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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 43

PERIODO: JULIO 2011 – JUNIO 2012

Fecha de publicación: 8 de Julio 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).

http://www.aleasoft.com/

INDICE

1. INTRODUCCIÓN …………………………………………………………………………3

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

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ………………………………………..15

4. INFLUENCIA DE LA EÓLICA EN LOS SERVICIOS DE REGULACIÓN………..22

5. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES………………………………...26

6. PREVISIONES DE VARIABLES……………………………………………………...27

7. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS……………………………………..32

1.

de 36

1. INTRODUCCIÓN

Generación eólica

La generación eólica ha sido de 2.863 GWh, que aún tratándose de un mínimo a lo

largo del año 2011, se trata de un máximo interanual para el mes de junio. La

cobertura de la demanda ha sido del 13,73%, siguiendo así una trayectoria

descendente.

El factor de capacidad para la energía eólica se ha situado en un 19,58%, que supone

un aumento del 5,17% respecto al mismo mes del año anterior.

Demanda de energía eléctrica

La demanda de transporte en barras de central durante el mes de junio de 2011 ha

alcanzando 20.853 GWh, siendo así un 2,13% superior a la registrada en el mes de

junio del año 2010.

En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, durante el mes de junio ha

aumentado la generación por parte del régimen ordinario, debido al aporte nuclear,

que ha recuperado sus niveles de participación, así como de los ciclos combinados. A

su vez, ha disminuido la generación hidráulica, eólica y por parte del carbón.

Precios y retribución eólica

El precio promedio del mercado diario en junio de 2011 ha sido de 50,00 €/MWh,

que es superior al precio promedio del mes de mayo de 2011 (un 2,25%), que se situó

en 48,9 €/Mwh. También es un 24,6% superior que el precio promedio del mes de

junio de 2010 (40,12 €/MWh).

La retribución correspondiente al Real Decreto 436/2004 ha resultado superior a la

retribución obtenida las dos opciones asociadas al RD 661/2007, y entre ellas, la

opción de tarifa regulada ha sido superior a retribución recibida por las instalaciones

asociadas a la opción de mercado del Real Decreto 661/2007.

De la quinceava subasta CESUR celebrada el pasado 28 de Junio de 2011, se

obtuvieron resultados superiores a los de la anterior subasta, siendo de 53,20 €/MWh

y 56,63 €/MWh para base y punta respectivamente.

Se prevé que para los meses de julio y agosto el precio promedio se sitúe en 54,02

€/MWh y 53,33 €/MWh respectivamente, según las variables expuestas en el presente

informe.

El precio promedio para los 7 primeros días del mes de julio se ha situado en 53,60

€/MWh.

de 36

2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de transporte en barras de central ha vuelto a incrementarse durante el

mes de junio de 2011 alcanzando 20.853 GWh, que es un 2,84% superior a la

demanda de transporte del mes de mayo. También ha sido un 2,13% superior a la

registrada en el mes de junio del año 2010 (0,14% inferior considerando los efectos de

temperatura y laboralidad).

En cuanto al primer semestre del año 2011, la demanda ha alcanzado 128.154 GWh,

un 0,7% menos que en el mismo periodo del año anterior, y corrigiendo los efectos de

laboralidad y temperatura el crecimiento ha sido de un 0,38%.

Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de energía eléctrica. 2004-2011

Durante el mes de junio de 2011 ha aumentado la generación por parte del régimen

ordinario, debido al aporte nuclear, que ha recuperado sus niveles de participación, así

como de los ciclos combinados. A su vez, ha disminuido la generación hidráulica y por

parte del carbón.

La generación por parte del régimen especial ha disminuido durante el mes de junio,

debido principalmente a la generación eólica y la hidráulica.

Gráfico 02. Evolución mensual de la variación de la demanda de energía con respecto

al mismo mes del año anterior. 2008-2011

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

GWh

2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

Fuente: REE

DEMANDA DE TRANSPORTE

0,70

%

3,37

%

4,50

%

5,83

%

3,22

%

3,51

%

3,25

%

1,70

%

1,00

% 3,00

%

3,29

% 2,90

%

1,33

%

1,92

%

0,08

%

-0,5

0%

0,21

%

-0,1

4%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

Tasa de variación con respecto al mismo mes del año anterior (%)

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEE

de 36

En el Gráfico 03 se representa la evolución mensual de la generación de energía

eléctrica a través de las distintas tecnologías desde enero 2008 hasta la actualidad.

Gráfico 03. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2008 – 2011

En la tabla 01 se muestra la generación mensual y el acumulado en el año 2011 por

cada tipo de tecnología, 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 (que en todos los meses ha tenido saldo exportador).

En el primer semestre de 2011 la nuclear ha sido la tecnología que ha registrado una

mayor generación, con más de 27 TWh, valor próximo al del ciclo combinado, con una

producción de casi 26 TWh en los seis primeros meses del año. La generación eólica

ha sido la tercera tecnología en generación, con más de 22 TWh (que es un 0,23%

superior a la obtenida para el primer semestre de 2010).

Tabla 01. Producción mensual por tipo de tecnología. 2011

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA

CICLO COMBINADO FUEL+GAS

CARBÓN HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

Enero 2011

(GWh)

Febrero 2011

(GWh)Marzo 2011

(GWh)

Abril 2011

(GWh)

Mayo 2011

(GWh)

Junio 2011

(GWh)

Acumulado

2011 (GWh)

HIDRÁULICA 4.901,19 2.693,86 3591,334 3.256,02 2.495,14 1.791,00 18.728,54

NUCLEAR 4.910,65 4.470,57 4.543,50 4.654,00 3.796,59 4.930,00 27.305,31

CARBÓN 1.983,34 2.540,41 3124,832 2.540,96 3.021,83 2.755,19 15.966,56

FUEL+GAS 199,67 110,43 0,00 1,39 133,20 191,68 636,36

CICLO COMBINADO 5.155,96 4.746,36 4.021,45 2.843,39 4.149,37 4.970,37 25.886,89

EÓLICA 4.053,00 4.004,00 4.725,79 3.385,52 3.108,65 2.863,35 22.140,30

RESTO RÉGIMEN

ESPECIAL (Según REE) 1.783,67 2.429,98 3.124,83 2.539,57 2.888,63 2.563,51 15.330,19

CONSUMOS EN

BOMBEO -440,85 -292,00 -365,42 -317,49 -192,52 -171,19 -1.779,48

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES -611,39 -369,00 -768,86 -1.085,63 -242,80 -402,95 -3.480,63

DEMANDA DE

TRANSPORTE (b.c.) 23.641,64 21.314,00 22.790,42 19.277,85 20.277,00 20.852,86 128.153,77

de 36

Tabla 02. Tasa de variación mensual respecto al mismo mes año anterior

Si comparamos la cobertura de la demanda por tecnologías en el mes de Junio con

respecto al mismo mes del año 2010, la nuclear, el régimen especial (incluida la

eólica) y especialmente el carbón, son las tecnologías que han aumentado su

generación, esta última tecnología de modo muy significativo. Por otro lado, los ciclos

combinados, el fuel gas y la hidráulica han disminuido su aportación, ésta última hasta

un 40% respecto al mismo mes del año anterior.

En los gráficos 04 y 05 representamos la cobertura de la demanda en el mes de junio

de 2011 y en junio de 2010. La participación del carbón ha aumentado

significativamente, llegando casi a duplicarse, mientras que la generación hidráulica y

la de los ciclos combinados se ha visto reducida en el mes de junio de 2011 respecto

al mismo mes del año anterior. La eólica y el resto de régimen especial han

aumentado igualmente su generación, aunque menos acusadamente.

HIDRÁULICA NUCLEAR CARBÓN FUEL+GAS CCGT EÓLICA RESTO RE

CONS

BOMBEO

INTERC.

INTERN

DDA TRANSP

(B.C.)

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%

sep-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%

ene-11 -1,83% 4,75% 8,58% 12,26% -5,32% -2,78% 5,29% -40,18% 100,64% 0,24%

feb-11 -30,51% -7,64% 71,64% -25,58% -2,65% -11,82% 8,89% -45,92% -27,10% -2,21%

mar-11 -34,26% -11,03% 239,50% -100,00% -4,30% 4,85% 9,80% -30,62% 37,27% 0,16%

abr-11 -24,01% -8,85% 270,20% -98,87% -36,42% 25,01% 10,55% 9,30% 48,90% -3,63%

may-11 -26,75% -17,66% 240,98% -30,25% -10,92% -13,67% 3,76% -27,35% -55,31% -1,14%

jun-11 -41,10% 1,43% 93,14% -0,90% -11,79% 11,72% 5,53% -27,68% -50,96% 2,13%

de 36

Gráfico 04. Cobertura de la demanda. Junio 2011

Gráfico 05. Cobertura de la demanda. Junio 2010

Nota: Saldo de intercambios internacionales es negativo porque es exportador.

En cuanto a la cobertura de la demanda en el periodo acumulado durante el primer

semestre del año, la nuclear ha sido la primera tecnología con un 21,31% de

porcentaje de cobertura de la demanda, seguida por el resto de régimen especial

(20,32%) y los ciclos combinados (20,20%). La eólica aparece como la cuarta

tecnología con un 17,28%, por delante de la hidráulica (14,61%).

Gráfico 06. Cobertura de la demanda. Primer semestre 2011

HIDRÁULICA8,59%

NUCLEAR23,64%

CARBÓN13,21%

FUEL+GAS0,92%

CICLO COMBINADO23,84%

EÓLICA13,73%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

21,64%

CONSUMOS EN BOMBEO

-0,82%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-1,93%


HIDRÁULICA14,89%

NUCLEAR23,80%

CARBÓN6,99%

FUEL+GAS0,95%


EÓLICA12,55%


20,94%

CONSUMOS EN BOMBEO

-1,16%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-4,02%


HIDRÁULICA14,61%

NUCLEAR21,31%

CARBÓN12,46%

FUEL+GAS0,50%


EÓLICA17,28%


20,32%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,39% SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES-2,72%


de 36

La potencia instalada a cierre del mes de marzo 2011, asciende a 100.032 MW, según

el boletín mensual peninsular de REE. La eólica es la segunda tecnología en cuanto a

potencia instalada, con un 20% del total.

Gráfico 07. Estructura de la potencia bruta instalada en el sistema peninsular a 28/03/2011 (100.032 MW)

Fuente: Datos REE

2.1 Producción eólica

En el mes de junio de 2011 la generación eólica ha sido de 2.863 GWh, que pese a

representar un mínimo a lo largo del año 2011, interanualmente se trata de un máximo

histórico para los valores del mes de junio. Esta generación ha supuesto una

reducción del 7,89% respecto al mes de mayo de 2011. Respecto al mes de junio del

año 2010 el aumento de la producción eólica ha sido del 11,72%.

En el primer semestre de 2011 la producción eólica ha sido de 22.140 GWh, un 0,23%

superior que la del mismo periodo del 2010.

Gráfico 08. Evolución mensual de la generación eólica. 2003 - 2011

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

2011

Fuente: REE y elaboraciónAEE

EÓLICA

de 36

En el Gráfico 09 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda

con energía eólica desde el año 2009 hasta el mes de junio de 2011, en el que la

cobertura de la demanda ha sido del 13,73%.

Gráfico 09. Evolución mensual cobertura de demanda con energía eólica. 2009-2011

El factor de capacidad para la energía eólica se ha situado en un 19,58%, que supone

un aumento del 5,17% respecto al mismo mes del año anterior.

Gráfico 10. Factor de capacidad para la eólica mensual promedio, mínimo y máximo -

1998-2011

2.2 Producción hidráulica

En el mes de junio de 2011, la hidráulica ha generado 1.791 GWh, que representa una

disminución del 28,22% respecto al mes de mayo de 2011, y a su vez una disminución

del 41,1% respecto a junio de 2010.

14,23%

15,05%

14,37%

15,44%

13,43%

10,67%

10,44%

9,63%

11,45%

14,49%

22,75%

20,81%

17,68%

20,83%

19,81%

13,54%

17,56%

12,55%11,83%

13,17%

10,96%

18,85%

19,31%

19,90%

17,14%

18,79%

20,74%

17,56%

15,33%

13,73%

Cobe

rtur

a de

la d

eman

da (%

)


0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

Fact

or d

e Ca

pacid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

Fuente: Elaboración AEE

de 36

Gráfico 11. Generación hidráulica mensual. 2003-2011

Pese a que la participación de la hidráulica durante el mes de junio ha sido

considerablemente baja (8,59%), las reservas hidráulicas siguen en sus valores más

altos.

Las reservas de régimen anual han disminuido hasta el 68% de la capacidad máxima,

que es un 8,7% inferior a la ocupación de las reservas en junio de 2010.

En cuanto a las reservas de los embalses de régimen hiperanual se encuentran en el

77% de ocupación de su capacidad máxima, que es un 0,62% mayor que la ocupación

existente en junio de 2010.

Gráfico 12. Evolución mensual reservas de los embalses, régimen anual. 2003-2011

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 2011

Fuente: REE

HIDRÁULICA

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

RESERVAS DE LOS EMBALSES RÉGIMEN ANUAL

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

de 36

Gráfico 13. Evolución mensual de las reservas de los embalses, régimen hiperanual.

2003-2011

2.3 Producción nuclear

En el mes de junio de 2011, las centrales nucleares han generado 4.930 GWh, que es

un máximo a lo largo del primer semestre de 2011, recuperando así la bajada de

generación experimentada en el mes de mayo.

La generación acumulada en el primer semestre de 2011 ha sido de 27.305 GWh,

siendo así la tecnología con mayor producción, pero es un 6,36% menor a la

generación acumulada durante el primer semestre de 2010.

Gráfico 14. Generación nuclear mensual. 2003 - 2011

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000M

Wh

RESERVAS DE LOS EMBALSES RÉGIMEN HIPERANUAL

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GWh

2003 2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

Fuente: REE

NUCLEAR

de 36

2.4 Producción de ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado han generado durante el mes de junio 4.970 GWh, lo

que supone un aumento del 19,79% respecto a la generación obtenida en el mes de

mayo de 2011, y una disminución del 11,79% respecto al mes de junio del año

anterior.

Con esta producción han cubierto el 23,84% de la demanda, que es un máximo a lo

largo del primer semestre de 2011, pero aún así es un 13,62% inferior al porcentaje de

cobertura de la demanda alcanzado en el mismo mes del año 2010.

Gráfico 15. Generación de ciclo combinado. 2003-2011

Debido al aumento de la generación de los ciclos combinados, el factor de capacidad

se ha visto incrementado hasta un 27,36%, que supone un aumento del 23,8%

respecto al mes de mayo de 2011. Pese al aumento del factor de capacidad, éste

sigue siendo un 13,27% inferior al alcanzado en junio de 2010.

Gráfico 16. Factor de capacidad de ciclo combinado. 2005 - 2011

-1.000

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

GWh

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Fuente: REE

CICLO COMBINADO

de 36

2.5 Producción de carbón

La generación por parte del carbón ha sido de 2.755 GWh en el mes de junio de 2011,

que es un 93,14% superior a la generación registrada en el mismo mes del año

pasado.

En el primer semestre de 2011 la producción ha sido de 15.967 GWh, que es un 121%

superior a la producción correspondiente al mismo periodo del año 2010. Se ha

cubierto así aproximadamente el 40% de los objetivos para el carbón nacional para el

año 2011.

Gráfico 17. Generación de carbón mensual. 2003 - 2011

Dentro de los tipos de carbón es el nacional (hulla + antracita y lignito negro) el que ha

experimentado un mayor incremento en su utilización. Para el primer semestre de

2011, la generación correspondiente a estos tipos de carbón (10.500 MWh

aproximadamente) ha sido un 321% superior a la del primer semestre del año 2010.

Gráfico 18. Generación tipos de carbón. 2006 - 2011

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GWh

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Fuente: REE

CARBÓN

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GW

h

Tipos de carbón

Hulla de importación

Lignito negro

Lignito pardo

Hulla + Antracita

de 36

2.6 Producción de fuel+gas

Las centrales de fuel+gas han generado 192 GWh en el mes de junio de 2011, con lo

que han cubierto el 0,92% de la demanda. Con esta generación se colocan así en los

niveles alcanzados en 2010 (la producción es un 0,9% inferior a la correspondiente a

junio de 2010).

La producción durante el primer semestre del año (636 GWh) ha sido

aproximadamente un 26% inferior a la del mismo periodo para el año 2010.

Gráfico 19. Generación de fuel/gas mensual. 2003-2011

2.7 Producción de resto de régimen especial

En el mes de junio, la generación procedente del resto de régimen especial ha sido de

4.512 GWh, que es un 5,52% superior a la correspondiente al mismo mes de 2010.

Para el periodo enero-junio, la producción ha sido de 26.038 GWh, con lo que el

aumento respecto al mismo periodo del año anterior es aproximadamente del 7,23%.

Gráfico 20. Generación del resto del régimen especial. 2003-2011

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GWh

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011

Fuente: REE

FUEL+GAS

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

2011

Fuente: REE

RESTO DE RÉGIMEN ESPECIAL

de 36

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio del mercado diario en junio de 2011 ha sido de 50,00 €/MWh, que

es superior al precio promedio del mes de abril de 2011 (un 2,25%), que se situó en

48,9 €/Mwh. También es un 24,6% superior que el precio promedio del mes de junio

de 2010 (40,12 €/MWh).

Gráfico 21. Evolución diaria del precio del MD. Junio 2011

El precio mínimo en el mes de junio se ha situado en 11,27 €/MWh durante una hora,

el jueves 2 de junio a las 05:00 horas, y el precio máximo ha sido de 59,50 €/MWh

durante una hora, el martes 28 de junio a las 13:00 horas.

Gráfico 22. Evolución horaria del precio del mercado diario. Mayo 2011

Puede observarse una tendencia al aplanamiento en las diferencias de precio en punta

y valle, que puede ser parcialmente originado a raíz del RD por el que se regulan las

restricciones por garantía de suministro, de modo que tenga lugar una laminación en la

0

10

20

30

40

50

60

70

€/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

€/M

Wh

Precio marginal en el sistema español


de 36

volatilidad de los precios al conocerse el coste variable de las centrales que participan

en el mercado. Podría ocurrir que las centrales térmicas de ciclo combinado

mantengan sus ofertas en horas valle debido a la condición de ingresos mínimos con

la que cuentan en la operación del mercado.

En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del precio promedio

aritmético del mercado diario desde el año 2005 hasta la actualidad.

Gráfico 23. Evolución mensual del precio del mercado diario. 2005-2011

En el Gráfico 24 se representa la evolución del porcentaje de veces que marca precio

marginal cada tecnología respecto al total de horas del periodo, desde enero del 2009

hasta la actualidad. Ha de tenerse en cuenta que estos porcentajes no suman 100

debido a que en una misma hora pueden marcar precio marginal más de una

tecnología.

Durante el mes de junio es la generación térmica convencional la que ha marcado el

precio en un mayor número de horas (41,39), seguida por la generación térmica de

ciclo combinado (38,47%), disminuyendo así la preponderancia de la generación

hidráulica (23,89%) mantenida a lo largo de 2011.

Gráfico 24. Tecnologías que marcan precio. 2009-2011

0

10

20

30

40

50

60

70

80

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Fuente: OMEL

€/MWh

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

ene-09 mar-09 may-09 jul-09 sep-09 nov-09 ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11

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 36

El precio promedio del sistema eléctrico portugués se ha situado ligeramente por

encima del precio del sistema eléctrico español, siendo de 50,64 €/MWh.

El precio mínimo se ha situado en 30,2 €/MWh, el jueves día 2 de junio durante dos

horas (06:00 – 08:00h), mientras que el precio máximo se ha situado también en 59,5

€/MWh, el mismo día y en las mismas horas que el sistema eléctrico español.

Gráfico 25. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico portugués. Junio

2011

En la Tabla 03 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). En la mayoría de las horas se ha producido un

acoplamiento de mercados, y en una pequeña fracción de ellas España ha resultado

exportadora hacia Portugal debido a un menor precio del mercado español frente al

portugués.

Tabla 03. Comparativa precio sistema portugués y español. Junio 2011

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 682 94,7%

PEspañol < PPortugués 35 4,9%

PEspañol > PPortugués 3 0,4%

TOTAL 720 100%


0

10

20

30

40

50

60

70

€/M

Wh

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués


de 36

3.2 Retribución eólica

En el mes de junio de 2011, el precio promedio aritmético del mercado se ha situado

en 50,00 €/MWh, mientras que el precio promedio ponderado por la energía eólica ha

sido de 48,73 €/MWh (un 2,54% inferior).

En el siguiente gráfico se representa la evolución horaria de la generación eólica frente

al precio horario del mercado diario en el mes de mayo.

Gráfico 26. Producción eólica y precio horario MD. Junio 2011

En el Gráfico 27 se representa para el mes de marzo de 2011:

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 mes (representado en el eje de ordenadas) que el precio del

mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios.

0

10

20

30

40

50

60

70

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

01

/03

/20

11

02

/03

/20

11

03

/03

/20

11

04

/03

/20

11

05

/03

/20

11

06

/03

/20

11

07

/03

/20

11

08

/03

/20

11

09

/03

/20

11

10

/03

/20

11

11

/03

/20

11

12

/03

/20

11

13

/03

/20

11

14

/03

/20

11

15

/03

/20

11

16

/03

/20

11

17

/03

/20

11

18

/03

/20

11

19

/03

/20

11

20

/03

/20

11

21

/03

/20

11

22

/03

/20

11

23

/03

/20

11

24

/03

/20

11

25

/03

/20

11

26

/03

/20

11

27

/03

/20

11

28

/03

/20

11

29

/03

/20

11

30

/03

/20

11

Producción eólica (MWh)

Precio horario MD (€/MWh)

Fuente: OMEL, REE y Elaboración AEE

€/MWhMWh

de 36

Gráfico 27. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007, tarifa regulada RD

661/2007 y distribución horaria del precio del mercado diario. Junio 2011

En cuanto a la distribución horaria de la retribución en cada uno de los tramos de la

opción de mercado del Real Decreto 661/2007, en el mes de junio de 2011, la

retribución se ha situado en la práctica totalidad de las horas (99,9%) en el límite

inferior o suelo, excepto una hora en la que se situó en el tramo de prima constante.

En ninguna de las horas del mes de Junio la retribución se ha situado en el techo o

límite superior.

Tabla 04. Distribución por tramos. 2010 - 2011

Mes Suelo Prima Constante

Techo Sin Prima

Enero 2010 86,2% 9,1% 3,9% 0,8%

Febrero 2010 90,6% 6,4% 2,7% 0,3%

Marzo 2010 96,4% 2,7% 0,9% 0,0%

Abril 2010 98,2% 1,8% 0,0% 0,0%

Mayo 2010 85,1% 14,9% 0,0% 0,0%

Junio 2010 74,4% 25,6% 0,0% 0,0%

Julio 2010 56,5% 43,1% 0,4% 0,0%

Agosto 2010 47,4% 52,6% 0,0% 0,0%

0

50

100

150

200

250

300

0

20

40

60

80

100

120

140

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

Re

trib

uc

ión

(€

/MW

h)

Precio de mercado (€/MWh)

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)

RD 436/2004 Retribución (pool + prima)

Precio Promedio Junio 2011

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Junio 2011

Fuente: AEE

Valores año 2011

Tarifa regulada RD 661/2007:

79,084 €/MWh

56,83€/MWh

71,59€/MWh38,68

€/MWh

Techo RD 661/07:91,737 €/MWh

Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07: 20,142 €/MWh

50,00 €/MWh

44,417 €/MWh

frecuencia

de 36

Septiembre 2010 34,9% 64,2% 1,0% 0,0%

Octubre 2010 42,3% 57,7% 0,0% 0,0%

Noviembre 2010 60,0% 32,8% 7,2% 0,0%

Diciembre 2010 39,4% 42,9% 17,2% 0,5%

Enero 2011 93,8% 4,8% 1,3% 0,0%

Febrero 2011 93,6% 6,4% 0,0% 0,0%

Marzo 2011 98,3% 1,7% 0,0% 0,0%

Abril 2011 100% 0,0% 0,0% 0,0%

Mayo 2011 99,9% 0,1% 0,0% 0,0%

Junio 2011 99,9% 0,1% 0,0% 0,0%

Considerando el precio promedio ponderado para la eólica, para el primer semestre

de 2011 la retribución correspondiente al Real Decreto 436/2004 ha sido superior a la

retribución obtenida las dos opciones asociadas al RD 661/2007, y entre ellas, la

opción de tarifa regulada ha sido superior a retribución recibida por las instalaciones

asociadas a la opción de mercado del Real Decreto 661/2007.

Gráfico 28. Comparativa retribución - DT 1ª y el RD 661/2007 y tarifa regulada RD

661/2007. Primer semestre 2011

3.3 SUBASTAS CESUR

La quinceava subasta CESUR se celebró el pasado 28 de Junio de 2011, regulada en

la orden ITC/1601/2010, de 11 de Junio, para negociar los productos de carga base y

carga punta para el tercer trimestre del año 2011. Los resultados fueron superiores

que los de la anterior subasta, siendo de 53,20 €/MWh y 56,63 €/MWh,

respectivamente.

44,63 44,63

79,0838,29 82,9232,41

77,04

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

€/M

Wh

Enero - Junio 2011

Fuente: AEE

de 36

Así pues, la subasta se cerró con una subida del 2,7%, que se traducirá en una subida

de la TUR del 1,5%.

Los resultados de la subasta correspondiente al primer trimestre de 2011 dieron lugar

a una subida del la TUR del 9,8%. Los resultados de la subasta del segundo trimestre

supusieron una bajada del 10%, que se compensó con una subida de la tarifa de

acceso, dando lugar así a un efecto de congelación de la TUR.

Tabla 05. Resultados subastas CESUR

Periodo de entrega Producto Precio de cierre

(€/MWh)

Potencia

subastada (MWh)

13ª Subasta 1er trimestre 2011

Carga Base 49,07 €/MWh 4.000 MW

Carga Punta 53,99 €/MWh 360 MW

14ª Subasta 2º trimestre 2011



15ª Subasta 3er trimestre 2011



En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del precio promedio del

mercado diario y del producto base subastado en las CESUR, desde Julio de 2007

hasta la actualidad.

A partir del segundo semestre del año 2009, que entró en vigor la tarifa de último

recurso (TUR), los precios resultantes del producto base de las subastas CESUR

han sido superiores que el precio promedio del mercado diario.

Gráfico 29. Evolución precio CESUR y Mercado Diario.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Meses

Precio producto base (CESUR)

Precio medio Mercado Diario

Fuente: OMEL, CESUR y elaboración AEE

de 36

4. LA INCIDENCIA DE LA EÓLICA EN LOS SERVICIOS DE REGULACIÓN

Al comparar la evolución de la generación eólica a lo largo de los últimos años con el

coste de los servicios de regulación, vemos que mientras la producción se ha

incrementado en un 37,5%, los costes de regulación secundaria y terciaria han

disminuido un 28% y 27% respectivamente.

Gráfico 30. Coste total de los SSAA y generación eólica. 2008-2010.

En cambio, sí que han aumentado los costes de gestión de los desvíos en un 33%,

pero en menor medida que la generación eólica.

Si bien es cierto que la diferencia entre la suma de los programas de producción eólica

resultantes del programa base de funcionamiento y las diferentes sesiones del

mercado intradiario y la producción eólica horaria prevista por el Operador del Sistema

es uno de los aspectos considerados en el mecanismo de gestión de desvíos, no es el

único factor a tener en cuenta.

Un segundo factor significativo es la diferencia existente entre la demanda horaria

prevista por el Operador del Sistema y la demanda horaria resultante del programa

base de funcionamiento.

Como puede observarse en el Gráfico 30, el desvío de la demanda es creciente a lo

largo de los últimos años, especialmente durante el año 2010, mientras que el desvío

eólico ha disminuido a pesar de haber aumentado la generación eólica.

de 36

Gráfico 31. Desvío de la demanda vs desvío eólico. 2008-2010

Así, el aumento de los costes de gestión de desvíos se debe principalmente a que el

desvío de la demanda ha aumentado significativamente, llegando hasta valores de

desvío del 3,7% en 2011.

Gráfico 32. Evolución de los desvíos eólicos y de la demanda. 2008-2010

Al contrario, el desvío de la eólica ha disminuido a lo largo de los años, ya que tal

como vimos en el informe anterior, en términos relativos una mayor producción eólica

supone una disminución del desvío eólico.

2.935

3.9372.959

1.096

1.041

1.564

2.269

5.104

7.269

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

2008 2009 2010

GW

h

Desvio Demanda neto

Desvios eolicos a favor del sistema

Desvios eolicos en contra del sistema

4.0314.978 4.523

13,3%

12,4%

11,0%10,7%

0,8%

1,9%2,6%

3,7%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

2008 2009 2010 2011

Evolución de los desvios de la eolica y de la demanda

% Desvio eolico

% Desvio demanda

De

svio

(%

)

de 36

En el gráfico 32 puede observarse que los máximos para el coste de gestión de los

desvíos se corresponden mayoritariamente con desvíos de la demanda superiores a

1.000 GWh mensuales.

Gráfico 33. Desvíos mensuales de la demanda y eólica vs costes de los desvíos.

2008-2010

Aún así, comparando los costes de la gestión de los desvíos con el resto de costes

asociados a los Servicios de Ajuste del sistema, vemos que no tienen un peso

significativo en el conjunto total.

El coste de gestión de los desvíos representa tan sólo el 11% del coste total de los

servicios complementarios, y su incremento depende en mayor medida de la demanda

que de la generación eólica.

Son las restricciones técnicas las que más han aumentado su peso en los últimos

años, en detrimento principalmente del peso de los costes de la regulación secundaria

y terciaria, que ha seguido una trayectoria descendente.

0

5

10

15

20

25

30

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

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

en

e-1

1

feb

-11

mar

-11

abr-

11

Mil

lon

es €

De

svio

s (G

Wh

)

Desvios demanda y eolica vs coste del desvío mensual

Desvio Programa eolica Desvío Programa demanda Coste Gestión de los desvíos

de 36

Gráfico 34. Reparto de los costes de los Servicios de Ajuste. 2008-2010

de 36

5. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES

En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de junio con la previsión del

Informe AEE Nº42 en el escenario medio:

Tabla 06. Comparativa previsión AEE - Aleasoft escenario medio y valor real

PRECIO

REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE

– Aleasoft 42

ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia

(€/MWh)

Junio 2011 50,00 50,08 -0,08

Fuente: AEE - Aleasoft

El precio medio aritmético para el mes de abril ha sido de 50,00 €/MWh, 0,08 €/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 0,24 % inferior a la prevista.

• MAYOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 8,91%

superior a la prevista.

• MAYOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 9,11%

superior a la prevista.

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un

15,01 % inferior a la prevista.

Debido al balance de los factores anteriores, el precio final ha sido ligeramente más

bajo que el previsto.

de 36

6. 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:

6.1 Demanda mensual de REE

Para los siguientes 12 meses (julio 2011 – junio 2012) se prevé que la demanda

eléctrica sea un 1,72% superior a la de los últimos 12 meses. Para este mes de julio la

previsión es que la demanda sea un 1,44% inferior a la del mismo mes de 2010 donde

la temperatura fue más alta que la media histórica.

Gráfico 35. Previsión de demanda. Julio 2011 - Junio 2012

Gráfico 36. Demanda: previsión escenario medio y real

BAJO MEDIO ALTO

Demanda MÍNIMA MEDIO MÁXIMA

Generación

eólicaMÁXIMA MEDIO MÍNIMA

Producción

hidráulicaLLUVIOSO MEDIO SECO

Precio

combustiblesMÍNIMO 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

26.000.000

MW

h

PREVISIÓN DEMANDA

DEM_MED

DEM_MIN

DEM_MAX

Valor real mismo mes año anterior

Fuente

: P

revis

iones

AE

E -

Ale

aso

ft

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

GW

h

PREVISIÓN DEMANDA

2007 2008

2009 2010

2011 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

Fuente

: P

revis

ion

es

AE

E -

Ale

aso

ft

de 36

6.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 1,93% superior a

la de los últimos 12 meses. En el Gráfico 38 se muestra la evolución de la generación

eólica real desde el año 2007 hasta la actualidad, frente a la previsión en el escenario

medio para el periodo analizado.

Gráfico 37. Previsión de generación eólica. Julio 2011 - Junio 2012

Gráfico 38. Generación eólica: previsión escenario medio y real

6.3 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 julio de 2011, la producción hidráulica sea un 33%

inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (julio 2011 –

junio 2012), la producción hidráulica total prevista es un 21,49% inferior a la de los

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MW

h

PREVISIÓN PRODUCCIÓN EÓLICA

EÓLICA_MED

EÓLICA_MAX

EÓLICA_MIN


Fuente

: P

revis

iones

AE

E -

Ale

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GW

h

PREVISIÓN EÓLICA

2007 2008

2009 2010



Fuente

: R

EE

y p

revis

iones A

EE

-A

leaso

ft

de 36

últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta debido al

invierno lluvioso 2009-2010.

Gráfico 39. Previsión de generación hidráulica. Julio 2011 - Junio 2012

Gráfico 40. Generación hidráulica: previsión escenario medio y real

6.4 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 104 y 120 $/bbl durante el mes de junio

del 2011. Se prevé que persista una ligera tendencia a la baja, con un valor medio de

113,5 $/bbl para el mes de julio.

El precio del gas natural aumentó un 4,41 % en el mes de junio. Se espera que en el

horizonte analizado, los precios se mantengan alrededor de los 8 $/MMBTU.

El precio del carbón en el mes de junio bajó un 1,6% respecto al mes anterior y se

prevé que se mantenga entre 122 y 126 $/t.

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MW

h

PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICA

HIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

HIDR_SECO


Fu

en

te: P

revis

iones

AE

E -

Ale

aso

ft

1.000

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4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

PREVISIÓN HIDRÁULICA

2007 2008

2009 2010



Fuente

: R

EE

y p

revis

iones A

EE

-A

leaso

ft

de 36

Gráfico 41. Previsión precio Brent. Julio 2011 - Junio 2012

Gráfico 42. Previsión precio carbón. Julio 2011 - Junio 2012

Gráfico 43. Previsión precio gas natural. Julio 2011 - Junio 2012

6.5 Precios de los derechos de emisión

El precio medio de derechos de emisión de CO2 experimentó una caída de un 9,29 %

en el mes de junio, tras la importante subida que había experimentado debido al

adelanto del apagón nuclear en Alemania para el año 2022. Para el periodo analizado,

se prevé que el precio aumente hasta los 19 €/t CO2, en el escenario medio. Para los

escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 13 y 21 €/t CO2.

0

20

40

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140$

/bb

lBR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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$/t

on

HI_MED

HI_MIN

HI_MAX

Precio del carbón


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14

$/M

MB

TU

GN_MED

GN_MIN

GN_MAX

Precio gas natural


de 36

6.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de mayo se situó en 1,44. Dentro del

horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,44.

de 36

7. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

7.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 4 de julio de 2011, a partir de las variables

antes expuestas, se prevé que en el mes de julio la media aritmética de los precios del

Mercado Diario se sitúe en 54,02 €/MWh, y 53,33 €/MWh en el mes de agosto. Las

previsiones de precio suben respecto a las del último informe debido a la tendencia

alcista de los precios del mercado en las últimas semanas del mes de mayo recién

concluido.

El promedio del precio para los primeros 7 días del mes de julio se ha situado en 53,60

€/MWh.

Gráfico 44. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico español.

Julio 2011

En el Gráfico 45 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 07).

Gráfico 45. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios

0

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€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES


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€/M

Wh

PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN

PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real

Fuente

: O

ME

L y

pre

vis

iones A

EE

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El Gráfico 46 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las

previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.

Gráfico 46. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE

En la Tabla 07 se representan los valores de los precios estimados, para los tres

escenarios propuestos y en la Tabla 08, la media trimestral para el escenario medio.

Tabla 07. Previsión mensual de los precios según los 3 escenarios

PRECIO

ESTIMADO

MÍN

(€/MWh)

MEDIO

(€/MWh)

MAX

(€/MWh)

Julio 2011 48,66 54,02 58,25

Agosto 2011 44,51 53,33 63,62

Septiembre 2011 44,88 54,47 64,88

Octubre 2011 42,16 52,69 63,60

Noviembre 2011 35,39 48,09 62,06

Diciembre 2011 33,87 49,46 67,19

Enero 2012 29,23 47,43 67,86

Febrero 2012 29,96 49,12 71,89

Marzo 2012 25,40 43,97 67,01

Abril 2012 29,09 47,76 70,07

Mayo 2012 33,88 50,75 69,71

Junio 2012 35,25 50,84 67,50

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

15

25

35

45

55

65

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

€/M

Wh

2007 2008

2009 2010

2011 PREVISIÓN AEE43 (año 2011)

PREVISIÓN AEE43 (año 2012)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

de 36

Tabla 08. Precios promedio para el primer y segundo trimestre de 2011 y previsión

trimestral de los precios según el escenario medio

PRECIO ESTIMADO

MEDIO (€/MWh)

1Q 2011* 45,31

2Q 2011* 48,12

3Q 2011 53,94

4Q 2011 50,08

1Q 2012 46,84

2Q 2012 49,78

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

* Promedio valores reales 2011

de 36

7.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y bloque

El Gráfico 47 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 47. Previsión de precios según el escenario medio. Julio 2011 - Junio 2012

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€/M

Wh


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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