1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO

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1 MERCADO DE ELECTRICIDADD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELÉCTRICA NOVIEMBRE 2111

2 ÍNDICE 1.- Evolución del Mercado Diario. 2.- Evolución del Mercado Intradiario. 3.- Evolución de la energíaa y precios correspondientes a procesoss de operación técnica del sistema. los 4.- Pago por capacidad. 5.- Evolución del Mercado de Electricidad. 6.- Evolución del Mercado de Electricidad en e los doce últimos meses. 7.- Intercambios internacionales en el mercado de producción. 8.- Resultados publicados por los operado res del mercado de otros mercados de electricidad. 2-59

3 1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO 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 48,38 EUR/MWh, y para el sistema eléctrico portugués es dee 49,1 EUR/MWh, habiendo o sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en 45 horas durante ell mes, y superior enn 3 horas. En el siguiente gráfico se representa la curva de demanda correspondiente a la energía total de adquisición del mercado ibérico, así comoo las curvas de los precios horarios máximos y mínimos de cada día y la curva de precios diarios medios aritméticos, paraa 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 15,52 EUR/MWh el domingoo día 13, y el máximo de 59,82 EUR/MWh el viernes día 4. El precio mínimo del mes,, EUR/MWh, se ha registrado en 19 horas, y el precio máximo del mes ha sidoo de 91,11 EUR/MWh y se haa registrado en la hora 2 del lunes 7. El precioo medio ha sido unn 18,2% superior al del mismo mes del año anterior. 3-59

4 La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 7,,93 y 8,94 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 64,79 EUR/MWh. Estoss 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 d todos los días) oscila entre, y 66,1 EUR/MWh, y entre, y 91,1 EUR/MWh el resto de las horas. Sistema eléctrico portuguéss La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 18,6 EUR/MWh el domingoo día 13, y el máximo de 59,55 EUR/MWh el viernes día 4. El precio mínimo del mes,,1 EUR/MWh, se ha registrado enn 8 horas,, y el precio máximo del mes ha sido de 91,1 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 2 del lunes 7. El precio medio ha sido un 18,3% superior al del mismo mes del año anterior. La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 7,,93 y 76,3 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 59,1 EUR/MWh. Estoss 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 d todos los días) oscila entre,1 y 66,1 EUR/MWh, y entre,1 y 91,1 EUR/MWh el resto de las horas. Curvas agregadas de oferta de venta y compra En los cuatro siguientess gráficos se presentan las horas h 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 see presentan dos tipos de curvas diferentes: Curvas con todos los tramos de las presentados como ofertas simples. ofertas de d venta y adquisición Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta v y adquisición que finalmentee forman el programa resultante dee 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 casoo de separación dee mercados, un tramo adicional de compra a precio instrumental en el sistema exportador por 4-59

5 la cantidadd 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. Las siguientess curvas correspond den 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: 5-59

6 Las siguientess curvas correspond den a las curvas del MIBEL, o del sistema eléctrico portugués en caso de existir separación de mercados, paraa las horas de precio máximo y mínimoo del sistema eléctrico portugués: La contratación en el mercado diario para el sistema eléctrico ibérico en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, ha disminuido en cuanto a energía en el programa resultante de laa casación, teniendo un valor de GWh y ha disminuido en valor económico teniendo un valor de keur. El valor de la contratación diaria se s sitúa enn 572 GWh/día en días laborables, 521 GWh/díaa en sábados y 485 GWh/día en festivos, siendo los correspondientes valores económicos medios de keur/día en laborables, keur/día enn sábados y keur/día en festivos. 6-59

7 El máximo y mínimo de contratación de energía diaria para el sistema eléctrico ibérico se presentaron respectivamente el miércoles 16 con MWh y el domingo 27 con MWh. El máximo de contratación horaria en cuanto a energía e para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 2 del jueves 17 y el valor horario mínimo MWhh en la hora 5 del lunes 21. Durante el mes, la energía adquirida en el mercadoo diario para el sistema eléctrico español por comerciali izadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto suponee el 81,21% de la energía del programa resultante de la casación y el 81,78% del volumen económicoo del mercado diario. Durante el mes, la energía adquirida en el mercadoo diario para el sistema eléctrico portugués porr comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 67,78% de la energía del programa resultante de la casación y el 68,91% del volumen económicoo del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de 9.195,4 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 8.378,3 GWh y al sistema eléctrico portugués 817,1 GWh. El volumen adquirido en el mercado diario por unidades de oferta de sistemas eléctricos externos al sistema eléctrico ibérico, ha sido de 186,5 GWh en Francia,, GWh en Andorra y 196,2 GWh en e Marruecos. En los cuadros siguientes se indican los volúmenes s en energía y en euros negociados en el mercado diario en el sistema eléctrico español y portugués durante el mes: 7-59

8 MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL NOVIEMBRE 211 PRECIO PRECIO PRECIO MEDIO FECHA MÁXIMO MÍNIMO (MWh) ARITMÉTICO (EUR/MWh) (EUR/MWh) (EUR/MWh) 1-nov ,39 61,2 53,27 2-nov ,13 58,17, 3-nov ,31 76,53, 4-nov ,82 87, 37,65 5-nov ,81 55,155 25, 6-nov ,64 59,111, 7-nov ,23 91,11 1,7 8-nov ,34 6,7 43,7 9-nov ,66 63,966 4, 1-nov nov nov nov nov nov nov nov nov nov-11 2-nov nov nov nov nov nov nov nov nov nov-11 3-nov ,52 49,43 45,3 15,52 4,54 52,82 53,19 56,29 48,96 5,7 47,44 55,9 48,53 47,39 51,69 53,71 5,9 49,33 56,68 53,3 54,59 56,93 79,86 66,1 52,55 7,13 76,45 76,35 79,1 55,39 59,699 55,23 78, 55,23 56, 59,67 59,47 59, 55,23 85, 7,32 59,84 41,12 15,7 33,32,, 4, 32,2 5,42 4,77 41,52 38,67 4,75 36,15 32,2 38,57 41,34 39,63 42,73 39, 37,9 49, DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) 7,93 58,17 76,53 49,35 3,15 59,11 8,94 16,37 23,96 15,81 64,79 32,78 52,5 7,13 36,45 44,15 28,59 14,62 18,17 16,56 37,25 19,8 23,8 21,1 18,13 19,37 12,5 46, 32,42 1,84 MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur)

9 MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS NOVIEMBRE 211 PRECIO PRECIO PRECIO MEDIO FECHA MÁXIMO MÍNIMO (MWh) ARITMÉTICO (EUR/MWh) (EUR/MWh) (EUR/MWh) 1-nov ,39 61,2 53,27 2-nov ,57 58,17 33,54 3-nov ,58 76,53,5 4-nov ,55 85,12 37,65 5-nov ,91 55,155 25, 6-nov ,5 59,111,1 7-nov ,1 91,11 38,63 8-nov ,34 6,7 43,7 9-nov ,66 63,966 4, 1-nov nov nov nov nov nov nov nov nov nov-11 2-nov nov nov nov nov nov nov nov nov nov-11 3-nov ,52 49,43 44,83 18,6 4,62 52,82 54,1 56,29 48,96 5,7 47,44 55,9 48,53 47,9 51,69 53,71 5,2 49,33 56,68 53,3 54,59 56,93 79,86 66,1 52,55 7,13 76,45 76,35 79,1 55,39 59,699 55,23 78, 55,23 56, 59,67 59,47 59, 55,23 85, 7,32 59,84 41,12 15,7 33,32,1,5 4, 39,65 5,42 4,77 41,52 38,67 4,75 36,15 35,74 38,57 41,34 41,25 42,73 39, 37,9 49, DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) 7,93 24,63 76,3 47,47 3,15 59,1 52,38 16,37 23,96 15,81 64,79 32,78 51,95 69,63 36,45 36,7 28,59 14,62 18,17 16,56 37,25 19,8 2,26 21,1 18,13 17,75 12,5 46, 32,42 1,84 MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur)

10 1.2.. Renta de Congestión del mecanismoo de separación mercados en el mercado diario en laa interconexión Portugal de con 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 419 keur, lo que ha supuesto una disminuciónn del 53,3% con respecto al mes anterior. Durante el mes de noviembre,, en el mercado diario d se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 7,2% de d las horas, habiéndose generado la congestiónn en sentido exportador a Portugal en 45 horas y 3 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricoss portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en,72 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 41,12 EUR/ /MWh en la l hora 7 del domingo 6 y un mínimo de -4,87 EUR/MWh en la hora 11 del sábado 12. El siguiente gráfico muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado diario y el saldo diario dee energía intercambiada en las horas en las que se ha producidoo renta dee la congestión, siendo positiva en el sentido de España a Portugal. 1-59

11 1.3.. Restricciones por garantía de suministro Las centrales obligadas a participar como unidades vendedoras en el proceso de modificaciones de programa para la resolución dee restricciones por garantía de suministro según el anexo II del Real R Decreto 134/21, son las siguientes: Soto de Ribera 3.. Narcea 3. Anllares. La Robla 2. Compostilla. Teruel. Guardo 2. Puentenuevo 3. Escucha. Elcogás. La Resolución por la que se fijaa el volumen máximo de producción para estas centrales durante el año 2.11 establece un valor de ,31 GWh. Durante el mes de noviembre, el volumen de energía programado a las centrales de carbón autóctono ha ascendido a 1. 14,1 GWh, lo que ha supuesto un 4,34% del volumen máximo de producción autorizado durante el año 211 a las centrales adscritas a estee procedimiento. La energía necesaria para el recuadre ha tomado el mismo valor, alcanzado 1.14,1 MWh, ya que la energía de venta programadaa no ha sido compensada por modificaciones de programa por solución s dee restricciones técnicas cuyo saldo neto horarioo hubiera representado una reducción del programa base de funcionamiento. La solución de restricciones por garantía de suministro ha tenido un coste paraa los consumidores de keur, financiadoo a travéss del pago por capacidad

12 1.4.. Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercadoo diario en el sistema eléctrico español, consecuencia de la existencia dee 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 GWh durante el mes, lo que supone un 6,1% % de la energía correspondiente al programa base de funcionamiento. Ell volumen de energía necesario paraa la solución de restricciones técnicas ha sido un 11,2% superior al mes anterior. La solución de restricciones técnicas del mercado diario ha tenido un coste para los consumidores de keur, equivalente a 3,66 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 1.5.. Programa diario base. Demandaa 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 Fuel-Gas Carbón Ciclo Combinado Nuclear Hidráulica Importaciones(FR+PT+AD+MA) Régimen Especial Eólica Régimen Especial Resto TOTAL GWh % 1,5% 18,4% 8,2% 21,8% GWh % 1,7% 11,9% 5,3% 22,7% ,% 3,2% 13,8% 23,% 1,% ,7% 2,3% 18,1% 24,1% 1,% El comportamiento de las diferentes tecnologías en la cobertura de la demanda a lo largo del mes, quee se muestra a continuación para el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués,, permite comprobar la modulación de cada una de ellass para adecuarse al comportamiento de la demanda

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15 A su vez, y en cuanto a la demanda, cabe mencionarr 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 e los mercados diario e intradiario en cada uno de sus respectivos sistemas eléctricos, durante este mes tiene un valor medio de 255 MWh para el sistema español y -41 MWh paraa el sistema portugués, loo que supone unn,7% y un -7,1% respectivamente, en relación a la previsión. En loss 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 e 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 condiciónn compleja de ingresos mínimos es superior o igual al 95% del precio medio ponderado de la energía casada

17 2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación Sistema eléctrico español El precio medio aritmético de todos los periodos, de 48,45 EUR/MWh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 58,22 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema portugués en 25 horas durantee el mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesiónn en el sistema eléctrico español se sitúa entre 6,,34 y 64,15 EUR/MWh. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético de todos los periodos, de 49,5 EUR/MWh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 59,899 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema español en 1 hora del mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesiónn en el sistema eléctrico portugués se sitúa entree 6,34 y 64,15 EUR/ MWh. Sesiones Las características de las seis sesiones del mercado intradiarioo y los precios medios registrados en las mismass son los siguientes : 17-59

18 MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión NOVIEMBRE 211 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 48,45 EUR/MWh Etotal= GWh PMA PT= 49,5 EUR/MWh MWh Intradiario PMA ES=47,14 EUR/MWh Etotal=2.355 GWh 2.2 PMA PT=48,66 EUR/MWh 1.1 Intradiario 2 PMA ES=46,67 EUR/MWh Etotal=892 GWh PMA PT=47,61 EUR/MWh Intradiario 3 PMA ES=48,14 EUR/MWh Etotal=257 GWh PMA PT=49,19 EUR/MWh Intradiario 4 PMA ES=49,95 EUR/MWh Etotal=188 GWh PMA PT=49,88 EUR/MWh Intradiario 5 PMA ES=51,11 EUR/MWh Etotal=266 GWh PMA PT=51,17 EUR/MWh Intradiario 6 PMA ES=51,26 EUR/MWh Etotal=244 GWh PMA PT=51,4 EUR/MWh La contratación de energía en el mercado intradiarioo en el sistema eléctrico ibérico en el mes ha alcanzado un volumen económico de keur y una energía de GWh para las seis sesiones s del mercado, representando el 26,9% en energía y el 26,5% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. El volumen de contrataciónn diario medio paraa las citadas sesiones se sitúa en keur y MWh. La energía negociada en el programa resultante de la casación es un 8,4% superior respecto a la contratación del mes anterior. La participación de las unidades de producción,, de adquisición y de consumo de bombeo para las seiss sesioness es la siguiente: 18-59

19 El resumen siguientes: de los datos diarios se puede observar enn los cuadros FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) 1-nov ,94 61,24 2-nov ,533 58,17 3-nov ,7 57,59 4-nov ,57 81,89 5-nov ,5 52,83 6-nov ,333 53,4 7-nov ,17 85,55 8-nov ,29 68, 9-nov ,555 63,43 1-nov ,7 58,5 11-nov ,34 74,62 12-nov ,93 61, 13-nov ,67 53,84 14-nov ,444 64,15 15-nov ,444 65, 16-nov ,355 7,41 17-nov ,46 71,47 18-nov ,56 65, 19-nov ,6 61,94 2-nov ,73 61, 21-nov ,29 74,88 22-nov ,38 57,55 23-nov ,699 58,18 24-nov ,2 62, 25-nov ,16 59,69 26-nov ,76 58,32 27-nov ,9 6, 28-nov ,155 81,65 29-nov ,94 64,69 3-nov ,7 57,18 MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL NOVIEMBRE 2111 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) 26,73,, 32, 25,, 19,78 4, 35,52 4, 15,78 21,78,, 36,12 34,2 4,34 4,77 36,31 19,84 37,17 36,15 29,2 3,1 4, 34,23 4,91 4,65 4,33 38,57 DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) 34,51 58,17 57,59 49,89 27,83 53,4 65,77 28, 27,91 18,5 58,84 39,22 53,84 64,15 28,88 36,21 31,13 24,23 25,63 41,16 37,71 21,4 28,98 31,9 19,69 24,9 19,9 41, 24,36 18,61 MÁXIMA (MWh) MÍNIMA TOTAL NEGOCIADO (MWh) (keur)

20 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) 1/11/ ,29 61,2 2/11/ ,9 57, 3/11/ ,53 76,53 4/11/ ,79 84, 5/11/ ,26 52,83 6/11/ ,69 6,7 7/11/ ,4 81,1 8/11/ ,39 68, 9/11/ ,755 63,2 1/11/ ,555 58,5 11/11/ ,9 73,66 12/11/ ,37 57,9 13/11/ ,69 53,84 14/11/ ,7 64,15 15/11/ ,19 65, 16/11/ ,3 76,3 17/11/ ,78 71,47 18/11/ ,34 65, 19/11/ ,56 61,94 2/11/ ,2 61, 21/11/ ,3 74,88 22/11/ ,6 57,55 23/11/ ,888 59,62 24/11/ ,26 62,3 25/11/ ,38 64,98 26/11/ ,34 58, 27/11/ ,444 6,73 28/11/ ,2 81,65 29/11/ ,777 72,81 3/11/ ,87 6,15 MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS NOVIEMBRE 2111 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) 26,73,, 32, 25,, 19,78 4, 35,52 42,57 15,78 21,78,, 36,12 39,65 4,34 4,77 36,31 19,84 37,17 36,15 34, 3,1 41,34 38,2 42,73 43,54 4,33 38,57 DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) 34,47 57, 76,53 52, 27,83 6,7 61,23 28, 27,5 15,93 57,88 36,12 53,84 64,15 28,88 36,65 31,13 24,23 25,63 41,16 37,71 21,4 25,62 31,93 23,64 19,98 18, 38,11 32,48 21,58 MÁXIMA (MWh) TOTAL MÍNIMA NEGOCIADO (MWh) (keur)

21 2.2.. Renta de Congestiónn 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 portuguéss ha ascendido a ,11 Euros, lo que ha supuesto una disminución del 17,6% con respecto al mes anterior. Durante el mes de noviembre en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 11,2% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 25 horas y 1 hora en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en,59 EUR/MWh, E si bien se ha alcanzado durante las diferentes sesiones del mes un valor máximo de 6,7 EUR/MWh en 4 horas y unn mínimo de -8,48 EUR/MWh E en la hora 11 del sábado 12. El siguiente cuadro muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado intradiario y el saldo diarioo de energía intercambiadaa en las horas enn las que se ha producidoo 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 resultante de la casación como consecuencia dee 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 capacidadd del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demandaa - La participación de los comercializadores, excepto los de último recurso, y consumidores directos en la zona española en el mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica asciende a GWh, cifra inferior en un 6,8% a laa correspondiente al mes anterior. De ellos, GWh corresponden a la participación de d estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 15,4% del total de energía negociadaa y el 7,41% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 99,37% del volumen negociado en el mercado de producciónn por estos agentes son compras y solo el,,63% son ventas. del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones: - De los desvíos al alza y a la baja registrados de los l comercializadores de último recurso se negociaron 95,4 GWh en el mercado intradiario Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresass Se incluyen en este apartado loss datos correspondientes al mes de octubre de 211 conforme a las normas de confidencialidadd de información de las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producciónn 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 último recurso 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 Horarioo Final para la zona española

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24 PROGRAMA HORARIOO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - OCTUBRE 211 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL (MWh) (MWh) (MWh) ENDESA GENERACIÓN, S.A. IBERDROLA GENERACIÓN GAS NATURAL SDG EDP-S DE PORTUGAL EGL ENERGIA IBERIA HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERC E.ON GENERACION, S.L. REN TRADING S.A. ENERGYA VM GENERACIÓN (ACT. COMER. RE) RESTOO DE AGENTES Total , , ,, , , , ,3, , , , , ,6, ,5,,,, ,6, , , , , , , , , , , , , , , Cuota energía ESPAÑA (%) 23,2 15,6 13,68, 4,46 4,38 4,3 2,91, 2,2 3,1 1 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN ÚLTIMO RECURSO OCTUBRE 211 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL (MWh) (MWh) (MWh) ENDESA ENERGIA XXI, S.L. IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A. EDP SERVIÇO UNIVERSAL E.ON COMERCIALIZADO ORA DE ULTIMO RECURSO, S.L. HC NATURGAS COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO Total , , ,2, 81.81, , ,1,,, 79.88,,, 79.88, , , , , 81.81, , ,1 Cuota energía ESPAÑAA (%) 43,94 37,42 15,44, 1,72 1,48 1 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN (SIN CUR) Y CONSUMIDORES DIRECTOS OCTUBRE 211 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL (MWh) (MWh) (MWh) ENDESA IBERDROLA GENERACIÓN (ACT: COMERCIALIZACIÓN) UNIÓNN FENOSA COMERCIAL FORTIA ENERGIA, S.L. EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA HIDROCANTABRICO HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO COMERCIALIZACIÓN ENDESA ENERGIA, SUCURSAL EN PORTUGAL ALPIQ ESPAÑA, S.A.U. OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ RESTO DE AGENTES Total , , , ,2, , ,4, , , , ,8, , , , ,9,, ,4,, , , , , , , , , , , , , , ,4 Cuota energía ESPAÑAA (%) 32,18 22,45 12,39 5,16, 4,68 3,88, 2,98 2,18 14,

25 3. EVOLUCIÓN DE LA A Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESO OS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA Energía y potencia necesarios sistema eléctrico español 1 para la regulaciónr n técnica del El volumen de energía gestionado o por el operador del sistemaa español en el mes de noviembre mediante estos procedimientos ha sido de GWh, un 9,7% superior al del mes anterior. La asignación mediaa de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir de 716 MWW y 524 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El coste para los consumidores es de keur, un 9,1% inferior al del mes anterior de keur. Este resultado en el sistema eléctrico español atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente: : PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA Banda horaria media de regulación secundaria (MW) Gestión de desvíos (GWh) Energía de regulación secundaria (GWh) Energía de regulación terciaria (GWh) Procedimientos especial es y de emergencia (GWh) Total Energía (GWh) Neto de Energía (GWh) Valor económico (keur) O POTENCIA A SUBIR O POTENCIA A BAJAR Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado porr OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energíass e importess de estoss procesos en su dirección web

26 3.2.. Costes derivados de los procesos de operacióno n técnica sistema eléctrico español. del 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 Banda de regulacion secundaria (EUR/MWh) MES ACTUAL 1,36 MES ANTERI IOR 1,34 Coste de los desvíos (EUR/M MWh),26,59 TOTAL 1,62 1,93 % sobre PFM 2,64% 2,8% Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español Los Los precios medios correspond dientes a estos procesos p han sido los siguientes: REPERCUSIÓN DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA PRECIO MEDIO A SUBIR PRECIO MEDIO A BAJAR Banda horaria media de regulación secundaria (EUR/MW W) Gesti ón de desvíoss (EUR/MWh) Energía de regulación secundaria (EUR/MWh) Energía de regulación terciariaa (EUR/MWh) Energía de solución de restricciones técnicas en tiempo real (EUR/MW Wh) 28,41 56,2 53,74 63,37 156,25 26,5 33,28 24,73 18,

27 4. PAGO POR CAPACIDAD Coste derivado de la financiacf ción del pago por capacidadc d 2 En el mes de noviembre los pagos por capacidad español han tenido las siguientes características: en el sistema eléctrico PAGO POR CAPACIDAD NOVIEMBRE 211 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIAL LIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE ULTIMO RECU URSO COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 5,6 4,56 9,22 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL (keur) Dat tos elaborados por OMIE de acuerdoo con la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/29, de 22 de junio

28 5. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRI ICIDAD Precios y energías español finales en el sistema eléctrico El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 61,33 EUR/MWhh y en promedio sin s ponderar de 59,15 EUR/MWh, siendo ambos inferiores a los registrado s en el mes anterior de 68,96 EUR/MWh (precio medio ponderado) y 67,32 EUR/MWh E (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha aumentado respecto del mismo mes del año anterior paraa el conjunto de compradores en un 21,4% % y paraa los consumidores directos y comercializadores en un 21,,7%. Durante el mes de noviembre el precio horario final máximo ha sido de 11,,97 EUR/MWh en la hora 211 del día 4 y el mínimo ha sido de 8,27 EUR/MWh en la hora 8 del día 6. La relación entre el máximo y el mínimo es 13,42. 3 Los datos de precios, importes y energías finales han sido elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicionall Quinta de la Orden ITC/1659/29, de 22 de junio

29 Las diferencias entre el valor del precio horario final máximoo y mínimo de cadaa día han sido superiores a 3 EUR/MWh en 21 días del mes, siendo la máxima diferencia de 87,57 EUR/MWh y la mínima diferencia de 19,52 EUR/MWh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) laa franja de precios está comprendida entre 8,83 y 96,555 EUR/MWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 8,27 y 11,97 EUR/MWhE. 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) 1-nov ,5 79,23 59,71 19, nov ,67 96,55 16,88 79, nov ,65 96,39 1,49 85, nov ,6 11,97 44,48 66, nov ,15 66,6 38,9 28, nov ,6 73,95 8,27 65, nov ,65 19,28 21,71 87, nov ,78 82,95 47,42 35, nov ,64 86,6 44,26 42, nov ,17 74,94 46,2 28, nov ,83 99,29 23,93 75, nov ,57 7,95 44,31 26, nov , 68,4 11,4 57, nov ,97 89,88 1,53 79, nov ,56 98,53 44,69 53, nov ,2 95,52 36,6 58, nov ,36 95,75 53,72 42, nov ,57 71,7 45,93 25, nov ,4 74,22 47,59 26, nov ,55 73,86 45,15 28, nov ,13 98,7 46,9 51, nov ,5 76,31 41,86 34, nov ,57 76,76 37,2 39, nov ,14 82,1 43,41 38, nov ,28 78,35 46,2 32, nov ,15 76,79 43,89 32, nov ,81 78,88 49,29 29, nov ,79 12,8 44,2 57, nov ,39 9,94 42,39 48, nov ,58 8,8 53,39 26,

30 El volumen de energía correspond diente al mes de noviembre ha ascendido a 2.51 GWh y el volumen económico a keur, inferior al registrado en el mes anterior quee fue de keur para un volumen de energía de 2.79 GWh Componentes del precioo 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 último recurso y el conjunto de comercializadores y consumidores directos. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO NOVIEMBRE 211 COMERCIALIZA ADOR ÚLTIMO RECURSO COMERCIALIZADOR, CONSUMIDOR DIRECTO DEM ANDA NACIONAL Mercado diario EUR/MWh % EUR/ /MWh % EUR/ MWh % 5,91 77, 49,87 83,18 5,,1 81, 69 Mercado intradiario Restr ricciones Asig. Secundaria Otros procesos Pago por capacidad, 4,4 1,3,28 9,22, 6,65 1,97,43 13,94 -,15 4,,4 1,,38,,25 4,,56 -,24 6, 74 2, 31, 42 7, 6 -, 11 4, 12 1,36,26 5,6 -, 18 6,72 2,23,42 9,12 TOTAL 66,11 1, 59,95 1, 61,,33 1, 4 Los datos de componentes del precio horario se han elaboradoo por OMIE de acuerdo con c la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/29, de 22 de junio. 3-59

31 El precio final horario cuadro siguiente. medio dee la demanda nacional, se presenta en el Precio Final Demanda Nacional (EUR/MWh) Noviembre 211 Día M 1 68,13 66,91 63,93 61,7 59,87 59,71 M 2 53,5 52,77 19,57 16,88 18,1 18,34 J 3 38,38 18,54 11,7 1,81 1,49 12,14 V 4 58,42 5,59 46,48 44,48 46,94 54,49 S 5 61,24 57,26 5,1 57,95 46,7 43,22 D 6 62,51 4,6 11,81 9,78 9,99 9,88 L 7 53,7 41,89 21,71 21,74 27,35 38,27 M 8 58,76 55,47 53,9 49,57 47,42 49,9 M 9 5,8 46,45 44,41 44,26 44,32 45,54 J 1 57,17 56,86 47,76 46,2 46,29 49,1 V 11 44,7 34,88 23,93 24,47 25,73 35,9 S 12 7,95 57,41 54,72 54,88 47,64 47,23 D 13 46,71 42,95 18,66 15,29 12,9 11,76 L 14 51,6 18,85 11,72 11,83 1,53 1,85 M 15 55,96 51,46 44,69 45,49 45,11 45,85 M 16 51,53 43,91 38,27 36,82 36,6 43,27 J 17 58,6 56,76 55,68 55,41 53,72 55,17 V 18 55,97 48,1 47,75 46,93 45,93 47,55 S 19 56,25 48,97 49,42 48,72 47,59 48,71 D 2 57,85 54,13 51,3 46,62 45,15 45,37 L 21 58, 49,34 46,9 46,9 46,67 49,17 M 22 45,31 42, 41,86 43,5 42,51 44,17 M 23 45,83 4,38 41,4 4,49 37,2 39,43 J 24 51,98 47,78 45,94 44,63 43,41 46,42 V 25 56,56 54,34 5,24 48,11 46,2 52,41 S 26 57,74 53,25 48,64 46,35 44,57 43,89 D 27 58,44 58,84 57,28 53,93 51,2 5,72 L 28 57,39 52,99 46,21 44,66 44,2 49, M 29 56,3 52,54 45,88 43,17 42,39 44,93 M 3 58,1 57,87 55,18 54,43 53,39 54, ,2 6,2 6,7 96,55 67,33 67,53 23,86 56,58 64,73 58,55 67,68 68,2 45,81 45,19 4,38 8,83 8,27 8,73 49,56 59,7 62,8 56,43 59,66 63,87 5,75 59,67 62,28 53,62 59,56 64,12 41,94 57,32 63,9 45,5 46,6 48,37 11,4 13,3 11,71 37,63 47,94 54,18 47,24 57,39 64,59 46,71 57,33 63,22 55,73 58,36 64,49 49,56 57,34 6,69 49,46 52,74 52,42 45,75 47,8 46,58 57,31 6,27 67,69 47,7 58,36 63,86 44,32 48,6 56,78 54,53 57,28 62,38 55,53 59,95 66,8 45,93 47,66 48,47 49,29 53,53 52,43 56,45 58,81 65,94 52,18 57,47 62,29 58,21 6,52 66, ,33 65,99 65,2 68,24 67,17 64,58 62,23 6,27 62, 3 71,45 76,19 79,23 74,9 65,21 66,3 67, 66,19 67,24 7,43 69,18 68,84 68,18 66,13 68, 11 8,99 84,71 83,51 72,15 61,97 52,8 65,25 65,9 65,62 66,94 68,36 65,46 65,77 65,68 66, 47 78,66 86,59 96,39 81,1 69,65 66,7 73,67 77,28 8,16 79,94 73,99 74,3 7,5 7,99 74, 34 11,25 11,73 11,97 92,82 72,84 63,92 4,87 45,57 44,68 42,5 43,6 45,4 38,9 38,1 4, 68 6,28 66,43 66,6 65,99 56,19 54,16 25,83 41,3 44,12 5,14 44,3 41,95 39,41 38,7 41, 79 67,94 68,93 72,75 73,95 67,92 65,23 61,5 62,1 66,166 68,89 67,53 65,4 65,58 65,55 69, 11 96,91 19,28 99,76 88,7 67,82 62,54 63,81 63, 64,222 65,61 64,58 62,17 62,41 62,69 65, 32 81,5 82,95 81,43 68,25 62,26 58,66 63,48 63,95 66,23 68,1 65,67 63,74 63,45 63,74 67, 53 83,93 86,6 84,6 73,58 65,76 6,46 64,54 64,76 65,91 67,91 66,52 63,42 62,42 62,79 64, 8 74,15 74,94 74,31 67,79 61,3 48,9 62,71 62,77 63,75 63,87 64,9 63,31 62,89 64,28 67, 3 81,4 99,29 96,5 87,78 69,16 64,75 53,55 58,53 54,16 53,33 52,82 51,75 48,8 44,31 48, 38 65,22 68,71 67,3 66,82 56,35 58,24 27,45 29,35 23,64 27,79 26,66 25,75 21,7 18,99 26, 1 46,96 48,36 64,1 68,4 56,12 53,66 63,49 61,8 62,57 64,49 63,87 61,35 59,18 62,28 65, 49 81,2 89,88 86,35 85,98 68,58 62,6 65,87 65,3 65,24 67,27 64,68 61,77 6,1 6,87 64, 99 84,64 98,53 95,34 89,27 65,97 6, 66,57 67,65 67,82 7,23 68,34 66,52 66,31 66,98 71, 81 88,58 95,52 93,34 92,86 68,76 62,27 65,58 66,75 66,3 68,42 66,34 64,35 63,96 64,29 67, 3 79,95 95,75 83,63 75,78 64,38 58,3 61,2 63,33 63,47 63,52 61,5 58,85 52,91 54,79 6, 97 71,26 71,7 71,7 67,74 6,3 62,64 55,41 6,92 6,53 61,7 61,39 61,25 6,96 61,7 61, 15 7,28 74,22 71,3 66,77 62,11 62,5 54,62 57,45 56,98 58,66 57,35 56,65 55,33 56,1 58, 13 72,4 73,85 73,83 73,86 71, 62,91 66,54 67,97 68,333 71,55 69,58 67,81 67,16 66,33 69, 1 94,5 98,7 89,99 75,83 66,18 62,11 62,97 63,26 63,66 63,63 62,9 62,14 62,34 62,17 62, 73 75,22 76,31 75,96 71,29 62,82 55,89 61,85 64,84 64,81 64,76 65,13 61,84 61,57 61,78 63, 26 76,62 76,76 76,64 74,67 63,23 53,91 62,7 64,31 64,21 66,14 66,37 63,78 62,8 62,32 65, 65 81,69 82,1 81,97 75,99 63,68 6,31 65,47 66,51 67,83 7,27 67,55 65,57 64,17 64,23 65, 77 77,68 78,35 76,29 7,94 62,91 61,33 51,86 59,7 61,566 62,9 6,68 6,8 59,72 59,53 61, 87 75,12 76,79 74,45 69,89 62,78 62,27 53,4 54,51 56,93 6,12 57,78 54,16 52,78 51,7 59, 71 72,22 72,67 78,88 77,77 63,88 61,12 66,71 68,4 72,77 75,2 69,84 67,49 66,97 67,5 7, 69 12,8 97,86 88,2 79,33 65,98 59,86 61,95 62,56 64,82 67,14 63,15 62,28 62,17 63,56 69, 47 89,73 9,94 86,9 76,9 65,3 59,93 67,1 67,2 69,35 7,96 66,15 64,71 64, 64,46 65, 42 79,71 8,8 78,82 71,83 61,64 58,14 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/29, de 22 de junio 31-59

32 6. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LOS ÚLTIMOS ESPAÑOL DOCE MESES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO Mercado diario Los precios medios mensuales aritméticos del mercado diarioo en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han variado, v desde el mayor correspondiente al mes de septiembre de 211 (58,47 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de enero de 211 (41,19 EUR/MWh). Para el 4,3% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1 y 2 EUR/MWh. El precio medio aritmético del periodo es de 49,61 EUR/MWh. Las energías indicadas en el cuadro anterior se corresponden con la energía comprada en el sistema eléctricoo español más el saldo en la interconexión con Portugal, desde la entrada enn funcionamiento, el día 1 de julio de 27, del proceso de separación de mercados entre Españaa y Portugal. La energía en el programa resultante de la casación en el mercado diario tienee un máximo en enero de 211, con GWh. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía y de contratación en los últimos 12 meses. La energíaa y el importe en cada sistema eléctrico, español y portugués, se refieren a las ventas. La diferencia entre el valor de la contrataciónn de cada sistema y el valor de la contratación en el MIBEL es la renta de la congestión n

33 MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS Mes CONTRATACIÓN GWh keur PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO EUR/MWh GWh keur EUR/MWh DICIEMBRE , , ENERO , , FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE ,3 46,7 45,45 48,9 5, 5,82 53,53 58,47 57,46 48, ,91 47,32 46,85 49,2 5,64 51,15 53,6 58,56 59,22 49,1 CONTRA ATACIÓN (Inc. Renta Congestión) GWh keur TOTAL , , Las adquisiciones correspondientes a comercializadores (excepto los de último recurso) y consumidores directos en el mercado diarioo en el sistema eléctrico español en noviembre e de 2111 han sido GWh, lo que representa el 62,64% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. Las adquisiciones realizadas por los comercializadores de último recurso en el mercado diario en el sistema eléctrico español en noviembree de 2111 han sido de GWh, lo que representa el 18,57% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MES Comercializadoras Comercializadoras de (excepto CUR) y último recurso consumidores directos Total 21 - DICIEMBRE ,85% ,9% ,76% ENER RO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE TOTAL ,77% ,6% ,74% ,8% ,24% ,9% ,77% ,1% ,18% ,92% ,88% ,99% ,3% ,28% ,98% ,4% ,75% ,44% ,43% ,11% ,64% ,57% ,29% ,28% ,83% 83,82% 82,33% 81,78% 83,11% 82,88% 82,31% 83,2% 83,19% 82,55% 81,21% 82,57% 33-59

34 Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales (ventas y compras) ha supuesto en el mercado diario un total de 11.5 GWh, a los que hay que añadir GWh dee los contratos bilaterales. Paraa los doce últimos meses la producción por tecnologías eléctrico español ha sido la siguiente: en el sistema 34-59

35 Nuclear 21 - DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE TOTAL Importaciones Hidráulica 2,9% 398 1, 7% ,1% 19,6% 566 2, 4% ,% 19,7% 185, 9% ,2% 19,1% 546 2, 4% ,7% 21,9% 58 2, 8% ,5% 18,8% 75 3, 5% ,2% 23,2% 81 3, 9% ,6% 21,9% 782 3, 5% ,3% 25,7% 768 3, 7% ,3% 23,7% 519 2, 5% ,7% 21,9% 66 2, 9% ,% 22,9% 329 1, 6% ,8% 21,6% , 6% ,3% PDBF(GWh) SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Carbón Carbón GS ,2% 668 2,9% ,7% 734 3,1% ,2% ,% ,3% 15,5% ,9% 27,1% ,3% 275 1,4% ,5% 453 2,2% ,2% 756 3,4% ,3% ,7% ,6% ,4% ,8% ,2% ,8% 746 3,7% ,6% ,6% Ciclo Combinado Regimen Especial a Mercado TOTAL 1,4% ,8% ,% ,4% ,6% ,2% ,4% ,1% ,6% ,2% ,8% ,% ,3% ,5% ,% ,4% ,8% ,6% ,3% ,9% ,4% ,2% ,3% ,1% ,2% ,6% ,5% ,2% ,% ,% ,1% ,2% ,9% ,3% ,3% ,6% ,3% ,2% ,8% Fuel-Gas El análisis comparativo de la media móvil de los periodos diciembre 21 - noviembre 211 y diciembre 29 - noviembre 21, permite obtener los siguientes resultados: - La contratación de energía enn el programa resultante de la casación del mercado diario en el sistemaa eléctrico español en e el periodo diciembre 21 - noviembre 211 ha ascendido a 186,9 TWh T y 9.43,7 millones Eur, lo que supone un descenso del 5,1% y un u aumento del 3,9%, respectivamente, respecto al periodo diciembre 29 - noviembre El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al periodo diciembre 21 - noviembre 211 ha sido de 49,61 EUR/MWh, lo que supone unn ascensoo del 39,1%, respectivamente, respecto al periodo diciembre noviembre 21. A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo

36 El procedimiento de resolución de restricciones porr garantía de suministro que regula el Real Decreto 134/21 de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Reall Decreto 219/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, entró en funcionamientoo el día 26 de febrero de 211. El siguiente implantación. cuadro muestra la evolución de este proceso desdee su PROCESO DE RESTRICCIONES POR GARANTÍA DE SUMINISTRO Mes FASE I FASE II PREC CIO MEDIO FASE I PRECIO MEDIO FASE II COSTE TOTAL GWh GWh EUR/MWh EUR/MWh keur FEBRERO 88,2 88,2 67,71 44, MARZO 1.443, ,5 72,6 47, ABRIL 1.436, ,3 71,87 47, MAYO 1.897, ,6 77,6 5, JUNIO 1.581, ,9 8,73 5, JULIO 1.728, ,2 84,8 5, AGOSTO 1.214, ,6 91,36 51, SEPTIEMBRE 792, 792, 13,27 51, OCTUBRE 656,1 648,8 1,18 49, NOVIEMBRE 1.14,1 1.14,1 85,92 49, Total , ,1 82,59 49, Las ventas asignadas en este proceso a las centrales de carbón autóctono figuran en los datos de la Fase I. La energía de compra necesaria para el recuadre figura en la Fase II. El coste total capacidad. para los consumidores es financiado con cargo a los pagos por La cantidad acumulada en el añoo asignada en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro supone un 5,77% % del volumen máximo de producción autorizado durante el añoo 211 a las centrales adscritas a este procedimiento

37 La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercadoo dependee del volumen de demanda y de los precios del mercado, al afectar el precio al volumen de energía asignada previamente al análisis dee restricciones técnicas. La energía a subir asignada a unidades de d venta en el mercado diario en el sistema eléctrico español se puede observar en el gráfico adjunto 5. Mes FASE I Subir PROCESO DE RESTRICCIONES PREC CIO PRECIO PRECIO FASE I Bajar MEDIO FASE I MEDIO FASE I MEDIO FASE II Subir Bajar Subir PRECIO MEDIO FASE II Bajar COSTE TOTAL COSTE UNITARIO GWh GWh EUR/M MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh keur EUR R/MWh DICIEMBRE 1.27 ENERO 1.66 FEBRERO 716 MARZO 84 ABRIL 61 MAYO 526 JUNIO 561 JULIO 72 AGOSTO 94 SEPTIEMBRE 871 OCTUBRE 1.5 NOVIEMBRE Total ,92,, 42, ,89 83,76 5,36 42,32 39, ,2 82,1,, 46, , ,88 47,555, 42, ,48 8,83 47,13, 42, , ,5 51,8, 46, , ,16 52,666, 48, , ,58 53,56, 48, , ,13 55,34, 48, , ,28 63,64, 58, , ,71 61,4 55,77 56, ,53 16,28 6,15, 4, , ,9 58,39 55,75 46, ,73 5 Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado porr OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energíass e importess de estoss procesos en su dirección web

38 6.2.. Procesos de operación técnica del sistema Durante los doce últimos meses, los procesos de operación técnica gestionados por el operador del sistema español, gestiónn de desvíos, servicios complementarios y solución de restricciones técnicas en tiempo real, han requerido la contratació ón de una potencia horaria media mensual de banda por valor de MW, y una contratación mensual media de energía por valor de 1.11 GWh. El coste (sobre el precioo del mercado diario) de estos servicios ha sido de keur. El coste de estos servicios paraa el consumidor, incluyendo el coste dee los desvíos que pagan los que se han desviado, 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 , ,97 ENERO , ,74 FEBRERO , ,45 MARZO , ,44 ABRIL , ,5 MAYO , ,56 JUNIO , ,59 JULIO , ,61 AGOSTOO , ,75 SEPTIEMBRE , ,92 OCTUBRE , ,34 NOVIEMBRE , ,36 Total , ,

39 En los siguientes cuadros se incluyen el coste de loss procesoss de operación técnica del sistema y de la solución de restricciones en e tiempoo real. COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA (*) COSTE PROCESO PRECI IO MEDIO PRECIO MEDIO COSTE PARA LA SOBRE PRECIO MES A SUBIR A SUBIR A BAJAR A BAJAR DEMANDA MD GWh EUR R/MWh GWh EUR/MWh keur keur DICIEMBRE ENERO O FEBRERO MARZO ABRILL MAYOO JUNIOO JULIOO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE Total ,78 48,73 53,76 53,11 5,7 53,54 54,75 54,7 59,6 6,4 64,64 58,75 55, ,2 19,12 31,4 22,9 23,54 28,39 33,49 31,44 32,92 37,94 34,11 27,74 28, (*) No incluye las restricciones en tiempo real COSTE MEDIO UNITA ARIO EUR/MWh,69,5,5,5,46,21,21,2,19,34,59,26,39 MES DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE Total COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN EL PROCESO DE SOLUCION DE RESTRICCIONES EN TIEMPO REAL A SUBIR GWh PRECI IO MEDIO A SUBIR EUR R/MWh 51 15, , , , , , , , , , , , ,91 COSTE PROCESO PRECIO MEDIO SOBRE PRECIO A BAJAR A BAJAR MD GWh EUR/M MWh keur 68 16, , , , , , , , , , , , , COSTE PARA LA DEMANDA keur COSTE MEDIO UNITA ARIO EUR/M MWh,29,3,1,29,17,28,18,6,14,11,42,46,

40 En los siguientes cuadros se desglosan los sistema por tipo de proceso: procesos de operación técnica del COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN REGULACIÓN SECUNDARIA COSTE PROCESO PRECIO MEDIO ENERG GÍA PRECIO MEDIO SOBRE PRECIO MES A SUBIR A SUBIR A BAJAR A BAJAR MD GWh EUR/M MWh GWh EUR/MW Wh keur DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE Total ,2 42,86 49,69 48,7 47,43 51,46 52,68 51,7 55,98 56,69 57,71 53,74 51, ,,8 26,,64 34,,87 27,,25 26,,7 32,,93 34,,82 34,,36 38,,5 41,,92 39,,35 33,,28 33,, COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN REGULACIÓN TERCIARIA COSTE PROCESO PRECIO MEDIO ENERG GÍA PRECIO MEDIO SOBRE PRECIO MES A SUBIR A SUBIR A BAJAR A BAJAR MD GWh EUR/M MWh GWh EUR/MW Wh keur DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE Total ,63 5,45 57,38 56,4 52,13 54,33 55,94 56,57 61,49 63,72 7, 63,37 58, ,,33 14,,69 27,,42 19,,5 19,,61 23,,83 3,, 28,,9 26,,71 35,,6 3,,5 24,,73 24,, COSTE DE LAS S UTILIZADAS EN EL PROCESO DE GESTIÓN DE DESVÍOS COSTE PROCESO PRECIO MEDIO ENERG GÍA PRECIO MEDIO SOBRE PRECIO MES A SUBIR A SUBIR A BAJAR A BAJAR MD GWh EUR/M MWh GWh EUR/MW Wh keur DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE Total ,66 48,91 51,38 52,33 51,36 53,21 54,19 53,46 58,95 56,4 62,5 56,2 54, ,,68 17,,86 32,,46 26,,27 26,,91 27,,3 36,,85 36,,97 37,,39 38,,2 35,,4 26,,5 29,,

41 Del análisis conclusiones: de estos procesos pueden obtenerse las siguientes El volumen de energía necesario para la operación técnica sitúa en el 5,2% del conjunto de la energía contratada en producción. del sistema se el mercado de 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 - demandaa de energía en tiempo real. A la gestión de la energía necesariaa 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 29 - noviembre 21 y diciembre 21 - noviembre 211, permite obtener los siguientes resultados: - La energía utilizada en los procesos de operaciónn técnica del sistema se sitúa para el periodoo diciembre 21 - noviembre 211 enn GWh y keur, lo que supone una disminución del 13,3% % en energía y un aumento del 11,8% en volumen económico o total, con respecto al periodo diciembre 29 - noviembre El precio medio de venta de energía para el período diciembre 21 - noviembre 211 en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 62,87 EUR/MWh frente a 54,71 EUR/MWh del periodo diciembre 29 - noviembree 21. Este precio medio para las energías recompradas al sistema se haa situado en 27,74 EUR/MWhh en el período diciembre 21 - noviembre 211 frente a 18,644 EUR/MWh del periodo diciembre 29 - noviembre La repercusión de estos procesos sobre el precio medioo horario final ponderado, incorporando el coste fijo de regulación y el coste de la solución de las restricciones técnicas, asciende a 3,12 EUR/MWh en el período diciembre 21 - noviembre 211, frente a 3,79 EUR/ MWh correspondiente al periodo diciembre 29 - noviembre

42 6.3.. 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 49,45 EUR/MWh. En el mes de noviembre 211 se observa o unn descenso del precio medio aritmético respecto al mes anterior,, alcanzando los 48,45 EUR/MWh. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MES CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO GWh keur EUR/MWh MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGU UÉS CONTRATACIÓN GWh keur PREC CIO MEDIO EUR/MWh DICIEMBRE ENERO FEBRER RO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE ,17 41,8 47,74 45,84 45,78 49,9 49,92 49,8 53,5 58,41 58,2 48, ,94 4,27 47,9 45,4 46,7 48,8 49,92 5, 52,97 58,42 59,89 49,5 CONTRAT TACIÓN ENER RGÍA (Inc. Renta Congestión) GWh keur Total , , Del estudio de las diferencias entre el precio máximoo y mínimo de cadaa día, se observa que el,% de los días la diferencia ess menor o igual que 1 EUR/MWh, el 14,8% de los días se sitúa entre 1 y 2, 2 el 29,% de los días esta diferencia se sitúa entre 2 y 3 EUR/MWh y el 56,2% de los días es superior a 3 EUR/MWh

43 El análisis comparativo de la media móvil de los periodos diciembre 21 - noviembre 211 y diciembre 29 - noviembre 21 permite obtener los siguientes resultados: La contratación de energía enn el programa resultante de casación en el mercado intradiario en este periodo ha ascendidoo a 44,8 TWh y 2.226,1 millones Eur, lo que supone un aumento del 27,43% y unn aumento del 75,83% respectivamente El precio medio aritmético del mercado intradiarioo en el sistema eléctrico español en este periodo ha sido de 49,,45 EUR/MWh, lo que supone un aumento del 38,1% %, respecto al periodo diciembre noviembre 21. A continuación figura la evolución del precio p medio aritmético durante este periodo. La energía negociada por comercializadores y consumidores directos en la zona españolaa representa, para el conjunto del período, el 8,47% de la energía total negociada en este mercado, y el 49,9% de la energía negociada por las unidades de adquisición

44 6.4.. Pago por capacidad 6 Como figura en el cuadro siguiente, los consumidoc ores directos y comercializadores (excluidos los comercializadores de d último recurso),, tienen un pago por capacidad que en julio de 211 tomó el valor máximo que fue de 6,45 EUR/MWh y en septiembre de 211 toma el valor mínimo de 3,56 EUR/MWh. Desde el 1 de julio de 29 los comercializadores dee último recurso participan en el mercado de producción estando obligados al pago por capacidad como el resto de comercializadores. Su valor en el mes de noviembre n de 211 ha sido de 9,22 EUR/MWh. 6 Datos elaborados por OMIE de acuerdoo con la Disp. Adicional Quinta Q de la Orden ITC/1659/29, de 22 de junio y con la información publicada por REE en

45 PAGO POR CAPACIDAD COSTE UNITARIO MEDIO MES COSTE TOTAL CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZAD DORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE ULTIMO RECURSO keur EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh DICIEMBRE ,1 3,62 5,17 ENERO ,3 6,22 8,88 FEBRERO ,99 6,25 8,87 MARZO ,75 4,62 8,96 ABRIL ,39 4,2 9,12 MAYO ,36 4,27 9,21 JUNIO ,36 5,56 9,28 JULIO ,1 6,45 9,3 AGOSTO ,84 3,56 9,28 SEPTIEMBRE ,57 4,53 9,34 OCTUBRE ,37 4,26 9,23 NOVIEMBRE ,6 4,56 9,22 TOTAL ,8 4,85 8, Mercado de producciónn y precio horario final En el funcionamiento del mercado de producción, además a dee lo señalado en los apartados anteriores, cabe mencionar: El volumen de energía total negociado en las diferentes sesiones del mercado de producción ha alcanzado el máximo en el mes de enero de 211, seguido de los meses dee diciembre de 21 y marzo de 211. El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en el mes de septiembre de 211, seguido de los mesess de octubre y agosto de 211. 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 81,32% del total de la energía adquirida en ell conjuntoo de los mercados diario e intradiario

46 Los precios horarios finales f mensuales han variado, durante los doce últimos meses, desde el mayor correspondiente al mes de octubre de 211 (68, 96 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de enero de 211 (28, 86 EUR/MWh). Las cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en enero de 211 con GWh, al mínimo del período en el mes de abril de 211 con 19.4 GWh. PRECIO FINAL PRECIO MEDIO ARITMÉTICO ENERG GÍA CONTRATACIÓN MES EUR/MWh GWh keur CUR C.Directos General DICIEMBRE ENERO FEBRER RO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE ,25 53,12 58,77 57,88 56,8 59,74 6,93 62,27 65,54 7,93 71,39 63,1 53,33 5,2 55,71 53,41 51,7 54,6 56,78 58,82 59,6 65,83 66,15 58,9 53,91 51,7 56,55 54,53 52,93 55,72 57,65 59,63 6,92 66,91 67,32 59,15 PRECIO MEDIO PONDERADO EUR/MWh CUR C..Directos General 59,38 56,85 61,1 6,1 58,3 6,73 62,16 63,35 66,61 72,66 73,52 66,11 55,56 52,4 57,8 54,61 52,55 55,41 57,74 6,1 6,42 67,1 67,64 59,95 56,76 53,75 58,19 56,5 53,88 56,58 58,69 6,77 61,8 68,3 68,96 61,33 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/29, de 22 de junio 46-59

47 El análisis de los componentes del precio horario final que figura a continuación se ha determinado para los doce últimos mesess incorporando la diferenciación entre el que corresponde a comercializadores de último recurso y el referido al resto de comercializadores y consumidores directos: 1. Los componentes del precioo horarioo medio final f paraa la demanda nacional han sido los siguientes: COMPONENTE ES DEL PRECIO HORARIO FINAL MES MERCADO DIARIO RESTRI ICCIONES TECNICAS BAND DA DE REGUL LACIÓN MERC CADO INTRA ADIARIO OPERA ACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPAC CIDAD PRECIO HORARIOO FINAL EUR/MWh EUR R/MWh EUR/ /MWh EUR/ /MWh EUR/ MWh EUR/M MWh EUR/M MWh DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE TOTAL % sobre PFM 48,85 43,21 49,1 47,63 46,16 49,53 5,56 51,43 54,14 59,46 58,75 5,1 5,66 85,11% 2,18 2,33 1,29 1,78 1,38,97 1,3 1,48 1,97 2,7 2,94 4,12 1,96 3,3%,97,74,45,44,5,56,59,61,75,92 1,34 1,36,77 1,29% -,4 -,5 -,3 -,5 -,1 -,4 -,5 -,5 -,8 -,6 -,3 -,11 -,5 -,8%,69,5,5,5,46,21,21,2,19,34,59,26,39,65% 4,1 56,76 7,3 53,75 6,99 58,19 5,75 56,5 5,39 53,88 5,36 56,58 6,36 58,69 7,1 6,77 4,84 61,8 5,57 68,3 5,37 68,96 5,6 61,33 5,8 59,52 9,74% 1,% 47-59

48 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 dee 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 terciariaa 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 último recurso) y consumidores directos, son los siguientes: COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORESS DIRECTOS MES MERCADO DIARIO RESTRI ICCIONES TECNICAS BAND DA DE REGUL LACIÓN MERC CADO INTRA ADIARIO OPERA ACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPAC CIDAD PRECIO HORARIOO FINAL EUR/MWh EUR R/MWh EUR/ /MWh EUR/ /MWh EUR/ MWh EUR/M MWh EUR/M MWh DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE TOTAL % sobre PFM 48,31 42,72 48,75 47,43 46,8 49,49 5,42 51,36 54,7 59,35 58,62 49,87 5,59 86,58% 2,1 2,26 1,24 1,71 1,35,94 1,2 1,47 1,96 2,5 2,92 4,4 1,92 3,29%,98,76,45,44,5,55,6,61,75,93 1,34 1,38,77 1,33% -,7 -,8 -,5 -,7 -,2 -,5 -,6 -,8 -,11 -,7 -,4 -,15 -,7 -,12%,63,52,44,48,44,2,21,19,19,32,55,25,36,62% 3,62 55,56 6,22 52,4 6,25 57,8 4,62 54,61 4,2 52,55 4,27 55,41 5,56 57,74 6,45 6,1 3,56 6,42 4,53 67,1 4,26 67,64 4,56 59,95 4,85 58,43 8,3% 1,% 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 consideradoo los pagos, cobross y la energía solamente de los comercializadores (excluidos loss CUR) y consumidores directos

49 3. Los componentes del precioo horario último recurso, son los siguientes: final para comercializadores de COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES DE ULTIMO RECURSO MES MERCADO DIARIO RESTRI ICCIONES TECNICAS BAND DA DE REGUL LACIÓN MERC CADO INTRA ADIARIO OPERA ACIÓN TÉCNICA PAGO POR CAPAC CIDAD PRECIO HORARIOO FINAL EUR/MWh EUR R/MWh EUR/ /MWh EUR/ /MWh EUR/ MWh EUR/M MWh EUR/M MWh DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE TOTAL % sobre PFM 5,5 44,33 49,64 48,18 46,39 49,67 51,3 51,69 54,37 59,87 59,19 5,91 5,85 8,93% 2,36 2,48 1,41 1,96 1,47 1,6 1,7 1,49 2,1 2,14 3,3 4,4 2,8 3,31%,94,71,43,43,49,56,56,61,75,91 1,33 1,3,74 1,18%,3,,1,2,1,,,2,1,,,,1,2%,82,46,64,56,55,23,21,24,19,39,73,28,46,74% 5,17 8,88 8,87 8,96 9,12 9,21 9,28 9,3 9,28 9,34 9,23 9,22 8,69 13,82% 59,38 56,85 61,1 6,1 58,3 6,73 62,16 63,35 66,61 72,66 73,52 66,11 62,84 1,% Este precio final, por ser unn precio medio ponderadop o, difiere del correspondiente a cadaa agente y ha sido obtenidoo sobre laa base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos y cobros y la energía solamente de los comercializadores de último recurso. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos diciembre 29 - noviembre 21 y diciembre 21 - noviembre 211, permite obtener los siguientes resultados: - Para el conjunto dell mercadoo de producción, la contratación de energía ha ascendido en el período diciembre 21 - noviembre 211 a GWh y keur, lo que ha supuesto una disminución del 1,9% en energía y un aumento del 31,3% en volumen económico, con respecto al periodo diciembre 29 - noviembre En cuanto al precio medio horario final ponderado del período diciembre 21 - noviembre 211, se ha situado en 59,52 EUR/MWh, lo que ha supuesto un aumento del 33,8% respecto al periodo diciembre 29 - noviembre 21. La evolución en el periodoo considerado figura a continuación: 49-59

50 Sin embargo, el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (consumidores directos y comercializadores, excepto los de último recurso) se sitúa en el periodo en 58,43 EUR/ R/MWh, precio ponderado, y en 57,2 EUR/MWh, precio sin ponderar. Se observa que este precio ponderado es superior para comercializadores (excepto CUR) y consumidores directos en un 33, 7%, en relación con el precio horario final medio en el periodo diciembre 29 - noviembre

51 7. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES EN EL MERCADO Volumen de intercambios internacionales La energía negociada en los importaciones y exportaciones, Marruecos, queda reflejada en la diferentes mercados, correspondiente a en las fronteras con c Francia, Andorra y tabla en los últimoss doce meses: IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) PROGRAMA MERCADO DIARIO VIABLE INTRADIARIO 21 - DICIEMBRE OTROS PROGRAMA MERCADO TOTAL DIARIO VIABLE INTRADIARIO DICIEMBRE OTROS TOTAL 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 programa diario viable se incluye la energía diario, la energía de los contratos bilaterales y la solución de restricciones técnicas. casada en el mercado energía retirada en la 51-59

52 El volumen económicoo de importación y exportación negociado en el mercado de producción de energía se muestra a continuación: 21 - DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE TOTAL IMPORTACIÓN (keur) PROGRAMA MERCADO TOTAL DIARIO VIABLE INTRADIARIO DICIEMBRE ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE TOTAL EXPORTACIÓN (keur) PROGRAMA MERCADO TOTAL DIARIO VIABLE INTRADIARIO En los volúmenes económicoss no se han considerado correspondientes a los contratos bilaterales. las energías 52-59

53 7.2.. Repercusión del volumen de intercambios internacionales La siguientee tabla muestra el porcentaje que q los intercambios internacionales representan respecto a la energía demandada en los diferentes mercados. IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) 21 - Diciembree Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembr re % SOBRE PRODUCCIÓN DE, Diciembre, Enero, Febrero 1, Marzo 1, Abril 1, Mayo 2, Junio 2, Julio 2, Agosto 1, Septiembre 2, Octubre 1, Noviembre % SOBRE PRODUCCIÓN DE 2,47 2,59 2,19 3,2 3,83 2,87 2,78 3,26 3,29 2,91 3,4 2,89 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) 21 - Diciembree Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembr re % SOBRE PRODUCCIÓN DE, Diciembre, Enero, Febrero 1, Marzo 1, Abril 1, Mayo 2, Junio 2, Julio 2, Agosto 1, Septiembre 2, Octubre 1, Noviembre % SOBRE PRODUCCIÓN DE 2,43 2,55 2,22 3,3 3,82 2,88 2,78 3,25 3,26 2,88 2,91 2,

54 7.3.. Grado de ocupación de la capacidad comercial dee intercambio Las siguientess gráficas muestran el grado de ocupación dee la capacidad obtenido teniendo en cuenta el valor final después del mercadoo intradiario. MEDIA NOVIEMBRE 211 FRANCIA Capacidad Comercial Exportación Capacidad libree de Exportación Exportación Importación Capacidad libree de Importación Capacidad Comercial Importación 561,7 MWh 138,8 MWh 422,9 MWh 283,2 MWh 563,6 MWh 846,8 MWh MEDIA NOVIEMBRE 211 PORTUGAL Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 1216,1 MWh 778,5 MWh 437,6 MWh 174,5 MWh 1916,9 MWh 291,4 MWh MEDIA NOVIEMBRE 211 MARRUECOS Capacidad Comercial Exportación Capacidad libre de Exportación Exportación Importación Capacidad libre de Importación Capacidad Comercial Importación 876,1 MWh 52,1 MWh 374, MWh 4,6 MWh 595,4 MWh 6, MWh 54-59

55 7.4.. Origen de los intercambi bios internacionales por frontera El comercio a través de las fronteras del sistemaa eléctricoo español Francia, Andorra y Marruecos, se refleja en las tablass siguientes. con IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh) FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL 21 - Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre TOTAL Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre TOTAL En los volúmenes económicoss no se han considerado correspondientes a los contratos bilaterales. las energías IMPORTACIÓN (keur) FRANCIA ANDORRA MARRUECOS 21 - Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre TOTAL EXPORTACIÓN (keur) TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre TOTAL

56 7.5.. Cuotas en la energía importada empresas y exportada de las diferentes Se incluyen en este apartado loss datos correspondientes al mes de octubre de 211 conforme a las normas de confidencialidadd de información de las Reglas de funcionamiento del Mercado de Producción n de Energía Eléctrica. El volumen total de energía eléctrica importada correspondiente al programa horario final ha sido de 591 GWh, siendo las cuotas de participación siguientes: de las diferentes empresas en la cantidadd anteriorr las PROGRAMA HORARIOO FINAL IMPORTACIONES - OCTUBRE 211 Agente titular EDF TRADING LIMITED ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L. DB ENERGY COMMODITIES RBS SEMPRA ENERGY EUROPE ESPAÑA, S.L.U. EGL ENERGIA IBERIA SHELL ENERGY EUROPEE LIMITED DANSKE COMMODITIES COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE E.ON ENERGY TRADING SE STATKRAFT MARKETS GmbH RESTO DE AGENTES Total Energía (MWh) 14.7, , , , , 5.542, , , , 21.76, 8.124, ,8 Cuota energía (%) 17,7 15,15 14,1 12,77 1,64 8,55 6,68 5,74 3,72 3,68 1,

57 El volumen total de energía eléctrica exportada correspondiente al programa horario final ha sido de 635 GWh, siendo las cuotas de participación siguientes: de las diferentes empresas en la cantidadd anteriorr las PROGRAMA HORARIOO FINAL EXPORTACIONES - OCTUBRE 211 Agente titular OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ DANSKE COMMODITIES EDF TRADING LIMITED ENDESA IBERDROLA GENERACIÓN ENERGYA VM GESTION DE ENERGIA, S.L. DB ENERGY COMMODITIES COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE SHELL ENERGY EUROPEE LIMITED EGL ENERGIA IBERIA RESTO DE AGENTES Total Energía (MWh) , , , , , 23.31, 22.39, , , , , ,2 Cuota energía (%) 57,68 7,52 6,1 4,71 4,35 3,63 3,53 2,72 2,71 2,51 4,

58 8. RESULTADOS PUBLICA ADOS POR LOS OPERADORES MERCADO DE OTROS MERCADOS DE ELECTRICIDAD DEL En la siguiente gráfica se representa de forma conjunta el aritmético diario de los mercadoss europeos: precio medio En las siguientes gráficas se representa de forma conjunta el precio medio aritmético trimestral de los mercados europeos: 58-59

59 59-59