informe mensual previsiÓn de los precios …...para el año 2013, utilizando los resultados...

INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 60

PERIODO: Febrero 2013 – Enero 2014

Fecha de publicación: 15 de Febrero 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 ............ 14

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR ..................................................................... 22

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO ............................................................ 23

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL .................................................................... 25

ANEXO 1. METODOLOGÍA .................................................................................... 28

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS ........................................................................ 29

de 30

1. RESUMEN EJECUTIVO

En GWh Enero 2013 Enero 2012 Variación (%)

Precio MD (€/MWh) 50,5 51,06 -1,1%

HIDRÁULICA 2.747 1.634 68,1%

NUCLEAR 4.752 5.413 -12,2%

CARBÓN 3.066 5.513 -44,4%

FUEL+GAS 0 0 -

CICLO COMBINADO 2.661 4.349 -38,8%

TOTAL RO 13.226 16.909 -21,8%

CONSUMOS EN GENERACIÓN -505 -731 -30,9%

EÓLICA 6.332 3.649 73,5%

% sobre la generación total 26,2% 14,7%

Factor de capacidad (%) 38,3% 23,1%

RE Hidráulica 642 337 90,5%

RE Solar PV 418 482 -13,3%

RE Solar térmica 112 117 -4,3%

Térmica renovable 459 394 16,5%

Térmica no renovable 3.008 2.934 2,5%

TOTAL RE 10.971 7.913 38,6%

CONSUMOS EN BOMBEO -707 -449 57,5%

ENLACE PENÍNSULA-BALEARES -109 -3

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-366 -525 -30,3%

DEMANDA DE TTE (b.c.) 22.510 23.114 -2,6%

Bajo nuestras proyecciones de demanda y generación eléctrica, cabría esperar un leve aumento en el precio medio en febrero, respecto al dato de enero. Sin embargo, el promedio de los precios del “pool” en los seis primeros días de mes apenas alcanza los 32 €/MWh (esencialmente, debido a un nivel de eolicidad atípicamente elevado), lo que sesga a la baja la media del mes. Teniendo en cuenta dichos datos y nuestra previsión para la media del resto del periodo (51 €/MWh), resulta un precio promedio para febrero de 46,8 €/MWh, según el escenario central o más plausible. Bajo condiciones climatológicas extremas, los modelos estiman cotas mínima y máxima para los precios de febrero de 41,0 y 51,5 €/MWh, respectivamente (Tabla 10).

Para el año 2013, utilizando los resultados mencionados en el apartado 6 del presente informe, los modelos de predicción sugieren un nivel medio de precios en el mercado diario en 2013 de 52,8 €/MWh (12% más que el registro de 2012).

de 30

2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica peninsular en el mes de enero de 2013, una vez tenidos en cuenta los efectos del calendario y temperatura, ha descendido un 4,1% respecto a enero 2012. El consumo eléctrico bruto peninsular se ha situado en 22.510 GWh, un 2,6% inferior al de enero 2012.

Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2004-2013

Gráfico 02. Variación mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2011-2013

La eólica se mantiene como primera tecnología en el mes de enero 2013, por tercer mes consecutivo, con más de 6 TWh producidos ha cubierto más de un 26% de la generación total para dicho mes. La producción eólica ha sido un 73,5% superior que la del mes de enero de 2012.

18.000

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GW

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2004 2005 2006 2007 2008

2009 2010 2011 2012 2013

Fuente: REE y elaboración AEE

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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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En cuanto a las tecnologías del régimen ordinario, la nuclear ha generado 4,75 TWh, un 12,2% inferior que la del mismo mes del año anterior. Las centrales de carbón han generado más de 3 TWh, un 44,4% menos que en el mismo mes del 2012; la hidráulica ha producido 2,75 TWh, un 68% más que la producción de enero 2012 y los ciclos combinados 2,66 TWh, prácticamente un 39% inferior que la del mismo mes del año anterior.

Por parte de las tecnologías del régimen especial, la solar fotovoltaica y la termoeléctrica son las únicas que han contribuido menos que en el mismo mes del año anterior.

Gráfico 03. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2011-2013

Gráfico 04. Estructura de generación. Enero 2013

Gráfico 05. Estructura de generación. Enero 2012

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

En cuanto a la contribución de las tecnologías de origen renovable en el mes de enero 2013 ha superado el 44% de la generación total, suponiendo un récord histórico.

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Térmica 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

Hidráulica11,35%

Nuclear19,64%

Carbón12,67%

Fuel+Gas0,00%

Ciclo Combinado11,00%

Eólica26,17%

RE Hidráulica2,65%

RE Solar PV1,73%

RE Solar térmica0,46%

Térmica renovable1,90%

Térmica no renovable12,43%

Hidráulica6,58%

Nuclear21,81%

Carbón22,21%

Fuel+Gas0,00%

Ciclo Combinado17,52%

Eólica14,70%

RE Hidráulica1,36%

RE Solar PV1,94%

RE Solar térmica0,47%

Térmica renovable1,59%

Térmica no renovable11,82%

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Gráfico 06. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2011-2013


2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

En enero de 2013, la energía eólica ha alcanzado su máxima participación en la generación eléctrica mensual, ha generado 6.332 GWh lo que ha supuesto más de un 26% de la generación total y un incremento de un 73,5% frente al mismo mes del año 2012.

Gráfico 07. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2006 – 2013

El factor de capacidad de la eólica, teniendo en cuenta los datos de potencia eólica instalada mensual de Red Eléctrica, se ha situado en el máximo histórico cerca del 38% en el mes de enero 2013.

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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 ene-13

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% 55,7%

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% 44,3%

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Gráfico 08. 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 y 2013

Además del máximo de generación mensual, el pasado 16 de enero, la eólica ha alcanzado un nuevo máximo histórico de energía diaria de generación en el sistema eléctrico peninsular, con un valor de 345.011 MWh que supuso un 40% de la generación para dicho día, ese valor fue un 3% superior al anterior máximo que se registró el 18 de abril de 2012 con 334.850 MWh.

Gráfico 09. Estructura de generación. 16/01/2013

Fuente: REE

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45%Fa

cto

r d

e C

apac

idad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2012

2013

Fuente: Elaboración AEE

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

En el Gráfico 10 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).

Gráfico 10. Evolución diaria de la transición desde el PBF hasta la producción eólica real. Enero 2013

Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE

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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)

MWh

de 30

El desvío positivo promedio en el mes de enero, es decir, cuando la producción eólica real ha resultado superior a la programada, se ha situado en +7,8%; 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 -7,9%. El desvío en términos relativos aumenta ligeramente en este mes de enero con respecto al mes anterior.

Tabla 01. Promedio desvío producción eólica. 2012-2 013

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 2012 12,1% -10,9%

Ene-13 7,8% -7,9%

Fuente: Datos ESIOS-REE y elaboración AEE

Las restricciones técnicas en tiempo real (RT Tiempo real) en el mes de enero suponen 56.348 MWh, un 0,9% de la generación eólica medida.

2.2 Producción hidráulica

La producción de las centrales hidráulicas ha sido 2.747 GWh en enero 2013, que es un 68,1% superior que la generación del mismo mes del 2012.

Gráfico 11. Generación hidráulica mensual. 2005-201 3

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Fuente: REE

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En cuanto a las reservas hidráulicas, en régimen anual mantienen la tendencia creciente de los últimos meses, situándose cerca del 52% de la capacidad máxima en el mes de enero 2013, valor muy superior al 41,54% del mes de diciembre de 2012.

Gráfico 12. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2005-2013

Por otro lado, las reservas de los embalses en régimen hiperanual cambian la tendencia aumentando las reservas con respecto a los meses anteriores y situándose por encima del 42% de su capacidad máxima en el mes de enero 2013, valor muy superior al 34% del mes de diciembre 2012.

Gráfico 13. Evolución mensual reservas embalses rég imen hiperanual. 2005-2013

2.3 Producción nuclear

Las centrales nucleares han producido 4.752 GWh en el primer mes del año 2013, un 12,2% menos que la del mismo mes de 2012.

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2005 2006 2007 2008 2009

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Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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MW

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2005 2006 2007 2008 2009

2010 Máxima 2011 2012 2013

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

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Gráfico 14. Generación nuclear mensual. 2005 - 2013

2.4 Producción de ciclo combinado

Los ciclos combinados han generado 2.661 GWh en el mes de enero, un 38,8% inferior que la del mismo mes del 2012.

Gráfico 15. Generación mensual de ciclo combinado. 2003-2013

2.5 Producción de carbón

En el mes de enero 2013 las centrales de carbón han producido 3.066 GWh, un 44,4% menos que la del mismo mes del año 2012.

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Fuente: REE

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Gráfico 16. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 13

2.6 Producción de fuel+gas

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

Gráfico 17. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 13

2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)

En enero 2013, las tecnologías del régimen especial excepto la eólica, han producido 4.639 GWh, un 8,8% superior que la del mes de enero de 2012 (4.264 GWh) y un 3% superior que la del mes de diciembre 2012 (4.498 GWh).

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Fuente: REE

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Gráfico 18. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2013

Gráfico 19. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012

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Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE Hidráulica

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

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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 enero 2013 ha aumentado respecto a meses anteriores, situándose en 50,50 €/MWh, siendo un 1% inferior al precio medio del mes de enero 2012 que alcanzó los 51,06 €/MWh, y un 21% superior al precio medio de diciembre 2012 que fue 47,23 €/MWh.

Gráfico 20. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio. 2005 – 2012

Aumenta la diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de enero respecto a meses anteriores, situándose en 87,54 €/MWh, oscilando entre un precio mínimo de 0 €/MWh durante un total de 16 horas en el mes, y un precio máximo de 87,54 €/MWh a las 22.00h del jueves 24 de enero.

Tabla 02. Precio mensual mínimo, promedio y máximo del mercado diario. 2013

En €/MWh Precio

mínimo

Precio

promedio

Precio

máximo

Enero 0,00 50,50 87,54

Fuente: OMIE y elaboración AEE

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€/M

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Gráfico 21. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Enero 2013

En el Gráfico 22 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 enero 2013, en él se puede observar la correlación negativa entre ambas variables.

Gráfico 22. Evolución diario precio medio mercado d iario y promedio generación eólica. Enero 2013

Fuente: REE, OMIE y elaboración AEE

La evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante el pasado mes de enero 2013, se representa en el gráfico siguiente. El precio medio aritmético en el sistema eléctrico portugués se ha situado en 48,53 €/MWh, frente a los 50,50 €/MWh del sistema eléctrico español.

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30

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13

31

/01

/20

13

Promedio diario Generación Eólica (MWh)


MWh €/MWh

de 30

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 23. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Enero 2013

Tabla 03. Comparativa precio sistema portugués y es pañol

Enero 2013

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 611 82%

PEspañol < PPortugués 14 2%

PEspañol > PPortugués 119 16%

TOTAL 744 100%


Durante la primera mitad del mes de febrero el precio medio aritmético se ha situado ligeramente por debajo de los 40 €/MWh.

Gráfico 24. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Febrero 2013

0

10

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40

50

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70

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€/M

Wh

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués

Precio marginal en el sistema español (€/MWh)

0

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50

60

70

80

90

100

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO


PROMEDIO MES


de 30

3.2 Retribución eólica

La publicación del Real Decreto Ley 2/2013, de 1 de febrero, de medidas urgentes en el sector eléctrico y financiero, en su artículo 2 modifica el Real Decreto 661/2007, cuyos cambios tienen un impacto significativo en la retribución de la eólica.

• OPCIONES DE RETRIBUCIÓN:

En el artículo 2 del RD-L 2/2013, en la tabla 3 del artículo 36 del RD 661/2007 se modifican los valores de la prima de referencia que pasa a tener un valor de 0 c€/kWh y se suprimen los valores de límite superior y límite inferior.

Es decir, se elimina la prima, límite inferior y superior en la opción de mercado, lo que implica que en dicha opción la retribución es únicamente el precio del mercado.

Por otro lado, para las instalaciones eólicas en el mar territorial se establece una tarifa máxima de referencia a efectos de procedimiento de concurrencia que se regule para el otorgamiento de reserva de zona con un valor de 14,8557 c€/kWh, lo que elimina la prima máxima del RD 661/2007.

• ACTUALIZACIÓN DE LOS PARÁMETROS:

Todos los parámetros se actualizaban anualmente con el Índice de Precios al Consumo (IPC) menos el valor establecido en la Disposición Adicional primera del RD 661/2007 (25 puntos básicos hasta el 31 de diciembre de 2012 y 50 puntos básicos a partir de entonces).

En cambio, el Real Decreto Ley 2/2013 sustituye dicho Índice de Precios al Consumo por el Índice de Precios al Consumo a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos.

Por lo tanto, la tarifa regulada y los complementos se actualizarán en base al IPC a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos (y descontando los 50 puntos básicos definido en la Disposición Adicional primera del RD 661/2007).

• APLICACIÓN DEL RD-L 2/2013:

En la Disposición Adicional Única del RD-L 2/2013 se establece que:

Las instalaciones que entre el 1 de enero de 2013 y la fecha de entrada en vigor del presente real Decreto Ley (2 de febrero de 2013), hubieran vendido su energía durante algún periodo de acuerdo con la opción de mercado, les será liquidada la prima por la CNE, teniendo en cuenta la energía producida en ese periodo como si hubieran estado acogidas a la opción de tarifa regulada. Es decir, esta modificación aplica a partir del 1 de enero de 2013.

Las instalaciones que a fecha de entrada en vigor del RD-L estuvieran acogidas a la opción de mercado (opción b) del artículo 24.1 del RD 661/2007) pasarán a estar

de 30

acogidas, de manera automática y con efectos desde el 1 de enero de 2013 a la opción de venta de tarifa regulada (opción a) del 24.1 del RD 661/2007), salvo que con anterioridad al 15 de febrero de 2013 comuniquen de forma expresa a la DGPEyM su deseo de permanecer en la opción de mercado. De hacerlo así, es decir, notificar su deseo de permanecer en la opción de mercado, no podrán en ningún caso cambiarse a la opción de tarifa regulada.

Las comunicaciones de cambio de opción de venta de energía, desde la opción de tarifa regulada a la opción de mercado que a la entrada en vigor del RDL 2/2013 no se hubieran producido, quedarán sin efecto.

Por último, en el artículo 3 del RD-L 2/2013, se establece que “aquellas instalaciones que quieran acogerse a la opción de mercado, no podrán acogerse con posterioridad al cambio de opción previsto en el apartado 4 del artículo 24 del RD 661/2007. Es decir, si una instalación decide acogerse a la opción de mercado (en la cual sólo se percibe el precio del mercado), se mantendrá durante toda la vida de la instalación.

RETRIBUCIÓN EÓLICA ENERO 2013

El precio medio aritmético del mercado eléctrico se ha situado en 50,50 €/MWh, en cambio el precio medio del mercado percibido por la eólica, que tiene en cuenta la curva de carga de la eólica, se ha situado en 47,23 €/MWh, un 6,5% inferior.

Tabla 04. Precio medio Aritmético y Precio medio Po nderado. 2013

Precio medio ARITMÉTICO mensual

(€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la energía eólica

(€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Diferencia (%)

Enero 50,50 47,23 -3,28 -6,49%

Fuente: AEE

En cuanto a la actualización de los valores de tarifa regulada y complementos, hasta la fecha no se ha publicado la orden de tarifas, pero si tenemos en cuenta la actualización de la propuesta de Orden de Tarifas recibida el 1 de febrero de 2013 (a la cual se han presentado alegaciones), los valores se actualizarían con un IPC-IC sin alimentos no elaborados ni productos energéticos de 0,472% al cual habría que restarle los 50 puntos básicos de la DA 1ª del RD 661/2007, por lo tanto el valor de actualización es -0.03%.

Por lo tanto, la tarifa regulada resultante a aplicar en el año 2013 sería de 81,247 €/MWh.

Para analizar la pérdida de retribución de la eólica por las nuevas medidas aprobadas a principios del mes de febrero, comparamos esa tarifa regulada con los valores que deberían haber tenido tanto la tarifa regulada como los parámetros de límite superior, límite inferior y prima de referencia, actualizados con el IPC general que se sitúa en 3,475% (es el IPC de octubre a octubre de 2012).

La tarifa regulada para el año 2013 actualizada con el IPC general, habría sido de 83,688 €/MWh, es decir, 2,441 €/MWh superior.

de 30

Por otro lado, si actualizamos los parámetros de la opción de mercado con el mismo IPC, y según la evolución de los precios del mercado diario y la curva de carga de la eólica, la retribución promedio a mercado habría sido de 87,22 €/MWh, es decir, prácticamente 6 €/MWh menos que la nueva tarifa regulada.

La mayor parte de las instalaciones eólicas habían elegido para el mes de enero 2013 la opción de mercado de remuneración, en cambio según los cambios normativos, se les liquidará la energía en base a la tarifa regulada actualizada con el IPC a impuestos constantes sin alimentos no elaborados ni productos energéticos.

Gráfico 25. Comparativa retribución tarifa regulada después del RD-L y tarifa regulada y mercado más prima antes del RD-L. 2013

Tabla 05. Retribución promedio en Enero 2013 antes y después de la publicación del RD-L 2/2013

Tarifa regulada con RD-L 2/2013 e IPC de la

propuesta de orden de tarifas (€/MWh)

Tarifa regulada antes del RD-L 2/2013 e IPC general

de 3,475% (€/MWh)

Retribución promedio a

mercado antes de la publicación del RD-L 2/2013 e IPC

general de 3,475% (€/MWh)

Enero 81,247 83,688 87,22

Fuente: AEE

0

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140

0 20 40 60 80 100 120

Prim

aP

ool+

Prim

aen

€/M

Wh

Pool -€/MWh-

Retribución RD 661/2007 (pool + prima) antes de RD-L 2/2013

RD 661/2007 Tarifa regulada antes publicación RD-L 2/2013

Tarifa regulada RD-L 2/2013

Fuente: AEE

Suelo RD 661/07: 81,456 €/MWh

Tarifa regulada RD 661/2007:

83,688 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07:

33,475 €/MWh

Tarifa regulada RD-l2/2013:

81,247 €/MWh

Techo RD 661/07: 97,077 €/MWh

de 30

Gráfico 26. Comparativa retribución tarifa regulada después del RD-L y tarifa regulada y mercado más prima antes del RD-L 2013 y distribución de los precios en

enero 2013

3.3 Primas al régimen especial

La retribución total regulada del régimen especial asciende a 8.518,5 Millones de €, de los cuales 2.037 Millones de € (un 24% del total) corresponden a los 47.950 GWh producidos por la eólica (prácticamente un 47% 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.

De esos 2.037 Millones de € de primas percibidas por el sector eólico, 260 M€ corresponden a los complementos (energía reactiva y huecos de tensión).

Tabla 06. Retribución anual total recibida por los productores del régimen especial en España ACUMULADO CIERRE DE 2012

Fuente: CNE

Por otro lado, en la siguiente tabla se desglosa la retribución de cada una de las tecnologías del régimen especial en función de la opción de venta elegida en el año 2012. Para la eólica, la mayor parte de las instalaciones estaban acogidas a la opción

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

Ret

ribuc

ión

(€/M

Wh)

Precio de mercado (€/MWh)

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)

Precio Promedio Enero 2013

Tarifa regulada antes RD-L2/2013

Distribución de los precios Enero 2013

Tarifa regulada después RD-L2/2013

Fuente: AEE

50,50 €/MWh

de 30

de mercado, teniendo en cuenta los 14.400 MW de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007 que finalizó el 31 de diciembre de 2012. Pero a partir de enero 2013, según datos de OMIE la mayor parte de las instalaciones estaban optando por el mercado más prima en lugar de la tarifa regulada (excepto las instalaciones que están en periodo de pruebas).

Tabla 07. Retribución total de los productores de e lectricidad en régimen especial liquidados por la CNE en función de la opc ión de venta elegida.

ACUMULADO CIERRE DE 2012

Fuente: CNE

de 30

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR

En el primer mes de 2013, nuestra previsión del precio del mercado eléctrico resultó razonablemente certera. Esperábamos un precio medio mensual de 51,7 €/MWh (escenario central) pero éste se situó en 50,5 €/MWh. Aunque la discrepancia entre ambas cifras no es despreciable, debe tenerse en cuenta que, en el momento de previsión, los datos del mercado y las cotizaciones a plazo sugerían para enero un nivel medio de 58 €/MWh, muy por encima de nuestras proyecciones. Éstas últimas se realizaron bajo previsiones de consumo eléctrico superiores al consumo que tuvo lugar finalmente, y bajo previsiones de generación eólica muy inferiores a las reales. Según nuestros cálculos, de haber utilizando los verdaderos datos de producción y consumo, la previsión del precio promedio del mes apenas hubiera alcanzado 46 €/MWh. Este resultado sugiere que el grado de traslado de los impuestos de la reforma eléctrica a las ofertas del mercado diario fue en enero mayor del esperado (precisamente esto ha evitado un mayor error de predicción en el precio).

Como se ha mencionado arriba, nuestras expectativas para la demanda eléctrica y el balance de generación del mes de enero resultaron imprecisas. Estimábamos un consumo medio de 740 GWh al día (un 1% menos que en enero de 2012), pero éste se situó en 725 GWh (descenso interanual de 2,8%). El error cometido por REE fue ligeramente mayor que el nuestro. Pero la gran discrepancia entre dato y proyección se produjo en lo relativo a la generación eólica: calculábamos un factor de utilización del 27% (producción de 145 GWh diarios, en media) y se rozó el 39% (204 GWh al día), constituyendo un registro histórico (prácticamente imposible de prever). Pese a que las predicciones de generación para las tecnologías nuclear, hidráulica de régimen ordinario y resto del régimen especial fueron aproximadamente correctas, las dos desviaciones citadas condujeron a un error predictivo muy sustancial en lo referente al hueco térmico (habíamos previsto 275 GWh diarios y apenas generaron 185 GWh).

Tabla 08. Previsión de precios vs precio real. Ener o 2013

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 8 de enero de 2012)

Dato

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

50,5 45,5 51,7 55,8

Previsión Enero (€/MWh)

de 30

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO

Esperamos un repunte en la demanda eléctrica media diaria en febrero, respecto al registro de enero. Según nuestras estimaciones, el consumo diario de electricidad del mes podría situarse en torno a 740 GWh, unos 15 GWh más que en el anterior. Sin embargo, la serie presentará un fuerte deterioro en términos interanuales (es decir, comparado con enero de 2012), aproximadamente del 10%. Dicho retroceso responde a motivos de temperatura y laboralidad (2012 fue bisiesto y las temperaturas del mes de febrero resultaron sensiblemente inferiores a la media histórica del periodo). La proyección publicada por REE es ligeramente superior a la nuestra (750 GWh, en media diaria, lo que representaría un descenso interanual del 9%).

Por otro lado, creemos que el balance de generación eléctrica será algo menos atípico que lo fue en el mes pasado. Cabe esperar que la producción eólica disminuya, mientras el hueco térmico se eleva, en términos de media diaria. Así, estimamos un nivel de generación eólica de 180 GWh al día, y un factor de utilización del 34% (muy por encima de su media histórica, pero menor en 5 puntos al registrado en enero). En cuanto a la producción hidráulica de régimen ordinario, nuclear y régimen especial no eólico, no debería haber variaciones demasiado sustanciales respecto a los datos de enero. En base a estas expectativas y al aumento esperado de consumo, calculamos un hueco térmico de 205 GWh al día, en media (20 GWh más que en el periodo anterior). En términos relativos a generación bruta total, esperamos que la eólica vuelva a ser la tecnología de mayor presencia este mes (en torno al 22%), seguida de la nuclear (20%) y, muy de lejos, por la térmica de carbón (14%); los ciclos combinados y la hidroeléctrica de régimen ordinario aportarían ambas en torno al 11%.

Bajo nuestras proyecciones de demanda y generación eléctrica, cabría esperar un leve aumento en el precio medio en febrero, respecto al dato de enero. Sin embargo, el promedio de los precios del “pool” en los seis primeros días de mes apenas alcanza los 32 €/MWh (esencialmente, debido a un nivel de eolicidad atípicamente elevado), lo que sesga a la baja la media del mes. Teniendo en cuenta dichos datos y nuestra previsión para la media del resto del periodo (51 €/MWh), resulta un precio promedio para febrero de 46,8 €/MWh, según el escenario central o más plausible. Bajo condiciones climatológicas extremas, los modelos estiman cotas mínima y máxima para los precios de febrero de 41,0 y 51,5 €/MWh, respectivamente (Tabla 10).

Para marzo , cabe esperar un ligero ascenso en el precio del mercado diario, de aproximadamente 1 €/MWh, bajo el supuesto de valores eólicos menos extremos (que deberían compensar sobradamente el efecto en el precio del previsible descenso de consumo eléctrico, por razones estacionales). La incertidumbre asociada a las proyecciones presentadas es especialmente elevada. En primer lugar, porque aún no se dispone de suficiente información para evaluar las variaciones en las ofertas del mercado debidas a los nuevos impuestos de la Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética. A esto se añade ahora el posible impacto en el mercado diario del RDL 2/2013, difícil de anticipar (si bien, en base a la información disponible actualmente, no esperamos que sea relevante en términos del precio).

de 30

Tabla 09. Previsión para el mes en curso: demanda, balance de energía y precios

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 5 de febrero 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 22.469 2.750 6.332 5.667 2.620 9.425 50,5 22.469

Interanual (%) -2,8 68,3 73,5 -42,5 -39,8 -2,6 -1,1 -2,8

Cuota (%)(7) 11,4 26,2 23,4 10,8 39,0

GWh 20.721 2.420 5.030 5.695 2.506 9.221 46,8 20.977

Interanual (%) -9,9 105,3 0,3 -40,8 -36,9 -5,1 -12,6 -8,8

Cuota (%)(7) 10,8 22,5 25,5 11,2 41,2

GWh 249.467 25.325 50.284 81.866 36.148 111.730 52,8 250.256

Tasa Anual (%) -0,9 30,3 4,4 -12,1 -6,0 -3,4 11,8 -0,62013

ene-2013

(dato)

feb-2013

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

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6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL

Se presentan a continuación los resultados de la última actualización de previsiones para el año 2013, así como previsiones para el primer trimestre de 2014. No se incorporan supuestos sobre la posible incidencia en el mercado diario del RDL 2/2013, efecto que, en principio, debería ser menor. Esencialmente, se ha revisado a la baja la proyección de demanda, y al alza, las asociadas a generación eólica e hidráulica. Dichas revisiones tienen un impacto moderadamente bajista en la previsión de precios, 1 €/MWh (de los 53,8 €/MWh proyectados en el informe anterior a 52,8 €/MWh). Creemos que los precios del primer semestre serán menores de los que se esperaban cuando se anunció la reforma fiscal del sector, pero que experimentarán un repunte muy significativo en la segunda parte del año.

Debido a que los datos de consumo eléctrico registrados en los últimos dos meses fueron bastante más débiles de los esperados, los modelos proyectan niveles de demanda eléctrica para 2013 menores que los que veníamos anunciando hasta ahora. En el escenario central (basado en un supuesto de retroceso de la actividad económica del 1,5% en el conjunto del ejercicio), se sitúan en 249,5 TWh, 2 TWh por debajo de la cifra ofrecida en el informe anterior. Este consumo sería inferior al de 2012, por una magnitud aproximada del 1%. Bajo los escenarios económicos extremos diseñados (ver Tabla 14), nuestros modelos estiman variaciones anuales de −2,1% y 0,8% en el escenario pesimista y optimista, respectivamente. Por su parte, REE – que modificó sus previsiones para el año móvil de forma drástica el mes pasado –, sitúa su estimación de consumo para 2013 en 250,3 TWh (caída anual de 0,6%), ligeramente por encima de la nuestra.

Respecto al balance de generación previsible para 2013, cabe esperar reducciones muy notables en la generación nuclear y el hueco térmico, mientras la producción de origen renovable aumenta ligeramente, en general. Así, calculamos que la generación hidroeléctrica de régimen ordinario, eólica y el resto de régimen especial podrían alcanzar 25, 50 y 56 TWh en el conjunto del año 2013, respectivamente. Tanto la previsión de producción hidráulica como la eólica han aumentado significativamente respecto a las cifras ofrecidas en el informe de enero (en el caso de la eólica, simplemente como consecuencia de incorporar el dato de generación del mes pasado y la previsión de febrero, ambos valores muy superiores a las estimaciones disponibles hace un mes). Por su parte, la energía eléctrica generada en centrales nucleares descenderá en torno al 9% respecto al año pasado, por el cierre de la central de S.M. de Garoña. En consistencia con estas cifras y con las presentadas para la demanda eléctrica, nuestra estimación del hueco térmico para 2013 empeora sustancialmente, situándose apenas en 82 TWh (frente a los 93 TWh registrados en 2012).

Por último, nuestras hipótesis sobre precios de combustibles se mantienen en los mismos términos que presentábamos hace un mes. En el caso del precio del gas natural, esperamos un incremento anual del 10%, respecto a 2012, aproximadamente. Por su parte, los precios de derechos de emisión de CO2 siguen en caída libre y, en consecuencia, también las expectativas de evolución a medio plazo, si bien su efecto en el precio del mercado eléctrico es relativamente pequeño.

de 30

Tabla 10. Previsión de precios para del año móvil. Previsiones trimestrales


Utilizando los resultados mencionados en los párrafos anteriores, nuestros modelos de predicción sugieren un nivel medio de precios en el mercado diario en 2013 de 52,8 €/MWh (12% más que el registro de 2012). Esta nueva proyección corrige en 1 €/MWh la anunciada en el informe del mes de enero (53,8 €/MWh), reducción esencialmente debida al empeoramiento en nuestras expectativas de demanda, así como a los precios de enero (dato) y febrero (estimación), más moderados que las previsiones disponibles hace un mes. Tendemos a pensar que el precio del mercado diario progresará al alza durante el año: nuestras estimaciones para los dos primeros trimestres de 2013 son 48,4 y 50,3 €/MWh, respectivamente, elevándose hasta 56,8 €/MWh en 2013.Q3 y 55,8 €/MWh en 2013.Q4. Descontando efectos estacionales, este repunte es consistente con la hipótesis de mejoría económica en la segunda parte del ejercicio. El rango de variación del precio medio de 2013 que obtenemos al aplicar los modelos bajo condiciones relativamente extremas es [45,3 − 60,0] €/MWh (Tabla 10). Para el primer trimestre de 2014, prevemos un precio promedio de 54,1 €/MWh, (escenario central). Como se anticipó al inicio de sección, todos los cálculos anteriores están elaborados sin considerar posibles efectos del RD-L 2/2013, difícilmente medibles.

Gráfico 27. Evolución de la previsión del precio medio anual de 2013

Gráfico 28. Previsión del precio medio mensual. Año móvil


Media anual

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

Escenario Bajo 41,0 42,9 44,8 42,9 48,4 45,1 41,5 45,3

Escenario Central 46,8 47,9 48,4 50,3 56,8 55,8 54,1 52,8

Escenario Alto 51,5 54,3 52,1 56,8 64,8 65,7 66,7 59,9

Precio Medio Aritmético mes / trimestre (€/MWh)

48

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50

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3

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-13

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abr-

13

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-13

jun

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jul-

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-13

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-13

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no

v-1

3

dic

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€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

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101520253035404550556065

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ne

-12

abr-

12

jul-

12

oct

-12

en

e-1

3ab

r-1

3ju

l-1

3o

ct-1

3e

ne

-14

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

de 30

Desde el inicio del ejercicio, las cotizaciones de contratos a plazo están resultando tremendamente volátiles, presentando sobrerreacciones derivadas de los movimientos observados en el precio del mercado diario. En el informe anterior señalábamos que, en base a las cotizaciones de OMIP disponibles a día 8 de enero, el precio a plazo para el ejercicio 2013 podía estimarse por encima de 56 €/MWh, cuando nuestra proyección para el promedio del precio spot no alcanzaba siquiera 54 €/MWh. Ya entonces recomendábamos prudencia en la interpretación de estas cotizaciones y nos inclinábamos por la hipótesis de una sobrerreacción no justificada en base a los fundamentales que rigen la formación del precio, sino más bien debida a valores de precios muy elevados que se estaban registrando en el “pool”, pero que se explicaban en buena medida por condiciones de climatología atípicas. Desde entonces, la evolución de las cotizaciones a plazo ha sido la contraria a la de principio del mes pasado, progresando rápidamente a la baja (véase Tabla 11), en paralelo al precio del mercado diario. A cierre de enero, el precio medio de OMIP para 2013 (calculado como media entre el spot de enero y los precios de los contratos de futuro para febrero, marzo y los tres últimos trimestres de año) cae hasta 51,3 €/MWh. Al contrario de lo que sucedía a principio de enero, ahora dicho precio es 1,5 €/MWh inferior a nuestra proyección para el spot promedio de 2013, proyección que es mucho menos volátil que las cotizaciones de futuros. De nuevo pensamos que la corrección bajista registrada en los mercados a plazo en las últimas semanas es excesiva respecto al precio que cabe esperar en base a la información actualmente disponible.

Tabla 11. 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 del precio del mercado diario en enero y de las cotizaciones de OMIP (en las fechas indicadas en la tabla) para los contratos mensuales de febrero y marzo. Se pretende de este modo que la media construida sea comparable con la previsión trimestral.


Previsión

02-ene 15-ene 31-ene IME

2013.Q1 53,2 53,7 49,7 48,4

2013.Q2 52,3 52,9 49,0 50,3

2013.Q3 57,8 57,6 54,4 56,8

2013.Q4 55,3 55,4 52,2 55,8

2014.Q1 55,6 55,2 52,6 54,1

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

de 30

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 14 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 12. Los criterios para la delimitación de las sendas alternativas para cada input se resumen en la Tabla 13.

Tabla 12. Definición de escenarios alternativos par a los modelos de precios

Fuente: Intermoney Energía

Tabla 13. 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

de 30

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 14. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto


PIB VAB(*)

Industria

Bajo -2,9 -3,2

Central -1,5 -1,2

Alto 0,2 1,3

Media 2012 Media 2013

NBP 25,0 € / MWh 27,5 € / MWh

CO2 (EUA) 7,5 €/t 6,2 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2013

Variables Nominales (Escenario Central)

de 30

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