EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

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1 EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELÉCTRICA 2016 NOVIEMBRE 2016

2 ÍNDICE 1.- Evolución del Mercado Diario. 2.- Evolución del Mercado Intradiario. 3.- Evolución de la energía y precios correspondientes a los procesos de operación técnica del sistema. 4.- Pago por capacidad y servicio de interrumpibilidad. 5.- Evolución del Mercado de Electricidad. 6.- Evolución del Mercado de Electricidad en los doce últimos meses. 7.- Intercambios internacionales en el mercado de producción. 8.- Resultados publicados por los operadores del mercado de otros mercados de electricidad.

3 1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO 1.1. Precios en el mercado diario y volumen de contratación. El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al mes de noviembre es de 56,13 EUR/MWh, y para el sistema eléctrico portugués es de 56,25 EUR/MWh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en 13 horas durante el mes, y superior en 4 horas. En el siguiente gráfico se representa la curva de demanda correspondiente a la energía total de adquisición del mercado ibérico, así como las curvas de los precios horarios máximos y mínimos de cada día y la curva de precios diarios medios aritméticos, para el sistema eléctrico español y para el sistema eléctrico portugués. Sistema eléctrico español La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 40,66 EUR/MWh el domingo día 20, y el máximo de 65,38 EUR/MWh el martes día 29. El precio horario mínimo del mes, 10,88 EUR/MWh, se ha registrado en la hora 5 del lunes 21, y el precio máximo horario del mes ha sido de 73,87 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 19 del lunes 28. El precio medio ha sido un 9,6% superior al del mismo mes del año anterior. 1-57

4 La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 14,35 y 56,61 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 30,12 EUR/MWh. Estos datos reflejan un aumento de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. El precio en horas valle (entre 1 y 7 de la mañana de todos los días) oscila entre 10,88 y 66,60 EUR/MWh, y entre 32,00 y 73,87 EUR/MWh el resto de las horas. Sistema eléctrico portugués La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 40,66 EUR/MWh el domingo día 20, y el máximo de 65,38 EUR/MWh el martes día 29. El precio mínimo horario del mes, 10,88 EUR/MWh, se ha registrado en la hora 5 del lunes 21, y el precio máximo horario del mes ha sido de 73,87 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 19 del lunes 28. El precio medio ha sido un 9,3% superior al del mismo mes del año anterior. La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 14,35 y 56,61 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 30,12 EUR/MWh. Estos datos reflejan un aumento de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. El precio en horas valle (entre 1 y 7 de la mañana de todos los días) oscila entre 10,88 y 66,60 EUR/MWh, y entre 32,00 y 73,87 EUR/MWh el resto de las horas. Curvas agregadas de oferta de venta y compra En los cuatro siguientes gráficos se presentan las horas de mayor precio y de menor precio del mercado diario del mes para cada sistema eléctrico, español y portugués. En cada uno de los gráficos se presentan dos tipos de curvas diferentes: Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición presentados como ofertas simples. Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición que finalmente forman el programa de la casación, una vez retirados los tramos de oferta afectados por condiciones complejas de las ofertas, o por limitaciones de capacidad de interconexión. En estas curvas se incluye, en caso de separación de mercados, un tramo adicional de compra a precio instrumental en el sistema exportador por la cantidad de energía exportada, y un tramo adicional de venta a precio marginal del sistema exportador en el sistema importador por la cantidad de energía importada. 2-57

5 Las siguientes curvas corresponden a las curvas del MIBEL, o del sistema eléctrico español en caso de existir separación de mercados, para las horas de precio máximo y mínimo del sistema eléctrico español: 3-57

6 Las siguientes curvas corresponden a las curvas del MIBEL, o del sistema eléctrico portugués en caso de existir separación de mercados, para las horas de precio máximo y mínimo del sistema eléctrico portugués: 4-57

7 Las compras en el mercado diario para el sistema eléctrico ibérico en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, han aumentado en cuanto a energía, teniendo un valor de GWh y han aumentado en valor económico a keur. El valor medio de las compras diarias se sitúa en 718 GWh/día en días laborables, 629 GWh/día en sábados y 589 GWh/día en festivos, siendo los correspondientes valores económicos medios de keur/día en días laborables, keur/día en sábados y keur/día en festivos. El máximo de adquisición de energía diaria por unidades de compra para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para el viernes 25 y el valor mínimo ha sido de MWh para el martes 1. El máximo de adquisición de energía horaria por unidades de compra para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 21 del martes 22 y el valor horario mínimo ha sido de MWh en la hora 4 del miércoles 2. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico español por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 82,78% de las compras en el sistema eléctrico español y el 83,08% del volumen económico. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico portugués por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 54,92% de las compras en el sistema eléctrico portugués y el 55,29% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de 8.351,7 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 6.636,1 GWh y al sistema eléctrico portugués 1.715,6 GWh. El volumen adquirido en el mercado diario por unidades de oferta de sistemas eléctricos externos al sistema eléctrico ibérico, ha sido de 25,4 GWh desde Andorra y 176,9 GWh desde Marruecos. El volumen exportado a Francia a través del acoplamiento de mercados ha sido de 547,0 GWh. 5-57

8 En los cuadros siguientes se indican los volúmenes de compra de energía y la negociación en euros en el mercado diario en el sistema eléctrico español y portugués durante el mes: FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL NOVIEMBRE 2016 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-nov ,13 67,15 41,48 25, nov ,34 72,51 46,65 25, nov ,64 72,19 51,64 20, nov ,28 67,69 48,23 19, nov ,07 61,99 43,46 18, nov ,64 68,18 29,82 38, nov ,63 66,81 42,24 24, nov ,97 63,41 43,23 20, nov ,28 65,49 35,00 30, nov ,23 69,51 44,36 25, nov ,23 69,51 47,34 22, nov ,11 68,94 48,56 20, nov ,65 66,57 44,44 22, nov ,16 66,57 36,45 30, nov ,50 68,69 43,71 24, nov ,71 71,80 49,12 22, nov ,23 69,53 50,14 19, nov ,30 67,90 43,11 24, nov ,29 63,00 45,34 17, nov ,66 55,00 25,00 30, nov ,16 67,49 10,88 56, nov ,75 68,23 53,88 14, nov ,45 66,90 43,19 23, nov ,69 67,50 44,58 22, nov ,58 67,00 42,49 24, nov ,37 62,48 37,87 24, nov ,17 67,00 42,66 24, nov ,08 73,87 45,14 28, nov ,38 71,71 55,82 15, nov ,30 68,55 44,40 24,

9 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS NOVIEMBRE 2016 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-nov ,13 67,15 41,48 25, nov ,34 72,51 46,65 25, nov ,64 72,19 51,64 20, nov ,28 67,69 48,23 19, nov ,07 61,99 43,46 18, nov ,44 68,18 33,14 35, nov ,63 66,81 42,24 24, nov ,97 63,41 43,23 20, nov ,28 65,49 35,00 30, nov ,23 69,51 44,36 25, nov ,23 69,51 47,34 22, nov ,11 68,94 48,69 20, nov ,70 66,57 44,44 22, nov ,16 66,57 36,45 30, nov ,50 68,69 43,71 24, nov ,71 71,80 49,12 22, nov ,23 69,53 50,14 19, nov ,30 67,90 43,11 24, nov ,29 63,00 45,34 17, nov ,66 55,00 25,00 30, nov ,02 67,49 10,88 56, nov ,75 68,23 53,88 14, nov ,45 66,90 43,19 23, nov ,69 67,50 44,58 22, nov ,51 66,57 42,49 24, nov ,37 62,48 37,87 24, nov ,17 67,00 42,66 24, nov ,08 73,87 45,14 28, nov ,38 71,71 55,82 15, nov ,27 68,55 44,40 24,

10 1.2. Renta de Congestión del mecanismo de acoplamiento de mercados en el mercado diario Interconexión con Portugal Durante el mes de noviembre, el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a 33 keur, lo que ha supuesto una disminución del 79,9% con respecto al mes anterior. Durante el mes de noviembre, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 2,4% de las horas, habiéndose generado la congestión en sentido exportador a Portugal en 9 horas y 4 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 0,12 EUR/MWh, alcanzándose un valor máximo de 21,15 EUR/MWh en la hora 2 del lunes 21 y un valor mínimo de -1,22 EUR/MWh en la hora 9 del viernes 25. El siguiente gráfico muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado diario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de España a Portugal. 8-57

11 Interconexión con Francia Durante el mes de noviembre, el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y francés ha ascendido a keur, lo que ha supuesto un aumento del 69,8% con respecto al mes anterior. Durante el mes de noviembre, los precios en España y Francia han sido distintos en el 54,7% de las horas, habiéndose generado congestión en sentido importador desde Francia en 199 horas y 195 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos francés y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 9,01 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 810,96 EUR/MWh en la hora 19 del lunes 7 y un valor mínimo de -35,60 EUR/MWh en la hora 5 del martes 22. El siguiente gráfico muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado diario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de Francia a España. 9-57

12 1.3. Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario en el sistema eléctrico español, consecuencia de la existencia de restricciones técnicas, se resuelven de conformidad con el procedimiento del operador del sistema. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones se ha situado en 654 GWh durante el mes, lo que supone un 3,3% de la energía correspondiente al programa base de funcionamiento. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 15,4% inferior al mes anterior. La solución de restricciones técnicas del mercado diario ha tenido un coste para los consumidores de keur, equivalente a 0,89 EUR/MWh adquirido. El gráfico siguiente muestra la energía a subir asignada en el proceso de solución de las restricciones técnicas del mercado diario en el sistema eléctrico español

13 1.4. Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías. La producción por tecnologías en el sistema eléctrico español para el mercado diario ha sido la siguiente: Mercado diario OCTUBRE Mercado diario NOVIEMBRE GWh % GWh % Carbón ,7% ,9% Ciclo Combinado ,2% ,6% Nuclear ,6% ,8% Hidráulica ,5% ,0% Importaciones(FR+PT+AD+MA) ,5% ,9% Eólica ,2% ,0% Cogeneración/Residuos/Mini Hidra ,3% ,6% TOTAL ,0% ,0% El comportamiento de las diferentes tecnologías en la cobertura de la demanda a lo largo del mes, que se muestra a continuación para el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués, permite comprobar la modulación de cada una de ellas para adecuarse al comportamiento de la demanda

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15 A su vez, y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación de los operadores del sistema y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario en cada uno de sus respectivos sistemas eléctricos, durante este mes tiene un valor medio para el sistema español de 139 MWh y 56 MWh para el sistema portugués, lo que supone un 0,5% y un 1,0%, respectivamente, en relación a la previsión. En los cuadros siguientes se observa la evolución horaria

16 En las gráficas siguientes se puede observar el volumen de energía diaria casada por tecnologías para los sistemas eléctricos español y portugués que tienen un precio de oferta simple superior o igual al 95% del precio marginal de la hora, o el precio requerido en la condición compleja de ingresos mínimos es superior o igual al 95% del precio medio ponderado de la energía casada

17 2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO 2.1. Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación Sistema eléctrico español El precio medio aritmético de todos los periodos, de 58,20 EUR/MWh, es superior al correspondiente del mes anterior de 53,80 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema portugués en 54 horas durante el mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico español se sitúa entre 7,20 y 65,99 EUR/MWh. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético de todos los periodos, de 58,31 EUR/MWh, es superior al correspondiente del mes anterior de 53,78 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema español en 20 horas del mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico portugués se sitúa entre 7,20 y 65,99 EUR/MWh. Sesiones Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son los siguientes: 15-57

18 MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión NOVIEMBRE 2016 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 58,20 EUR/MWh Etotal= GWh PMA PT= 58,31 EUR/MWh MWh Intradiario PMA ES=56,33 EUR/MWh Etotal=1.344 GWh PMA PT=56,52 EUR/MWh Intradiario 2 PMA ES=56,19 EUR/MWh Etotal=401 GWh PMA PT=56,45 EUR/MWh Intradiario 3 PMA ES=58,14 EUR/MWh Etotal=234 GWh PMA PT=58,24 EUR/MWh Intradiario 4 PMA ES=60,36 EUR/MWh Etotal=120 GWh PMA PT=60,98 EUR/MWh Intradiario 5 PMA ES=60,62 EUR/MWh Etotal=197 GWh PMA PT=60,54 EUR/MWh Intradiario 6 PMA ES=61,69 EUR/MWh Etotal=179 GWh PMA PT=61,67 EUR/MWh La contratación de energía en el mercado intradiario en el sistema eléctrico ibérico en el mes ha alcanzado un volumen económico de keur y una energía de GWh para las seis sesiones del mercado, representando el 13,6% en energía y el 13,9% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en keur y MWh. La energía negociada en el programa de la casación es un 7,1% inferior respecto a la contratación del mes anterior. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de consumo de bombeo para las seis sesiones es la siguiente: 16-57

19 El resumen de los datos diarios de compras se puede observar en los cuadros siguientes: FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL NOVIEMBRE 2016 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-nov ,81 69,15 43,17 25, nov ,19 72,57 46,00 26, nov ,90 70,84 45,79 25, nov ,40 78,01 46,00 32, nov ,55 64,99 37,32 27, nov ,89 70,05 15,82 54, nov ,22 67,60 40,00 27, nov ,38 63,10 38,82 24, nov ,83 70,53 35,00 35, nov ,28 70,00 46,00 24, nov ,66 72,79 42,10 30, nov ,37 68,94 43,53 25, nov ,65 68,57 46,10 22, nov ,09 68,70 27,86 40, nov ,16 73,89 43,61 30, nov ,28 71,80 46,90 24, nov ,30 76,00 50,90 25, nov ,38 74,39 44,11 30, nov ,34 64,10 43,20 20, nov ,48 52,90 17,00 35, nov ,53 71,69 1,50 70, nov ,75 71,69 50,13 21, nov ,31 71,03 43,19 27, nov ,26 74,13 46,55 27, nov ,34 74,00 43,00 31, nov ,61 67,58 37,85 29, nov ,68 68,52 44,14 24, nov ,66 75,87 46,75 29, nov ,82 75,00 50,04 24, nov ,77 70,28 44,00 26,

20 FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS NOVIEMBRE 2016 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-nov ,81 69,15 43,17 25, nov ,19 72,57 46,00 26, nov ,73 70,85 45,79 25, nov ,40 78,01 46,00 32, nov ,54 64,99 37,32 27, nov ,24 70,05 21,37 48, nov ,17 67,60 40,00 27, nov ,53 63,10 38,82 24, nov ,94 70,53 35,00 35, nov ,22 70,00 46,00 24, nov ,74 72,80 46,25 26, nov ,49 68,94 47,57 21, nov ,08 68,57 46,51 22, nov ,03 68,70 27,86 40, nov ,17 73,89 43,61 30, nov ,99 71,80 46,90 24, nov ,43 76,00 50,90 25, nov ,55 74,39 47,00 27, nov ,23 64,10 43,20 20, nov ,74 52,90 25,48 27, nov ,99 71,69 1,50 70, nov ,91 71,69 50,13 21, nov ,16 71,03 43,19 27, nov ,16 72,89 46,55 26, nov ,82 71,09 43,00 28, nov ,61 67,58 37,85 29, nov ,68 68,52 44,14 24, nov ,66 75,88 47,14 28, nov ,81 74,21 50,04 24, nov ,38 69,77 44,00 25,

21 2.2. Renta de Congestión por aplicación del mecanismo de separación de mercados en los mercados intradiarios en la interconexión con Portugal Durante el mes de noviembre el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en los mercados intradiarios entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a 6.286,15 Euros, lo que ha supuesto una disminución del 29,6% con respecto al mes anterior. Durante el mes de noviembre en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 2,4% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 56 horas y 22 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 0,09 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado durante las diferentes sesiones del mes un valor máximo de 27,18 EUR/MWh en la hora 3 del lunes 21 y un mínimo de -11,23 EUR/MWh en la hora 9 del viernes 25. El siguiente cuadro muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado intradiario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de España a Portugal

22 2.3. Programa horario final No se han producido modificaciones sobre el programa de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en el mes de noviembre. El resultado en el programa horario final, en cuanto a la capacidad del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demanda del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones: - La participación de los comercializadores, excepto los comercializadores de referencia, y consumidores directos en la zona española en el mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica asciende a GWh, cifra superior en un 9,7% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, 848 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 15,13% del total de energía negociada y el 67,27% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 99,11% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 0,89% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados de los comercializadores de referencia se negociaron 23,9 GWh en el mercado intradiario Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de octubre de 2016 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica. La producción total de energía eléctrica en el programa horario final ha sido de GWh; la demanda total de las empresas comercializadoras de referencia ha sido de GWh, y la demanda total del resto de las empresas comercializadoras y consumidores directos ha sido de GWh. En los cuadros siguientes se pueden observar las cuotas por empresas en el Programa Horario Final para la zona española

23 21-57

24 PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - OCTUBRE 2016 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA GENERACIÓN, S.A ,8 0, ,8 26,64 IBERDROLA GENERACIÓN ESPAÑA S.A ,4 0, ,4 21,64 GAS NATURAL SDG ,0 0, ,0 14,58 EDP-S DE PORTUGAL 0, , ,4 0,00 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,7 0,00 REN TRADING S.A. 0, , ,1 0,00 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERC ,9 0, ,9 3,47 VIESGO GENERACION, S.L ,1 0, ,1 2,61 HIDROELÉCTRICA DEL CANTÁBRICO, S.A.U. (GENERACIÓN) ,6 0, ,6 2,52 AXPO IBERIA, S.L ,1 0, ,1 2,00 RESTO DE AGENTES ,6 0, ,6 26,54 Total , , ,8 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN REFERENCIA OCTUBRE 2016 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,3 0, ,3 46,93 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,8 0, ,8 30,45 GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A ,3 0, ,3 19,48 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,6 0,00 EDP COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO SA ,4 0, ,4 1,77 VIESGO COMERCIALIZADORA DE REFERENCIA, S.L ,1 0, ,1 1,36 Total , , ,5 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN (SIN LAS DE REFERENCIA) Y CONSUMIDORES DIRECTOS OCTUBRE 2016 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ,1 0, ,1 29,67 IBERDROLA GENERACIÓN ESPAÑA S.A , , ,1 20,46 GAS NATURAL COMERCIALIZADORA , , ,1 8,96 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA 0, , ,8 0,00 GAS NATURAL SERVICIOS , , ,7 5,14 EDP S.A ,1 0, ,1 5,21 FORTIA ENERGIA, S.L , , ,4 4,29 ENDESA ENERGIA, SUCURSAL EN PORTUGAL 0, , ,5 0,00 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,9 0, ,9 2,42 OFFICE NATIONAL D'ELECTRICITÉ ET DE L'EAU POTABLE ,7 0, ,7 2,40 RESTO DE AGENTES , , ,6 21,45 Total , , ,

25 3. EVOLUCIÓN DE LA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA 3.1. Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema eléctrico español 1 El volumen de energía gestionado por el operador del sistema español en el mes de noviembre mediante estos procedimientos ha sido de 842 GWh, un 13,8% superior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir de 686 MW y 509 MW de banda de regulación secundaria a bajar y la reserva media de potencia adicional a subir ha sido de 305 MW. El coste para los consumidores es de keur, un 23,0% superior al del mes anterior de keur. Dicho valor no incluye la minoración del coste por el servicio de ajuste de control del factor de potencia que este mes ha ascendido a keur ni el incumplimiento de energías de gestión de desvíos y terciaria que este mes ha supuesto 935 keur. Este resultado en el sistema eléctrico español atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente: : PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA O POTENCIA A SUBIR O POTENCIA A BAJAR Reserva de potencia media a subir (MW) 305 Banda horaria media de regulación secundaria (MW) Gestión de desvíos (GWh) Energía de regulación secundaria (GWh) Energía de regulación terciaria (GWh) Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) Total Energía (GWh) Neto de Energía (GWh) 226 Valor económico (keur) Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado por OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energías e importes de estos procesos en su dirección web

26 3.2. Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español. El coste medio derivado de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español en el mes de noviembre se detalla a continuación: REPERCUSIÓN DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA EN EL PRECIO FINAL M ES ACTUAL M ES ANTERIOR Reserva de potencia a subir (EUR/MWh) 0,15 0,25 Banda de regulacion secundaria (EUR/MWh) 0,68 0,51 Coste de los desvíos (EUR/MWh) (*) 0,11 0,04 Coste del control de factor de potencia (EUR/MWh) -0,06-0,05 TOTAL 0,87 0,75 % sobre PFM 1,36% 1,23% (*) En este epígrafe se incluye el incumplimiento de energías de gestión de desvíos y terciaria 3.3. Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: PRECIO DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA PRECIO M EDIO A SUBIR PRECIO M EDIO A BAJAR Reserva de potencia media a subir (EUR/MW) 14,12 Banda horaria media de regulación secundaria (EUR/MW) 15,13 Gestión de desvíos (EUR/MWh) 65,00 39,59 Energía de regulación secundaria (EUR/MWh) 58,89 50,75 Energía de regulación terciaria (EUR/MWh) 67,24 34,91 Energía de solución de restricciones técnicas en tiempo real (EUR/MWh) 127,14 38,

27 4. PAGO POR CAPACIDAD 4.1 Coste derivado de la financiación del pago por capacidad 2 En el mes de noviembre los pagos por capacidad en el sistema eléctrico español han tenido las siguientes características: PAGO POR CAPACIDAD NOVIEMBRE 2016 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 2,59 2,35 4,33 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL (keur) Coste derivado del servicio de interrumpibilidad 2 En el mes de noviembre el servicio de interrumpibilidad ha tenido las siguientes características: SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD NOVIEMBRE 2016 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 1,99 1,99 1,99 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL(kEUR) Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

28 5. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD 5.1. Precios y energías finales en el sistema eléctrico español 3 El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 63,91 EUR/MWh y en promedio sin ponderar de 62,64 EUR/MWh, siendo ambos superiores a los registrados en el mes anterior de 61,16 EUR/MWh (precio medio ponderado) y 60,15 EUR/MWh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha aumentado respecto del mismo mes del año anterior para el conjunto de compradores en un 3,2% y para los consumidores directos y comercializadores en un 3,0%. Durante el mes de noviembre el precio horario final máximo ha sido de 82,75 EUR/MWh en la hora 19 del día 28 y el mínimo ha sido de 20,64 EUR/MWh en la hora 5 del día 21. La relación entre el máximo y el mínimo es 4,01. 3 Los datos de precios, importes y energías finales han sido elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

29 Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 30 EUR/MWh en 5 días del mes, siendo la máxima diferencia de 54,90 EUR/MWh y la mínima diferencia de 15,47 EUR/MWh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre 20,64 y 71,34 EUR/MWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 40,59 y 82,75 EUR/MWh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA (MWh) PRECIO MEDIO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) COSTE TOTAL (keur) 01-nov ,25 75,81 49,47 26, nov ,55 80,64 53,83 26, nov ,65 79,57 56,81 22, nov ,74 79,00 53,68 25, nov ,69 68,39 48,89 19, nov ,98 76,03 39,38 36, nov ,10 77,62 49,13 28, nov ,94 70,27 48,49 21, nov ,08 74,76 40,80 33, nov ,26 78,29 49,83 28, nov ,20 78,61 52,09 26, nov ,37 78,53 53,96 24, nov ,30 72,38 50,99 21, nov ,32 73,48 42,55 30, nov ,48 76,41 48,88 27, nov ,06 80,41 54,34 26, nov ,04 81,44 56,23 25, nov ,61 77,74 48,51 29, nov ,88 68,20 52,38 15, nov ,69 61,75 33,40 28, nov ,66 75,54 20,64 54, nov ,63 76,48 60,43 16, nov ,49 74,40 49,42 24, nov ,25 75,52 51,51 24, nov ,24 74,36 49,05 25, nov ,89 68,97 45,13 23, nov ,70 73,10 49,59 23, nov ,73 82,75 51,12 31, nov ,81 77,31 61,84 15, nov ,44 75,35 49,54 25,

30 El volumen de energía correspondiente al mes de noviembre ha ascendido a GWh y el volumen económico a keur, superior al registrado en el mes anterior que fue de keur para un volumen de energía de GWh Componentes del precio horario final 4 Los componentes del precio horario medio final para la demanda nacional que figuran a continuación se han determinado para el mes de noviembre con la mejor previsión de medida de la que se dispone, incorporando la diferenciación entre comercializadores de referencia y el conjunto de comercializadores y consumidores directos. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO NOVIEMBRE 2016 COMERCIALIZADOR DE REFERENCIA COMERCIALIZADOR, CONSUMIDOR DIRECTO DEMANDA NACIONAL EUR/MWh % EUR/MWh % EUR/MWh % Mercado diario 57,68 87,53 57,36 90,14 57,40 89,82 Mercado intradiario 0,00 0,00 0,01 0,02 0,01 0,02 Restricciones 1,01 1,54 1,04 1,64 1,04 1,63 Reserva potencia subir 0,16 0,24 0,15 0,23 0,15 0,23 Asig. Secundaria 0,68 1,04 0,68 1,07 0,68 1,06 Otros procesos 0,04 0,06 0,04 0,07 0,04 0,07 Pago por capacidad 4,33 6,56 2,35 3,70 2,59 4,06 Servicio de interrumpibilidad 1,99 3,03 1,99 3,13 1,99 3,12 TOTAL 65,90 100,00 63,63 100,00 63,91 100,00 4 Los datos de componentes del precio horario se han elaborado por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo

31 El precio final horario medio de la demanda nacional, se presenta en el cuadro siguiente. Precio Final Demanda Nacional (EUR/MWh) Noviembre 2016 Día M 01 54,93 51,56 49,47 50,04 49,65 49,60 50,49 51,49 54,48 55,94 55,63 54,22 54,15 54,38 54,61 54,25 54,11 61,12 72,94 75,81 74,26 70,20 66,06 62,38 M 02 63,56 57,35 54,74 54,03 53,83 53,99 64,33 71,51 74,40 72,87 71,76 71,56 70,85 70,65 71,46 71,60 71,78 72,41 78,36 79,95 80,64 76,65 68,10 62,94 J 03 66,27 62,27 59,39 56,95 56,81 58,14 66,76 71,71 75,06 74,95 73,51 71,83 70,73 70,73 71,09 69,67 74,92 75,14 77,83 79,53 79,57 75,63 71,66 65,22 V 04 63,76 59,03 54,43 53,68 53,70 57,52 67,86 67,68 72,05 72,25 72,40 72,12 72,00 72,09 71,42 70,70 70,98 71,87 77,44 79,00 78,75 69,95 63,73 62,45 S 05 60,34 56,25 52,82 51,21 49,13 48,89 49,51 52,91 58,03 62,65 64,89 62,92 60,75 56,69 53,71 52,48 52,85 59,10 66,10 68,39 64,71 59,44 56,01 54,69 D 06 51,76 49,39 47,28 44,54 39,38 41,08 40,00 43,82 43,59 50,98 51,54 50,54 51,13 51,77 47,64 48,36 54,46 58,35 72,46 76,03 74,08 72,95 68,45 63,78 L 07 55,53 51,45 49,87 49,20 49,13 49,74 66,50 68,73 73,30 70,95 71,52 68,07 67,43 66,84 65,26 64,93 64,83 66,70 77,62 74,83 74,96 73,53 67,65 65,30 M 08 57,11 53,82 50,98 48,74 48,49 50,75 62,48 64,40 69,62 68,76 67,52 65,63 64,22 64,38 60,82 56,60 56,76 64,46 68,57 69,96 70,27 67,31 61,09 52,56 M 09 47,87 47,44 44,38 41,86 40,80 46,28 48,51 52,77 61,67 62,96 62,97 61,37 62,80 63,02 60,01 59,93 62,21 64,56 70,00 73,40 74,76 72,31 66,36 64,61 J 10 61,57 56,71 53,12 49,83 50,07 54,64 64,24 70,06 73,51 71,70 70,61 69,10 69,28 68,78 65,71 65,52 65,35 70,74 76,52 78,09 78,29 74,67 66,98 64,34 V 11 64,07 59,85 53,89 52,51 52,09 53,15 61,08 65,79 73,90 73,29 73,36 72,65 69,46 66,62 69,38 68,86 70,08 73,48 77,74 78,61 77,92 72,57 69,31 64,33 S 12 66,37 64,17 62,38 56,90 54,53 53,96 54,60 56,19 61,19 63,30 63,24 64,12 67,57 64,45 65,54 63,59 64,99 70,92 77,56 78,53 76,16 74,72 67,92 62,64 D 13 64,70 61,56 55,93 53,00 51,66 51,53 50,99 51,51 52,13 53,16 59,24 61,31 60,92 57,99 53,57 51,70 51,26 62,90 70,68 72,38 71,40 65,70 63,29 60,25 L 14 53,84 52,31 48,53 44,01 42,55 49,10 52,60 61,38 67,20 65,89 64,92 63,61 63,19 64,35 63,79 63,16 63,69 66,20 72,48 73,48 72,81 71,11 64,27 58,27 M 15 54,81 54,45 52,74 49,52 48,88 53,54 62,20 67,42 71,58 69,27 69,21 67,32 68,56 68,95 66,87 66,24 66,35 70,36 76,04 76,41 76,28 74,98 71,61 64,98 M 16 63,21 60,36 54,58 54,34 54,86 59,55 71,34 76,76 76,69 75,34 75,27 73,17 71,86 72,93 73,28 72,87 72,94 76,68 80,35 80,25 80,41 74,44 66,13 63,00 J 17 70,17 63,44 60,99 59,01 56,23 60,98 65,50 73,21 76,52 75,13 72,71 71,43 68,80 69,09 68,80 67,17 66,09 73,32 80,69 81,44 73,84 66,41 62,79 56,31 V 18 59,66 54,74 50,00 49,56 48,51 49,10 55,92 67,51 73,74 73,30 72,99 72,16 69,08 68,62 67,50 64,93 65,21 72,28 77,74 77,38 70,97 65,63 63,72 57,07 S 19 64,58 61,74 55,65 55,08 54,59 54,15 54,81 58,67 62,33 65,28 68,20 65,27 63,15 61,59 57,22 53,66 54,48 61,85 65,51 65,30 62,63 56,68 55,55 52,38 D 20 52,94 50,37 43,70 39,73 33,40 35,05 38,28 40,59 42,43 50,86 51,75 51,79 53,20 51,25 49,41 45,61 45,01 52,48 57,18 61,75 58,73 58,11 56,71 52,27 L 21 28,56 22,76 23,68 24,11 20,64 28,44 43,35 53,22 57,55 55,61 55,54 55,67 55,68 55,59 56,23 55,31 57,58 64,60 73,99 75,34 75,54 74,45 70,31 65,34 M 22 64,18 63,15 61,66 61,93 61,75 63,02 65,85 69,74 74,65 73,67 72,78 72,92 71,02 71,96 71,62 70,47 71,06 72,23 76,48 75,34 73,00 71,43 65,24 60,43 M 23 62,00 54,16 50,52 50,01 49,42 49,75 52,13 66,28 69,30 69,49 68,97 68,55 64,84 64,81 64,19 64,59 65,12 70,55 74,40 72,90 72,62 69,81 64,26 63,41 J 24 58,41 55,20 51,90 51,57 51,51 51,81 57,49 69,03 71,31 68,98 67,55 65,45 63,49 63,72 62,16 63,14 64,58 69,05 75,52 73,30 72,27 68,94 63,86 58,59 V 25 54,63 51,09 49,43 49,05 49,09 49,96 53,33 65,04 71,13 69,17 67,70 67,04 66,43 66,16 65,22 65,20 66,67 71,46 74,36 72,31 68,90 65,74 58,46 53,43 S 26 50,89 50,09 47,58 45,51 45,20 45,29 45,13 49,20 51,11 53,38 55,53 54,63 54,47 56,32 58,76 55,55 53,86 58,03 68,48 68,97 68,64 68,26 63,61 55,41 D 27 53,56 51,34 50,82 50,08 49,59 49,60 49,84 49,68 50,53 53,03 53,34 58,60 55,87 63,56 63,72 54,61 53,18 56,09 67,34 71,32 72,08 73,10 70,27 64,66 L 28 59,73 53,29 52,07 51,47 51,12 52,32 62,88 71,60 75,21 72,56 72,05 70,23 70,30 71,03 71,53 70,57 72,31 76,75 82,75 81,95 79,16 75,66 70,84 69,03 M 29 69,59 68,00 64,18 62,94 62,59 61,84 67,05 73,26 77,31 76,43 75,70 75,49 73,36 73,21 74,01 73,81 72,63 74,69 77,02 76,98 76,44 71,83 66,85 62,08 M 30 58,34 52,29 50,11 49,54 49,65 50,51 52,91 63,22 68,36 67,66 66,99 65,30 65,43 65,70 64,43 64,72 65,70 68,59 73,98 75,23 75,35 73,97 67,12 64,39 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo 29-57

32 6. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LOS ÚLTIMOS DOCE MESES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL 6.1. Mercado diario Los precios medios mensuales aritméticos del mercado diario en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han variado, desde el mayor correspondiente al mes de noviembre de 2016 (56,13 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2016 (24,11 EUR/MWh). Para el 48,6% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 10 y 20 EUR/MWh. El precio medio aritmético del periodo es de 39,00 EUR/MWh. Las energías indicadas en el cuadro anterior se corresponden con la energía comprada en el sistema ibérico. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra en el mercado diario en los últimos 12 meses para el sistema eléctrico español, portugués y la suma de ambos, así como su valor económico. El máximo mensual de compras en el sistema eléctrico español en el mercado diario se ha producido en noviembre de 2016, con GWh

33 Mes MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN (Inc. Renta CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO Congestión) GWh keur EUR/MWh GWh keur EUR/MWh GWh keur DICIEMBRE , , ENERO , , FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , TOTAL , , Las adquisiciones correspondientes a comercializadores (excepto los de referencia) y consumidores directos en el mercado diario en el sistema eléctrico español en noviembre de 2016 han sido de GWh, lo que representa el 67,93% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. Las adquisiciones realizadas por los comercializadores de referencia en el mercado diario en el sistema eléctrico español en noviembre de 2016 han sido de GWh, lo que representa el 14,85% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Comercializadoras MES (excepto las de Comercializadoras de referencia) y referencia Total consumidores directos DICIEMBRE ,30% ,20% ,50% ENERO ,18% ,90% ,08% FEBRERO ,96% ,82% ,78% MARZO ,26% ,47% ,73% ABRIL ,55% ,66% ,21% MAYO ,42% ,58% ,00% JUNIO ,58% ,37% ,95% JULIO ,92% ,26% ,19% AGOSTO ,09% ,58% ,68% SEPTIEMBRE ,81% ,12% ,94% OCTUBRE ,06% ,55% ,62% NOVIEMBRE ,93% ,85% ,78% TOTAL ,36% ,71% ,07% 31-57

34 Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales en el sistema español en sentido importador ha sido de GWh, siendo en sentido exportador de GWh. Para los doce últimos meses la producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente: 32-57

35 Nuclear Importaciones (FR+PT+AN+MR) PDBF(GWh) SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Hidráulica Carbón Ciclo Combinado Renovables, cogeneración y residuos DICIEMBRE ,6% ,6% ,3% ,8% ,9% ,7% ENERO ,4% ,2% ,0% ,9% ,2% ,2% FEBRERO ,2% ,0% ,6% ,7% 600 2,8% ,8% MARZO ,6% ,7% ,9% 753 3,4% 412 1,9% ,5% ABRIL ,1% ,5% ,9% 39 0,2% 335 1,6% ,7% MAYO ,3% ,9% ,2% 102 0,5% 364 1,8% ,3% JUNIO ,0% ,6% ,9% ,3% 508 2,5% ,6% JULIO ,3% ,6% ,9% ,4% 991 4,5% ,4% AGOSTO ,9% ,3% ,7% ,5% 734 3,4% ,1% SEPTIEMBRE ,0% ,1% ,6% ,3% 774 3,7% ,3% OCTUBRE ,6% ,5% ,5% ,7% ,2% ,5% NOVIEMBRE ,8% ,9% ,0% ,9% ,6% ,7% TOTAL ,2% ,5% ,6% ,1% ,4% ,3% TOTAL El análisis comparativo de la media móvil de los periodos diciembre noviembre 2016 y diciembre noviembre 2015, permite obtener los siguientes resultados: - La energía adquirida por unidades de compra del mercado diario en el sistema eléctrico español en el periodo diciembre noviembre 2016 ha ascendido a 170,6 TWh y 6.794,4 millones de euros, lo que supone un descenso del 0,5% y un descenso del 22,4%, respectivamente, respecto al periodo diciembre noviembre El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al periodo diciembre noviembre 2016 ha sido de 39,00 EUR/MWh, lo que supone un descenso del 21,8%, respectivamente, respecto al periodo diciembre noviembre A continuación, figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo

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

37 6.2. Proceso de resolución de restricciones La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercado depende del volumen de demanda y de los precios del mercado, al afectar el precio al volumen de energía asignada previamente al análisis de restricciones técnicas. La energía a subir asignada a unidades de venta en el mercado diario en el sistema eléctrico español se puede observar en el gráfico adjunto 5. Mes FASE I Subir FASE I Bajar PROCESO DE RESTRICCIONES PRECIO MEDIO FASE I Subir PRECIO MEDIO FASE I Bajar PRECIO MEDIO FASE II Subir PRECIO MEDIO FASE II Bajar COSTE TOTAL COSTE UNITARIO GWh GWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh keur EUR/MWh DICIEMBRE ,60 64,99 0,00 43, ,15 ENERO ,34 50,10 53,22 30, ,56 FEBRERO ,62 38,53 42,39 24, ,65 MARZO ,18 28,64 0,00 23, ,88 ABRIL ,42 24,03 0,00 21, ,60 MAYO ,42 35,67 0,00 22, ,00 JUNIO ,29 40,18 0,00 36, ,84 JULIO ,03 42,70 0,00 39, ,55 AGOSTO ,01 41,24 0,00 40, ,85 SEPTIEMBRE ,31 45,04 0,00 43, ,04 OCTUBRE ,28 59,24 68,48 49, ,93 NOVIEMBRE ,51 66,16 0,00 52, ,89 Total ,77 44,43 67,28 34, ,16 5 Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado por OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energías e importes de estos procesos en su dirección web

38 6.3. Procesos de operación técnica del sistema Durante los doce últimos meses, los procesos de operación técnica gestionados por el operador del sistema español, gestión de desvíos, servicios complementarios y solución de restricciones técnicas en tiempo real, han requerido la contratación de una potencia horaria media mensual de banda de regulación por valor de MW y de 224 MW de reserva de potencia adicional a subir, así como una contratación mensual media de energía por valor de 775 GWh. El coste (sobre el precio del mercado diario) de estos servicios ha sido de keur. El coste de estos servicios para el consumidor, incluyendo el coste de los desvíos que pagan los que se han desviado y la minoración del coste por el servicio de control del factor de potencia y los incumplimientos de energías de gestión de desvíos y terciaria, ha sido de keur. No obstante, como figura en los cuadros siguientes, las variaciones de los diferentes procesos y en los distintos meses son significativas. COSTE FIJO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA MES POTENCIA MEDIA BANDA PRECIO MEDIO PONDERADO COSTE TOTAL COSTE UNITARIO MEDIO MW EUR/MWh keur EUR/MWh DICIEMBRE , ,89 ENERO , ,95 FEBRERO , ,13 MARZO , ,01 ABRIL , ,90 MAYO , ,93 JUNIO , ,52 JULIO , ,47 AGOSTO , ,48 SEPTIEMBRE , ,39 OCTUBRE , ,51 NOVIEMBRE , ,68 Total , ,74 COSTE DEL PROCESO DE RESERVA DE POTENCIA A SUBIR MES POTENCIA MEDIA PRECIO MEDIO PONDERADO COSTE TOTAL COSTE PARA LA DEMANDA COSTE UNITARIO MEDIO MW EUR/MWh keur keur EUR/MWh DICIEMBRE , ,07 ENERO , ,16 FEBRERO , ,25 MARZO , ,37 ABRIL , ,29 MAYO , ,30 JUNIO 4 15, ,00 JULIO 0 0, ,00 AGOSTO 0 0, ,00 SEPTIEMBRE 27 24, ,02 OCTUBRE , ,25 NOVIEMBRE , ,15 Total , ,

39 En los siguientes cuadros se incluyen el coste de los procesos de operación técnica del sistema y de la solución de restricciones en tiempo real. MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA (*) A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD MINORACIÓN COSTE POR CONTROL FACTOR DE POTENCIA COSTE PARA LA DEMANDA COSTE MEDIO UNITARIO GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur keur keur EUR/MWh DICIEMBRE , , ,05 ENERO , , ,12 FEBRERO , , ,05 MARZO , , ,12 ABRIL , , ,09 MAYO , , ,03 JUNIO , , ,07 JULIO , , ,00 AGOSTO , , ,02 SEPTIEMBRE , , ,08 OCTUBRE , , ,02 NOVIEMBRE , , ,09 Total , , ,06 (*) No incluye las restricciones en tiempo real MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN EL PROCESO DE SOLUCION DE RESTRICCIONES EN TIEMPO REAL A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD COSTE PARA LA DEMANDA COSTE MEDIO UNITARIO GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur keur EUR/MWh DICIEMBRE , , ,08 ENERO , , ,12 FEBRERO 39 87, , ,13 MARZO 40 99, , ,16 ABRIL 48 92, , ,18 MAYO 37 85, , ,13 JUNIO 42 72, , ,10 JULIO 9 57, , ,03 AGOSTO 25 79, , ,07 SEPTIEMBRE , , ,09 OCTUBRE , , ,21 NOVIEMBRE , , ,15 Total , , ,

40 En los siguientes cuadros se desglosan los procesos de operación técnica del sistema por tipo de proceso: MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN REGULACIÓN SECUNDARIA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur DICIEMBRE , , ENERO , , FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO 95 42, , AGOSTO , , SEPTIEMBRE 95 44, , OCTUBRE 90 52, , NOVIEMBRE , , Total , , MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN REGULACIÓN TERCIARIA A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur DICIEMBRE , , ENERO , , FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , Total , , MES COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN EL PROCESO DE GESTIÓN DE DESVÍOS A SUBIR PRECIO MEDIO A SUBIR A BAJAR PRECIO MEDIO A BAJAR COSTE PROCESO SOBRE PRECIO MD GWh EUR/MWh GWh EUR/MWh keur DICIEMBRE 74 58, , ENERO , , FEBRERO , , MARZO , , ABRIL 82 35, , MAYO 60 35, , JUNIO 79 45, , JULIO , , AGOSTO 72 46, , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE 71 58, , NOVIEMBRE , , Total , ,

41 Del análisis de estos procesos pueden obtenerse las siguientes conclusiones: El volumen de energía necesario para la operación técnica del sistema se sitúa en el 3,7% del conjunto de la energía contratada en el mercado de producción. Este volumen de energía corresponde: - A la diferencia entre los programas horarios resultado de la contratación en las diferentes sesiones del mercado y la oferta - demanda de energía en tiempo real. - A la gestión de la energía necesaria para garantizar la igualdad de flujos de oferta y demanda dentro de cada período horario. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos diciembre 2014 noviembre 2015 y diciembre 2015 noviembre 2016, permite obtener los siguientes resultados: - La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa para el periodo diciembre 2015 noviembre 2016 en GWh y keur, lo que supone una disminución del 24,0% en energía y del 41,6% en coste total, con respecto al periodo diciembre 2014 noviembre El precio medio de venta de energía para el período diciembre 2015 noviembre 2016 en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 50,69 EUR/MWh frente a 64,62 EUR/MWh del periodo diciembre 2014 noviembre Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 23,21 EUR/MWh en el período diciembre 2015 noviembre 2016 frente a 30,24 EUR/MWh del periodo diciembre 2014 noviembre La repercusión de estos procesos sobre el precio medio horario final ponderado, incorporando el coste fijo de regulación, el coste de reserva de potencia a subir y el coste de la solución de las restricciones técnicas y la minoración del coste por el servicio de ajuste de control del factor de potencia, asciende a 3,21 EUR/MWh en el período diciembre 2015 noviembre 2016, frente a 4,46 EUR/MWh correspondiente al periodo diciembre 2014 noviembre

42 6.4. Mercado Intradiario Los precios medios aritméticos en el mercado intradiario en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han tenido un valor medio de 39,90 EUR/MWh. En el mes de noviembre 2016 se observa un aumento del precio medio aritmético respecto al mes anterior, alcanzando los 58,20 EUR/MWh. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía de compra en el mercado intradiario en los últimos 12 meses para el sistema eléctrico español, portugués y la suma de ambos, así como su valor económico. MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN MES (Inc. Renta CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO Congestión) GWh keur EUR/MWh GWh keur EUR/MWh GWh keur DICIEMBRE , , ENERO , , FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , Total , , Del estudio de las diferencias entre el precio máximo y mínimo de cada día, se observa que el 1,1% de los días la diferencia es menor o igual que 10 EUR/MWh, el 37,2% de los días se sitúa entre 10 y 20, el 36,6% de los días esta diferencia se sitúa entre 20 y 30 EUR/MWh y el 25,1% de los días es superior a 30 EUR/MWh

43 El análisis comparativo de la media móvil de los periodos diciembre noviembre 2016 y diciembre noviembre 2015 permite obtener los siguientes resultados: La energía adquirida en el proceso de casación en el mercado intradiario en este periodo ha ascendido a 28,3 TWh y 1.145,6 millones EUR, lo que supone un descenso del 1,96% y un descenso del 22,67% respectivamente El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español en este periodo ha sido de 39,90 EUR/MWh, lo que supone una disminución del 21,81%, respecto al periodo diciembre noviembre A continuación, figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo. La energía negociada por comercializadores y consumidores directos en la zona española representa, para el conjunto del período, el 14,81% de la energía total negociada en este mercado, y el 59,83% de la energía negociada por las unidades de adquisición

44 6.5. Pago por capacidad 6 Como figura en el cuadro siguiente, los consumidores directos y comercializadores (excluidos los comercializadores de referencia), tienen un pago por capacidad que en diciembre de 2015 tomó el valor máximo que fue de 3,85 EUR/MWh y en agosto de 2016 toma el valor mínimo de 1,95 EUR/MWh. Desde el 1 de julio de 2009 los comercializadores de referencia participan en el mercado de producción estando obligados al pago por capacidad como el resto de comercializadores. Su valor en el mes de noviembre de 2016 ha sido de 4,33 EUR/MWh. 6 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo y con la información publicada por REE en

45 PAGO POR CAPACIDAD COSTE UNITARIO MEDIO MES COSTE TOTAL CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA keur EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh DICIEMBRE ,07 3,85 5,32 ENERO ,16 2,99 4,18 FEBRERO ,22 3,06 4,16 MARZO ,63 2,38 4,17 ABRIL ,48 2,23 4,33 MAYO ,44 2,20 4,38 JUNIO ,93 2,75 4,40 JULIO ,26 3,11 4,37 AGOSTO ,24 1,95 4,40 SEPTIEMBRE ,53 2,30 4,39 OCTUBRE ,41 2,17 4,35 NOVIEMBRE ,59 2,35 4,33 TOTAL ,84 2,61 4, Servicio de interrumpibilidad Durante los doce últimos meses el servicio de interrumpibilidad gestionado por el operador del sistema mediante mecanismo de asignación competitiva ha supuesto para el sistema eléctrico español un coste fijo de keur, siendo su coste unitario en el mes de noviembre de 1,99 EUR/MWh. SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD COSTE UNITARIO MEDIO MES COSTE TOTAL CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA keur EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh DICIEMBRE ,89 1,89 1,89 ENERO ,87 1,87 1,87 FEBRERO ,93 1,93 1,93 MARZO ,87 1,87 1,87 ABRIL ,03 2,03 2,03 MAYO ,04 2,04 2,04 JUNIO ,00 2,00 2,00 JULIO ,82 1,82 1,82 AGOSTO ,92 1,92 1,92 SEPTIEMBRE ,97 1,97 1,97 OCTUBRE ,07 2,07 2,07 NOVIEMBRE ,99 1,99 1,99 TOTAL ,95 1,95 1,

46 6.7. Mercado de producción y precio horario final En el funcionamiento del mercado de producción, además de lo señalado en los apartados anteriores, cabe mencionar: El volumen de energía total negociado en las diferentes sesiones del mercado de producción ha alcanzado el máximo en el mes de julio de 2016, seguido de los meses de enero y marzo de El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en el mes de diciembre de 2015, seguido de los meses de noviembre de 2016 y octubre de Por semanas, el conjunto de las adquisiciones realizadas por los comercializadores y consumidores directos ha seguido la evolución que figura en el cuadro siguiente representando durante la última semana del mes de noviembre el 90,37% del total de la energía adquirida en el conjunto de los mercados diario e intradiario. Los precios horarios finales mensuales han variado, durante los doce últimos meses, desde el mayor correspondiente al mes de noviembre de 2016 (63,91 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2016 (33,42 EUR/MWh). Las cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en julio de 2016 con GWh, al mínimo del período en el mes de mayo de 2016 con GWh

47 MES GWh CONTRATACIÓN keur Comercializador de referencia PRECIO FINAL PRECIO MEDIO ARITMÉTICO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo General Comercializador de referencia PRECIO MEDIO PONDERADO EUR/MWh Comercializador y Cons. Directo DICIEMBRE ,33 61,67 61,90 64,87 63,37 63,58 ENERO ,74 45,38 45,58 48,42 47,25 47,42 FEBRERO ,96 36,56 36,75 39,19 37,94 38,12 MARZO ,55 36,55 36,82 39,47 37,39 37,68 ABRIL ,57 32,38 32,64 35,32 33,15 33,42 MAYO ,73 34,47 34,72 37,30 35,38 35,59 JUNIO ,92 46,13 46,31 48,19 46,56 46,73 JULIO ,82 47,31 47,49 49,40 48,01 48,17 AGOSTO ,89 47,38 47,68 50,43 47,85 48,16 SEPTIEMBRE ,56 50,37 50,61 53,24 51,01 51,26 OCTUBRE ,17 59,91 60,15 63,30 60,90 61,16 NOVIEMBRE ,45 62,40 62,64 65,90 63,63 63,91 General Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Sexta del Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo El análisis de los componentes del precio horario final que figura a continuación se ha determinado para los doce últimos meses incorporando la diferenciación entre el que corresponde a comercializadores de referencia y el referido al resto de comercializadores y consumidores directos: 1. Los componentes del precio horario medio final para la demanda nacional han sido los siguientes: 45-57

48 MES MERCADO DIARIO RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh DICIEMBRE 54,38 2,24 0,07 0,89 0,00 0,05 4,07 1,89 63,58 ENERO 38,50 2,69 0,16 0,95-0,03 0,12 3,16 1,87 47,42 FEBRERO 28,80 2,78 0,25 1,13-0,03 0,03 3,22 1,93 38,12 MARZO 28,65 3,04 0,37 1,01 0,00 0,11 2,63 1,87 37,68 ABRIL 24,86 2,78 0,29 0,90 0,00 0,08 2,48 2,03 33,42 MAYO 26,75 3,13 0,30 0,93 0,00 0,01 2,44 2,04 35,59 JUNIO 39,29 1,94 0,00 0,52 0,01 0,05 2,93 2,00 46,73 JULIO 41,07 1,58 0,00 0,47-0,01-0,02 3,26 1,82 48,17 AGOSTO 41,63 1,92 0,00 0,48-0,01-0,01 2,24 1,92 48,16 SEPTIEMBRE 44,18 2,13 0,02 0,39 0,00 0,05 2,53 1,97 51,26 OCTUBRE 53,79 2,15 0,25 0,51-0,01-0,01 2,41 2,07 61,16 NOVIEMBRE 57,40 1,04 0,15 0,68 0,01 0,04 2,59 1,99 63,91 TOTAL 39,97 2,28 0,15 0,74 0,00 0,04 2,84 1,95 47,96 % sobre PFM 83,34% 4,75% 0,32% 1,54% -0,01% 0,09% 5,91% 4,06% 100,00% Este precio final, por ser un precio medio, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las siguientes hipótesis: Se ha calculado como precio de adquisición de energía de la demanda nacional en el mercado de producción. En este precio se incluyen todos los pagos y cobros de los consumidores finales, incluyendo los sobrecostes de las energías de regulación secundaria y terciaria, los incumplimientos de energías de balance, el coste de control de factor de potencia, el servicio de interrumpibilidad y los pagos por capacidad correspondientes a la normativa en vigor en cada periodo. 2. Los componentes del precio horario final para comercializadores (excluyendo los de referencia) y consumidores directos, son los siguientes: MES MERCADO DIARIO COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES DIRECTOS RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh DICIEMBRE 54,38 2,24 0,07 0,89 0,00 0,05 3,85 1,89 63,37 ENERO 38,50 2,69 0,16 0,94-0,03 0,12 2,99 1,87 47,25 FEBRERO 28,81 2,79 0,25 1,13-0,03 0,02 3,06 1,93 37,94 MARZO 28,64 3,04 0,36 1,01 0,00 0,09 2,38 1,87 37,39 ABRIL 24,85 2,78 0,29 0,90 0,00 0,08 2,23 2,03 33,15 MAYO 26,77 3,13 0,30 0,93 0,00 0,01 2,20 2,04 35,38 JUNIO 39,29 1,94 0,00 0,52 0,01 0,05 2,75 2,00 46,56 JULIO 41,05 1,58 0,00 0,47-0,01-0,03 3,11 1,82 48,01 AGOSTO 41,61 1,91 0,00 0,48-0,01-0,01 1,95 1,92 47,85 SEPTIEMBRE 44,17 2,12 0,02 0,39 0,00 0,05 2,30 1,97 51,01 OCTUBRE 53,77 2,15 0,25 0,51-0,01-0,01 2,17 2,07 60,90 NOVIEMBRE 57,36 1,04 0,15 0,68 0,01 0,04 2,35 1,99 63,63 TOTAL 39,97 2,28 0,15 0,73-0,01 0,04 2,61 1,95 47,73 % sobre PFM 83,75% 4,77% 0,32% 1,54% -0,01% 0,08% 5,48% 4,08% 100,00% 46-57

49 Este precio final, por ser un precio medio, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos, cobros y la energía solamente de los comercializadores (excluidos los comercializadores de referencia) y consumidores directos. 3. Los componentes del precio horario final para comercializadores de referencia, son los siguientes: MES MERCADO DIARIO COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES DE REFERENCIA RESTRICCIONES TECNICAS RESERVA DE POTENCIA A SUBIR BANDA DE REGULACIÓN MERCADO INTRADIARIO OPERACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPACIDAD SERVICIO DE INTERRUMPIBILIDAD PRECIO HORARIO FINAL EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh DICIEMBRE 54,40 2,22 0,08 0,89 0,01 0,06 5,32 1,89 64,87 ENERO 38,46 2,67 0,16 0,96 0,00 0,12 4,18 1,87 48,42 FEBRERO 28,77 2,77 0,27 1,14 0,01 0,13 4,16 1,93 39,19 MARZO 28,75 3,04 0,40 1,01 0,01 0,22 4,17 1,87 39,47 ABRIL 24,87 2,78 0,31 0,90 0,01 0,08 4,33 2,03 35,32 MAYO 26,55 3,06 0,32 0,94 0,00 0,01 4,38 2,04 37,30 JUNIO 39,32 1,91 0,00 0,52 0,00 0,04 4,40 2,00 48,19 JULIO 41,17 1,56 0,00 0,47 0,00 0,02 4,37 1,82 49,40 AGOSTO 41,72 1,92 0,00 0,47 0,00-0,01 4,40 1,92 50,43 SEPTIEMBRE 44,24 2,17 0,02 0,39 0,01 0,06 4,39 1,97 53,24 OCTUBRE 53,96 2,14 0,27 0,52 0,00-0,02 4,35 2,07 63,30 NOVIEMBRE 57,68 1,01 0,16 0,68 0,00 0,04 4,33 1,99 65,90 TOTAL 39,90 2,29 0,17 0,76 0,00 0,07 4,40 1,94 49,54 % sobre PFM 80,55% 4,62% 0,34% 1,54% 0,01% 0,14% 8,89% 3,92% 100,00% Este precio final, por ser un precio medio ponderado, difiere del correspondiente a cada agente y ha sido obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos y cobros y la energía solamente de los comercializadores de referencia. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos diciembre 2014 noviembre 2015 y diciembre 2015 noviembre 2016, permite obtener los siguientes resultados: - Para el conjunto del mercado de producción, la contratación de energía ha ascendido en el período diciembre 2015 noviembre 2016 a GWh y keur, lo que ha supuesto un aumento del 0,5% en energía y una disminución del 23,1% en volumen económico, con respecto al periodo diciembre 2014 noviembre En cuanto al precio medio horario final ponderado del período diciembre 2015 noviembre 2016, se ha situado en 47,96 EUR/MWh, lo que ha supuesto una disminución del 23,5% respecto al periodo diciembre 2014 noviembre La evolución en el periodo considerado figura a continuación: 47-57

50 Sin embargo, el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (consumidores directos y comercializadores, excepto los de referencia) se sitúa en el periodo en 47,73 EUR/MWh, precio ponderado, y en 46,76 EUR/MWh, precio sin ponderar. Se observa que este precio ponderado es inferior para comercializadores (excepto comercializadores de referencia) y consumidores directos en un 23,3%, en relación con el precio horario final medio en el periodo diciembre 2014 noviembre

51 7. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES EN EL MERCADO 7.1. Volumen de intercambios internacionales La energía negociada en los diferentes mercados, correspondiente a importaciones y exportaciones, en las fronteras con Francia, Andorra y Marruecos, queda reflejada en la tabla en los últimos doce meses: IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) MERCADO DIARIO MERCADO MERCADO INTRADIARIO CBIL Y OTROS TOTAL MERCADO DIARIO INTRADIARIO CBIL Y OTROS TOTAL DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE TOTAL TOTAL En el concepto CBIL y otros se incluye la energía de los contratos bilaterales, la energía retirada en la solución de restricciones técnicas y la energía en acciones de balance

52 El volumen económico de importación y exportación negociado en el mercado de producción de energía se muestra a continuación: IMPORTACIÓN (keur) MERCADO DIARIO MERCADO INTRADIARIO TOTAL EXPORTACIÓN (keur) MERCADO DIARIO MERCADO INTRADIARIO DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE TOTAL TOTAL TOTAL En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales

53 7.2. Repercusión del volumen de intercambios internacionales La siguiente tabla muestra el porcentaje que los intercambios internacionales representan respecto a la energía demandada en los diferentes mercados. IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) % SOBRE DEMANDA DE % SOBRE DEMANDA DE DICIEMBRE 8, DICIEMBRE 2, ENERO 4, ENERO 4, FEBRERO 4, FEBRERO 4, MARZO 3, MARZO 4, ABRIL 2, ABRIL 7, MAYO 5, MAYO 4, JUNIO 4, JUNIO 3, JULIO 5, JULIO 2, AGOSTO 5, AGOSTO 3, SEPTIEMBRE 6, SEPTIEMBRE 2, OCTUBRE 4, OCTUBRE 6, NOVIEMBRE 4, NOVIEMBRE 4,47 En la siguiente tabla se muestran los volúmenes económicos, donde no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales físicos. IMPORTACIÓN (keur) EXPORTACIÓN (keur) % SOBRE DEMANDA DE % SOBRE DEMANDA DE DICIEMBRE 7, DICIEMBRE 2, ENERO 4, ENERO 4, FEBRERO 4, FEBRERO 3, MARZO 4, MARZO 4, ABRIL 3, ABRIL 6, MAYO 5, MAYO 4, JUNIO 4, JUNIO 3, JULIO 5, JULIO 2, AGOSTO 5, AGOSTO 2, SEPTIEMBRE 6, SEPTIEMBRE 2, OCTUBRE 3, OCTUBRE 6, NOVIEMBRE 4, NOVIEMBRE 4,

54 7.3. Grado de ocupación de la capacidad comercial de intercambio Las siguientes gráficas muestran el grado de ocupación de la capacidad obtenido teniendo en cuenta el valor final después del mercado intradiario. MEDIA NOVIEMBRE 2016 FRANCIA Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 2.488,8 MWh 1.516,3 MWh 972,5 MWh 1.496,4 MWh 1.653,9 MWh 3.150,3 MWh MEDIA NOVIEMBRE 2016 PORTUGAL Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 1.683,8 MWh 1.380,3 MWh 303,5 MWh 708,8 MWh 2.346,8 MWh 3.055,6 MWh MEDIA NOVIEMBRE 2016 MARRUECOS Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 417,8 MWh 57,6 MWh 360,2 MWh 0,0 MWh 400,0 MWh 400,0 MWh 52-57

55 7.4. Origen de los intercambios internacionales por frontera El comercio a través de las fronteras del sistema eléctrico español con Francia, Andorra y Marruecos, se refleja en las tablas siguientes. IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE TOTAL TOTAL En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales. IMPORTACIÓN (keur) EXPORTACIÓN (keur) FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL DICIEMBRE DICIEMBRE ENERO ENERO FEBRERO FEBRERO MARZO MARZO ABRIL ABRIL MAYO MAYO JUNIO JUNIO JULIO JULIO AGOSTO AGOSTO SEPTIEMBRE SEPTIEMBRE OCTUBRE OCTUBRE NOVIEMBRE NOVIEMBRE TOTAL TOTAL

56 7.5. Cuotas en la energía importada y exportada de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de octubre de 2016 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento de los Mercados Diario e Intradiario de Producción de Energía Eléctrica. El volumen total de energía eléctrica importada por agentes del mercado correspondiente al programa horario final ha sido de 74 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL IMPORTACIONES - OCTUBRE 2016 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) TOTAL GAS & POWER LIMITED ,0 38,37 EDF TRADING LIMITED 9.585,8 12,88 NEAS ENERGY A/S 7.602,1 10,21 GAZPROM MARKETING AND TRADING LTD 7.278,9 9,78 DANSKE COMMODITIES 6.883,3 9,25 DUFENERGY TRADING SA 5.012,6 6,73 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA 4.244,1 5,70 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,1 2,94 POWERMART APS 1.807,0 2,43 TRAILSTONE GMBH 596,1 0,80 RESTO DE AGENTES 667,1 0,90 Total ,

57 El volumen total de energía eléctrica exportada por agentes del mercado correspondiente al programa horario final ha sido de 613 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes: PROGRAMA HORARIO FINAL EXPORTACIONES - OCTUBRE 2016 Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%) OFFICE NATIONAL D'ELECTRICITÉ ET DE L'EAU POTABLE ,7 71,89 EDF TRADING LIMITED ,4 10,19 ENDESA ,0 5,48 DANSKE COMMODITIES ,9 4,25 NEAS ENERGY A/S ,9 3,22 GNERA ENERGIA Y TECNOLOGIA 8.204,1 1,34 GAZPROM MARKETING AND TRADING LTD 6.078,3 0,99 ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L ,8 0,95 POWERMART APS 3.919,3 0,64 TRAILSTONE GMBH 3.215,2 0,52 RESTO DE AGENTES 3.229,4 0,53 Total ,