MERCADO DE ELECTRICIDAD

MERCADO DE ELECTRICIDAD EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ENERO 21

INDICE Introducción 1.- Secuencia de las Sesiones del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. 2.- Evolución del Mercado Diario en el mes de enero de 21. 3.- Evolución del Mercado Intradiario en el mes de enero de 21. 4.- Evolución de la energía y precios correspondientes a los procesos de operación técnica del sistema en el mes de enero de 21. 5.- Garantía de Potencia en el mes de enero de 21. 6.- Evolución del Mercado de Electricidad en el mes de enero de 21. 7.- Evolución del Mercado de Electricidad en el periodo enero de 21. 8.- 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.

INTRODUCCION 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 físicos, del mercado intradiario y de la aplicación de los Procedimientos de Operación del Sistema. A estas transacciones, se agrega el coste por garantía de potencia para la obtención del precio final de la electricidad. Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar directamente en el mercado eléctrico como vendedores y compradores de electricidad. Pueden actuar como agentes del mercado los productores, distribuidores y comercializadores de electricidad así como los consumidores cualificados de energía eléctrica y las compañías eléctricas o consumidores, residentes en otros países. Los productores y los consumidores cualificados pueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales físicos. La gestión económica del mercado de electricidad está encomendada a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad, S.A. * 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 físico. La parte demandante en el mercado diario son los distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados. * Una vez celebrada la sesión del mercado diario, el operador del sistema evalúa la viabilidad técnica del programa de funcionamiento de las unidades de producción para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte. Si la programación resultante del mercado diario no cumple los requisitos de seguridad, el procedimiento de solución de restricciones técnicas modifica el programa de las unidades de producción del mercado diario. * El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudir como demandantes y oferentes las unidades de producción, los distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados que tengan la condición de agentes del mercado. * 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. 2

De acuerdo con el RD 282/1998 de 23 de diciembre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes, tienen la condición de consumidores cualificados conforme establece el artículo 9.2 de la Ley del Sector Eléctrico aquellos cuyo consumo anual por punto de suministro o instalación sea igual o superior a 5 GWh. A partir del 1 de abril de 1999, tienen la condición de consumidores cualificados aquellos cuyo consumo anual por punto de suministro sea igual o superior a 3 GWh; a partir del 1 de julio de 1999 el límite se redujo hasta 2 GWh, y a partir del 1 de octubre de 1999, a 1 GWh. A partir del 1 de julio del año 2 tienen además la condición de consumidor cualificado todos aquellos cuyos suministros se realicen en tensiones nominales iguales o superiores a 1 voltios. (Real Decreto-Ley 6/1999, de 6 de abril). El Real Decreto-Ley 6/2, de 23 de junio, establece que a partir del 1 de enero de 23, todos los consumidores de energía eléctrica tendrán la consideración de consumidores cualificados. LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO Directiva de Electricidad UE Ley del Sector Eléctrico 28% 36% 39% 42% 45% 54% 1% 4 35 3 25 2 15 1 5 En.99 Ab.99 Jul.99 Oc.99 2 23 16 14 12 1 8 6 4 2 15 5 3 2 1 Ene.98 Ene.99 Abr.99 Jul.99 Oct.99 Jul. Ene.3 GWh año o nivel de tensión de acometida requeridos para ser consumidor cualificado Suministro de tensión > 1 kv 3

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 219/1997 por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - Real Decreto 182/1998 por el que se establecen tarifas de acceso a las redes. - Real Decreto 266/1999 por el que se establece la tarifa eléctrica para el año 2. - Real Decreto-Ley 6/2 de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia en Mercados de Bienes y Servicios. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 29 de diciembre de 1997 por la que se desarrollan algunos aspectos del R.D. 219/1997, modificando la Orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 14 de julio de 1998 por la que se establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intercomunitarios e internacionales de energía eléctrica. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre de 1998 por la que se modifica la de 29 de diciembre de 1997, que desarrolla algunos aspectos del Real Decreto 219/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. - Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y Recursos Minerales por la que se aprueban los Procedimientos de Operación del Sistema. 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 la Secretaría de Estado de Energía y Recursos Minerales de 15 de febrero de 1999. Las citadas Reglas y Contrato deben ser suscritos por todos los agentes del mercado para su participación en el mismo. 4

1. SECUENCIA DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA. El conjunto de sesiones del mercado de producción de energía eléctrica, el día anterior al correspondiente al suministro, tiene por finalidad la determinación de las transacciones de electricidad y la programación de las unidades de producción necesarias para que se realicen dichos intercambios. De conformidad con las Reglas de Funcionamiento del Mercado y con los Procedimientos de Operación del Sistema, el esquema de funcionamiento es el siguiente: Mercado diario: (final sesión: 11: h.) Las transacciones derivadas de la sesión del mercado diario junto a los contratos bilaterales físicos y los contratos internacionales suscritos por REE dan lugar al programa diario base de funcionamiento. Solución de restricciones técnicas: (final sesión: 14: h.) Sobre el programa diario base de funcionamiento, se realiza por el operador del sistema una evaluación de seguridad. Si el citado programa no cumple los requisitos de seguridad establecidos, un procedimiento conjunto del operador del sistema y del operador del mercado determina las unidades de producción y ofertas de compraventa existentes que deben agregarse o eliminarse del programa base de funcionamiento. El resultado es el programa diario viable provisional. Asignación de regulación secundaria: (final sesión: 16: h.) Sobre la base del programa diario viable provisional, el operador del sistema asigna, mediante subasta basada en el precio marginal, la banda de regulación secundaria a subir o a bajar a las unidades de producción participantes. El resultado es el programa diario viable definitivo. 5

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 adquisición de haber participado en el mercado diario o haber ejecutado un contrato físico en el día correspondiente. El resultado de cada sesión del mercado intradiario da lugar al programa horario final. El horizonte de las sesiones del mercado intradiario es el siguiente. HORARIO DEL MERCADO INTRADIARIO 6 sesiones diarias Intradiario 1 (28 horas) Intradiario 2 (24 horas) Intradiario 3 (2 horas) Intradiario 4 (17 Horas) Intrad. 5 (13 horas) Intrad. 6 (9 horas) 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 Desvíos entre sesiones del mercado intradiario: La garantía del equilibrio físico en la red entre los flujos de producción y consumo de electricidad corresponde al operador del sistema mediante la aplicación de servicios complementarios y gestión de desvíos, salvo que fuera necesaria la instrucción directa a las unidades de producción, lo que constituye la aplicación de procedimientos especiales o de emergencia. 6

2. EVOLUCION DEL MERCADO DIARIO EN EL MES DE ENERO DE 21 2.1. 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. 2.2. Precios en el mercado diario y volumen de contratación PTA/kWh ENERO 21 MWh 16 14 Precio medio ponderado de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio 1/1/21 31/1/21 3,634 PTA/kWh 8. 7. 12 6. 1 5. 8 4. 6 3. 4 2. 2 1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 Precio máximo Precio medio Precio mínimo Energía diaria Fechas El precio medio ponderado del mercado diario correspondiente al mes de enero es de 3,634 PTA/kWh, siendo el precio medio sin ponderar de 3,441 PTA/kWh. El precio medio ponderado es superior al del mes anterior, 3,63 PTA/kWh, y el precio medio sin ponderar inferior al del mes anterior, 3,447 PTA/kWh. Los precios medios tienen una tendencia creciente partiendo de valores en el entorno de las 3 PTA/kWh, alcanzando a final de mes valores en torno a las 4 PTA/kWh, con descensos los fines de semana. Los precios son especialmente bajos en las primeras semanas del mes. 7

Los precios máximos siguen la misma evolución que los precios medios, excepto variaciones puntuales. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 2,86 y 7,866 PTA/kWh siendo dicha diferencia para el 9% de los días inferior a 7,179 PTA/kWh. Estos datos reflejan un aumento de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. El precio en horas valle oscila entre,31 y 4,1 PTA/kWh, y entre,2 y 8,4 PTA/kWh el resto de las horas. El precio mínimo del mes,,2 PTA/kWh, se ha registrado en las horas 8 y 9 del domingo 28, y el precio máximo del mes ha sido de 8,4 PTA/kWh en la hora 2 del miércoles 24 y jueves 25. El precio medio ha sido un 32,4% inferior al del mismo mes del año anterior. La contratación en el mercado diario ha aumentado con relación a los valores alcanzados en el mes anterior, siendo su valor en cuanto a energía de 16.342 GWh y su valor económico de 59.389 MPTA. El valor de la contratación diaria se sitúa en torno a 547 GWh/día en laborable, 517 GWh en sábado y 46 GWh en festivo, siendo los correspondientes valores económicos medios de 2.118 MPTA/día en laborable, 1.597 MPTA/día en sábado y 1.334 MPTA/día en festivo. El máximo y mínimo de contratación diaria se presentaron respectivamente el miércoles 17 con 576.528 MWh y el lunes 1 con 396.51 MWh. El máximo de contratación horaria ha sido de 27.71 MWh para la hora 2 del miércoles 1 y el valor horario mínimo 13.296 MWh en la hora 1 del lunes 1. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario por comercializadores y consumidores cualificados, junto a los contratos bilaterales, fue de 4.729 GWh, con un volumen económico de 16.78 MPTA. En relación con el mercado diario, esto supone el 28,94% de la energía contratada y el 28,13% del volumen económico total, cifras superiores a las registradas en el mes anterior (28,1% y 27,85% respectivamente). La contratación bilateral física ha sido de 191,6 GWh, siendo de 58 GWh el mes anterior. El volumen adquirido por las comercializadoras para su exportación ha sido de 45,1 GWh para Andorra, 4, GWh para Francia, 8 GWh para Marruecos y 6,5 GWh para Portugal, si bien las empresas productoras han adquirido para su exportación a Portugal un total de 3,1 GWh, 143,9 GWh para Francia y 1,4 GWh para Marruecos. 8

En el cuadro siguiente se indican los volúmenes en energía y en pesetas negociados en el mercado diario durante el mes: MERCADO DIARIO ENERO 21 FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (PTA/kWh) PRECIO MÁXIMO (PTA/kWh) PRECIO MÍNIMO (PTA/kWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (PTA/kWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (MPTA) 1-ene-1 396.51 2,293 4,775,388 4,387 2.654 13.296 98 2-ene-1 52.668 3,744 6,84,786 6,54 25.181 15.5 1.882 3-ene-1 55.717 2,99 5,34,743 4,291 24.37 17.58 1.471 4-ene-1 59.289 2,79 4,763,99 3,773 24.345 17.338 1.38 5-ene-1 57.59 2,852 4,864 1,388 3,476 23.63 17.73 1.448 6-ene-1 466.625 4,72 7,95 1,388 6,517 22.546 16.72 1.9 7-ene-1 47.147 3,376 6,734 1,121 5,613 23.956 16.387 1.587 8-ene-1 549.443 4,17 8, 1,388 6,612 26.868 17.737 2.291 9-ene-1 561.73 2,814 5,64 1,1 4,54 27.593 18.975 1.581 1-ene-1 566.192 3,713 7,25 1,388 5,862 27.71 19.583 2.12 11-ene-1 562.284 3,754 6,541 1,57 5,34 27.414 19.636 2.111 12-ene-1 555.461 4,482 7,655 1,81 5,854 26.678 19.167 2.49 13-ene-1 517.752 3,115 5,64 1,345 4,259 24.451 18.786 1.613 14-ene-1 488.445 3,123 7,655,854 6,81 24.351 16.97 1.525 15-ene-1 551.79 4,526 7,95 2,2 5,885 27.151 18.24 2.494 16-ene-1 568.84 4,339 8,3 2,5 6,295 27.476 19.931 2.468 17-ene-1 576.528 4,269 8,3 1,388 6,912 27.76 2.224 2.461 18-ene-1 574.212 4,249 8,31 1,57 6,83 27.434 19.84 2.44 19-ene-1 566.55 4,184 6,5 2,187 4,313 26.546 19.982 2.368 2-ene-1 53.84 3,39 5, 2,14 2,86 24.957 19.64 1.754 21-ene-1 479.438 2,578 5,113,721 4,392 24.117 16.669 1.236 22-ene-1 55.33 4,142 8,3 1,121 7,179 27.33 17.44 2.279 23-ene-1 55.126 4,73 8, 1,51 6,49 26.457 18.985 2.241 24-ene-1 547.947 4,326 8,4 1,813 6,587 26.642 18.821 2.37 25-ene-1 55.768 4,135 8,4 1,51 6,899 26.6 18.987 2.278 26-ene-1 536.736 3,36 8,3 1,121 7,179 25.487 18.456 1.775 27-ene-1 52.176 2,836 4,76 1,378 3,328 23.795 17.838 1.424 28-ene-1 457.322 1,851 4,772,2 4,77 23.14 16.187 847 29-ene-1 541.665 4,363 8,32,765 7,555 26.833 17.377 2.363 3-ene-1 554.959 3,97 8,36,494 7,866 26.797 19.399 2.23 31-ene-1 544.13 3,857 8,35,551 7,799 26.215 19.315 2.98 9

2.3. Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario, consecuencia de la existencia de restricciones técnicas, se resuelven de conformidad con el procedimiento conjunto del operador del mercado y del operador del sistema, descrito en las Reglas del Mercado y con el correspondiente procedimiento de operación del sistema. En el mes de enero han sido superiores a las del mes anterior debido al descenso de temperaturas y el resultado de casación obtenido. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones se ha situado en 485 GWh durante el mes, lo que supone un 2,97% de la energía correspondiente al mercado diario. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 77,4% mayor que en el mes anterior. En volumen económico la solución de restricciones técnicas ha aumentado a 7.738 MPTA, con un sobrecoste sobre el precio del mercado diario de 5.368 MPTA, equivalente a,328 PTA por cada kwh adquirido. El cuadro siguiente muestra la incidencia sobre la energía contratada en el mercado diario de la solución de las restricciones técnicas. Energía (MWh) Energía Diaria Asignada por Restricciones ENERO 21 35 3 25 2 15 1 5 1-ene 2-ene 3-ene 4-ene 5-ene 6-ene 7-ene 8-ene 9-ene 1-ene 11-ene 12-ene 13-ene 14-ene 15-ene 16-ene 17-ene 18-ene 19-ene 2-ene 21-ene 22-ene 23-ene 24-ene 25-ene 26-ene 27-ene 28-ene 29-ene 3-ene 31-ene Energia Polinómica (Energia) Días 1

2.4. Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías. La cobertura de la demanda de electricidad por la oferta, agrupada por tecnologías, es fundamentalmente consecuencia de la contratación en el mercado diario e intradiario, ya que sólo un 6,71% de la energía demandada neta en el mes se deriva de los procesos de operación técnica del sistema. La producción por tecnologías ha sido la siguiente: Mercado diario DICIEMBRE Mercado diario ENERO Producción en B.C.(*) GWh % GWh % GWh % Fuel-Gas 165,9% 79,4% 547 2,8% Carbón 4.59 26,2% 4.152 21,8% 4.78 2,9% Hidráulica 4.183 23,8% 6.326 33,2% 6.19 31,7% Nuclear 5.548 31,6% 5.547 29,1% 5.723 29,3% Contratos Internacionales REE 313 1,8% 277 1,5% 289 1,5% Otras importaciones 223 1,3% 153,8% 163,8% Autoproductores 2.517 14,4% 2.537 13,3% 2.537 13,% TOTAL 17.54 1,% 19.7 1,% 19.525 1,% (*) Fuente: Red Eléctrica de España, S.A. El grupo de Elcogás de gasificación integral de ciclo combinado se ha agrupado en la categoría de fuel - gas El comportamiento de las diferentes tecnologías en la cobertura de la demanda a lo largo del mes, que se muestra a continuación, permite comprobar la modulación de cada una de ellas para adecuarse al comportamiento de la demanda. 11

75 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS ENERO 21 7 65 6 55 ENERGÍAS (GWh) 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 Fechas AUTOPRODUCTORES NUCLEAR IMPORTACIONES HIDRÁULICA CARBÓN FUÉL-GAS A su vez y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario, ha sido generalmente positiva y se mantiene en valores reducidos. MWh 3 Comparación de demandas previstas por el O.S. y casada por los A.M. en el mercado diario e intradiario ENERO 21 MWh 15 25 125 2 1 15 75 1 Demanda casada en los mercados diario e intradiario, incluyendo autoproductores Última previsión del O.S., incluyendo autoproductores Diferencia O.S.-A.M. 5 5 25-5 -25 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 DIA 12

En cuanto a los precios marginales determinados por las diferentes tecnologías, es de destacar que, en general, tanto las unidades de producción térmica como hidráulicas y de bombeo marcan marginal por igual en horas punta y valle. Las unidades de agentes externos y el contrato de suministro de REE marcan marginal en un alto número de horas a lo largo del mes, más concentradas en horas valle, con precios bajos. HI Generación Hidráulica TE Generación Térmica BG Generación Hidráulica de Bombeo REE Contrato de suministro de REE-EDF AE Agente Externo (vendedor) 13

3. EVOLUCION DEL MERCADO INTRADIARIO EN EL MES DE ENERO DE 21 3.1. Sesiones del mercado intradiario En general el funcionamiento del mercado puede calificarse de satisfactorio, aunque es utilizado 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. 3.2. Precios y energías El precio medio ponderado del mercado intradiario correspondiente al mes es de 3,257 PTA/kWh, siendo el precio medio sin ponderar de 3,45 PTA/kWh. El precio medio ponderado es inferior al del mercado diario, así como el precio sin ponderar, y tienen una mayor variación entre días. En cuanto a los precios máximos, éstos son para la mayoría de los días superiores a los del diario llegándose a alcanzar valores del orden de 9,93 PTA/kWh. Los precios mínimos son inferiores a los del mercado diario y su variación es mayor. El precio medio ponderado es inferior al del mes pasado (3,362 PTA/kWh), siendo el precio medio sin ponderar también inferior al correspondiente del mes pasado (3,266 PTA/kWh). Cabe destacar que, aunque el precio medio del mercado intradiario es para la mayor parte de las horas del día más estable que el precio medio del mercado diario, las oscilaciones puntuales son muy importantes, consecuencia seguramente de la pequeña dimensión característica, hasta el momento, de este mercado. Las diferencias entre los precios máximo y mínimo de cada día han oscilado entre 4,7 y 8, PTA/kWh el 8% de los días, apreciándose una menor volatilidad que en los primeros meses de funcionamiento del mercado intradiario.. 14

PTA/kWh 2 PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD ENERO 21 248,2 Millones PTA 26 18 16 14 12 1 8 6 4 2 26,9 195,9 182,6 18,6 175,8 163,7 164,6 154, 154,4 155,7 151,8 145,4 142,8 14,7 139,7 137,2 132,1 124, 11,8 111,3 11,9 17,2 97,6 8,9 76,3 7,5 71, 58,4 55,3 41,1 4,18 4,14 4, 4,6 3,78 3,83 3,97 3,81 3,41 3,51 3,63 3,65 3,49 3,51 3,51 3,32 3,36 3,18 2,96 2,86 2,94 2,73 2,83 2,61 2,62 2,35 2,37 2,3 2,18 1,96 1,54 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 24 22 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad Volumen total de negocio Precio medio Volumen negociado 3,257 PTA/kWh 4.87 Millones DIAS Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son las siguientes: MERCADO INTRADIARIO Volumen de energía por hora negociado en cada sesión ENERO 21 SESIONES DE INTRADIARIO PMP= 3,257 PTA/ kwh Etotal= 1255 GWh Intradiario 1 PMP=3,31 PTA/kWh Etotal=863 GWh Intradiario 2 MWh 1.4 1.5 7 35 PMP=2,892 PTA/kWh Etotal=182 GWh Intradiario 3 PMP=3,166 PTA/kWh Etotal=77 GWh Intradiario 4 PMP=3,228 PTA/kWh Etotal=37 GWh Intradiario 5 PMP=3,496 PTA/kWh Etotal=41 GWh Intradiario 6 PMP=3,591 PTA/kWh Etotal=55 GWh 2 22 24 2 4 6 8 1 12 14 16 18 2 22 24 15

La contratación de energía en el mercado intradiario en el mes ha ascendido a 4.87 MPTA y a 1.255 GWh para las seis sesiones del mercado. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en torno a 131,8 MPTA y a 4.484 MWh. La energía negociada ha disminuido durante el mes, siendo inferior en un 2,3% a la contratación del mes anterior. La contratación del mercado intradiario supone el 7,7% en energía y el 6,9% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de bombeo para las seis sesiones del mercado ha sido la siguiente: MWh VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDAD ENERO 21 8 7 6 5 4 3 2 V E N T A 1-1 -2-3 -4-5 -6-7 -8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 Fechas Precio medio ponderado de la energía en el mercado intradiario de electricidad 3,257 PTA/kWh Volumen total negocio 4.87 Millones C O M P R A U. adquisición U. bombeo U. producción 16

MERCADO INTRADIARIO ENERO 21 FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (PTA/kWh) PRECIO MÁXIMO (PTA/kWh) PRECIO MÍNIMO (PTA/kWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (PTA/kWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (MPTA) 1-ene-1 28.264 1,956 9,93, 9,93 98 55 2-ene-1 45.159 3,41 7,2, 7,2 1.536 2 154 3-ene-1 52.193 2,957 7,,14 6,896 2.91 154 4-ene-1 4.551 2,732 6,5, 6,5 1.588 8 111 5-ene-1 43.743 4,175 7,522, 7,522 1.872 183 6-ene-1 21.21 3,324 7,,51 6,949 813 1 71 7-ene-1 24.872 2,347 6,454, 6,454 733 58 8-ene-1 37.927 4,2 8,1, 8,1 1.446 1 152 9-ene-1 46.27 2,859 5,64, 5,64 1.963 132 1-ene-1 5.6 3,511 7,5, 7,5 2.151 1 176 11-ene-1 42.475 3,362 6,441, 6,441 1.666 3 143 12-ene-1 38.425 3,785 7,585,756 6,829 2.53 1 145 13-ene-1 27.238 2,68 6,,754 5,246 1.133 1 71 14-ene-1 26.66 1,545 6,, 6, 951 41 15-ene-1 36.59 2,937 7,885, 7,885 1.196 17 16-ene-1 47.343 4,137 8,31,5 7,81 2.138 6 196 17-ene-1 47.99 3,835 8,3, 8,3 1.899 4 181 18-ene-1 41.226 3,972 8,31, 8,31 1.736 4 164 19-ene-1 38.754 3,63 6,2, 6,2 1.661 141 2-ene-1 34.944 3,184 4,75, 4,75 1.631 111 21-ene-1 29.12 2,619 5,272, 5,272 1.541 5 76 22-ene-1 61.18 4,57 8,3, 8,3 1.697 3 248 23-ene-1 56.61 3,655 8,, 8, 1.68 8 27 24-ene-1 4.843 3,812 8,4, 8,4 1.184 19 156 25-ene-1 47.177 3,489 8,2,54 7,696 1.76 6 165 26-ene-1 46.761 2,371 7,45,5 6,95 1.47 1 111 27-ene-1 43.75 2,834 6,, 6, 1.398 124 28-ene-1 44.698 2,183 4,772,1 4,771 1.776 4 98 29-ene-1 39.784 3,511 7,5, 7,5 1.547 7 14 3-ene-1 35.157 2,31 5,1,1 5,99 1.194 81 31-ene-1 39.121 3,58 8,34, 8,34 1.851 5 137 17

3.3. Programa horario final Hasta ahora sólo se han producido modificaciones sobre el programa resultante de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en tres sesiones. Los programas horarios finales (PHF) han coincidido, por tanto, con el programa acumulado resultante del de cada sesión del mercado intradiario, incluyendo los compromisos anteriores recogidos en el programa diario viable y en las sesiones anteriores del mercado intradiario. El resultado en el programa horario final, en cuanto a la capacidad del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demanda del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones: - La participación de los comercializadores y consumidores cualificados en el mercado de producción de energía eléctrica asciende a 4.799 GWh cifra superior en un 11,49% a la correspondiente al mes de diciembre. De ellos, 261 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 1,39% del total de energía negociada y el 43,54% del total de energía negociada por las unidades de adquisición, en dicho mercado. Hay que destacar que el 99,9% del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y sólo el,1% son ventas. - De los desvíos al alza y a la baja registrados en la distribución se negociaron 73 GWh en el mercado intradiario. 18

4. EVOLUCION DE LA ENERGIA Y PRECIOS CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN DEL SISTEMA EN EL MES DE ENERO DE 21. 4.1 Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema La intervención del operador del sistema, de acuerdo con los Procedimientos de Operación del Sistema vigentes, se produce para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte, y que los flujos de producción y demanda de electricidad estén permanentemente en equilibrio. La necesidad de la participación del operador del sistema utilizando los distintos procesos de regulación técnica podría quedar reducida al inevitable requerimiento de las pequeñas oscilaciones de la demanda, si hubiera un cumplimiento estricto, por parte de los agentes, de lo contratado en los distintos mercados. Con esta finalidad, el operador del sistema utiliza mecanismos de competencia entre unidades de producción denominados gestión de desvíos y servicios complementarios de regulación secundaria y terciaria. Por otra parte, si las circunstancias lo requieren y de conformidad, asimismo, con los Procedimientos de Operación del Sistema en vigor, el operador del sistema puede dar instrucciones directas de funcionamiento a determinadas unidades de producción, tratándose en este caso de un procedimiento especial o de emergencia. El volumen de energía gestionado por el operador del sistema en el mes de enero mediante estos procedimientos ha sido de 646 GWh, un 5,7% superior al mes de diciembre. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir 714 MW y 52 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El volumen económico, incluyendo la banda de regulación secundaria, es de 3.98 MPTA, un 19,8% inferior al del mes anterior de 4.964 MPTA. Este resultado atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente: PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA ENERGÍA O ENERGÍA O POTENCIA A POTENCIA A SUBIR BAJAR Banda horaria media de regulación secundaria (MW) 714 52 Gestión de desvíos (GWh) 8 139 Energía de regulación secundaria (GWh) 55 121 Energía de regulación terciaria (GWh) 4 246 Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) 23 13 Total Energía (GWh) 127 519 Neto de energía 392 Valor económico (MPTA) 3.58 4 19

4.2 Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema. El coste medio derivado de los procesos de operación técnica del sistema en el mes de enero supuso el 5,49% del precio final, frente al 5,27% correspondiente al mes de diciembre. La incidencia en el precio del kwh ascendió a,274 PTA/kWh, frente a,257 PTA/kWh en el mes de diciembre. Para cada proceso la incidencia en el precio final del kwh ha sido la siguiente: - Gestión de desvíos,22 PTA/kWh - Banda de regulación secundaria,169 PTA/kWh - Energía de regulación secundaria,25 PTA/kWh - Energía de regulación terciaria y emergencia,58 PTA/kWh 4.3 Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes: - Banda de regulación secundaria 3,16 PTA/kW/h - Gestión de desvíos a subir 3,583 PTA/kWh - Gestión de desvíos a bajar,946 PTA/kWh - Energía de regulación secundaria a subir 4,34 PTA/kWh - Energía de regulación secundaria a bajar,87 PTA/kWh - Energía de regulación terciaria a subir 4,87 PTA/kWh - Energía de regulación terciaria a bajar,675 PTA/kWh 2

5. GARANTÍA DE POTENCIA EN EL MES DE ENERO DE 21. 5.1 Concepto y aplicación de la garantía de potencia El coste por garantía de potencia o de capacidad es un componente del precio final de la electricidad cuyo objeto es que dicho precio pueda identificarse con una señal correcta a medio plazo para los participantes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste de la garantía de suministro a todos los consumidores prevista en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. El volumen total de cobros y pagos previsto en la normativa vigente por este concepto es el que resulta de aplicar,8 PTA/kWh al volumen de energía demandada en barras de central en el mercado organizado de producción por los consumidores finales nacionales. De conformidad con lo establecido en la orden del Ministerio de Industria y Energía de 17 de diciembre de 1998, el coste de garantía de potencia que ha de aplicarse a consumidores cualificados, distribuidores y agentes externos, difiere del que corresponde a distribuidores: El coste horario por garantía de potencia para los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos 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 según el siguiente cuadro: GARANTÍA DE POTENCIA COMPRADORES: COMERCIALIZADORES, CLIENTES CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 ENERO L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 2 2 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 FEBRERO L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 2 2 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 MARZO L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 ABRIL L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 MAYO S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 JUNIO L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 JULIO L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 AGOSTO L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 L - > V SEPTIEMBRE 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 OCTUBRE S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 2 2 NOVIEMBRE S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 DICIEMBRE L - > V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 2 2 S, D, F 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 21

Los distribuidores y contratos de exportación de Red Eléctrica, S.A realizarán un pago mensual que se calculará como el producto de su demanda en barras de central. adquirida al mercado organizado en el mes, por un precio unitario. Este precio unitario será aquel que resulte de restar al total de pagos por garantía de potencia aquellos satisfechos por los comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos, dividiendo el monto resultante por la demanda total del resto de consumidores. 5.2 Coste derivado de la garantía de potencia En el mes de enero los pagos por garantía de potencia han tenido las siguientes características: La demanda nacional en barras de central ha sido de 15.495 GWh Las compras de comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos han sido de 5.55 GWh y el pago por garantía de potencia ha resultado a un precio medio de,49 PTA/kWh Las compras de distribuidores y exportaciones de los contratos de Red Eléctrica han sido de 1.815 GWh, resultando en un pago por garantía de potencia a un precio medio de,917 PTA/kWh. El coste unitario medio mensual por garantía de potencia resultante para el conjunto de todos los agentes ha sido el siguiente: GARANTÍA DE POTENCIA COSTE UNITARIO MEDIO MES VOLUMEN ECONÓMICO CONJUNTO DEL MERCADO COMERCIALIZADORES C.CUALIFICADOS Y AGENTES EXTERNOS DISTRIBUIDORES Y CONTRATOS EXPORTACIÓN DE REE MPTA PTA/kWh PTA/kWh PTA/kWh ENERO 12.394,755,49,917 22

6. EVOLUCION DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL MES DE ENERO DE 21. 6.1 Precios y energías finales del mes de enero. El precio final del mercado de electricidad es un precio horario que se calcula para cada agente del mercado en función de su participación en los mercados diario e intradiario y en los procesos de operación técnica del sistema, considerando asimismo los pagos o cobros que corresponden por aplicación del coeficiente de garantía de potencia. En el caso de compradores que no participen en los procesos de operación técnica del sistema, pero a los que estos mecanismos permiten corregir sus desvíos o hacer posible la garantía del suministro, se les computa el coste correspondiente derivado de los mismos. El precio horario final medio durante el mes ha sido, en promedio ponderado, de 4,992 PTA/kWh y en promedio sin ponderar de 4,756 PTA/kWh, siendo ambos inferiores a los registrados en el mes de diciembre de 4,876 PTA/kWh (precio medio ponderado) y 4,652 PTA/kWh (precio medio sin ponderar). El precio horario final ha disminuido respecto del mismo mes del año anterior, para el conjunto de compradores en un 25,6%, y para los clientes cualificados, comercializadores y agentes externos un 25,1%. Durante el mes de enero el precio horario final máximo ha sido de 1,822 PTA/kWh en la hora 2 del día 22 y el mínimo ha sido de,929 PTA/kWh en las horas 8 y 9 del día 28. La relación entre el máximo y el mínimo es 11,65. Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 4 PTA/kWh en veintinueve días, siendo la máxima diferencia de 9,168 PTA/kWh y la mínima diferencia de 3,289 PTA/kWh. PTA/kWh ENERO 21 16, Precio medio final ponderado de la energía en el mercado de electricidad Periodo Precio 1/1/1 31/1/1 4,992 PTA/kWh 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2,, 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 Precio máximo Precio medio Precio minimo 23

En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios se sitúa entre,986 y 4,837 PTA/kWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre,929 y 1,822 PTA/kWh. PRECIO HORARIO FINAL FECHA ENERGÍA (MWh) PRECIO MEDIO (PTA/kWh) PRECIO MÁXIMO (PTA/kWh) PRECIO MÍNIMO (PTA/kWh) DIFERENCIA MAX-MÍN (PTA/kWh) ENERGÍA MÁXIMA (MWh) ENERGÍA MÍNIMA (MWh) TOTAL NEGOCIADO (MPTA) 1-ene-1 41.735 3,349 5,938 1,327 4,611 2.196 13.49 1.345 2-ene-1 58.6 5,271 9,13 1,582 7,548 25.912 15.452 2.678 3-ene-1 545.259 4,45 7,411 1,53 5,98 26.197 18.995 2.426 4-ene-1 537.946 4,19 7,111 1,792 5,319 25.964 19.148 2.254 5-ene-1 515.444 4,13 6,452 2,249 4,23 24.76 18.632 2.129 6-ene-1 46.8 5,33 9,46 2,16 6,886 22.9 16.818 2.319 7-ene-1 458.22 4,385 7,963 1,827 6,136 23.147 16.273 2.9 8-ene-1 562.954 5,748 1,499 2,4 8,99 28.114 18.488 3.236 9-ene-1 577.218 4,368 8,211 1,758 6,454 28.738 19.62 2.521 1-ene-1 568.39 5,267 9,997 2,51 7,946 26.859 2.35 2.993 11-ene-1 558.766 5,338 9,89 2,175 6,913 27.47 19.39 2.983 12-ene-1 565.616 5,757 9,552 2,442 7,111 26.532 19.883 3.256 13-ene-1 55.847 4,9 6,511 2,95 4,416 23.724 18.849 2.28 14-ene-1 468.96 4,96 8,84 1,616 7,224 23.59 16.631 1.921 15-ene-1 57.854 6, 9,936 2,83 7,132 28.256 18.376 3.425 16-ene-1 587.497 5,898 1,482 2,684 7,799 28.83 2.395 3.465 17-ene-1 564.836 5,989 1,771 2,51 8,72 27.275 2.62 3.383 18-ene-1 584.558 5,681 1,252 2,168 8,84 28.17 2.189 3.321 19-ene-1 561.367 5,595 8,592 2,848 5,745 26.278 19.487 3.141 2-ene-1 59.92 4,257 6,142 2,854 3,289 24.373 18.726 2.167 21-ene-1 463.144 3,545 6,269 1,351 4,918 23.417 16.928 1.642 22-ene-1 55.494 5,728 1,822 1,731 9,92 27.234 17.437 3.153 23-ene-1 558.478 5,474 1,26 2,73 8,133 26.644 19.76 3.57 24-ene-1 543.11 5,84 1,817 2,423 8,394 26.173 19.195 3.172 25-ene-1 544.117 5,624 1,787 2,122 8,665 25.886 19.121 3.6 26-ene-1 553.724 4,66 9,955 1,746 8,29 26.679 19.136 2.58 27-ene-1 495.745 3,97 5,947 2,32 3,627 23.191 18.44 1.968 28-ene-1 452.63 2,955 5,941,929 5,12 22.34 16.139 1.336 29-ene-1 537.61 5,917 1,587 1,497 9,9 26.156 17.72 3.181 3-ene-1 558.64 5,31 1,242 1,243 8,999 27.39 19.82 2.966 31-ene-1 548.546 5,21 1,387 1,218 9,168 26.75 19.85 2.853 24

El volumen de energía correspondiente al mes de enero ha ascendido a 16.419 GWh y en volumen económico a 81.969 MPTA, superior al registrado en el mes de diciembre que fue de 75.788 MPTA para un volumen de energía de 15.545 GWh. 6.2 Componentes del precio horario final Los componentes del precio horario medio final que figuran a continuación se han determinado para el mes de enero con la mejor previsión de medida de la que se dispone, incorporando la diferenciación entre distribuidores y el conjunto de comercializadoras, clientes cualificados y agentes externos. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. ENERO 21 PTA/kWh 6, 5,33 4,641 4,992,917,49,755 5, 4, 3,,2,,337,178,2,9,321,166,12,321,168 Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario Restricciones 2, 3,698 3,635 3,634 Asig reg secundaria Mercado diario 1, -,6, -1, Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado 25

El precio horario final medio quedó determinado en el mes de enero en un 72,8% por el precio del mercado diario, en un 12,8% por los costes derivados de la solución de restricciones técnicas y los procesos de operación técnica del sistema, incluyendo el exceso/déficit de los contratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley 54/1997, y en un 15,12% por la aplicación de la garantía de potencia. PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. PORCENTAJES. ENERO 21 PTA/kWh 1% 8% 6% 17% 4% % 6% 3% 11% % 7% 4% % 15% 2% 6% 3% % Garantía de potencia Procesos del OS 4% 69% 78% 73% Mercado intradiario Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 2% % -2% Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado ENERGÍA FINAL. PORCENTAJES.ENERO 21 PTA/kWh 1% % % % 5% % 2% 8% 6% 13% 95% 1% Garantía de potencia Procesos del OS Mercado intradiario 4% Restricciones Asig reg secundaria Mercado diario 2% -4% % -2% % -2% Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, C. Cualificados y Ag. Externos Conjunto del mercado 26

El precio final horario medio a los efectos del artículo 24 del Real Decreto 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración, se presentan en el cuadro siguiente. La media aritmética de las ocho primeras horas de los días del mes, precio valle, ha sido de 2,911 PTA/kWh. La media aritmética de los precios del resto de las horas ha sido de 5,679 PTA/kWh. 27

7. EVOLUCION DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL PERIODO ENERO DE 21 7.1. Contratación de energía La contratación de energía en el mercado diario en el periodo ha ascendido a 16.342 GWh y 59.389 MPTA, lo que supone un incremento del 4,36% y un descenso del 29,49%, respectivamente, respecto al mismo periodo del año anterior. La contratación de energía en el mercado intradiario en el mismo periodo ha ascendido a 1.255 GWh y 4.87 MPTA, lo que supone un incremento del 21,99% y un descenso del 24,2% respectivamente, respecto al mismo periodo del año anterior. La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa para enero de 21 en 646 GWh y 1.211 MPTA, lo que supone un aumento del 4,% en energía y un descenso del 66% en volumen económico, con respecto al mismo periodo del año anterior. Para el conjunto del mercado de producción, la contratación de energía ha ascendido a 16.419 GWh y 81.969 MPTA, lo que ha supuesto un incremento del,5% en energía y un descenso del 25,2% en volumen económico, con respecto al mismo periodo del año anterior. 7.2 Precios El precio medio ponderado del mercado diario correspondiente al periodo ha sido de 3,634 PTA/kWh siendo el precio medio sin ponderar de 3,441 PTA/kWh. A continuación figura la evolución del precio medio ponderado durante este periodo. PTA/kWh PRECIO DEL MERCADO DIARIO ENERO 2 y ENERO 21 8 Incremento: -32,44 % 6 4 2 ENERO Mercado Diario Enero 2 Mercado Diario Enero 21 28

El precio medio ponderado del mercado intradiario ha sido de 3,257 PTA/kWh en este periodo y el precio medio sin ponderar ha sido de 3,45 PTA/kWh. A continuación figura la evolución del precio medio ponderado durante este periodo. PTA/kWh PRECIO MEDIO DEL MERCADO INTRADIARIO ENERO 2 y ENERO 21 8 Incremento: -37,72 % 6 4 2 ENERO Mercado Intradiario Enero 2 Mercado Intradiario Enero 21 El precio medio de venta de energía en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 6,44 PTA/kWh frente a 7,192 PTA/kWh del mismo periodo de 1999. Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en,771 PTA/kWh frente a 2,425 PTA/kWh del mismo periodo del año anterior. La repercusión de estos procesos sobre el precio medio horario final ponderado, incorporando el coste fijo de regulación y el coste de la solución de las restricciones técnicas, asciende a,69 PTA/kWh, un 145,6% superior al correspondiente al primer mes de 2. En cuanto al precio medio horario final ponderado que se ha situado en 4,992 PTA/kWh, la evolución en el periodo considerado figura a continuación: 29

PTA/kWh 8 PRECIO HORARIO FINAL GLOBAL ENERO 2 y ENERO 21 Incremento: -25,58 % 6 4 2 ENERO PHF Global Enero 2 PHF Global Enero 21 Sin embargo el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (clientes cualificados, comercializadores y agentes externos) se sitúa en el periodo en 4,641 PTA/kWh, precio ponderado y en 4,31 PTA/kWh, precio sin ponderar. PTA/kWh 8 PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CLIENTES CUALIFICADOS, COMERCIALIZADORES Y COMPRAS DE AGENTES EXTERNOS ENERO 2 y ENERO 21 Incremento: -25,9 % 6 4 2 ENERO PHF consumo liberalizado Enero 2 PHF consumo liberalizado Enero 21 3

8. EVOLUCION DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LOS DOCE ULTIMOS MESES 8.1. Mercado diario El mercado diario ha funcionado con normalidad desde el uno de enero de 1998. Todos los días se ha realizado la sesión correspondiente del mercado diario produciéndose el resultado de la casación, en la que se han fijado los precios marginales de cada una de las horas, y la energía casada para cada unidad de producción y adquisición. Las ofertas de venta en el mercado diario que deben realizar los generadores por unidad de producción, siempre que no existan compromisos derivados de contratos físicos, pueden ser establecidas por una cantidad y un precio, o incorporar adicionalmente condiciones complejas (indivisibilidad, gradientes de carga, ingresos mínimos y parada programada) y se han caracterizado por: La mayoría de las ofertas de centrales térmicas han incluido condiciones complejas, si bien, el número de ofertas de unidades de producción que incorporan la condición de ingresos mínimos se ha reducido notablemente. Las ofertas de centrales hidroeléctricas y de algunas térmicas no incorporan condiciones complejas. Las ofertas de adquisición, que en el mercado diario no pueden incorporar condiciones complejas, han tenido las siguientes características durante el período: Las compañías distribuidoras realizan ofertas de compra según un patrón de demanda rígida, es decir, al precio instrumental establecido, aunque a partir del mes de abril de 1998, la normativa aplicable al mercado permite la realización de ofertas con precio a todas las unidades de adquisición (distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados). Los titulares de centrales de bombeo, los comercializadores y los consumidores cualificados que acuden al mercado vienen realizando ofertas de compra con precio diferente del instrumental. Los precios medios mensuales ponderados del mercado diario en los doce últimos meses han variado, desde el mayor correspondiente al mes de octubre de 2 (6,633 PTA/kWh), al menor correspondiente al mes de diciembre de 2 (3,63 PTA/kWh). Para el 26,8% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1 y 3 PTA/kWh. No obstante, en períodos de precios bajos, la diferencia entre precios máximos y mínimos es de menor entidad. El precio medio del periodo es de 4,944 PTA/kWh y el precio medio ponderado de 5,132 PTA/kWh. 31

FEBRERO 2 - ENERO 21 PTA/kWh 18 Precio medio ponderado de la energía en el mercado diario de electricidad 16 Periodo Precio 1/2/2 31/1/21 5,132 PTA/kWh MWh 7. 6. 14 12 5. 1 4. 8 3. 6 2. 4 2 1. 1/2/ 15/2/ 29/2/ 14/3/ 28/3/ 11/4/ 25/4/ 9/5/ 23/5/ 6/6/ 2/6/ 4/7/ 18/7/ 1/8/ 15/8/ 29/8/ 12/9/ 26/9/ 1/1/ 24/1/ 7/11/ 21/11/ 5/12/ 19/12/ 2/1/1 16/1/1 3/1/1 Precio máximo Precio medio Precio mínimo Energía diaria Fechas 32

MERCADO DIARIO MES PRECIO MEDIO ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO PONDERADO GWh MPTA PTA/kWh PTA/kWh FEBRERO 13.969 81.466 5,629 5,832 MARZO 14.459 9.314 6,81 6,246 ABRIL 13.297 7.948 5,96 5,335 MAYO 13.349 54.117 3,937 4,54 JUNIO 14.234 62.348 4,221 4,38 JULIO 14.75 72.497 4,698 4,915 AGOSTO 13.87 63.788 4,445 4,599 SEPTIEMBRE 14.25 91.5 6,217 6,441 OCTUBRE 13.968 92.652 6,33 6,633 NOVIEMBRE 14.832 9.524 5,887 6,13 DICIEMBRE 14.965 54.325 3,447 3,63 ENERO 16.342 59.389 3,441 3,634 TOTAL 172.239 883.867 4,944 5,132 El volumen de contratación en el mercado diario ha ascendido en los doce últimos meses a 883.867 MPTA y a 172.239 GWh. La energía casada en el mercado diario en este período comienza creciendo de febrero a marzo y tras oscilar en los siguientes meses, alcanza en el último mes los 16.342 GWh. Durante los doce últimos meses, los valores máximos de potencia y energía programados del sistema, incluida la producción en régimen especial, son: La máxima potencia en los últimos 12 meses, de 32.2 MW se alcanzó en la hora 2 del día 16 del mes de enero de 21 (el máximo histórico se sitúa en 33.236 MW en la hora 2 del día 25 de enero de 2); en la temporada estival, se alcanzaron 28.875 MW en la hora 13 del día 21 del mes de julio de 2. Por lo que se refiere al volumen de energía demandada en transporte, la cifra máxima en invierno corresponde al mes de enero de 21 con 17.935 GWh y en la temporada de verano son de destacar los 16.723 GWh correspondientes al mes de julio de 2. 33

Las adquisiciones correspondientes a comercializadores y consumidores cualificados en el mercado diario en enero de 21 representan el 27,77% en energía, sobre el total adquirido en el mercado diario y el 28,13% en volumen económico de la demanda mensual en este mercado. Las adquisiciones realizadas por los agentes externos en el mercado diario han sido de 25,7 GWh en el mes de enero de 21. ENERGÍA (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIO MES Comercializadoras y clientes cualificados Agentes externos Total 2 - FEBRERO 3.654 26,16% 27,19% 3.681 26,35% 2 - MARZO 4.125 28,53% 33,23% 4.158 28,76% 2 - ABRIL 3.783 28,45% 2,15% 3.83 28,6% 2 - MAYO 3.87 28,52% 21,16% 3.828 28,68% 2 - JUNIO 4.35 28,35% 156 1,1% 4.191 29,44% 2 - JULIO 4.237 28,72% 59,4% 4.295 29,12% 2 - AGOSTO 3.524 25,41% 222 1,6% 3.745 27,% 2 - SEPTIEMBRE 4.44 31,1% 146 1,3% 4.551 32,3% 2 - OCTUBRE 4.48 31,55% 67,48% 4.475 32,4% 2 - NOVIEMBRE 4.516 3,45% 42,28% 4.558 3,73% 2 - DICIEMBRE 4.146 27,71% 156 1,4% 4.33 28,75% 21 - ENERO 4.538 27,77% 251 1,53% 4.789 29,3% TOTAL 49.176 28,55% 1.2,7% 5.377 29,25% Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales (ventas y compras) no gestionados por REE ha supuesto en el mercado diario un total de 5.672 GWh, a los que hay que añadir 1.599 GWh de los contratos bilaterales con EDF, REN, ELECTRABEL y ONE. La formulación de ofertas y el resultado de la casación ha sido sensible, no sólo a la evolución de la demanda de electricidad, sino también a las condiciones de hidraulicidad y producible hidroeléctrico que han caracterizado el período febrero 2 enero 21. 34

Para los doce últimos meses la producción por tecnologías ha sido la siguiente: 75 ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS FEBRERO 2 - ENERO 21 7 65 6 55 ENERGÍAS (GWh) 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5 1/2/ 15/2/ 29/2/ 14/3/ 28/3/ 11/4/ 25/4/ 9/5/ 23/5/ 6/6/ 2/6/ 4/7/ 18/7/ 1/8/ 15/8/ Fechas 29/8/ 12/9/ 26/9/ 1/1/ 24/1/ 7/11/ 21/11/ 5/12/ 19/12/ 2/1/1 16/1/1 3/1/1 AUTOPRODUCTORES NUCLEAR IMPORTACIONES HIDRÁULICA CARBÓN FUÉL-GAS ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS FEBRERO 2 - ENERO 21 13% 15% 4% 36% Carbón Fuél-Gas Nuclear Hidráulica Importaciones Autoproductores 2% 3% 35