FEBRERO

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 febrero de 20 15, el precio del mercado d iario Español se ha situado muy por debajo que en enero de 20 15 y muy por encima que enero 20 14, varios factores han cont ribuido en esta d iferencia tan grande en el pool, ent re los que podríamos destacar la alta part icipación de la Eólica durante el mes de febrero y la bajada en el mix de la Tecnología del Carbón.

En cuanto a las tecnologías que han marcado precio en un mayor número de horas, como viendo siendo habitual en primer lugar ha sido la combinación ent re la hidráulica y el bombeo con un total de 50 % seguida de la Térmica en un 29%, las Renovables, Cogeneración y Residuos en un 20 % y por últ imo la Generación Térmica en un escaso 1%.

El promedio del mercado d iario en enero ha sido de 42,57 ? / MW h, un 17,5% por debajo de enero de 20 15 y en un porcentaje muy por encima que en febrero de 20 14 un 148,7%, con un promedio mínimo de 16,35 ? / MW h y un promedio máximo de 65,34 ? / MW h. El precio horario f inal medio para comercializadoras (precio mercado libre que incluye los costes de los servicios de ajuste del sistema eléct rico) ha sido de 58,47 ? / MW h, un 12% por debajo del mes de enero de 20 15 y un 81,1% por encima también de febrero 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 42,57 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 27,68 149%

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 47,0 9 41,97 44 ,19 47,26 49,92 36,95 12%

Fuente: OMIE,

La demanda de elect ricidad total del mes de febrero ha sido de 21.0 17.0 81 MW h, un 7,3% inferior a enero de 20 15 y un 3,6% superior a febrero de 20 14.

El miércoles 4 de febrero tuvo lugar el máximo d iario, en el que se consumieron un total de 825.282 MW h, siendo la hora de potencia media horaria máxima ese mismo día a las 21 horas, con 40 .326 MW h.

A cont inuación most ramos el gráfico en el que podemos ver la relación ent re la demanda y el precio para cada día de enero. Se pueden observar 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).

Se aprecia en el gráfico como la curva de la demanda sigue una misma tónica aumentando en los días laborables y d isminuyendo en los fest ivos, y la curva de precio aunque a primera vista intenta seguir esta misma línea se observa como en algunos días laborables despunta a la baja y uno de los factores que propicia esta bajada de precios en días laborables es la elevada producción de le eólica. Por semanas también destacaríamos que la segunda semana de mes el precio ha estado por encima de la demanda coincid iendo con los días en lo que hubo poco viento. Y por quincenas la segunda quincena de mes la segunda ha sido mucho más baja en cuanto a demanda y precio.

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p.4

1.2 DEMANDA Y PRECIO

Fuente:OMIE, Demanda febrero, REE

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

El Precio Hora Final Medio publicado por la CNMC (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 febrero de 20 15 ha sido de 58,47 ? / MW h situándose un 12% por

debajo del de enero de 20 15, y un 81,1% por encima con respecto al mismo mes del año pasado. De igual forma el Mercado Diario quedo por debajo que enero de 20 15 en un 17,5%. 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 58,47 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 81%

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 15%

Fuente: CNMC

           Fuente: CNMC

PHFM ENE20 15

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EVOLUCIÓN DE LOS COMPONENTES DEL PRECIO HORARIO FINAL MEDIO

PHFM FEBRERO 15 -12? / MW h

vs. ENE 20 15

6,6 ? / MW h

Costes garant ía de potencia

El PHFM de febrero de 20 15 se ha situado 12 ? / MW h por debajo del mes de enero de 20 15. Lo mismo ha ocurrido con los precios del mercado d iario, aunque en mayor medida un 17,5 ? / MW h por debajo. Los costes

correspondientes a la garant ía de potencia se han sido situado ligeramente por debajo a los del mes anterior situándose en 6,6 ? / MW h.

Los costes derivados de operación del sistema (procesos) han sido ligeramente superiores a los de enero de 20 15 situándose en 2,3 ? / MW h.

Por ot ro lado, si comparamos los componentes del PHFM de este año respecto a los del 20 14, los costes derivados de la operación del sistema (rest ricciones, desvíos, BS, etc) para febrero del 20 15 han sido un 32,36% inferior.

-32,36% VS. 20 14

2,3 ? / MW h

Costes operación del sistema

p.6

¿Sabías que? ...?

Según el Inst ituto para la Diversif icación y el Ahorro Energét ico ( IDAE), el cambio de hora además de suponer un ahorro energét ico, también t iene un impacto posit ivo en ot ros sectores como el t ransporte, condiciones de t rabajo, salud, turismo, comunicaciones y seguridad vial.

De los aproximadamente 30 0 mill de euros en ahorro, 90 mill corresponderían a los hogares, (se est ima un ahorro de 6 euros por hogar) mient ras que el resto se ahorraría en el sector terciario e indust rial.

CC0 Public Domain

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En este mes de febrero la capacidad de los embalses ha sido de

por lo que ha aumentado bastante 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, ya que en el mismo mes del año anterior fue de 88,8%. Aun así la capacidad de los embalses en febrero 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 14.976 GW h, 1.0 0 0 GW h por encima de lo que se generó en el mes anterior.

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2. TECNOLOGíAS

84% de la capacidad total

2.1 EMBALSES HIDROELÉCTRICOS

14.558 Hm 3

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p.7

Fuente: Bolet ín hidrológico nacional

% S./ Capacidad

Hm3 GW h ACTUAL Capacidad Total Mes Anterior

14.558 14.976 84% 78,6%

Año Anterior

Media 5 años

Media 10 años

88,8% 75,7% 70 ,1%

Las Renovables, Cogeneración y Residuos (desde 26/ 12/ 20 13 previamente Régimen Especial) el pasado mes de febrero cubrieron el

La part icipación de las tecnologías renovables, en la generación se ha situado muy por encima que enero de 20 15.

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2.2 PARTICIPACIÓN DE LAS RENOVABLES, COGENERACIÓN Y RESIDUOS

36,49% 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 % 36,49%

Fuente: Balance eléct rico mensual del P48..

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2.3 TECNOLOGÍA NUCLEAR

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p.9

Vemos en el gráfico de más abajo como la producción durante este mes de febrero ha sido constante a excepción del p ico invert ido ent re los días 3 y 5 de febrero que bajo su producción a los 6.071 MW h. Durante todo el mes de febrero produjo al 93% de su capacidad instalada.

La cent ral nuclear que en los días comentados realizó la parada programada fue Vandellós II, se mant iene 2 días sin funcionar, y el d ía 6 de febrero ya alcanza el total de su potencia instalada.

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

durante el mes de febrero de 20 15, lo que deja su cuota de part icipación en la energía generada en un 2,2 % del total peninsular

español. La producción fue ligeramente inferior a la de enero 20 15 y la cuota de part icipación un 0 ,1% por encima.

Para el mes de marzo de 20 15 la previsión es que la producción aumente ligeramente respecto al mes anterior según histórico de producción de marzo 20 14.

465.419 MW h

La est imación de producción de plantas representadas por Nexus Energía para el mes de

enero ha sido de 187.130 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 98

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 1

H. Equivalentes 1.482 H. Equivalentes 1.611 H. Equivalentes 1.677

En referencia a la producción fotovoltaica en España, 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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¿Sabías que? ...?

El próximo viernes 20 de marzo tendremos un eclipse solar total, se podrá ver desde EEUU y Europa a part ir de las 9 h de la mañana y durará algo más de dos horas. En concreto desde la lat it ud en la que se encuent ra España el porcentaje de d iámet ro irá desde un 52% hasta un 80 % de magnitud.

CC BY 2.0

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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.

p.11

En la composición de la oferta por tecnologías del mes de febrero, según los balances publicados por Red Eléct rica de España, la part icipación de las tecnologías en el mix de generación, el mes de febrero ha destacado por ser el mes de las tecnologías que comprenden el grupo de las renovables, cogeneración y residuos, que han generado en niveles de part icipación muy superiores a los del mes

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anterior. La Nuclear el mes de febrero d isminuyó su generación ligeramente y el carbón también bajo su producción durante el mes de febrero en casi la mitad. En cuanto a las tecnologías que dependen del sol hay un ascenso aunque poco notable.

Por últ imo, las conexiones internacionales han part icipado más del doble en comparación al mes anterior.

Fuente: Balance eléct rico febrero, 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

Ene.

20 15

Feb.

20 15

23,3% 12,6% 10 ,8% 9,5% 9,4% 7,8% 7,5% 11,2% 13,3% 10 ,1% 14,8%

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

6,1% 16,4% 26,1% 25,9% 26,2% 29,1% 23% 16,6% 19,5% 22,3% 14,1%

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% 7,8%

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% 2,7%

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% 27,1%

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% 2,2%

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% 0 ,9%

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% 1,6%

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% 9,3%

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% -2,5%

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 puede observar la evolución de la part icipación de algunas de las tecnologías en la generación desde febrero del año pasado, 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

Febrero 20 15 HIDRAÚLICA

14 ,8% part icipación en

el mercado

___________

FEBRERO'14 25,5%

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 ?? =

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

Mar-14 40 ,50

Abr-15 37,50

May-15 42,97

FUTUROS

Periodo ?/ MW h

Q2-15 42,60

Q3-15 48,80

Q4-15 46,75

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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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