informe mensual previsiÓn de los precios del ......promedio mensual del año 2010, 2011 y los...

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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 51

PERIODO: ABRIL 2012 – MARZO 2013

Fecha de publicación: 17 de Abril de 2012

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).

CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO ....................................................................................... 3

2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN ........................ ............................................ 4

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLIC A ........... 24

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............ ................................ 31

5. PREVISIONES DE VARIABLES .......................... .............................................. 32

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................ .................................. 37

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1. RESUMEN EJECUTIVO

Eólica Marzo 2012 Marzo 2011

Generación eólica (Variación mismo mes año anterior)

3.791 GWh (-20%) 4.736 GWh

Cobertura de la demanda 17,78% 20,80%

Factor de capacidad 24% 31%

Demanda (En GWh) mar-12 mar-11 Variación

HIDRÁULICA 1.306 3.452 -62,2%

NUCLEAR 5.714 4.533 26,1%

CARBÓN 4.785 3.203 49,4%

FUEL+GAS 0 0 -

CICLO COMBINADO 3.095 4.048 -23,5%

EÓLICA 3.791 4.736 -20,0%

RE HIDRÁULICA 312 630 -50,5%

RE Solar PV 789 526 50,0%

RE Solar térmica 245 92 166,3%

Térmica renovable 390 354 10,2%

Térmica no renovable 2.895 2.876 0,7%

CONSUMOS EN BOMBEO -468 -348 34,5%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -881 -763 15,5%

DEMANDA DE TRANSPORTE (b.c.) 21.324 22.768 -6,3%

PRECIO MERCADO DIARIO 47,57 MWh 46,7€/MWh 1,1%

MARZO 2012 Retribución eólica Potencia acogida a cada opción

Mercado DT 1ª RD661/2007 83,99 €/MWh 14.402 MW

Mercado RD 661/2007 79,50 €/MWh 1.866 MW

Tarifa regulada RD 661/2007 81,27 €/MWh 4.766 MW

Según las previsiones obtenidas en la fecha 5 de abril de 2012, a partir de las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de abril la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 47,72 €/MWh, y 49,10 €/MWh en el mes de mayo.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica en el mes de marzo 2012, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, han descendido un 2% respecto al mismo mes del 2011. La demanda bruta ha alcanzado 21.322 GWh, un 6,4% inferior a la de marzo del año anterior.

En el primer trimestre del 2012, la demanda de energía eléctrica ha sido un 2% inferior que la del mismo trimestre del 2011, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura. En términos brutos, la demanda ha alcanzado 67.047 GWh, un 0,9% menos que en el mismo periodo del 2011.

Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2004-2012

Gráfico 02. Variación mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2010-2012

18.000

19.000

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22.000

23.000

24.000

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GW

h

2004 2005 2006 2007 2008

2009 2010 2011 2012

Fuente: REE y elaboración AEE

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Tabla 01. Demanda y tasas de variación. 2011-2012

Demanda (GWh)

∆ con respecto al mismo mes del año anterior (%)

∆ demanda corregida (%)

ene-11 23.635 -0,57% 0,50%

feb-11 21.283 -2,73% 1,30%

mar-11 22.768 -0,26% -0,40%

abr-11 19.352 -2,92% -0,50%

may-11 20.434 0,11% 0,80%

jun-11 20.855 2,00% 1,20%

jul-11 22.006 -6,41% -2,40%

ago-11 21.596 0,77% 0,40%

sep-11 20.943 1,43% -1,40%

oct-11 20.164 -1,20% -4,00%

nov-11 20.452 -6,87% -3,90%

dic-11 21.659 -7,35% -4,90%

ene-12 22.999 -2,69% -2,60%

feb-12 22.743 6,86% -1,20%

mar-12 21.324 -6,34% -2,30%

Fuente: REE

En cuanto a la evolución anual de la generación de electricidad procedente de cada una de las tecnologías, en el siguiente gráfico se observa como la caída de la demanda del año 2009 fue soportada por la caída de la producción de las centrales de carbón, por otro lado en el año 2010, el incremento de la demanda fue cubierto por el incremento de la energía procedente de las centrales hidráulicas y en menor medida la eólica. Por último, en el año 2011, la demanda volvió a caer, así como la producción de los ciclos combinados.

Gráfico 03. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Marzo 2012

La demanda de energía eléctrica en el mes de marzo ha sido cubierta por la nuclear con un 26,8% frente al 19,91% del mismo mes del año anterior, el carbón también ha

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50.000

100.000

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350.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

CARBÓN

HIDRÁULICA

NUCLEAR

GWh

Fuente: REE

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incrementado su cuota con un 22,44% frente al 14% de marzo 2011, en tercera posición está la eólica con un 17,78%, valor inferior al del mes de marzo 2011 que se acercó al 21%.

Por otro lado, el ciclo combinado, la hidráulica de régimen ordinario y la hidráulica del régimen especial son las tecnologías que han bajado su aportación a la cobertura de la demanda en este mes de marzo 2012 frente al mes de marzo 2011. En cambio, el resto de tecnologías del régimen especial han incrementado su participación.



En cuanto a la cobertura de la demanda durante el primer trimestre del año, se mantiene el mismo esquema que en el mes de marzo 2012, siendo la nuclear la

HIDRÁULICA6,12%

NUCLEAR26,80%

CARBÓN22,44%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO14,51%

EÓLICA17,78%

RE HIDRÁULICA1,46%

RE Solar PV3,70%

RE Solar térmica1,15%

Térmica renovable1,83%

Térmica no renovable

13,58%

CONSUMOS EN BOMBEO-2,19%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-4,13%


HIDRÁULICA15,16%

NUCLEAR19,91%

CARBÓN14,07%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA20,80%

RE HIDRÁULICA2,77%

RE Solar PV2,31%




12,63%


SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-3,35%

Fuente: REEy elaboración AEE

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primera tecnología, seguida por el carbón, la eólica en tercera posición y los ciclos combinados en cuarta.

Gráfico 06. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Primer trimestre 2012

Gráfico 07. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Primer trimestre 2011

HIDRÁULICA6,13%

NUCLEAR24,49%

CARBÓN23,74%

FUEL+GAS

0,00%

CICLO COMBINADO

17,01%

EÓLICA18,31%

RE HIDRÁULICA1,42%

RE Solar PV2,87%



Térmica no renovable12,78%


0,00%

CONSUMOS EN BOMBEO-2,06% SALDO

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-4,16%


HIDRÁULICA16,15%

NUCLEAR20,60%

CARBÓN11,91%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA18,91%

RE HIDRÁULICA2,62%

RE Solar PV

1,96%



Térmica no renovable11,99%


0,00%


SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-2,56%

Fuente: REEy elaboración AEE

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Gráfico 08. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2010-2012


2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

La generación eólica en el mes de marzo 2012 fue un 20% inferior a la del mismo mes del año 2011, con 3.791 GWh producidos cubrió un 17,8% del consumo eléctrico frente al 20,8% del mismo mes del año anterior.

En cuanto a la producción durante los tres primeros meses del año, las instalaciones eólicas han generado 12.277 GWh, un 4,1% menos que en el mismo periodo del año anterior y han cubierto un 18,3% de la demanda frente al 18,9% del mismo periodo del año 2011.

0%

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ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12

Energías renovables 42,4% 41,7% 47,7% 40,2% 40,9% 34,0% 29,3% 27,5% 22,6% 30,0% 34,1% 39,3% 40,5% 35,9% 40,0% 39,3% 34,2% 29,5% 28,0% 25,5% 22,6% 27,2% 32,1% 34,3% 26,6% 30,0% 29,3%

Energías no renovables 57,6% 58,3% 52,3% 59,8% 59,1% 66,0% 70,7% 72,5% 77,4% 70,0% 65,9% 60,7% 59,5% 64,1% 60,0% 60,7% 65,8% 70,5% 72,0% 74,5% 77,4% 72,8% 67,9% 65,7% 73,4% 70,0% 70,7%

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Gráfico 09. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2006 – 2012

En el siguiente gráfico se representa el factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo en el periodo del año 1998 al 2012, además del factor de capacidad promedio mensual del año 2010, 2011 y los primeros meses del 2012.

El factor de capacidad de la eólica en el mes de marzo 2012 volvió a caer hasta situarse en torno al 24%.

Gráfico 10. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y el p romedio del 2010-2012

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1.000

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Fact

or

de

Ca

pa

cid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

2012

Fuente: Elaboración AEE

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2.1.2 Análisis de viento por zona

Para el análisis de viento por zona hemos seleccionado cinco estaciones meteorológicas con el objetivo de disponer de información puntual sobre el recurso eólico en las grandes zonas a nivel peninsular de producción de energía eólica. El valor de la velocidad media diaria del viento suministrado por AEMET corresponde a la media de los valores de velocidad diezminutales medidos a 10 metros de altura.

Tabla 02. Estaciones meteorológicas seleccionadas

Área geográfica de producción Estación meteorológica (Indicativo AEMET)

Noroeste peninsular – Galicia A Coruña Aeropuerto (1387E)

Alto Ebro – Castilla y León Burgos Aeropuerto (2331)

Valle del Ebro – Aragón Zaragoza Aeropuerto (9434)

Castilla la Mancha – Albacete Albacete Base Aérea (8175)

Zona del estrecho - Cádiz Jerez de la Frontera Aeropuerto (5960)

En febrero de 2012, la producción eólica se situó por encima de los niveles de años anteriores, superando el máximo histórico de generación mensual. Las observaciones en la estación metrológica de Zaragoza muestran que febrero de 2012 ha sido el mejor mes desde 2009 en cuanto a calidad del recurso eólico. En las estaciones de Burgos y Albacete, el recurso se situó por encima de los niveles del año 2011 pero por debajo de los niveles del año 2010.

Tabla 03. Velocidades medias mensuales de viento (m /s). Febrero 2009-2012

Fuente: AEMET

En A Coruña y Jerez de la Frontera, la calidad del recurso se ha situado en niveles inferiores a los de años anteriores siguiendo la tendencia del mes de enero 2012.

En febrero 2012, la evolución de la producción eólica diaria coincidió con la evolución del recurso medido en las estaciones de Zaragoza y en menor medida Burgos y Albacete.

Mes de febrero 2009 2010 2011 2012

A Coruña 3,33 4,27 3,51 3,10

Albacete 3,86 4,86 3,68 3,75

Burgos 5,21 5,49 3,73 4,69

Jerez de la Frontera 3,41 5,10 2,73 3,12

Zaragoza 4,80 5,11 5,30 7,64

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Gráfico 11. Velocidad media diaria del viento en la s estaciones AEMET de A Coruña Aeropuerto, Albacete Base Aérea, Burgos Aeropuerto, Jerez de la Frontera

Aeropuerto, Zaragoza Aeropuerto y producción eólica diaria nacional – Febrero 2012

En los cinco siguientes gráficos se representa la evolución diaria de la velocidad media del viento en cada una de las estaciones analizadas para los meses de febrero de los últimos 4 años.

Gráfico 12. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de A Coruña Aeropuerto – Febrero 2009 - 2012

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50000

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)

DíasVelocidad media díaria A Coruña Velocidad media díaria AlbaceteVelocidad media díaria Burgos Velocidad media díaria Jerez de la FronteraVelocidad media díaria Zaragoza Producción eólica (MWh)

Pro

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cció

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a (

MW

h)

Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE

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Día

2009

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Fuente: AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 13. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Albacete Base Aérea – Febrero 2009 - 2012

Gráfico 14. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Burgos Aeropuerto – Febrero 2009 - 2012

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Ve

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Aérea - Febrero

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Día

2009

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Gráfico 15. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Jerez de la Frontera Aeropuerto – Febrero 2009 - 2012

Gráfico 16. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Zaragoza Aeropuerto – Febrero 2009 - 2012

En marzo de 2012, la producción eólica se situó por debajo de los niveles de años anteriores. Las observaciones en todas las estaciones metrológicas muestran que marzo de 2012 ha sido el peor mes de los últimos cuatro años en cuanto a calidad del recurso eólico.

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Frontera Aeropuerto - Febrero

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Día

Aeropuerto - Febrero

2009

2010

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Tabla 04. Velocidades medias mensuales de viento (m /s). Marzo 2009-2012

Fuente: AEMET

En Marzo de 2012, la evolución de la producción eólica diaria coincidió con la evolución del recurso medido en las estaciones de Zaragoza y Burgos en la primera mitad del mes (hasta el día 13). El pico de producción del 15 al 21 de marzo correspondió a una mejora de los niveles de calidad de recurso en todas las estaciones, especialmente Burgos.

Gráfico 17. Velocidad media diaria del viento en la s estaciones AEMET de A Coruña Aeropuerto, Albacete Base Aérea, Burgos Aeropuerto, Jerez de la Frontera

Aeropuerto, Zaragoza Aeropuerto y producción eólica diaria nacional – Marzo 2012

En los cinco siguientes gráficos se representa la evolución diaria de la velocidad media del viento en cada una de las estaciones analizadas para los meses de marzo de los últimos 4 años.

Mes de marzo 2009 2010 2011 2012

A Coruña 3,83 4,46 3,19 3,05

Albacete 4,05 4,36 4,49 3,42

Burgos 4,41 5,50 4,79 4,40

Jerez de la Frontera 3,95 4,31 3,40 3,86

Zaragoza 5,33 5,43 4,32 4,29

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DíasVelocidad media díaria A Coruña Velocidad media díaria AlbaceteVelocidad media díaria Burgos Velocidad media díaria Jerez de la FronteraVelocidad media díaria Zaragoza Producción eólica (MWh)

Pro

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n d

íari

a (

MW

h)

Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 18. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de A Coruña Aeropuerto – Marzo 2009 - 2012

Gráfico 19. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Albacete Base Aérea – Marzo 2009 - 2012

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Gráfico 20. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Burgos Aeropuerto – Marzo 2009 - 2012

Gráfico 21. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Jerez de la Frontera Aeropuerto – Marzo 2009 - 2012

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Gráfico 22. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Zaragoza Aeropuerto – Marzo 2009 - 2012

2.2 Producción hidráulica

Las centrales hidráulicas han generado 1.306 GWh, un 62,2% menos que en el mes de marzo 2011.

En cuanto al acumulado en el primer trimestre del año, la hidráulica ha producido 4.111 GWh, un 62,4% menos que en el mismo periodo del año 2011.

Gráfico 23. Generación hidráulica mensual. 2005-201 2

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Ve

loci

da

d d

e v

ien

to (

m/s

)

Día

2009

2010

2011

2012


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Fuente: REE

de 42

En cuanto a las reservas de los embalses, en régimen anual se sitúan en un 43% de su capacidad máxima, valor muy inferior al del mismo periodo del año anterior que se situaba en un 72%.

Las reservas de los embalses en régimen hiperanual están en torno al 53%, valor también inferior al del año pasado que se situaba cerca del 76% de su capacidad máxima.

Gráfico 24. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2012

Gráfico 25. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen hiperanual. 2003-2012

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)

2011 2012

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) 2011

2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

de 42

2.3 Producción nuclear

Las centrales nucleares han generado 5.714 GWh, un 26,1% superior que el del mismo mes del año anterior, interanualmente se trata de un máximo histórico para los valores del mes de marzo.

En el periodo acumulado durante el primer trimestre del año, las centrales nucleares han producido 16.423 GWh, un 17,8% más que en el mismo periodo del año anterior.

Gráfico 26. Generación nuclear mensual. 2005 - 2012

2.4 Producción de ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado se sitúan por debajo de los niveles del año 2005, con 3.095 GWh producidos, un 23,5% menos que en el mismo mes del año anterior. En marzo 2012 se sitúan como cuarta tecnología por detrás de las nucleares, carbón y eólica.

En el periodo acumulado durante los tres primeros meses han generado 11.409 GWh, un 18,2% menos que en el mismo periodo del año 2011.

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012Fuente: REE

NUCLEAR

de 42

Gráfico 27. Generación de ciclo combinado. 2003-201 2

2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón han generado 4.750 GWh en el mes de marzo 2012, un 48,3% más que en el mismo mes del año 2011 (que a su vez fue un 247,9% superior que la del mes de marzo de 2010).

En el mes de marzo se sitúan como segunda tecnología en cuanto a cobertura de la demanda, por detrás de la nuclear (en febrero el carbón fue primera tecnología), con un 22,4% frente al 14,07% del año anterior.

En estos tres meses del año 2012, las centrales de carbón han generado 15.879 GWh, un 97% más que en el mismo periodo del año 2011.

Gráfico 28. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 12

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

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10.000

GW

h

2003

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2005

2006

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2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

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

2011

2012

Fuente: REE

de 42

La Resolución de 30 de diciembre de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2012 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro establece los siguientes valores para cada una de las centrales:

Tabla 05. Potencia, volumen máximo de generación y horas de funcionamiento de las centrales que utilizan carbón autóctono. 2012

2012

Potencia

instalada

(MW)

Volúmenes

máximos de

producción

(GWh)

Horas de

funcionamiento

Soto de Ribera 3 346,25 1.362 3.932

Narcea 3 347,47 2.012 5.791

Anllares 346,84 2.101 6.056

La Robla 2 355,1 2.020 5.688

Compostilla 1143,48 6.426 5.620

Teruel 1055,77 5.773 5.468

Guardo 2 342,43 1.924 5.618

Puentenuevo 3 299,76 1.304 4.350

Escucha 142,35 401 2.815

Elcogás 296,44 1.400 4.723

TOTAL 24.721

Fuente: Resolución de 30 de diciembre de 2011, de l a Secretaría de Estado de Energía

Los precios unitarios de retribución se fijan en los valores de la siguiente tabla, los costes variables serán el valor máximo que presentarán en las ofertas que realicen las centrales en el mercado diario para 2012, además en los costes variables se encuentra incluido el peaje de 0,5 €/MWh al que se refiere la disposición transitoria primera del RD-L 14/2010.

Tabla 06. Costes fijos, costes variables y costes t otales de las centrales que utilizan carbón autóctono. Año 2012

2012 Costes Fijos

(€/MWh)

Coste

Variables

(€/MWh)

Costes Totales

(€/MWh)

Soto de Ribera 3 33,32 50,97 84,29

Narcea 3 19,17 53,32 72,49

Anllares 9,17 55,69 64,86

La Robla 2 18,3 51,02 69,32

Compostilla 11,91 53,54 65,45

Teruel 10,78 49,72 60,5

Guardo 2 18,01 57,42 75,43

Puentenuevo 3 45,12 60,09 105,21

Escucha 10,76 60,24 71

Elcogás 46,58 55 101,58

Fuente: Resolución de 30 de diciembre de 2011, de l a Secretaría de Estado de Energía

de 42

Por otro lado, y como medida excepcional, en el Real Decreto-ley 13/2012, de 30 de marzo, en su artículo 11, indica que el volumen máximo previsto para el año 2012 en la Resolución de 30 de diciembre de 2011, se reducirá en un 10 por ciento.

2.6 Producción de fuel+gas

La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula durante el primer trimestre de 2012.

Gráfico 29. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12

2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)

La generación procedente de las tecnologías del régimen especial excepto la eólica, han aumentado un 3,4% en este mes de marzo 2012, con respecto a la del mismo mes del año 2011, debido al incremento de la generación de la solar fotovoltaica y termoeléctrica, un 50% y un 166% respectivamente.

Gráfico 30. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2012

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

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3.500

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4.500

5.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

de 42

En el siguiente gráfico se desglosan las tecnologías del régimen especial sin incluir la eólica en el periodo 2010-2012.

Gráfico 31. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

en

e-1

0

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-10

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-10

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-10

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-10

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-10

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-10

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-10

no

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0

dic

-10

en

e-1

1

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-11

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11

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jun

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11

ago

-11

sep

-11

oct

-11

no

v-1

1

dic

-11

en

e-1

2

feb

-12

mar

-12


Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

de 42

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de marzo 2012 se ha situado en 47,57 €/MWh, siendo un 11% inferior que el del mes de febrero de 2012 (53,48 €/MWh) y un 1,9 % superior al del mes de marzo 2011 (46,7 €/MWh).

El precio promedio del primer trimestre del año 2012 se sitúa en 50,64 €/MWh.

Gráfico 32. Evolución diaria del precio del MD. Mar zo 2012

La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de marzo 2012 ha disminuido respecto al mes anterior, oscilando entre un precio mínimo de 5 €/MWh a las 9.00h del domingo 11 de marzo; y un precio máximo de 73,25 €/MWh a las 20.00h el lunes día 5.

En el siguiente gráfico se representa la comparativa de los precios mensuales del mercado diario desde el año 2005 hasta la actualidad.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/

MW

h

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

de 42

Gráfico 33. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio, mínimo y máximo y promedio del año. 2005 – 2012

En cuanto a las tecnologías que han marcado precio en el mes de marzo, es significativo destacar que los intercambios internacionales lo han hecho un 18,44% y el régimen especial un 10,63%.

Gráfico 34. Evolución mensual de las tecnologías qu e marcan precio. 2010 – 2012

En el siguiente gráfico se representa la evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante el mes de marzo 2012. En él se puede observar como en ningún día del mes, los precios en el mercado español han sido superiores a los precios en el sistema portugués (tal y como se indica también en la tabla siguiente).

0

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ne

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en

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en

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en

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11

oct

-11

en

e-1

2

€/

MW

h

Precio mínimo €/MWh

Precio medio aritmético sistema español €/MWh

Precio máximo €/MWh

Precio promedio del año


0%

20%

40%

60%

80%

100%

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140%

160%

180%

ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12

Generación térmica ciclo combinado Generación térmica convencional Generación hidráulica

Generación hidráulica de bombeo Régimen especial Intercambios internacionales

Agente externo (vendedor) Comercializador (venta) Contrato de suministro REE-EDF

Mibel importación desde sistema eléctrico español Mibel importación desde sistema eléctrico portugués


de 42

Gráfico 35. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Marzo 2012

En la Tabla 07 se tiene 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).

Tabla 07. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Marzo 2012

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 572 77%

PEspañol < PPortugués 171 23%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 743 100%


3.2 Subastas CESUR

La subasta de energía para el suministro de último recurso (CESUR) cerró el pasado 21 de marzo a un precio de 51,00 €/MWh para los 3.000 MW del producto base, y un precio de 56,27 €/MWh, para los 451 MW de las horas punta, para el segundo trimestre del año 2012. Con unas caídas del 3,7% para el producto base trimestral y 2,90% para el punta trimestral, respecto al primer trimestre de 2012.

Los precios resultantes de esta última subasta CESUR están en línea con los precios de los contratos de futuros gestionados por OMIP, que se situaban en ese momento

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/

MW

h

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués



de 42

para el producto base en 50,75 €/MWh y para el producto punta en 55,75 €/MWh, para el segundo trimestre del año 212.

Gráfico 36. Evolución mensual del precio del mercad o diario y del producto base de CESUR. 2007 - 2012

3.3 Retribución eólica

El precio medio ponderado por la energía eólica ha resultado un 3,94% inferior al precio medio aritmético del mercado en el mes de marzo 2012.

Tabla 08. Precio medio Aritmético y Precio medio Po nderado. 2012

2012 Precio medio ARITMÉTICO

mensual (€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la

energía eólica (€/MWh)

Variación (%)

Enero 51,06 47,87 -6,26%

Febrero 53,48 51,41 -3,87%

Marzo 47,57 45,69 -3,94%

PERIODO 2012 50,64 48,63 -3,98%

Fuente: AEE

En cuanto a la distribución por tramos de la retribución de la opción de mercado del RD 661/2007, se ha situado en el tramo suelo en 657 horas del mes de marzo (precios inferiores a 58,96 €/MWh), y en el tramo de prima constante en 86 horas (precios entre 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh).

-60,00%

-40,00%

-20,00%

0,00%

20,00%

40,00%

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no

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no

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0

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no

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1

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2

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may

-12

€/

MW

h

Meses

Precio producto base (CESUR)

Precio medio Mercado Diario

Diferencia Mdo diario y CESUR

Fuente: OMIE, CESUR y elaboración AEE

de 42

Por otro lado, en el tramo del límite superior o techo y en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas del mes de marzo, recordemos que el precio máximo del mes ha sido 73,25 €/MWh.

Tabla 09. Distribución por tramos. 2012

Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima

Enero 2012 70,6% 29,3% 0,1% 0,0%

Febrero 2012 62,8% 34,3% 2,9% 0,0%

Marzo 2012 88,4% 11,6% 0,0% 0,0%

Fuente: AEE

En el Gráfico 37 se representa:

• La retribución en la opción de mercado según el RD 661/2007 (línea roja) • La retribución en la opción de mercado según la Disposición Transitoria 1ª ó

RD 436/2004 (línea verde) • La tarifa regulada según el RD 661/2007 (línea naranja) y • la distribución horaria de los precios (línea azul), es decir, el número de veces

o de horas en el periodo analizado (representado en el eje de ordenadas) que el precio del mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios.

Para precios inferiores a 40,8 €/MWh, la prima que perciben las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, resultaría inferior a la prima percibida por las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, esto ha ocurrido en un 25,4% de las horas del mes de marzo (189 horas).

Gráfico 37. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007, tarifa regulada RD 661/2007 y distribución horaria del precio del merc ado diario. Marzo 2012

0

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0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Ret

ribuc

ión

(€/M

Wh)

Precio de mercado (€/MWh)

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)

RD 436/2004 Retribución (pool + prima)

Precio Promedio Marzo 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Marzo 2012

Fuente: AEE

Valores año 2012

Tarifa regulada RD 661/2007:

81,270 €/MWh

58,96€/MWh

74,13€/MWh40,80

€/MWh

Techo RD 661/07:94,273 €/MWh

Suelo RD 661/07: 79,103 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07: 20,142 €/MWh47,57

€/MWh

61,12 €/MWh

de 42

En marzo 2012, la retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 se ha situado en 79,50 €/MWh, inferior a la de los meses anteriores.

La retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007 se ha situado en 84 €/MWh.

Tabla 10. Retribución mensual según las distintas o pciones. 2012

AÑO 2012 (€/MWh)

Precio medio PONDERADO

(€/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)

Tarifa regulada

RD 661/2007

Enero 47,87 32,11 79,98 38,29 86,16 6,18 81,27 Febrero 51,41 29,72 81,13 38,29 89,70 8,58 81,27 Marzo 45,69 33,81 79,50 38,29 83,99 4,48 81,27

Promedio PERIODO 2012 48,63 31,67 80,30 38,29 86,92 6,63 81,27

*Prima + Incentivo RD 436/2004 = 50% TMR 2006

Fuente: AEE

Por otro lado, según la información que publica CNE, de los 21.041 MW de potencia eólica:

• 7 MM están acogidos a la opción de tarifa regulada del RD 436/2004. • 4.766 MW están acogidos a la opción de tarifa regulada del RD 661/2007. • 14.402 MW están acogidos a la opción de mercado de la DT 1ª del RD

661/2007 (Mercado del RD 436/2004). • 1.866 MW están acogidos a la opción de mercado del RD 661/2007.

En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual de la potencia instalada acogida a cada una de las opciones de retribución, en él se puede observar como a partir de la aplicación de la reducción de la prima de referencia –en un 35% del valor del 2010 para los años 2011 y 2012- la potencia acogida a la opción de tarifa regulada se ha ido incrementando.

de 42

Gráfico 38. Evolución de la potencia instalada acog ida a cada una de las opciones de retribución. En MW

Fuente: CNE y elaboración AEE

3.4 Primas al régimen especial

En cuanto a las primas percibidas por el régimen especial, según los datos publicados por la CNE, para los meses de enero y febrero 2012, ascienden a 1.351 Millones de euros, de los cuales 353 M€ corresponden a la eólica (un 26%).

Tabla 11. Resumen de las liquidaciones de la CNE ac umuladas en el año 2012. Mes de liquidación 02/2012

Fuente: Informe sobre la liquidación de las primas equivalentes, primas incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. Mes de producción 02/2012. CNE

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15.000

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25.000e

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1

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-11

mar

-11

abr-

11

may

-11

jun

-11

jul-

11

ago

-11

sep

-11

oct

-11

no

v-1

1

dic

-11

en

e-1

2

MW

A mercado - RD 661/07

A Mercado - DT1ª RD 661/07 (RD 436/04)

A tarifa - RD 661/07

A tarifa - DT1ª RD 661/07 (RD 436/04)

de 42

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES

En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de marzo con la previsión del Informe AEE Nº50 en el escenario medio:

Tabla 12. Comparativa previsión AEE - AleaSoft esce nario medio y valor real

PRECIO REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE – AleaSoft 50 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Marzo 2012 47,57 51,64 4,07

Fuente: AEE - AleaSoft

El precio medio aritmético para el mes de marzo ha sido de 47,57 €/MWh, 4,07 €/MWh inferior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en este resultado son:

Efectos que tienden a disminuir el precio:

• MENOR DEMANDA: La demanda ha sido un 1,81 % inferior a la prevista.

• MAYOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 8,19 % superior a la prevista.

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 19,89 % inferior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 26,76 % inferior a la prevista.

Debido a la combinación de los factores anteriores el precio final ha sido inferior al previsto.

de 42

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 los siguientes 12 meses (abril 2012 – marzo 2013) se prevé que la demanda eléctrica sea 0,86% inferior a la de los últimos 12. Para este mes de abril la previsión es que la demanda sea un 0,19 % superior a la del mismo mes de 2011.

Gráfico 39. Previsión de demanda. Abril 2012 - Marz o 2013

Gráfico 40. Demanda: previsión escenario medio y re al

5.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 9,88 % superior a la de los últimos 12 meses. En el Gráfico 42 se muestra la evolución de la generación

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

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)

Fue

nte:

Pre

visi

one

sA

EE

-A

leas

oft

de 42

eólica real desde el año 2007 hasta la actualidad, frente a la previsión en el escenario medio para el periodo analizado.

Gráfico 41. Previsión de generación eólica. Abril 2 012 - Marzo 2013

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 de los 12 meses anteriores.

Se prevé que para el mes de abril de 2012, la producción hidráulica sea un 55,77 % inferior a la del mismo mes del año 2011. Para los 12 meses de previsión (abril 2012 – marzo 2013), la producción hidráulica total prevista es un 0,69 % superior a la de los últimos 12 meses.

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000M

Wh

EÓLICA_MAX

EÓLICA_MED

EÓLICA_MIN


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

2007 2008

2009 2010

2011 2012


Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

de 42

Gráfico 43. Previsión de generación hidráulica. Abr il 2012 - Marzo 2013

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 registró valores entre 122 y 129 $/bbl durante el mes de marzo del 2012. Se prevé que los precios se mantengan estables, con un valor medio de 126,00 $/bbl para el mes de abril.

El precio del carbón en el mes de marzo, disminuyó 2,59% respecto al mes anterior. Se prevé que se mantenga entre 98 y 114 $/t dentro del horizonte analizado.

El precio del gas natural disminuyó un 10,66 % en el mes de marzo respecto al mes anterior. Se espera que en el horizonte analizado, los precios se mantengan alrededor de los 9,24 $/MMBTU.

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000M

Wh

PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

HIDR_SECO


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

2007 2008

2009 2010

2011 2012


Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

de 42

Gráfico 45. Previsión precio Brent. Abril 2012 - Ma rzo 2013

Gráfico 46. Previsión precio carbón. Abril 2012 - M arzo 2013

Gráfico 47. Previsión precio gas natural. Abril 201 2 - Marzo 2013

5.5 Precios de los derechos de emisión

El precio medio de derechos de emisión de CO2 disminuyó 10,19 % en el mes de marzo respecto al mes anterior. Para el periodo analizado, se prevé que el precio oscile entre 9 y 11 €/t CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 5,50 y 15 €/t CO2.

0

20

40

60

80

100

120

140

160$/

bbl

BR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

$/to

n

HI_MED

HI_MIN

HI_MAX

Precio del carbón


0

2

4

6

8

10

12

14

$/M

MB

TU

GN_MED

GN_MIN

GN_MAX

Precio gas natural


de 42

5.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de marzo se situó en 1,32. Dentro del horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,33.

de 42

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

6.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 5 de abril de 2012, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de abril la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 47,72 €/MWh, y 49,10 €/MWh en el mes de mayo.

El promedio del precio para los primeros 4 días del mes de abril (cuando se realizó la previsión de precios) se situó en 51,28 €/MWh, y en los 17 primeros días ha caído hasta situarse en 43,08 €/MW.

Gráfico 48. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Abril 2011

En el Gráfico 49 se representa la evolución del precio mensual del Mercado Diario desde el año 2007 hasta la actualidad frente a las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la Tabla 13).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/

MW

h

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO


PROMEDIO MES


de 42

Gráfico 49. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios

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 el Gráfico 51 se muestra la comparación de las previsiones de los últimos siete informes de AleaSoft.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90€/

MW

h

PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN

PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real

Fue

nte:

OM

EL

yp

revi

sio

nes

AE

E -

Ale

aso

ft

15

25

35

45

55

65

75

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

€/M

Wh

2007 2008

2009 2010

2011 2012

PREVISIÓN AEE50 (año 2012) PREVISIÓN AEE50 (año 2013)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

de 42

Gráfico 51. Comparativa de últimas previsiones Alea Soft

En la Tabla 13 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la Tabla 14, la media trimestral para el escenario medio.

Tabla 13. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Abril 2012 34,12 47,72 57,64

Mayo 2012 35,27 49,10 63,07

Junio 2012 39,37 52,01 67,10

Julio 2012 41,75 55,02 70,47

Agosto 2012 37,73 53,44 71,18

Septiembre 2012 39,94 54,62 71,60

Octubre 2012 36,68 52,79 71,05

Noviembre 2012 32,00 50,08 70,73

Diciembre 2012 30,82 51,59 75,59

Enero 2013 26,27 50,39 75,06

Febrero 2013 26,29 52,05 77,14

Marzo 2013 21,33 46,47 71,50

Fuente: Previsiones AEE – AleaSoft

20,00

25,00

30,00

35,00

40,00

45,00

50,00

55,00

60,00

65,00€/

MW

h

REALES AEE 45 AEE 46 AEE 47 AEE 48 AEE 49 AEE 50 AEE 51

de 42

Tabla 14. Precios promedio para 2011 y previsión tr imestral de los precios según el escenario medio

PRECIO ESTIMADO

MEDIO (€/MWh)

1Q 2011* 45,31

2Q 2011* 48,12

3Q 2011* 54,27

4Q 2011* 51,97

1Q 2012* 50,72

2Q 2012 49,61

3Q 2012 54,36

4Q 2012 51,48

Fuente: Previsiones AEE – AleaSoft

* Promedio valores reales 2011

de 42

6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que

El Gráfico 52 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 52. Previsión de precios según el escenario medio. Abril 2012 - Marzo 2013

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/

MW

h


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.

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