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MERCADO DE ELECTRICIDAD
EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Mayo 2009
ÍNDICE
Introducción
1.- Secuencia de las Sesiones del Mercado de Producción de Energía Eléctrica.
2.- Evolución del Mercado Diario en el mes de mayo de 2009.
3.- Evolución del Mercado Intradiario en el mes de mayo de 2009.
4.- Evolución de la energía y precios correspondientes a los procesos de operación
técnica del sistema en el mes de mayo de 2009.
5.- Pago por capacidad en el mes mayo de 2009.
6.- Evolución del Mercado de Electricidad en el mes de mayo de 2009.
7.- Evolución del Mercado de Electricidad en el periodo enero-mayo de 2009.
8.- Evolución del Mercado de Electricidad en los doce últimos meses.
9.- Intercambios internacionales en el mercado de producción.
10.- Resultados publicados por los operadores del mercado de otros mercados de
electricidad.
INTRODUCCIÓN
El mercado de producción de energía eléctrica es un mercado que se configura como el conjunto de transacciones económicas derivadas de la participación de los agentes del mercado en las sesiones del mercado diario, incluidos contratos bilaterales, del mercado intradiario y de la aplicación de los Procedimientos de Operación del Sistema. A estas transacciones, se agrega el coste por pago por capacidad para la obtención del precio final de la electricidad. Los agentes del mercado son las empresas habilitadas para actuar directamente en el mercado eléctrico como vendedores y compradores de electricidad. Pueden actuar como agentes del mercado los productores, distribuidores y comercializadores de electricidad así como los consumidores de energía eléctrica, representantes dados de alta para participar como agentes del mercado y las compañías eléctricas o consumidores, residentes en otros países. Los productores, comercializadores y los consumidores directos pueden acudir al mercado como agentes del mercado o celebrar contratos bilaterales. El Operador del Mercado Ibérico de Energía – Polo Español, S.A. asume la gestión del sistema de ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el mercado diario e intradiario de energía eléctrica en los términos que reglamentariamente han sido establecidos. * El mercado diario es el mercado en el que se realizan la mayoría de las transacciones. En dicho mercado deben participar como oferentes todas las unidades de producción disponibles y no vinculadas mediante un contrato bilateral. La parte demandante en el mercado diario son los distribuidores, comercializadores residentes y no residentes en España (anteriormente agentes externos) compradores y consumidores. * Una vez celebrada la sesión del mercado diario, los operadores del sistema evalúan la viabilidad técnica del programa de funcionamiento para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte. Si la programación resultante del mercado diario y de la comunicación de contratos bilaterales no cumple los requisitos de seguridad, los procedimientos de solución de restricciones técnicas modifican el programa de las unidades de venta, o adquisición de unidades de consumo de bombeo o de exportación, del mercado diario. * El mercado intradiario es un mercado de ajustes al que pueden acudir como demandantes y oferentes las unidades de venta, los distribuidores, comercializadores y consumidores que tengan la condición de agentes del mercado, con las limitaciones establecidas en la Legislación.
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* Los servicios complementarios y el procedimiento de gestión de desvíos tienen por objeto que la producción se adapte a la demanda mediante mecanismos de subasta entre unidades de producción gestionados por el operador del sistema. De acuerdo con el Real Decreto 2820/1998 de 23 de diciembre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes, tenían 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, tenían 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 2000 tienen además la condición de consumidor cualificado todos aquellos cuyos suministros se realicen en tensiones nominales iguales o superiores a 1000 voltios (Real Decreto-Ley 6/1999, de 6 de abril). A partir del 1 de enero de 2003, todos los consumidores de energía eléctrica tienen la consideración de consumidores cualificados (Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio).
LIBERALIZACIÓN DEL SUMINISTRO
05
10152025303540
En.99 Ab.99 Jul.99 Oc.99 2000 2003
15
53
2 10
02468
10121416
Ene.98 Ene.99 Abr.99 Jul.99 Oct.99 Jul.00 Ene.03
Directiva de Electricidad UELey del Sector Eléctrico
GWh año o nivel de tensión de acometidarequeridos para ser consumidor cualificado
28% 36% 39% 42% 45% 54% 100%
Suministro de tensión > 1 kV
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Normativa: El funcionamiento del mercado se rige por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico y sus normas de desarrollo: - Real Decreto-Ley 6/1999 de Medidas Urgentes de liberalización e incremento de la
competencia. - Real Decreto-Ley 6/2000 de Medidas Urgentes de Intensificación de la Competencia
en Mercados de Bienes y Servicios. - Real Decreto-Ley 3/2006, de 24 de febrero, por el que se modifica el mecanismo de
casación de las ofertas de venta y adquisición de energía presentadas simultáneamente al mercado diario e intradiario de producción por sujetos del sector eléctrico pertenecientes al mismo grupo empresarial.
- Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de
noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.
- Real Decreto 2019/1997 por el que se organiza y regula el mercado de producción de
energía eléctrica. - Real Decreto 1955/2000 por el que se regulan las actividades de transporte,
distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
- Real Decreto 1164/2001 por el que se establecen tarifas de acceso a las redes. - Real Decreto 2351/2004, de 23 de diciembre, por el que se modifica el
procedimiento de resolución de restricciones técnicas y otras normas reglamentarias del mercado eléctrico.
- Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas
disposiciones relativas al sector eléctrico. - Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de
producción de energía eléctrica en régimen especial.
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- Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del
suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica. - Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas
a partir del 1 de enero de 2008. - Orden del Ministerio de Industria y Energía de 14 de julio de 1998 por la que se
establece el régimen jurídico aplicable a los agentes externos para la realización de intercambios intercomunitarios e internacionales de energía eléctrica.
- Orden ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen
aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica.
- Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se regulan los contratos bilaterales
que forman las empresas distribuidoras para el suministro a tarifa en el territorio peninsular.
- Orden ITC/843/2007, de 28 de marzo, por la que se modifica la Orden
ITC/4112/2005, de 30 de diciembre, por la que se establece el régimen aplicable para la realización de intercambios intracomunitarios e internacionales de energía eléctrica.
- Resolución de 24 de junio de 2005 de la Secretaría General de la Energía por la que
se aprueban los Procedimientos de Operación del Sistema. - Resolución de 24 de mayo de 2006, de la Secretaría General de la Energía, por la que
se aprueban diversos Procedimientos de Operación por su adaptación a la nueva Normativa eléctrica.
- Resolución de 26 de junio de 2007, de la Secretaría General de la Energía, por la que
se aprueban diversos Procedimientos de Operación por su adaptación a la nueva Normativa eléctrica.
- Resolución de 28 de julio de 2008, de la Secretaría General de la Energía, por la que
se aprueban los procedimientos de operación de liquidaciones de los servicios de ajustes del sistema 14.1, 14.3, 14.4, 1.46, 14.7 y 14.8 y se deroga el P.O. 14.5 “Derechos de cobro y obligaciones de pago por garantía de potencia”.
Estas normas y Procedimientos de Operación se concretan en las Reglas de Funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica y en el Contrato de Adhesión a dichas reglas aprobados por Resolución de 26 de junio de 2007, de la Secretaría General de Energía, por la que se aprueban las Reglas de funcionamiento del
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mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica (BOE 29 de junio de 2007). Las citadas Reglas y Contrato deben ser suscritos por todos los agentes del mercado para su participación en el mismo.
1. SECUENCIA DE LAS SESIONES DEL MERCADO DE
PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
El conjunto de sesiones del mercado de producción de energía eléctrica, el día anterior al correspondiente al suministro, tiene por finalidad la determinación de las transacciones de electricidad y la programación de las unidades de producción necesarias para que se realicen dichos intercambios. De conformidad con las Reglas de Funcionamiento del Mercado y con los Procedimientos de Operación del Sistema, el esquema de funcionamiento es el siguiente: Mercado a Plazo: Se reciben e integran en el mercado diario las posiciones
abiertas con entrega física del mercado a plazo de OMIP.
Subastas de Emisiones primarias de Energía:
Se reciben e integran en el mercado diario el ejercicio de las opciones de compra de las subastas de Emisiones Primarias de Energía.
Subastas de Distribución: Se reciben e integran en el mercado diario las comunicaciones de ejecución de los vendedores adjudicatarios en las subastas de distribución.
Mercado diario: (final sesión: 11:00 h.)
Las transacciones derivadas de la sesión del mercado diario junto a los contratos bilaterales dan lugar al programa diario base de funcionamiento.
Solución de restricciones técnicas: (final sesión: 14:00 h.)
Sobre el programa diario base de funcionamiento, se realiza por los operadores del sistema una evaluación de seguridad. Si el citado programa no cumple los requisitos de seguridad establecidos, los procedimientos de los operadores del sistema determinan las unidades de venta y de compra de unidades de consumo de bombeo o exportaciones que deben agregarse o eliminarse del programa base de funcionamiento. El resultado es el programa diario viable provisional.
Asignación de regulación secundaria: (final sesión: 16:00 h.)
Sobre la base del programa diario viable provisional, los operadores del sistema asignan la banda de regulación secundaria a subir o a bajar a las unidades de producción participantes. El resultado es el programa diario viable definitivo.
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Mercado intradiario: Los agentes del mercado pueden participar en las 6
sesiones del mercado intradiario convocadas por el operador del mercado. La participación puede realizarse con ofertas de compra y/o de venta con el único requisito de respetar los compromisos adquiridos de servicios complementarios en el programa diario viable, y la condición para las unidades de venta de haber participado en el mercado diario o en contratos bilaterales, o no haberlo hecho por estar indisponibles, y a las unidades de adquisición de haber participado en dicho mercado, o haber ejecutado un contrato bilateral en el día correspondiente. El resultado de cada sesión del mercado intradiario da lugar al programa horario final. El horizonte de las sesiones del mercado intradiario es el siguiente:
Los agentes del mercado pueden participar en las 6 sesiones del mercado intradiario convocadas por el operador del mercado. La participación puede realizarse con ofertas de compra y/o de venta con el único requisito de respetar los compromisos adquiridos de servicios complementarios en el programa diario viable, y la condición para las unidades de venta de haber participado en el mercado diario o en contratos bilaterales, o no haberlo hecho por estar indisponibles, y a las unidades de adquisición de haber participado en dicho mercado, o haber ejecutado un contrato bilateral en el día correspondiente. El resultado de cada sesión del mercado intradiario da lugar al programa horario final. El horizonte de las sesiones del mercado intradiario es el siguiente:
Desvíos entre sesiones del mercado intradiario:
La garantía del equilibrio físico en la red entre los flujos de producción y consumo de electricidad corresponde a los operadores del sistema en su zona respectiva mediante la aplicación de servicios complementarios y gestión de desvíos, salvo que fuera necesaria la instrucción directa a las unidades de producción, lo que constituye la aplicación de procedimientos especiales o de emergencia.
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2. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DIARIO EN EL MES DE
MAYO DE 2009.
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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. En el siguiente gráfico se representa la curva de demanda correspondiente a la energía del programa resultante de casación, así como las curvas de los precios con la hora de mayor precio en cada día, la de menor precio y los precios medios aritméticos de todas las horas del día, para el sistema eléctrico español y para el sistema eléctrico portugués.
MAYO 2009
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Fechas
cEur/kWh
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
MWh
Precio máximo MIBELPrecio medio aritmético sistema eléctrico portuguésPrecio medio artimético sistema eléctrico españolPrecio mínimo MIBELEnergía total de adquisición MIBEL
Precio medio aritmético de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio España Precio Portugal 01/05/2009 31/05/2009 3,697 cEur/kWh 3,811 cEur/kWh
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2.2. Precios en el mercado diario y volumen de contratación El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al mes de mayo es de 3,697 cEur/kWh, y para el sistema eléctrico portugués de 3,811 cEur/kWh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués 252 horas durante el mes. Sistema eléctrico español La curva de precios medios aritméticos presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 3,396 cEur/kWh el domingo día 17, y el máximo de 3,964 cEur/kWh el jueves día 7. La curva de precios máximos alcanza un valor máximo de 5,470 cEur/kWh y la curva de precios mínimos tiene un valor mínimo de 2,000 cEur/kWh. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 0,868 y 2,985 cEur/kWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 2,586 cEur/kWh. 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 2,000 y 4,325 cEur/kWh, y entre 2,400 y 5,470 cEur/kWh el resto de las horas. El precio mínimo del mes, 2,000 cEur/kWh, se ha registrado en la hora 5 del lunes 4, y el precio máximo del mes ha sido de 5,470 cEur/kWh y se ha registrado en la hora 22 del martes 5. El precio medio ha sido un 34,3% inferior al del mismo mes del año anterior. Sistema eléctrico portugués La curva de precios medios aritméticos presenta un rango de valores que oscila entre el mínimo de 3,589 cEur/kWh el domingo día 3, y el máximo de 4,039 cEur/kWh el jueves día 7. La curva de precios máximos alcanza un valor máximo de 5,470 cEur/kWh y la curva de precios mínimos tiene un valor mínimo de 3,175 cEur/kWh. La diferencia entre precios máximos y mínimos se sitúa entre 0,781 y 2,258 cEur/kWh, siendo dicha diferencia para el 90% de los días inferior a 1,667 cEur/kWh. Estos datos reflejan un disminución de las diferencias entre precios máximos y mínimos con respecto al mes anterior. El precio en horas valle (entre 1 y 7 de la mañana de todos los días) oscila entre 3,176 y 4,325 cEur/kWh, y entre 3,175 y 5,470 cEur/kWh el resto de las horas. El precio
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mínimo del mes, 3,175 cEur/kWh, se ha registrado en 2 horas, y el precio máximo del mes ha sido de 5,470 cEur/kWh y se ha registrado en la hora 22 del martes 5. En los cuatro siguientes gráficos se presentan las horas de mayor precio y de menor precio del mercado diario del mes para cada sistema eléctrico, español y portugués. En cada uno de los gráficos se presentan dos curvas diferentes:
− Todos los tramos de las ofertas de venta y adquisición considerados como ofertas simples.
− Las ofertas de venta y adquisición que finalmente forman el programa resultante
de la casación, una vez retirados los tramos de oferta afectados por condiciones complejas de las ofertas, o por limitaciones de capacidad de interconexión, y desplazando, en caso de existir separación de mercados, la curva de compras casadas para el sistema importador y para la curva de ventas casadas para el sistema exportador, en la energía que resulta transaccionada a través de la frontera.
− Curvas del MIBEL, o del sistema eléctrico español en caso de existir separación
de mercados, para las horas de precio máximo y mínimo del sistema eléctrico español:
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− 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:
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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 a 18.131 GWh y ha aumentado en valor económico a 683.750 kEur. El valor de la contratación diaria se sitúa en 615 GWh/día en laborable, 555 GWh/día en sábado y 511 GWh/día en festivo, siendo los correspondientes valores económicos medios de 23.388 kEur/día en laborable, 20.935 kEur/día en sábado y 18.553 kEur/día en festivo. El máximo y mínimo de contratación diaria para el sistema eléctrico ibérico se presentaron respectivamente el miércoles 27 con 666.595 MWh y el domingo 10 con 474.301 MWh. El máximo de contratación horaria en cuanto a energía para el sistema eléctrico ibérico ha sido de 33.182 MWh para la hora 13 del miércoles 27 y el valor horario mínimo 15.606 MWh en la hora 7 del sábado 2. Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico español por comercializadores residentes y no residentes en España y consumidores directos, fue de 4.331 GWh, con un volumen económico de 162.304 kEur. En relación con el mercado diario, esto supone el 28,50% de la energía del programa resultante de la casación y el 28,45% del volumen económico del mercado diario.
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Durante el mes, la energía adquirida en el mercado diario para el sistema eléctrico portugués por comercializadores y consumidores directos, fue de 482 GWh, con un volumen económico de 18.558 kEur. En relación con el mercado diario, esto supone el 16,44% de la energía del programa resultante de la casación y el 16,38% del volumen económico del mercado diario. La energía ejecutada en contratos bilaterales ha sido de 10.032,0 GWh, correspondiendo al sistema eléctrico español 9.947,2 GWh y al sistema eléctrico portugués 84,8 GWh. El volumen adquirido para exportación tanto por las comercializadoras, como por empresas productoras del sistema eléctrico ibérico, ha sido de 42,4 GWh para Francia, 0,0 GWh para Andorra y 0,0 GWh para Marruecos.
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En los cuadros siguientes se indican los volúmenes en energía y en euros negociados en el mercado diario en el sistema eléctrico español y portugués durante el mes:
FECHA ENERGÍA (MWh)
PRECIO MEDIO
ARITMÉTICO (cent/kWh)
PRECIO MÁXIMO
(cent/kWh)
PRECIO MÍNIMO
(cent/kWh)
DIFERENCIA MAX-MÍN
(cent/kWh)
ENERGÍA MÁXIMA (MWh)
ENERGÍA MÍNIMA (MWh)
TOTAL NEGOCIADO
(kEUR)
01-may-09 436.410 3,540 5,385 2,400 2,985 20.727 15.668 15.577
02-may-09 429.956 3,640 5,385 2,600 2,785 20.756 14.815 15.870
03-may-09 444.219 3,524 4,490 2,807 1,683 22.547 14.733 15.766
04-may-09 539.360 3,600 4,851 2,000 2,851 26.173 17.555 19.963
05-may-09 521.210 3,734 5,470 2,523 2,947 25.356 17.488 19.798
06-may-09 508.870 3,953 4,719 3,354 1,365 25.033 16.279 20.302
07-may-09 512.284 3,964 4,795 3,388 1,407 24.946 16.344 20.488
08-may-09 507.928 3,900 4,707 3,376 1,331 24.395 16.936 20.007
09-may-09 444.445 3,834 4,966 3,300 1,666 21.075 15.684 17.173
10-may-09 410.026 3,589 4,892 2,900 1,992 19.676 14.608 14.834
11-may-09 500.019 3,664 4,619 2,400 2,219 24.858 15.928 18.652
12-may-09 517.239 3,793 4,351 2,999 1,352 25.265 16.453 19.877
13-may-09 506.964 3,748 4,689 2,800 1,889 24.665 16.226 19.296
14-may-09 532.817 3,611 4,325 2,878 1,447 26.610 16.856 19.421
15-may-09 530.748 3,698 4,400 2,880 1,520 26.454 17.179 19.841
16-may-09 463.803 3,717 4,251 3,383 0,868 22.447 15.642 17.358
17-may-09 434.477 3,396 5,086 2,500 2,586 20.979 15.593 14.867
18-may-09 523.058 3,929 4,712 3,350 1,362 25.903 15.311 20.779
19-may-09 541.774 3,688 4,251 2,800 1,451 26.436 17.703 20.278
20-may-09 542.907 3,700 4,379 2,850 1,529 26.868 17.593 20.394
21-may-09 542.003 3,653 4,251 2,720 1,531 26.604 17.830 20.090
22-may-09 558.449 3,691 4,400 2,500 1,900 27.184 18.283 21.016
23-may-09 498.952 3,724 4,384 3,066 1,318 24.051 17.400 18.736
24-may-09 451.726 3,663 4,810 3,200 1,610 22.105 15.790 16.671
25-may-09 532.659 3,847 4,401 3,393 1,008 26.715 16.321 20.703
26-may-09 555.317 3,633 4,175 3,050 1,125 27.381 17.851 20.396
27-may-09 590.497 3,583 4,365 2,800 1,565 28.578 19.169 21.463
28-may-09 588.869 3,533 4,353 2,575 1,778 28.579 19.530 21.137
29-may-09 547.390 3,672 4,200 2,750 1,450 26.882 17.900 20.433
30-may-09 580.736 3,698 4,175 3,101 1,074 27.683 20.138 21.629
31-may-09 519.581 3,701 4,490 3,150 1,340 25.810 18.242 19.384
MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MAYO 2009
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FECHA ENERGÍA (MWh)
PRECIO MEDIO
ARITMÉTICO (cent/kWh)
PRECIO MÁXIMO
(cent/kWh)
PRECIO MÍNIMO
(cent/kWh)
DIFERENCIA MAX-MÍN
(cent/kWh)
ENERGÍA MÁXIMA (MWh)
ENERGÍA MÍNIMA (MWh)
TOTAL NEGOCIADO
(kEUR)
01-may-09 58.300 3,604 5,385 3,181 2,204 4.497 1.039 2.188
02-may-09 61.282 3,713 5,385 3,175 2,210 5.167 706 2.419
03-may-09 54.285 3,589 4,490 3,250 1,240 3.723 1.088 1.998
04-may-09 72.679 3,804 4,851 3,184 1,667 4.678 840 2.888
05-may-09 84.586 3,898 5,470 3,212 2,258 5.539 1.392 3.405
06-may-09 87.665 3,999 4,719 3,354 1,365 4.754 1.998 3.563
07-may-09 91.157 4,039 4,795 3,388 1,407 4.876 2.599 3.746
08-may-09 87.707 3,927 4,707 3,376 1,331 5.026 2.189 3.521
09-may-09 74.856 3,856 4,966 3,379 1,587 4.979 1.956 2.976
10-may-09 64.275 3,850 4,892 3,362 1,530 4.727 1.919 2.522
11-may-09 70.786 3,787 4,619 3,225 1,394 4.478 1.121 2.756
12-may-09 83.551 3,852 4,351 3,372 0,979 4.569 2.070 3.273
13-may-09 85.149 3,856 4,689 3,466 1,223 4.978 2.355 3.346
14-may-09 67.837 3,694 4,325 3,458 0,867 4.000 1.543 2.532
15-may-09 67.915 3,852 4,400 3,409 0,991 4.124 1.324 2.668
16-may-09 74.031 3,779 4,251 3,383 0,868 4.130 2.160 2.831
17-may-09 51.684 3,785 5,086 3,217 1,869 3.884 693 2.044
18-may-09 83.459 3,953 4,712 3,379 1,333 5.023 1.692 3.378
19-may-09 81.504 3,913 4,619 3,375 1,244 4.412 1.777 3.268
20-may-09 85.957 3,850 4,379 3,375 1,004 4.827 2.083 3.375
21-may-09 86.612 3,849 4,251 3,381 0,870 4.558 2.387 3.390
22-may-09 87.228 3,863 4,400 3,396 1,004 4.846 2.302 3.429
23-may-09 72.777 3,755 4,384 3,387 0,997 4.347 1.722 2.782
24-may-09 68.673 3,703 4,810 3,372 1,438 4.625 1.531 2.600
25-may-09 79.344 3,848 4,401 3,393 1,008 4.486 1.863 3.102
26-may-09 65.857 3,770 4,175 3,385 0,790 3.435 1.555 2.516
27-may-09 76.098 3,768 4,365 3,372 0,993 4.790 1.481 2.934
28-may-09 66.932 3,724 4,353 3,219 1,134 4.149 1.116 2.558
29-may-09 79.157 3,783 4,200 3,234 0,966 4.491 1.392 3.067
30-may-09 74.272 3,762 4,175 3,394 0,781 3.945 1.989 2.831
31-may-09 70.323 3,721 4,490 3,393 1,097 4.479 1.733 2.663
MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS MAYO 2009
17
2.3. Renta de Congestión del mecanismo de separación de mercados en el mercado diario en la interconexión con Portugal Durante el mes de mayo, el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en el mercado diario entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a 986 kEur, lo que ha supuesto una disminución del 13,4% con respecto al mes anterior. Durante el mes de mayo, en el mercado diario se ha producido mecanismo de separación de mercados en el 34,3% de las horas, habiéndose generado la congestión siempre en sentido exportador a Portugal. La diferencia de precios entre los sistemas eléctricos portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 0,114 cEur/kWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 1,384 cEur/kWh en la hora 18 del domingo 17 y un mínimo de 0,000 cEur/kWh en 492 horas. La diferencia para el 90% de los días es inferior a 0,453 cEur/kWh. El siguiente cuadro muestra el volumen económico diario de la renta de la congestión y el saldo diario de energía intercambiada, siendo positiva en el sentido España => Portugal.
RENTA DE LA CONGESTIÓN EN LA INTERCONEXIÓN CON PORTUGAL EN EL MERCADO DIARIO.
MAYO 2009
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Eur
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
MWh
Volumen económico Energía
18
2.4. Solución de restricciones técnicas Las modificaciones a la contratación resultante del mercado diario en el sistema eléctrico español, consecuencia de la existencia de restricciones técnicas, se resuelven de conformidad con el procedimiento del operador del sistema. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones se ha situado en 651 GWh durante el mes, lo que supone un 4,1% de la energía correspondiente al programa resultante de la casación. El volumen de energía necesario para la solución de restricciones técnicas ha sido un 20,3% inferior al mes anterior. En volumen económico la solución de restricciones técnicas ha sido de 72.112 kEur, con un sobrecoste de 24.972 kEur, equivalente a 0,134 cEur/kWh adquirido. El gráfico siguiente muestra la energía a subir asignada en el proceso de solución de las restricciones técnicas del mercado diario en el sistema eléctrico español.
Energía Diaria Asignada por Restricciones MAYO 2009
0,0
5.000,0
10.000,0
15.000,0
20.000,0
25.000,0
30.000,0
35.000,0
40.000,0
01-m
ay
02-m
ay
03-m
ay
04-m
ay
05-m
ay
06-m
ay
07-m
ay
08-m
ay
09-m
ay
10-m
ay
11-m
ay
12-m
ay
13-m
ay
14-m
ay
15-m
ay
16-m
ay
17-m
ay
18-m
ay
19-m
ay
20-m
ay
21-m
ay
22-m
ay
23-m
ay
24-m
ay
25-m
ay
26-m
ay
27-m
ay
28-m
ay
29-m
ay
30-m
ay
31-m
ay
Días
Energía (MWh)
Energia Polinómica (Energía)
19
2.5. Programa diario base. Demanda y cobertura por tecnologías. La cobertura de la demanda de electricidad por la oferta, agrupada por tecnologías, proviene fundamentalmente de la contratación en el mercado diario e intradiario. La producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente:
GWh % GWh %Fuel-Gas 428 2,1% 380 1,8%
Carbón 1.542 7,6% 1.960 9,4%
Ciclo Combinado 4.576 22,5% 5.064 24,2%
Nuclear 4.138 20,4% 3.780 18,1%
Hidráulica 2.092 10,3% 2.278 10,9%
Importaciones(FR+PT+AD+MA) 731 3,6% 872 4,2%
Régimen Especial Eólica 3.062 15,1% 2.610 12,5%
Régimen Especial Resto 3.735 18,4% 3.987 19,0%
TOTAL 20.304 100,0% 20.931 100,0%
Mercado diario ABRIL
Mercado diario MAYO
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.
20
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍASSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
MAYO 2009
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
ENER
GÍA
S (G
Wh)
RÉGIMEN ESPECIAL EÓLICA RÉGIMEN ESPECIAL (RESTO) NUCLEAR
IMPORTACIONES (FR + PT + AD + MA) HIDRÁULICA CARBÓN
CICLO COMBINADO FUEL-GAS
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍASSISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS
MAYO 2009
0
50
100
150
200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
ENER
GÍA
S (G
Wh)
IMPORTACIONES (ES) HIDRÁULICA CARBÓN CICLO COMBINADO FUEL-GAS
21
A su vez y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema español y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario en el sistema eléctrico español, durante este mes, tiene un valor medio de -692 MWh, lo que supone un -2,7% respecto a la previsión del operador del sistema español.
Comparación de demanda prevista para el sistema eléctrico español (O.S.-REE) con el consumo(casado en el mercado diario e intradiario + ejecutada en bilaterales)
MAYO 2009
-5.000
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31DIA
MWh
-4.000
0
4.000
8.000
12.000
16.000
20.000
24.000
28.000
32.000
MWh
Demanda casada en los mercados diario e intradiario + bilaterales nacionalesÚltima previsión de demanda antes de la casación del mercado diarioDiferencia
A su vez y en cuanto a la demanda, cabe mencionar que el saldo horario de las diferencias entre la mejor estimación del operador del sistema portugués y la demanda agregada de los agentes para participar en los mercados diario e intradiario en el sistema eléctrico portugués, durante este mes, tiene un valor medio de -55 MWh, lo que supone un -1,1 respecto a la previsión del operador del sistema portugués.
Comparación de demanda prevista para el sistema eléctrico portugués (O.S.-REN) con el consumo
(casado en el mercado diario e intradiario + ejecutado en bilaterales + régimen especial)MAYO 2009
-2.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31DIA
MWh
-2.500
0
2.500
5.000
7.500
10.000
MWh
Demanda casada en los mercados diario e intradiario + bilaterales ejecutados + régimen especialÚltima previsión de demanda antes de la casación del mercado diarioDiferencia
22
En los cuadros siguientes se pueden observar las diferentes tecnologías que marcan precio en los sistemas eléctricos español y portugués. Sistema eléctrico español
HI Generación Hidráulica
TER Generación Térmica Convencional
TCC Generación Térmica Ciclo Combinado
BG Generación Hidráulica de Bombeo
REE Contrato de suministro de REE-EDF
AE Agente Externo (vendedor)
CO Comercializadoras (ventas)
RE Régimen Especial
23
Sistema eléctrico portugués
HI Generación HidráulicaTER Generación Térmica ConvencionalTCC Generación Térmica Ciclo CombinadoBG Generación Hidráulica de BombeoCO Comercializadores (ventas)
24
En las gráficas siguientes se puede observar el volumen de energía diaria casada por tecnologías para los sistemas eléctricos español y portugués que tienen un precio de oferta simple superior al 95% del precio marginal de la hora, o el precio requerido en la condición compleja de ingresos mínimos es superior al 95% del precio medio ponderado de la energía casada.
ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL, INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJAS
SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOLMAYO 2009
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
01/0
5/09
02/0
5/09
03/0
5/09
04/0
5/09
05/0
5/09
06/0
5/09
07/0
5/09
08/0
5/09
09/0
5/09
10/0
5/09
11/0
5/09
12/0
5/09
13/0
5/09
14/0
5/09
15/0
5/09
16/0
5/09
17/0
5/09
18/0
5/09
19/0
5/09
20/0
5/09
21/0
5/09
22/0
5/09
23/0
5/09
24/0
5/09
25/0
5/09
26/0
5/09
27/0
5/09
28/0
5/09
29/0
5/09
30/0
5/09
31/0
5/09
ENER
GÍA
(MW
h)
CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO
ENERGÍA POR TECNOLOGÍAS, CASADA EN EL MERCADO DIARIO, OFERTADA A PRECIO SUPERIOR AL 95% DEL PRECIO MARGINAL, INCLUYENDO OFERTAS COMPLEJAS
SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉSMAYO 2009
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
01/0
5/09
02/0
5/09
03/0
5/09
04/0
5/09
05/0
5/09
06/0
5/09
07/0
5/09
08/0
5/09
09/0
5/09
10/0
5/09
11/0
5/09
12/0
5/09
13/0
5/09
14/0
5/09
15/0
5/09
16/0
5/09
17/0
5/09
18/0
5/09
19/0
5/09
20/0
5/09
21/0
5/09
22/0
5/09
23/0
5/09
24/0
5/09
25/0
5/09
26/0
5/09
27/0
5/09
28/0
5/09
29/0
5/09
30/0
5/09
31/0
5/09
ENER
GÍA
(MW
h)
CARBÓN FUEL-GAS HIDRÁULICA INTERNACIONAL NUCLEAR RÉGIMEN ESPECIAL CICLO COMBINADO
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO INTRADIARIO EN EL MES DE
MAYO DE 2009
3.1. Sesiones del mercado intradiario En general el funcionamiento del mercado puede calificarse de satisfactorio, aunque es utilizado históricamente de forma habitual por las unidades de producción y los comercializadores, y en menor proporción por los distribuidores. Los procesos de recepción y de validación de ofertas, casación y comunicación de los resultados se han realizado todos los días del mes de acuerdo con lo establecido en las Reglas de Funcionamiento del Mercado. 3.2. Precios y energías El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español correspondiente al mes es de 3,682 cEur/kWh y en el sistema eléctrico portugués es de 3,740 cEur/kWh, habiendo sido el precio marginal del sistema eléctrico español inferior al del sistema eléctrico portugués en 232 horas durante el mes. Cabe destacar que, aunque el precio medio del mercado intradiario es para la mayor parte de las horas del día más estable que el precio medio del mercado diario, las oscilaciones puntuales son muy importantes, consecuencia seguramente de la pequeña dimensión característica, hasta el momento, de este mercado. Sistema eléctrico español El precio medio aritmético es inferior al del mercado diario, observándose una mayor variación entre días. En cuanto a los precios máximos, éstos son para la mayoría de los días superiores a los del diario con un valor máximo de 6,086 cEur/kWh. El precio mínimo, de 0,000 cEur/kWh, es inferior al del mercado diario, si bien su variación es mayor en las distintas sesiones. El precio medio aritmético, de 3,682 cEur/kWh, es superior al correspondiente del mes anterior de 3,656 cEur/kWh. Las diferencias entre los precios máximo y mínimo de cada día en el sistema eléctrico español han oscilado entre 1,9 y 4,7 cEur/kWh el 80% de los días. Sistema eléctrico portugués El precio medio aritmético es inferior al del mercado diario, observándose una mayor variación entre días. En cuanto a los precios máximos, éstos son para la mayoría de los días superiores a los del diario con un valor máximo de 6,086 cEur/kWh. El precio mínimo, de 0,000 cEur/kWh, es inferior al del mercado diario, si bien su variación es mayor en las distintas sesiones. El precio medio aritmético, de 3,740 cEur/kWh, es inferior al correspondiente del mes anterior de 3,754 cEur/kWh.
25
Las diferencias entre los precios máximo y mínimo de cada día en el sistema eléctrico portugués han oscilado entre 1,8 y 4,7 cEur/kWh el 80% de los días. En el cuadro siguiente se representan los precios medios aritméticos y precios máximos de ambos sistemas eléctricos, por horas:
PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDADMAYO 2009
0
1
2
3
4
5
6
7
8
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24Horas
cEur/kWh
Máximo sistema eléctrico portugués Máximo sistema eléctrico españolMedia aritmética Sistema eléctrico portugués Media aritmética Sistema eléctrico español
Las características de las seis sesiones del mercado intradiario y los precios medios registrados en las mismas son las siguientes:
MERCADO INTRADIARIOVolumen de energía por hora negociado en cada sesión
MAYO 2009SESIONES DE INTRADIARIOPMA ES= 3,682 cEur/kWh Etotal= 2.415 GWhPMA PT= 3,740 cEur/kWh
Intradiario 1PMA ES=3,719 cEur/kWh Etotal=1.210 GWhPMA PT=3,793 cEur/kWh
Intradiario 2PMA ES=3,614 cEur/kWh Etotal=375 GWhPMA PT=3,579 cEur/kWh
Intradiario 3PMA ES=3,709 cEur/kWh Etotal=158 GWhPMA PT=3,792 cEur/kWh
Intradiario 4PMA ES=3,505 cEur/kWh Etotal=201 GWhPMA PT=3,578 cEur/kWh
Intradiario 5PMA ES=3,851 cEur/kWh Etotal=119 GWhPMA PT=3,978 cEur/kWh
MWh2.4001.8001.200
6000
Intradiario 6PMA ES=3,782 cEur/kWh Etotal=139 GWhPMA PT=3,799 cEur/kWh
20 22 24 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20 22 24
26
La contratación de energía en el programa resultante de la casación en el mercado intradiario en el sistema eléctrico ibérico en el mes ha alcanzado un volumen económico de 88.658 kEur y 2.415 GWh para las seis sesiones del mercado. El volumen de contratación diario medio para las citadas sesiones se sitúa en 2.860 kEur y 77.913 MWh. La energía negociada en el programa resultante de la casación es un 6,2% superior respecto a la contratación del mes anterior. La contratación del mercado intradiario supone el 13,3% en energía y el 13,0% en volumen económico de la contratación en el mercado diario. La participación de las unidades de producción, de adquisición y de consumo de bombeo para las seis sesiones del mercado intradiario ha sido la siguiente:
-160000
-140000
-120000
-100000
-80000
-60000
-40000
-20000
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31Fechas
MWh
VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDADMERCADO IBÉRICO
MAYO 2009
Volumen total de negocio 88.658 kEuro
U. adquisición U. bombeo U. producción
VENTA
COMPRA
27
FECHA ENERGÍA (MWh)
PRECIO MEDIO
ARITMÉTICO (cent/kWh)
PRECIO MÁXIMO
(cent/kWh)
PRECIO MÍNIMO
(cent/kWh)
DIFERENCIA MAX-MÍN
(cent/kWh)
ENERGÍA MÁXIMA (MWh)
ENERGÍA MÍNIMA (MWh)
TOTAL NEGOCIADO
(kEUR)
1-may-2009 62.492 3,570 5,555 2,400 3,155 1.954 46 2.205
2-may-2009 48.765 3,721 5,800 2,250 3,550 1.705 26 1.780
3-may-2009 53.811 3,413 4,555 2,213 2,342 1.411 43 1.849
4-may-2009 65.826 3,540 4,551 0,800 3,751 1.684 36 2.288
5-may-2009 76.278 3,517 5,470 2,087 3,383 2.235 77 2.632
6-may-2009 104.949 4,080 5,301 3,315 1,986 2.665 40 4.254
7-may-2009 81.427 3,793 4,795 2,880 1,915 2.588 40 3.098
8-may-2009 77.875 3,349 3,937 2,029 1,908 2.548 77 2.626
9-may-2009 68.885 4,058 5,258 2,885 2,373 1.806 45 2.759
10-may-2009 53.121 3,619 5,007 2,475 2,532 1.413 68 1.940
11-may-2009 68.068 3,801 4,912 2,500 2,412 2.266 27 2.575
12-may-2009 82.297 3,887 5,000 2,285 2,715 2.651 58 3.127
13-may-2009 84.232 3,903 5,126 2,890 2,236 2.634 72 3.227
14-may-2009 74.276 3,389 4,475 0,000 4,475 2.052 38 2.585
15-may-2009 71.520 3,701 4,500 2,549 1,951 1.997 46 2.568
16-may-2009 43.177 3,751 4,251 2,933 1,318 1.164 8 1.600
17-may-2009 57.502 3,481 6,086 2,125 3,961 1.501 52 1.961
18-may-2009 52.156 3,516 4,702 0,000 4,702 1.754 34 1.833
19-may-2009 75.611 3,674 4,300 2,249 2,051 2.455 25 2.708
20-may-2009 69.138 3,590 4,379 2,137 2,242 2.332 56 2.449
21-may-2009 62.477 3,553 4,201 2,249 1,952 1.885 21 2.182
22-may-2009 84.529 3,715 4,420 2,620 1,800 2.506 58 3.098
23-may-2009 51.157 3,744 4,560 2,350 2,210 1.368 30 1.920
24-may-2009 49.474 3,743 5,224 2,916 2,308 1.305 45 1.852
25-may-2009 73.855 3,989 5,062 3,315 1,747 1.902 60 2.948
26-may-2009 101.905 3,681 4,435 2,745 1,690 2.486 50 3.755
27-may-2009 84.391 3,351 4,169 2,380 1,789 2.412 38 2.825
28-may-2009 88.731 3,662 4,361 2,275 2,086 2.803 66 3.163
29-may-2009 47.655 3,829 4,328 2,750 1,578 2.022 11 1.753
30-may-2009 59.946 3,865 4,800 3,091 1,709 1.435 24 2.262
31-may-2009 44.798 3,665 4,567 2,678 1,889 1.121 62 1.639
MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL MAYO 2009
28
FECHA ENERGÍA (MWh)
PRECIO MEDIO
ARITMÉTICO (cent/kWh)
PRECIO MÁXIMO
(cent/kWh)
PRECIO MÍNIMO
(cent/kWh)
DIFERENCIA MAX-MÍN
(cent/kWh)
ENERGÍA MÁXIMA (MWh)
ENERGÍA MÍNIMA (MWh)
TOTAL NEGOCIADO
(kEUR)
1-may-2009 14.130 3,570 5,395 2,400 2,995 545 1 511
2-may-2009 12.016 3,721 5,685 2,250 3,435 651 11 435
3-may-2009 6.749 3,413 4,555 2,246 2,309 603 3 237
4-may-2009 8.559 3,540 4,379 1,000 3,379 463 4 320
5-may-2009 6.527 3,517 4,470 2,087 2,383 459 6 223
6-may-2009 15.948 4,080 5,301 3,345 1,956 492 10 657
7-may-2009 9.470 3,793 4,795 3,088 1,707 534 1 385
8-may-2009 6.075 3,349 4,619 2,701 1,918 585 15 229
9-may-2009 10.681 4,058 5,258 3,400 1,858 512 1 442
10-may-2009 9.161 3,619 4,907 2,771 2,136 525 3 342
11-may-2009 7.666 3,801 4,912 2,507 2,405 404 0 297
12-may-2009 7.692 3,887 5,000 2,285 2,715 350 1 305
13-may-2009 7.634 3,903 5,126 2,949 2,177 397 2 306
14-may-2009 5.561 3,389 4,475 2,446 2,029 346 1 198
15-may-2009 8.524 3,701 4,500 2,549 1,951 471 10 317
16-may-2009 16.135 3,751 4,251 3,000 1,251 613 2 616
17-may-2009 10.110 3,481 6,086 3,011 3,075 507 1 391
18-may-2009 6.589 3,516 4,500 3,380 1,120 303 2 255
19-may-2009 8.389 3,674 4,300 2,249 2,051 508 7 310
20-may-2009 6.165 3,590 4,380 2,872 1,508 499 6 231
21-may-2009 4.889 3,553 4,251 3,381 0,870 320 9 181
22-may-2009 10.336 3,715 4,420 2,700 1,720 523 16 388
23-may-2009 5.314 3,744 4,560 3,066 1,494 358 1 201
24-may-2009 7.333 3,743 5,224 3,000 2,224 495 1 277
25-may-2009 14.761 3,989 5,062 3,420 1,642 713 17 591
26-may-2009 11.288 3,681 4,435 2,745 1,690 482 10 423
27-may-2009 14.073 3,351 4,115 2,380 1,735 769 10 472
28-may-2009 11.043 3,662 4,400 2,575 1,825 477 1 411
29-may-2009 18.204 3,829 4,328 2,890 1,438 624 2 702
30-may-2009 7.063 3,865 4,800 3,091 1,709 528 0 277
31-may-2009 6.859 3,665 4,380 2,678 1,702 528 6 251
MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS MAYO 2009
29
3.3. Renta de Congestión por aplicación del mecanismo de separación de mercados en los mercados intradiarios en la interconexión con Portugal Durante el mes de mayo el importe correspondiente a la renta de congestión generada por la diferencia de precios en los mercados intradiarios entre los sistemas eléctricos español y portugués ha ascendido a 10.174,37 Euros, lo que ha supuesto una disminución del 2,4% con respecto al mes anterior. Durante el mes de mayo en el mercado intradiario se ha aplicado mecanismo de separación de mercados en el 13,60% de las horas, habiéndose producido la congestión en sentido exportador a Portugal en 232 horas, y en sentido importador en 2 horas. La diferencia de precios entre los sistemas portugués y español se ha situado en el mes, en media aritmética, en 0,030 cEur/kWh, si bien se ha alcanzado un valor máximo de 3,619 cEur/kWh en la hora 24 del lunes 18 y un mínimo de -0,593 cEur/kWh en la hora 22 del domingo 10 durante las diferentes sesiones del mes. La diferencia para el 90% de los días inferior a 0,000 cEur/kWh.
RENTA DE LA CONGESTIÓN EN LA INTERCONEXIÓN CON PORTUGAL EN EL MERCADO INTRADIARIO.
MAYO 2009
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Eur
0,0
200,0
400,0
600,0
800,0
1.000,0
1.200,0
MWh
Volumen económico Energía
30
3.4. Programa horario final Se han producido modificaciones sobre el programa resultante de la casación como consecuencia de restricciones técnicas derivadas de las sesiones del mercado intradiario en dos sesiones en el mes de mayo. Los programas horarios finales (PHF) han variado ligeramente, con relación al programa acumulado resultante de la casación de cada sesión del mercado intradiario, incluyendo los compromisos anteriores recogidos en el programa diario viable y en las sesiones anteriores del mercado intradiario. El resultado en el programa horario final, en cuanto a la capacidad del mercado intradiario para corregir los desvíos producción-demanda del sistema, permite obtener las siguientes conclusiones:
- La participación de los comercializadores residentes en España y consumidores directos en el mercado diario e intradiario de producción de energía eléctrica asciende a 4.680 GWh, cifra superior en un 40,8% a la correspondiente al mes anterior. De ellos, 332 GWh corresponden a la participación de estos agentes en el mercado intradiario, lo que significa el 6,88% del total de energía negociada y el 41,61% del total de energía negociada por las unidades de adquisición en dicho mercado. Hay que destacar que el 98,61 % del volumen negociado en el mercado de producción por estos agentes son compras y solo el 1,39% son ventas.
- De los desvíos al alza y a la baja registrados en la distribución se negociaron
78,9 GWh en el mercado intradiario. 3.5. Programa horario final. Cuotas de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de abril de 2009 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 23.015,8 GWh; la demanda total de las empresas distribuidoras ha sido de 11.935,1 GWh; y la demanda total de las empresas comercializadoras residentes y no residentes en España y consumidores directos ha sido de 10.875,4 GWh. En los cuadros siguientes se pueden observan las cuotas por empresas en el Programa Horario Final para la zona española.
31
CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE COMERCIALIZADORES RESIDENTE Y NO RESIDENTES EN ESPAÑA Y CONSUMIDORES DIRECTOS POR EMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO
MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL. ABRIL 2009
35,96
17,02
14,15
9,30
0,34
0,270,27
0,25
0,23
0,23
0,19
0,170,17 0,14
0,13
0,12
0,36
2,39
0,510,601,28
1,371,63
1,94
3,207,77
2,89
ENDESA ENERGÍA IBERDROLA COMERCIALIZADORA UNIÓN FENOSA COMERCIALENERGÍA PARA GRANDES CONSUMIDORES INDUSTRIALES HIDROCANTABRICO ENERGÍA OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉCENTRICA ENERGIA E.ON ENERGIA, S.L. ATEL ENERGÍAGAS NATURAL COMERCIALIZADORA NATURGAS ENERGIA COMERCIALIZADORA ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑAHISPAELEC ENERGÍA GAS NATURAL SERVICIOS NEXUS ENERGÍA ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS IBERDROLA GENERACIÓN DETISA (Actividad: Comercialización)EDF TRADING LIMITED ENDESA GENERACIÓN FACTOR ENERGIADANSKE COMMODITIES CELULOSAS DE ASTURIAS (Actividad: Cliente Cualific GAS NATURAL SDGCOMPAGNIE NATIONALE DU RHONE OTROS (Cuotas < 0,1%)
CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS UNIDADES DE PRODUCCIÓN POREMPRESAS AL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO
SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOLABRIL 2009
18,41
17,32
9,09
4,23
3,38
3,21
2,40
2,21
1,23
1,211,18
1,16
1,15
1,14
1,01
0,71
0,69
0,67
0,59
0,56
19,07
1,251,30
1,481,71
1,71
1,94
30,36
CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS DISTRIBUIDORAS POR EMPRESAS AL
FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIOSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
ABRIL 2009
37,79
36,66
16,99
5,82
1,98 0,16
0,23
0,38
32
33
Agente titular Energía España(MWh)
Energía Portugal(MWh)
Energía MIBEL(MWh)
Cuota energíaESPAÑA (%)
ENDESA GENERACIÓN 3.813.479,8 0,0 3.813.479,8 18,41IBERDROLA GENERACIÓN 3.587.115,1 22.518,7 3.609.633,8 17,32EDP-ENERGÍAS DE PORTUGAL 0,0 1.889.629,5 1.889.629,5 0,00UNIÓN FENOSA GENERACIÓN 1.883.240,5 0,0 1.883.240,5 9,09GAS NATURAL SDG 877.077,8 0,0 877.077,8 4,23ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS (ACT. COMERCI 700.082,1 0,0 700.082,1 3,38HIDROELECTRICA DEL CANTABRICO Generación 664.923,0 0,0 664.923,0 3,21IBERDROLA DISTRIBUCIÓN 497.432,0 0,0 497.432,0 2,40E.ON GENERACION, S.L. 457.301,5 0,0 457.301,5 2,21AES ENERGÍA CARTAGENA 402.523,1 0,0 402.523,1 1,94REN TRADING S.A. 0,0 389.393,6 389.393,6 0,00BIZKAIA ENERGIA 354.713,1 0,0 354.713,1 1,71BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD 353.535,3 0,0 353.535,3 1,71IB. ENERGÍAS RENOVABLES DE CASTILLA LA MANCHA 306.035,2 0,0 306.035,2 1,48DETISA (Actividad: Agente Vendedor) 269.759,8 0,0 269.759,8 1,30ENDESA COGENERACIÓN Y RENOVABLES (Act: Com R.E.) 258.388,0 0,0 258.388,0 1,25ENDESA DISTRIBUCIÓN 254.189,0 0,0 254.189,0 1,23NUEVA GENERADORA DEL SUR 251.174,9 0,0 251.174,9 1,21NUCLENOR 244.781,8 0,0 244.781,8 1,18ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA 239.318,1 0,0 239.318,1 1,16CENTRICA EN. GENERACIÓN (Act. Comercialización RE) 238.073,3 0,0 238.073,3 1,15ELÉCTRICA DE LA RIBERA DEL EBRO 235.365,1 0,0 235.365,1 1,14ELECTRICITÉ DE FRANCE 208.798,0 0,0 208.798,0 1,01CENTRAL TERMICA CICLO COMBINADO GRUPO 4, SL 146.799,6 0,0 146.799,6 0,71TARRAGONA POWER 142.316,9 0,0 142.316,9 0,69ELCOGAS 138.100,0 0,0 138.100,0 0,67CENTRICA ENERGIA 122.972,0 0,0 122.972,0 0,59HIDROELECTRICA IBERICA 116.342,8 0,0 116.342,8 0,56OTROS (Cuotas < 0,5%) 3.950.393,9 0,0 3.950.393,9 19,07Total 20.714.231,7 2.301.541,8 23.015.773,5 100
PROGRAMA HORARIO FINALUNIDADES DE PRODUCCIÓN - ABRIL 2009
Agente titular Energía España(MWh)
Energía Portugal(MWh)
Energía MIBEL(MWh)
Cuota energíaESPAÑA (%)
ENDESA ENERGÍA 3.753.678,4 104.068,2 3.857.746,6 35,96IBERDROLA COMERCIALIZADORA 1.776.541,3 47.358,9 1.823.900,2 17,02UNIÓN FENOSA COMERCIAL 1.476.782,1 2.775,4 1.479.557,5 14,15ENERGÍA PARA GRANDES CONSUMIDORES INDUSTRIALES 971.365,9 0,0 971.365,9 9,30HIDROCANTABRICO ENERGÍA 811.622,9 0,0 811.622,9 7,77OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ 334.439,9 0,0 334.439,9 3,20EDP COMERCIAL-COMERCIALIZAÇÃO DE ENERGIA 0,0 281.964,5 281.964,5 0,00CENTRICA ENERGIA 249.281,0 0,0 249.281,0 2,39E.ON ENERGIA, S.L. 202.686,2 0,0 202.686,2 1,94ATEL ENERGÍA 169.717,9 0,0 169.717,9 1,63GAS NATURAL COMERCIALIZADORA 142.856,2 0,0 142.856,2 1,37NATURGAS ENERGIA COMERCIALIZADORA 133.174,8 0,0 133.174,8 1,28ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA 62.837,6 0,0 62.837,6 0,60HISPAELEC ENERGÍA 53.013,5 0,0 53.013,5 0,51GAS NATURAL SERVICIOS 35.987,7 0,0 35.987,7 0,34NEXUS ENERGÍA 28.422,2 0,0 28.422,2 0,27ACCIONA GREEN ENERGY DEVELOPMENTS 28.245,4 0,0 28.245,4 0,27IBERDROLA GENERACIÓN 26.514,6 0,0 26.514,6 0,25DETISA (Actividad: Comercialización) 24.431,6 0,0 24.431,6 0,23EDF TRADING LIMITED 23.817,3 0,0 23.817,3 0,23ENDESA GENERACIÓN 20.028,0 0,0 20.028,0 0,19FACTOR ENERGIA 17.904,4 0,0 17.904,4 0,17DANSKE COMMODITIES 17.726,3 0,0 17.726,3 0,17CELULOSAS DE ASTURIAS (Actividad: Cliente Cualific 15.120,0 0,0 15.120,0 0,14GAS NATURAL SDG 13.594,0 0,0 13.594,0 0,13COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE 12.139,2 0,0 12.139,2 0,12OTROS (Cuotas < 0,1%) 37.276,5 0,0 37.276,5 0,36Total 10.439.204,9 436.167,0 10.875.371,9 100
PROGRAMA HORARIO FINALCOMERCIALIZADORES (RESIDENTES Y NO RESIDENTES EN ESPAÑA) Y CONSUMIDORES DIRECTOS
ABRIL 2009
Agente titular Energía España(MWh)
Energía Portugal(MWh)
Energía MIBEL(MWh)
Cuota energíaESPAÑA (%)
IBERDROLA DISTRIBUCIÓN 3.593.845,1 0,0 3.593.845,1 37,79ENDESA DISTRIBUCIÓN 3.487.135,2 0,0 3.487.135,2 36,66EDP SERVIÇO UNIVERSAL 0,0 2.424.293,4 2.424.293,4 0,00UNIÓN FENOSA DISTRIBUCIÓN 1.615.443,8 0,0 1.615.443,8 16,99HIDROCANTABRICO DISTRIBUCIÓN 553.441,1 0,0 553.441,1 5,82E.ON DISTRIBUCION, S.L. 188.066,9 0,0 188.066,9 1,98HIDROCANTABRICO ENERGÍA 35.682,7 0,0 35.682,7 0,38NEXUS ENERGÍA 21.960,5 0,0 21.960,5 0,23OTROS (Cuotas < 0,1%) 15.258,1 0,0 15.258,1 0,16Total 9.510.833,4 2.424.293,4 11.935.126,8 100
PROGRAMA HORARIO FINALDISTRIBUCIÓN - ABRIL 2009
4. EVOLUCIÓN DE LA ENERGÍA Y PRECIOS
CORRESPONDIENTES A LOS PROCESOS DE OPERACIÓN
TÉCNICA DEL SISTEMA EN EL MES DE MAYO 2009.
4.1 Energía y potencia necesarios para la regulación técnica del sistema eléctrico
español (ver nota 1) La intervención del operador del sistema español, de acuerdo con los Procedimientos de Operación del Sistema vigentes, se produce para garantizar la seguridad y fiabilidad del suministro en la red de transporte, y que los flujos de producción y demanda de electricidad estén permanentemente en equilibrio. La necesidad de la participación del operador del sistema utilizando los distintos procesos de regulación técnica podría quedar reducida al inevitable requerimiento de las pequeñas oscilaciones de la demanda, si hubiera un cumplimiento estricto, por parte de los agentes, de lo contratado en los distintos mercados. Con esta finalidad, el operador del sistema utiliza mecanismos de competencia entre unidades de producción denominados gestión de desvíos y servicios complementarios de regulación secundaria y terciaria. Por otra parte, si las circunstancias lo requieren y de conformidad, asimismo, con los Procedimientos de Operación del Sistema en vigor, el operador del sistema puede dar instrucciones directas de funcionamiento a determinadas unidades de producción, tratándose en este caso de un procedimiento especial o de emergencia. El volumen de energía gestionado por el operador del sistema español en el mes de mayo mediante estos procedimientos ha sido de 927 GWh, un 11,7% superior al del mes anterior. La asignación media de banda de potencia por regulación secundaria ha sido a subir 686 MW y 512 MW de banda de regulación secundaria a bajar. El volumen económico es de 29.687 kEur, un 8,4% inferior al del mes anterior de 27.377 kEur. Este resultado en el sistema eléctrico español atendiendo a los distintos procesos ha sido el siguiente:
Banda horaria media de regulación secundaria (MW) 686 512
Gestión de desvíos (GWh) 53 202
Energía de regulación secundaria (GWh) 103 94
Energía de regulación terciaria (GWh) 159 271
Procedimientos especiales y de emergencia (GWh) 26 21
Total Energía (GWh) 340 587
Neto de energía 247
Valor económico (kEUR) 16.520 13.167
PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
ENERGÍA O POTENCIA A
SUBIR
ENERGÍA O POTENCIA A
BAJAR
34
4.2 Costes derivados de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico
español. El coste medio derivado de los procesos de operación técnica del sistema eléctrico español en el mes de mayo supuso el 1,6% del precio final del sistema eléctrico español, superior al 1,4% correspondiente al mes anterior. La incidencia en el precio del kWh ascendió a 0,064 cEur/kWh, inferior a los 0,056 cEur/kWh correspondiente al mes anterior. Para cada proceso la incidencia en el precio final del kWh ha sido la siguiente:
- Gestión de desvíos 0,0 cEur/kWh - Banda de regulación secundaria 0,1 cEur/kWh - Energía de regulación secundaria 0,0 cEur/kWh - Energía de regulación terciaria y emergencia 0,0 cEur/kWh
4.3 Precios medios derivados de los procesos de operación técnica del sistema
eléctrico español en el mes de mayo de 2009. Los precios medios correspondientes a estos procesos han sido los siguientes:
- Banda de regulación secundaria 0,943 cEur/kW/h - Gestión de desvíos a subir 4,539 cEur/kWh - Gestión de desvíos a bajar 2,319 cEur/kWh - Energía de regulación secundaria a subir 4,035 cEur/kWh - Energía de regulación secundaria a bajar 2,631 cEur/kWh - Energía de regulación terciaria a subir 4,790 cEur/kWh - Energía de regulación terciaria a bajar 2,146 cEur/kWh
35
5. PAGO POR CAPACIDAD EN EL MES DE MAYO DE 2009.
5.1 Concepto y aplicación del pago por capacidad (ver nota 2) El coste incurrido en la financiación del pago por capacidad es un componente del precio final de la electricidad cuyo objeto es que dicho precio pueda identificarse con una señal correcta a medio y largo plazo para los participantes en el mercado y que exprese, asimismo, el coste de la garantía de suministro a todos los consumidores prevista en la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico. La disposición adicional séptima de la Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre establece que todos los comercializadores y consumidores directos estarán obligados al pago por capacidad por la energía adquirida a través de las diferentes modalidades de contratación y destinadas a consumo interno español:
• El coste horario por pago por capacidad para los comercializadores y consumidores directos que adquieran su energía en el mercado de producción se obtendrá como resultado de multiplicar sus adquisiciones en el mercado en barras de central por un precio unitario que depende de cada período tarifario definido en su tarifa de acceso, y que en el caso más general seguirá el siguiente cuadro:
HORARIOS PARA EL CÁLCULO DE PAGOS POR CAPACIDAD
PAGO POR CAPACIDADCOMPRADORES: COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES DIRECTOS
CON TARIFA DE ACCESO DE SEIS PERIODOS
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 4 4S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 4 4 4 4 4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 4 4S, 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 6L-->V 6 6 6 6 6 6 6 6 2 2 1 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 2 2 2S, 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 6DICIEMBRE
AGOSTO
SEPTIEMBRE
OCTUBRE
NOVIEMBRE
MAYO
JUNIO (1-15)
JUNIO (16-30)
JULIO
ENERO
FEBRERO
MARZO
ABRIL
Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3 Periodo 4 Periodo 5 Periodo 60,7934 cent/kWh 0,3662 cent/kWh 0,2441 cent/kWh 0,1831 cent/kWh 0,1831 cent/kWh 0,0 cent/kWh
36
5.2 Coste derivado de la financiación del pago por capacidad En el mes de mayo los pagos por capacidad en el sistema eléctrico español correspondientes a los 11.955 GWh adquiridos por los comercializadores y consumidores directos para consumo interno español se han liquidado a un precio medio unitario de 0,182 cEur/kWh tal y como se indica en el siguiente cuadro:
CONJUNTO DEL MERCADO
COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS
kEUR cent/kWh cent/kWh
MAYO 21.712 0,111 0,182
MESVOLUMEN
ECONÓMICO
PAGO POR CAPACIDADCOSTE UNITARIO MEDIO
37
6. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL MES
DE MAYO DE 2009.
6.1 Precios y energías finales del mes de mayo en el sistema eléctrico
español (ver nota 3) El precio final del mercado de electricidad en el sistema eléctrico español 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 los pagos por capacidad y desde junio de 2006 la valoración de los contratos bilaterales al precio del mercado diario. 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 4,062 cEur/kWh y en promedio sin ponderar de 3,955 cEur/kWh, siendo ambos similares a los registrados en el mes anterior de 4,043 cEur/kWh (precio medio ponderado) y 3,986 cEur/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 31,5% y para los consumidores directos y comercializadores, residentes en España y no residentes, un 32,8%. Durante el mes de mayo el precio horario final máximo ha sido de 5,805 cEur/kWh en la hora 22 del día 5 y el mínimo ha sido de 2,168 cEur/kWh en la hora 5 del día 4. La relación entre el máximo y el mínimo es 2,68.
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Precio mínimo Precio medio Precio máximo
cent/kWh MAYO 2009
Periodo Precio01/05/2009 31/05/2009 4,062 cent/kWh
Precio medio final ponderado de la energía en el mercado de electricidad
38
Las diferencias entre el valor del precio horario final máximo y mínimo de cada día han sido superiores a 3 cEur/kWh en 3 días del mes, siendo la máxima diferencia de 3,175 cEur/kWh y la mínima diferencia de 0,987 cEur/kWh. En las horas de valle (entre 1 y 7 de la mañana) la franja de precios está comprendida entre 2,168 y 4,438 cEur/kWh. En el resto de las horas los precios se sitúan en una franja entre 2,622 y 5,805 cEur/kWh.
FECHA ENERGÍA (MWh)
PRECIO MEDIO
(cent/kWh)
PRECIO MÁXIMO
(cent/kWh)
PRECIO MÍNIMO
(cent/kWh)
DIFERENCIA MAX-MÍN
(cent/kWh)
ENERGÍA MÁXIMA (MWh)
ENERGÍA MÍNIMA (MWh)
TOTAL NEGOCIADO
(kEUR)
1-may-09 579.317 3,808 5,705 2,622 3,083 26.667 22.086 22.059
2-may-09 577.107 3,923 5,778 2,845 2,933 27.156 20.428 22.642
3-may-09 567.504 3,795 4,802 3,056 1,746 27.936 20.120 21.535
4-may-09 704.205 4,082 5,343 2,168 3,175 33.985 22.875 28.744
5-may-09 729.595 4,137 5,805 2,676 3,129 35.118 24.780 30.181
6-may-09 718.962 4,347 5,216 3,474 1,742 35.518 23.722 31.252
7-may-09 734.314 4,273 5,130 3,489 1,641 35.725 24.190 31.380
8-may-09 731.318 4,233 5,063 3,530 1,533 35.367 25.097 30.957
9-may-09 632.908 4,049 5,254 3,466 1,788 29.640 22.855 25.629
10-may-09 576.108 3,757 5,114 3,028 2,086 27.426 21.119 21.646
11-may-09 704.527 4,091 5,086 2,540 2,546 34.337 22.824 28.823
12-may-09 727.875 4,203 4,862 3,090 1,772 35.275 24.435 30.596
13-may-09 723.637 4,168 5,176 2,921 2,255 34.972 24.129 30.164
14-may-09 729.296 3,995 4,835 2,980 1,855 36.025 24.517 29.132
15-may-09 700.274 4,107 4,919 3,029 1,890 33.973 24.848 28.758
16-may-09 619.708 3,899 4,483 3,496 0,987 28.696 22.268 24.161
17-may-09 587.152 3,624 5,315 2,787 2,528 27.828 21.751 21.276
18-may-09 697.253 4,290 5,066 3,480 1,586 34.196 21.506 29.909
19-may-09 734.784 4,102 4,753 2,912 1,841 35.419 25.360 30.138
20-may-09 752.650 4,125 4,911 2,948 1,963 36.769 25.000 31.044
21-may-09 739.769 3,937 4,566 2,841 1,725 35.863 25.516 29.128
22-may-09 736.108 4,007 4,762 2,611 2,151 36.311 24.909 29.499
23-may-09 645.042 3,892 4,526 3,207 1,319 31.018 23.610 25.108
24-may-09 572.204 3,870 5,000 3,384 1,616 27.485 20.422 22.142
25-may-09 701.085 4,113 4,711 3,470 1,241 35.386 21.421 28.833
26-may-09 738.471 3,930 4,519 3,104 1,415 36.481 24.583 29.019
27-may-09 742.893 3,930 4,755 2,819 1,936 35.108 25.731 29.197
28-may-09 745.689 3,851 4,771 2,624 2,147 35.669 25.517 28.715
29-may-09 724.565 3,942 4,483 2,813 1,670 35.139 25.101 28.566
30-may-09 639.731 3,814 4,275 3,159 1,116 29.960 22.961 24.399
31-may-09 574.530 3,832 4,636 3,214 1,422 27.807 20.547 22.016
PRECIO HORARIO FINAL
39
El volumen de energía correspondiente al mes de mayo ha ascendido a 19.601 GWh y el volumen económico a 846.648 kEur, superior al registrado en el mes anterior que fue de 830.420 kEur para un volumen de energía de 20.542 GWh. 6.2 Componentes del precio horario final (ver nota 4) Los componentes del precio horario medio final que figuran a continuación se han determinado para el mes de mayo con la mejor previsión de medida de la que se dispone, incorporando la diferenciación entre distribuidores y el conjunto de comercializadoras residentes en España, consumidores directos y comercializadores no residentes en España (antiguamente agentes externos).
0,000
3,766
0,134
0,047
0,019
0,000
-0,004
3,747
0,128
0,047
0,012
0,182
-0,002
3,754
0,135
0,047
0,017
0,111
0,000
0,500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
cent/kWh
Distribuidores y Exportación REE Comercializadores, Cons.Directos y Ag. Externos
Conjunto del mercado
PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. MAYO 2009
Pago por capacidadProcesos del OSAsig reg secundariaRestriccionesMercado diarioMercado intradiario
3,9664,112 4,062
40
El precio horario final medio quedó determinado en el mes de mayo en un 93% por el precio del mercado diario, en un 4% por los costes derivados de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios 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 3% por la aplicación del pago por capacidad.
95%
1%
0%
1%
0%
91%
1%
3%
0%
0%
5%
93%
1%
3%
0%
0%
3%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
cent/kWh
Distribuidores y Exportación REE Comercializadores y Cons.Directos
Conjunto del mercado
PRECIO HORARIO FINAL MEDIO. PORCENTAJES. MAYO 2009
Pago por capacidadProcesos del OSMercado intradiarioRestriccionesAsig reg secundariaMercado diario
3%
102%
0%
0%
0%
-2%
0%
95%
0%
-1%
6%
0%
0%
89%
0%
0%
13%
-2%
0%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Distribuidores y Exportación REE Comercializadores y Cons. Directos Conjunto del mercado
ENERGÍA FINAL. PORCENTAJES. MAYO 2009
Pago por capacidadProcesos del OSMercado intradiarioRestriccionesAsig reg secundariaMercado diario
41
42
El precio final horario medio a los efectos de lo dispuesto en el artículo 14 y otros del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, se presenta en el cuadro siguiente.
Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24V 01 4,118 4,150 4,113 3,843 3,592 3,533 3,443 2,622 2,873 3,566 3,536 3,585 3,535 3,586 3,814 3,565 3,535 3,539 3,651 3,937 4,069 5,705 4,843 4,185S 02 4,149 4,032 3,549 3,249 3,197 3,188 3,208 2,845 3,168 3,613 3,835 3,901 4,042 4,208 4,251 4,041 3,804 3,799 3,872 4,043 4,362 5,778 4,919 4,202D 03 4,337 3,837 3,816 3,487 3,488 3,525 3,768 3,508 3,520 3,697 4,210 4,201 4,171 4,166 3,886 3,538 3,201 3,056 3,179 3,487 3,637 4,802 4,536 3,607L 04 3,298 2,809 2,763 2,193 2,168 2,567 3,480 3,775 4,111 4,474 4,771 4,782 4,883 4,824 4,545 4,418 4,347 4,257 4,173 4,148 4,227 5,343 4,617 4,289M 05 3,423 3,116 2,929 2,742 2,676 2,799 3,513 3,891 4,280 4,529 4,547 4,505 4,584 4,452 4,263 4,298 4,431 4,505 4,412 4,319 4,424 5,805 4,761 4,314X 06 3,987 3,909 3,742 3,498 3,474 3,485 3,959 4,239 4,430 4,701 4,757 4,757 4,674 4,525 4,524 4,403 4,454 4,458 4,379 4,413 4,440 5,216 4,487 4,203J 07 4,079 3,769 3,647 3,511 3,489 3,559 4,000 4,326 4,896 4,925 5,130 4,963 4,922 4,488 4,135 4,105 4,116 4,214 4,191 4,161 4,175 4,670 4,053 3,894V 08 3,803 3,662 3,647 3,541 3,530 3,551 3,795 3,986 4,319 4,461 4,990 5,008 4,999 5,063 4,607 4,367 4,316 4,325 4,171 4,048 4,017 4,275 4,031 3,929S 09 3,793 3,650 3,626 3,607 3,488 3,483 3,591 3,466 3,757 4,193 4,837 4,463 4,217 4,154 3,854 3,709 3,634 3,707 3,920 4,040 4,360 5,254 5,211 4,574D 10 4,366 4,030 3,771 3,691 3,461 3,336 3,571 3,028 3,131 3,471 3,787 3,574 3,573 3,677 3,559 3,408 3,388 3,393 3,469 3,712 3,877 5,114 4,964 4,247L 11 3,823 3,463 3,028 2,591 2,540 2,644 3,529 3,901 4,733 4,915 5,086 4,553 4,475 4,267 4,160 4,165 4,093 4,159 4,121 4,211 4,313 4,973 4,482 3,916M 12 3,754 3,584 3,463 3,153 3,090 3,156 3,651 3,876 4,439 4,658 4,862 4,763 4,757 4,699 4,335 4,302 4,371 4,375 4,324 4,331 4,406 4,789 4,346 3,902X 13 3,731 3,592 3,076 2,995 2,921 3,097 3,627 3,924 4,381 4,592 5,081 5,120 5,176 4,848 4,401 4,339 4,279 4,281 4,219 4,200 4,158 4,303 4,180 3,751J 14 3,784 3,592 3,596 3,095 2,980 2,986 3,617 3,924 4,301 4,749 4,835 4,470 4,454 4,246 4,084 3,988 3,954 4,058 4,025 3,959 3,913 4,204 4,146 3,722V 15 3,721 3,591 3,526 3,160 3,120 3,029 3,577 3,765 4,190 4,408 4,646 4,527 4,509 4,411 4,273 4,218 4,188 4,236 4,223 4,241 4,292 4,919 4,668 4,062S 16 4,057 3,824 3,669 3,562 3,540 3,549 3,552 3,496 3,726 3,973 4,183 4,220 4,200 4,483 4,420 3,838 3,595 3,530 3,593 3,711 3,886 4,336 4,193 3,967D 17 4,274 3,911 3,780 3,507 3,395 3,291 3,303 3,027 3,080 3,268 3,485 3,476 3,645 3,578 3,752 3,149 3,077 2,787 3,041 3,165 3,503 4,831 5,315 4,665L 18 4,438 4,050 3,818 3,541 3,491 3,480 3,733 3,866 4,248 4,391 4,794 4,773 5,066 4,934 4,742 4,482 4,358 4,351 4,295 4,280 4,229 4,335 4,198 3,730M 19 3,548 3,481 3,124 2,930 2,912 2,952 3,623 3,943 4,404 4,572 4,733 4,753 4,686 4,518 4,432 4,419 4,399 4,364 4,361 4,343 4,239 4,402 4,141 3,647X 20 3,297 3,261 2,958 2,955 2,952 2,948 3,642 3,915 4,462 4,820 4,911 4,752 4,602 4,442 4,330 4,255 4,307 4,375 4,339 4,386 4,399 4,637 4,364 3,855J 21 3,592 3,386 3,024 2,845 2,841 2,929 3,491 3,710 4,026 4,153 4,440 4,354 4,432 4,566 4,226 4,146 4,130 4,202 4,133 4,093 4,059 4,393 4,209 3,824V 22 3,586 3,137 2,858 2,611 2,621 2,832 3,509 3,685 4,011 4,345 4,574 4,478 4,544 4,349 4,185 4,222 4,297 4,385 4,357 4,334 4,319 4,762 4,384 4,047S 23 3,857 3,764 3,580 3,540 3,457 3,315 3,276 3,207 3,536 4,076 4,231 4,337 4,320 4,142 3,936 3,841 3,798 3,728 3,825 3,971 3,997 4,498 4,526 4,089D 24 4,048 3,771 3,751 3,658 3,538 3,523 3,594 3,384 3,572 3,748 3,995 4,090 4,010 3,815 3,675 3,612 3,529 3,554 3,633 3,743 3,983 4,673 5,000 4,403L 25 4,103 3,676 3,521 3,470 3,475 3,529 3,689 3,791 4,127 4,428 4,681 4,711 4,622 4,442 4,143 4,100 4,091 4,132 4,118 4,117 4,100 4,339 4,205 3,813M 26 3,559 3,481 3,325 3,104 3,106 3,106 3,536 3,944 4,204 4,314 4,519 4,327 4,343 4,297 4,049 3,996 4,083 4,141 4,058 3,999 3,852 4,160 3,955 3,634X 27 3,468 3,113 2,819 2,833 2,847 3,051 3,481 3,702 4,212 4,412 4,569 4,600 4,755 4,488 4,155 4,129 4,021 4,163 4,046 4,061 4,029 4,280 4,032 3,687J 28 3,196 2,912 2,636 2,654 2,624 2,839 3,301 3,626 3,887 4,094 4,089 4,139 4,264 4,298 3,996 3,908 3,998 4,248 4,238 4,325 4,484 4,771 4,573 3,800V 29 3,272 3,214 2,923 2,813 2,814 3,061 3,428 3,781 4,149 4,277 4,401 4,445 4,483 4,466 4,255 4,264 4,305 4,258 4,249 4,255 4,063 4,180 4,046 3,790S 30 3,933 3,784 3,633 3,485 3,422 3,410 3,446 3,159 3,412 3,672 4,132 4,176 4,236 4,275 4,174 3,975 3,646 3,628 3,722 3,802 3,740 4,172 4,192 3,744D 31 3,988 3,894 3,863 3,653 3,489 3,481 3,463 3,214 3,310 3,627 3,850 4,077 4,189 4,391 4,207 3,792 3,627 3,464 3,474 3,512 3,713 4,386 4,636 4,077
Fuente: CNE
Precio Final Unidades de Adquisición (cent/kWh) Mayo 2009
7. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN EL PERÍODO ENERO-MAYO 2009 EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
7.1. Contratación de energía en el sistema eléctrico español La contratación de energía en el programa resultante de la casación del mercado diario en el sistema eléctrico español en el periodo ha ascendido a 82.588 GWh y 3.449.253 kEur, lo que supone una disminución del 19,8% y del 47,0%, respectivamente, respecto al mismo periodo del año anterior. Las energías indicadas en el presente capítulo se corresponden con la energía negociada 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. Igualmente, para el cálculo del importe económico, el saldo en la interconexión con Portugal se ha valorado al precio del sistema eléctrico español, para permitir la comparación con el escenario anterior al 1 de julio de 2007. La contratación de energía en el programa resultante de la casación del mercado intradiario en el mismo periodo se ha situado en 11.173 GWh y 445.546 kEur, lo que supone un aumento del 39,1% y una disminución del 9,54%, respecto al mismo periodo del año anterior. La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa en el periodo en 4.898 GWh y 191.322 kEur, lo que supone un aumento del 25,9% en energía y una disminución del 16,6% en volumen económico, con respecto al mismo periodo del año anterior (ver nota 1). Para el conjunto del mercado de producción, la contratación neta de energía ha ascendido a 109.388 GWh y 5.033.146 kEur, lo que ha supuesto una disminución del 10,9% en energía y del 39,5% en volumen económico, con respecto al mismo periodo del año anterior.
43
7.2. Precios (ver nota 3) El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español correspondiente al periodo ha sido de 4,065 cEur/kWh. A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo, comparado con el mismo periodo del año anterior.
PRECIO MEDIO ARITMÉTICO DEL MERCADO DIARIOENERO 2008 - MAYO 2008 y ENERO 2009 - MAYO 2009
0
1
2
3
4
5
6
7
8
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
ENER
O -
MA
YO
cent/kWh
Mercado Diario año 2008 Mercado Diario año 2009
Incremento: -34,44 %
44
45
El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español ha sido de 4,041 cEur/kWh. A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo, comparado con el mismo periodo del año anterior.
PRECIO MEDIO ARITMÉTICO DEL MERCADO INTRADIARIOENERO 2008 - MAYO 2008 y ENERO 2009 - MAYO 2009
0
1
2
3
4
5
6
7
8
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
ENER
O -
MA
YO
cent/kWh
Mercado Intradiario año 2008 Mercado Intradiario año 2009
Incremento: -35,11 %
El precio medio de venta de energía en el conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 6,407 cEur/kWh frente a 5,777 cEur/kWh del mismo periodo del año anterior. Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 2,004 cEur/kWh frente a 3,431 cEur/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 0,255 cEur/kWh, un 15,2% superior al correspondiente al mismo periodo del año anterior. En cuanto al precio medio horario final ponderado, que se ha situado en 4,555 cEur/kWh, la evolución en el periodo considerado figura a continuación:
PRECIO HORARIO FINAL GLOBAL
ENERO 2008 - MAYO 2008 y ENERO 2009 - MAYO 2009
0
2
4
6
8
10
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
ENER
O -
MA
YO
cent/kWh
PHF Global año 2008 PHF Global año 2009
Incremento: -31,36 %
Sin embargo el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (consumidores directos, comercializadores residentes y no residentes en España) se sitúa en el periodo en 4,625 cEur/kWh, precio ponderado y en 4,519 cEur/kWh, precio sin ponderar.
PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CONSUMIDORES DIRECTOS Y COMERCIALIZADORES
ENERO 2008 - MAYO 2008 y ENERO 2009 - MAYO 2009
0
2
4
6
8
10
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
ENER
O -
MA
YO
cent/kWh
PHF consumo liberalizado año 2008 PHF consumo liberalizado año 2009
Incremento: -32,49 %
46
8. EVOLUCIÓN DEL MERCADO DE ELECTRICIDAD EN LOS ÚLTIMOS DOCE MESES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
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 venta, siempre que no existan compromisos derivados de contratación bilateral, 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 han presentado ofertas a precio instrumental según establece la Legislación desde enero de 2007.
• Los titulares de centrales de bombeo, los comercializadores y los
consumidores directos que acuden al mercado vienen realizando ofertas de compra con precio diferente del instrumental.
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 septiembre de 2008 (7,303 cEur/kWh), al menor correspondiente al mes de mayo de 2009 (3,697 cEur/kWh). Para el 17,8% de las sesiones del mercado, la diferencia entre precios máximos y mínimos oscila entre 1 y 2 cEur/kWh. No obstante, en períodos de precios bajos, la diferencia entre precios máximos y mínimos es de menor entidad. El precio medio aritmético del periodo es de 5,560 cEur/kWh.
47
JUNIO 2008 - MAYO 2009SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
01/0
6/08
15/0
6/08
29/0
6/08
13/0
7/08
27/0
7/08
10/0
8/08
24/0
8/08
07/0
9/08
21/0
9/08
05/1
0/08
19/1
0/08
02/1
1/08
16/1
1/08
30/1
1/08
14/1
2/08
28/1
2/08
11/0
1/09
25/0
1/09
08/0
2/09
22/0
2/09
08/0
3/09
22/0
3/09
05/0
4/09
19/0
4/09
03/0
5/09
17/0
5/09
31/0
5/09
Fechas
cEur/kWh
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
900.000
1.000.000
1.100.000
1.200.000
MWh
Precio máximoPrecio medio aritméticoPrecio mínimoPrograma diario base de funcionamiento máximo de unidades físicasEnergía en programa resultante de casación + Energía asimilada en BilateralesEnergía en programa resultante de casación
Precio medio aritmético de la energía en el mercado diario de electricidad Periodo Precio 01/06/2008 31/05/2009 5,560 cEur/kWh
ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO
GWh kEUR cent/kWh GWh kEUR cent/kWh GWh kEUR
JUNIO 19.062 1.128.569 5,834 2.775 182.298 6,457 21.837 1.316.639
JULIO 20.114 1.390.732 6,819 3.177 237.344 7,312 23.291 1.632.299
AGOSTO 18.957 1.345.160 7,010 2.881 212.722 7,233 21.838 1.560.384
SEPTIEMBRE 17.457 1.291.000 7,303 2.955 228.676 7,578 20.412 1.522.430
OCTUBRE 16.547 1.174.126 6,977 2.720 213.174 7,645 19.267 1.393.159
NOVIEMBRE 17.526 1.189.284 6,653 2.803 220.500 7,655 20.329 1.419.421
DICIEMBRE 18.882 1.106.993 5,711 3.211 214.074 6,371 22.093 1.327.644
ENERO 19.206 982.019 4,993 3.250 176.909 5,147 22.455 1.160.989
FEBRERO 16.143 672.721 4,071 2.959 125.906 4,028 19.102 798.900
MARZO 16.121 626.176 3,831 2.662 106.103 3,834 18.783 732.618
ABRIL 15.296 575.782 3,720 2.192 87.239 3,838 17.488 664.157
MAYO 15.822 592.554 3,697 2.308 90.210 3,811 18.131 683.750
Total 211.134 12.075.118 5,560 33.892 2.095.155 5,920 245.025 14.212.390
MERCADO DIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO
MES
SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉSENERGÍA
CONTRATACIÓN (Inc. Renta
Congestión)
48
El volumen de contratación en el programa resultante de la casación del mercado diario en el sistema eléctrico español ha ascendido en los doce últimos meses a 12.075.118 kEur y a 211.134 GWh. La energía en el programa resultante de la casación en el mercado diario tiene un máximo en julio de 2008, con 20.114 GWh. Las energías indicadas en el presente informe se corresponden con la energía negociada 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. Igualmente, para el cálculo del importe económico, el saldo en la interconexión con Portugal se ha valorado al precio del sistema eléctrico español, para permitir la comparación con el escenario anterior al 1 de julio de 2007. Las adquisiciones correspondientes a comercializadores y consumidores directos en el mercado diario en el sistema eléctrico español en mayo de 2009 representan el 25,44% en energía sobre el total adquirido en el mercado diario y el 25,38% en volumen económico de la demanda mensual en este mercado. Las adquisiciones realizadas por los comercializadores no residentes en el mercado diario en el sistema eléctrico español han sido de 464,2 GWh en el mes de mayo de 2009.
MES
2008 - JUNIO 1.022 5,59% 347 1,89% 1.369 7,49%
2008 - JULIO 2.372 12,23% 369 1,90% 2.741 14,14%
2008 - AGOSTO 2.327 12,69% 387 2,11% 2.714 14,80%
2008 - SEPTIEMBRE 2.438 14,51% 404 2,40% 2.842 16,91%
2008 - OCTUBRE 2.593 16,38% 338 2,13% 2.930 18,52%
2008 - NOVIEMBRE 1.993 11,94% 251 1,50% 2.244 13,44%
2008 - DICIEMBRE 1.579 8,75% 216 1,20% 1.795 9,94%
2009 - ENERO 1.983 10,65% 306 1,64% 2.289 12,29%
2009 - FEBRERO 2.063 12,98% 248 1,56% 2.311 14,54%
2009 - MARZO 2.373 15,11% 191 1,22% 2.564 16,33%
2009 - ABRIL 2.635 17,99% 239 1,63% 2.873 19,62%
2009 - MAYO 3.867 25,44% 464 3,05% 4.331 28,50%
TOTAL 27.245 13,39% 3.759 1,85% 31.004 15,24%
ENERGÍA (GWh) Y PORCENTAJES RESPECTO AL MERCADO DIARIOSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
Comercializadoras y consumidores directos Agentes externos Total
49
Durante los doce últimos meses, la contratación de intercambios internacionales (ventas y compras) ha supuesto en el mercado diario un total de 7.829 GWh, a los que hay que añadir 4.226 GWh de los contratos bilaterales. Para los doce últimos meses la producción por tecnologías en el sistema eléctrico español ha sido la siguiente:
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍAS
SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOLJUNIO 2008 - MAYO 2009
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
01/0
6/08
15/0
6/08
29/0
6/08
13/0
7/08
27/0
7/08
10/0
8/08
24/0
8/08
07/0
9/08
21/0
9/08
05/1
0/08
19/1
0/08
02/1
1/08
16/1
1/08
30/1
1/08
14/1
2/08
28/1
2/08
11/0
1/09
25/0
1/09
08/0
2/09
22/0
2/09
08/0
3/09
22/0
3/09
05/0
4/09
19/0
4/09
03/0
5/09
17/0
5/09
31/0
5/09
ENER
GÍA
S (G
Wh)
RÉGIMEN ESPECIAL EÓLICA RÉGIMEN ESPECIAL (RESTO) NUCLEAR
IMPORTACIONES (FR + PT + AD + MA) HIDRÁULICA CARBÓN
CICLO COMBINADO FUEL-GAS
ENERGÍA DIARIA POR TECNOLOGÍASSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
JUNIO 2008 - MAYO 2009
12%
15%
20%
3%9%
14%
25%
2%
RÉGIMEN ESPECIAL EÓLICA
RÉGIMEN ESPECIAL (RESTO)
NUCLEAR
IMPORTACIONES (FR + PT + AD + MA)
HIDRÁULICA
CARBÓN
CICLO COMBINADO
FUEL-GAS
50
TOTAL
2008 - JUNIO 4.668 8,7% 490 6,9% 2.588 10,1% 1.975 5,1% 430 8,4% 7.043 10,3% 5.073 7,1% 22.269
2008 - JULIO 4.687 8,7% 591 8,3% 1.924 7,5% 3.681 9,5% 402 7,8% 8.636 12,7% 4.934 6,9% 24.855
2008 - AGOSTO 5.038 9,3% 517 7,3% 1.330 5,2% 3.168 8,2% 434 8,5% 7.951 11,7% 4.469 6,3% 22.907
2008 - SEPTIEMBRE 4.526 8,4% 461 6,5% 1.343 5,2% 3.476 9,0% 376 7,3% 7.198 10,6% 4.746 6,6% 22.125
2008 - OCTUBRE 4.333 8,0% 560 7,9% 1.249 4,9% 4.194 10,9% 417 8,1% 5.957 8,7% 5.329 7,5% 22.039
2008 - NOVIEMBRE 4.077 7,6% 607 8,5% 1.566 6,1% 4.247 11,0% 452 8,8% 5.438 8,0% 6.341 8,9% 22.727
2008 - DICIEMBRE 4.973 9,2% 624 8,8% 2.457 9,6% 4.436 11,5% 502 9,8% 4.217 6,2% 6.842 9,6% 24.052
2009 - ENERO 5.441 10,1% 478 6,7% 2.287 8,9% 4.493 11,6% 466 9,1% 4.770 7,0% 6.969 9,8% 24.904
2009 - FEBRERO 4.324 8,0% 492 6,9% 3.819 14,9% 2.805 7,3% 370 7,2% 3.117 4,6% 6.479 9,1% 21.406
2009 - MARZO 3.951 7,3% 722 10,2% 2.709 10,6% 2.667 6,9% 466 9,1% 4.244 6,2% 6.865 9,6% 21.624
2009 - ABRIL 4.138 7,7% 708 9,9% 2.092 8,2% 1.542 4,0% 428 8,4% 4.576 6,7% 6.797 9,5% 20.281
2009 - MAYO 3.780 7,0% 865 12,2% 2.278 8,9% 1.960 5,1% 380 7,4% 5.064 7,4% 6.597 9,2% 20.924
TOTAL 53.936 100,0% 7.116 100,0% 25.642 100,0% 38.643 100,0% 5.123 100,0% 68.211 100,0% 71.441 100,0% 270.111
ENERGÍA(GWh)SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
Nuclear Importaciones Hidráulica Carbón Fuel-Gas Ciclo Combinado Regimen Especial a Mercado
El número de horas que cada tecnología ha marcado precio marginal en la curva de formación de precios, agrupando los datos por semanas, se refleja en el siguiente gráfico desde el comienzo del mercado de producción.
TECNOLOGÍA QUE MARCA PRECIO 01/01/1998 al 31/05/2009 (SEMANAL)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
11/0
1/19
98
03/0
5/19
98
23/0
8/19
98
13/1
2/19
98
04/0
4/19
99
25/0
7/19
99
14/1
1/19
99
05/0
3/20
00
25/0
6/20
00
15/1
0/20
00
04/0
2/20
01
27/0
5/20
01
16/0
9/20
01
06/0
1/20
02
28/0
4/20
02
18/0
8/20
02
08/1
2/20
02
30/0
3/20
03
20/0
7/20
03
09/1
1/20
03
29/0
2/20
04
20/0
6/20
04
10/1
0/20
04
30/0
1/20
05
22/0
5/20
05
11/0
9/20
05
01/0
1/20
06
23/0
4/20
06
13/0
8/20
06
03/1
2/20
06
25/0
3/20
07
15/0
7/20
07
04/1
1/20
07
24/0
2/20
08
15/0
6/20
08
05/1
0/20
08
25/0
1/20
09
17/0
5/20
09
Hor
as
Térmica Generación_Bombeo Hidraúlica Bombeo_consumo R.E.E. Importación sin Contrato REE Régimen Especial
51
El análisis comparativo de la media móvil de los periodos junio 2008 - mayo 2009 y junio 2007 - mayo 2008, 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 junio 2008 - mayo 2009 ha ascendido a 211.134 GWh y 12.075.118 kEur, lo que supone un descenso del 10,0% y un descenso del 1,0%, respectivamente, respecto al periodo junio 2007 - mayo 2008.
- El precio medio aritmético del mercado diario en el sistema eléctrico español
correspondiente al periodo junio 2008 - mayo 2009 ha sido de 5,560 cEur/kWh, lo que supone un ascenso del 11,2%, respectivamente, respecto al periodo junio 2007 - mayo 2008. A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo.
PRECIO MEDIO ARITMÉTICO DEL MERCADO DIARIOJUNIO 2007 - MAYO 2008 y JUNIO 2008 - MAYO 2009
0
1
2
3
4
5
6
7
8
JUN
IO
JULI
O
AG
OST
O
SEPT
IEM
BR
E
OC
TUB
RE
NO
VIEM
BR
E
DIC
IEM
BR
E
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
JUN
IO -
MA
YO
cent/kWh
Mercado Diario año 2007 - 2008 Mercado Diario año 2008 - 2009
Incremento: 11,16 %
52
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. En este último mes ha supuesto un 4,1% de la energía negociada en el mercado diario (ver nota 1).
Energía Diaria Asignada por Restricciones ENERO 1998 - MAYO 2009
0,0
20.000,0
40.000,0
60.000,0
80.000,0
100.000,0
120.000,0
01-e
ne-9
8
01-ju
l-98
01-e
ne-9
9
01-ju
l-99
01-e
ne-0
0
01-ju
l-00
01-e
ne-0
1
01-ju
l-01
01-e
ne-0
2
01-ju
l-02
01-e
ne-0
3
01-ju
l-03
01-e
ne-0
4
01-ju
l-04
01-e
ne-0
5
01-ju
l-05
01-e
ne-0
6
01-ju
l-06
01-e
ne-0
7
01-ju
l-07
01-e
ne-0
8
01-ju
l-08
01-e
ne-0
9
Días
Energía (MWh)
Energia Tendencia Quincenal
ENERGÍA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE TOTAL COSTE
UNITARIOPRECIO MEDIO
FASE I SubirPRECIO MEDIO
FASE I BajarPRECIO MEDIO FASE II Subir
PRECIO MEDIO FASE II Bajar
GWh kEUR kEUR cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh
JUNIO 499 110.415 50.473 0,261 16,280 6,587 6,101 5,894
JULIO 520 104.494 30.238 0,130 13,143 7,355 6,711 7,062
AGOSTO 655 128.560 34.146 0,157 12,468 7,678 7,232 7,085
SEPTIEMBRE 550 110.592 25.787 0,140 12,440 7,892 6,586 7,713
OCTUBRE 862 167.839 43.028 0,227 12,259 7,823 7,237 7,180
NOVIEMBRE 768 145.371 40.233 0,230 12,087 7,801 6,786 6,830
DICIEMBRE 700 116.053 32.269 0,183 10,602 6,182 4,259 5,988
ENERO 657 107.697 41.348 0,208 11,371 4,669 3,900 5,056
FEBRERO 998 124.094 48.554 0,235 8,659 3,998 3,109 3,780
MARZO 830 93.174 32.351 0,153 7,561 4,570 0,000 3,656
ABRIL 816 84.281 25.334 0,131 6,714 4,254 0,000 3,600
MAYO 651 72.112 24.972 0,134 7,457 4,032 4,283 3,605
Total 8.506 1.364.682 428.732 0,185 10,563 7,085 6,398 5,392
PROCESO DE RESTRICCIONES
MES
53
8.2. Análisis del margen de reserva de producción de energía eléctrica en el mercado diario en el sistema eléctrico español El margen de reserva de producción de energía eléctrica puede evaluarse en el mercado diario mediante la determinación del conjunto de ofertas de venta de los productores que no han resultado casados, ya que constituye energía disponible en exceso sobre la demanda de electricidad casada. La consideración del margen de reserva de un mercado es un factor esencial para la correcta formación de precios. La consideración como margen de reserva de las energías ofertadas y no casadas depende del tipo de tecnología así como de la posibilidad de uso permanente de dicha energía. En el análisis siguiente para el sistema eléctrico español se consideran tres hipótesis de evaluación de la reserva de producción de energía eléctrica u oferta residual, en el sistema eléctrico español, indicándose en las mismas horas la producción disponible y la demanda agregada. Se entiende por demanda agregada el total de energía que forma parte de la curva de formación de precios y por oferta residual, la diferencia entre la oferta de producción disponible y la demanda agregada en cada hora. Hipótesis 1, oferta de energía residual total exceptuando la importación, donde se considera la producción de energía eléctrica disponible como el total de energía ofertada, a excepción de las importaciones, en cada una de las horas del período junio 2008 - mayo 2009:
OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL TOTAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN HIPÓTESIS 1
JUNIO 2008 - MAYO 2009
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
70.000
01/0
6/08
13/0
6/08
25/0
6/08
07/0
7/08
19/0
7/08
01/0
8/08
13/0
8/08
25/0
8/08
06/0
9/08
18/0
9/08
01/1
0/08
13/1
0/08
25/1
0/08
06/1
1/08
18/1
1/08
01/1
2/08
13/1
2/08
25/1
2/08
06/0
1/09
18/0
1/09
31/0
1/09
12/0
2/09
24/0
2/09
08/0
3/09
20/0
3/09
02/0
4/09
14/0
4/09
26/0
4/09
08/0
5/09
21/0
5/09
Fecha
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
110.000
120.000
130.000
140.000
DEMANDA AGREGADA PRODUCCIÓN DISPONIBLE OFERTA RESIDUAL
MWh MWh
DEM
AN
DA
AG
REG
AD
A
/PR
OD
UC
CIÓ
N D
ISPO
NIB
LE
OFE
RTA
RES
IDU
AL
54
Hipótesis 2, oferta de energía residual térmica exceptuando la importación, en donde se descuenta de la producción de energía eléctrica disponible considerada en la hipótesis uno, el total de energía ofertada proveniente de centrales hidráulicas, para cada una de las horas del período junio 2008 - mayo 2009, no considerando como reserva permanente el excedente de potencia horaria hidráulica. Es por tanto, una hipótesis conservadora, especialmente en el caso en que el producible hidroeléctrico sea alto o medio.
OFERTA DE ENERGÍA RESIDUAL TÉRMICA EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓNHIPÓTESIS 2
JUNIO 2008 - MAYO 2009
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
70.000
01/0
6/08
13/0
6/08
25/0
6/08
07/0
7/08
19/0
7/08
01/0
8/08
13/0
8/08
25/0
8/08
06/0
9/08
18/0
9/08
01/1
0/08
13/1
0/08
25/1
0/08
06/1
1/08
18/1
1/08
01/1
2/08
13/1
2/08
25/1
2/08
06/0
1/09
18/0
1/09
31/0
1/09
12/0
2/09
24/0
2/09
08/0
3/09
20/0
3/09
02/0
4/09
14/0
4/09
26/0
4/09
08/0
5/09
21/0
5/09
Fecha
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
110.000
120.000
130.000
140.000
DEMANDA AGREGADA PRODUCCIÓN DISPONIBLE OFERTA RESIDUAL
MWh MWh
DEM
AN
DA
AG
REG
AD
A
/PR
OD
UC
CIÓ
N D
ISPO
NIB
LE
OFE
RTA
RES
IDU
AL
Hipótesis 3, oferta residual térmica límite exceptuando la importación, en donde se descuenta de la producción de energía eléctrica disponible considerada en la hipótesis dos, el total de energía ofertada proveniente de ofertas a un precio superior a 9,015 cEur/kWh y que no han sido asignados en el día en el proceso de solución las restricciones técnicas, para cada una de las horas del período junio 2008 - mayo 2009:
OFERTA RESIDUAL TÉRMICA LÍMITE EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓNHIPÓTESIS 3
JUNIO 2008 - MAYO 2009
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
60.000
65.000
70.000
01/0
6/08
13/0
6/08
25/0
6/08
07/0
7/08
19/0
7/08
01/0
8/08
13/0
8/08
25/0
8/08
06/0
9/08
18/0
9/08
01/1
0/08
13/1
0/08
25/1
0/08
06/1
1/08
18/1
1/08
01/1
2/08
13/1
2/08
25/1
2/08
06/0
1/09
18/0
1/09
31/0
1/09
12/0
2/09
24/0
2/09
08/0
3/09
20/0
3/09
02/0
4/09
14/0
4/09
26/0
4/09
08/0
5/09
21/0
5/09
Fecha
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
110.000
120.000
130.000
140.000
DEMANDA AGREGADA PRODUCCIÓN DISPONIBLE OFERTA RESIDUAL
MWh MWh
DEM
AN
DA
AG
REG
AD
A
/PR
OD
UC
CIÓ
N D
ISPO
NIB
LE
OFE
RTA
RES
IDU
AL
55
El análisis de la evolución del margen de reserva conjuntamente con el análisis de la evolución de los precios es un factor relevante e indicativo de la sensibilidad de los precios a la situación de abundancia o escasez relativa de la producción en exceso sobre la casada. En el mercado diario se produce una elevada correlación inversa entre el margen de reserva de producción de energía eléctrica y el precio de dicha energía, como a continuación figura para las hipótesis anteriores y los periodos coincidentes.
PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓNHIPÓTESIS 1
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
01/0
6/08
13/0
6/08
25/0
6/08
07/0
7/08
19/0
7/08
01/0
8/08
13/0
8/08
25/0
8/08
06/0
9/08
18/0
9/08
01/1
0/08
13/1
0/08
25/1
0/08
06/1
1/08
18/1
1/08
01/1
2/08
13/1
2/08
25/1
2/08
06/0
1/09
18/0
1/09
31/0
1/09
12/0
2/09
24/0
2/09
08/0
3/09
20/0
3/09
02/0
4/09
14/0
4/09
26/0
4/09
08/0
5/09
21/0
5/09
Fecha
-20.000
-14.000
-8.000
-2.000
4.000
10.000
16.000
22.000
28.000
34.000
40.000
Po
tenc
ia h
orar
ia (M
Wh
PRECIO MERCADO OFERTA RESIDUALLínea de tendencia precio mercado Línea de tendencia de oferta residual
Prec
io (c
Euro
/kW
h)
PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN
HIPÓTESIS 2
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
01/0
6/08
13/0
6/08
25/0
6/08
07/0
7/08
19/0
7/08
01/0
8/08
13/0
8/08
25/0
8/08
06/0
9/08
18/0
9/08
01/1
0/08
13/1
0/08
25/1
0/08
06/1
1/08
18/1
1/08
01/1
2/08
13/1
2/08
25/1
2/08
06/0
1/09
18/0
1/09
31/0
1/09
12/0
2/09
24/0
2/09
08/0
3/09
20/0
3/09
02/0
4/09
14/0
4/09
26/0
4/09
08/0
5/09
21/0
5/09
Fecha
-20.000
-14.000
-8.000
-2.000
4.000
10.000
16.000
22.000
28.000
34.000
40.000
Po
tenc
ia h
orar
ia (M
Wh
PRECIO MERCADO OFERTA RESIDUALLínea de tendencia precio mercado Línea de tendencia de oferta residual
Prec
io (c
Euro
/kW
h)
PRECIO DEL MERCADO Y OFERTA RESIDUAL EXCEPTUANDO LA IMPORTACIÓN
HIPÓTESIS 3
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
01/0
6/08
13/0
6/08
25/0
6/08
07/0
7/08
19/0
7/08
01/0
8/08
13/0
8/08
25/0
8/08
06/0
9/08
18/0
9/08
01/1
0/08
13/1
0/08
25/1
0/08
06/1
1/08
18/1
1/08
01/1
2/08
13/1
2/08
25/1
2/08
06/0
1/09
18/0
1/09
31/0
1/09
12/0
2/09
24/0
2/09
08/0
3/09
20/0
3/09
02/0
4/09
14/0
4/09
26/0
4/09
08/0
5/09
21/0
5/09
Fecha
-20.000
-14.000
-8.000
-2.000
4.000
10.000
16.000
22.000
28.000
34.000
40.000
Po
tenc
ia h
orar
ia (M
Wh
PRECIO MERCADO OFERTA RESIDUALLínea de tendencia precio mercado Línea de tendencia de oferta residual
Prec
io (c
Euro
/kW
h)
56
8.3. Procesos de operación técnica del sistema (ver notas 1 y 3) Durante los doce últimos meses, los procesos de operación técnica gestionados por el operador del sistema español, gestión de desvíos y servicios complementarios, han requerido la contratación de una potencia horaria media mensual de banda por valor de 1.245 MW, y una contratación mensual media de energía por valor de 926 GWh. En volumen económico, y para los doce últimos meses, estos servicios han supuesto una contratación de 179.377 kEur para la banda y de 607.964 kEur para retribuir a las energías de gestión de desvíos y servicios complementarios. El coste (sobre el precio del mercado diario) de estos servicios para el consumidor ha sido de 369.222 kEur. No obstante, como figura en los cuadros siguientes, las variaciones de los diferentes procesos y en los distintos meses son significativas.
POTENCIA MEDIA BANDA
VOLUMEN ECONÓMICO
COSTE UNITARIO MEDIO
PRECIO MEDIO PONDERADO
MW kEUR cent/kWh cent/kW/h
JUNIO 1.211 13.014 0,062 1,379
JULIO 1.247 14.270 0,062 1,459
AGOSTO 1.224 18.306 0,085 1,899
SEPTIEMBRE 1.239 15.639 0,075 1,656
OCTUBRE 1.225 15.895 0,076 1,654
NOVIEMBRE 1.277 13.890 0,064 1,437
DICIEMBRE 1.282 16.936 0,074 1,657
ENERO 1.312 17.483 0,074 1,662
FEBRERO 1.278 22.695 0,110 2,448
MARZO 1.231 12.866 0,062 1,311
ABRIL 1.215 9.278 0,049 0,978
MAYO 1.198 9.105 0,047 0,943
Total 1.245 179.377 0,070 1,546
COSTE FIJO DEL SERVICIO COMPLEMENTARIO DE REGULACIÓN SECUNDARIA
MES
ENERGÍA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE COSTE
UNITARIO PRECIO MEDIO
A SUBIRPRECIO MEDIO
A BAJAR
GWh kEUR kEUR cent/kWh cent/kWh cent/kWh
JUNIO 825 58.995 21.270 0,005 8,853 3,997
JULIO 795 49.527 14.071 0,011 8,425 4,998
AGOSTO 825 51.308 15.723 0,013 8,534 4,927
SEPTIEMBRE 797 57.980 14.811 0,012 9,096 5,372
OCTUBRE 804 55.949 14.290 0,001 8,522 4,843
NOVIEMBRE 960 66.511 15.471 0,005 8,155 4,737
DICIEMBRE 1.213 76.372 18.712 0,020 7,325 4,153
ENERO 1.242 66.042 25.570 0,012 7,233 3,126
FEBRERO 915 33.144 13.915 0,011 5,624 2,613
MARZO 983 35.073 13.514 0,016 5,410 2,590
ABRIL 831 27.377 9.911 0,007 4,830 2,505
MAYO 927 29.687 12.589 0,017 4,854 2,243
TOTAL 11.116 607.964 189.846 0,011 7,418 3,658
COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN PROCESOS DE OPERACIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA
MES
57
ENERGÍA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE PRECIO MEDIO
A SUBIRPRECIO MEDIO
A BAJAR
GWh kEUR kEUR cent/kWh cent/kWh
JUNIO 200 11.314 1.552 6,365 4,697
JULIO 180 11.220 1.432 7,044 5,477
AGOSTO 187 12.110 1.380 7,190 5,619
SEPTIEMBRE 178 12.010 1.456 7,600 6,079
OCTUBRE 182 11.536 1.473 7,163 5,658
NOVIEMBRE 189 11.597 1.580 7,005 5,442
DICIEMBRE 220 11.574 1.885 6,161 4,608
ENERO 213 9.571 1.425 5,157 3,890
FEBRERO 182 6.205 1.395 4,174 2,912
MARZO 186 6.239 1.367 4,107 2,729
ABRIL 194 6.016 1.198 3,705 2,712
MAYO 197 6.614 1.342 4,035 2,631
Total 2.308 116.006 17.484 5,839 4,315
ENERGÍA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE PRECIO MEDIO
A SUBIRPRECIO MEDIO
A BAJAR
GWh kEUR kEUR cent/kWh cent/kWh
JUNIO 461 37.492 17.856 10,621 3,564
JULIO 441 28.304 9.999 9,197 4,656
AGOSTO 454 28.105 11.348 9,222 4,368
SEPTIEMBRE 459 33.790 11.149 9,740 4,876
OCTUBRE 516 37.444 12.057 9,170 4,356
NOVIEMBRE 583 42.599 12.553 8,771 4,293
DICIEMBRE 618 42.250 14.446 8,339 3,807
ENERO 705 40.845 20.281 8,334 2,662
FEBRERO 493 19.084 10.036 6,404 2,258
MARZO 476 18.839 8.725 6,228 2,403
ABRIL 409 14.688 6.279 5,471 2,342
MAYO 476 15.991 7.947 5,399 2,066
Total 6.091 359.432 142.674 8,320 3,371
ENERGÍA VOLUMEN ECONÓMICO COSTE PRECIO MEDIO
A SUBIRPRECIO MEDIO
A BAJAR
GWh kEUR kEUR cent/kWh cent/kWh
JUNIO 164 10.189 1.862 6,880 4,256
JULIO 174 10.002 2.640 8,029 5,327
AGOSTO 183 11.093 2.995 9,237 5,544
SEPTIEMBRE 160 12.181 2.206 8,748 5,990
OCTUBRE 107 6.969 760 7,218 5,346
NOVIEMBRE 187 12.314 1.338 7,122 4,985
DICIEMBRE 375 22.548 2.381 6,333 4,367
ENERO 324 15.626 3.864 5,963 3,524
FEBRERO 240 7.856 2.484 4,562 2,989
MARZO 320 9.995 3.422 4,650 2,741
ABRIL 228 6.673 2.435 4,384 2,589
MAYO 255 7.081 3.300 4,539 2,319
Total 2.717 132.526 29.688 6,464 3,687
COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN EL PROCESO DE GESTIÓN DE DESVÍOS
MES
COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN SECUNDARIA
MES
COSTE DE LAS ENERGÍAS UTILIZADAS EN REGULACIÓN TERCIARIA Y EMERGENCIA
MES
58
Del análisis de estos procesos pueden obtenerse las siguientes conclusiones:
• El volumen de energía necesario para la operación técnica del sistema se
sitúa en el 4,0% del conjunto de la energía contratada en el mercado de producción.
• Este volumen de energía corresponde:
• A la diferencia entre los programas horarios resultado de la
contratación en las diferentes sesiones del mercado y la oferta - demanda de energía en tiempo real.
• A la gestión de la energía necesaria para garantizar la igualdad de
flujos de oferta y demanda dentro de cada período horario. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos junio 2007 – mayo 2008 y junio 2008 – mayo 2009, permite obtener los siguientes resultados: - La energía utilizada en los procesos de operación técnica del sistema se sitúa para el
periodo junio 2008 – mayo 2009 en 11.116 GWh y 607.964 kEur, lo que supone un aumento del 18,4% en energía y del 29,1% en volumen económico, con respecto al periodo junio 2007 – mayo 2008.
- El precio medio de venta de energía para el período junio 2008 – mayo 2009 en el
conjunto de los procesos de operación técnica ha sido de 7,418 cEur/kWh frente a 6,962 cEur/kWh del periodo junio 2007 – mayo 2008. Este precio medio para las energías recompradas al sistema se ha situado en 3,658 cEur/kWh en el período junio 2008 – mayo 2009 frente a 3,226 cEur/kWh del periodo junio 2007 – mayo 2008.
- 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 0,257 cEur/kWh en el período junio 2008 – mayo 2009, frente a 0,226 cEur/kWh correspondiente al periodo junio 2007 – mayo 2008.
59
8.4. Mercado Intradiario El mercado intradiario inició su funcionamiento el día uno de abril de 1998. Durante los tres primeros meses la contratación se realizó en dos sesiones. A partir de julio y hasta el día 15 de septiembre el mercado contó con cuatro sesiones y desde esta fecha incorpora cinco sesiones hasta el día 8 de marzo de 1999 en que se añadió la sexta sesión. El mercado ha funcionado todos los días en todas las sesiones, salvo en la primera sesión en el periodo de julio a septiembre de 1998 que no pudo celebrarse por no disponerse en tiempo útil del programa diario viable, y todas las sesiones de los seis primeros días de junio de 2006, al no haber publicado el Operador del Sistema el programa resultado del proceso de solución de restricciones técnicas, necesario para la celebración de las sesiones del mercado intradiario. Las ofertas de compra y de venta en el mercado intradiario pueden ser simples o incorporar condiciones complejas, sin que exista ninguna limitación a la libertad de contratación en el mismo, ya que se trata de un mercado de ajustes, pudiendo todos los agentes del mercado presentar ofertas de compra y venta, simples o complejas. Las características de las ofertas han sido las siguientes:
• La contratación en este mercado por parte de las unidades de producción ha sido muy superior a la correspondiente a las unidades de adquisición.
• El mercado ha solucionado adecuadamente las indisponibilidades de los
grupos y las infactibilidades derivadas de procesos de asignación de energía anteriores al mercado intradiario.
• El número de ofertas es muy numeroso, si bien el de ofertas casadas es más
reducido. Debe tenerse en cuenta que en este mercado, puede realizarse más de una oferta por unidad de venta o adquisición.
Los precios medios aritméticos en el mercado intradiario en el sistema eléctrico español en los doce últimos meses han tenido un valor medio de 5,579 cEur/kWh. En el mes de mayo 2009 se observa un aumento del precio medio aritmético respecto al mes anterior, alcanzando los 3,682 cEur/kWh. La diferencia entre los precios máximos y mínimos es generalmente superior a la del mercado diario, produciéndose en determinados periodos una volatilidad significativa.
60
61
ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO ENERGÍA CONTRATACIÓN PRECIO MEDIO GWh kEUR cent/kWh GWh kEUR cent/kWh GWh kEUR
JUNIO 1.811 106.523 5,932 243 15.180 6,409 2.055 121.714
JULIO 1.908 129.953 6,954 228 16.373 7,290 2.136 146.347
AGOSTO 1.710 119.700 7,148 213 14.902 7,173 1.924 134.608
SEPTIEMBRE 1.721 125.144 7,336 162 11.622 7,449 1.883 136.772
OCTUBRE 2.067 139.148 6,871 152 10.908 7,357 2.218 150.084
NOVIEMBRE 2.373 155.386 6,616 239 17.461 7,442 2.613 172.875
DICIEMBRE 2.396 137.768 5,801 465 27.739 6,274 2.860 165.530
ENERO 2.195 105.830 4,980 403 19.267 5,032 2.599 125.116
FEBRERO 2.405 94.691 3,991 260 9.798 3,971 2.665 104.501
MARZO 2.208 85.278 3,875 175 6.620 3,861 2.383 91.899
ABRIL 2.104 76.782 3,656 170 6.250 3,754 2.274 83.043
MAYO 2.260 82.956 3,682 155 5.692 3,740 2.415 88.657
Total 25.159 1.359.159 5,579 2.866 161.812 5,736 28.025 1.521.146
MERCADO INTRADIARIO. SISTEMA ELÉCTRICO IBÉRICO
MESSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL SISTEMA ELÉCTRICO PORTUGUÉS
ENERGÍA CONTRATACIÓN
(Inc. Renta Congestión)
Del estudio de las diferencias entre el precio máximo y mínimo de cada día, se observa que el 0,0% de los días la diferencia es menor o igual que 1 cEur/kWh, el 9,0% de los días se sitúa entre 1 y 2, el 22,5% de los días esta diferencia se sitúa entre 2 y 3 cEur/kWh y el 68,5% de los días es superior a 3 cEur/kWh.
-2
-1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
01/0
6/08
15/0
6/08
29/0
6/08
13/0
7/08
27/0
7/08
10/0
8/08
24/0
8/08
07/0
9/08
21/0
9/08
05/1
0/08
19/1
0/08
02/1
1/08
16/1
1/08
30/1
1/08
14/1
2/08
28/1
2/08
11/0
1/09
25/0
1/09
08/0
2/09
22/0
2/09
08/0
3/09
22/0
3/09
05/0
4/09
19/0
4/09
03/0
5/09
17/0
5/09
31/0
5/09
Fechas
cEur/kWh
0
1.100
2.200
3.300
4.400
5.500
6.600
7.700
8.800
9.900
11.000
12.100
13.200
14.300
15.400
16.500kEur
Precio medio aritmético Volumen negociado
PRECIOS EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDADSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
JUNIO 2008 - MAYO 2009
Precio medio aritmético de la energía en el mercado intradiario de electricidad Volumen total de negocio
5,579 1.359.232
cEur/kWh kEur
* Desde el 1/7/2007 se incluye el saldo en la interconexión con Portugal valorado al precio español
Las unidades de adquisición tienen una presencia todavía escasa, sobre todo en el caso de las distribuidoras cuyo peso es mayoritario en el conjunto de unidades de adquisición. El análisis comparativo de la media móvil de los periodos junio 2008 - mayo 2009 y junio 2007 - mayo 2008 permite obtener los siguientes resultados: • La contratación de energía en el programa resultante de casación en el mercado
intradiario en este periodo ha ascendido a 25.160 GWh y 1.359.232 kEur, lo que supone un aumento del 5,37% y un aumento del 20,28% respectivamente
• El precio medio aritmético del mercado intradiario en el sistema eléctrico español en
este periodo ha sido de 5,579 cEur/kWh, lo que supone un aumento del 10,89%, respecto al periodo junio 2007 - mayo 2008. A continuación figura la evolución del precio medio aritmético durante este periodo.
La energía negociada por comercializadores residentes en España y consumidores directos representa, para el conjunto del periodo, el 5,78% de la energía total negociada en este mercado, y el 30,62% de la energía negociada por las unidades de adquisición habiendo seguido una tendencia creciente desde la creación del mercado intradiario.
PRECIO MEDIO ARITMÉTICO DEL MERCADO INTRADIARIOJUNIO 2007 - MAYO 2008 y JUNIO 2008 - MAYO 2009
0
1
2
3
4
5
6
7
8
JUN
IO
JULI
O
AG
OST
O
SEPT
IEM
BR
E
OC
TUB
RE
NO
VIEM
BR
E
DIC
IEM
BR
E
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
JUN
IO -
MA
YO
cent/kWh
Mercado Intradiario año 2007 - 2008 Mercado Intradiario año 2008 - 2009
Incremento: 10,89 %
62
-160000-140000-120000-100000
-80000-60000-40000-20000
020000400006000080000
100000120000140000160000
01/0
6/08
15/0
6/08
29/0
6/08
13/0
7/08
27/0
7/08
10/0
8/08
24/0
8/08
07/0
9/08
21/0
9/08
05/1
0/08
19/1
0/08
02/1
1/08
16/1
1/08
30/1
1/08
14/1
2/08
28/1
2/08
11/0
1/09
25/0
1/09
08/0
2/09
22/0
2/09
08/0
3/09
22/0
3/09
05/0
4/09
19/0
4/09
03/0
5/09
17/0
5/09
31/0
5/09
Fechas
MWh
VENTA/COMPRA EN EL MERCADO INTRADIARIO DE ELECTRICIDADSISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL
JUNIO 2008 - MAYO 2009
Precio medio aritmético de la energía en el mercado intradiario de electricidad Volumen total de negocio
5,579 1.359.232
cEur/kWh kEuro
U. adquisición U. bombeo U. producción
VENTA
COMPRA
63
8.5. Garantía de Potencia y pago por capacidad (ver nota 2) El coste por garantía de potencia se calcula desde 1999 de acuerdo con la Orden de 17 de diciembre de 1998 que modifica la anterior de 29 de diciembre de 1997. Desde diciembre de 2005 se aplicó la redacción dada por el Real Decreto 1454/2005. En dicha Orden se establece que:
• Los consumidores directos, comercializadores residentes y no residentes en España conocen previamente su pago por garantía de potencia en cada hora.
• Las distribuidoras tienen un precio único horario cada mes. El Real Decreto Ley 6/2000 de 23 de junio dispone que el valor que se aplica para el cálculo del importe mensual a cobrar por garantía de potencia será de 0,8 PTA/kWh desde el 1 de julio de 2000. Desde el 1 de enero de 2007 al 30 de septiembre de 2007 no tienen derecho de cobro de garantía de potencia las centrales nucleares, excluyéndose dicha producción del cálculo del importe total a cobrar, según establece el Real Decreto 1634/2006 por el que se establece la tarifa para 2007. Desde el 1 de octubre de 2007 se incluye nuevamente la producción de las centrales nucleares en el cálculo del importe total a pagar, según la orden ITC/2794/2007 por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir del 1 de octubre de 2007. Esta orden modifica asimismo el mecanismo de garantía de potencia que es sustituido por los pagos por capacidad compuesto por dos tipos de servicio: el servicio de disponibilidad y el incentivo a la inversión a largo plazo. La Orden ITC/3860/2007, de 28 de diciembre desarrolla la financiación de los pagos por capacidad, estando obligados a partir del 1 de enero de 2008 al pago únicamente los comercializadores y consumidores directos por la energía que adquieran a través de las diferentes modalidades de contratación y destinada a consumo interno español. Como figura en el cuadro siguiente los consumidores directos y comercializadores residentes y no residentes, tienen un pago por capacidad que en julio de 2008 tomó el valor máximo que fue de 0,363 cEur/kWh y en agosto de 2008 toma el valor mínimo de 0,165 cEur/kWh. Los distribuidores no están obligados al pago por capacidad a partir del 1 de enero de 2008.
64
CONJUNTO DEL MERCADO
COMERCIALIZADORES Y CONS. DIRECTOS
kEUR cent/kWh cent/kWh
JUNIO 25.009 0,110 0,305
JULIO 43.373 0,175 0,363
AGOSTO 18.110 0,079 0,165
SEPTIEMBRE 28.162 0,126 0,235
OCTUBRE 26.044 0,115 0,214
NOVIEMBRE 24.239 0,102 0,219
DICIEMBRE 34.791 0,139 0,327
ENERO 34.562 0,136 0,313
FEBRERO 33.445 0,153 0,318
MARZO 21.864 0,100 0,198
ABRIL 19.477 0,095 0,189
MAYO 21.712 0,111 0,182
TOTAL 330.788 0,121 0,251
PAGO POR CAPACIDAD
MESVOLUMEN
ECONÓMICO
COSTE UNITARIO MEDIO
8.6. Mercado de producción y precio horario final (ver nota 3) En el funcionamiento del mercado de producción, además de lo señalado en los apartados anteriores, cabe mencionar: • El volumen de energía total negociado en las diferentes sesiones del mercado de
producción ha alcanzado el máximo en el mes de enero de 2009, seguido de los meses de diciembre de 2008 y julio de 2008.
• El volumen económico de contratación ha alcanzado su máximo en el mes de julio de
2008, seguido del mes de septiembre de 2008. Los procesos de liquidación se han realizado en el plazo previsto, y en la forma establecida en las Reglas del Mercado. Por semanas, el conjunto de las adquisiciones realizadas por los comercializadores, residentes y no residentes, y consumidores directos ha seguido la evolución que figura en el cuadro siguiente representando durante la última semana de mayo el 60,84% del total de la energía adquirida en el conjunto de los mercados diario e intradiario.
65
0
480
960
1.440
1.920
2.400
2.880
3.360
3.840
11/0
1/98
17/0
5/98
20/0
9/98
24/0
1/99
30/0
5/99
03/1
0/99
06/0
2/00
11/0
6/00
15/1
0/00
18/0
2/01
24/0
6/01
28/1
0/01
03/0
3/02
07/0
7/02
10/1
1/02
16/0
3/03
20/0
7/03
23/1
1/03
28/0
3/04
01/0
8/04
05/1
2/04
10/0
4/05
14/0
8/05
18/1
2/05
23/0
4/06
27/0
8/06
31/1
2/06
06/0
5/07
09/0
9/07
13/0
1/08
18/0
5/08
21/0
9/08
25/0
1/09
31/0
5/09
GWh/semana
COMPRAS DE COMERCIALIZADORES (RESIDENTES Y NO RESIDENTES EN ESPAÑA) Y CONSUMIDORES DIRECTOS
ENERO 1998 - MAYO 2009
Energía a precio libre (periodo): 808.975,5 GWhEnergía total adquirida (periodo)(*): 2.404.224,5 GWh
Energía a precio libre (última semana): 2.972,3 GWh (60,84 %)Energía total adquirida (última semana): 4.885,2 GWh
* Excluído consumo de bombeo y autoproductores e incluida gestión de desvíos entre el 5/6/2006 y el 31/12/2006 A partir del 1/7/2007 se excluyen las importaciones desde Portugal
Diario + Bilaterales Intradiario
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Los precios horarios finales mensuales han variado, durante los doce últimos meses, desde el mayor correspondiente al mes de septiembre de 2008 (7,754 cEur/kWh), al menor correspondiente al mes de abril de 2009 (4,043 cEur/kWh). Las cantidades mensuales de energía final han variado desde el máximo en enero de 2009 con 25.393 GWh, al mínimo del período en el mes de mayo de 2009 con 19.601 GWh.
GWh kEUR Distribuidores C.Directos General Distribuidores C.Directos General
JUNIO 22.682 1.443.772 6,163 6,398 6,237 6,294 6,623 6,365
JULIO 24.815 1.812.829 7,037 7,351 7,178 7,196 7,505 7,305
AGOSTO 22.927 1.707.320 7,290 7,432 7,344 7,431 7,550 7,447
SEPTIEMBRE 22.388 1.736.027 7,536 7,739 7,633 7,713 7,870 7,754
OCTUBRE 22.692 1.699.492 7,276 7,454 7,352 7,513 7,583 7,489
NOVIEMBRE 23.641 1.688.900 6,920 7,107 6,987 7,174 7,260 7,144
DICIEMBRE 24.946 1.559.423 5,965 6,239 6,062 6,217 6,462 6,251
ENERO 25.393 1.407.180 5,293 5,544 5,381 5,521 5,724 5,542
FEBRERO 21.929 1.024.324 4,441 4,693 4,546 4,624 4,832 4,671
MARZO 21.922 924.573 4,076 4,242 4,147 4,175 4,321 4,218
ABRIL 20.542 830.420 3,924 4,079 3,986 3,995 4,154 4,043
MAYO 19.601 846.648 3,891 4,039 3,955 3,966 4,112 4,062
PRECIO FINAL
MESENERGÍA CONTRATACIÓN
PRECIO MEDIO PRECIO MEDIO PONDERADO
cent/kWh cent/kWh
66
67
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
16,0
18,0
20,0
01/06/2008
01/07/2008
01/08/2008
01/09/2008
01/10/2008
01/11/2008
01/12/2008
01/01/2009
01/02/2009
01/03/2009
01/04/2009
01/05/2009
Precio medio Precio mínimo Precio máximo
cent/kWh JUNIO 2008 - MAYO 2009
Precio medio final ponderado de la energía en el mercado de Periodo Precio
01/06/2008 30/05/2009 cent/kWh6,081
El análisis de los componentes del precio horario final que figura a continuación se ha determinado para los doce últimos meses con la mejor previsión de medida de la que se dispone, incorporando la diferenciación entre el que corresponde a distribuidores y el referido a comercializadores y consumidores directos: 1. Los componentes del precio horario medio final para el conjunto del mercado han
sido los siguientes:
MERCADO DIARIO
RESTRICCIONES TECNICAS
BANDA DE REGULACIÓN
MERCADO INTRADIARIO
OPERACIÓN TÉCNICA
GARANTÍA DE POTENCIA / PAGO POR CAPACIDAD
PRECIO HORARIO FINAL
cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh
JUNIO 5,987 0,264 0,062 0,001 0,004 0,305 6,623
JULIO 6,928 0,138 0,062 0,001 0,013 0,363 7,505
AGOSTO 7,112 0,170 0,085 0,001 0,016 0,165 7,550
SEPTIEMBRE 7,407 0,139 0,075 0,000 0,015 0,235 7,870
OCTUBRE 7,078 0,215 0,076 -0,005 0,005 0,214 7,583
NOVIEMBRE 6,775 0,196 0,064 -0,005 0,010 0,219 7,260
DICIEMBRE 5,886 0,152 0,074 -0,003 0,025 0,327 6,462
ENERO 5,112 0,209 0,074 -0,004 0,021 0,313 5,724
FEBRERO 4,162 0,236 0,110 -0,008 0,013 0,318 4,832
MARZO 3,881 0,160 0,062 -0,001 0,020 0,198 4,321
ABRIL 3,774 0,134 0,049 -0,004 0,012 0,189 4,154
MAYO 3,747 0,128 0,047 -0,004 0,012 0,182 4,112
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES Y CONSUMIDORES DIRECTOS
MES
Este precio final, por ser un precio medio, d ndiente a cada agente y ha
• Se ha calculado como precio de adquisición de energía en el mercado de
• En este precio se incluyen los sobrecostes de las energías de regulación
omo promedio dicho precio final tiene los siguientes componentes:
El precio del mercado diario que representa entorno al 93,8% del precio final.
El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios
La garantía de potencia/pago por capacidad que supone, en promedio, el 2,0%
. Los componentes del precio horario final para comercializadores y consumidores
ifiere del corresposido obtenido sobre la base de las siguientes hipótesis:
producción y se calcula teniendo en cuenta todos los pagos y cobros que han efectuado todos los compradores, siendo los pagos por capacidad/garantía de potencia los correspondientes a la normativa en vigor en cada periodo.
secundaria y terciaria. C
• •
y los procesos de operación técnica, incluyendo el exceso/déficit de los contratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley 54/1997, que suponen alrededor del 4,2% del precio final.
•
del precio final. 2
directos, son los siguientes:
MERCADO DIARIO
RESTRICCIONES TECNICAS
BANDA DE REGULACIÓN
MERCADO INTRADIARIO
OPERACIÓN TÉCNICA
GARANTÍA DE POTENCIA / PAGO POR CAPACIDAD
PRECIO HORARIO FINAL
cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh
JUNIO 5,933 0,255 0,062 0,000 0,005 0,110 6,365
JULIO 6,921 0,137 0,062 0,000 0,011 0,175 7,305
AGOSTO 7,102 0,167 0,085 0,000 0,013 0,079 7,447
SEPTIEMBRE 7,406 0,136 0,075 -0,001 0,012 0,126 7,754
OCTUBRE 7,091 0,213 0,076 -0,006 0,001 0,115 7,489
NOVIEMBRE 6,788 0,189 0,064 -0,004 0,005 0,102 7,144
DICIEMBRE 5,873 0,147 0,074 -0,003 0,020 0,139 6,251
ENERO 5,124 0,199 0,074 -0,004 0,012 0,136 5,542
FEBRERO 4,168 0,234 0,110 -0,005 0,011 0,153 4,671
MARZO 3,882 0,159 0,062 -0,001 0,016 0,100 4,218
ABRIL 3,765 0,130 0,049 -0,003 0,007 0,095 4,043
MAYO 3,754 0,135 0,047 -0,002 0,017 0,111 4,062
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL
MES
68
Este precio final, por ser un precio med re del correspondiente a cada agente
omo promedio dicho precio final de comercializadores y consumidores directos
El precio del mercado diario que representa entorno al 91,8% del precio final.
El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, mercados intradiarios
La garantía de potencia/pago por capacidad que supone, en promedio, el 4,1%
. Los componentes del precio horario final para distribuidoras y contratos de
io, difiey ha sido obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos, cobros y la energía solamente de los comercializadores y consumidores directos. Ctiene los siguientes componentes: • •
y los procesos de operación técnica que suponen un 4,1% del precio final. •
del precio final. 3
exportación de REE, son los siguientes:
MERCADO DIARIO
RESTRICCIONES TECNICAS
BANDA DE REGULACIÓN
MERCADO INTRADIARIO
OPERACIÓN TÉCNICA
GARANTÍA DE POTENCIA / PAGO POR CAPACIDAD
PRECIO HORARIO FINAL
cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh cent/kWh
JUNIO 5,987 0,264 0,062 0,001 0,004 0,305 6,623
JULIO 6,928 0,138 0,062 0,001 0,013 0,363 7,505
AGOSTO 7,112 0,170 0,085 0,001 0,016 0,165 7,550
SEPTIEMBRE 7,407 0,139 0,075 0,000 0,015 0,235 7,870
OCTUBRE 7,078 0,215 0,076 -0,005 0,005 0,214 7,583
NOVIEMBRE 6,775 0,196 0,064 -0,005 0,010 0,219 7,260
DICIEMBRE 5,886 0,152 0,074 -0,003 0,025 0,327 6,462
ENERO 5,112 0,209 0,074 -0,004 0,021 0,313 5,724
FEBRERO 4,162 0,236 0,110 -0,008 0,013 0,318 4,832
MARZO 3,881 0,160 0,062 -0,001 0,020 0,198 4,321
ABRIL 3,774 0,134 0,049 -0,004 0,012 0,189 4,154
MAYO 3,747 0,128 0,047 -0,004 0,012 0,182 4,112
COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL PARA COMERCIALIZADORES, C. DIRECTOS Y AGENTES EXTERNOS
MES
ste precio final, por ser un precio medio ponderado, difiere del correspondiente a cada
omo promedio dicho precio final correspondiente a distribuidores, tiene los siguientes
Eagente y ha sido obtenido sobre la base de las mismas hipótesis antes citadas, excepto que se han considerado los pagos y cobros y la energía solamente de los distribuidores. Ccomponentes:
69
• El precio del mercado diario que representa entorno al 95,3% del precio
final. • El coste derivado de la solución de restricciones técnicas, mercados
intradiarios y de los procesos de operación técnica, incluyendo el exceso/déficit de los contratos a que se refiere la D.T. 9ª de la Ley 54/1997, que suponen el 4,7% del precio final.
El análisis comparativo de la media móvil de los periodos junio 2007 – mayo 2008 y junio 2008 – mayo 2009, permite obtener los siguientes resultados: - Para el conjunto del mercado de producción, la contratación de energía ha ascendido
en el período junio 2008 – mayo 2009 a 273.480 GWh y 16.680.909 kEur, lo que ha supuesto una disminución del 3,5% en energía y un aumento del 4,5% en volumen económico, con respecto al periodo junio 2007 – mayo 2008.
- En cuanto al precio medio horario final ponderado del período junio 2008 – mayo
2009, se ha situado en 6,081 cEur/kWh, lo que ha supuesto un aumento del 7,9% respecto al periodo junio 2007 – mayo 2008. La evolución en el periodo considerado figura a continuación:
PRECIO HORARIO FINAL GLOBAL JUNIO 2007 - MAYO 2008 y JUNIO 2008 - MAYO 2009
0
2
4
6
8
10
JUN
IO
JULI
O
AG
OST
O
SEPT
IEM
BR
E
OC
TUB
RE
NO
VIEM
BR
E
DIC
IEM
BR
E
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
JUN
IO-M
AYO
cent/kWh
PHF Global año 2007-2008 PHF Global año 2008-2009
Incremento: 7,9 %
Sin embargo el precio horario final correspondiente a los consumidores a precio libre (consumidores directos y comercializadores residentes y no residentes) se sitúa en el periodo en 6,191 cEur/kWh, precio ponderado y en 6,166 cEur/kWh, precio sin ponderar.
70
71
PRECIO HORARIO FINAL DE LOS CONSUMIDORES DIRECTOS Y COMERCIALIZADORES
JUNIO 2007 - MAYO 2008 y JUNIO 2008 - MAYO 2009
0
2
4
6
8
10
JUN
IO
JULI
O
AG
OST
O
SEPT
IEM
BR
E
OC
TUB
RE
NO
VIEM
BR
E
DIC
IEM
BR
E
ENER
O
FEB
RER
O
MA
RZO
AB
RIL
MA
YO
JUN
IO-M
AYO
cent/kWh
PHF consumo liberalizado año 2007-2008 PHF consumo liberalizado año 2008-2009
Incremento: 8,4 %
Se observa que este precio ponderado es superior para comercializadores y consumidores directos en un 8,4%, en relación con el precio horario final medio en el periodo junio 2007 – mayo 2008.
9. INTERCAMBIOS INTERNACIONALES EN EL MERCADO DE PRODUCCIÓN
9.1. Volumen de intercambios internacionales (ver nota 5) La energía negociada en los diferentes mercados correspondiente a importaciones y exportaciones, en las fronteras con Francia, Andorra y Marruecos, queda reflejada en la tabla en los últimos doce meses:
PROGRAMA DIARIO VIABLE
MERCADO INTRADIARIO OTROS TOTAL
PROGRAMA DIARIO VIABLE
MERCADO INTRADIARIO OTROS TOTAL
2008 - Junio 233.005 -24.248 175.192 383.949 2008 - Junio 374.371 225.920 62.920 663.211
2008 - Julio 284.305 1.547 246.709 532.561 2008 - Julio 394.925 264.174 53.474 712.573
2008 - Agosto 241.401 -11.515 234.571 464.457 2008 - Agosto 403.121 214.559 44.681 662.361
2008 - Septiembre 176.124 -105 221.119 397.138 2008 - Septiembre 430.842 239.528 29.457 699.827
2008 - Octubre 293.330 -22.952 86.475 356.853 2008 - Octubre 361.851 264.435 55.104 681.390
2008 - Noviembre 360.347 -60.397 166.062 466.012 2008 - Noviembre 274.618 184.625 82.976 542.219
2008 - Diciembre 362.643 -51.554 179.049 490.138 2008 - Diciembre 241.732 241.866 122.677 606.275
2009 - Enero 265.709 -55.448 118.418 328.679 2009 - Enero 345.448 155.915 134.118 635.481
2009 - Febrero 266.125 -77.192 89.644 278.577 2009 - Febrero 281.870 230.212 106.792 618.874
2009 - Marzo 452.317 -32.271 108.101 528.147 2009 - Marzo 224.025 169.640 70.735 464.400
2009 - Abril 414.448 -2.177 170.062 582.333 2009 - Abril 258.715 239.508 51.590 549.813
2009 - Mayo 407.897 -8.822 334.847 733.922 2009 - Mayo 479.635 121.368 44.541 645.544
Total 3.757.651 -345.134 2.130.249 5.542.766 Total 4.071.153 2.551.750 859.064 7.481.967
IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh)
En el programa diario viable se incluye la energía casada en el mercado diario, los contratos suscritos por REE a que se refiere la disposición transitoria novena de la ley 54/1997, la energía de los contratos bilaterales y la energía retirada en la solución de restricciones técnicas.
ENERGÍA TOTAL DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
0
200.000
400.000
600.000
800.000
1.000.000
1.200.000
1.400.000
ene
- 98
may
- 98
sep
- 98
ene
- 99
may
- 99
sep
- 99
ene
- 00
may
- 00
sep
- 00
ene
- 01
may
- 01
sep
- 01
ene
- 02
may
- 02
sep
- 02
ene
- 03
may
- 03
sep
- 03
ene
- 04
may
- 04
sep
- 04
ene
- 05
may
- 05
sep
- 05
ene
- 06
may
- 06
sep
- 06
ene
- 07
may
- 07
sep
- 07
ene
- 08
may
- 08
sep
- 08
ene
- 09
may
- 09
Meses
MWh
Energía total importación Energía total exportación
72
El volumen económico de importación y exportación negociado en el mercado de producción de energía se muestra a continuación:
PROGRAMA DIARIO VIABLE
MERCADO INTRADIARIO TOTAL
PROGRAMA DIARIO VIABLE
MERCADO INTRADIARIO TOTAL
2008 - Junio 12.942 -1.500 11.442 2008 - Junio 22.960 13.358 36.317
2008 - Julio 18.656 55 18.711 2008 - Julio 28.096 17.944 46.039
2008 - Agosto 16.652 -878 15.774 2008 - Agosto 29.158 14.983 44.141
2008 - Septiembre 12.540 -5 12.534 2008 - Septiembre 32.205 17.475 49.680
2008 - Octubre 20.666 -1.695 18.971 2008 - Octubre 26.559 18.255 44.814
2008 - Noviembre 23.817 -4.230 19.587 2008 - Noviembre 19.426 12.066 31.492
2008 - Diciembre 20.768 -3.298 17.470 2008 - Diciembre 15.029 14.067 29.096
2009 - Enero 13.552 -2.634 10.917 2009 - Enero 17.946 7.603 25.549
2009 - Febrero 11.055 -3.086 7.969 2009 - Febrero 11.911 8.922 20.834
2009 - Marzo 17.230 -1.287 15.944 2009 - Marzo 8.884 6.490 15.375
2009 - Abril 15.282 -144 15.138 2009 - Abril 9.844 8.793 18.636
2009 - Mayo 15.256 -352 14.904 2009 - Mayo 18.109 4.474 22.583
Total 198.416 -19.054 179.362 Total 240.127 144.430 384.556
IMPORTACIÓN (kEUR) EXPORTACIÓN (kEUR)
En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales, y las correspondientes a los contratos suscritos por REE, a los que se refiere la disposición transitoria novena de la Ley 54/1997, se han valorado al precio del mercado o proceso correspondiente.
VOLUMEN ECONÓMICO TOTAL DE IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
ene
- 98
may
- 98
sep
- 98
ene
- 99
may
- 99
sep
- 99
ene
- 00
may
- 00
sep
- 00
ene
- 01
may
- 01
sep
- 01
ene
- 02
may
- 02
sep
- 02
ene
- 03
may
- 03
sep
- 03
ene
- 04
may
- 04
sep
- 04
ene
- 05
may
- 05
sep
- 05
ene
- 06
may
- 06
sep
- 06
ene
- 07
may
- 07
sep
- 07
ene
- 08
may
- 08
sep
- 08
ene
- 09
may
- 09
Meses
kEUR
Volumen económico total de importación Volumen económico total de exportación
73
74
9.2. Repercusión del volumen de intercambios internacionales (ver nota 6) La siguiente tabla muestra el porcentaje que los intercambios internacionales representan respecto a la energía demandada en los diferentes mercados.
% SOBRE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
% SOBRE DEMANDA DE ENERGÍA
2008 - Junio 1,06 2008 - Junio 2,82
2008 - Julio 1,33 2008 - Julio 2,90
2008 - Agosto 1,14 2008 - Agosto 2,90
2008 - Septiembre 0,94 2008 - Septiembre 3,36
2008 - Octubre 1,52 2008 - Octubre 3,27
2008 - Noviembre 1,64 2008 - Noviembre 2,27
2008 - Diciembre 1,58 2008 - Diciembre 2,21
2009 - Enero 1,05 2009 - Enero 2,27
2009 - Febrero 1,11 2009 - Febrero 2,70
2009 - Marzo 2,51 2009 - Marzo 2,12
2009 - Abril 2,62 2009 - Abril 2,84
2009 - Mayo 2,41 2009 - Mayo 3,32
IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh)
En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales físicos, y las correspondientes a los contratos suscritos por REE, a los que se refiere la disposición transitoria novena de la Ley 54/1997, se han valorado al precio del mercado o proceso correspondiente.
% SOBRE VOLUMEN ECONÓMICO DE PRODUCCIÓN
% SOBRE VOLUMEN ECONÓMICO DE DEMANDA
2008 - Junio 0,96 2008 - Junio 2,83
2008 - Julio 1,25 2008 - Julio 2,89
2008 - Agosto 1,10 2008 - Agosto 2,91
2008 - Septiembre 0,90 2008 - Septiembre 3,33
2008 - Octubre 1,48 2008 - Octubre 3,24
2008 - Noviembre 1,53 2008 - Noviembre 2,23
2008 - Diciembre 1,48 2008 - Diciembre 2,22
2009 - Enero 1,05 2009 - Enero 2,24
2009 - Febrero 1,11 2009 - Febrero 2,63
2009 - Marzo 2,43 2009 - Marzo 2,13
2009 - Abril 2,53 2009 - Abril 2,80
2009 - Mayo 2,39 2009 - Mayo 3,31
IMPORTACIÓN (kEUR) EXPORTACIÓN (kEUR)
9.3. Grado de ocupación de la capacidad comercial de intercambio El operador del sistema ha publicado la capacidad comercial disponible en cada hora por cada una de las interconexiones internacionales del sistema eléctrico español y en el caso de la frontera hispano-portuguesa dicho valor también ha sido publicado por el operador del sistema portugués, desde el 1 de julio de 2007, con el inicio del proceso de separación de mercados. Esta capacidad comercial es utilizada tanto por los agentes que quieren efectuar contrataciones mediante ofertas enviadas al mercado de producción, como por los agentes que han declarado contratos bilaterales. Este valor de la capacidad se utiliza durante los procesos de casación y resolución de restricciones técnicas, para obtener un resultado de los mercados que respete el valor máximo de capacidad con cada uno de los sistemas eléctricos vecinos. Las siguientes gráficas muestran el grado de ocupación de la capacidad en el mes objeto del presente informe, siendo el valor de capacidad libre el obtenido teniendo en cuenta el valor final, antes de los mercados diario e intradiario, de la capacidad comercial de intercambio.
75
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON FRANCIA Y ENERGÍA CASADA EN LOS
MERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES (PHF)MAYO 2009
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
01/0
5/20
09
02/0
5/20
09
03/0
5/20
09
04/0
5/20
09
05/0
5/20
09
06/0
5/20
09
07/0
5/20
09
08/0
5/20
09
09/0
5/20
09
10/0
5/20
09
11/0
5/20
09
12/0
5/20
09
13/0
5/20
09
14/0
5/20
09
15/0
5/20
09
16/0
5/20
09
17/0
5/20
09
18/0
5/20
09
19/0
5/20
09
20/0
5/20
09
21/0
5/20
09
22/0
5/20
09
23/0
5/20
09
24/0
5/20
09
25/0
5/20
09
26/0
5/20
09
27/0
5/20
09
28/0
5/20
09
29/0
5/20
09
30/0
5/20
09
31/0
5/20
09
Días
MW
h
Capacidad de Importación no ocupada Capacidad de Exportación no ocupada Importación Exportación
EXPORTACION
IMPORTACION
MEDIA MAYO 2009FRANCIA
Capacidad Comercial Exportación 463,6 MWh
Capacidad libre de Exportación 242,2 MWh
Exportación 221,4 MWh
Importación 986,9 MWh
Capacidad libre de Importación 115,3 MWh
Capacidad Comercial Importación 1102,2 MWh
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON PORTUGAL Y ENERGÍA CASADA EN LOSMERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES (PHF)
MAYO 2009
-2000
-1500
-1000
-500
0
500
1000
1500
2000
01/0
5/20
09
02/0
5/20
09
03/0
5/20
09
04/0
5/20
09
05/0
5/20
09
06/0
5/20
09
07/0
5/20
09
08/0
5/20
09
09/0
5/20
09
10/0
5/20
09
11/0
5/20
09
12/0
5/20
09
13/0
5/20
09
14/0
5/20
09
15/0
5/20
09
16/0
5/20
09
17/0
5/20
09
18/0
5/20
09
19/0
5/20
09
20/0
5/20
09
21/0
5/20
09
22/0
5/20
09
23/0
5/20
09
24/0
5/20
09
25/0
5/20
09
26/0
5/20
09
27/0
5/20
09
28/0
5/20
09
29/0
5/20
09
30/0
5/20
09
31/0
5/20
09
Días
MW
h
Capacidad de Importación no ocupada Capacidad de Exportación no ocupada Importación Exportación
EXPORTACION
IMPORTACION
MEDIA MAYO 2009PORTUGAL
Capacidad Comercial Exportación 1147,3 MWh
Capacidad libre de Exportación 406,1 MWh
Exportación 741,2 MWh
Importación 22,7 MWh
Capacidad libre de Importación 1245,0 MWh
Capacidad Comercial Importación 1267,7 MWh
CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CON MARRUECOS Y ENERGÍA CASADA EN LOSMERCADOS Y EJECUTADA EN CONTRATOS BILATERALES (PHF)
MAYO 2009
-1000
-800
-600
-400
-200
0
200
400
600
800
1000
01/0
5/20
09
02/0
5/20
09
03/0
5/20
09
04/0
5/20
09
05/0
5/20
09
06/0
5/20
09
07/0
5/20
09
08/0
5/20
09
09/0
5/20
09
10/0
5/20
09
11/0
5/20
09
12/0
5/20
09
13/0
5/20
09
14/0
5/20
09
15/0
5/20
09
16/0
5/20
09
17/0
5/20
09
18/0
5/20
09
19/0
5/20
09
20/0
5/20
09
21/0
5/20
09
22/0
5/20
09
23/0
5/20
09
24/0
5/20
09
25/0
5/20
09
26/0
5/20
09
27/0
5/20
09
28/0
5/20
09
29/0
5/20
09
30/0
5/20
09
31/0
5/20
09
Días
MW
h
Capacidad de Importación no ocupada Capacidad de Exportación no ocupada Importación Exportación
EXPORTACION
IMPORTACION
MEDIA MAYO 2009MARRUECOS
Capacidad Comercial Exportación 891,5 MWh
Capacidad libre de Exportación 259,7 MWh
Exportación 631,8 MWh
Importación ,0 MWh
Capacidad libre de Importación 600,0 MWh
Capacidad Comercial Importación 600,0 MWh
76
9.4. Origen de los intercambios internacionales por frontera (ver nota 5) El comercio a través de las fronteras del sistema eléctrico español con Francia, Andorra y Marruecos, se refleja en las tablas siguientes.
FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL
2008 - Junio 383.779 170 383.949 2008 - Junio 283.568 18.471 361.172 663.211
2008 - Julio 532.561 532.561 2008 - Julio 234.851 1.602 476.120 712.573
2008 - Agosto 464.457 464.457 2008 - Agosto 149.170 16.178 497.013 662.361
2008 - Septiembre 397.138 397.138 2008 - Septiembre 227.688 12.125 460.013 699.827
2008 - Octubre 353.935 2.918 356.853 2008 - Octubre 329.451 23.362 328.577 681.390
2008 - Noviembre 464.767 1.245 466.012 2008 - Noviembre 269.072 33.914 239.233 542.219
2008 - Diciembre 489.253 885 490.138 2008 - Diciembre 276.575 45.490 284.210 606.275
2009 - Enero 328.564 115 328.679 2009 - Enero 425.295 43.086 167.100 635.481
2009 - Febrero 278.577 278.577 2009 - Febrero 379.962 31.940 206.973 618.874
2009 - Marzo 527.650 497 528.147 2009 - Marzo 252.347 29.975 182.078 464.400
2009 - Abril 582.333 582.333 2009 - Abril 178.933 36.440 334.440 549.813
2009 - Mayo 733.982 733.982 2009 - Mayo 166.245 3.777 475.522 645.545
Total 5.536.997 5.829 5.542.826 Total 3.173.158 296.360 4.012.449 7.481.967
IMPORTACIÓN (MWh) EXPORTACIÓN (MWh)
En los volúmenes económicos no se han considerado las energías correspondientes a los contratos bilaterales, y las correspondientes a los contratos suscritos por REE, a los que se refiere la disposición transitoria novena de la Ley 54/1997, se han valorado al precio del mercado o proceso correspondiente.
FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL FRANCIA ANDORRA MARRUECOS TOTAL
2008 - Junio 11.434 8 11.442 2008 - Junio 14.592 4 21.722 36.317
2008 - Julio 18.711 18.711 2008 - Julio 13.158 9 32.872 46.039
2008 - Agosto 15.774 15.774 2008 - Agosto 8.893 16 35.232 44.141
2008 - Septiembre 12.534 12.534 2008 - Septiembre 15.824 31 33.826 49.681
2008 - Octubre 18.777 194 18.971 2008 - Octubre 20.117 46 24.651 44.814
2008 - Noviembre 19.518 69 19.587 2008 - Noviembre 14.596 -46 16.942 31.492
2008 - Diciembre 17.420 50 17.470 2008 - Diciembre 11.196 -19 17.919 29.096
2009 - Enero 10.913 5 10.917 2009 - Enero 16.220 -27 9.355 25.549
2009 - Febrero 7.969 7.969 2009 - Febrero 11.790 -51 9.095 20.834
2009 - Marzo 15.927 17 15.944 2009 - Marzo 8.231 -38 7.181 15.375
2009 - Abril 15.138 15.138 2009 - Abril 6.143 41 12.452 18.636
2009 - Mayo 14.904 14.904 2009 - Mayo 4.823 -28 17.788 22.583
Total 179.019 343 179.361 Total 145.583 -62 239.035 384.556
IMPORTACIÓN (kEUR) EXPORTACIÓN (kEUR)
77
9.5. Cuotas en la energía importada y exportada de las diferentes empresas Se incluyen en este apartado los datos correspondientes al mes de abril de 2009 conforme a las normas de confidencialidad de información de las Reglas de funcionamiento del Mercado de Producción de Energía Eléctrica. El volumen total de energía eléctrica importada correspondiente al programa horario final ha sido de 583,1 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes:
Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%)
ELECTRICITÉ DE FRANCE 208.798,0 35,81CENTRICA ENERGIA 122.972,0 21,09ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA 65.254,0 11,19EDF TRADING LIMITED 60.569,0 10,39DANSKE COMMODITIES 45.237,5 7,76ATEL ENERGÍA 29.350,0 5,03STATKRAFT MARKETS GmbH 14.220,0 2,44COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE 14.142,0 2,43ELECTRABEL 8.245,0 1,41SHELL ENERGY TRADING LIMITED 4.252,0 0,73ENEL TRADE SPA 3.687,0 0,63TOTAL GAS & POWER LIMITED 2.760,0 0,47ATEL 1.903,0 0,33E.ON GENERACION, S.L. 1.685,0 0,29Total 583.074,5 100
PROGRAMA HORARIO FINALIMPORTACIONES - ABRIL 2009
CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS IMPORTACIONES POR EMPRESASAL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO.
SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOLABRIL 2009
35,81
21,09
11,19
10,39
7,76
5,032,44
0,290,330,470,63
0,731,41
2,43
78
79
El volumen total de energía eléctrica exportada correspondiente al programa horario final ha sido de 550,2 GWh, siendo las cuotas de participación de las diferentes empresas en la cantidad anterior las siguientes:
Agente titular Energía (MWh) Cuota energía (%)
OFFICE NATIONAL DE L'ELECTRICITÉ 334.439,9 60,79ENDESA ENERGÍA 36.440,0 6,62CENTRICA ENERGIA 29.359,5 5,34IBERDROLA GENERACIÓN 26.514,6 4,82EDF TRADING LIMITED 23.817,3 4,33ENDESA GENERACIÓN 20.028,0 3,64HIDROCANTABRICO ENERGÍA 18.845,4 3,43DANSKE COMMODITIES 17.726,3 3,22GAS NATURAL SDG 13.594,0 2,47COMPAGNIE NATIONALE DU RHONE 12.139,2 2,21STATKRAFT MARKETS GmbH 6.034,5 1,10ENEL TRADE SPA 2.272,0 0,41SHELL ENERGY TRADING LIMITED 2.100,0 0,38ELEKTRIZITATS-GESELLSCHAFT LAUFENBURG ESPAÑA 1.975,0 0,36UNIÓN FENOSA GENERACIÓN 1.346,0 0,24ATEL 1.343,0 0,24ELECTRABEL 1.190,0 0,22E.ON GENERACION, S.L. 1.016,0 0,18Total 550.180,7 100
PROGRAMA HORARIO FINALEXPORTACIONES - ABRIL 2009
CUOTAS DE PARTICIPACIÓN DE LAS EXPORTACIONES POR EMPRESASAL FINAL DEL ÚLTIMO MERCADO INTRADIARIO.
SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOLABRIL 2009
60,79
6,625,34
2,21
1,10
0,410,38
0,36
0,24
0,24
0,22
0,18
2,473,22
3,433,64
4,334,82
5,35
10. RESULTADOS PUBLICADOS POR LOS OPERADORES DE MERCADO DE OTROS MERCADOS DE ELECTRICIDAD
Se incluyen a continuación los resultados de los mercados europeos más relevantes:
PRECIO Y ENERGÍA DEL MERCADO DEAmsterdam Power Exchange (APX, Holanda)
0
5
10
15
20
25
30
35
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9
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ay-0
9
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9
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9
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9
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9
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9
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ay-0
9
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ay-0
9
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ay-0
9
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ay-0
9
19-m
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9
20-m
ay-0
9
21-m
ay-0
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ay-0
9
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9
29-m
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9
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9
31-m
ay-0
9
Día
Eur/MWh
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
MWh
Precio medio aritmético (Eur/MWh) Energía (MWh)
PRECIO Y ENERGÍA DEL MERCADO DE
Nordic Power Exchange (NORDPOOL, Noruega)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
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9
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ay-0
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9
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9
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9
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9
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ay-0
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27-m
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9
28-m
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9
29-m
ay-0
9
30-m
ay-0
9
31-m
ay-0
9
Día
Eur/MWh
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
800.000
MWh
Precio medio aritmético (Eur/MWh) Energía (MWh)
80
PRECIO Y ENERGÍA DEL MERCADO DEEuropean Energy Exchange (EEX, Alemania)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
01-m
ay-0
9
02-m
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9
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ay-0
9
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ay-0
9
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ay-0
9
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9
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ay-0
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ay-0
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ay-0
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ay-0
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ay-0
9
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19-m
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30-m
ay-0
9
31-m
ay-0
9
Día
Eur/MWh
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
MWh
Precio medio aritmético (Eur/MWh) Energía (MWh)
PRECIO Y ENERGÍA DEL MERCADO DEPOWERNEXT (Francia)
0
5
10
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ay-0
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9
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ay-0
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ay-0
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ay-0
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9
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ay-0
9
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19-m
ay-0
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20-m
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ay-0
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9
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29-m
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9
30-m
ay-0
9
31-m
ay-0
9
Día
Eur/MWh
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
160.000
180.000
MWh
Precio medio aritmético (Eur/MWh) Energía (MWh)
81
PRECIO Y ENERGÍA DEL MERCADO DEGME (Italia)
0
10
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30
40
50
60
70
80
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9
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ay-0
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ay-0
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19-m
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ay-0
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25-m
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26-m
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ay-0
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ay-0
9
31-m
ay-0
9
Día
Eur/MWh
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
600.000
700.000
MWh
Precio medio aritmético (Eur/MWh) Energía (MWh)
PRECIO Y ENERGÍA DEL MERCADO DEOPCOM (Rumania)
0
10
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30
40
50
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01-m
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9
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ay-0
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ay-0
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17-m
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ay-0
9
19-m
ay-0
9
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ay-0
9
21-m
ay-0
9
22-m
ay-0
9
23-m
ay-0
9
24-m
ay-0
9
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ay-0
9
26-m
ay-0
9
27-m
ay-0
9
28-m
ay-0
9
29-m
ay-0
9
30-m
ay-0
9
31-m
ay-0
9
Día
Eur/MWh
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
MWh
Precio medio aritmético (Eur/MWh) Energía (MWh)
82
En la siguiente gráfica se representa de forma conjunta el precio medio aritmético diario de los mercados europeos:
PRECIOS MEDIOS EUROPEX01/01/08 - 31/05/09
0
20
40
60
80
100
120
140
01-ene 01-feb 03-mar 03-abr 04-may 04-jun 05-jul 05-ago 05-sep 06-oct 06-nov 07-dic 07-ene 07-feb 10-mar 10-abr 11-may
Fecha
Eur/MWh
APX NORDPOOL EEX POWERNEXT EXAA OMEL ES OMEL PT GME OPCOM
En las siguientes gráficas se representa de forma conjunta el precio medio aritmético trimestral de los mercados europeos:
PRECIOS MEDIOS TRIMESTRALES EUROPEX1/1/2000 - 31/5/2009
0
10
20
30
40
50
60
70
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1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
Fecha
Eur/MWh
APX NORDPOOL EEX POWERNEXT OMEL GME EXAA
Año 2000 Año 2001 Año 2002 Año 2003 Año 2004 Año 2005 Año 2006 Año 2007 Año 2008 Año 2009
83
84
PRECIOS MEDIOS TRIMESTRALES EUROPEX1/4/2008 - 31/5/2009
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2º T
rimes
tre
3º T
rimes
tre
4º T
rimes
tre
1º T
rimes
tre
2º T
rimes
tre
Fecha
Eur/MWh
APX NORDPOOL EEX POWERNEXT OMEL GME EXAA
NOTAS FINALES
NOTA 1 Los datos referidos a procesos de Operación Técnica del Sistema a partir del mes de junio de 2006 se han elaborado por OMEL sobre la base de la información publicada por REE referente a energías e importes de estos procesos en su dirección web www.esios.ree.es. NOTA 2 Los datos correspondientes a los meses a partir de enero de 2007, se han elaborado a partir de la información publicada por la CNE en su web www.cne.es. NOTA 3 Los datos de precios, importes y energías finales a partir del mes de junio de 2006 se han elaborado por OMEL sobre la base de los precios finales publicados por la CNE en su web www.cne.es, la información publicada por REE referente a precios e importes de los procesos de operación técnica del sistema, y el pago de garantía de potencia según nota anterior. NOTA 4 Los datos de componentes del precio horario final a partir de enero de 2007 se han elaborado a partir de los datos publicados por la CNE en su web www.cne.es. NOTA 5 Los datos de importaciones y exportaciones a partir del mes de julio de 2007 no recogen los intercambios entre España y Portugal al enmarcarse dentro del sistema ibérico. NOTA 6 Los datos a partir del mes de junio de 2006 sólo tienen en cuenta las energías casadas en los mercados diario e intradiarios.
85