INFORME DE SUPERVISIÓN DEL MERCADO PENINSULAR MAYORISTA AL CONTADO DE ELECTRICIDAD Cierre del año 2014

26 de mayo de 2015

www.cnmc.es ACUERDO POR EL QUE SE EMITE INFORME SOBRE LA PROPUESTA Informe de supervisión del mercado peninsular mayorista al contado de electricidad. Cierre del año 2014.

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INFORME DE SUPERVISIÓN DEL MERCADO PENINSULAR MAYORISTA AL CONTADO DE ELECTRICIDAD – CIERRE DEL AÑO 2014 Índice 1. Demanda, potencia y cobertura 2. Mercado diario e intradiario 2.1 Mercado diario

3 7 7

2.1.1 Costes estimados de generación

12

2.2 Mercado intradiario 2.3 Mercados a plazo 2.4 Acoplamiento de mercados 3. Mercados de operación 4. Interconexiones 5. Balance empresarial 6. Estructura del mercado mayorista de electricidad 7. Principales cambios regulatorios que afectan al mercado mayorista al contado

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1. Demanda, potencia y cobertura La demanda anual peninsular de energía eléctrica en barras de central en el año 2014 fue de 243 TWh, lo que supuso un descenso del 1,2% respecto al año 2013. Corrigiendo el efecto de la laboralidad y la temperatura, este descenso se redujo al 0,1%. Por tanto, a diferencia de lo sucedido en años anteriores, la evolución de la demanda no acompañó la senda creciente del PIB registrada en 2014 (una variación en términos de volumen del 1,4% respecto al año 2013). Gráfico 1 - Evolución de la variación interanual del PIB (datos trimestrales), demanda en barras de central y demanda corregida (descontando los efectos de calendario laboral y temperatura). Variación interanual demanda corregida (%) Demanda interanual b.c. (TWh) 270

4%

265

2%

260

0%

255

-2%

250

-4%

245

-6%

240

mar jun sep dic mar jun sep dic mar jun sep dic mar jun sep dic mar jun sep dic mar jun sep dic mar jun sep dic mar jun sep dic mar jun sep dic

6%

TWh

Variación interanual PIB Base 2010 (%) Variación interanual demanda b.c. (%)

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Fuente: REE, INE, CNMC

El máximo anual de demanda de potencia instantánea fue de 38.948 MW, alcanzado el día 4 de febrero y resultó un 3,3% inferior al máximo del año anterior y un 14,3% inferior al máximo histórico alcanzado en 2007. La demanda máxima horaria peninsular tuvo lugar el mismo día (hora 21) y se situó en 38.666 MWh, un 13,8% inferior al máximo histórico alcanzado en el año 2007. Según datos de REE, la potencia instalada al cierre de 2014 era de 102.259 MW, un 0,1% inferior a la de 2013. Este descenso está originado fundamentalmente por el cierre de la central de carbón de Escucha (159 MW), no habiendo experimentado variaciones importantes el resto de tecnologías. En este sentido, a lo largo del presente año 2015 se podría producir una importante reducción de la potencia instalada en centrales térmicas convencionales. En primer lugar, por la baja de los grupos acogidos a las 20.000 horas de funcionamiento de la Directiva de Grandes Instalaciones de Combustión, que tienen el compromiso de clausurar su actividad en 2015; y Informe de supervisión del mercado peninsular mayorista al contado de electricidad. Cierre del año 2014.

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también por la entrada en vigor el 1 de enero de 2016 de los nuevos valores límites de emisión atmosférica de la Directiva 2010/75/CE (Directiva de Emisiones Industriales, DEI), más restrictivos que los actuales. Adicionalmente, varios ciclos combinados han solicitado recientemente su cierre, habiendo uno de ellos obtenido ya la autorización (primero de una instalación de ciclo combinado en el sistema eléctrico español). Se citan a continuación algunos ejemplos de posibles procesos de cierre: [INICIO CONFIDENCIAL] [FIN CONFIDENCIAL]

Respecto a la cobertura de la demanda anual en 2014, al igual que el año 2013, la mayor aportación correspondió a la generación nuclear, con una cuota del 22% (aun cuando continua el cese de actividad de la Central Nuclear de Garoña iniciado diciembre de 2012), seguida de la eólica, que se situó en el 19,6%. En tercer lugar se situó el carbón, con un 16,9%, mientras que la gran hidráulica se situó en cuarto lugar, alcanzando una cuota del 13,7%. Por detrás se situaron la cogeneración (10%), los ciclos combinados (8,4%) y la generación solar (4,9%). Gráfico 2 – Generación por tecnología frente a potencia instalada. Año 2014. 70.000

Energía generada (MWh)

60.000

Eólica; 19,6%

Nuclear; 22,0%

50.000 Carbón; 16,9%

40.000 Térmica renovable; 1,8%

30.000

Gran hidráulica; 13,7%

Cogeneración y resto; 10,0%

20.000

Pequeña hidráulica; 2,7% 10.000

Ciclo combinado; 8,4% Solar fotovoltaica; 3,0%

0

5.000

10.000

Solar térmica; 1,9%

15.000

20.000

25.000

Potencia instalada (MW)

Fuente: REE

El peso de las energías renovables en la cobertura de la demanda se mantuvo en un nivel similar al del año 2013, alcanzando el 42,8%, si bien su volumen de generación presentó un descenso del 1% respecto al año anterior, debido fundamentalmente al descenso de la generación eólica (-6,1%), resultando dicha tecnología la de mayor contribución a la producción de energía en los meses de enero, febrero y noviembre.

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Gráfico 3 - Evolución anual de la generación por tecnologías (P48).

300.000

Nuclear Pequeña Hidráulica Ciclo combinado 3.561 35.925

250.000

Cog 50MW Carbón Bombeo turb

1.967

8.201

16.642 2.390

GWh

37.158 49.393

63.125

200.000 150.000 100.000

4.722 17.203 7.208 6.582 42.962 3.390 31.089

20.454 19.930 9.564

33.145

20.264 31.026 12.184 4.467 47.063 4.541 34.320

59.166

55.101

2010

2011

5.181

41.495 3.527

Eólica Carbón RGS Importación

30.630 24.033 12.053 24.681 12.848

2.750

5.177

32.518

6.728

55.244

2.900

20.925 16.182 24.544 13.242

6.928

50.114 3.955

33.634

26.759

58.630

54.379

54.949

2012

2013

2014

3.776

50.000 0

Fuente: CNMC

Cuadro 1 - Generación mensual por tecnología (P48). Año

2010 2011 2012 2013

2014

Mes

Nuclear

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

21,3% 20,3% 21,3% 18,6% 19,5% 22,1% 20,8% 19,0% 20,8% 21,7% 22,6% 22,0% 20,1% 18,4% 17,0% 19,0% 21,5% 23,6% 25,0% 21,1% 16,9% 19,3% 20,2% 22,6% 24,6% 21,0% 21,0%

Cog. 50MW Hidráulica RGS combinado Hidráulica turb. 11,2% 12,2% 12,5% 12,4% 12,4% 12,7% 13,5% 14,1% 13,4% 12,2% 10,1% 12,3% 12,9% 12,4% 11,9% 11,8% 9,2% 8,9% 8,9% 10,5% 11,4% 10,7% 10,6% 11,0% 11,3% 10,3% 9,7%

1,2% 1,3% 1,7% 1,7% 1,6% 1,5% 1,4% 1,6% 1,5% 1,3% 1,4% 1,6% 1,2% 1,3% 1,5% 1,2% 1,1% 1,1% 1,4% 1,6% 1,7% 1,6% 1,7% 1,7% 1,4% 1,4% 1,5%

15,5% 15,3% 17,1% 26,4% 25,3% 25,6% 21,0% 19,1% 18,8% 11,9% 15,0% 14,9% 18,3% 29,0% 20,5% 26,7% 25,7% 21,8% 19,3% 19,9% 15,5% 16,2% 13,5% 9,7% 17,0% 25,1% 21,3%

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

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

6,2% 7,3% 11,3% 10,6% 9,0% 4,8% 3,7% 6,4% 6,4% 11,1% 12,0% 11,5% 12,1% 9,0% 12,9% 6,9% 3,2% 4,2% 4,5% 9,2% 13,7% 12,5% 12,8% 14,4% 12,2% 9,5% 11,6%

1,7% 7,5% 7,4% 1,1% 1,5% 0,3% 0,3% 2,4% 5,2% 10,8% 7,4% 9,4% 6,3% 2,1% 7,0% 1,8% 0,1% 0,7% 1,2% 5,9% 10,7% 11,7% 11,0% 12,3% 8,8% 5,6% 6,4%

22,7% 18,2% 13,5% 10,4% 8,4% 6,2% 5,0% 7,6% 6,4% 9,4% 10,6% 10,3% 11,6% 9,1% 11,7% 6,3% 5,5% 5,4% 5,7% 6,7% 8,6% 8,3% 10,6% 12,6% 10,2% 9,1% 8,7%

12,9% 9,4% 6,1% 9,8% 12,9% 16,4% 21,4% 14,4% 12,2% 9,1% 7,8% 7,1% 7,2% 10,4% 8,4% 14,9% 23,1% 20,4% 21,0% 11,0% 9,6% 8,5% 8,0% 6,9% 6,2% 9,3% 11,6%

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

Fuente: CNMC

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1,3% 2,3% 2,3% 3,1% 2,2% 3,1% 3,4% 4,3% 3,6% 2,4% 3,5% 3,1% 3,2% 1,6% 3,3% 4,8% 3,5% 4,2% 1,6% 2,4% 0,8% 0,4% 0,5% 1,0% 1,0% 2,3% 1,0%

En cuanto a las variaciones de generación del sistema peninsular respecto al año anterior, cabe resaltar el descenso del 19% de la cogeneración desde la publicación de la propuesta de Real Decreto por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos a finales del año 2013, que posteriormente daría lugar al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, el cual introduce un nuevo mecanismo de retribución para estas tecnologías. Como se observa en el gráfico siguiente, destaca tanto la reducción del nivel de producción como el perfil diario, consecuencia de una reducción en la modulación, al perder el incentivo existente en la normativa anterior a la discriminación horaria. Asimismo, destaca una mayor influencia del precio del mercado en su decisión de producir que en años anteriores, al haberse reducido significativamente la retribución por kWh vertido a la red (49 €/MWh en 2014 frente a 68 €/MWh en 2013, en términos medios). Gráfico 1. Perfil horario medio mensual de la programación diaria de la cogeneración 2012

2013

2014

5.000 4.500

4.000

MWh

3.500 3.000 2.500 2.000 1.500 1.000 500 0

6 12 18

6 12 18

6 12 18

6 12 18

6 12 18

6 12 18

6 12 18

6 12 18

6 12 18

6 12 18

Enero

Febrero

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Septiembre

Octubre

6 12 18

6 12 18

Noviembre Diciembre

Fuente: CNMC

Igualmente es destacable el descenso del 12,4% de la generación de los ciclos combinados, lo que se tradujo en una reducción de las horas equivalentes de funcionamiento anual por debajo de las 850 horas, con una programación orientada prácticamente de manera mayoritaria a la resolución de restricciones técnicas zonales. A este respecto, cabe indicar que está pendiente en la regulación española el desarrollo del procedimiento que permita la hibernación temporal de las centrales de generación1, a diferencia de lo que ocurre en otros 1

Si bien el Real Decreto 1955/2000, no recoge los criterios para la autorización del cierre temporal de las instalaciones, los artículos 23 y 53 de la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, sí contemplan el cierre temporal de las instalaciones de producción. El apartado III de su preámbulo expresa que “Una de las principales novedades introducidas en esta ley es la regulación del cierre temporal de instalaciones de producción, el cual, al igual que la puesta en funcionamiento modificación, transmisión y cierre definitivo de instalaciones, estará sometido al régimen de autorización administrativa previa”. No obstante, faltaría el desarrollo dichos artículos para posibilitar dicha posibilidad.

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países europeos. Esta “barrera a la salida” ha contribuido a que el propio mercado no haya podido ajustar el exceso de capacidad que presenta actualmente el sector eléctrico, y a que, en consecuencia, algunos ciclos combinados se mantengan prácticamente parados. Por su parte, las centrales de carbón adscritas al mecanismo de Resolución de restricciones por garantía de suministro (RGS) mejoraron de forma significativa su comportamiento respecto al año anterior, mientras que el resto de centrales de carbón presentaron un funcionamiento similar al del año 2013, alcanzando en torno a unas 4.000 horas de funcionamiento equivalente a plena carga. A pesar de esta mejora, el carbón RGS sólo llegó a producir el 71,7% del volumen programable en 2014, el último año de vigencia de este mecanismo. Entre las causas que impidieron este año alcanzar el máximo programable se encuentran la elevada eolicidad e hidraulicidad de los primeros meses del año y los problemas de suministro de carbón que presentaron algunas centrales durante el año 2014. Gráfico 4 - Evolución anual de las horas de funcionamiento equivalente a plena carga de las centrales térmicas. PDBF (días sin RRTT Zonales)

Días con RRTT Zonales

Serv. ajuste e Intradiario (días sin RRTT Zonales)

5.000

Horas

4.000 3.000 2.000 1.000

-1.000 2010

2011

2012

2013

2014

Carbón

2010

2011

2012

2013

2014

2010

Carbón RGS

2011

2012

2013

2014

Ciclo Combinado

Fuente: CNMC

2. Mercado diario e intradiario 2.1

Mercado diario

El volumen de energía negociada en el mercado diario en el sistema eléctrico español en 2014 se situó en 232 TWh, lo que supone un descenso del 1,4% respecto a 2013. El 71,5% del total de las ventas fue negociado en el mercado spot (74% en 2013), y el 28,5% restante a través de contratos bilaterales. Por su parte, desde el punto de vista de la demanda, el 46% de las adquisiciones de energía se negociaron en el mercado spot y el restante 54% correspondió

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contratos bilaterales físicos2. Dichos porcentajes fueron del 55% y 45% respectivamente en 2013. El proceso de liberalización continuó la tendencia registrada en años anteriores, de tal forma que la energía suministrada por los comercializadores distintos a los comercializadores de referencia siguió incrementándose, hasta alcanzar una cuota del 84% en 2014, frente al 80% del año anterior. Gráfico 5 - Evolución anual de las compras en PDBF (mercado diario + bilateral) de los comercializadores de referencia (COR) y del resto de los comercializadores COMERCIALIZADOR - BIL

COMERCIALIZADOR - MD

COR - BIL

COR - MD

-275

-250 -225

TWh

-200 -175

30%

26%

22%

20%

16%

70%

74%

78%

80%

84%

-150

-125 -100 -75

-50 -25

0 2010

2011

2012

2013

2014

Fuente: CNMC

La cuota de energía negociada por la generación en el mercado diario MIBEL se encuentra entre las más elevadas de Europa:

2

La diferencia existente entre la energía vendida y comprada a través del mercado spot se debe a la utilización de unidades instrumentales en los contratos bilaterales.

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Cuadro 2 – Ratio Energía negociada en el mercado diario /demanda en los mercados europeos- Año 2013.

País

Energía negociada en mercado diario/demanda

SPAIN ITALY GERMANY GREAT BRITAIN PORTUGAL FRANCE NORDPOOL (EE, FI, NO, SE, DK) THE NETHERLANDS BELGIUM CZECH REPUBLIC SLOVAK REPUBLIC SLOVENIA IRELAND POLAND ROMANIA

74% 65% 48% 45% 100% 12% 85% 43% 20% 21% 21% 45% 100% 15% 31%

Fuente: CEER

El precio medio aritmético del mercado diario en zona española en 2014 fue de 42,13 €/MWh (41,86 €/MWh en el sistema portugués), lo que supuso un descenso del 4,8% respecto a 2013 (descenso del 4,1% en zona portuguesa). Cabe reseñar los bajos precios medios del mercado diario registrados en el primer cuatrimestre del año, sustentados en la alta generación renovable (eólica e hidráulica fundamentalmente), con un mínimo alcanzado en el mes de febrero, cuya media mensual se situó en 17,12 €/MWh. En sentido contrario, la reducida generación renovable propició el elevado precio medio del mercado diario registrado en los meses de septiembre (58,89 €/MWh) y octubre (55,11 €/MWh). A diferencia de otros años, donde las instalaciones del conocido anteriormente como régimen especial ofertaban prácticamente toda su producción al mercado diario a precio cero, a partir de febrero de 2014 empezaron a aparecer considerables volúmenes de energía ofertados por estas instalaciones a precio superior a 0 €/MWh, tal que interviene en la formación de precio. En el gráfico siguiente se muestra el volumen mensual de energía ofertada por el régimen especial al mercado diario en los años 2013 y 2014, por franjas de precios de oferta y distinguiendo grupos de tecnología.

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Gráfico 6 – Energía ofertada al mercado diario por las instalaciones renovables, de cogeneración y residuos por franjas de precio. Años 20132014.

Fuente: CNMC Nota: por claridad, se ha eliminado del gráfico la energía ofertada por algunos representantes a precio superior a 100 €/MWh, ya que no es representativa al no participar en la formación de precio. En la denominación “MIXTA y OTROS” se recoge la energía ofertada por unidades que incluyen tanto producción eólica como otro tipo de generación renovable o de cogeneración. En la denominación “OTROS” se recoge energía ofertada por unidades de oferta que no incluyen eólica (fundamentalmente cogeneración, residuos y solar).

Este hecho comenzó a generalizarse tras la remisión a mediados de febrero del primer borrador correspondiente a la Orden IET/1045/2014, de 16 de junio, por la que se aprueban los parámetros retributivos de las instalaciones tipo aplicables a determinadas instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, complementando el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos. De este modo, las antiguas unidades de régimen especial se convirtieron en unidades marginales en algunas horas de menor demanda, coincidiendo normalmente entre las horas 2 y 8 así como en los fines de semana, lo que ha podido derivar en un incremento del precio medio del mercado diario en dichas horas. Una consecuencia de esta práctica es la desaparición a partir de abril de 2014, de las horas de precio cero que se registraban en años anteriores coincidiendo con una elevada producción renovable.

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Gráfico 7 - Composición de generación en PDBF frente a precio medio ponderado del MD. Año 2014. Cog 50 MW Carbón RGS Demanda PDBF

Eólica RO Ciclo Comb. Gas MD Pond. (€/MWh)

Pequeña Hidráulica Gran Hidráulica

900

80

800

70

700

60

GWh

600

50

500

40

400

€/MWh

Nuclear Solar Bombeo Puro Gen.

30

300 200

20

100

10

0

0

Fuente: CNMC

Cuadro 3 – Cuota de generación por tecnología en PDBF. Año

Mes

Nuclear

Carbón

2013

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul. ago. sep. oct. nov. dic.

20,5% 21,7% 24,4% 22,3% 22,1% 23,9% 23,1% 25,2% 24,1% 23,1% 20,9% 18,9% 21,8% 23,6% 26,1% 27,5% 23,1% 18,2% 21,0% 22,5% 24,3% 26,3% 22,8% 23,3%

9,4% 7,0% 1,7% 0,7% 4,9% 4,3% 11,5% 11,2% 11,5% 10,7% 4,9% 13,3% 4,2% 0,5% 1,1% 1,4% 8,2% 13,7% 12,8% 11,2% 15,5% 12,2% 8,3% 9,1%

2014

Carbón Ciclo RGS Comb. Gas 1,2% 6,4% 1,6% 3,7% 0,2% 1,4% 0,2% 0,8% 1,6% 2,8% 2,3% 4,1% 8,7% 7,8% 4,5% 8,9% 7,5% 8,2% 6,0% 6,6% 1,5% 5,0% 7,6% 7,5% 1,8% 1,1% 0,0% 0,9% 0,5% 1,2% 0,1% 1,3% 4,2% 2,1% 10,9% 3,5% 10,0% 3,8% 10,9% 5,0% 13,0% 6,7% 8,9% 4,7% 5,1% 5,3% 6,2% 5,2%

Eólica 30,1% 28,8% 30,5% 26,1% 22,0% 21,3% 13,0% 17,5% 16,7% 21,1% 33,2% 23,1% 31,5% 29,9% 25,0% 21,5% 21,8% 17,0% 18,1% 15,9% 10,6% 18,3% 27,8% 23,6%

Gran Bombeo Hidráulica Puro Gen. 10,4% 1,6% 14,1% 1,4% 17,9% 1,2% 23,0% 1,9% 16,1% 1,8% 13,9% 1,6% 9,5% 1,6% 8,5% 1,3% 7,3% 1,3% 8,0% 1,3% 10,6% 1,8% 8,1% 1,4% 16,9% 1,7% 24,7% 1,6% 23,2% 2,0% 23,5% 2,0% 13,4% 1,9% 10,2% 1,1% 8,8% 0,9% 8,5% 0,7% 7,4% 1,1% 7,2% 1,8% 9,9% 1,7% 11,8% 1,5%

Solar

Cog. >50 MW

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

1,9% 1,8% 1,8% 1,5% 1,9% 1,8% 1,4% 1,6% 1,8% 1,5% 1,6% 1,7% 1,5% 1,4% 1,3% 1,7% 1,9% 1,9% 1,8% 1,9% 1,8% 1,6% 1,6% 1,8%

Pequeña Cog.