MERCADO DE ELECTRICIDAD

Transcripción

1 MERCADO DE ELECTRICIDAD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Mayo 28

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

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

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

5 Normativa: El funcionamiento del mercado se rige por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico y sus normas de desarrollo: - Real Decreto-Ley 6/1999 de Medidas Urgentes de liberalización e incremento de la competencia. - Real Decreto-Ley 6/2 de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios. - Real Decreto-Ley 3/26, de 24 de febrero, por el que se modifica el mecanismo de casación de las ofertas de venta y adquisición de energía presentadas simultáneamente al mercado diario e intradiario de producción por sujetos del sector eléctrico pertenecientes al mismo grupo empresarial. - Ley 17/27, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 23/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 23, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad. - Real Decreto 219/1997 por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - Real Decreto 1955/2 por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica. - Real Decreto 1164/21 por el que se establecen tarifas de acceso a las redes. - Real Decreto 2351/24, de 23 de diciembre, por el que se modifica el procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico. - Real Decreto 1454/25, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico. - Real Decreto 661/27, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. 4

6 - Orden ITC/386/27, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de enero de Orden del Ministerio de Industria y Energía de 14 de julio de 1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intercomunitarios e internacionales de energía eléctrica. - Orden ITC/4112/25, de 3 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica. - Orden ITC/4/27, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales que forman las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular. - Orden ITC/843/27, de 28 de marzo, por la que se modifica la Orden ITC/4112/25, de 3 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica. - Resolución de 24 de junio de 25 de la Secretaría General de la Energía por la que se aprueban los Procedimientos de Operación del Sistema. - Resolución de 24 de mayo de 26, de la Secretaría General de la Energía, por la que se aprueban diversos Procedimientos de Operación por su adaptación a la nueva Normativa eléctrica. Estas normas y Procedimientos de Operación se concretan en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica y en el Contrato de Adhesión a dichas reglas aprobados por Resolución de 26 de junio de 27, de la Secretaría General de Energía, por la que se aprueban las Reglas de funcionamiento del mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica (BOE 29 de junio de 27). Las citadas Reglas y Contrato deben ser suscritos por todos los agentes del mercado para su participación en el mismo. 5

7 1. SECUENCIA DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. El conjunto de sesiones del mercado de producción de energía eléctrica, el día anterior al correspondiente al suministro, tiene por finalidad la determinación de las transacciones de electricidad y la programación de las unidades de producción necesarias para que se realicen dichos intercambios. De conformidad con las Reglas de Funcionamiento del Mercado y con los Procedimientos de Operación del Sistema, el esquema de funcionamiento es el siguiente: Mercado a Plazo: Subastas de Emisiones primarias de Energía: Subastas de Distribución: Mercado diario: (final sesión: 11: h.) Solución de restricciones técnicas: (final sesión: 14: h.) Asignación de regulación secundaria: (final sesión: 16: h.) Se reciben e integran en el mercado diario las posiciones abiertas con entrega física del mercado a plazo de OMIP. Se reciben e integran en el mercado diario el ejercicio de las opciones de compra de las subastas de Emisiones Primarias de Energía. Se reciben e integran en el mercado diario las comunicaciones de ejecución de los vendedores adjudicatarios en las subastas de distribución. Las transacciones derivadas de la sesión del mercado diario junto a los contratos bilaterales dan lugar al programa diario base de funcionamiento. Sobre el programa diario base de funcionamiento, se realiza por los operadores del sistema una evaluación de seguridad. Si el citado programa no cumple los requisitos de seguridad establecidos, los procedimientos de los operadores del sistema determinan las unidades de venta y de compra de unidades de consumo de bombeo o exportaciones que deben agregarse o eliminarse del programa base de funcionamiento. El resultado es el programa diario viable provisional. Sobre la base del programa diario viable provisional, los operadores del sistema asignan la banda de regulación secundaria a subir o a bajar a las unidades de producción participantes. El resultado es el programa diario viable definitivo. 6

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

9 2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO EN EL MES DE MAYO DE Sesiones del mercado diario. Los procesos de casación y comunicación se han realizado todos los días de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado. En el siguiente gráfico se representa la curva de demanda correspondiente a la energía del programa resultante de casación, así como las curvas de los precios con la hora de mayor precio en cada día, la de menor precio y los precios medios aritméticos de todas las horas del día, para el sistema eléctrico español y para el sistema eléctrico portugués. ceur/kwh MAYO 28 Precio medio aritmético de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio España Precio Portugal 1/5/28 31/5/28 5,628 ceur/kwh 6,214 ceur/kwh MWh Precio máximo MIBEL Precio medio aritmético sistema eléctrico portugués Precio medio artimético sistema eléctrico español Precio mínimo MIBEL Energía total de adquisición MIBEL Fechas 8

10 2.2. 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 mayo es de 5,628 ceur/kwh, y para el sistema eléctrico portugués de 6,214 ceur/kwh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués 534 horas durante el mes. Sistema eléctrico español La curva de precios medios aritméticos presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 5,277 ceur/kwh el jueves día 1, y el máximo de 6,19 ceur/kwh el martes día 6. La curva de precios máximos alcanza un valor máximo de 7,186 ceur/kwh y la curva de precios mínimos tiene un valor mínimo de 3,947 ceur/kwh. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 1,485 y 2,775 ceur/kwh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 2,572 ceur/kwh. Estos datos reflejan un disminución 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 3,947 y 6,454 ceur/kwh, y entre 4,387 y 7,186 ceur/kwh el resto de las horas. El precio mínimo del mes, 3,947 ceur/kwh, se ha registrado en 2 horas, y el precio máximo del mes ha sido de 7,186 ceur/kwh y se ha registrado en la hora 23 del domingo 11. El precio medio ha sido un 69,9% superior al del mismo mes del año anterior. Sistema eléctrico portugués La curva de precios medios aritméticos presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 5,719 ceur/kwh el jueves día 1, y el máximo de 6,659 ceur/kwh el martes día 2. La curva de precios máximos alcanza un valor máximo de 7,186 ceur/kwh y la curva de precios mínimos tiene un valor mínimo de 5,35 ceur/kwh. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre,479 y 1,583 ceur/kwh, siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 1,332 ceur/kwh. Estos datos reflejan un disminución 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 5,68 y 6,922 ceur/kwh, y entre 5,35 y 7,186 ceur/kwh el resto de las horas. El precio mínimo del mes, 5,35 ceur/kwh, se ha registrado en la hora 9 del jueves 1, y el precio 9

11 máximo del mes ha sido de 7,186 ceur/kwh y se ha registrado en la hora 23 del domingo 11. 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 curvas diferentes: Todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición considerados como ofertas simples. Las ofertas de venta y adquisición que finalmente forman el programa resultante de la casación, una vez retirados los tramos de oferta afectados por condiciones complejas de las ofertas, o por limitaciones de capacidad de interconexión, y desplazando, en caso de existir separación de mercados, la curva de compras casadas para el sistema importador y para la curva de ventas casadas para el sistema exportador, en la energía que resulta transaccionada a través de la frontera. 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: 1

12 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: 11

13 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 la casación a GWh y ha disminuido en valor económico a keur. El valor de la contratación diaria se sitúa en 737 GWh/día en laborable, 673 GWh/día en sábado y 631 GWh/día en festivo, siendo los correspondientes valores económicos medios de keur/día en laborable, keur/día en sábado y keur/día en festivo. El máximo y mínimo de contratación diaria para el sistema eléctrico ibérico se presentaron respectivamente el miércoles 7 con MWh y el domingo 18 con MWh. El máximo de contratación horaria en cuanto a energía para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 22 del miércoles 7 y el valor horario mínimo MWh en la hora 8 del domingo 25. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico español por comercializadores, consumidores directos y agentes externos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 7,43% de la energía del programa resultante de la casación y el 7,51% del volumen económico del mercado diario. 12

14 Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico portugués por comercializadores y consumidores directos, fue de 76 GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 2,13% de la energía del programa resultante de la casación y el 2,13% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de 13.73,2 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español ,7 GWh y al sistema eléctrico portugués 368,4 GWh. El volumen adquirido para exportación tanto por las comercializadoras, como por empresas productoras del sistema eléctrico ibérico, ha sido de 79,9 GWh para Francia, y nulo para Andorra y Marruecos. 13

15 En los cuadros siguientes se indican los volúmenes en energía y en euros negociados en el mercado diario en el sistema eléctrico español y portugués durante el mes: FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MAYO 28 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-may ,277 6,751 4,51 2, may ,647 6,5 4,438 2, may ,815 6,451 4,966 1, may ,549 6,456 4,837 1, may ,943 6,922 4,573 2, may ,19 6,922 5,324 1, may ,856 6,5 4,88 1, may ,588 6,5 4,532 1, may ,742 6,7 4,595 2, may ,394 6,23 4,539 1, may ,367 7,186 4,449 2, may ,776 6,87 4,539 2, may ,768 6,842 4,696 2, may ,592 6,58 4,36 2, may ,556 6,959 4,355 2, may ,646 6,922 4,36 2, may ,554 6,5 4,595 1, may ,361 6,832 4,387 2, may ,326 5,98 4,29 1, may ,348 6,35 3,947 2, may ,698 6,775 4, 2, may ,646 6,65 4,314 2, may ,428 6,22 4,29 1, may ,874 6,87 4,58 2, may ,565 6,972 4,4 2, may ,742 6,8 4,314 2, may ,786 6,87 4,539 2, may ,472 6,47 4,387 2, may ,536 6,566 4,29 2, may ,767 6,867 4,449 2, may ,738 6,61 4,798 1,

16 FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS MAYO 28 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-may ,719 6,751 5,35 1, may ,964 6,5 5,74, may ,941 6,451 5,59, may ,91 6,456 5,585, may ,166 6,922 5,718 1, may ,197 6,922 5,874 1, may ,2 6,5 5,75, may ,915 6,5 5,71, may ,3 6,7 5,613 1, may ,923 6,23 5,597, may ,22 7,186 5,63 1, may ,395 6,842 5,868, may ,238 6,842 5,899, may ,415 6,769 6,29, may ,546 6,959 5,919 1, may ,543 6,922 6,198, may ,41 6,5 5,742, may ,989 6,832 5,573 1, may ,457 6,922 5,76 1, may ,659 6,87 6,318, may ,544 6,922 6,85, may ,284 6,673 5,864, may ,191 6,673 5,621 1, may ,22 6,87 5,62 1, may ,988 6,972 5,61 1, may ,42 6,869 5,68 1, may ,484 7,69 5,737 1, may ,452 6,992 5,635 1, may ,321 6,947 5,62 1, may ,397 6,947 5,648 1, may ,69 6,61 5,637,

17 2.3. Renta de Congestión del mecanismo de separación de mercados en el mercado diario en la interconexión con Portugal Durante el mes de mayo, 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 5.17 keur, lo que ha supuesto una disminución del 24,% con respecto al mes anterior. Durante el mes de mayo, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 71,9% de las horas, habiéndose generado la congestión siempre en sentido exportador a Portugal. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en,586 ceur/kwh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 2,68 ceur/kwh en la hora 4 del martes 2 y un mínimo de, ceur/kwh en 21 horas. La diferencia para el 9% de los días es inferior a 1,292 ceur/kwh. RENTA DE LA CONGESTIÓN EN LA INTERCONEXIÓN CON PORTUGAL EN EL MERCADO DIARIO. MAYO 28 Eur 8. MWh Volumen económico Energía 16

18 2.4. 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 659 GWh durante el mes, lo que supone un 3,4% de la energía correspondiente al programa resultante de la casación. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 1,7% superior al mes anterior. En volumen económico la solución de restricciones técnicas ha sido de keur, con un sobrecoste de keur, equivalente a,13 ceur/kwh 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. Energía (MWh) Energía Diaria Asignada por Restricciones MAYO , 3., 25., 2., 15., 1., 5.,, 1-may 2-may 3-may 4-may 5-may 6-may 7-may 8-may 9-may 1-may 11-may 12-may 13-may 14-may 15-may 16-may 17-may 18-may 19-may 2-may 21-may 22-may 23-may 24-may 25-may 26-may 27-may 28-may 29-may 3-may 31-may Energia Polinómica (Energía) Días 17

19 2.5. Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías. La cobertura de la demanda de electricidad por la oferta, agrupada por tecnologías, proviene fundamentalmente de la contratación en el mercado diario e intradiario. La producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente: Mercado diario ABRIL Mercado diario MAYO GWh % GWh % Fuel-Gas ,3% ,3% Carbón ,8% ,7% Hidráulica ,9% ,6% Nuclear ,7% ,3% Importaciones 434 1,9% 733 3,3% Régimen especial ,5% ,8% TOTAL ,% ,% El ciclo combinado se ha agrupado en la categoría de fuel - gas Desde el 1/7/27 las importaciones desde Portugal se corresponden con el saldo en sentido importador 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. 18

20 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MAYO ENERGÍAS (GWh) RÉGIMEN ESPECIAL EÓLICA RÉGIMEN ESPECIAL (RESTO) NUCLEAR IMPORTACIONES (FR + PT + AD + MA) HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS MAYO ENERGÍAS (GWh) IMPORTACIONES (ES) HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS 19

21 A su vez y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema español y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario en el sistema eléctrico español, durante este mes, tiene un valor medio de -54 MWh, lo que supone un -,2% respecto a la previsión del operador del sistema español. MWh 4. Comparación de demanda prevista para el sistema eléctrico español (O.S.-REE) con el consumo (casado en el mercado diario e intradiario + ejecutada en bilaterales) MAYO 28 MWh DIA Demanda casada en los mercados diario e intradiario + bilaterales nacionales Última previsión de demanda antes de la casación del mercado diario Diferencia En cuanto al sistema portugués, el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema portugués y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario en dicho sistema, durante este mes, tiene un valor medio de -123 MWh, lo que supone un -2,3% respecto a la previsión del operador del sistema portugués. MWh 8. Comparación de demanda prevista para el sistema eléctrico portugués (O.S.-REN) con el consumo (casado en el mercado diario e intradiario + ejecutado en bilaterales + régimen especial) MAYO 28 MWh Demanda casada en los mercados diario e intradiario + bilaterales ejecutados + régimen especial Última previsión de demanda antes de la casación del mercado diario Diferencia -2.5 DIA 2

22 En los cuadros siguientes se pueden observar las diferentes tecnologías que marcan precio en los sistemas eléctricos español y portugués. Sistema eléctrico español HI Generación Hidráulica TER Generación Térmica Convencional TCC Generación Térmica Ciclo Combinado BG Generación Hidráulica de Bombeo REE Contrato de suministro de REE-EDF AE Agente Externo (vendedor) CO Comercializadoras (ventas) RE Régimen Especial 21

23 Sistema eléctrico portugués HI Generación Hidráulica TER Generación Térmica Convencional TCC Generación Térmica Ciclo Combinado BG Generación Hidráulica de Bombeo CO Comercializadores (ventas) 22

24 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 al 95% del precio marginal de la hora, o el precio requerido en la condición compleja de ingresos mínimos es superior al 95% del precio medio ponderado de la energía casada. 12. ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL, INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJAS SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MAYO ENERGÍA (MWh) /5/8 2/5/8 3/5/8 4/5/8 5/5/8 6/5/8 7/5/8 8/5/8 9/5/8 1/5/8 11/5/8 12/5/8 13/5/8 14/5/8 15/5/8 16/5/8 17/5/8 18/5/8 19/5/8 2/5/8 21/5/8 22/5/8 23/5/8 24/5/8 25/5/8 26/5/8 27/5/8 28/5/8 29/5/8 3/5/8 31/5/8 CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO 35. ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL, INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJAS SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS MAYO ENERGÍA (MWh) /5/8 2/5/8 3/5/8 4/5/8 5/5/8 6/5/8 7/5/8 8/5/8 9/5/8 1/5/8 11/5/8 12/5/8 13/5/8 14/5/8 15/5/8 16/5/8 17/5/8 18/5/8 19/5/8 2/5/8 21/5/8 22/5/8 23/5/8 24/5/8 25/5/8 26/5/8 27/5/8 28/5/8 29/5/8 3/5/8 31/5/8 CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO 23

25 3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO EN EL MES DE MAYO DE Sesiones del mercado intradiario En general el funcionamiento del mercado puede calificarse de satisfactorio, aunque es utilizado históricamente de forma habitual por las unidades de producción y los comercializadores, y en menor proporción por los distribuidores. Los procesos de recepción y de validación de ofertas, casación y comunicación de los resultados se han realizado todos los días del mes de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado Precios y energías El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español correspondiente al mes es de 5,613 ceur/kwh y en el sistema eléctrico portugués es de 5,97 ceur/kwh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en 647 horas durante el mes. Cabe destacar que, aunque el precio medio del mercado intradiario es para la mayor parte de las horas del día más estable que el precio medio del mercado diario, las oscilaciones puntuales son muy importantes, consecuencia seguramente de la pequeña dimensión característica, hasta el momento, de este mercado. Sistema eléctrico español El precio medio aritmético es inferior al del mercado diario, observándose una mayor variación entre días. En cuanto a los precios máximos, éstos son para la mayoría de los días superiores a los del diario con un valor máximo de 7,58 ceur/kwh. El precio mínimo, de, ceur/kwh, es inferior al del mercado diario, si bien su variación es mayor en las distintas sesiones. El precio medio aritmético, de 5,613 ceur/kwh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 5,628 ceur/kwh. Las diferencias entre los precios máximo y mínimo de cada día en el sistema eléctrico español han oscilado entre 2,6 y 7,1 ceur/kwh el 8% de los días. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético es inferior al del mercado diario, observándose una mayor variación entre días. En cuanto a los precios máximos, éstos son para la mayoría de los días superiores a los del diario con un valor máximo de 7,458 ceur/kwh. El precio mínimo, de 3, ceur/kwh, es inferior al del mercado diario, si bien su variación es mayor en las distintas sesiones. El precio medio aritmético, de 5,97 ceur/kwh, es superior al correspondiente del mes anterior de 5,954 ceur/kwh. 24

26 Las diferencias entre los precios máximo y mínimo de cada día en el sistema eléctrico portugués han oscilado entre 2,6 y 7,1 ceur/kwh el 8% de los días. En el cuadro siguiente se representan los precios medios aritméticos y precios máximos de ambos sistemas eléctricos, por horas: ceur/kwh PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD MAYO Horas Máximo sistema eléctrico portugués Máximo sistema eléctrico español Media aritmética Sistema eléctrico portugués Media aritmética Sistema eléctrico español Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son las siguientes: MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión MAYO 28 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 5,613 ceur/kwh Etotal= GWh PMA PT= 5,97 ceur/kwh Intradiario 1 PMA ES=5,59 ceur/kwh Etotal=927 GWh PMA PT=6,98 ceur/kwh Intradiario 2 MWh PMA ES=5,552 ceur/kwh Etotal=321 GWh PMA PT=5,828 ceur/kwh Intradiario 3 PMA ES=5,623 ceur/kwh Etotal=111 GWh PMA PT=6,235 ceur/kwh Intradiario 4 PMA ES=5,554 ceur/kwh Etotal=52 GWh PMA PT=5,67 ceur/kwh Intradiario 5 PMA ES=5,83 ceur/kwh Etotal=91 GWh PMA PT=5,827 ceur/kwh Intradiario 6 PMA ES=5,664 ceur/kwh Etotal=19 GWh PMA PT=6,499 ceur/kwh

27 La contratación de energía en el programa resultante de la casación en el mercado intradiario en el sistema eléctrico ibérico en el mes ha alcanzado un volumen económico de keur y GWh para las seis sesiones del mercado. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en keur y MWh. La energía negociada en el programa resultante de la casación es un 4,1% inferior respecto a la contratación del mes anterior. La contratación del mercado intradiario supone el 8,6% en energía y el 8,4% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de consumo de bombeo para las seis sesiones del mercado intradiario ha sido la siguiente: MWh VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD MERCADO IBÉRICO MAYO 28 V E N T A C O M P R A Fechas Volumen total de negocio keuro U. adquisición U. bombeo U. producción 26

28 FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MAYO 28 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-may ,626 7, 4,573 2, may ,966 7,52 4,582 2, may ,665 6,551, 6, may ,79 6,936 4,298 2, may ,345 7,415 4,573 2, may ,317 7,477 5,171 2, may ,526 6,256 4,469 1, may ,618 6,5, 6, may ,89 6,95 4,227 2, may ,2 6,64 4,21 2, may ,564 6,986 3, 3, may ,796 6,827 4,2 2, may ,869 7, 4,258 2, may ,856 6,897 4,36 2, may ,51 6,958, 6, may ,67 6,922 4,14 2, may ,619 7,142,1 7, may ,391 6,932, 6, may ,32 6,1 3,49 2, may ,859 6,35 1,947 4, may ,653 6,975 4, 2, may ,759 6,67 3,996 2, may ,375 6,343 3,218 3, may ,893 7,7 3,343 3, may ,498 7,58,5 7, may ,917 7,282 4,314 2, may ,712 6,822,2 6, may ,53 6,476 4,298 2, may ,313 6,566 3,253 3, may ,59 6,867 4, 2, may ,534 6,697 4, 2,

29 FECHA ENERGÍA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS MAYO 28 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (cent/kwh) PRECIO MÁXIMO (cent/kwh) PRECIO MÍNIMO (cent/kwh) DIFERENCIA MAX-MÍN (cent/kwh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 1-may ,626 6,97 4,961 1, may ,966 6,97 4,973 1, may ,665 6,548 5,31 1, may ,79 6,75 4,855 1, may ,345 7,162 5,178 1, may ,317 7,458 5,64 1, may ,526 6,256 4,818 1, may ,618 6,5 4,532 1, may ,89 6,95 5,34 1, may ,2 6,35 4,31 2, may ,564 7,69 3, 4, may ,796 6,827 5,268 1, may ,869 6,942 4,258 2, may ,856 7,24 4,737 2, may ,51 7,19 3,266 3, may ,67 6,922 4,884 2, may ,619 6,95 5,679 1, may ,391 6,739 5,6 1, may ,32 7,297 4,69 2, may ,859 6,97 3,861 3, may ,653 7,28 5,23 1, may ,759 6,873 3,996 2, may ,375 7,173 4,5 2, may ,893 6,87 4,8 2, may ,498 7,73 4,4 3, may ,917 7,8 5,8 2, may ,712 7,118 4,884 2, may ,53 7,292 5,35 2, may ,313 7,279 3,49 3, may ,59 7,4 5,251 2, may ,534 6,6 5,37 1,

30 3.3. Renta de Congestión por aplicación del mecanismo de separación de mercados en los mercados intradiarios en la interconexión con Portugal Durante el mes de mayo 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 5.445,88 Euros, lo que ha supuesto un aumento del 76,8% con respecto al mes anterior. Durante el mes de mayo en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 2,6% de las horas, habiéndose producido la congestión siempre en sentido exportador a Portugal. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en,173 ceur/kwh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 4,627 ceur/kwh en la hora 4 del martes 2 y un mínimo de, ceur/kwh en horas durante las diferentes sesiones del mes. La diferencia para el 9% de los días inferior a,728 ceur/kwh. RENTA DE LA CONGESTIÓN EN LA INTERCONEXIÓN CON PORTUGAL EN EL MERCADO INTRADIARIO. MAYO 28 Eur 1.8 MWh 45, , 1.2 3, 9 225, 6 15, 3 75, , Volumen económico Energía 29

31 3.4. Programa horario final Se han producido modificaciones sobre el programa resultante de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en 31 sesiones en el mes de mayo. Los programas horarios finales (PHF) han variado ligeramente, con relación al programa acumulado resultante de la casación de cada sesión del mercado intradiario, incluyendo los compromisos anteriores recogidos en el programa diario viable y en las sesiones anteriores del mercado intradiario. El resultado en el programa horario final, en cuanto a la capacidad del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demanda del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones: - La participación de los comercializadores y consumidores directos en el mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica asciende a 1.2 GWh, cifra inferior en un 2,4% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, 79 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 2,9% del total de energía negociada y el 13,54% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 98,64% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 1,36% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados en la distribución se negociaron 58,9 GWh en el mercado intradiario Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de abril de 28 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. La producción total de energía eléctrica en el programa horario final ha sido de 25.45,2 GWh; la demanda total de las empresas distribuidoras ha sido de ,5 GWh; y la demanda total de las empresas comercializadoras, agentes externos y consumidores directos ha sido de 8.67,1 GWh. En los cuadros siguientes se pueden observan las cuotas por empresas en el Programa Horario Final para la zona española. 3

32 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS UNIDADES DE PRODUCCIÓN POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ABRIL 28 6,59 3,18 2,85 2,76 2,1 2,2 1,64 1,58 1,51 8,2 15,3 15,49,67 25,56,68,72,91,96,97 1,38 1,6 1,8 1,11 1,1 26,5 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS COMERCIALIZADORAS, AGENTES EXTERNOS Y CLIENTES CUALIFICADOS POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. ABRIL 28 7,2 4,92 2,18 1,17 1,76 1,16,86,59 13,89,53,16,18,15,13,1,24,41 14,5 2,69,24,26,47,34 4,18 CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ABRIL 28 2,68 4,78,11 15,73 4,74 35,96 31

33 PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - ABRIL 28 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA GENERACIÓN ,4, ,4 26,5 IBERDROLA GENERACIÓN ,8, ,8 15,49 UNIÓN FENOSA GENERACIÓN ,2, ,2 8,2 EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL, , ,, GAS NATURAL SDG ,3, ,3 6,59 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (Act. Comerci ,3, ,3 3,18 ENDESA DISTRIBUCIÓN ,1, ,1 2,85 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación ,1, ,1 2,76 REN TRADING S.A., , ,2, IBERDROLA DISTRIBUCIÓN ,, , 2,1 ENEL VIESGO GENERACIÓN ,4, ,4 2,2 IB. ENERGÍAS RENOVABLES DE CASTILLA LA MANCHA ,2, ,2 1,64 AES ENERGÍA CARTAGENA ,3, ,3 1,58 BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD ,7, ,7 1,51 NUCLENOR ,, , 1,38 ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES ,6, ,6 1,11 ELÉCTRICA DE LA RIBERA DEL EBRO ,8, ,8 1,8 UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN ,4, ,4 1,6 NUEVA GENERADORA DEL SUR ,, , 1,1 DETISA (Actividad: Comercialización) ,9, ,9,97 CASTELNOU ENERGÍA ,, ,,96 ELECTRICITÉ DE FRANCE ,, ,,91 FUERZAS ELÉCTRICAS DE NAVARRA ,, ,,72 HIDROELECTRICA IBERICA ,1, ,1,68 BIZKAIA ENERGIA ,1, ,1,67 OTROS (Cuotas <,5%) ,2, ,2 15,3 Total , , , 1 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN, AGENTES EXTERNOS Y CLIENTES CUALIFICADOS ABRIL 28 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGÍA , , ,8 4,18 IBERDROLA COMERCIALIZADORA , , ,8 14,5 UNIÓN FENOSA COMERCIAL ,4 9.59, , 13,89 HIDROCANTABRICO ENERGÍA ,7, ,7 1,76 GAS NATURAL COMERCIALIZADORA ,6, ,6 7,2 OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ ,8, ,8 4,92 NATURGAS ENERGIA COMERCIALIZADORA ,4, ,4 2,18 ENEL VIESGO ENERGIA ,, , 1,17 CENTRICA ENERGIA ,8, ,8 1,16 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA, 7.974, ,4, IBERDROLA GENERACIÓN ,4, ,4,86 ENDESA GENERACIÓN ,, ,,59 GAS NATURAL SERVICIOS 42.39,, 42.39,,53 EDF TRADING LIMITED ,3, ,3,47 NEXUS ENERGÍA 27.35,1, 27.35,1,34 HISPAELEC ENERGÍA 2.53,2, 2.53,2,26 DANSKE COMMODITIES ,3, ,3,24 ELEKTRIZITATS-GESELLSHAFT LAUFENBURG AG 19.58,, 19.58,,24 CELULOSAS DE ASTURIAS (Actividad: Cliente Cualific 14.31,5, 14.31,5,18 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS 13.58,2, 13.58,2,16 ELECTRABEL 12.98,, 12.98,,15 STATKRAFT MARKETS GmbH 1.596,9, 1.596,9,13 ENEL VIESGO GENERACIÓN 8.129,, 8.129,,1 OTROS (Cuotas <,1%) ,1, ,1,41 Total , , ,3 1 PROGRAMA HORARIO FINAL DISTRIBUCIÓN - ABRIL 28 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) IBERDROLA DISTRIBUCIÓN ,, , 4,74 ENDESA DISTRIBUCIÓN ,, , 35,96 EDP SERVIÇO UNIVERSAL, , ,, UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN ,, , 15,73 HIDROCANTABRICO DISTRIBUCIÓN ,2, ,2 4,78 ELECTRA DE VIESGO DISTRIBUCIÓN ,5, ,5 2,68 OTROS (Cuotas <,1%) ,8, ,8,11 Total , , ,5 1 32

34 4. EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA EN EL MES DE MAYO Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema eléctrico español (ver nota 1) La intervención del operador del sistema español, de acuerdo con los Procedimientos de Operación del Sistema vigentes, se produce para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte, y que los flujos de producción y demanda de electricidad estén permanentemente en equilibrio. La necesidad de la participación del operador del sistema utilizando los distintos procesos de regulación técnica podría quedar reducida al inevitable requerimiento de las pequeñas oscilaciones de la demanda, si hubiera un cumplimiento estricto, por parte de los agentes, de lo contratado en los distintos mercados. Con esta finalidad, el operador del sistema utiliza mecanismos de competencia entre unidades de producción denominados gestión de desvíos y servicios complementarios de regulación secundaria y terciaria. Por otra parte, si las circunstancias lo requieren y de conformidad, asimismo, con los Procedimientos de Operación del Sistema en vigor, el operador del sistema puede dar instrucciones directas de funcionamiento a determinadas unidades de producción, tratándose en este caso de un procedimiento especial o de emergencia. El volumen de energía gestionado por el operador del sistema español en el mes de mayo mediante estos procedimientos ha sido de 715 GWh, un 11,7% inferior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir 692 MW y 58 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El volumen económico es de keur, un 3,1% superior 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 ENERGÍA O POTENCIA A SUBIR ENERGÍA O POTENCIA A BAJAR Banda horaria media de regulación secundaria (MW) Gestión de desvíos (GWh) Energía de regulación secundaria (GWh) 1 66 Energía de regulación terciaria (GWh) Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) Total Energía (GWh) Neto de energía 38 Valor económico (keur)

35 4.2 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 mayo supuso el 1,% del precio final del sistema eléctrico español, frente al,9% correspondiente al mes anterior. La incidencia en el precio del kwh ascendió a,58 ceur/kwh, inferior a los,56 ceur/kwh correspondiente al mes anterior. Para cada proceso la incidencia en el precio final del kwh ha sido la siguiente: - Gestión de desvíos, ceur/kwh - Banda de regulación secundaria,1 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria, ceur/kwh - Energía de regulación terciaria y emergencia, ceur/kwh 4.3 Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: - Banda de regulación secundaria 1,198 ceur/kw/h - Gestión de desvíos a subir 6,51 ceur/kwh - Gestión de desvíos a bajar 4,241 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a subir 6,98 ceur/kwh - Energía de regulación secundaria a bajar 4,776 ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a subir 6,54 ceur/kwh - Energía de regulación terciaria a bajar 3,731 ceur/kwh 34

36 5. PAGO POR CAPACIDAD EN EL MES DE MAYO DE Concepto y aplicación del pago por capacidad (ver nota 2) El coste incurrido en la financiación del pago por capacidad es un componente del precio final de la electricidad cuyo objeto es que dicho precio pueda identificarse con una señal correcta a medio y largo plazo para los participantes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste de la garantía de suministro a todos los consumidores prevista en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. La disposición adicional séptima de la Orden ITC/386/27, de 28 de diciembre establece que todos los comercializadores y consumidores directos estarán obligados al pago por capacidad por la energía adquirida a través de las diferentes modalidades de contratación y destinadas a consumo interno español: El coste horario por pago por capacidad para los comercializadores y consumidores directos que adquieran su energía en el mercado de producción se obtendrá como resultado de multiplicar sus adquisiciones en el mercado en barras de central por un precio unitario que depende de cada período tarifario definido en su tarifa de acceso, y que en el caso más general seguirá el siguiente cuadro: PAGO POR CAPACIDAD COMPRADORES: COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES DIRECTOS CON TARIFA DE ACCESO DE SEIS PERIODOS HORARIOS PARA EL CÁLCULO DE PAGOS POR CAPACIDAD ENERO L-->V S, D, F FEBRERO L-->V S, D, F MARZO L-->V S, D, F ABRIL L-->V S, D, F MAYO L-->V S, D, F JUNIO (1-15) L-->V S, D, F JUNIO (16-3) L-->V S, D, F JULIO L-->V S, D, F AGOSTO L-->V S, D, F SEPTIEMBRE L-->V S, D, F OCTUBRE L-->V S, D, F NOVIEMBRE L-->V S, D, F DICIEMBRE L-->V S, D, F Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 6,7934 cent/kwh,3662 cent/kwh,2441 cent/kwh,1831 cent/kwh,1831 cent/kwh, cent/kwh 35