informe mensual previsiÓn de los precios …...en el último mes del año 2012 el consumo...

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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 59

PERIODO: 2013

Fecha de publicación: 16 de Enero de 2013

Con la colaboración de

El presente informe contiene previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el horizonte de un año, realizadas por Intermoney Energía (www.grupocimd.com) a partir de las hipótesis y variables de entrada que se mencionan en el informe y en base a sus propios modelos predictivos.

CONTENIDO

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

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

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA ............ 16

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR ..................................................................... 27

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO ............................................................ 28

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO 2013 ....................................................................... 30

ANEXO 1. METODOLOGÍA .................................................................................... 33

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS ........................................................................ 34

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1. RESUMEN EJECUTIVO

En GWh Dic 2012 Dic 2011 Variació

n (%)

2012 2011 Variació

n (%)

Precio MD (€/MWh) 41,73 50,07 -16,7% 47,23 49,93 -5,4%

HIDRÁULICA 2.400 2.044 17,4% 19.448 27.571 -29,5%

NUCLEAR 4.526 5.073 -10,8% 61.433 57.732 6,4%

CARBÓN 3.835 4.066 -5,7% 54.706 43.487 25,8%

FUEL+GAS 0 0 - 0 0

CICLO COMBINADO 2.851 3.440 -17,1% 38.559 50.733 -24,0%

TOTAL RO 13.612 14.623 -6,9% 174.146 179.523 -3,0%

CONSUMOS EN GENERACIÓN -552 -619 -10,8% -7.864 -7.248 8,5%

EÓLICA 5.487 4.589 19,6% 48.156 42.116 14,3%

% sobre la generación total 23,3% 19,6% 17,4% 15,5%

Factor de capacidad (%) 32,9% 29,8% 25,34% 23,45%

RE Hidráulica 588 449 31,0% 4.544 5.296 -14,2%

RE Solar PV 411 406 1,2% 7.949 7.102 11,9%

RE Solar térmica 138 86 60,5% 3.441 1.862 84,8%

Térmica renovable 473 388 21,9% 4.827 4.286 12,6%

Térmica no renovable 2.888 2.818 2,5% 33.512 31.741 5,6%

TOTAL RE 9.985 8.736 14,3% 102.429 92.403 10,9%

CONSUMOS EN BOMBEO -555 -402 38,1% -5.032 -3.216 56,5%

ENLACE PENÍNSULA-BALEARES -91 -569 0

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -1.086 -467 132,5% -11.205 -6.092 83,9%

DEMANDA DE TTE (b.c.) 21.313 21.871 -2,6% 251.905 255.370 -1,4%

Retribución eólica promedio Diciembre 2012

Retribución eólica Promedio 2012

Mercado DT 1ª RD661/2007 77,22 €/MWh 82,19 €/MWh

Mercado RD 661/2007 79,65 €/MWh 79,57 €/MWh

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

Para enero, estimamos que el precio medio del mercado diario podría situarse en torno a 52 €/MWh. Bajo condiciones climatológicas extremas, los modelos estiman cotas inferiores y superiores para los precios de diciembre de 45 y 56 €/MWh, respectivamente.

En base a los resultados anteriores y a las hipótesis mencionadas a principio de la sección, nuestros modelos prevén un precio promedio del año 2013 de 53,8 €/MWh, en el escenario central. Dicho nivel representaría un incremento respecto a la media registrada en 2012 (47,3 €/MWh) del 14%.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

En el último mes del año 2012 el consumo eléctrico peninsular ha vuelto a descender con respecto al mismo mes del año anterior, en términos brutos se ha situado en 21.313 GWh, un 2,6% inferior que el consumo del mes de diciembre de 2011, en términos netos, es decir, descontando los efectos de laboralidad y temperatura la caída ha sido un 2,5%, según los datos provisionales de Red Eléctrica.

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

Gráfico 02. Variación mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2011-2012

En el mes de diciembre la primera tecnología en cuanto ha generación ha vuelto a ser la eólica, con casi 5,5 TWh producidos, lo que ha supuesto un 19,6% más que la producción del mimo mes del año 2011.

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 2011 2012

Fuente: REE y elaboración AEE

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

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

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEEFuente: REE y elaboración AEE

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Las centrales nucleares han generado 4.526 GWh, un 10,8% menos que en el mismo mes del año anterior. Las centrales de carbón en tercera posición han generado 3.835 GWh, un 5,7% menos que en el mismo mes del 2011 y los ciclos combinados también han visto mermada su aportación, con 2.851 GWh, siendo un 17,1% inferior a la del mes de diciembre de 2011. De las tecnologías del régimen ordinario, la hidráulica es la única que en este mes de diciembre ha generado más que en el mismo periodo del 2011, con 2.400 GWh ha producido un 17,4% más.

En cuanto al resto del régimen especial, todas las tecnologías han visto incrementada su producción en el mes de diciembre 2012 con respecto al mismo mes de 2011.

Gráfico 03. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2011-2012

Gráfico 04. Estructura de generación. Diciembre 2012

Gráfico 05. Estructura de generación. Diciembre 2011

Fuente: REE y elaboración AEE Fuente: REE y elaboración AEE

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE Hidráulica

Eólica

CCGT

Fuel+Gas

Carbón importado

Carbón nacional

Hidráulica

Nuclear

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

Hidráulica10,17%

Nuclear19,18%

Carbón16,25%

Fuel+Gas0,00%

Ciclo Combinado12,08%

Eólica23,25%

RE Hidráulica2,49%

RE Solar PV1,74%

RE Solar térmica0,58%

Térmica renovable2,00%

Térmica no renovable12,24%

Hidráulica8,75%

Nuclear21,72%

Carbón17,41%

Fuel+Gas0,00%


Eólica19,65%

RE Hidráulica1,92%

RE Solar PV1,74%




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Durante el año 2012, el consumo eléctrico peninsular ha alcanzado los 251.900 GWh, un 1,4% menos que en el año 2011. Descontando los efectos de laboralidad y temperatura la demanda ha caído un 1,8% con respecto al 2011.

Gráfico 06. Evolución anual de la generación por te cnologías. 1998-2012

En el desglose anual por tecnologías, la nuclear es la primera en cuanto a generación con 61.433 GWh, un 6,4% más que en el año 2011. Las centrales térmicas de carbón han generado 54.705 GWh, un 25,8% superior y en tercera posición se sitúan las instalaciones eólicas con 48.156 GWh, siendo esta generación un 143% superior a la del año 2011. En cuarta posición están los ciclos combinados que han reducido su aportación a la generación total un 24% con respecto al 2011, alcanzando los 38.558 GWh.

El conjunto de las tecnologías del régimen ordinario han reducido su contribución un 3%, con respecto al 2011, en cambio las centrales de régimen especial han aumentado su contribución un 10,9%.

Gráfico 07. Estructura de generación. 2012 Gráfico 08. Estructura de generación. 2011



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 2011 2012

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

CARBÓN

HIDRÁULICA

NUCLEAR

GWh

Fuente: REE

Hidráulica7,03%

Nuclear22,21%

Carbón19,78%

Fuel+Gas0,00%


Eólica17,41%

RE Hidráulica1,64%

RE Solar PV2,87%




Hidráulica10,14%

Nuclear21,23%

Carbón15,99%

Fuel+Gas0,00%


Eólica15,49%

RE Hidráulica1,95%

RE Solar PV2,61%




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En el mes de diciembre todas las tecnologías de origen renovable han aumentado su producción con respecto al mes de diciembre de 2011, el conjunto de estas tecnologías han representado un 40,% frente al valor registrado en diciembre 2011 que fue un 34,1%.

En cambio, durante el año 2012 las tecnologías renovables han representado un 31,95% del total de la generación, valor ligeramente inferior al del año 2011 que fue un 32,5%, dado que la caída de la generación de origen hidráulico en el año 2012 no ha sido compensada por el incremento de la producción eólica y el resto de tecnologías renovables.

Por otro lado, en el año 2010 las tecnologías de origen renovable representaron un 35,2% de la generación total, debido a la alta producción de origen hidráulico y eólico.

Gráfico 09. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2011-2012


2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

Por segundo mes consecutivo, la eólica es la primera tecnología en cuanto a generación, ha producido 5.487 GWh en el mes de diciembre siendo el máximo intermensual, un 19,6% superior que la del mismo mes del año 2011 que fue 4.589 GWh y un 19,44% más que la del mes de noviembre de 2012 (4.594 GWh).

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12

Energías no renovables 59,6% 64,0% 60,0% 60,7% 65,6% 70,4% 72,0% 74,5% 77,7% 73,3% 68,3% 65,9% 73,4% 69,7% 71,0% 60,8% 63,7% 66,9% 71,1% 72,3% 69,8% 72,4% 64,8% 59,8%

Energías renovables 40,4% 36,0% 40,0% 39,3% 34,4% 29,6% 28,0% 25,5% 22,3% 26,7% 31,7% 34,1% 26,6% 30,3% 29,0% 39,2% 36,3% 33,1% 28,9% 27,7% 30,2% 27,6% 35,2% 40,2%

Título del gráfico

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Gráfico 10. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2006 – 2012

El factor de capacidad de la eólica, teniendo en cuenta los datos de potencia eólica instalada mensual de Red Eléctrica, se ha situado cerca del 33% en el mes de diciembre 2012, valor superior a la media para dicho mes que se sitúa en torno al 29%. El factor de capacidad promedio anual durante el año 2012 ha superado el 25%, en torno a las 2.200 horas de funcionamiento, en el año 2011 el factor de capacidad se situó en el 23% (2.015 horas) y en el año 2010 fue un 26% (2.275 horas).

Gráfico 11. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y los valores promedio de 2012

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Fact

or

de

Cap

acid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2012

Fuente: Elaboración AEE

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En el año 2012 la eólica ha generado 48.156 GWh, un 14,3% más que en el año anterior. Esa producción ha supuesto un 17,41% de la generación total en dicho año, frente al 15,55% del año 2011.

Gráfico 12. Producción eólica anual, cobertura de l a demanda y tasa de variación. 2004-2012

2.1.2 Evolución de la eólica desde el PBF hasta la producción eólica real

En el siguiente gráfico se representa la evolución de la generación eólica diaria desde el programa básico de funcionamiento (PBF) hasta el tiempo real, donde:

• PBF: Programa Básico de Funcionamiento (mercado diario + contratos bilaterales);

• RTPBF: restricciones técnicas del PBF; • PVP: programa viable provisional (PBF+RTPBF); • Intradiario: es la energía gestionada por la eólica en los mercados intradiarios; • PHF: Programa horario final (PVP+Intradiarios); • RT Tiempo real son las restricciones técnicas en tiempo real; • PHL: Programa Horario Liquidable

En cuanto al desvío, que se define como la diferencia entre la MEDIDA (producción real) y el Programa Horario Liquidable (PHL) y además existen dos tipos de desvíos:

• Se define como desvío positivo o a subir, cuando la producción real es mayor que la programada (MEDIDA > PROGRAMA).

• Se define como desvío negativo o a bajar, cuando la producción real es menor que la programada (MEDIDA < PROGRAMA).

El desvío positivo promedio en el mes de diciembre, es decir, cuando la producción eólica real ha resultado superior a la programada, se ha situado en +5,4%; y el desvío negativo (teniendo en cuenta las horas en las que la producción eólica real ha sido inferior que la programada), se ha situado en -7,5%.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

EÓLICA 15.744 20.520 22.684 27.169 31.136 37.889 43.355 42.116 48.156

Cobertura de la demanda (%) 6,2% 7,8% 8,4% 9,7% 10,9% 13,9% 15,5% 15,5% 17,4%

TASA DE VARIACIÓN ANUAL (%) 34,34% 30,33% 10,55% 19,77% 14,60% 21,69% 14,43% -2,86% 14,34%

-5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

GW

h

Fuente: REE

de 35

Tabla 01. Promedio desvío producción eólica. 2012

Fecha promedio mensual

desvío positivo

Promedio mensual desvío

negativo

ene-12 14,5% -10,9%

feb-12 11,3% -10,1%

mar-12 11,9% -10,5%

abr-12 10,8% -10,1%

may-12 11,8% -11,0%

jun-12 13,6% -10,0%

jul-12 17,0% -10,6%

ago-12 13,7% -10,1%

sep-12 11,8% -13,5%

oct-12 8,9% -15,0%

nov-12 11,2% -9,2%

dic-12 5,4% -7,5%

PROMEDIO PERIODO

12,1% -10,9%

Fuente: Datos ESIOS-REE y elaboración AEE

Las restricciones técnicas en tiempo real (RT Tiempo real) en el mes de diciembre se han situado en 16.212 MWh, un 0,3% de la producción eólica medida.

En el año 2012, tan sólo se ha tenido que reducir un 0,25% la generación eólica y en su mayor parte debido a las necesidades de balance del sistema.

Gráfico 13. Evolución diaria de la transición desde el PBF hasta la producción eólica real. Diciembre 2012

Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

Suma de PBF

Suma de PVP

Suma de PHF

Suma de PHL

Suma de Medida

Suma de RT PBF

Suma de Intradiario

Suma de RT Tiempo real

Suma de Desvío (Medida-PHL)

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2.2 Producción hidráulica

La producción de las centrales hidráulicas ha sido 2.400 GWh en diciembre, que es un 17,4% superior que la de diciembre de 2011, que fue 4,8% inferior que la del mismo mes del año anterior, que fue 2.044 GWh.

En cuanto a la generación acumulada en el año completo, las centrales hidráulicas han generado 19.448 GWh, lo que ha supuesto un 7% de la generación total, y es un 29,5% menos que la del 2011.

Gráfico 14. Generación hidráulica mensual. 2005-201 2

En cuanto a las reservas hidráulicas, en régimen anual mantienen la tendencia creciente del último trimestre, alcanzando el 41,54% de la capacidad máxima en el mes de diciembre, aunque sigue siendo inferior a los valores del 2011.

Gráfico 15. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2005-2012

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

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

2005 2006 2007

2008 2009 2010

Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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Por otro lado, las reservas de los embalses en régimen hiperanual mantienen una ligera tendencia descendente, situándose en torno al 34% de su capacidad máxima en el mes de diciembre, frente al 62% del mismo mes del 2011.

Gráfico 16. Evolución mensual reservas embalses rég imen hiperanual. 2005-2012

2.3 Producción nuclear

Las centrales nucleares han producido 4.526 GWh, un 10,8% menos que la del mismo mes de 2011. En términos anuales han generado 61.433 GWh, un 6,4% más que en el año 2011.

Gráfico 17. Generación nuclear mensual. 2005 - 2012

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

MW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEEFuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012

Fuente: REE

de 35

2.4 Producción de ciclo combinado

Los ciclos combinados han generado 2.851 GWh en el mes de diciembre, un 17,1% inferior que la generación de diciembre 2011.

En el año 2012 han generado 38.558 GWh, un 24% menos que en el año 2011. Las centrales de ciclo combinado han generado un 14% de la producción total del año 2012, situándose en cuarta posición en cuanto a generación por detrás de la nuclear, el carbón y la eólica, frente al 18,7% del año 2011.

Gráfico 18. Generación mensual de ciclo combinado. 2003-2012

En cuanto a la potencia de los ciclos combinados instalada a cierre del 2012 en el sistema peninsular alcanza los 25.291 MW, lo que ha supuesto un crecimiento del 0,1% con respecto a la potencia del año anterior. En el gráfico siguiente se representa la evolución de la potencia instalada, la generación mensual y el factor de capacidad. Éste último se sitúa en el mes de diciembre en torno al 15% y en media anual en torno al 17%.

Gráfico 19. Evolución mensual de la generación, pot encia y factor de capacidad de los ciclos combinados. 2003-2012

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

2011

2012

Fuente: REE

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

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90%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

GW

h y

MW

Generación CCGT (GWh)

Potencia CCGT (MW)

CICLO COMBINADO FC

Fuente: REE

FC

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2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón en diciembre han producido un 5,7% menos que en el mismo mes del 2011. Los 3.835 GWh han supuesto el 16,25% de la generación total, frente al 17,41% del mismo mes del 2011.

En el periodo acumulado durante el año 2012, las centrales de carbón han producido 54.705 GWh, un 25,8% más que en el año 2011. En dicho periodo el carbón se sitúa como segunda tecnología de generación, con prácticamente un 20% de la generación total, frente al 16% del año 2011.

Para el año 2013, aún no se han actualizado los cupos para el consumo del carbón autóctono regulado por el Real Decreto 134/2010.

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

2.6 Producción de fuel+gas

La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula, con 1.492 MW instalados.

Gráfico 21. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

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GW

h

2003

2004

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2008

2009

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2011

2012

Fuente: REE

0

200

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600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

de 35

2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)

Las tecnologías del régimen especial, excepto la eólica, han producido 4.498 GWh en diciembre, un 8,5% superior que la del mismo mes de 2011. En términos acumulados durante 2012 han generado 54.273 GWh, un 8% más que en el año 2011 (50.287 GWh).

Gráfico 22. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2012

Según los datos provisionales publicados por REE, todas las tecnologías del régimen especial han incrementado su contribución a la demanda en el mes de diciembre. En cambio, en el periodo acumulado durante el año 2012, las centrales hidráulicas del régimen especial han disminuido su aportación en un 14,2%, con 4.542 GWh.

En 2012, las tecnologías solares han producido 2,5 TWh más que en el año 2011. Las centrales fotovoltaicas han generado 7.949 GWh en 2012, frente a los 7.102 GWh del año 2011 y las termosolares han producido en el año 2012 un total de 3.441 GWh, frente a los 1.862 GWh del 2011.

Gráfico 23. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

en

e-1

0

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-10

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-10

abr-

10

may

-10

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-10

jul-

10

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-10

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-10

oct

-10

no

v-1

0

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-10

en

e-1

1

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-11

mar

-11

abr-

11

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-11

jun

-11

jul-

11

ago

-11

sep

-11

oct

-11

no

v-1

1

dic

-11

en

e-1

2

feb

-12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun

-12

jul-

12

ago

-12

sep

-12

oct

-12

no

v-1

2

dic

-12

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE Hidráulica

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

de 35

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

El precio medio aritmético del mercado diario en el mes de diciembre 2012 ha vuelto a descender con respecto a meses anteriores, situándose en 41,73 €/MWh, siendo un 0,8% inferior que el precio medio del mes de noviembre 2012, que fue 42,07 €/MWh y un 16,6% inferior que el precio medio de diciembre 2011, que se situó en 50,07 €/MWh.

Aumenta la diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de diciembre con respecto al mes anterior, situándose en 84,2 €/MWh, oscilando entre un precio mínimo de 0 €/MWh durante 4 horas del domingo día 16 (5.00h, 6.00h, 7.00h y 9.00h) y 5 horas del lunes 24 de diciembre (entre las 3.00h y las 6.00h); y un precio máximo de 84,20 €/MWh el domingo día 30 a las 22.00h.

Gráfico 24. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Diciembre 2012

Tabla 02. Precio mensual mínimo, promedio y máximo del mercado diario. 2012

En €/MWh Precio

mínimo

Precio

promedio

Precio

máximo

Enero 0,00 51,06 79,00

Febrero 0,10 53,48 90,13

Marzo 5,00 47,57 73,25

Abril 0,00 41,21 70,52

Mayo 7,07 43,58 63,36

Junio 22,06 53,50 70,20

Julio 15,07 50,29 70,00

Agosto 10,06 49,34 66,10

Septiembre 0,00 47,59 70,01

Octubre 0,00 45,65 75,90

Noviembre 0,00 42,07 76,37

Diciembre 0,00 41,73 84,20

2012 0,00 47,23 90,13

Fuente: OMIE, elaboración AEE

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMIE y elaboración AEE

de 35

Gráfico 25. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio. 2005 – 2012

El cierre del año 2012 ha resultado un precio promedio anual de 47,23 €/MWh, siendo un 5,4% inferior que el precio medio del año 2011 que se situó en 49,93 €/MWh.

Gráfico 26. Evolución anual del precio medio del me rcado diario. 1998 – 2012

Fuente: OMIE, elaboración AEE

En el Gráfico 27 se representa la evolución diaria del precio del mercado diario y la evolución diaria promedio de la generación eólica medida en MWh para el mes de diciembre 2012, en él se puede observar la correlación negativa entre ambas variables.

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 2011 2012

Fuente: OMIE

€/MWh

25,06 25,94

30,57 30,13

37,40

28,96 27,94

53,6850,53

39,35

64,43

36,96 37,01

49,9347,23

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

-30

-20

-10

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 2.011 2.012

Precio medio aritmético (€/MWh)

Tasa de variación del precio medio aritmético

€/MWh

de 35

Gráfico 27. Evolución diario precio medio mercado d iario y promedio generación eólica. Diciembre 2012

La evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante diciembre de 2012, se representa en el gráfico siguiente. El precio medio aritmético en el sistema eléctrico portugués se ha situado en 42,18€/MWh, frente a los 41,73 €/MWh del sistema eléctrico español.

Y 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).

Gráfico 28. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Diciembre 2012

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh


Promedio diario Generación Eólica (MWh)


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués



de 35

Tabla 03. Comparativa precio sistema portugués y es pañol

Diciembre 2012

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 639 86%

PEspañol < PPortugués 105 14%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 744 100%


Durante los primeros 16 días del año 2013 el precio del mercado diario se sitúa en 56,78 €/MWh, la curva de precios medios aritméticos presenta un rango de valores que oscila entre un mínimo de 21 €/MWh el martes 1 (entre las 4.00h y las 11.00h y durante las 16.00h y las 17.00h) y el miércoles 2 de enero (entre las 3.00h y las 6.00h), y un máximo de 86,01 €/MWh el jueves día 10 de enero a las 22.00h.

Gráfico 29. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Enero 2013


Por el lado de la energía que oferta a un precio superior o igual al 95% del precio marginal, durante el periodo del 01/12/12 al 13/01/13, se representa en el gráfico siguiente.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO


PROMEDIO MES

de 35

Gráfico 30. Energía por tecnologías, casada en el m ercado diario, ofertada a precio superior o igual al 95% del precio marginal, incluy endo ofertas complejas en el

sistema eléctrico español. Del 01/12/2012 al 13/01/ 2013

Fuente: OMIE

Con respecto a los precios en los mercados europeos, en el siguiente gráfico se observa como durante los primeros días del año 2013, en el mercado español han aumentado con respecto a meses anteriores, situándose por encima del resto de países, exceptuando Italia.

Gráfico 31. Precios medios trimestrales Europex. Pe riodo 01/01/2000 al 13/01/2013

Fuente: OMIE

3.2 Retribución eólica

El precio medio percibido por la eólica en el mes de diciembre se sitúa cerca de los 39 €/MWh, 2,8 €/MWh inferior que el precio medio aritmético. Ese valor es superior al precio medio ponderado del mes de noviembre, a pesar de la caída del precio medio aritmético de diciembre con respecto a noviembre, lo que se puede explicar por la alta

de 35

producción eólica en el mes de diciembre y precios superiores en el último tramo del día.

En la media anual la diferencia es de 3,34 €/MWh, un 7% menos.

Tabla 04. Precio medio Aritmético y Precio medio Po nderado. 2012

Precio medio ARITMÉTICO mensual

(€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la energía eólica

(€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Diferencia (%)

Enero 51,06 47,88 -3,18 -6,23%

Febrero 53,48 51,41 -2,07 -3,86%

Marzo 47,57 45,70 -1,87 -3,93%

Abril 41,21 36,82 -4,39 -10,65%

Mayo 43,58 41,28 -2,31 -5,30%

Junio 53,50 51,60 -1,90 -3,55%

Julio 50,29 48,79 -1,50 -2,99%

Agosto 49,34 47,99 -1,34 -2,73%

Septiembre 47,59 43,40 -4,19 -8,81%

Octubre 45,65 40,25 -5,39 -11,82%

Noviembre 42,07 38,28 -3,78 -8,99%

Diciembre 41,73 38,93 -2,80 -6,72%

PERIODO 2012 47,23 43,89 -3,34 -7,07%

Fuente: AEE

En cuanto a la distribución por tramos de la retribución de la opción de mercado del RD 661/2007, en el mes de diciembre se ha situado en el tramo suelo en el 85,6% de las horas (precios inferiores a 58,96 €/MWh), en el tramo de prima constante un 12,6% (precios entre 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh); y durante 13 horas se ha situado en el techo (precios superiores a 74,13 €/MWh e inferiores a 94,273 €/MWh). No obstante, en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas (al igual que en los meses anteriores), recordemos que el precio máximo ha sido de 84,20 €/MWh.

Tabla 05. Distribución por tramos (En %). 2012

Mes Suelo Prima

Constante Techo Sin Prima

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

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

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

Abril 91,1% 8,9% 0,0% 0,0%

Mayo 99,5% 0,5% 0,0% 0,0%

Junio 76,8% 23,2% 0,0% 0,0%

Julio 91,4% 8,6% 0,0% 0,0%

Agosto 92,5% 7,5% 0,0% 0,0%

Septiembre 88,5% 11,5% 0,0% 0,0%

Octubre 90,6% 9,3% 0,1% 0,0%

Noviembre 95,1% 4,7% 0,1% 0,0%

Diciembre 85,6% 12,6% 1,7% 0,0%

Promedio 2012 86,2% 13,4% 0,4% 0,0%

Fuente: AEE

de 35

En los siguientes gráficos se representa para el mes de Diciembre 2012 y para el año completo 2012:

• 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 297 horas del mes de diciembre.

Gráfico 32. 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. Diciembre 2012

0

20

40

60

80

100

120

140

0

20

40

60

80

100

120

140

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)


Precio Promedio diciembre 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios iiembr 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 €/MWh41,73

€/MWh

61,12 €/MWh

de 35

Gráfico 33. 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. 2012

En cuanto al análisis de la retribución eólica mensual en función de la opción de remuneración, la tarifa regulada se mantiene por encima de la opción de mercado del RD 661/2007. Y la retribución en la opción de mercado según la DT 1ª del RD 661/2007 (RD 436/2004) ha resultado inferior que la retribución de mercado del RD 661/2007.

El periodo transitorio establecido en la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007 para las instalaciones que escogieron la opción de mercado, finaliza el 31 de diciembre de 2012 y a partir de entonces pasarán a lo establecido en el RD 661/2007, eligiendo entre tarifa regulada o mercado.

Tabla 06. Retribución mensual según las distintas o pciones. 2012

2012 (€/MWh) Precio medio PONDERADO

(€/MWh)

Prima RD 661

PONDERADA (€/MWh)

Retribución RD 661

PONDERADA (€/MWh)

Prima DT 1ª RD661/07

(RD 436/2004*)

Retribución DT 1ª

RD661/07 (RD 436/2004)

Diferencia (Prima 661

- Prima 436)

Prima

equivalente (a

tarifa regulada)

Tarifa

regulada

RD 661

Enero 47,88 32,10 79,98 38,295 86,18 6,20 33,39 81,27

Febrero 51,41 29,71 81,13 38,29 89,71 8,58 29,86 81,27

Marzo 45,70 33,81 79,50 38,29 83,99 4,49 35,57 81,27

Abril 36,82 42,42 79,25 38,29 75,12 -4,13 44,45 81,27

Mayo 41,28 37,83 79,11 38,29 79,57 0,46 39,99 81,27

Junio 51,60 28,05 79,64 38,29 89,89 10,25 29,67 81,27

Julio 48,79 30,45 79,23 38,29 87,08 7,85 32,48 81,27

Agosto 47,99 31,18 79,18 38,29 86,29 7,11 33,28 81,27

Septiembre 43,40 35,87 79,27 38,29 81,69 2,43 37,87 81,27

Octubre 40,25 38,99 79,24 38,29 78,55 -0,69 41,02 81,27

Noviembre 38,28 40,92 79,20 38,29 76,58 -2,62 42,99 81,27

Diciembre 38,93 40,73 79,65 38,29 77,22 -2,43 42,34 81,27

Promedio PERIODO 2012

43,89 35,68 79,57 38,295 82,19 2,61 37,38 81,27

*Prima + Incentivo RD 436/2004 = 50% TMR 2006. Fuente: AEE

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0

20

40

60

80

100

120

140

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

Ret

ribuc

ión

(€/M

Wh)

Precio de mercado (€/MWh)



Precio Promedio septiembre 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Septiembre 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 €/MWh

47,23 €/MWh

61,12 €/MWh

de 35

En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual de la retribución y de la prima percibida en cada una de las opciones. En el primer trimestre del año, la retribución en la DT 1ª del RD 661/2007, resultó superior que la retribución en las otras dos opciones, así como en los meses de junio a septiembre, ambos inclusive. El periodo transitorio definido en dicha Disposición finalizó el 31 de diciembre del 2012, fecha a partir de la cual los 14.400 MW acogidos a dicha opción pasan a lo establecido en el Real Decreto 661/2007, ya sea tarifa regulada o mercado.

Los bajos precios del mercado del último trimestre del 2012, han situado a la tarifa regulada por encima de la retribución de las otras dos opciones de mercado.

Gráfico 34. Retribución y prima equivalente mensual en cada una de las opciones. 2012

En media anual, teniendo en cuenta la producción eólica peninsular y el efecto de la curva de carga de la eólica, la retribución de las instalaciones acogidas a la disposición transitoria ha sido de 82,1 €/MWh, ligeramente superior a la tarifa regulada que es 81,27 €/MWh y 2,6 €/MWh superior a la de mercado del RD 661/2007, que ha sido de 79,6 €/MWh.

79,98 81,13 79,5079,25 79,11

79,64 79,23 79,1879,27 79,24

79,20

79,65

32,10

29,7133,81

42,42

37,83

28,05 30,4531,18

35,87 38,99

40,92

40,73

86,1889,71

83,99

75,12

79,57

89,8987,08 86,29 81,69

78,55

76,58 77,22

38,29

38,29

81,27

33,39 29,86

35,57

44,45

39,99

29,6732,48 33,28

37,8741,02

42,99

42,34

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

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

€/M

Wh

Retribución RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Prima RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Retribución DT 1ª RD661/07 (RD 436/2004*)

Prima DT 1ª RD661/07 (RD 436/2004*)

Tarifa regulada RD 661/2007

Prima equivalente (a tarifa regulada)

FUENTE: AEE* Prima + incentivo RD 436 = 50% TMR 2006

de 35

Gráfico 35. Retribución en cada una de las opciones . 2012

En cuanto a la potencia eólica acogida a cada una de las opciones de retribución, según el último informe publicado por la CNE con información hasta el mes de diciembre 2012.

Tabla 07. Potencia acogida en cada una de las opcio nes. A septiembre 2012

OPCIÓN VENTA ENERGÍA

REAL DECRETO

GRUPO Potencia Instalada

(MW)

Tarifa regulada DT1ª RD 661/07 (RD 436/04) 12

RD 661/07 5.389

Mercado DT1ª RD 661/07 (RD 436/04) 14.401

RD 661/07 2.015

Total general 21.817

Fuente: CNE

3.3 Primas al régimen especial

Las primas al régimen especial ascienden a 7.382,5 millones de €, de los cuales 1.568 Millones de € (un 21% del total) corresponden a los 42.541 GWh producidos por la eólica (prácticamente un 46% de la producción total de régimen especial) y liquidados por la CNE, según el último informe sobre liquidación de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y que contiene información hasta el mes de Noviembre.

Por otro lado, los complementos percibidos por todas las instalaciones del régimen especial ascienden a 568 Millones de €, de los cuales 231 los percibe el sector eólico, que incluyen el complemento por energía reactiva, el complemento por huecos de tensión, el de eficiencia y el de repotenciación, siendo este último nulo ya que no hay ninguna instalación que lo perciba.

Por lo tanto la retribución regulada del régimen especial asciende a 7.950,8 Millones de €.

43,89 43,89

81,2738,29 82,1935,68

79,57

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

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Tabla 08. Retribución anual total recibida por los productores del régimen especial en España ACUMULADO A NOVIEMBRE 2012

Fuente: CNE

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4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR

La discrepancia entre nuestra previsión sobre el precio medio del mercado diario en el mes de diciembre de 2012 (en el escenario central, 50 €/MWh) y el resultado final del mismo (41,7 €/MWh) fue extraordinariamente elevada, en torno a 8 €/MWh. Dicho precio incluso resultó inferior al escenario más bajista de los diseñados para el mes, 45 €/MWh, algo que ocurre muy infrecuentemente. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que, en la fecha de previsión, los mercados a plazo sugerían precios de 54 €/MWh para diciembre, muy por encima de nuestras proyecciones.

En esta ocasión −a diferencia de lo que ha sucedido en meses anteriores −, el error predictivo se explica, en su mayor parte, por errores en la previsión de demanda y balance de generación. Por un lado, el consumo de electricidad (685 GWh, en media diaria) fue muy inferior al que esperábamos (707 GWh). Por otro, la producción eólica (177 GWh diarios, con un factor de capacidad rozando el 34%) superó por mucho nuestra proyección (155 GWh y factor del 30%). Como consecuencia de ambas circunstancias, el hueco térmico solo alcanzó 213 GWh diarios, frente a los 260 GWh previstos. Hemos aplicado nuestros modelos de predicción de precios bajo los verdaderos valores registrados en diciembre para los inputs de los modelos, y se obtiene un precio de 40,8 €/MWh, muy cercano al registrado en el mercado, lo que sugiere que el error predictivo de precios procede de los errores en las estimaciones de oferta y demanda, recién comentados. Las atípicas condiciones climatológicas del último tercio del mes (temperaturas muy templadas pero elevada eolicidad) justifican dichos errores. Así, en los primeros 20 días de mes, el precio medio del mercado se situaba ligeramente por encima de 49 €/MWh, mientras el promedio de los días 21 a 31 apenas superó los 28 €/MWh.

Tabla 09. Previsión de precios vs precio real. Dici embre 2012

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 3 de diciembre de 2012)

Dato

(€/MWh) Esc. Bajo Esc. Central Esc. Alto

41,7 44,9 50,1 54,3

Previsión Diciembre (€/MWh)

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5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO

Esperamos que en enero se produzca un repunte en la demanda eléctrica , respecto a los niveles observados en diciembre. Según nuestras estimaciones, el consumo de electricidad del mes podría situarse en torno a 22.900 GWh, aproximadamente un 1% por debajo del registro del mismo periodo del año 2012. El repunte intermensual respondería a factores de laboralidad y de temperatura (en base a las previsiones actuales de temperatura para el mes de enero). En esta ocasión, la proyección de REE es muy similar a la nuestra (23.000 GWh, descenso interanual de 0,4%).

Por otro lado, creemos que el balance de generación eléctrica presentará diferencias sensibles respecto al mes pasado. Cabe esperar que la producción eólica disminuya significativamente, mientras el hueco térmico se eleva en una cuantía muy notable. En producción hidráulica de régimen ordinario, nuclear y régimen especial no eólico no debería haber variaciones sustanciales respecto a los registros de diciembre. Así, estimamos un nivel de generación eólica de 145 GWh diarios, con un factor de utilización del 27% (en diciembre, rozó el 34%). En base a ello y al aumento esperado de consumo, calculamos un hueco térmico de 275 GWh al día, en media (en diciembre apenas alcanzó 215 GWh). En términos relativos a generación bruta total, esperamos que sean la nuclear y térmica de carbón las de mayor presencia en diciembre (20% cada una), seguidas de la eólica (18%) y los ciclos combinados (15%), mientras la hidroeléctrica de régimen ordinario aporta un 9%.

En esta ocasión, la previsión del precio medio del mercado diario es especialmente compleja, por la incertidumbre sobre el grado de traslado de los impuestos de la reforma eléctrica a las ofertas del mercado diario. Los primeros datos de enero sugieren que dicho grado está siendo máximo, por encima de lo esperable. A cierre de este informe, el precio medio supera los 58 €/MWh, y las cotizaciones a plazo para el resto del mes se sitúan aproximadamente en ese mismo nivel. En cualquier caso, es pronto para extraer conclusiones fiables al respecto y debe tenerse en cuenta que el inicio de mes se ha caracterizado por bajas temperaturas y débil eolicidad. Hemos aplicado nuestros modelos sin incorporar los datos conocidos de los primeros días del mes, y se obtiene un nivel medio de precios en enero de unos 52 €/MWh (escenario central), muy por debajo del actual. Bajo condiciones climatológicas extremas, los modelos estiman cotas para los precios de enero de 45 y 56 €/MWh, respectivamente (Tabla 11). Estas cifras son similares a las anunciadas en el informe anterior.

Bajo la información disponible a día de hoy, nuestros cálculos indican precios para febrero ligeramente superiores a los que proyectamos para enero, en torno a 1 €/MWh más, en media mensual. El rango de posibles valores que obtenemos para el promedio de febrero es algo más amplio que el de enero, [46−58] €/MWh (al aumentar el horizonte de predicción, la variabilidad de la misma se incrementa, lógicamente). Tanto la proyección del precio medio de enero como de febrero están sujetas a una gran incertidumbre, por los motivos ya expuestos. La segunda puede sufrir una revisión drástica en el próximo informe, según los comportamientos que se revelen en las ofertas al mercado del mes en curso.

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Tabla 10. Previsión para el mes en curso: demanda, balance de energía y precios

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 8 de enero de 2013)

(1) Demanda transporte (b.c.) Sistema Peninsular. (2) Producción Hidráulica Régimen Ordinario. (3) Producción por Central Térmica de Carbón + CCGT (4) Producción por Nuclear + Fuel gas + Régimen Especial No Eólico (5) Precio Medio Aritmético del Mercado Diario. (6) Previsión REE, publicada en Esios, durante el mes anterior al mes en curso. (7) Proporción entre producción por tecnología y generación bruta.

Hidráulica Hueco Precios Previsión REE

R.O. Térmico (€/MWh) Demanda

(1) (2) (3) (4) (5) (6)

GWh 21.214 2.386 5.487 6.602 2.784 9.053 41,7 21.214

Interanual (%) -3,0 16,7 19,6 -12,1 -19,1 -1,8 -16,7 -3,0

Cuota (%)(7) 10,1 23,3 28,1 11,8 38,5

GWh 22.900 2.243 4.411 8.536 3.756 10.000 51,7 23.026

Interanual (%) -0,9 37,3 20,9 -13,5 -13,6 3,3 1,3 -0,4

Cuota (%)(7) 8,9 17,5 33,9 14,9 39,7

GWh 251.649 21.687 47.978 88.884 39.109 113.585 53,8 250.791

Tasa Anual (%) 0,0 11,5 -0,4 -4,6 1,7 -1,8 13,9 -0,42013

dic-2012

(dato)

ene-2013

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

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6. PREVISIÓN PARA EL AÑO 2013

Se presentan a continuación los resultados de la última actualización de previsiones para el año 2013. Respecto a anteriores ejercicios predictivos, se incorpora en el cálculo el valor definitivo de la tasa a la generación (7%) así como la hipótesis de cierre de la central de Santa María de Garoña durante todo el año en curso, en vez de solo desde julio, como se había asumido hasta ahora. En el escenario central, se mantiene el supuesto de que los generadores térmicos trasladan a las ofertas del mercado diario el 100% del impuesto sobre consumo de combustible y el 70% de la tasa a la generación. No se establecen hipótesis sobre el comportamiento de los generadores hidráulicos. Como se mencionó en la sección anterior, los precios del mercado diario resultantes en los primeros días de enero sugieren que el efecto de las medidas fiscales se está trasladando al mercado rápidamente, y en cuantías muy elevadas. Sin embargo, no incorporamos dicha información a nuestros cálculos, al ser una conclusión demasiado prematura. Según se confirmen estos indicios, las próximas proyecciones de precios podrían registrar una revisión muy significativa en todo 2013.

Mantenemos las anteriores previsiones sobre la evolución de la demanda eléctrica en 2013. En el escenario central (basado en un supuesto de retroceso de la actividad económica del 1,6 % en el conjunto del ejercicio), se sitúan en 251,6 TWh, cifra que implicaría un avance nulo respecto al año recién terminado. Bajo los escenarios económicos extremos diseñados (ver Tabla 15), nuestros modelos estiman variaciones anuales de −2,2% y 1,5% en el escenario pesimista y optimista, respectivamente. Por su parte, REE ha revisado de forma drástica sus estimaciones para la demanda de 2013 en su conjunto, pasando de 246 TWh (previsión que ofrecía hasta ahora) a 250,8 TWh (caída anual de 0,4%), en línea con nuestra cifra del escenario central.

Respecto al balance de generación que podría tener lugar en 2013, cabe esperar reducciones considerables de generación nuclear y del hueco térmico, mientras la producción de origen renovable bien se mantiene en línea con sus registros de 2012, bien aumenta ligeramente (según la tecnología). Así, la generación hidroeléctrica de régimen ordinario, eólica y resto de régimen especial podrían acumular 22, 48 y 56 TWh en el conjunto del año 2013, respectivamente. Por su parte, la energía eléctrica generada en centrales nucleares descenderá en torno al 5% respecto al año en curso, hasta unos 58 TWh, debido esencialmente al supuesto cierre de la central de Santa María de Garoña. Consistentemente con estas cifras y con las presentadas para la demanda de transporte, calculamos que la generación térmica fósil caería de 93 TWh (2012) a 89 TWh (2013). Para dicha estimación, se está suponiendo un descenso considerable en el volumen de energía exportada en 2013, en relación a los atípicos niveles experimentados en 2012.

Por último, y en base a la información disponible actualmente sobre cotizaciones a plazo, asumimos una trayectoria suavemente alcista en precios de combustibles (Tabla 15) a lo largo de 2013. En el caso del precio del gas natural, el incremento esperado se sitúa en torno al 9%, respecto a 2012, en media anual. Por su parte, las expectativas sobre precios de derechos de emisión de CO2 han tornado a la baja, si bien su efecto en el precio del mercado eléctrico es leve.

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Tabla 11. Previsión de precios para del año móvil. Previsiones trimestrales


En base a los resultados anteriores y a las hipótesis mencionadas a principio de la sección, nuestros modelos prevén un precio promedio del año 2013 de 53,8 €/MWh, en el escenario central. Dicho nivel representaría un incremento respecto a la media registrada en 2012 (47,3 €/MWh) del 14%. En relación a la estimación ofrecida en el informe anterior, se ha producido una revisión alcista de 0,5 €/MWh, debido esencialmente al nuevo supuesto adoptado sobre el cierre de Garoña (desde enero, en vez a partir de julio). Como se ha venido explicando en informes precedentes, aproximadamente tres cuartas partes del aumento que esperamos en los precios se deberían al efecto de la reforma. A partir del mes siguiente, una vez conocidos los resultados de las casaciones del mercado diario en enero, podríamos empezar a tener evidencias de dicho efecto, que pueden alterar drásticamente nuestras hipótesis predictivas. La incertidumbre sobre estos resultados es muy elevada, y se refleja en la amplitud del rango de variación del precio medio de 2013 que obtenemos al aplicar los modelos bajo condiciones relativamente extremas, [43 −63] €/MWh (Tabla 11).

Gráfico 36. Evolución de la previsión del precio medio anual de 2013

Gráfico 37. Pevisión del precio medio mensual. Año móvil


Media anual

ene-13 feb-13 2013.Q1 2013.Q2 2013.Q3 2013.Q4 2014.Q1 2013

Escenario Bajo 45,5 45,6 44,4 40,7 45,7 42,5 - 43,3

Escenario Central 51,7 52,5 51,6 50,5 56,9 56,4 - 53,8

Escenario Alto 55,8 58,5 57,2 58,8 66,9 68,9 - 63,0

Precio Medio Aritmético mes / trimestre (€/MWh)

48

49

50

51

52

53

54

55

56

57

58

en

e-1

3

feb

-13

mar

-13

abr-

13

may

-13

jun

-13

jul-

13

ago

-13

sep

-13

oct

-13

no

v-1

3

dic

-13

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

05

101520253035404550556065

en

e-0

9ab

r-0

9ju

l-0

9o

ct-0

9e

ne

-10

abr-

10

jul-

10

oct

-10

en

e-1

1ab

r-1

1ju

l-1

1o

ct-1

1e

ne

-12

abr-

12

jul-

12

oct

-12

en

e-1

3ab

r-1

3ju

l-1

3o

ct-1

3

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

de 35

A cierre de diciembre, las discrepancias entre nuestras previsiones sobre el precio spot de 2013 y las cotizaciones de contratos a plazo eran relativamente moderadas (véase Tabla 12). En media anual, las segundas superaban a las primeras en una cuantía de apenas 0,5 €/MWh. Por trimestre, dichas diferencias eran bastante más sensibles, siendo mayores los precios a plazo que nuestras previsiones para el spot en lo que se refiere al primer semestre de 2013, mientras lo contrario ocurría en lo relativo al segundo. Sin embargo, en los primeros días de enero ha tenido lugar un notable encarecimiento de los contratos de futuro. Los precios de todos los contratos trimestrales con vencimiento en 2013 se han incrementado en cuantías en la horquilla [2−2,5] €/MWh, salvo el correspondiente a 2013.Q4, que aumentó en torno a 1 €/MWh. Calculando una media entre los precios de mercado de los primeros días de enero y las cotizaciones mensuales o trimestrales para el resto de año (contratos mensuales de febrero a marzo, y trimestrales desde 2013.Q2), la cotización de OMIP para 2013 ascendería a más de 56 €/MWh, unos 2,5 €/MWh por encima de nuestra previsión para el spot. Aparentemente, el comportamiento extremadamente alcista del mercado diario en el inicio de año ha influido decisivamente en los mercados a plazo. En las próximas semanas podrá observarse si se confirman este tipo de cotizaciones de futuro o si se trata de una sobrerreacción puntual de los mercados a plazo, hipótesis por la que nos inclinamos a priori.

Tabla 12. Comparativa entre previsión de precios sp ot y cotizaciones a plazo

Para los trimestres posteriores al trimestre en curso (2013.Q2-2013.Q4), las cotizaciones de OMIP son las correspondientes a los contratos para dichos periodos, en las fechas indicadas.

Para el trimestre en curso (2013.Q1), el dato se obtiene como promedio de las cotizaciones de OMIP (en las fechas indicadas en la tabla) para los contratos mensuales de enero, febrero y marzo. Se pretende de este modo que la media sea comparable con la previsión trimestral.


Previsión

03-dic 14-dic 28-dic IME

2013.Q1 54,3 54,3 54,0 51,6

2013.Q2 52,8 51,4 51,1 50,5

2013.Q3 57,0 56,4 56,6 56,9

2013.Q4 55,2 54,2 54,6 56,4

2014.Q1 - - - -

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

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ANEXO 1. METODOLOGÍA

La metodología de previsión que se ha utilizado está basada en la aplicación de modelos econométricos de series temporales:

• Para la previsión del precio medio mensual del mercado diario se utilizan cinco modelos econométricos alternativos de series temporales. La previsión final resulta de la combinación lineal óptima de las previsiones de éstos.

• Los modelos de precios utilizan como inputs la demanda eléctrica, el balance de energía desglosado por tipo de tecnología y los precios de combustibles.

• La previsión de dichas variables requiere, a su vez, de modelos de previsión particularizados para ellas, así como de la incorporación de ciertas hipótesis, resumidas en la Tabla 15 del Anexo posterior.

• La estimación paramétrica se lleva a cabo bajo los métodos de estimación que verifiquen las propiedades estadísticas adecuadas (consistencia y eficiencia asintótica) en cada tipo de modelo cuyos parámetros deben estimarse (máxima verosimilitud exacta, máxima verosimilitud con información completa, Filtro de Kalman, etc), utilizando los algoritmos de optimización apropiados.

Las predicciones de precios correspondientes a escenarios alternativos surgen de la aplicación de los modelos bajo sendas alternativas de sus inputs, que favorezcan la obtención de precios más altos / bajos que los asociados al escenario central, en base al esquema indicado en la Tabla 13. Los criterios para la delimitación de las sendas alternativas para cada input se resumen en la Tabla 14.

Tabla 13. Definición de escenarios alternativos par a los modelos de precios

Fuente: Intermoney Energía

Tabla 14. Diseño de escenarios alternativos para lo s inputs de los modelos de precios


Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Alcista Alta Baja Baja Baja Alto

Bajista Baja Alta Alta Alta Bajo

Generación

EólicaEscenario

Precios Gas

y CO2 Demanda

Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Factor Factor Factor

Capacidad Capacidad Capacidad

Distribución Distribución Distribución Distribución Analistas o/y

histórica histórica histórica histórica precios a plazo

Generación

Eólica

Precios Gas

y CO2Demanda

PIB VAB Industria TemperaturaInputs

Criterio Analistas Analistas

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ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS

Además de la previsión bajo modelos econométricos de la mayor parte de sus inputs, la predicción de precios spot del mercado diario requiere utilizar ciertas hipótesis sobre la evolución de algunas variables económicas relacionadas con éstos. Dichas hipótesis se realizan utilizando información disponible y exógena a Intermoney Energía (Panel de Funcas para variables macroeconómicas, precios en mercados a plazo para gas y derechos de emisión de CO2), combinada con el propio juicio de los analistas de Intermoney Energía.

Las hipótesis asumidas para este informe se resumen en la Tabla a continuación.

Tabla 15. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto


PIB VAB(*)

Industria

Bajo -3,2 -3,2

Central -1,6 -1,2

Alto 0,1 1,3

Media 2012 Media 2013

NBP 25,0 € / MWh 27,7 € / MWh

CO2 (EUA) 7,5 €/t 7,2 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2013

Variables Nominales (Escenario Central)

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