informe mensual previsiÓn de los precios …...en febrero de 2011, el precio promedio del mercado...

INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 39

PERIODO: MARZO 2011 – FEBRERO 2012

Fecha de publicación: 11 de Marzo de 2011

Con la colaboración de

El presente informe contiene las previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el horizonte de un año, en base a las hipótesis y variables de entrada que se mencionan y a partir de los modelos desarrollados por AleaSoft (www.aleasoft.com).

INDICE

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

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

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ................... ................................... 11

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ... ¡Error! Marcador no definido.

5. PREVISIONES DE VARIABLES .......................... ..... ¡Error! Marcador no definido.

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ......... ¡Error! Marcador no definido.

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1. INTRODUCCIÓN

Generación eólica

La generación eólica ha sido de 4.004 GWh en el mes de febrero de 2011, siendo un 11,83% inferior que la del mismo mes del año 2010.

La cobertura de la demanda con la energía producida a través de los parques eólicos ha alcanzado el 18,79%, frente al 20,83% del mismo mes del año 2010.

Se ha obtenido un factor de capacidad para febrero del 30%, dato que está alrededor del promedio histórico, a diferencia de los primeros meses del año 2010, donde la producción eólica fue excepcionalmente alta.

Demanda de energía eléctrica

La demanda de energía eléctrica de transporte en barra s de central en el mes de febrero de 2011 ha sido un 2,21% inferior que la del mismo mes del año 2010, siendo de un 1,92% (en términos netos) superior si corregimos los efectos de laboralidad y temperatura.

En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías , en el mes de febrero de 2011 la hidráulica ha disminuido su aportación con respecto a enero y a los últimos meses del año 2010, y a su vez se ha incrementado la participación de las centrales de carbón, consecuencia de la entrada del Real Decreto de apoyo al carbón nacional. El ciclo combinado sigue siendo la primera tecnología en cuanto a generación, con una cobertura del 22,33%, superior a la del mes de enero del 2011 (21,81%), dada la menor participación de la eólica y la hidráulica en la cobertura de la demanda.

Precios y retribución eólica

En febrero de 2011, el precio promedio del mercado diario ha aumentado un 14,24% con respecto al del mes de enero de 2011 (41,19 €/MWh), situándose en 48,03 €/MWh, y a su vez ha sido un 42,37% superior que el precio promedio del mes de frebero del año 2010 (27,68 €/MWh).

En cuanto a la retribución eólica promedio en el mes de enero, la tarifa regulada del Real Decreto 661/2007 ha resultado superior a la retribución obtenida según la opción del mercado correspondiente al RD 661/2007 y ligeramente inferior a la de la retribución asociada a la disposición transitoria primera (Tarifa fija + pool) según el RD 436/2004.

Se prevé para el mes de marzo que el precio promedio se sitúe en 46,31 €/MWh, y 47,88 €/MWh en el mes de abril , según las variables expuestas en el presente informe.

Por otro lado, el precio promedio para los primeros 8 días del mes de febrero se ha situado en 50,41 €/MWh.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica de transporte en barras de central en el mes de febrero de 2011 ha sido un 2,21% inferior que la de febrero de 2010, siendo de un 1,92% (en términos netos) superior si corregimos los efectos de laboralidad y temperatura.

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

En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, en el mes de febrero de 2011 la hidráulica ha disminuido su aportación con respecto al mes de enero de 2011, mes que contó con gran aportación hidráulica. El ciclo combinado sigue siendo la primera tecnología en cuanto a generación, con una cobertura del 22,33%, y aun habiendo bajado su aportación con respecto al mes anterior, la generación correspondiente a régimen ordinario se ha incrementado, con un aumento significativo de las centrales de carbón.

Gráfico 02. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2008 – 2011

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

01/0

1/20

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01/0

2/20

08

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3/20

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4/20

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5/20

08

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08

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2/20

10

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11

01/0

2/20

11

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA

CICLO COMBINADO FUEL+GAS

CARBÓN HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

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

Fuente: REE

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En los siguientes gráficos se representa la cobertura de la demanda en fenrero 2011 y en febrero 2010.

Gráfico 03. Cobertura de la demanda.

Febrero 2011

Gráfico 04. Cobertura de la demanda. Febrero 2010

Nota: Saldo de intercambios internacionales es nega tivo porque es exportador.

2.1 Producción eólica

La generación eólica ha sido de 4,004 GWh en el mes de febrero de 2011, siendo un 11,83% inferior que la del mismo mes del año 2010.

La cobertura de la demanda con la energía producida a través de los parques eólicos ha alcanzado el 18,79%, frente al 20,83% del mismo mes del año 2010.

Gráfico 05. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2003 - 2011

HIDRÁULICA12,96%

NUCLEAR20,95%

CARBÓN11,85%

FUEL+GAS0,52%

CICLO COMBINADO22,33%

EÓLICA18,79%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según

REE)

18,26%

CONSUMOS EN BOMBEO

-1,37%SALDO

INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-1,73%

Fuente: REE y elaboración AEE

FEBRERO 2011

HIDRÁULICA17,79%

NUCLEAR22,21%

CARBÓN6,79%

FUEL+GAS0,68%

CICLO COMBINADO22,37%

EÓLICA20,83%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según

REE)

16,40%

CONSUMOS EN BOMBEO

-2,48%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-2,32%


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


EÓLICA

de 27

En el 0 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda con energía eólica desde el año 2009 hasta el mes de febrero de 2011.

Gráfico 06. Evolución mensual cobertura de demanda con energía eólica. 2009-2011

2.2 Producción hidráulica

En el mes de febrero de 2011, la aportación de la hidráulica ha disminuido de forma considerable respecto al mes de enero. Ha generado 2.763 GWh, lo que supone una disminución del 43,62% respecto al mes anterior.

Gráfico 07. Generación hidráulica mensual. 2003-201 1

Mientras las reservas de régimen hiperanual son mayores que respecto al año pasado (75% frente al 64% en febrero de 2010), las de régimen anual experimentan una disminución en la ocupación de su capacidad, tanto una pequeña disminución frente al mes pasado como una reducción más sustancial respecto al año 2010 (actualmente se hallan sobre el 65%, frente al 80% del año pasado).

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%

Cobe

rtur

a de

la d

eman

da (

%)


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GWh

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 2011

Fuente: REE

HIDRÁULICA

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Gráfico 08. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2011

Gráfico 09. Evolución mensual de las reservas de lo s embalses, régimen hiperanual. 2003-2011

2.3 Producción nuclear

En el mes de febrero 2011, las centrales nucleares han generado 4.465 GWh, lo que ha supuesto un 20,95% de cobertura de la demanda. Su producción ha sido un 9,08% inferior a la del mes pasado.

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

MW

h

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

MW

h

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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Gráfico 10. Generación nuclear mensual. 2003 - 2011

2.4 Producción de ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado son la primera tecnología en cuanto a generación en el mes de febrero con un 22,33%, pese a lo cual su producción, de 4760 GWh, ha sido un 9,08% inferior a la del mes de enero de 2011 y un 7,75% respecto a febrero del año 2010.

El factor de capacidad de estas centrales se ha situado en un 28,09% en el mes de febrero de 2011, permaneciendo así prácticamente constante respecto a enero de 2011 (Con un 27,48%).

Gráfico 11. Generación de ciclo combinado. 2003 - 2 011

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2003 2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

Fuente: REE

NUCLEAR

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

Fuente: REE

CICLO COMBINADO

de 27

2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón son las que han asumido el hueco de producción dejado por la hidráulica y la eólica, con una generación de 2.525 MWh, con los que se cubrió el 11,85% de la demanda. Esta producción supone un 21,47% más que la producción de enero de 2011 y un 41,39% más que la de febrero de 2010. Esta diferencia puede estar ligada entre otros factores al mecanismo de apoyo institucional al carbón nacional, vigente desde el mes de febrero de 2011.

Gráfico 12. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 11

2.6 Producción de fuel+gas

Por su parte, las centrales de fuel+gas siguen manteniendo su trayectoria por la que disminuye su participación en la cobertura de la demanda, con 111.346 MWh, un 44,23% menos que en el mes de enero y un 25% menos que en febrero del año pasado.

Gráfico 13. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 11

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

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011

Fuente: REE

de 27

2.7 Producción de resto de régimen especial

La generación procedente del régimen especial, excluyendo a la eólica, mantiene una trayectoria ascendente. En febrero de 2011 han alcanzado 3.893 GWh, inferior a la del mes de enero de 2011 (4.101 GWh) y un 8,17% superior a la de febrero del año 2010.

Gráfico 14. Generación del resto del régimen especi al. 2003-2011

El factor de capacidad para la energía eólica se encuentra para el inicio de este año 2011 alrededor del promedio histórico, con un 30% para febrero de 2011, a diferencia de los primeros meses del año 2010, donde la producción eólica fue excepcionalmente alta.

Gráfico 15. Factor de capacidad mensual promedio, m ínimo y máximo - Eólica.

1998-2011

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

RESTO DE RÉGIMEN ESPECIAL

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

Fact

or d

e Ca

paci

dad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

Fuente: Elaboración AEE

de 27

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio del mercado diario en enero de 2011 ha alcanzado los 48,03 €/MWh, siendo un 14,24% superior que el precio promedio del mes de enero de 2011 (41,19 €/MWh) y un 42,37% superior que el precio promedio del mismo mes del año 2010 (27,68 €/MWh).

El precio mínimo fue 20 €/MWh durante 3 horas del mes, que tuvieron lugar el día martes 22 de febrero a las 3:00 horas, mientras que el precio máximo se situó en 64,5 €/MWh, el sábado 12 de febrero a las 22.00h.

Gráfico 15. Evolución diaria del precio del MD. Feb rero 2011

Gráfico 16. Evolución mensual del precio del mercad o diario. 2004-2011

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

80

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Fuente: OMEL

€/MWh

de 27

En el sistema eléctrico portugués el precio promedio en el mes de enero de 2011 se ha situado en 47.91 €/MWh, un 0,25% inferior al precio promedio en el sistema eléctrico español (48.03 €/MWh), lo que ha originado que la importación de energía desde Portugal haya sido mayor que la exportación de ésta hacia Portugal.

El precio mínimo en el sistema eléctrico portugués ha sido de 20 €/MWh durante 3 horas el martes día 22 de febrero, y el máximo de 64.5 €/MWh el viernes 11 de febrero a las 22.00h.

Gráfico 17. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués. Febrero 2011

En la Tabla 01 se representa el número de horas en las cuales el precio marginal del sistema eléctrico español (PEspañol) ha sido igual, inferior o superior al del sistema eléctrico portugués (PPortugués).

Tabla 01. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Enero 2011

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 715 96%

PEspañol < PPortugués 2 0%

PEspañol > PPortugués 27 4%

TOTAL 744 100%


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


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3.2 Retribución eólica

Las instalaciones existentes antes de la llegada del RD 661/2007, por el que se estableció la actual forma de retribución para la producción eólica, pudieron elegir acogerse a diferentes mecanismos de retribución antes del 01/01/2009.

Una primera opción era mantener el sistema anterior correspondiente al RD 436/2004, vigente hasta entonces, en el cual podían mantener una tarifa fija (opción que prácticamente ninguna instalación adoptó, tan solo 14 MW), o la opción de una prima de referencia fija (38,68 €/MWh) más el precio del pool. Esta prima no sería revisada hasta el 31/12/2012, momento en el cual se pasaría automáticamente al sistema de retribución definido en el RD 661/2007.

Una segunda opción era adaptarse al nuevo decreto, donde a su vez podían acogerse a una tarifa regulada o a la opción de mercado, con el sistema de primas actual. Las instalaciones pueden reajustarse entre estas dos opciones cada año.

Como ya se comentó en el informe anterior, la Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, actualizó con un IPC del 2,33% los valores de tarifa regulada, límite superior e inferior y la prima de referencia, siendo ésta última un 65% del valor del año 2010, debido al artículo 5 del RD 1614/2010.

En el mes de enero 2011, el precio promedio aritmético del mercado se ha situado en 48,03 €/MWh, mientras que el precio promedio ponderado por la energía eólica ha sido de 46,19 €/MWh (un 3,83% 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 febrero 2011. En él se puede

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observar como la producción eólica es mayor en horas de menor precio, dado que la tendencia general es una mayor producción eólica durante las horas valle (durante la noche), y de modo intrínseco porque la eólica contribuye a bajar el precio del mercado.

Gráfico 18. Producción eólica y precio horario MD. Febrero 2011

Para comparar la distribución horaria de los precios del mercado diario, en el Gráfico 19 se representa para el mes de febrero 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.

En él se puede observar que los precios del mercado diario se han situado en la mayor parte de las horas en el tramo suelo y un menor número d horas en el tramo de prima constante.

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Gráfico 19. 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. Febrero 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 febrero de 2011, la retribución se ha situado en el 93,6% de las horas en el límite inferior o suelo, mientras que se ha situado en el tramo de prima constante un 6,4%. A lo largo del mes de febrero la retribución no se ha encontrado en ningún momento en el techo o límite superior, debido a la disminución de la prima de referencia.

0

20

40

60

80

100

120

140

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

Re

trib

uci

ón

(€/M

Wh

)

Precio de mercado (€/MWh)

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)

RD 436/2004 Retribución (pool + prima)

Distribución de los precios Febrero 2011

Precio Promedio Febrero 2011

RD 661/2007 Tarifa regulada

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

41,19 €/MWh

44,417 €/MWh

de 27

Tabla 02. 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%

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%

Fuente: AEE

El cálculo del periodo 2011 de la retribución en cada una de las opciones, nos da que la tarifa regulada del Real Decreto 661/2007 resulta superior a la retribución obtenida según la opción del mercado correspondiente al RD 661/2007, debido a la disminución del 35% de la prima de referencia según el RD 1614/2010, y ligeramente inferior a la de la retribución asociada a la disposición transitoria primera (Tarifa fija + pool) según el RD 436/2004.

Gráfico 20. Comparativa retribución promedio mensua l en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007 y tarifa regulada RD 661/2007. Enero - Feb rero 2011

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4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES

En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de febrero con la previsión del Informe AEE Nº38 en el escenario medio:

Tabla 03. Comparativa previsión AEE - Aleasoft esce nario medio y valor real

PRECIO REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE – Aleasoft 38 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Febrero 2011 48,03 43,80 4,23

Fuente: AEE - Aleasoft

El mes de febrero cerró con un promedio de precio diario de 48,03 €/MWh, 4,23 €/MWh inferior al previsto en el último informe. Estas diferencias en los precios se deben principalmente a los siguientes factores:

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 11% inferior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 16% inferior a la prevista.

Efectos que tienden a disminuir el precio:

• MENOR DEMANDA : La demanda ha sido un 2,9% inferior a la prevista.

• MAYOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 2,8% superior a la prevista.

Estos factores, junto con el importante aumento del precio de los carburantes, como el gas natural y el barril Brent de petróleo, han provocado un aumento importante del precio real en comparación al previsto.

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5. PREVISIONES DE VARIABLES

De acuerdo con los criterios de la reunión del 7 de Julio de 2007 se establecen tres escenarios para obtener una horquilla de precios: escenarios de precios bajo, medio y alto, que supone una combinación de:

5.1 Demanda mensual de REE

Para los siguientes 12 meses (marzo 2011 – febrero 2012) se prevé que la demanda eléctrica sea un 1,6% superior a la de los últimos 12 meses. La previsión indica que la demanda será superior en todos los meses con respecto al mismo mes del año anterior, salvo para los meses de marzo y julio, donde, por razones climatológicas, en 2010 se produjo un aumento del consumo de electricidad. Concretamente para marzo 2011 la previsión de demanda es un 0,6% inferior a la del mismo mes de 2010.

Gráfico 02. Previsión de demanda. Marzo 2011 - Febr ero 2012

Gráfico 03. Demanda: previsión escenario medio y re al

BAJO MEDIO ALTO

Demanda MÍNIMA MEDIO MÁXIMA

Generación eólica

MÁXIMA MEDIO MÍNIMA

Producción hidráulica

LLUVIOSO MEDIO SECO

Precio combustibles

MÍNIMO MEDIO MÁXIMO

Precio CO2 MÍNIMO MEDIO MÁXIMO

ESCENARIO

18.000.000

19.000.000

20.000.000

21.000.000

22.000.000

23.000.000

24.000.000

25.000.000

26.000.000

MW

h

PREVISIÓN DEMANDA

DEM_MED

DEM_MIN

DEM_MAX

Valor real mismo mes año anterior

Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

asof

t

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

26.000

GW

h

PREVISIÓN DEMANDA2007 2008

2009 2010

2011 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

Fue

nte:

Pre

visi

one

sA

EE

-A

leas

oft

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5.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea un 6,9% superior a la de los últimos 12 meses. Para el mes de marzo, la producción con esta tecnología se estima que será ligeramente inferior (1,4%) a la del mismo mes del año 2010. En el Gráfico 05 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 04. Previsión de generación eólica. Marzo 2 011 - Febrero 2012

Gráfico 05. Generación eólica: previsión escenario medio y real

5.3 Producción hidráulica

En el siguiente gráfico se representa la producción hidráulica mensual prevista para los tres escenarios analizados en el presente informe, frente a la producción hidráulica real de los 12 meses anteriores.

Se prevé que para el mes de marzo de 2011, la producción hidráulica sea un 49% inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (marzo 2011

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

MW

h

PREVISIÓN PRODUCCIÓN EÓLICA

EÓLICA_MED

EÓLICA_MAX

EÓLICA_MIN


Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

asof

t

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

PREVISIÓN EÓLICA

2007 2008

2009 2010

2011 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

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– febrero 2012), la producción hidráulica total prevista es un 29% inferior a la de los últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta debido al invierno lluvioso 2009-2010.

Gráfico 06. Previsión de generación hidráulica. Mar zo 2011 - Febrero 2012

Gráfico 07. Generación hidráulica: previsión escena rio medio y real

5.4 Precios de los combustibles

En los siguientes gráficos se representan las previsiones para los precios del barril Brent, del carbón y del gas natural, para los tres escenarios (mínimo, medio y máximo).

El precio del barril Brent continua su tendencia alcista y el precio promedio del mes de febrero fue de 108,91 $/bbl, pero el precio diario llegó a superar los 110 $/bbl en una subida abrupta los últimos días del mes. Los principales impulsores de la subida del precio del Brent han pasado a ser las situaciones de conflicto en el norte de África, principalmente en Libia. La incertidumbre sobre el abastecimiento de petróleo que provoca esta situación hace prever que el precio continúe aumentando pudiendo llegar a superar medias mensuales de 111 $/bbl.

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

MW

h

PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

HIDR_SECO


Fu

ente

: Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

aso

ft

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

PREVISIÓN HIDRÁULICA2007 20082009 20102011 Previsión AEE (año 2011)Previsión AEE (año 2012)

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

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El precio del carbón experimentó variaciones por debajo del 1% y continua alrededor de los 115 $/ton. En los próximos 12 meses, el precio se prevé que vaya aumentado hasta alrededor de los 122 $/ton.

Al igual que el precio del carbón, el precio promedio mensual del gas natural no sufrió variaciones significativas y frenó el ritmo de crecimiento de los últimos meses situándose en 8,68 $/MMBTU como promedio del mes de febrero. Se espera que durante los próximos 12 meses los promedio mensuales se mantengan entre los 7 y 8,50 $/MMBTU.

Gráfico 08. Previsión precio Brent. Marzo 2011 - Fe brero 2012

Gráfico 09. Previsión precio carbón. Marzo 2011 - F ebrero 2012

0

20

40

60

80

100

120

140

$/bb

l

BR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

$/to

n

HI_MED

HI_MIN

HI_MAX

Precio del carbón


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Gráfico 10. Previsión precio gas natural. Marzo 201 1 - Febrero 2012

5.5 Precios de los derechos de emisión

El precio medio de derechos de emisión de CO2 aumentó en febrero hasta un promedio mensual de 14,98 €/tonelada de CO2. Para el periodo analizado, se prevé que el precio se mantenga alrededor de los 15,38 €/tonelada de CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 13 y 18 €/tonelada de CO2.

5.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de febrero se situó en 1,36. Dentro del horizonte de previsión se prevé que aumente hasta 1,36.

0

2

4

6

8

10

12

14

$/M

MB

TU

GN_MED

GN_MIN

GN_MAX

Precio gas natural


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6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

6.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 3 de marzo de 2011, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de marzo el promedio de precio del Mercado Diario se sitúe en 46,31 €/MWh, y 47,88 €/MWh en el mes de abril . Esta previsión representa una revisión al alza de las previsiones expuestas en el informe anterior debido al precio promedio del mes de febrero que fue superior a las previsiones y al incremento del precio de los combustibles.

El promedio del precio para los primeros 4 días del mes de marzo se ha situado en 47,74 €/MWh.

Gráfico 11. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Marzo 2011

En el Gráfico 12 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 04).

0

10

20

30

40

50

60

70

€/

MW

h

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES


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Gráfico 12. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios

El Gráfico 13 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.

Gráfico 13. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE

En la Tabla 04 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la Tabla 05, la media trimestral para el escenario medio.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN

PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real

Fue

nte:

OM

EL

yp

revi

sio

nes

AE

E -

Ale

aso

ft0

10

20

30

40

50

60

70

80

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

€/M

Wh

2007 2008

2009 2010

2011 PREVISIÓN AEE37 (año 2011)

PREVISIÓN AEE36 (año 2012)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

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Tabla 04. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Marzo 2011 36,82 46,31 53,82

Abril 2011 37,52 47,88 62,31

Mayo 2011 39,43 50,61 65,28

Junio 2011 42,72 53,30 68,51

Julio 2011 44,36 54,72 70,38

Agosto 2011 42,06 53,77 73,30

Septiembre 2011 43,92 54,88 73,33

Octubre 2011 42,52 53,32 70,94

Noviembre 2011 37,42 49,94 67,75

Diciembre 2011 35,55 50,03 70,50

Enero 2012 31,38 48,62 71,20

Febrero 2012 31,79 50,98 73,81

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

Tabla 05. Precios promedio para los cuatro trimestr es de 2010 y previsión trimestral de los precios según el escenario medio

PRECIO ESTIMADO MEDIO (€/MWh)

1Q 2010 * 25,45

2Q 2010 * 34,94

3Q 2010 * 44,10

4Q 2010 * 43,30

1Q 2011 45,18

2Q 2011 50,60

3Q 2011 54,46

4Q 2011 51,10

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

* Promedio valores reales 2010

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6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que

El ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. 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 14. Previsión de precios según el escenario medio. Marzo 2011 - Febrero 2012

0

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€/

MW

h


Este informe es un servicio de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) para sus asociados quedando prohibida la reproducción o divulgación total o parcial a terceros. Su contenido y resultados obtenidos se basan en los escenarios presentados, no suponiendo ninguna garantía sobre el resultado de los mismos.

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