EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Transcripción

1 EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELÉCTRICA ABRIL 2013

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

3 1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO 1.1. Precios en el mercado diario y volumen de contratación. El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al mes de abril es de 18,17 EUR/MWh, y para el sistema eléctrico portugués es de 16,08 EUR/MWh, no habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en ninguna hora durante el mes, y habiendo sido superior en 125 horas. En el siguiente gráfico se representa la curva de demanda correspondiente a la energía total de adquisición del mercado ibérico, así como las curvas de los precios horarios máximos y mínimos de cada día y la curva de precios diarios medios aritméticos, para el sistema eléctrico español y para el sistema eléctrico portugués. Sistema eléctrico español La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 0,00 EUR/MWh el lunes día 1, y el máximo de 48,62 EUR/MWh el martes día 16. El precio horario mínimo del mes, 0,00 EUR/MWh, se ha registrado en 211 horas, y el precio máximo horario del mes ha sido de 90,00 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 22 del lunes 15. El precio medio ha sido un 55,9% inferior al del mismo mes del año anterior. 1-57

4 La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 0,00 y 77,29 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 46,50 EUR/MWh. Estos datos reflejan una 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 0,00 y 58,42 EUR/MWh, y entre 0,00 y 90,00 EUR/MWh el resto de las horas. Sistema eléctrico portugués La curva de precios medios aritméticos diarios presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 0,00 EUR/MWh el lunes día 1, y el máximo de 45,07 EUR/MWh el martes día 16. El precio mínimo horario del mes, 0,00 EUR/MWh, se ha registrado en 249 horas, y el precio máximo horario del mes ha sido de 90,00 EUR/MWh y se ha registrado en la hora 22 del lunes 15. El precio medio ha sido un 63,4% inferior al del mismo mes del año anterior. La diferencia entre precios máximos y mínimos diarios se sitúa entre 0,00 y 77,29 EUR/MWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 44,00 EUR/MWh. Estos datos reflejan una 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 0,00 y 48,65 EUR/MWh, y entre 0,00 y 90,00 EUR/MWh el resto de las horas. Curvas agregadas de oferta de venta y compra En los cuatro siguientes gráficos se presentan las horas de mayor precio y de menor precio del mercado diario del mes para cada sistema eléctrico, español y portugués. En cada uno de los gráficos se presentan dos tipos de curvas diferentes: Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición presentados como ofertas simples. Curvas con todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición que finalmente forman el programa 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. En estas curvas se incluye, en caso de separación de mercados, un tramo adicional de compra a precio instrumental en el sistema exportador por la cantidad de energía exportada, y un tramo adicional de venta a precio marginal del sistema exportador en el sistema importador por la cantidad de energía importada. 2-57

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

6 Las siguientes curvas corresponden a las curvas del MIBEL, o del sistema eléctrico portugués en caso de existir separación de mercados, para las horas de precio máximo y mínimo del sistema eléctrico portugués: La contratación en el mercado diario para el sistema eléctrico ibérico en relación a los valores alcanzados en el mes anterior, ha aumentado en cuanto a energía en el programa resultante de la casación, teniendo un valor de GWh y ha disminuido en valor económico teniendo un valor de keur. El valor de la contratación diaria se sitúa en 725 GWh/día en días laborables, 771 GWh/día en sábados y 727 GWh/día en festivos, siendo los correspondientes valores económicos medios de keur/día en días laborables, keur/día en sábados y keur/día en festivos. 4-57

7 El máximo y mínimo de contratación de energía diaria para el sistema eléctrico ibérico se presentaron respectivamente el lunes 8 con MWh y el jueves 25 con MWh. El máximo de contratación horaria en cuanto a energía para el sistema eléctrico ibérico ha sido de MWh para la hora 15 del lunes 8 y el valor horario mínimo ha sido de MWh en la hora 5 del viernes 26. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico español por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 82,92% de la energía del programa resultante de la casación y el 83,25% del volumen económico del mercado diario. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico portugués por comercializadores y consumidores directos, fue de GWh, con un volumen económico de keur. En relación con el mercado diario, esto supone el 71,78% de la energía del programa resultante de la casación y el 71,93% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de 6.090,7 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 5.019,4 GWh y al sistema eléctrico portugués 1.071,2 GWh. El volumen adquirido en el mercado diario por unidades de oferta de sistemas eléctricos externos al sistema eléctrico ibérico, ha sido de 505,1 GWh en Francia, 30,9 GWh en Andorra y 309,7 GWh en Marruecos. 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: 5-57

8 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ABRIL 2013 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-abr ,00 0,00 0,00 0, abr ,79 26,00 0,00 26, abr ,88 50,00 0,00 50, abr ,89 46,50 0,00 46, abr ,21 12,00 0,00 12, abr ,38 12,29 0,00 12, abr ,32 16,56 0,00 16, abr ,43 10,00 0,00 10, abr ,57 25,00 0,00 25, abr ,72 14,28 0,00 14, abr ,38 11,00 0,00 11, abr ,95 30,00 0,00 30, abr ,34 33,60 0,01 33, abr ,20 29,60 0,00 29, abr ,77 90,00 12,71 77, abr ,62 69,00 25,00 44, abr ,54 58,42 28,13 30, abr ,25 51,03 16,26 34, abr ,66 7,01 0,00 7, abr ,78 33,17 0,00 33, abr ,67 30,40 1,02 29, abr ,86 50,00 3,00 47, abr ,32 49,55 15,01 34, abr ,10 50,13 39,10 11, abr ,61 50,12 39,56 10, abr ,77 48,01 22,10 25, abr ,44 30,00 3,01 26, abr ,51 20,00 0,00 20, abr ,57 39,00 0,00 39, abr ,45 49,58 18,00 31,

9 FECHA (MWh) PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ABRIL 2013 PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-abr ,00 0,00 0,00 0, abr ,27 26,00 0,00 26, abr ,97 50,00 0,00 50, abr ,25 46,50 0,00 46, abr ,77 7,00 0,00 7, abr ,38 12,29 0,00 12, abr ,23 16,56 0,00 16, abr ,22 10,00 0,00 10, abr ,53 25,00 0,00 25, abr ,20 14,28 0,00 14, abr ,04 1,00 0,00 1, abr ,97 30,00 0,00 30, abr ,06 33,60 0,01 33, abr ,72 29,60 0,00 29, abr ,99 90,00 12,71 77, abr ,07 69,00 25,00 44, abr ,32 54,78 28,13 26, abr ,11 45,60 16,26 29, abr ,17 7,00 0,00 7, abr ,70 33,17 0,00 33, abr ,67 30,40 1,02 29, abr ,81 43,58 3,00 40, abr ,74 49,55 8,88 40, abr ,33 49,55 39,10 10, abr ,05 49,15 39,00 10, abr ,32 47,10 22,10 25, abr ,44 30,00 3,01 26, abr ,51 20,00 0,00 20, abr ,16 39,00 0,00 39, abr ,45 46,56 18,00 28,

10 1.2. Renta de Congestión del mecanismo de separación de mercados en el mercado diario en la interconexión con Portugal Durante el mes de abril, 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 keur, lo que ha supuesto una disminución del 41,5% con respecto al mes anterior. Durante el mes de abril, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 23,5% de las horas, habiéndose generado la congestión en sentido exportador a Portugal en ninguna hora y 125 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -2,08 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 0,00 EUR/MWh en 595 horas y un mínimo de -46,50 EUR/MWh en la hora 10 del miércoles 3. El siguiente gráfico muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado diario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de España a Portugal. 8-57

11 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 de restricciones por garantía de suministro según el anexo II del Real Decreto 134/2010, son las siguientes: Soto de Ribera 3. Narcea 3. Anllares. La Robla 2. Compostilla. Teruel. Guardo 2. Puentenuevo 3. Escucha. Elcogás. La normativa por la que se fija el volumen máximo de producción para estas centrales durante el año establece un valor de ,32 GWh. Una parte de esta energía proviene de la producción pendiente de los años 2011 y 2012, que es de GWh. Durante el mes de abril, el volumen de energía programado a las centrales de carbón autóctono ha ascendido a 42,5 GWh, lo que ha supuesto un 0,21% del volumen máximo de producción autorizado durante el año 2013 a las centrales adscritas a este procedimiento. La energía necesaria para el recuadre ha tomado el valor de 42,5 GWh, ya que la energía de venta programada no ha sido compensada por modificaciones de programa por solución de restricciones técnicas cuyo saldo neto horario hubiera representado una reducción del programa base de funcionamiento. La solución de restricciones por garantía de suministro ha tenido un coste para los consumidores de keur, financiado a través del pago por capacidad. 9-57

12 1.4. 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 GWh durante el mes, lo que supone un 5,3% de la energía correspondiente al programa base de funcionamiento. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 2,8% inferior al mes anterior. La solución de estricciones técnicas del mercado diario ha tenido un coste para los consumidores de keur, equivalente a 4,07 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. Demanda y cobertura por tecnologías. La producción por tecnologías en el sistema eléctrico español para el mercado diario ha sido la siguiente: Mercado diario MARZO Mercado diario ABRIL GWh % GWh % Fuel-Gas 368 1,6% 287 1,4% Carbón 409 1,8% 181 0,9% Ciclo Combinado 332 1,5% 180 0,9% Nuclear ,3% ,2% Hidráulica ,3% ,7% Importaciones(FR+PT+AD+MA) 977 4,4% 997 4,8% Régimen Especial Eólica ,2% ,8% Régimen Especial Resto ,9% ,4% TOTAL ,0% ,0% El comportamiento de las diferentes tecnologías en la cobertura de la demanda a lo largo del mes, que se muestra a continuación para el sistema eléctrico español y el sistema eléctrico portugués, permite comprobar la modulación de cada una de ellas para adecuarse al comportamiento de la demanda

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15 A su vez, y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación de los operadores del sistema y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario en cada uno de sus respectivos sistemas eléctricos, durante este mes tiene un valor medio para el sistema español de -209 MWh y -10 MWh para el sistema portugués, lo que supone un -0,8% y un -0,2%, respectivamente, en relación a la previsión. En los cuadros siguientes se observa la evolución horaria

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

17 2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO 2.1. Precios en el mercado intradiario y volumen de contratación Sistema eléctrico español El precio medio aritmético de todos los periodos, de 19,66 EUR/MWh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 26,27 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema portugués en 11 horas durante el mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico español se sitúa entre 0,00 y 79,20 EUR/MWh. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético de todos los periodos, de 19,04 EUR/MWh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 24,08 EUR/MWh. Este precio ha sido inferior al del sistema español en 277 horas del mes. La diferencia entre precios máximos y mínimos de cada sesión en el sistema eléctrico portugués se sitúa entre 0,00 y 79,20 EUR/MWh. Sesiones Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son los siguientes: 15-57

18 MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión ABRIL 2013 SESIONES DE INTRADIARIO PMA ES= 19,66 EUR/MWh Etotal= GWh PMA PT= 19,04 EUR/MWh Intradiario 1 PMA ES=19,40 EUR/MWh Etotal=1.246 GWh PMA PT=18,13 EUR/MWh Intradiario 2 PMA ES=19,31 EUR/MWh Etotal=396 GWh PMA PT=18,54 EUR/MWh Intradiario 3 PMA ES=18,79 EUR/MWh Etotal=261 GWh PMA PT=19,09 EUR/MWh Intradiario 4 PMA ES=21,04 EUR/MWh Etotal=156 GWh PMA PT=21,02 EUR/MWh Intradiario 5 PMA ES=20,47 EUR/MWh Etotal=179 GWh PMA PT=19,91 EUR/MWh Intradiario 6 PMA ES=19,56 EUR/MWh Etotal=192 GWh PMA PT=19,13 EUR/MWh MWh La contratación de energía en el mercado intradiario en el sistema eléctrico ibérico en el mes ha alcanzado un volumen económico de keur y una energía de GWh para las seis sesiones del mercado, representando el 12,8% en energía y el 17,3% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en keur y MWh. La energía negociada en el programa resultante de la casación es un 17,7% inferior respecto a la contratación del mes anterior. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de consumo de bombeo para las seis sesiones es la siguiente: 16-57

19 El resumen de los datos diarios se puede observar en los cuadros siguientes: FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL ABRIL 2013 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-abr ,00 0,00 0,00 0, abr ,90 45,01 0,00 45, abr ,67 70,00 0,00 70, abr ,96 46,50 0,00 46, abr ,65 8,00 0,00 8, abr ,37 10,00 0,00 10, abr ,39 20,00 0,00 20, abr ,29 14,00 0,00 14, abr ,58 40,00 0,00 40, abr ,21 14,28 0,00 14, abr ,15 40,20 0,00 40, abr ,04 55,18 0,00 55, abr ,01 42,61 0,00 42, abr ,92 33,15 0,00 33, abr ,81 79,20 0,20 79, abr ,42 64,42 25,00 39, abr ,30 60,00 15,00 45, abr ,55 46,75 0,02 46, abr ,39 45,21 0,00 45, abr ,43 34,57 0,00 34, abr ,93 42,59 1,22 41, abr ,53 50,29 3,00 47, abr ,10 51,00 20,01 30, abr ,82 55,14 23,31 31, abr ,02 51,38 25,00 26, abr ,90 50,00 23,31 26, abr ,75 41,47 3,01 38, abr ,81 39,50 0,00 39, abr ,71 42,00 0,00 42, abr ,24 60,53 32,64 27,

20 FECHA (MWh) MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS ABRIL 2013 PRECIO MEDIO ARITMÉTICO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (keur) 01-abr ,00 0,00 0,00 0, abr ,55 45,01 0,00 45, abr ,84 70,00 0,00 70, abr ,71 46,50 0,00 46, abr ,25 5,01 0,00 5, abr ,46 10,00 0,00 10, abr ,61 20,00 0,00 20, abr ,30 14,00 0,00 14, abr ,36 40,00 0,00 40, abr ,48 14,28 0,00 14, abr ,19 5,00 0,00 5, abr ,01 55,18 0,00 55, abr ,11 40,32 0,00 40, abr ,92 33,15 0,00 33, abr ,16 79,20 0,20 79, abr ,76 64,42 25,00 39, abr ,01 60,00 15,00 45, abr ,74 44,80 0,02 44, abr ,00 37,10 0,00 37, abr ,97 34,57 0,00 34, abr ,96 42,59 1,22 41, abr ,13 49,86 4,00 45, abr ,82 51,00 13,88 37, abr ,54 55,14 23,31 31, abr ,20 49,63 29,00 20, abr ,01 49,20 22,10 27, abr ,27 41,47 3,01 38, abr ,92 30,00 0,00 30, abr ,02 41,78 10,00 31, abr ,59 60,53 29,89 30,

21 2.2. Renta de Congestión por aplicación del mecanismo de separación de mercados en los mercados intradiarios en la interconexión con Portugal Durante el mes de abril 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 ,72 Euros, lo que ha supuesto una disminución del 51,4% con respecto al mes anterior. Durante el mes de abril en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 19,0% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 11 horas y 277 horas en sentido contrario. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en -0,92 EUR/MWh, si bien se ha alcanzado durante las diferentes sesiones del mes un valor máximo de 35,95 EUR/MWh en la hora 4 del lunes 29 y un mínimo de -45,50 EUR/MWh en la hora 10 del miércoles 3. El siguiente cuadro muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión en el mercado intradiario y el saldo diario de energía intercambiada en las horas en las que se ha producido renta de la congestión, siendo positiva en el sentido de España a Portugal

22 2.3. Programa horario final Se han producido modificaciones sobre el programa resultante de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en una sesión en el mes de abril. El resultado en el programa horario final, en cuanto a la capacidad del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demanda del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones: - La participación de los comercializadores, excepto los 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 superior en un 8,0% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, 816 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 14,50% del total de energía negociada y el 62,53% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 99,07% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 0,93% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados de los comercializadores de último recurso se negociaron 64,7 GWh en el mercado intradiario Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de marzo de 2013 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 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 Horario Final para la zona española

23 21-57

24 PROGRAMA HORARIO FINAL UNIDADES DE PRODUCCIÓN - MARZO 2013 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) IBERDROLA GENERACIÓN , , ,8 23,07 ENDESA GENERACIÓN, S.A ,0 0, ,0 17,79 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,6 0,00 EDP-S DE PORTUGAL 0, , ,0 0,00 GAS NATURAL SDG ,4 0, ,4 9,89 ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERC ,0 0, ,0 6,29 AXPO IBERIA, S.L ,3 0, ,3 5,07 WIND TO MARKET (Act.: Comercialización Re) ,6 0, ,6 3,40 ENERGYA VM GENERACIÓN (ACT. COMER. RE) ,9 0, ,9 3,10 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación ,0 0, ,0 2,87 RESTO DE AGENTES , , ,7 28,52 Total , , ,3 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN ÚLTIMO RECURSO MARZO 2013 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ENERGIA XXI, S.L ,3 0, ,3 46,64 EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0, , ,9 0,00 IBERDROLA COMERCIALIZACIÓN DE ÚLTIMO RECURSO, SA ,7 0, ,7 33,09 GAS NATURAL S.U.R. SDG S.A ,7 0, ,7 17,24 HC NATURGAS COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO ,4 0, ,4 1,60 E.ON COMERCIALIZADORA DE ULTIMO RECURSO, S.L ,7 0, ,7 1,43 Total , , ,7 100 PROGRAMA HORARIO FINAL COMERCIALIZACIÓN (SIN CUR) Y CONSUMIDORES DIRECTOS MARZO 2013 Agente titular Energía España Energía Portugal Energía MIBEL Cuota energía (MWh) (MWh) (MWh) ESPAÑA (%) ENDESA ,7 0, ,7 28,80 IBERDROLA GENERACIÓN (ACT: COMERCIALIZACIÓN) , , ,2 20,77 UNIÓN FENOSA COMERCIAL , , ,7 9,89 EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA 0, , ,4 0,00 FORTIA ENERGIA, S.L , , ,6 5,46 HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO COMERCIALIZACIÓN ,3 0, ,3 3,91 HIDROCANTABRICO ,3 0, ,3 3,39 ENDESA ENERGIA, SUCURSAL EN PORTUGAL 0, , ,9 0,00 E.ON ENERGIA, S.L ,5 0, ,5 3,09 AXPO IBERIA, S.L , , ,5 2,60 RESTO DE AGENTES , , ,1 22,08 Total , , ,

25 3. EVOLUCIÓN DE LA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA 3.1. Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema eléctrico español 1 El volumen de energía gestionado por el operador del sistema español en el mes de abril mediante estos procedimientos ha sido de GWh, un 7,5% inferior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir de 679 MW y 505 MW de banda de regulación secundaria a bajar y la reserva media de potencia adicional a subir ha sido de 349 MW. El coste para los consumidores es de keur, un 15,4% 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 O POTENCIA A SUBIR O POTENCIA A BAJAR Reserva de potencia media a subir (MW) 349 Banda horaria media de regulación secundaria (MW) Gestión de desvíos (GWh) Energía de regulación secundaria (GWh) Energía de regulación terciaria (GWh) Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) Total Energía (GWh) Neto de Energía (GWh) 368 Valor económico (keur) El mecanismo de reserva de potencia adicional a subir, regulado según el P.O. 3.9, entró en vigor el 10 de mayo de 2012, para la programación del viernes 11 de mayo de Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado por OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energías e importes de estos procesos en su dirección web

26 3.2. Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español. El coste medio derivado de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español en el mes de abril se detalla a continuación: REPERCUSIÓN DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA EN EL PRECIO FINAL M ES ACTUAL M ES ANTERIOR Reserva de potencia a subir (EUR/MWh) 0,74 0,82 Banda de regulacion secundaria (EUR/MWh) 1,44 1,77 Coste de los desvíos (EUR/MWh) 0,35 0,39 TOTAL 2,53 2,98 % sobre PFM 7,94% 7,26% 3.3. Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español Los Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: REPERCUSIÓN DE LOS PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA PRECIO M EDIO A SUBIR PRECIO M EDIO A BAJAR Reserva de potencia media a subir (EUR/MW) 59,92 Banda horaria media de regulación secundaria (EUR/MW) 28,52 Gestión de desvíos (EUR/MWh) 50,20 2,61 Energía de regulación secundaria (EUR/MWh) 31,20 10,30 Energía de regulación terciaria (EUR/MWh) 46,03 5,35 Energía de solución de restricciones técnicas en tiempo real (EUR/MWh) 168,84 1,

27 4. PAGO POR CAPACIDAD Coste derivado de la financiación del pago por capacidad 2 En el mes de abril los pagos por capacidad en el sistema eléctrico español han tenido las siguientes características: PAGO POR CAPACIDAD ABRIL 2013 CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS COMERCIALIZADORES DE ULTIMO RECURSO COSTE UNITARIO (EUR/MWh) 5,41 4,56 9,24 COMPRAS (GWh) COSTE TOTAL (keur) Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio

28 5. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD 5.1. Precios y energías finales en el sistema eléctrico español 3 El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 31,86 EUR/MWh y en promedio sin ponderar de 30,73 EUR/MWh, siendo ambos inferiores a los registrados en el mes anterior de 41,06 EUR/MWh (precio medio ponderado) y 38,51 EUR/MWh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha disminuido respecto del mismo mes del año anterior para el conjunto de compradores en un 40,4% y para los consumidores directos y comercializadores en un 40,6%. Durante el mes de abril el precio horario final máximo ha sido de 107,16 EUR/MWh en la hora 22 del día 15 y el mínimo ha sido de 6,98 EUR/MWh en la hora 11 del día 20. La relación entre el máximo y el mínimo es 15,35. 3 Los datos de precios, importes y energías finales han sido elaborados por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio

29 Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 30 EUR/MWh en 16 días del mes, siendo la máxima diferencia de 86,90 EUR/MWh y la mínima diferencia de 12,19 EUR/MWh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre 7,72 y 67,20 EUR/MWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 6,98 y 107,16 EUR/MWh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA (MWh) PRECIO MEDIO (EUR/MWh) PRECIO MÁXIMO (EUR/MWh) PRECIO MÍNIMO (EUR/MWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (EUR/MWh) MÁXIMA (MWh) MÍNIMA (MWh) COSTE TOTAL (keur) 01-abr ,20 26,38 11,05 15, abr ,71 64,51 9,99 54, abr ,27 97,09 10,19 86, abr ,91 80,83 11,05 69, abr ,97 33,30 10,72 22, abr ,22 27,54 9,60 17, abr ,13 38,23 11,52 26, abr ,71 26,42 10,88 15, abr ,53 51,16 10,47 40, abr ,01 47,45 9,64 37, abr ,00 33,96 9,46 24, abr ,81 54,81 10,58 44, abr ,86 47,71 9,58 38, abr ,26 38,62 10,15 28, abr ,84 107,16 25,20 81, abr ,82 88,92 35,30 53, abr ,57 69,88 38,24 31, abr ,13 62,54 26,54 36, abr ,73 19,91 7,72 12, abr ,84 42,78 6,98 35, abr ,14 44,71 15,60 29, abr ,45 61,24 14,65 46, abr ,09 80,50 25,53 54, abr ,76 60,53 46,15 14, abr ,46 63,15 46,50 16, abr ,67 58,50 33,32 25, abr ,55 39,36 14,08 25, abr ,80 30,08 12,20 17, abr ,49 54,68 13,58 41, abr ,16 79,85 26,34 53,

30 El volumen de energía correspondiente al mes de abril ha ascendido a GWh y el volumen económico a keur, inferior al registrado en el mes anterior que fue de keur para un volumen de energía de GWh Componentes del precio horario final 4 Los componentes del precio horario medio final para la demanda nacional que figuran a continuación se han determinado para el mes de abril 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 ABRIL 2013 COMERCIALIZADOR ÚLTIMO RECURSO COMERCIALIZADOR, CONSUMIDOR DIRECTO DEMANDA NACIONAL EUR/MWh % EUR/MWh % EUR/MWh % Mercado diario 18,91 53,21 19,14 61,66 19,10 59,96 Mercado intradiario 0,02 0,06-0,03-0,09-0,02-0,06 Restricciones 4,74 13,34 4,84 15,60 4,82 15,14 Reserva potencia subir 0,79 2,23 0,73 2,36 0,74 2,34 Asig. Secundaria 1,46 4,10 1,44 4,63 1,44 4,53 Otros procesos 0,38 1,06 0,35 1,13 0,35 1,11 Pago por capacidad 9,24 25,99 4,56 14,71 5,41 16,98 TOTAL 35,54 100,00 31,04 100,00 31,86 100,00 4 Los datos de componentes del precio horario se han elaborado por OMIE de acuerdo con la Disposición Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio

31 El precio final horario medio de la demanda nacional, se presenta en el cuadro siguiente. Precio Final Demanda Nacional (EUR/MWh) Abril 2013 Día L 01 11,46 12,31 11,40 11,23 11,19 11,05 15,91 13,67 16,33 16,08 17,83 17,43 18,03 17,47 18,01 16,38 15,07 15,24 14,41 14,67 26,38 23,81 16,86 17,10 M 02 11,62 9,99 10,69 12,65 11,80 12,20 13,17 10,93 14,51 11,97 12,88 13,98 14,24 13,96 15,52 13,99 11,64 11,68 12,77 21,09 64,51 64,46 37,82 25,00 M 03 33,92 12,51 10,19 11,32 10,31 10,33 17,15 35,96 64,03 70,64 69,81 61,34 47,00 50,83 37,92 36,79 29,07 27,74 35,98 43,01 91,41 97,09 53,38 40,18 J 04 41,55 17,16 11,05 11,61 11,44 12,81 24,09 39,53 61,51 72,45 80,83 60,30 54,18 54,44 37,95 33,80 21,11 20,88 19,59 25,77 42,03 44,24 27,66 14,05 V 05 14,22 14,37 11,89 13,05 10,83 10,72 18,89 17,34 22,07 32,49 33,30 30,98 20,37 23,66 14,79 15,13 14,26 12,05 13,02 14,19 21,25 25,57 18,72 17,69 S 06 13,85 13,24 10,56 11,00 10,63 9,99 9,62 10,15 11,46 10,32 10,21 11,13 11,40 12,17 11,72 10,10 10,07 9,60 10,36 14,44 19,33 27,54 22,77 19,80 D 07 18,55 14,55 14,11 12,57 12,36 11,97 11,67 11,52 13,43 13,27 12,66 12,98 12,73 13,47 12,76 13,42 13,53 11,57 11,92 13,80 28,73 38,23 26,99 18,05 L 08 21,32 12,68 12,82 12,29 12,29 12,09 13,03 12,64 17,98 24,79 25,22 24,88 18,75 19,98 15,05 12,81 12,22 12,25 12,34 13,40 15,42 26,42 18,53 10,88 M 09 13,14 11,05 11,25 11,84 12,59 12,37 12,24 10,47 13,16 13,91 14,34 14,80 13,77 13,83 13,72 12,38 12,08 11,58 11,63 20,69 37,34 51,16 35,24 24,79 M 10 47,45 14,10 10,75 11,68 11,25 11,18 11,05 15,28 25,53 31,61 28,91 22,69 17,74 18,94 13,51 12,23 11,75 11,48 11,99 18,36 15,00 24,50 17,12 9,64 J 11 11,12 10,50 10,66 11,52 11,12 11,01 11,04 9,46 17,03 33,96 26,21 18,69 13,65 13,11 13,54 12,13 11,88 12,33 12,01 11,70 12,04 12,88 10,91 10,01 V 12 12,10 10,71 10,90 11,96 11,68 11,23 11,51 10,58 24,81 23,50 23,55 22,09 22,39 25,26 18,67 17,15 14,39 17,16 18,42 34,63 50,72 54,81 35,99 34,61 S 13 41,36 37,31 25,99 15,37 12,83 13,37 14,76 17,12 12,34 14,34 17,01 15,36 15,51 18,83 16,69 13,41 10,40 9,58 11,19 25,38 46,19 47,71 36,09 28,68 D 14 29,79 12,71 12,45 12,73 14,19 14,13 13,88 13,28 14,63 13,15 12,12 10,65 10,15 10,77 11,94 10,99 14,10 14,60 14,57 12,42 18,26 37,87 38,62 33,81 L 15 44,04 36,26 32,58 27,60 25,20 29,57 43,46 57,62 77,27 79,00 94,52 80,23 63,61 62,19 60,87 56,67 53,39 52,59 55,07 61,18 71,73 107,16 63,92 60,85 M 16 58,93 46,73 43,73 42,55 35,30 38,01 51,41 64,31 78,59 79,51 78,93 76,51 67,85 73,49 61,86 56,36 52,73 54,00 54,15 55,00 74,02 88,92 60,99 54,35 M 17 67,20 46,93 42,84 39,64 38,24 39,70 48,65 58,25 69,72 67,77 67,21 59,11 54,87 51,04 46,32 46,36 41,75 41,67 42,19 42,58 64,97 69,88 53,92 44,88 J 18 54,97 39,57 36,66 34,63 30,37 30,23 42,31 51,62 62,54 61,13 56,53 52,00 50,61 50,50 45,45 40,86 37,35 31,53 29,66 26,54 41,82 46,27 39,61 29,91 V 19 10,25 8,10 7,93 7,72 7,80 8,05 8,28 12,45 18,69 16,13 16,34 13,45 13,17 14,10 12,45 11,53 11,06 11,05 11,34 12,93 14,31 19,91 18,16 12,33 S 20 13,44 11,81 10,49 10,15 10,19 10,06 9,95 10,10 11,93 10,62 6,98 8,35 8,39 11,30 13,97 10,80 10,21 11,20 14,54 16,46 29,55 41,21 42,78 37,41 D 21 34,46 26,77 24,21 23,51 24,19 26,45 44,71 18,14 17,25 20,50 23,18 25,69 26,88 28,93 25,82 22,20 19,26 15,84 15,60 17,64 26,90 40,00 39,28 32,44 L 22 33,73 31,86 18,10 14,65 16,79 19,05 33,70 49,57 56,93 61,24 57,82 49,53 50,03 56,91 51,57 53,24 47,38 46,48 42,22 43,66 49,91 55,54 45,28 35,44 M 23 45,84 31,56 27,94 27,77 25,53 29,72 45,41 51,29 53,19 56,19 54,87 54,23 54,88 58,50 55,59 54,53 52,86 53,72 55,24 56,87 59,32 80,50 54,95 53,43 M 24 55,53 47,37 47,29 47,59 46,15 47,05 51,70 54,78 59,54 60,53 60,23 58,83 55,06 53,76 53,57 54,69 50,35 50,27 50,42 52,86 55,77 59,31 56,50 50,92 J 25 56,15 52,07 50,16 50,32 46,50 49,35 52,67 53,42 57,81 57,65 58,66 57,68 58,10 58,92 58,77 58,21 52,70 51,88 51,54 52,97 62,28 63,15 58,03 52,05 V 26 52,58 47,61 44,14 46,46 42,91 43,22 48,91 46,74 57,00 57,95 58,50 57,42 56,58 51,59 46,62 44,47 35,72 35,97 37,49 34,16 34,58 41,02 36,25 33,32 S 27 21,40 27,76 20,94 19,09 16,61 17,34 17,85 17,65 17,03 22,35 28,92 29,91 29,67 30,12 24,00 18,00 17,09 14,08 15,77 16,10 20,70 38,32 39,36 33,18 D 28 23,61 19,79 17,06 20,84 19,82 18,66 15,41 13,14 14,32 15,48 14,65 14,85 13,92 13,70 12,77 12,20 15,00 13,39 13,90 13,81 13,84 23,14 30,08 18,74 L 29 24,06 19,33 16,10 13,88 13,58 14,16 25,97 35,51 43,92 45,78 45,41 40,51 36,90 41,96 35,95 35,95 34,19 35,43 40,44 34,99 50,75 54,68 49,60 41,29 M 30 30,46 26,34 27,49 33,35 33,52 37,99 49,05 49,20 61,20 65,73 64,34 64,30 63,03 56,78 56,29 54,89 52,59 54,12 52,79 51,62 63,71 79,85 56,11 52,36 Datos elaborados por OMIE de acuerdo con la Disp. Adicional Quinta de la Orden ITC/1659/2009, de 22 de junio 29-57

32 6. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LOS ÚLTIMOS DOCE MESES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL 6.1. Mercado diario Los precios medios mensuales aritméticos del mercado diario en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han variado, desde el mayor correspondiente al mes de junio de 2012 (53,50 EUR/MWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2013 (18,17 EUR/MWh). Para el 21,9% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 10 y 20 EUR/MWh. El precio medio aritmético del periodo es de 42,79 EUR/MWh. Las energías indicadas en el cuadro anterior se corresponden con la energía comprada en el sistema eléctrico español más el saldo en la interconexión con Portugal, desde la entrada en funcionamiento, el día 1 de julio de 2007, del proceso de separación de mercados entre España y Portugal. La energía en el programa resultante de la casación en el mercado diario tiene un máximo en abril de 2013, con GWh. El siguiente cuadro muestra la evolución del volumen de energía y de contratación en los últimos 12 meses. La energía y el importe en cada sistema eléctrico, español y portugués, se refieren a las ventas. La diferencia entre el valor de la contratación de cada sistema y el valor de la contratación en el MIBEL es la renta de la congestión

33 Mes MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS CONTRATACIÓN (Inc. Renta CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO Congestión) GWh keur EUR/MWh GWh keur EUR/MWh GWh keur MAYO , , JUNIO , , JULIO , , AGOSTO , , SEPTIEMBRE , , OCTUBRE , , NOVIEMBRE , , DICIEMBRE , , ENERO , , FEBRERO , , MARZO , , ABRIL , , TOTAL , , Las adquisiciones correspondientes a comercializadores (excepto los de último recurso) y consumidores directos en el mercado diario en el sistema eléctrico español en abril de 2013 han sido de GWh, lo que representa el 70,88% 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 abril de 2013 han sido de GWh, lo que representa el 12,04% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario. MES (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Comercializadoras (excepto CUR) y consumidores directos Comercializadoras de último recurso Total MAYO ,77% ,81% ,58% JUNIO ,34% ,78% ,12% JULIO ,29% ,65% ,94% AGOSTO ,15% ,58% ,73% SEPTIEMBRE ,27% ,83% ,10% OCTUBRE ,20% ,66% ,86% NOVIEMBRE ,28% ,93% ,21% DICIEMBRE ,73% ,56% ,29% ENERO ,69% ,64% ,33% FEBRERO ,83% ,76% ,59% MARZO ,31% ,82% ,13% ABRIL ,88% ,51% ,39% TOTAL ,41% ,50% ,91%

34 Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales (ventas y compras) ha supuesto en el mercado diario un total de GWh, a los que hay que añadir GWh de los contratos bilaterales. Para los doce últimos meses la producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente: 32-57

35 PDBF(GWh) SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL Nuclear Importaciones Hidráulica Carbón Carbón GS Fuel-Gas Ciclo Combinado Regimen Especial TOTAL MAYO ,8% 658 3,2% ,2% ,3% 358 1,7% 383 1,9% ,9% ,0% JUNIO ,0% 650 3,1% ,3% ,7% ,8% 351 1,7% ,1% ,4% JULIO ,3% 632 2,9% ,6% ,7% 629 2,9% 352 1,6% ,7% ,3% AGOSTO ,8% 592 2,8% ,2% ,5% 737 3,5% 377 1,8% ,7% ,7% SEPTIEMBRE ,3% 378 1,8% ,1% ,9% 728 3,5% 389 1,9% ,4% ,2% OCTUBRE ,8% 381 1,8% ,1% ,6% 563 2,7% 396 1,9% ,3% ,7% NOVIEMBRE ,7% 378 1,9% ,8% ,6% 344 1,7% 361 1,8% ,5% ,8% DICIEMBRE ,0% 468 2,1% ,1% ,5% 598 2,7% 401 1,8% ,3% ,4% ENERO ,1% 504 2,2% ,8% ,2% 275 1,2% 412 1,8% ,4% ,4% FEBRERO ,2% 509 2,4% ,1% ,8% 329 1,6% 344 1,6% 778 3,7% ,6% MARZO ,0% 347 1,6% ,8% 362 1,7% 47 0,2% 368 1,7% 332 1,5% ,5% ABRIL ,8% 384 1,9% ,4% 143 0,7% 37 0,2% 287 1,4% 180 0,9% ,6% TOTAL ,2% ,3% ,6% ,8% ,4% ,7% ,1% ,8% El análisis comparativo de la media móvil de los periodos mayo abril 2013 y mayo abril 2012, permite obtener los siguientes resultados: - La contratación de energía en el programa resultante de la casación del mercado diario en el sistema eléctrico español en el periodo mayo abril 2013 ha ascendido a 188,8 TWh y 8.106,0 millones de euros, lo que supone un aumento del 2,9% y un descenso del 15,0%, respectivamente, respecto al periodo mayo abril El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al periodo mayo abril 2013 ha sido de 42,79 EUR/MWh, lo que supone un descenso del 16,0%, respectivamente, respecto al periodo mayo abril A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo

36 El procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro que regula el Real Decreto 134/2010 de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica, entró en funcionamiento el día 26 de febrero de El siguiente cuadro muestra la evolución de este proceso en los doce últimos meses. PROCESO DE RESTRICCIONES POR GARANTÍA DE SUMINISTRO Mes FASE I FASE II PRECIO MEDIO FASE I PRECIO MEDIO FASE II COSTE TOTAL GWh GWh EUR/MWh EUR/MWh keur MAYO 1.308, ,9 74,48 44, JUNIO 978,2 978,2 89,95 50, JULIO 1.263, ,3 96,65 49, AGOSTO 1.411, ,2 96,92 48, SEPTIEMBRE 977,9 977,4 101,91 47, OCTUBRE 913,0 913,0 85,30 45, NOVIEMBRE 922,7 922,7 80,94 43, DICIEMBRE 495,3 495,3 92,13 45, ENERO 0,0 0, FEBRERO 76,6 76,6 124,87 48, MARZO 21,9 21,9 78,69 42, ABRIL 42,5 42,5 72,13 36, Total 8.411, ,1 89,95 47, 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 para los consumidores es financiado con cargo a los pagos por capacidad. La cantidad acumulada en el año asignada en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro supone un 0,70% del volumen máximo de producción autorizado durante el año 2013 a las centrales adscritas a este procedimiento

37 La incidencia de las restricciones técnicas sobre el mercado depende del volumen de demanda y de los precios del mercado, al afectar el precio al volumen de energía asignada previamente al análisis de restricciones técnicas. La energía a subir asignada a unidades de venta en el mercado diario en el sistema eléctrico español se puede observar en el gráfico adjunto 5. Mes FASE I Subir FASE I Bajar PROCESO DE RESTRICCIONES PRECIO MEDIO FASE I Subir PRECIO MEDIO FASE I Bajar PRECIO MEDIO FASE II Subir PRECIO MEDIO FASE II Bajar COSTE TOTAL COSTE UNITARIO GWh GWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh EUR/MWh keur EUR/MWh MAYO ,65 49,87 0,00 38, ,07 JUNIO ,85 56,89 0,00 51, ,55 JULIO ,87 56,91 0,00 49, ,73 AGOSTO ,49 53,04 56,72 48, ,68 SEPTIEMBRE ,22 44,78 0,00 41, ,35 OCTUBRE ,24 55,98 0,00 40, ,27 NOVIEMBRE ,24 48,52 0,00 36, ,61 DICIEMBRE ,35 0,00 0,00 26, ,56 ENERO ,87 63,10 70,79 47, ,23 FEBRERO ,28 49,71 0,00 41, ,34 MARZO ,75 42,35 0,00 18, ,80 ABRIL ,72 14,16 0,00 11, ,07 Total ,96 53,94 70,78 33, ,35 5 Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema se han elaborado por OMIE sobre la base de la información publicada por REE referente a energías e importes de estos procesos en su dirección web