ENERO

20 15

INFORME MENSUAL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL

ÍNDICE

1.1 Valores Históricos

2. TECNOLOGÍAS

p.4p.7

3.MESES PRÓXIMOS

4 .NOTAS

2.4 Energía Fotovolt aica

p.10

2.3 Tecnología Nuclear

p.9

2.5 Composición de la oferta por Tecnologías

p.12

2.6 Composición del mix

p.13

2.1 Embalses Hidroeléct ricos

p.7

1. EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL p.2

3.1.1 A corto p lazo

p.15

3.1 Mercado de Futuros (OTC)

p.14

3.1.2 A largo p lazo

p.15

2.2            Part icipación del Régimen Especial

p.8

p.3

p.14

p.16

1.3 PHFM (Precio Hora Final Medio para comercializadores) (? / MW h)

p.5

1.2 Demanda y Precio

p.4

El pasado mes de enero, el precio del mercado diario español se

situó ligeramente por encima que en diciembre de 20 14 y fue más

notorio que enero 20 14, Uno de los factores que ha cont ribuido

en esta d iferencia tan grande en el pool, ent re enero del año

pasado y el pasado mes, podrían ser los 1.50 0 GW h menos de

energía hidroeléct rica producida en enero de 20 15.

Las tecnologías que han marcado precio en un mayor número de

horas son en primer lugar, la combinación ent re la hidráulica y el

bombeo con un total de 53,36%, en segundo lugar, la térmica en

un 31,72%, las renovables, cogeneración y residuos en un 13,44% y

por últ imo, la generación térmica en un escaso 1,48%. El

promedio del mercado diario en enero ha sido de 51,60

?/ MW h, un 8,7% por encima respecto al mes anterior y en un

53,5% por encima respecto al mismo mes del año anterior con un

promedio mínimo de 17,18 ? / MW h y un promedio máximo de

65,72 ? / MW h. El p recio horario f inal med io para

comercializadoras (es el precio mercado libre que incluye los

costes de los servicios de ajuste del sistema eléct rico) ha sido de

66,41 ? / MW h, un 8,6% mayor que el mes de diciembre de 20 14 y

un 34,3% mayor también de enero de 20 14.

1. EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO ESPAÑOL

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p.2

Fuente: OMIE, CNMC

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p.3

1.1 VALORES HISTÓRICOS PRECIO MERCADO DIARIO (? / MW H)

20 15 20 14 20 13

Enero 51,60 33,61 50 ,50

Febrero 17,12 45,0 4

Marzo 26,67 25,88

20 12 20 11 20 10 20 15/ 20 14

51,0 6 41,19 29,0 6 54%

53,48 48,0 3 27,68

47,57 46,70 19,62

Abril 26,44 18,17 41,21 45,45 27,42

Mayo 42,41 43,45 43,58 48,90 37,28

Junio 50 ,95 40 ,87 53,50 50 ,0 0 40 ,12

Julio 48,21 51,16 50 ,29 50 ,82 42,91

Agosto 49,91 48,0 9 49,34 53,53 42,94

Septiembre 58,89 50 ,20 47,59 58,47 46,44

Octubre 55,11 51,50 45,68 57,46 42,63

Noviembre 46,80 41,81 42,07 48,38 40 ,93

Diciembre 47,47 63,64 41,73 50 ,07 46,34

Media Año 51,60 41,97 44 ,19 47,26 49,92 36,95

Fuente: OMIE,

La demanda de elect ricidad total del mes de enero ha sido de 22.673 MW h, siendo un 6,5% superior a la cifra de d iciembre de 20 14 y un 3,1% superior a la cifra de enero de 20 14.

El pasado miércoles 21 de enero tuvo lugar el máximo d iario. En este día se consumieron un total de 819.476 MW h, siendo la hora de potencia media horaria máxima a las 20 horas, con 40 .327 MW h.

A cont inuación, se muest ra el gráfico en el que se puede ver la relación ent re la demanda y el precio durante todos los días de enero. Se observa los promedios d iarios del Mercado Diario (eje derecho, en ? / MW h) y el total d iario de demanda eléct rica (eje izquierdo, en GW h por día).

En el gráfico se aprecia como la curva de la demanda es más baja en la primera semana de enero coincid iendo con los fest ivos, mient ras que el resto de las semanas ocurre todo lo cont rario, la curva de demanda aumenta en los días laborables y baja en los f ines de semana. En cuanto a los precios se destaca una importante caída el d ía 31 de enero en que el precio promedio del pool fue de 17 ? / MW h . Si analizamos lo que ocurrió en ese día vemos que el viento alcanzó valores muy altos de generación, ocupo el 48 % de la part icipación en el mix, por lo que sería uno de los factores que provocaron esta bajada.

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p.4

1.2 DEMANDA Y PRECIO

Fuente:OMIE, Demanda enero,

Fuente:OMIE, Demanda enero, REE

1.3 PHFM (PRECIO HORA FINAL MEDIO PARA COMERCIALIZADORES) (? / MW H)

El Precio Hora Final Medio publicado por la CNE (ya ponderado según la energía de mercado d iario, mercados int radiarios, Rest ricciones, Procesos del Operador del Sistema y Pagos por Capacidad) para comercializadores en enero de 20 15 ha sido de 66,41 ? / MW h. Este se situó un 8,6% por

encima del precio de d iciembre de 20 14, y un 34,3% por encima con respecto al mismo mes del año pasado. Así mismo, el Mercado Diario quedo por encima que d iciembre de 20 14 en un 8,7%. En el gráfico adjunto se observa la variación de los conceptos que componen el PHFM exceptuando el Mercado Diario.

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p.5

20 15 20 14 20 13

Enero 66,41 49,45 64,32

Febrero 32,28 57,99

Marzo 39,41 39,67

20 12 20 11 20 10 20 15/ 20 14

62,55 51,95 40 ,11 34%

64,77 56,83 36,88

57,73 54,62 28,15

Abril 39,79 31,0 6 51,92 52,76 34,33

Mayo 52,55 53,57 52,53 55,58 42,94

Junio 61,26 52,55 62,79 57,93 46,13

Julio 59,15 61,90 60 ,70 60 ,0 1 50 ,34

Agosto 58,54 56,35 57,43 60 ,44 49,41

Septiembre 69,29 60 ,22 57,32 67,12 53,0 5

Octubre 67,49 64,0 1 58,87 67,67 50 ,16

Noviembre 59,28 54,71 55,35 59,97 49,29

Diciembre 61,13 79,46 56,23 62,0 6 55,58

Media AÑO 66,41 54,14 56,32 58,18 58,91 44,70

Fuente: CNMC

           Fuente: CNMC

PHFM ENE20 15

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EVOLUCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL MEDIO

PHFM ENERO 15 +34 ,3%

vs. ENE 20 14

6,37 ? / MW h

Costes garant ía de potencia

El PHFM de enero de 20 15 se ha situado 5,6 ? / MW h por encima del mes de d iciembre de 20 14. Lo mismo ha ocurrido con los precios del mercado d iario, aunque en menos cant idad 4 ,13 ? / MW h por encima. Los costes

correspondientes a la garant ía de potencia se han situado ligeramente por debajo a los del mes anterior situándose en 6,37 ? / MW h. Los costes derivados de operación del sistema (procesos) han sido

ligeramente inferiores a los de d iciembre de 20 14 situándose en 1,99 ? / MW h.

Por ot ro lado, si comparamos los componentes del PHFM de este año con los de enero de 20 14,

los costes derivados de la operación del sistema han sido un 31,07% inferiores (rest ricciones, desvíos, BS, etc) .

-31,0 7% VS. ENE 20 14

1,99 ? / MW h

Costes operación del sistema

p.6

¿Sabías que? ...?

Si el cargador de un móvil está enchufado durante un año a la corriente eléct rica sin cargar el terminal, se gastaría energía por un valor de 0 ,30 euros. A priori puede parecer poco, pero todo cambia si pensamos en cuántos elect rodomést icos tenemos en casa conectados cont inuamente..

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En este mes de enero la capacidad de los

embalses ha sido

por lo que ha aumentado

ligeramente con respecto al mes

anterior,

Si la comparamos con la capacidad de los embalses del mismo mes de 20 14, ésta se sitúa por debajo, fue de 84,2% y en este

últ imo mes la capacidad total de los embalses está en el 78,6 %. Aun así la capacidad de los embalses en enero de 20 15 supera considerablemente la media de los últ imos 5 y 10 años a estas

alturas del año. La capacidad de producción eléct rica de los embalses hidroeléct ricos actualmente es de 13.888 GW h.

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2. TECNOLOGíAS

77,1% de la capacidad total

2.1 EMBALSES HIDROELÉCTRICOS

13.631 Hm 3

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p.7

Fuente: Bolet ín hidrológico nacional

% S./ Capacidad

Hm3 GW h ACTUAL Capacidad Total Mes Anterior

13.631 13.888 78,6 % 77,1%

Año Anterior

Media 5 años

Media 10 años

84,2% 71,8% 67,1%

Las renovables, la cogeneración y los residuos (desde 26/ 12/ 20 13 previamente Régimen

Especial) cubrieron el

La part icipación de las tecnologías renovables en la generación se ha situado muy ligeramente por debajo que d iciembre de 20 14. La part icipación de las tecnologías que forman este conjunto en el mes de enero se mant iene práct icamente igual a la del mes anterior.

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2.2 PARTICIPACIÓN DE LAS RENOVABLES, COGENERACIÓN Y RESIDUOS

29,20 % de la demanda total

Fuente: e-sios, REE

Part icipación de las renovables, cogeneración y residuos

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p.8

ene-12 feb-12 mar-12 abr-12

32,5% 38,8% 37,92% 48,66%

ene-13 feb-13 mar-13 abr-13

46,9% 46,5% 48,86% 47,70 %

may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct -12 nov-12 d ic-12

41,77% 37,93% 35,25% 33,20 % 40 ,16% 36,65% 41,49% 45,1%

may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct -13 nov-13 d ic-13

46,85% 46,60 % 36,78% 36,85% 37,56% 40 ,62% 51,0 5% 40 ,93%

ene-14 feb-14 mar-14 abr-14 may-14 jun-14 jul-14 ago-14 sep-14 oct -14 nov-14 d ic-14

37,55% 35,42% 34,0 8% 33,33% 34,80 % 29,22% 29,56% 26,73% 19,53% 26,39% 33,53% 30 ,27%

ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct -15 nov-15 d ic-15

29,20 %

Fuente: Balance eléct rico mensual del P48.

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2.3 TECNOLOGÍA NUCLEAR

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p.9

En el gráfico que se muest ra a cont inuación se observa como la producción durante este mes de enero ha sido constante a excepción del p ico invert ido del 20 de enero que bajo su producción a los 6.125 MW h. Durante todo el mes se mant iene el 10 0 % del total de la potencia instalada menos este día.

El d ía 19 la cent ral nuclear Asco II inicia la parada programada, y se mant iene durante dos días sin funcionar. En consecuencia, el d ía 22 de enero ya se alcanza el total de la potencia instalada.

La est imación de Red Eléct rica es que la generación solar fotovoltaica ha producido

durante el mes de enero de 20 15. Lo que deja su cuota de part icipación en la energía generada en un 2,1 % del total peninsular

español. La producción fue superior a la de d iciembre 20 14 y la cuota de part icipación muy ligeramente por encima.

Para el próximo mes de febrero se prevé que la producción aumente ligeramente respecto al mes anterior según el histórico de producción de febrero 20 14.

486.931 MW h

La est imación de producción de plantas representadas por Nexus Energía para el mes de enero ha sido de ?

189.458,33 MW h

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2.4 TECNOLOGÍA FOTOVOLTAICA

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Fu

en

te: e

-sio

s, R

EE

.

p.10

RATIO    RATIO

Enero?13 77 Enero?14 64

Febrero?13 10 3 Febrero?14 71

Marzo?13 81 Marzo?14 133

RATIO

Enero?15 10 4

Febrero?15

Marzo?15

Abril?13 112 Abril?14 146 Abril?15

Mayo´ 13 162 Mayo´ 14 187 Mayo´ 15

Junio´ 13 177 Junio´ 14 184 Junio´ 15

Julio´ 13 174 Julio´ 14 196 Julio´ 15

Agosto´ 13 162 Agosto´ 14 184 Agosto´ 15

Septiembre´ 13 137 Septiembre´ 14 148 Septiembre´ 15

Octubre´ 13 120 Octubre´ 14 128 Octubre´ 15

Noviembre´ 13 99 Noviembre´ 14 77 Noviembre´ 15

Diciembre´ 13 78 Diciembre´ 14 92 Diciembre´ 15

PROMEDIO 124 PROMEDIO 134 PROMEDIO 10 4

H. Equivalentes 1.482 H. Equivalentes 1.611 H. Equivalentes 1.650

Los siguientes datos muest ran, de forma provisional, la relación ent re las ventas mensuales de FX y FY según el últ imo programa de producción y la potencia nominal de la p lanta, para las p lantas fotovoltaicas representadas por Nexus Energía. Se puede observar el efecto temporal, relacionado con las horas de sol d isponib les por día.

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¿Sabías que? ...?

En los países desarrollados cada persona consume de media un total de 240 kW h cada día, lo que equivale a la energía que se consume por 50 0 ordenadores portát iles funcionando a p leno rendimiento durante 24 horas.

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Los siguientes datos muest ran, de forma provisional, la relación existente ent re las ventas mensuales de FX y FY. Según el últ imo programa de producción y la potencia nominal de la p lanta para las p lantas fotovoltaicas representadas por Nexus Energía. Se puede observar el efecto temporal, relacionado con las horas de sol d isponib les por día.

p.11

Según los balances publicados por Red Eléct rica de España, la part icipación de las tecnologías en el mix de generación, el mes de enero no ha destacado por haber grandes cambios sobretodo en cuanto a las tecnologías que comprenden el grupo de las renovables, cogeneración y residuos, que han mantenido niveles de part icipación muy iguales a

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los del mes anterior.

La Nuclear el mes de enero aumento su generación ligeramente y el carbón también aumento en casi t res puntos. Llama la atención el importante descenso de la hidráulica si comparamos el pasado mes de enero con el mismo mes del año pasado, vemos que produjo sobre 1.50 0 GW h menos.

Por últ imo, las conexiones internacionales han part icipado menos, que el mes anterior.

Fuente: Balance eléct rico enero, REE.

2.5 COMPOSICIÓN DE LA OFERTA POR TECNOLOGÍAS SOBRE EL TOTAL DE GENERACIÓN

p.12

TECNOLO- GÍA

Ene.

20 14

Feb.

20 14

Mar.

20 14

Hidr. Rég. Ord.

17,2% 25,5% 22,8%

Nuclear 20 ,6% 22,9% 25,5%

Carbón 9,5% 3,5% 5,3%

Abr.

20 14

Mayo

20 14

Jun

20 14

Julio 20 14

Agosto

20 14

Sept .

20 14

Oct . 20 14

Nov.

20 14

Dic

20 14

Enero

20 15

23,3% 12,6% 10 ,8% 9,5% 9,4% 7,8% 7,5% 11,2% 13,3% 10 ,1%

26,5% 22,5% 17,7% 20 ,3% 20 ,4% 23,9% 26,2% 22,6% 22,1% 23,2%

6,1% 16,4% 26,1% 25,9% 26,2% 29,1% 23% 16,6% 19,5% 22,3%

Ciclo Combinado

6,7% 5,7% 5,7% 6,0 % 7,0 % 8,8% 8,6% 8,6% 13,2% 10 ,7% 9,7% 9,1% 9,7%

Hidr. Rég. Esp.

3,3% 3,3% 3,5% 3,7% 3,0 % 2,5% 2% 2,2% 1,7% 1,7% 2,6% 2,9% 2,2%

Eólica 28,9% 27,7% 23,7% 20 ,1% 20 ,6% 16,1% 16,6% 16,3% 10 ,2% 16,4% 25,3% 21,7% 21,1%

Solar fotovolt aica

1,8% 2,0 % 3,2% 3,8% 4,4% 4,3% 4,2% 4,1% 3,3% 3% 1,9% 2% 2,1%

Solar térmica

0 ,4% 0 ,5% 1,8% 2,3% 3,6& 3,5% 3,9% 3,7% 2% 1,5% 0 ,6% 0 ,7% 0 ,8%

Térmica renovable

1,8% 1,4% 1,6% 1,7% 2,0 % 2% 1,9% 1,9% 2% 1,9% 1,8% 1,8% 1,7%

Térmica no ren.

11,8% 9,3% 8,8% 8,6% 10 ,3% 10 ,7% 10 % 10 ,2% 10 ,6% 11,4% 10 ,3% 9,6% 9,8%

Interc. Intern.

0 ,1% -2,3% -1,1% -3,3% -1,3% -1,4% -2,2% -2,2% -1,6% -1,5% 0 ,9% -1,7% -1,1%

A cont inuación se presenta un cuadro con la evolución de la part icipación en el mix de generación según la segunda liquidación de Red Eléct rica.

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En el siguiente gráfico se observa la evolución de la part icipación de algunas de las tecnologías en la generación desde enero del año pasado.

Datos obtenidos según los balances eléct ricos peninsulares publicados por Red Eléct rica de España.

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Fu

en

te:, B

alance

elé

ctrico 2

014

, RE

E

2.6 COMPOSICIÓN DEL MIX

Enero 20 15 HIDRAÚLICA

10 ,1% part icipación en

el mercado

___________

ENERO'14 17,2%

p.13

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A cont inuación, se muest ra un cuadro donde se ref leja la evolución prevista de los principales factores que inf luyen en la evolución del precio eléct rico. Y en conclusión, la tendencia esperada del nivel de precios para los próximos dos meses.

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3. MESES PRÓXIMOS

En el siguiente gráfico se ref leja el movimiento de los productos más líquidos en el mercado de futuros.

3.1  Mercado de Futuros (OTC)

p.14

M + 1 M + 2

DEMANDA = ?

EÓLICA ? ?

HIDRÁULICA ? ?

NUCLEAR = =

TENDENCIA ? ??

Para conseguir una invitación a GENERA´ 15 envíanos un e-mail a

atencioncliente@nexusenergia.com

Cot izaciones de los precios de futuros en el últ imo d ía del mes para los d ist intos horizontes temporales

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3.1.1 A corto plazo

3.1.2 A largo plazo

Fuente:OMIE

p.15

FUTUROS

Feb-14 47,25

Mar-15 40 ,80

Abr-15 35,84

FUTUROS

Periodo ?/ MW h

Q2-15 40 ,63

Q3-15 46,80

Q4-15 44,65

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Red Eléct rica de España dispone de un glosario de términos

eléct ricos a d isposición del público. Para más información sobre el

mercado puede consultar la web pública del Operador de

Mercado OMIE: ht tp:// www .omie.es/ inicio, así como la web del

sistema de información del Operador del Sistema Eléct rico

www.esios.ree.es/ web-publica. El Operador también facilita la

demanda de energía en t iempo real, la generación acumulada en

t iempo real y más información accesib le desde su página principal

www.ree.es. Para facilitar la t ransparencia de información en los

mercados de interconexiones los operadores de los d ist intos

países han puesto a d isposición del público la siguiente web:

www.iesoe.eu/ iesoe/

4 . NOTAS

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p.16

c/ Consell de Cent , 42 - 0 80 14

Barcelona ? España

T. 93 228 99 72

F. 93 426 24 0 6

nexusenergia.com

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