INFORME MENSUAL
PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL
MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO
Nº 37
PERIODO: ENERO – DICIEMBRE 2011
Fecha de publicación: 20 de Enero de 2011
Con la colaboración de
El presente informe contiene las previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el horizonte de un año, en base a las hipótesis y variables de entrada que se mencionan y a partir de los modelos desarrollados por AleaSoft (www.aleasoft.com).
INDICE
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 3
2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN ........................ ............................................ 4
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ................... ................................... 17
4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............ ................................ 27
5. PREVISIONES DE VARIABLES .......................... .............................................. 28
6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................ .................................. 33
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1. INTRODUCCIÓN
Generación eólica
En el año 2010, la producción eólica ha alcanzado los 42.702 GWh, un 18% superior que la generación del año 2009 y ha cubierto un 16,4% de la demanda de energía eléctrica.
La potencia eólica instalada ha alcanzado los 20.664,75 MW a final del año 2010, según los datos publicados por AEE, cuyo criterio es la obtención del acta de puesta en servicio.
Demanda de energía eléctrica
La demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. ha ascendido a 260.230 GWh en el año 2010, siendo un 3,28% mayor que la del 2009, descontando los efectos de laboralidad y temperatura este crecimiento se ha situado en un 2,93%. En el mes de diciembre, la demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. ha sido un 4,27% superior que la del mismo mes del año anterior, descontando los efectos de laboralidad y temperatura, es decir, en términos netos este crecimiento se ha situado en un 2,9%.
Precios y retribución eólica
En el año 2010, el precio promedio aritmético del Mercado Diario se ha situado en 37,01 €/MWh, siendo tan sólo un 0,1% superior que el precio promedio del año 2009.
El precio promedio del mercado diario en Diciembre ha alcanzado los 46,34 €/MWh, siendo un 13,2% superior que el precio promedio del mes de noviembre (40,93 €/MWh) y un 52,3% superior que el precio promedio del mismo mes del año 2009 (30,43 €/MWh).
En cuanto a la retribución promedio percibida por los parques eólicos, en la opción de mercado de las instalaciones acogidas a la DT 1ª del RD 661/2007, ha sido de media 72,42 €/MWh, mientras que la retribución de las acogidas a mercado del RD 661/2007, ha sido de 76,90 €/MWh. Por otro lado, la tarifa regulada del RD 661/2007 en el año 2010 es de 77,471 €/MWh, siendo por lo tanto la mayor de las distintas opciones.
Para el año 2011, en el artículo 5 del Real Decreto 1614/2010, establece una revisión del valor de la prima de referencia desde el 01/01/2011 hasta el 31/12/2012, siendo el valor del año 2010 multiplicado por 0,65.
La Orden ITC/3353/2010 establece un incremento del IPC de 233,2 puntos básicos, para la actualización de los valores de tarifa regulada, límite superior e inferior; por otro lado la prima de referencia es el 65% de la del año 2010, siendo de 20,142 €/MWh.
Según las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de enero el precio promedio se sitúe en 43,72 €/MWh, y 43,55 €/MWh en el mes de febrero. El precio promedio para los primeros 21 días del mes de enero se ha situado en 39,16 €/MWh.
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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN
La demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. en el mes de diciembre 2010 ha crecido un 4,27% con respecto al mismo mes del año anterior, descontando los efectos de laboralidad y temperatura, es decir, en términos netos este crecimiento se ha situado en un 2,9%.
Durante el año 2010, la demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. ha alcanzado los 260.230 GWh, un 3,28% más que en el año 2009, descontando los efectos de laboralidad y temperatura este crecimiento se ha situado en un 2,93%.
Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2004-2010
Gráfico 02. Evolución mensual de la variación de la demanda de energía con respecto al mismo mes del año anterior. 2008-2010
18.000
19.000
20.000
21.000
22.000
23.000
24.000
25.000
GW
h
2004 2005 2006 2007
2008 2009 2010
Fuente: REE
0,7
0%
3,3
7%
4,5
0%
5,8
3%
3,2
2%
3,5
1%
3,2
5%
1,7
0%
1,0
0% 3,0
0%
3,2
9% 2
,90
%
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
en
e-0
8
feb
-08
mar
-08
abr-
08
may
-08
jun
-08
jul-
08
ago
-08
sep
-08
oct
-08
no
v-0
8
dic
-08
en
e-0
9
feb
-09
mar
-09
abr-
09
may
-09
jun
-09
jul-
09
ago
-09
sep
-09
oct
-09
no
v-0
9
dic
-09
en
e-1
0
feb
-10
mar
-10
abr-
10
may
-10
jun
-10
jul-
10
ago
-10
sep
-10
oct
-10
no
v-1
0
dic
-10
Tasa de variación con respecto al mismo mes del año anterior (%)
∆ demanda corregida (%)
Fuente: REE y elaboración AEE
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En el siguiente gráfico se puede observar como la demanda de energía eléctrica se ha recuperado en el año 2010, aunque aún se sitúa ligeramente por debajo de los valores del año 2007 y 2008.
Gráfico 03. Evolución anual de la demanda de energí a eléctrica y tasa de variación. 1998-2010
En cuanto a la generación mensual de cada una de las tecnologías, en la Tabla 01 se muestra la evolución, así como la demanda nacional de transporte de energía eléctrica en barras de central, descontando los consumos en bombeo y el saldo de los intercambios internacionales.
Tabla 01. Producción mensual por tipo de tecnología . 2010
HIDRÁULICA NUCLEAR CARBÓN FUEL+GAS CCGT EÓLICA RESTO RE
CONS BOMBEO
INTERC. INTERN
DDA TRANSP
(B.C.)
Ene-10 4.993 4.688 1.827 178 5.446 4.169 3.876 -737 -305 23.585
Feb-10 3.877 4.840 1.480 148 4.876 4.541 3.575 -540 -506 21.797
Mar-10 5.463 5.107 920 24 4.202 4.507 4.088 -527 -560 22.753
Abr-10 4.285 5.106 686 123 4.472 2.708 4.078 -290 -729 20.003
May-10 3.406 4.611 886 191 4.658 3.601 4.390 -265 -543 20.512
Jun-10 3.041 4.860 1.427 193 5.634 2.563 4.276 -237 -822 20.418
Jul-10 2.702 5.658 2.613 162 6.958 2.748 4.327 -198 -1.001 23.221
Ago-10 1.880 5.684 3.018 134 5.883 2.827 3.652 -221 -759 21.463
Sept-10 1.430 5.262 3.168 162 6.405 2.260 3.753 -224 -964 20.623
Oct-10 1.540 5.629 2.133 146 5.435 3.839 3.835 -341 -1.296 20.362
Nov-10 2.309 5.275 1.752 195 5.708 4.239 3.962 -342 -595 21.956
Dic-10 3.702 5.022 2.173 171 4.966 4.655 4.045 -502 -260 23.397
Fuente: REE Nota: Saldo de intercambios internacionales es nega tivo porque es exportador
En la Tabla 02 se representa la tasa de variación mensual de la generación por tipo de tecnología del año 2009 y 2010 frente al mismo mes del año anterior.
8,7%
3,1%
6,4%
2,5%
6,8%
4,5% 4,3%
3,1%3,5%
0,3%
-4,5%
3,5%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
-150.000
-100.000
-50.000
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
DEMANDA DE TRANSPORTE (b.c.)
TASA DE VARIACIÓN ANUAL (%)GWh
Fuente: REE
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Tabla 02. Tasa de variación mensual respecto al mis mo mes año anterior
HIDRÁULICA NUCLEAR CARBÓN FUEL+GAS CCGT EÓLICA RESTO RE
CONS BOMBEO
INTERC. INTERN
DDA TRANSP
(B.C.)
Ene-09 56,00% 1,72% -7,96% -6,63% -25,20% 27,36% 22,46% 15,34% 96,47% -3,03%
Feb-09 206,78% -15,85% -34,10% -1,74% -44,22% 55,03% 25,19% -6,40% -27,62% -8,15%
Mar-09 131,30% -26,96% -18,84% 180,39% -25,84% -26,40% 32,53% -29,16% -83,69% -6,23%
Abr-09 -17,82% 0,65% -41,47% 58,71% -20,72% -12,09% 11,71% 16,60% -57,49% -11,82%
May-09 -25,28% -21,32% 3,02% -38,46% -22,11% 52,90% 25,54% 287,28% -42,55% -6,54%
Jun-09 -34,59% -22,89% 18,93% -40,21% 0,63% 6,44% 20,50% -18,97% -26,91% -2,89%
Jul-09 -21,29% -12,07% -12,34% 35,45% -4,10% 15,89% 31,87% -6,87% 4,09% -2,17%
Ago-09 -5,47% 5,08% -41,36% -27,33% -1,35% 9,13% 30,44% 28,66% 3,50% -1,30%
Sep-09 -26,56% -2,18% -22,06% -16,53% -5,37% 12,02% 32,78% 13,92% -23,74% -1,42%
Oct-09 9,48% -8,20% -24,98% -46,47% -7,69% 23,43% 22,19% -3,67% -14,07% -2,62%
Nov-09 23,68% -0,97% -50,62% -24,82% -18,93% 38,55% 14,52% -8,18% -5,36% -6,03%
Dic-09 27,24% -19,37% -58,13% -13,29% 7,71% 29,53% 17,20% 3,94% -51,19% -2,10%
Ene-10 132,22% -17,25% -62,53% 17,24% -11,05% 24,15% 13,71% 52,36% -66,05% -0,09%
Feb-10 21,24% 7,40% -54,01% 6,10% 6,85% 46,21% 6,64% 40,21% 6,68% 5,61%
Mar-10 119,14% 24,89% -70,96% -89,21% -18,41% 50,50% 9,13% 90,13% 186,28% 9,19%
Abr-10 122,35% 20,66% -64,62% -49,77% -20,26% -6,92% 18,94% 15,14% 32,79% 6,17%
May-10 52,83% 19,61% -63,04% 80,50% -18,86% 37,59% 16,92% -65,85% 24,19% 5,27%
Jun-10 63,30% 31,55% -45,56% 13,24% -27,99% 17,85% 17,90% 6,44% 6,83% 0,19%
Jul-10 69,87% 35,21% -23,91% -33,81% -20,02% 16,76% 11,72% -13,46% 5,89% 3,05%
Ago-10 38,03% 3,22% 56,83% -33,06% -29,73% 38,08% 3,52% -7,60% -7,93% 0,89%
Sept-10 50,73% 15,02% 10,38% -9,84% -15,36% -4,23% 2,07% -11,12% 35,12% 0,03%
Oct-10 23,41% 36,21% -34,89% 18,70% -19,09% 30,49% 4,04% 20,64% 36,81% 0,32%
Nov-10 23,83% 26,78% -18,64% 0,56% 0,75% -9,08% 9,36% -12,26% -33,75% 7,12%
Dic-10 23,81% 20,74% 9,61% -10,63% -21,04% -0,18% 11,05% 4,97% -42,81% 4,41%
Fuente: Datos REE y elaboración AEE
En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, en el mes de diciembre, ha sido la nuclear la primera tecnología en cuanto a generación con un 21,46%, ligeramente por encima de los ciclos combinados que han cubierto un 21,23% de la demanda de energía eléctrica. En tercera posición se sitúa la eólica con un 19,9%, a pesar de que la producción eólica en este mes de diciembre 2010 ha sido ligeramente inferior que la del mismo mes del año 2009.
Por su parte la hidráulica sigue su alta aportación a la cobertura de la demanda cubriendo un 15,82% y siendo por lo tanto la cuarta tecnología en dicho mes, frente al 13,34% de cobertura del mes de diciembre del año 2009.
Por otro lado, el carbón ha aumentado su aportación a la demanda de energía eléctrica con respecto al mismo mes del año anterior, siendo de un 9,29% frente al 8,85%.
Por último, el fuel gas sigue manteniendo su baja aportación a la cobertura de la demanda, cubriendo un 0,73% en el mes de diciembre de 2010.
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Gráfico 04. Cobertura de la demanda.
Diciembre 2010
Gráfico 05. Cobertura de la demanda. Diciembre 2009
Nota: Saldo de intercambios internacionales es nega tivo porque es exportador.
En cuanto a la generación anual de cada una de las tecnologías, en el siguiente gráfico se representa la evolución desde el año 1998 hasta el año 2010, frente al precio promedio aritmético anual del mercado diario. En él se puede observar como los ciclos combinados han disminuido su generación en el año 2010 con respecto al año anterior, debido principalmente al incremento de la producción hidráulica, nuclear y eólica.
Gráfico 06. Evolución anual de la generación por te cnologías y precio promedio aritmético anual del MD. 1998 – 2010
HIDRÁULICA15,82%
NUCLEAR
21,46%
CARBÓN
9,29%
FUEL+GAS0,73%
CICLO COMBINADO
21,23%
EÓLICA
19,90%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)
17,29%
CONSUMOS EN BOMBEO
-2,15%
SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES-1,11%
Fuente: REE y elaboración AEE
HIDRÁULICA
13,34%
NUCLEAR
18,56%
CARBÓN8,85%
FUEL+GAS0,85%
CICLO COMBINADO
28,07%
EÓLICA
20,81%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL
(Según REE)16,26%
CONSUMOS EN BOMBEO-2,14%
SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES-2,03%
Fuente: REE y elaboración AEE
0
10
20
30
40
50
60
70
0
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
RESTO DE RÉGIMEN ESPECIAL
EÓLICA
CICLO COMBINADO
FUEL+GAS
CARBÓN
HIDRÁULICA
NUCLEAR
Precio promedio aritmético anual (€/MWh)
€/MWhGWh
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En los siguientes gráficos se compara la cobertura de la demanda acumulada durante el año 2010 y el año 2009.
A pesar del descenso de la producción de energía eléctrica a través de ciclos combinados, éstos se mantienen como primera tecnología en cuanto a generación con un 24,85% de cobertura de la demanda en el año 2010, frente al 31,15% del año 2009.
Ligeramente por detrás están las centrales nucleares con un 23,74% de cobertura de la demanda en el año 2010, frente al 20,99% del año 2009.
Y de nuevo es la eólica la tercera tecnología en cuanto a generación anual, con un 16,4% de cobertura de la demanda de energía eléctrica en el año 2010, frente al 14,39% del 2009.
La hidráulica es la tecnología que más ha crecido su aportación a la cobertura de la demanda, con un 14,85% en el año 2010 frente al 9,49% del año 2009.
Gráfico 07. Cobertura de la demanda en 2010
Gráfico 08. Cobertura de la demanda en 2009
En cuanto a la potencia total instalada en el sistema eléctrico nacional a finales del año 2010, según el avance del informe del sistema eléctrico español del 2010, publicado por Red Eléctrica de España, a 31 de diciembre de 2010, la eólica se ha situado en 19.959 MW, en cambio, según la información recopilada por AEE a través de sus asociados, la potencia eólica instalada ha crecido un 7,9%, alcanzando los 20.676 MW. Estas diferencias se deben principalmente a los distintos criterios utilizados, ya que la potencia eólica tenida en cuenta en los datos publicados por AEE ha obtenido el acta de puesta en servicio durante dicho periodo.
HIDRÁULICA14,85%
NUCLEAR23,74%
CARBÓN8,49%
FUEL+GAS0,70%CICLO COMBINADO
24,85%
EÓLICA16,40%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)
18,40%
CONSUMOS EN BOMBEO-1,70%
SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
-3,21%
Source: REE
HIDRÁULICA9,49%
NUCLEAR20,99%
CARBÓN
13,47%
FUEL+GAS0,86%
CICLO COMBINADO31,15%
EÓLICA14,39%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL
(Según REE)17,24%
CONSUMOS EN BOMBEO-1,70%
SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
-3,22%
Source: REE
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Gráfico 09. Evolución anual de la potencia eólica i nstalada. 1998 – 2010
Por otro lado, es importante señalar que las instalaciones de ciclo combinado han aumentado su parque de generación en un 9,8%, lo que significa que han instalado prácticamente 2.400 MW durante el año 2010, siendo por lo tanto la tecnología que más ha incrementado su potencia en términos absolutos en dicho periodo.
Por otro lado, la potencia solar instalada ha crecido un 15,3% en 2010 frente al 2009, alcanzando los 4.188 MW.
En cambio, ha sido las centrales de fuel/gas, las que han disminuido su potencia siendo un 4,9% inferior en el sistema peninsular y un 2,3% superior en los sistemas extrapeninsulares, lo que implica una disminución del 1,3% en el total nacional.
Tabla 03. Estructura de la potencia instalada a 31/ 12/2010
Fuente: Datos REE
En cuanto a los intercambios internacionales, durante todos los meses del año han tenido saldo exportador. En el mes de diciembre ha disminuido un 57% debido al
7231.408
2.358
3.522
5.033
6.185
8.462
10.013
11.595
15.115
16.699
19.160
20.676
0
5.000
10.000
15.000
20.000
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
MW
AÑOS
ANUAL ACUMULADA
Fuente: AEE
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cambio en la interconexión con Portugal, que ha tenido saldo importador, lo que ha compensado el incremento de las exportaciones al sistema eléctrico Francés. Durante los últimos 7 años el saldo de los intercambios internacionales ha sido exportador, con un máximo en el año 2008 y siendo el valor del 2010 ligeramente superior al del 2009.
Gráfico 10. Evolución saldo neto mensual intercambi os internacionales
Fuente: Datos REE
2.1 Producción eólica
La eólica en el mes de diciembre 2010 ha sido ligeramente inferior a la del mismo mes del 2009, siendo un 0,18% menor. Con 4.655 GWh, ha cubierto un 19,9% de la demanda de energía eléctrica.
En el año 2010, la eólica ha alcanzado los 42.702 GWh, un 18% más que en el año 2009.
Gráfico 11. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2003-2010
En el Gráfico 12 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda con energía eólica del año 2010.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Fuente: REE y elaboración AEE
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Gráfico 12. Evolución mensual cobertura de demanda con energía eólica. 2010
Gráfico 13. Evolución anual generación eólica, tasa de variación y cobertura de demanda con energía eólica. 2004 – 2010
En el año 2010, las limitaciones a la producción eólica debido a problemas en la Red de Distribución han sido de un 0,07 % del total producible eólico, un 0,22% por problemas en la Red de Distribución y un 0,5% por excedentes de generación no integrables en el sistema. Cabe señalar que no se ha producido ninguna limitación a la generación eólica por huecos de tensión durante el año 2010.
Gráfico 14. Dificultades para la integración de la generación eólica. 2010
17,68%
20,83%
19,81%
13,54%
17,56%
12,55%11,83% 13,17%
10,96%
18,85%
19,31%
19,90%
ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10
Co
be
rtu
ra d
e l
a d
em
an
da
(%)
Fuente: REE y elaboración AEE
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Generación eólica 15.744 20.520 22.684 27.169 31.136 36.188 42.702
Tasa de variación eólica (%) 34,3% 30,3% 10,5% 19,8% 14,6% 16,2% 18,0%
Cobertura de la demanda (%) 6,7% 8,3% 8,9% 10,3% 11,8% 14,4% 16,4%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
GW
h
Fuente: REE
Página 12 de 37
En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del factor de capacidad en el año 2009 y 2010, así como el máximo, mínimo y promedio mensual desde el año 1998 hasta la actualidad. En diciembre se ha situado por encima del 30%.
Gráfico 15. Factor de capacidad mensual promedio, m ínimo y máximo - Eólica
2.2 Producción hidráulica
La hidráulica ha producido 3.702 GWh en el mes de diciembre, un 23,8% más que en el mismo mes del año 2009.
En el año 2010, la generación hidráulica ha sido un 62,35% superior que la del año 2009, alcanzando los 38.738,5 GWh.
Gráfico 16. Generación hidráulica mensual. 2003-201 0
En los siguientes gráficos se representa la evolución mensual de las reservas de los embalses en régimen anual e hiperanual desde el año 2003 hasta la actualidad, que siguen situándose en máximos históricos.
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
30,00%
35,00%
40,00%
Fa
cto
r d
e C
ap
aci
dad
1998-2009
MÁXIMO
PROMEDIO
MÍNIMO
2009
2010
Fuente: Elaboración AEE
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
GW
h
2003 2004 2005
2006 2007 2008
2009 2010
Fuente: REE
Página 13 de 37
Gráfico 17. Evolución mensual reservas de los embalses, régimen anual. 2003-2010
Gráfico 18. Evolución mensual de las reservas de los embalses, régimen
hiperanual. 2003-2010
2.3 Producción nuclear
Con 5.022 GWh generados en el mes de diciembre de 2010, las centrales nucleares se han situado como la primera tecnología en cuanto a generación en dicho mes, ligeramente por encima de las centrales de ciclo combinado (con 4.966,4 GWh). La producción nuclear ha sido un 20,74% superior que la del mismo mes del año anterior.
En cuanto al periodo acumulado durante el año 2010, las centrales nucleares han producido 61.787,7 GWh, siendo un 17,11% más que la generación del año 2009. El factor de capacidad en el mes de diciembre se ha situado en torno al 87%, el más bajo para dicho mes desde el año 2003, junto con el del mes de diciembre del año 2009.
Gráfico 19. Generación nuclear mensual. 2003-2010
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
9.000.000
MW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Máxima (A)
Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
MW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Máxima (A)
Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
GW
h
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Fuente: REE
Página 14 de 37
2.4 Producción de ciclo combinado
Las centrales de ciclo combinado en el mes de diciembre 2010, han cubierto un 21,23% de la demanda de energía eléctrica, con 4.966 GWh, siendo un 21,04% inferior que la generación del mismo mes del año 2009.
En el año 2010 han producido 64.637 GWh, un 17,43% menos que en el año 2009, esta disminución se ha debido al incremento de la producción por parte de las centrales nucleares, hidráulicas y eólicas.
Gráfico 20. Generación de ciclo combinado. 2003 - 2 010
El factor de capacidad del ciclo combinado sigue siendo el mínimo histórico, situándose en el mes de diciembre en torno al 26,5%.
Gráfico 21. Factor de capacidad mensual de ciclo co mbinado. 2005 – 2010
Como se comentaba anteriormente, las centrales de ciclo combinado han incrementado su parque de generación en torno a los 2.500 MW, y además hay aproximadamente otros 800 MW en pruebas.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Fuente: REE
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
FC
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Fuente: REE y elaboración AEE
Página 15 de 37
Gráfico 22. Evolución de la potencia instalada de l os ciclos combinados
2.5 Producción de carbón
En el mes de diciembre, las centrales de carbón han incrementado su generación un 9,61% con respecto al mismo mes del año anterior, alcanzando los 2.173 GWh, han cubierto un 9,29% de la demanda de energía eléctrica frente al 8,85% de diciembre de 2009.
En cuanto al año 2010, la producción a través de centrales de carbón ha alcanzado los 22.083 GWh, siendo un 34,78% inferior que la del año 2009.
Gráfico 23. Generación de carbón mensual. 2003-2010
2.6 Producción de fuel+gas
Las centrales de fuel/gas, siguen manteniendo su baja participación en la cobertura de la demanda, con tan sólo 171 GWh en el mes de diciembre 2010, ha sido un 10,63% inferior que la generación del mismo mes del 2009.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Fuente: REE
Página 16 de 37
En el año 2010, la generación de estas centrales ha alcanzado los 1.826 GWh, un 12,33% inferior que la del año 2009.
Gráfico 24. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 10
2.7 Producción de resto de régimen especial
La generación procedente del régimen especial, excluyendo a la eólica, siguen aumentando. En diciembre ha alcanzado los 4.045 GWh, siendo un11% superior que la del mismo mes del 2009.
En el año 2010, ha producido 47.857 GWh, lo que ha supuesto un 10,4% más que la del año anterior.
Gráfico 25. Generación del resto del régimen especi al. 2003-2010
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
GW
h
2003 2004
2005 2006
2007 2008
2009 2010
Fuente: REE
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
Fuente: REE
Página 17 de 37
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
3.1 Precio del mercado diario
El precio promedio del mercado diario en Diciembre ha alcanzado los 46,34 €/MWh, siendo un 13,2% superior que el precio promedio del mes de noviembre (40,93 €/MWh) y un 52,3% superior que el precio promedio del mismo mes del año 2009 (30,43 €/MWh).
El precio mínimo fue 0 €/MWh durante 12 horas del mes, que tuvo lugar el viernes 24 de diciembre desde las 3.00h hasta las 7.00h y el sábado 25 de diciembre desde las 5.00h hasta las 11.00h, mientras que el precio máximo alcanzó los 145 €/MWh, el domingo 26 de diciembre a las 22.00h.
Gráfico 26. Evolución diaria del precio del MD. Dic iembre 2010
En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del precio promedio aritmético del mercado diario desde el año 2003 hasta la actualidad. En él se puede observar como los precios del mercado diario han estado por encima de los del año 2009 desde el mes de mayo, pero por debajo de los precios del 2008.
Gráfico 27. Evolución mensual del precio del mercad o diario. 2004-2010
0
20
40
60
80
100
120
140
160
€/M
Wh
Precio MÍNIMO
Precio MÁXIMO
Precio MEDIO en el sistema español
PROMEDIO MES
Fuente: OMEL y elaboración AEE
Promedio Diciembre 2010:
46,34 €/MWh
29,0627,68
19,62
27,4237,28
40,12 42,91 42,94 46,4442,63
40,9346,34
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
€/M
Wh
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Fuente: OMEL
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El precio promedio aritmético del Mercado Diario en el año 2010 se ha situado en 37,01 €/MWh, siendo tan sólo un 0,1% superior que el precio promedio del año 2009.
Gráfico 28. Precio promedio anual del MD y tasa de variación. 1998-2010
Como se ha ido analizando mensualmente en informes anteriores, los precios horarios del mercado diario se han situado en valores de cero €/MWh durante 331 horas del año 2010, situación que no ocurría desde hacía años como se puede observar en el 0.
Tabla 04. Número de horas de cada mes con precio de l mercado diario igual a cero. 2010
Nº de horas con precio cero
ene-10 82 feb-10 59
mar-10 91 abr-10 61
may-10 0 jun-10 0 jul-10 0
ago-10 0 sep-10 0 oct-10 14 nov-10 12 dic-10 12
TOTAL 331
Fuente: OMEL y elaboración AEE
25,06 25,94
30,57 30,13
37,4
28,96 27,94
53,68
50,53
39,35
64,43
36,96 37,01
-60%
-40%
-20%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
0
10
20
30
40
50
60
70
1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010
€/
MW
h
Precio medio aritmético (€/MWh)
Tasa de variación del precio medio aritmético
Fuente: OMEL y elaboración AEE
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Gráfico 29. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio, mínimo y máximo. 2000-2010
En diciembre, el precio promedio del sistema eléctrico portugués ha aumentado con respecto a los meses anteriores, situándose en 44,98 €/MWh, en cambio ha sido inferior que el precio promedio del sistema eléctrico español.
Gráfico 30. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués. Diciembre 2010
En la Tabla 05 se representa el número de horas en las cuales el precio marginal del sistema eléctrico español (PEspañol) ha sido igual, inferior o superior al del sistema eléctrico portugués (PPortugués).
0
20
40
60
80
100
120
140
160
ene-
00
abr-
00
jul-0
0
oct
-00
ene-
01
abr-
01
jul-0
1
oct
-01
ene-
02
abr-
02
jul-0
2
oct
-02
ene-
03
abr-
03
jul-0
3
oct
-03
ene-
04
abr-
04
jul-0
4
oct
-04
ene-
05
abr-
05
jul-0
5
oct
-05
ene-
06
abr-
06
jul-0
6
oct
-06
ene-
07
abr-
07
jul-0
7
oct
-07
ene-
08
abr-
08
jul-0
8
oct
-08
ene-
09
abr-
09
jul-0
9
oct
-09
ene-
10
abr-
10
jul-1
0
oct
-10
€/M
Wh
Precio mínimo €/MWh
Precio medio aritmético sistema español €/MWh
Precio máximo €/MWh
Precio promedio del año
Fuente: OMEL y elaboración AEE
0
20
40
60
80
100
120
€/M
Wh
Precio MÍN sistema portugués
Precio MÁX sistema portugués
Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)
Precio promedio sistema portugués
Fuente: OMEL y elaboración AEE
Promedio Diciembre 2010:
44,98 €/MWh
Página 20 de 37
Tabla 05. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Diciembre 2010
Nº horas %
PEspañol = PPortugués 548 76%
PEspañol < PPortugués 23 3%
PEspañol > PPortugués 149 21%
TOTAL 720 100%
Fuente: OMEL y elaboración AEE
En cuanto a los precios en los mercados internacionales, en el mes de diciembre 2010, en el mercado GME (Italia) ha aumentado hasta situarse cerca de los 85 €/MWh. Por otro lado en Nordpool también ha aumentado aproximadamente un 49% en el mes de diciembre (82 €/MWh) y en el resto de países en torno al 9-18% por encima.
Tal y como se puede observar en los siguientes gráficos, en el MIBEL, a partir del mes de octubre de 2010 se han vuelto a separar los precios con respecto a los distintos mercados.
Gráfico 31. Evolución mensual del precio promedio e n los mercados europeos
Fuente: OMEL
Gráfico 32. Precio medio 2009 y 2010 Mercados Europ eos
Fuente: OMEL
Página 21 de 37
3.2 Retribución eólica
Para analizar la retribución eólica en las distintas opciones de mercado, es necesario calcular el precio promedio ponderado por la energía eólica. En la Tabla 06 se observa como dicho precio es inferior que el precio promedio aritmético del mercado diario, debido a que la producción eólica es mayor en momentos de menor precio.
En el mes de Diciembre, el precio promedio aritmético fue de 46,35 €/MW, mientras que el precio promedio ponderado fue de 43,9 €/MWh, un 5,33% inferior. En la media anual, ha sido prácticamente un 8% inferior.
Tabla 06. Precio medio mensual aritmético vs ponder ado por la energía eólica. 2010
Año 2010 Precio medio
Aritmético (€/MWh) Precio medio
Ponderado (€/MWh) Variación (%)
Enero 29,058 28,146 -3,14%
Febrero 27,683 26,092 -5,75%
Marzo 19,621 17,039 -13,16%
Abril 27,421 23,891 -12,87%
Mayo 37,285 35,219 -5,54%
Junio 40,121 38,685 -3,58%
Julio 42,913 42,173 -1,72%
Agosto 42,942 41,977 -2,25%
Septiembre 46,442 44,399 -4,40%
Octubre 42,631 39,956 -6,27%
Noviembre 40,934 37,498 -8,40%
Diciembre 46,345 43,875 -5,33%
2010 37,01 34,125 -7,79%
Fuente: OMEL y AEE
Para analizar la distribución horaria de los precios del mercado diario, en el Gráfico 33 se representa la retribución eólica en la opción de mercado según el RD 661/2007 (línea roja) y su Disposición Transitoria 1ª ó RD 436/2004 (línea verde) y la distribución horaria de los precios (línea azul), es decir, el número de veces o de horas en el mes (representado en el eje de ordenadas) que el precio del mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios, para diciembre del año 2010.
En la Tabla 07 se representa la distribución de la retribución en cada uno de los tramos de la opción de mercado del RD 661/2007.
En el mes de diciembre la evolución de los precios sigue la tendencia de los últimos meses, situando a la retribución de la opción de mercado del RD 661/2007 en los tramos del suelo y de prima constante en la mayor parte de las horas, siendo la tendencia de todo el año 2010.
Página 22 de 37
Gráfico 33. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007 y distribución horaria del precio del mercado diario. Diciembre 20 10
Tabla 07. Distribución por tramos. 2010
2010 Suelo Prima Constante
Techo Sin Prima
Enero 86,2% 9,1% 3,9% 0,8%
Febrero 90,6% 6,4% 2,7% 0,3%
Marzo 96,4% 2,7% 0,9% 0,0%
Abril 98,2% 1,8% 0,0% 0,0%
Mayo 85,1% 14,9% 0,0% 0,0%
Junio 74,4% 25,6% 0,0% 0,0%
Julio 56,5% 43,1% 0,4% 0,0%
Agosto 47,4% 52,6% 0,0% 0,0%
Septiembre 34,9% 64,2% 1,0% 0,0%
Octubre 42,3% 57,7% 0,0% 0,0%
Noviembre 60,0% 32,8% 7,2% 0,0%
Diciembre 39,4% 42,9% 17,2% 0,5%
2010 67,4% 29,6% 2,8% 0,1%
Fuente: AEE
Comparando la evolución mensual de la prima percibida por una instalación eólica en cada una de las opciones de mercado, es decir, DT 1ª (prima constante de 38,295 €/MWh) y RD 661/2007 (prima variable en función del precio del mercado se observa
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
Prim
aP
ool+
Prim
aen
€/M
Wh
Pool -€/MWh-
RD 661/2007 Retribución (pool + prima)
RD 436/2004 Retribución (pool + prima)
Distribución de los precios Diciembre 2010
Precio Promedio Diciembre 2010
Fuente: AEE
Valores año 2010
Tarifa regulada RD 661/2007:
77,471 €/MWh
44,417 €/MWh
58,878€/MWh
89,866€/MWh
37,11€/MWh
Techo RD 661/07:89,866€/MWh
Suelo RD 661/07: 75,405 €/MWh
Prima Referencia RD 661/07: 30,988 €/MWh
46,34 €/MWh
Página 23 de 37
que en el mes de noviembre, la prima de la opción de mercado del RD 661/2007 fue ligeramente superior, pero que en el mes de diciembre la tendencia volvió a cambiar.
En media anual, la prima de la DT 1ª ha sido inferior en 4,5 €/MWh en 2010, mientras que en el 2009 esta diferencia era de aproximadamente 3 €/MWh.
Gráfico 34. Evolución mensual de la prima según la DT 1ª y el RD 661/2007. 2007-2010
Tabla 08. Comparativa retribución a mercado RD 661 y DT1ª. 2010
AÑO 2010
Precio medio PONDERADO
mensual (€/MWh)
Prima RD 661/2007
PONDERADA (€/MWh)
Retribución RD 661/2007
PONDERADA (€/MWh)
Prima según
RD 436/2004
POOL + PRIMA RD 436
Diferencia (Prima 661
cálculo horario -
Prima 436)
Enero 28,130 48,391 76,536 38,295 66,441 -10,096
Febrero 26,092 49,962 76,054 38,295 64,387 -11,667
Marzo 17,076 58,577 75,616 38,295 55,334 -20,282
Abril 23,860 51,561 75,452 38,295 62,186 -13,266
Mayo 35,288 40,407 75,626 38,295 73,514 -2,112
Junio 38,793 37,364 76,049 38,295 76,980 0,931
Julio 42,335 34,129 76,302 38,295 80,468 4,166
Agosto 42,142 35,105 77,083 38,295 80,272 3,190
Septiembre 44,465 34,764 79,163 38,295 82,694 3,531
Octubre 40,129 37,584 77,540 38,295 78,251 0,711
Noviembre 37,492 39,577 77,074 38,295 75,793 -1,282
Diciembre 43,875 36,140 80,014 38,295 82,170 2,155
2010 34,125 42,771 76,896 38,295 72,420 -4,476
Fuente: AEE
0
10
20
30
40
50
60
70
Prima RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)
Prima según RD 436/2004*
€/MWh
Fuente: Elaboración AEE
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La retribución promedio de la opción de mercado de las instalaciones acogidas a la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, y que no pueden cambiarse de opción hasta el 1 de enero de 2013, ha sido de 72,42 €/MWh, mientras que la retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, ha sido de 76,90 €/MWh. Por otro lado, la tarifa regulada del RD 661/2007 en el año 2010 es de 77,471 €/MWh, siendo por lo tanto la mayor de las distintas opciones.
Gráfico 35. Retribución eólica mercado DT 1ª y RD 6 61/2007 y tarifa regulada. 2010
En el siguiente gráfico se representa el número de horas del año 2010 que el precio del mercado se sitúa en cada uno de los tramos, al igual que en el Gráfico 33.
Gráfico 36. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007 y distribución horaria del precio del mercado diario. 2010
34,12 34,12
77,47
38,29
72,42
42,77
76,90
0
20
40
60
80
100
120
PRECIO MERCADO
PRIMA DT 1ª RD 661/2007
PRECIO + PRIMA DT1ª RD
661/2007
PRECIO MERCADO
PRIMA RD 661/2007
PRECIO + PRIMA RD 661/2007
TARIFA REGULADA RD
661/2007
€/M
Wh
Fuente: AEE
€/M
Wh
Fuente: AEE
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
Prim
aP
ool+
Prim
aen
€/M
Wh
Pool -€/MWh-
RD 661/2007 Retribución (pool + prima)RD 436/2004 Retribución (pool + prima)Precio Promedio - 2010RD 661/2007 Tarifa reguladaDistribución de los precios 2010
Fuente: AEE
Valores año 2010
Tarifa regulada RD 661/2007:
77,471 €/MWh
44,417 €/MWh
58,878€/MWh
89,866€/MWh
37,11€/MWh
Techo RD 661/07:89,866€/MWh
Suelo RD 661/07: 75,405 €/MWh
Prima Referencia RD 661/07: 30,988 €/MWh
37,01 €/MWh
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En cuanto al año 2011, el Real Decreto 1614/2010 en su artículo 5 realiza una revisión DE LAS PRIMAS DE LAS INSTALACIONES DE TECNOLOGÍA EÓLICA DEL RD 661/2007:
• Desde el 1 de enero del 2011 y hasta el 31 de diciembre de 2 012, se establecen como valores de PRIMA DE REFERENCIA, los correspondientes a la fecha de entrada en vigor del Real Decreto (valores del año 2010) multiplicados por 0,65.
• Durante este periodo , a la prima de referencia no se le aplicará la actualización anual que se hace referencia en el artículo 44.1. En cambio, a la tarifa regulada, límite superior e inferior sí se actualizan durante dicho periodo.
• Desde el 1 de enero de 2013, a las instalaciones anteriores, les será de aplicación los valores de las primas fijadas para el año 2012, actualizadas de acuerdo con los coeficientes que les correspondan.
Por otro lado, la Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2011 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, establece un incremento del IPC de 233,2 puntos básicos, para la actualización de los valores de tarifa regulada, límite superior e inferior, por otro lado la prima de referencia es el 65% de la del año 2010, siendo de 20,142 €/MWh.
Tabla 09. Parámetros para el cálculo de la retribuc ión del RD 661. 2007-2011
Unidades: €/MWh 2007 2008 2009 2010 2011
RD
661
/200
7
Feed-in tariff (regulated tariff)
73,228 75,681 78,183 77,471 79,084
Prima de referencia 29,291 30,272 31,273 30,988 20,142
Límite superior 84,944 87,790 90,692 89,866 91,737
Límite inferior 71,275 73,663 76,098 75,405 76,975
IPC 3,60% 3,56% -0,66% 2,33%
Factor X 0,25% 0,25% 0,25% 0,25%
Fuente: AEE
Por lo tanto, para el año 2011, las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, percibirán el suelo hasta un precio de mercado de 56,83 €/MWh. Por otro lado, si comparamos la opción de mercado con la tarifa regulada, para precios superiores a 58,942 €/MWh, la retribución en la opción de mercado será superior a los 79,084 €/MWh de tarifa regulada para el año 2011.
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Gráfico 37. Retribución eólica según el precio del mercado. 2011
Según los datos publicados por REE en la última reunión del CTSOSEI, señaló que a fecha 1 de enero de 2011 se ha observado una reducción de la potencia que está acogida en la opción de mercado, con respecto del mes de noviembre de 2010.
Gráfico 38. Eólica que participa en el mercado de p roducción.
Fuente: REE
0
20
40
60
80
100
120
140
0 20 40 60 80 100 120
Prim
aP
ool+
Prim
aen
€/M
Wh
Pool -€/MWh-
Retribución mercado RD 661/2007 con prima reducida 35% (pool + prima)
Retribución RD 661/2007 sin prima reducida (pool + prima)
RD 661/2007 Tarifa regulada
Fuente: AEE
Valores año 2011
Techo RD 661/07:91,737 €/MWh
Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh
Prima Referencia sin reducción de prima:
31,633 €/MWh
Tarifa regulada RD 661/2007:
79,084 €/MWh
56,83€/MWh
Prima Referencia RD 661/07:
20,142 €/MWh45,34 €/MWh
71,59 €/MWh
60,10 €/MWh
58,942€/MWh
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4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES
En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de diciembre con la previsión del Informe AEE Nº36 en el escenario medio:
Tabla 10. Comparativa previsión AEE - Aleasoft esce nario medio y valor real
PRECIO
REAL (€/MWh)
PREVISIÓN AEE – Aleasoft 36 ESCENARIO
MEDIO (€/MWh)
Diferencia (€/MWh)
Diciembre 2010 46,34 45,05 1,29
Fuente: AEE - Aleasoft
El mes de diciembre cerró con un precio diario medio de 46,34 €/MWh, 1,29 €/MWh superior al previsto en el último informe. Estas diferencias en los precios se deben principalmente a los siguientes factores:
Efectos que tienden a aumentar el precio:
• MAYOR DEMANDA: La demanda ha sido un 0,22% superior a la prevista.
• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 1,7% inferior a la prevista.
Efectos que tienden a disminuir el precio:
• MAYOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 13% superior a la prevista.
• MAYOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 55% superior a la prevista.
Debido a la combinación de estos factores, junto con el aumento del precio de los combustibles (barril Brent, gas natural y carbón) respecto a la previsión, el precio real ha sido superior al previsto.
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5. PREVISIONES DE VARIABLES
De acuerdo con los criterios de la reunión del 7 de Julio de 2007 se establecen tres escenarios para obtener una horquilla de precios: escenarios de precios bajo, medio y alto, que supone una combinación de:
5.1 Demanda mensual de REE
Para el mes de enero, se prevé que la demanda de energía eléctrica sea ligeramente inferior, un 0,25%, al mismo mes del año 2010. Para los meses de febrero y marzo se prevé una demanda un 1,3% inferior a los mismos meses de 2010 debido a que el pasado invierno temperatura media mensual estuvo entre 1 ºC y 1,6 ºC por debajo de la temperatura media histórica y se produjo un aumento del consumo eléctrico.
Gráfico 39. Previsión de demanda. Enero 2011 - Dici embre 2011
Gráfico 40. Demanda: previsión escenario medio y re al
BAJO MEDIO ALTO
Demanda MÍNIMA MEDIO MÁXIMA
Generación eólica
MÁXIMA MEDIO MÍNIMA
Producción hidráulica
LLUVIOSO MEDIO SECO
Precio combustibles
MÍNIMO MEDIO MÁXIMO
Precio CO2 MÍNIMO MEDIO MÁXIMO
ESCENARIO
18,000,000
19,000,000
20,000,000
21,000,000
22,000,000
23,000,000
24,000,000
25,000,000
MW
h
PREVISIÓN DEMANDA
DEM_MED
DEM_MIN
DEM_MAX
Valor real mismo mes año anterior
Fue
nte:
Pre
visi
ones
AE
E -
Ale
asof
t
18,000
19,000
20,000
21,000
22,000
23,000
24,000
25,000
26,000
GW
h
2006 2007
2008 2009
2010 Previsión AEE (año 2011)
Fue
nte:
Pre
visi
one
sA
EE
-A
leas
oft
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5.2 Generación eólica
Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea un 6,8% superior a la de los últimos 12 meses.
Gráfico 41. Previsión de generación eólica. Enero 2 011 - Diciembre 2011
En el Gráfico 42 se muestra la evolución de la generación eólica real desde el año 2006 hasta la actualidad, frente a la previsión en el escenario medio para el periodo analizado.
Gráfico 42. Generación eólica: previsión escenario medio y real
5.3 Producción hidráulica
En el siguiente gráfico se representa la producción hidráulica mensual prevista para los tres escenarios analizados en el presente informe, frente a la producción hidráulica real de los 12 meses anteriores.
Se prevé que para el mes de enero de 2011, la producción hidráulica sea un 45% inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (enero 2011 – diciembre 2011), la producción hidráulica total prevista es un 35% inferior a la de los últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta.
0
1,000,000
2,000,000
3,000,000
4,000,000
5,000,000
6,000,000
7,000,000
MW
h
PREVISIÓN PRODUCCIÓN EÓLICA
EÓLICA_MED
EÓLICA_MAX
EÓLICA_MIN
Valor real mismo mes año anterior
Fue
nte:
Pre
visi
ones
AE
E -
Ale
asof
t
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
5,500
6,000
GW
h
2006 2007
2008 2009
2010 Previsión AEE (año 2011)
Fue
nte:
RE
E y
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-A
leas
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Gráfico 43. Previsión de generación hidráulica. Ene ro 2011 - Diciembre 2011
Gráfico 44. Generación hidráulica: previsión escena rio medio y real
5.4 Precios de los combustibles
En los siguientes gráficos se representan las previsiones para los precios del barril Brent, del carbón y del gas natural, para los tres escenarios (mínimo, medio y máximo).
El precio del barril Brent acumula seis meses consecutivos de subida por el aumento de la demanda relacionado con las buenas perspectivas de recuperación económica de los grandes países consumidores. En el último mes de diciembre, el precio medio ha superado la barrera de los 90 $/bbl, un hecho que no se registraba desde septiembre de 2008. Se prevé que el precio continúe aumentando en el período analizado hasta llegar a alrededor de los 95,17 $/bbl.
En cuanto al precio del carbón, en el mes de diciembre ha aumentado considerablemente hasta alrededor de los 130 $/ton por la escasez de la oferta y el aumento de la demanda. Se prevé que durante los próximos 12 meses el precio del carbón no baje de los 120 $/ton.
El precio del gas natural ha continuado aumentado en el mes de diciembre hasta los 8,57 $/MMBTU por las bajas temperaturas registradas en el norte de Europa, y se espera que durante los próximos 12 meses se mantenga entre los 7,50 y 9,35 $/MMBTU.
0
1,000,000
2,000,000
3,000,000
4,000,000
5,000,000
6,000,000
MW
h
PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO
HIDR_LLUVIOSO
HIDR_SECO
Valor real mismo mes año anterior
Fue
nte:
Pre
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t
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2,000
2,500
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GW
h
2006 2007
2008 2009
2010 Previsión AEE (año 2011)
Fue
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Gráfico 45. Previsión precio Brent. Enero 2011 - Di ciembre 2011
Gráfico 46. Previsión precio carbón. Enero 2011 - D iciembre 2011
Gráfico 47. Previsión precio gas natural. Enero 201 1 - Diciembre 2011
5.5 Precios de los derechos de emisión
El precio medio de derechos de emisión de CO2 ha vuelto a disminuir en diciembre, situándose en 14,22 €/tonelada de CO2 de precio medio. Para el periodo analizado, se prevé que el precio se mantenga alrededor de los 13,95 €/tonelada de CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se estima que los precios se sitúen entre los 12 y 17 €/tonelada de CO2.
0
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$/bb
lPREVISIÓN BRENT
BR_MED
BR_MIN
BR_MAX
Precio del brent
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
0
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$/to
n
PREVISIÓN HULLA DE IMPORTACIÓNHI_MED
HI_MIN
HI_MAX
Precio del carbón
Fue
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Pre
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2
4
6
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14
$/M
MB
TU
PREVISIÓN GAS NATURALGN_MED
GN_MIN
GN_MAX
Precio gas natural
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
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5.6 Tipo de cambio
El valor medio del tipo de cambio $/€ para el mes de diciembre se situó en 1,32. En el futuro, se prevé que aumente desde 1,33 en enero 2011 hasta 1,38 en diciembre 2011.
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6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS
6.1 Previsión: Precio mensual
Según las previsiones obtenidas en la fecha 4 de enero de 2011, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de enero el precio promedio se sitúe en 43,72 €/MWh, y 43,55 €/MWh en el mes de febrero.
El precio promedio para los primeros 21 días del mes de enero se ha situado en 39,16 €/MWh.
Gráfico 48. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Enero 2011
En el Gráfico 49 se representa la evolución del precio mensual del MD desde el año 2005 hasta la actualidad frente a las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la Tabla 11).
Gráfico 49. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
0
10
20
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40
50
60
70
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90
100
€/M
Wh
Precio MÍNIMO
Precio MÁXIMO
Precio MEDIO en el sistema español
PROMEDIO MES
Fuente: OMEL y elaboración AEE
0
10
20
30
40
50
60
70
80
€/M
Wh
PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN
PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real
Fue
nte:
OM
EL
yp
revi
sio
nes
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Ale
aso
ft
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El Gráfico 50 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.
Gráfico 50. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE
En la Tabla 11 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la Tabla 12, la media trimestral para el escenario medio.
Tabla 11. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios
PRECIO ESTIMADO
MÍN (€/MWh)
MEDIO (€/MWh)
MAX (€/MWh)
Enero 2011 34,58 43,72 51,84
Febrero 2011 30,37 43,55 57,09
Marzo 2011 26,74 41,97 58,68
Abril 2011 29,42 45,04 63,15
Mayo 2011 32,60 47,15 63,76
Junio 2011 36,61 49,72 65,23
Julio 2011 38,07 51,14 66,92
Agosto 2011 35,97 49,86 69,32
Septiembre 2011 37,46 50,74 67,58
Octubre 2011 36,16 48,94 63,94
Noviembre 2011 30,68 45,38 61,82
Diciembre 2011 27,95 45,76 64,14
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
0
10
20
30
40
50
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70
80
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
€/M
Wh
2005 2006
2007 2008
2009 2010
PREVISIÓN AEE37 (año 2011)
Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft
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Tabla 12. Precios promedio para los cuatro trimestr es de 2010 y previsión trimestral de los precios según el escenario medio
PRECIO ESTIMADO MEDIO (€/MWh)
1Q 2010 * 25,45
2Q 2010 * 34,94
3Q 2010 * 44,10
4Q 2010 * 43,30
1Q 2011 43,08
2Q 2011 47,30
3Q 2011 50,58
4Q 2011 46,70
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
* Promedio valores reales 2010
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6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que
El Gráfico 51 muestra la evolución de los precios prevista por periodo (semana), subperiodo (laborable, sábado y festivo) y bloque (superpunta, punta, llano y valle) para el escenario medio.
Gráfico 51. Previsión de precios según el escenario medio. Enero 2011 - Diciembre 2011
0
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€/
MW
h
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
Este informe es un servicio de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) para sus asociados quedando prohibida la reproducción o divulgación total o parcial a terceros. Su contenido y resultados obtenidos se basan en los escenarios presentados, no suponiendo ninguna garantía sobre el resultado de los mismos.