATKRAFT MARKETS GmbH 1.98,,19 ENDESA GENERACIÓN 7.175,,12 BASSOLS ENERGÍA COMERCIAL 6.357,9,11 OTROS (Cuotas <,1%) ,6,32 Total ,2 1 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS COMERCIALIZADORAS, AGENTES EXTERNOS Y CLIENTES CUALIFICADOS POR AGENTES AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO. DICIEMBRE 26 1,2 8,5 5,76 5,39 2,6 2,41 2,26 1,86 1,8 1,2,89,71,35,28,24,24,19,12,11,32 3,98,42,49,63,58 52,62 ENDESA ENERGÍA HIDROCANTABRICO ENERGÍA UNIÓN FENOSA COMERCIAL OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ IBERDROLA COMERCIALIZADORA CENTRICA ENERGIA GAS NATURAL SERVICIOS IBERDROLA GENERACIÓN NATURGAS COMERCIALIZADORA EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA EDF TRADING LIMITED ENEL VIESGO ENERGIA REDE ELECTRICA NACIONAL ENEL VIESGO GENERACIÓN ELEKTRIZITATS-GESELLSHAFT LAUFENBURG AG CANAL ENERGÍA COMERCIALIZACIÓN GAS NATURAL COMERCIALIZADORA HISPAELEC ENERGÍA ENEL VIESGO GENERACIÓN (Act. Comercialización) EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL CELULOSAS DE ASTURIAS (Actividad: Cliente Cualific STATKRAFT MARKETS GmbH ENDESA GENERACIÓN BASSOLS ENERGÍA COMERCIAL OTROS (Cuotas <,1%) 25

27 4. EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA EN EL MES DE ENERO Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema (ver nota 1) La intervención del operador del sistema, de acuerdo con los Procedimientos de Operación del Sistema vigentes, se produce para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte, y que los flujos de producción y demanda de electricidad estén permanentemente en equilibrio. La necesidad de la participación del operador del sistema utilizando los distintos procesos de regulación técnica podría quedar reducida al inevitable requerimiento de las pequeñas oscilaciones de la demanda, si hubiera un cumplimiento estricto, por parte de los agentes, de lo contratado en los distintos mercados. Con esta finalidad, el operador del sistema utiliza mecanismos de competencia entre unidades de producción denominados gestión de desvíos y servicios complementarios de regulación secundaria y terciaria. Por otra parte, si las circunstancias lo requieren y de conformidad, asimismo, con los Procedimientos de Operación del Sistema en vigor, el operador del sistema puede dar instrucciones directas de funcionamiento a determinadas unidades de producción, tratándose en este caso de un procedimiento especial o de emergencia. El volumen de energía gestionado por el operador del sistema en el mes de enero mediante estos procedimientos ha sido de 834 GWh, un 78,6% inferior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir 742 MW y 531 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El volumen económico es de keur, un 8,% inferior al del mes anterior de keur. Este resultado atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente: PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ENERGÍA O ENERGÍA O POTENCIA A POTENCIA A SUBIR BAJAR Banda horaria media de regulación secundaria (MW) Gestión de desvíos (GWh) Energía de regulación secundaria (GWh) Energía de regulación terciaria (GWh) Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) Total Energía (GWh) Neto de energía 194 Valor económico (keur)

28 4.2 Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema. El coste medio derivado de los procesos de operación técnica del sistema en el mes de enero supuso el 2% del precio final, frente al 6% correspondiente al mes de diciembre. La incidencia en el precio del kwh ascendió a,1 ceur/kwh, frente a los,3 ceur/kwh en el mes de diciembre. Para cada proceso la incidencia en el precio final del kwh ha sido la siguiente: - Gestión de desvíos, ceur/kwh - Banda de regulación secundaria,1 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria, ceur/kwh - Energía de regulación terciaria y emergencia,1 ceur/kwh 4.3 Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: - Banda de regulación secundaria 1,9 ceur/kw/h - Gestión de desvíos a subir 5,4 ceur/kwh - Gestión de desvíos a bajar 2,8 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a subir 4,4 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a bajar 2,7 ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a subir 7, ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a bajar 2,4 ceur/kwh 27

29 5. GARANTÍA DE POTENCIA EN EL MES DE ENERO DE Concepto y aplicación de la garantía de potencia (ver nota 2) El coste por garantía de potencia o de capacidad es un componente del precio final de la electricidad cuyo objeto es que dicho precio pueda identificarse con una señal correcta a medio plazo para los participantes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste de la garantía de suministro a todos los consumidores prevista en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. El volumen total de cobros y pagos previsto en la normativa vigente por este concepto es el que resulta de aplicar,488 ceur/kwh al volumen de energía demandada en barras de central por los consumidores finales nacionales, excluidos el autoconsumo de producción, los consumos de bombeo, la producción correspondiente al régimen especial que no acude al mercado de producción y la producción correspondiente a las unidades de producción de energía eléctrica nuclear. De conformidad con lo establecido en la orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre de 1998, el coste de garantía de potencia que ha de aplicarse a consumidores cualificados, comercializadores y agentes externos, difiere del que corresponde a distribuidores: El coste horario por garantía de potencia para los comercializadores, consumidores cualificados, así como las exportaciones de energía a países no comunitarios que adquieran su energía en el mercado de producción se obtendrá como resultado de multiplicar sus adquisiciones en el mercado en barras de central por un precio unitario que depende de cada período tarifario definido en su tarifa de acceso, y que en el caso más general seguirá el siguiente cuadro: 28

30 Los distribuidores realizarán un pago mensual que se calculará como el producto de su demanda en barras de central adquirida al mercado en el mes, por un precio unitario. Este precio unitario será aquel que resulte de restar al total de pagos por garantía de potencia aquellos satisfechos por los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos, dividiendo el monto resultante por la demanda total del resto de consumidores. 5.2 Coste derivado de la garantía de potencia En el mes de enero los pagos por garantía de potencia han tenido las siguientes características: La demanda nacional en el mercado para clientes finales nacionales en barras de central excluidos los autoconsumos de producción, el consumo de bombeo y la producción de las centrales nucleares y del régimen especial que no acude al mercado ha sido de ,1 GWh. Las compras de comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos han sido de 6.16 GWh y el pago por garantía de potencia ha resultado a un precio medio de,317 ceur/kwh. Las compras de distribuidores han sido de GWh, resultando en un pago por garantía de potencia a un precio medio de,364 ceur/kwh. El coste unitario medio mensual por garantía de potencia resultante para el conjunto de todos los agentes ha sido el siguiente: GARANTÍA DE POTENCIA COSTE UNITARIO MEDIO MES VOLUMEN ECONÓMICO CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES C.CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS DISTRIBUIDORES Y CONTRATOS EXPORTACIÓN DE REE keur cent/kwh cent/kwh cent/kwh ENERO 85.34,346,317,364 29

31 6. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL MES DE ENERO DE Precios y energías finales del mes de enero (ver nota 3) El precio final del mercado de electricidad es un precio horario que se calcula para cada agente del mercado en función de su participación en los mercados diario e intradiario y en los procesos de operación técnica del sistema, considerando asimismo los pagos o cobros que corresponden por aplicación del coeficiente de garantía de potencia. En el caso de compradores que no participen en los procesos de operación técnica del sistema, pero a los que estos mecanismos permiten corregir sus desvíos o hacer posible la garantía del suministro, se les computa el coste correspondiente derivado de los mismos. El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 5,311 ceur/kwh y en promedio sin ponderar de 5,12 ceur/kwh, siendo ambos superiores a los registrados en el mes de diciembre de 4,9 ceur/kwh (precio medio ponderado) y 4,4 ceur/kwh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha disminuido respecto del mismo mes del año anterior, para el conjunto de compradores, en un 34,2% y ha disminuido para los clientes cualificados, comercializadores y agentes externos un 25,9%. Durante el mes de enero el precio horario final máximo ha sido de 8,998 ceur/kwh en la hora 12 del día 31 y el mínimo ha sido de 1,472 ceur/kwh en la hora 1 del día 1. La relación entre el máximo y el mínimo es 6,11. Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 4 ceur/kwh en 19 días del mes, siendo la máxima diferencia de 5,82 ceur/kwh y la mínima diferencia de 2,83 ceur/kwh. cent/kwh ENERO 27 14, 12, Precio medio final ponderado de la energía en el mercado de electricidad Periodo Precio 1/1/27 31/1/27 5,311 cent/kwh 1, 8, 6, 4, 2,, Precio mínimo Precio medio Precio máximo 3

32 En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre 2,287 y 8,13 ceur/kwh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 1,472 y 8,998 ceur/kwh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-ene ,63 6,347 1,472 4, ene ,696 7,11 2,287 4, ene ,724 6,124 2,662 3, ene ,767 6,358 2,984 3, ene ,718 6,23 3,193 2, ene ,826 8,13 3,45 4, ene ,678 6,143 3,94 3, ene ,819 6,336 2,344 3, ene ,322 7,329 3,19 4, ene ,634 8,279 3,314 4, ene ,661 7,445 3,38 4, ene ,316 6,548 3,34 3, ene ,141 6,413 3,467 2, ene ,788 8,624 2,822 5, ene ,865 7,235 3,443 3, ene ,518 7,253 3,455 3, ene ,134 6,916 2,852 4, ene ,923 6,516 2,698 3, ene ,548 7,345 2,774 4, ene ,8 6,639 3,286 3, ene ,786 7,138 3,18 4, ene ,628 7,456 2,778 4, ene ,272 7,175 2,759 4, ene ,284 7,393 2,866 4, ene ,294 7,317 3, 4, ene ,37 7,673 2,76 4, ene ,786 5,991 2,876 3, ene ,764 7,963 2,835 5, ene ,367 8,38 3,14 5, ene ,9 8,892 3,611 5, ene ,435 8,998 3,822 5,

33 El volumen de energía correspondiente al mes de enero, excluyendo la contratación bilateral, ha ascendido a GWh y el volumen económico a keur, inferior al registrado en el mes anterior que fue de keur para un volumen de energía de GWh. 6.2 Componentes del precio horario final (ver nota 4) Los componentes del precio horario medio final 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 distribuidores y el conjunto de comercializadoras, clientes cualificados y agentes externos. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. ENERO 27 cent/kwh 6, 5, 4, 5,289 5,22 5,311,364,317,28,9,49,41,75,72,1,37,3,5,72 3, 2, 4,772 4,768 4,789 Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 1, -,5,, -1, Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado 32

34 El precio horario final medio quedó determinado en el mes de enero en un 9% por el precio del mercado diario, en un 3% por los costes derivados de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios y los procesos de operación técnica del sistema, incluyendo el exceso/déficit de los contratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley 54/1997, y en un 7% por la aplicación de la garantía de potencia. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. PORCENTAJES. ENERO 27 cent/kwh 1% 7% 1% 1% 6% 1% 1% 7% 1% 1% 9% 1% % % % 1% % 8% 7% 6% 5% 4% 9% 92% 9% Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 3% 2% 1% % Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado ENERGÍA FINAL. PORCENTAJES.ENERO 27 % % % 1% % % % 5% % 42% % 8% % 6% 4% 17% % 58% 11% Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 2% % -1% -6% -6% -2% Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado 33

35 El precio final horario medio a los efectos de lo dispuesto en la Disposición Transitoria 2ª del Real Decreto 436/24 elaborado de acuerdo con el método de cálculo del régimen económico transitorio derivado del Real Decreto 2818/1998, de 23 de enero, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, se presenta en el cuadro siguiente. Día L 1 5,45 5,344 3,93 3,267 2,965 2,747 2,552 2,32 1,483 1,472 2,632 3,2 3,271 3,172 3,12 2,772 2,81 3,362 5,9 5,854 6,14 6,347 5,932 5,86 M 2 4,714 3,338 2,635 2,59 2,287 2,313 2,88 3,5 4,5 5,2 5,44 5,539 5,441 5,166 4,235 4,319 4,37 4,898 6,452 7,11 5,876 5,411 4,394 4,772 X 3 4,975 3,78 3,65 3,12 2,674 2,662 3,344 3,749 4,57 5,428 5,763 5,81 5,665 5,417 4,446 4,412 4,575 5,274 6,124 5,84 5,628 4,956 4,31 4,35 J 4 6,358 4,299 3,464 3,39 2,984 2,991 3,475 3,94 4,559 5,399 5,473 5,437 5,283 4,567 4,273 4,252 4,268 4,698 6,186 5,992 5,534 5,21 4,42 5,26 V 5 4,499 4,58 3,66 3,39 3,245 3,193 3,52 4,247 4,455 4,69 6,21 6,23 5,556 5,468 4,64 4,427 4,511 4,546 5,655 4,97 4,676 4,67 4,63 5,476 S 6 8,13 6,273 4,424 3,786 3,487 3,353 3,54 3,45 3,62 3,525 4,3 4,522 4,551 4,565 4,225 3,887 3,851 4,24 5,223 5,19 5,628 6,82 6,25 6,537 D 7 5,558 4,873 4,452 4,46 3,727 3,498 3,38 3,94 3,252 3,524 4,312 4,56 4,538 4,512 4,512 4,116 3,895 3,955 5,752 5,86 6,41 6,143 5,354 5,21 L 8 4,172 3,287 2,736 2,63 2,344 2,531 3,215 4,582 5,523 4,988 5,25 5,255 5,11 5,72 4,545 4,72 4,774 5,476 6,336 6,328 6,42 5,729 4,984 4,732 M 9 4,336 3,77 3,381 3,343 3,19 3,279 3,647 5,266 5,897 5,994 6,143 6,123 5,926 5,379 5,254 5,247 5,366 5,484 6,384 7,329 6,524 5,754 5,27 5,298 X 1 4,585 3,887 3,641 3,472 3,314 3,318 3,7 4,463 5,576 5,933 6,41 6,683 5,991 5,787 5,385 5,446 5,513 5,78 7,53 8,279 7,469 7,1 5,681 5,655 J 11 4,691 4,16 3,658 3,491 3,354 3,38 3,77 5,228 6,32 6,885 7,445 7,44 6,83 6,261 5,89 5,684 5,549 5,559 6,324 6,96 6,535 6,54 5,373 5,365 V 12 4,56 4,145 3,669 3,482 3,332 3,34 3,715 4,445 5,677 5,967 6,279 6,262 6,23 5,874 5,58 5,498 5,413 5,617 6,236 6,548 6,42 5,685 5,233 5,451 S 13 5,782 5,96 4,56 4,51 3,698 3,487 3,494 3,467 3,76 4,765 5,841 5,967 5,92 5,695 5,6 4,567 4,211 4,24 5,669 6,379 6,46 6,413 5,588 5,92 D 14 5,472 4,122 3,674 3,576 3,327 3,144 3,13 2,822 2,897 3,322 3,648 4,59 4,36 4,425 4,648 4,312 3,965 3,941 5,583 6,88 7,435 8,624 6,445 6,467 L 15 5,9 4,412 3,871 3,633 3,53 3,443 4,2 6,63 7,131 7,121 7,31 6,91 6,48 6,4 5,437 5,481 5,57 6,11 7,74 7,235 7,13 6,38 5,92 5,14 M 16 4,572 4,111 3,83 3,67 3,474 3,455 3,872 4,671 6,929 6,938 7,73 6,95 6,249 5,914 5,52 5,4 5,23 5,716 7,43 7,253 6,361 5,866 4,73 4,31 X 17 4,52 3,579 3,281 3,89 2,91 2,852 3,478 4,28 5,661 5,78 6,312 6,289 6,37 5,653 4,976 4,99 5,59 5,31 6,317 6,916 6,235 5,91 4,985 4,813 J 18 3,96 3,534 3,25 2,976 2,71 2,698 3,369 3,848 4,832 5,254 5,675 5,933 5,857 5,465 4,971 4,888 4,965 5,78 5,94 6,516 6,186 5,922 5,81 4,988 V 19 3,664 3,42 3,111 2,828 2,775 2,774 3,422 4,316 5,669 6,914 7,345 7,221 7,11 6,512 5,758 5,556 5,585 5,751 6,384 7,315 6,58 6,256 5,763 6,329 S 2 5,751 4,98 3,922 3,834 3,652 3,473 3,441 3,286 3,578 4,739 5,684 5,85 5,623 5,464 5,12 4,652 4,511 4,449 5,62 6,364 6,639 6,591 5,735 5,926 D 21 6,245 4,971 3,977 3,689 3,493 3,339 3,243 3,18 3,83 3,591 4,277 4,583 4,85 4,65 4,592 3,974 3,96 3,758 5,211 5,832 6,627 7,138 6,79 6,165 L 22 4,851 3,769 3,338 3,39 2,799 2,778 3,474 4,929 6,131 6,778 7,456 7,318 6,564 6,64 5,681 5,571 5,292 6,136 7,36 7,98 6,332 5,71 5,92 4,887 M 23 3,867 3,447 3,251 3,77 2,759 2,954 3,459 4, 5,596 6,177 6,928 7,175 6,471 5,88 5,821 5,757 5,572 5,346 6,29 6,78 5,968 5,466 4,777 4,745 X 24 3,891 3,53 3,239 3,92 2,866 3,86 3,594 4,762 5,657 5,79 6,792 6,632 6,39 5,649 5,382 5,336 5,269 5,55 6,79 7,393 6,576 5,824 5,73 4,864 J 25 5,134 4,47 3,468 3,364 3, 3,117 3,62 4,552 5,65 5,937 6,467 6,326 5,984 5,796 4,99 5,6 5,118 5,591 6,192 7,317 6,332 5,547 4,973 4,844 V 26 4,57 3,549 3,236 3,48 2,76 3,42 3,52 4,328 5,553 5,782 6,574 6,517 6,314 5,86 5,563 5,377 5,282 5,541 6,62 7,673 6,29 6,121 5,86 4,928 S 27 4,811 4,184 3,598 3,394 3,178 2,876 2,895 3,248 3,679 4,51 5,358 5,646 5,55 5,466 4,851 4,534 4,296 4,814 5,62 5,891 5,968 5,991 5,519 5,77 D 28 4,96 4,575 3,743 3,624 3,344 3,146 3,85 2,835 3,54 3,559 4,447 4,464 4,545 4,558 4,572 4,26 4,1 4,62 5,44 5,944 6,931 7,963 6,422 6,292 L 29 4,994 4,131 3,618 3,361 3,14 3,163 3,636 5,756 7,39 7,224 7,58 7,661 7,434 7,223 6,175 6,136 6,26 7,475 8,274 8,38 7,787 6,941 6,326 6,7 M 3 5,69 4,536 4,2 3,798 3,635 3,611 4,48 5,89 7,178 8,223 8,48 8,543 8,451 8,251 7,528 7,483 7,551 7,576 8,663 8,892 8,618 8,358 7,396 7,354 X 31 5,749 4,543 4,32 4,38 3,849 3,822 4,367 7,281 8,33 8,246 8,757 8,998 8,821 8,538 8,297 8,33 8,27 8,332 8,395 8,946 8,78 8,46 7,522 7,459 Fuente: CNE Precio final (cent/kwh) Enero 27 Artículo 24 del Real Decreto 2818/