informe mensual previsiÓn de los precios …...trimestre del 2011 cerró a un precio de 57,99...

INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 45

PERIODO: OCTUBRE 2011 – NOVIEMBRE 2012

Fecha de publicación: 14 de Octubre 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 ....................................................... 16

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............................................. 23

5. PREVISIONES DE VARIABLES ......................................................................... 24

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................................................... 29

de 33

1. INTRODUCCIÓN

Generación eólica

En el mes de septiembre, el factor de capacidad ha sido el más bajo de los últimos años situándose por debajo del 15,5%. La generación eólica en septiembre se ha situado en 2.297 GWh, un 1% más que la del mismo mes del año 2010 y ha cubierto un 10,95% de la demanda de energía, este valor es inferior al de los dos años anteriores para el mismo mes.

Para el periodo acumulado durante los primeros nueve meses del año, la generación eólica ha sido inferior que la del mismo periodo del año anterior (-0,6%). Con 30.329 GWh, la eólica ha cubierto un 15,73% del consumo eléctrico peninsular.

Demanda de energía eléctrica

En septiembre el consumo de energía eléctrica en términos netos, es decir, descontando los efectos de laboralidad y temperatura, disminuyó un 1,3% respecto al mismo mes del 2010. Los niveles de demanda en dicho mes se sitúan ligeramente por encima de los niveles del año 2008, pero todavía muy por debajo del año 2007.

En términos acumulados la demanda de energía ha caído un 1% respecto al año 2010, este valor se sitúa en un -0,1% si descontamos los efectos de laboralidad y temperatura.

En el periodo acumulado durante los primeros nueve meses del año 2011, las energías renovables del régimen especial han cubierto un 23,51% de la demanda, este valor aumenta a un 35,05% si incluimos a la gran hidráulica, valores elevados debidos al alto nivel de insolación de los últimos meses.

Precios y retribución eólica

Se mantiene la tendencia creciente de los precios en el mercado diario, alcanzando un precio promedio de 58,47 €/MWh para septiembre, que ha sido un 9,2% superior que el precio promedio de agosto 2011 (53,53 €/MWh) y un 25,9% superior que el precio promedio de septiembre 2010 (46,44 €/MWh).

El precio medio ponderado por la energía eólica ha resultado inferior que el precio medio aritmético en un 2,35% para el mes de septiembre y en un 4,5% para el promedio acumulado.

La décimo sexta subasta CESUR celebrada el pasado 27 de septiembre para el cuarto trimestre del 2011 cerró a un precio de 57,99 €/MWh para los 3.800 MW (producto base) y para las horas punta (458 MW), la casación fue de 63 €/MWh.

Según las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de octubre la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 57,48 €/MWh, y 50,17 €/MWh en el mes de noviembre.

de 33

2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La generación neta (descontando los consumos en generación) de energía eléctrica en la península alcanzó en el mes de Septiembre los 21.711 GWh, lo que supone un 0,6% menos que en el mismo mes del año anterior. Descontando los consumos en bombeo y el saldo de intercambios internacionales, la demanda de transporte en barras de central alcanzó los 20.968 GWh, un 1,5% más que el consumo del mes de septiembre de 2010.

El consumo en términos netos, es decir, descontando los efectos de laboralidad y temperatura, disminuyó un 1,3% respecto al mismo mes del 2010. Los niveles de demanda en dicho mes se sitúan ligeramente por encima de los niveles del año 2008, pero todavía muy por debajo del año 2007, debido fundamentalmente a la crisis económica.

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

En el Gráfico 02 se representa la evolución mensual de la generación de energía eléctrica a través de las distintas tecnologías desde enero del año 2010. En él se puede observar como el carbón ha ido ganando cuota de mercado desde la publicación del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, en detrimento de la hidráulica y los ciclos combinados.

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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Gráfico 02. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2010 - 2011

En el balance eléctrico diario de REE desglosan la generación mensual por tecnologías del régimen especial a partir de enero de 2011, así como la generación de carbón importado y nacional. Las energías renovables del régimen especial han cubierto un 18,67% de la demanda de energía eléctrica en el mes de septiembre, si añadimos la gran hidráulica este valor asciende a un 24,14%.

En el periodo acumulado durante los tres primeros trimestres del año 2011, las energías renovables del régimen especial han cubierto un 23,51% de la demanda, este valor aumenta a un 35,05% si incluimos a la gran hidráulica.

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

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA

CICLO COMBINADO FUEL+GAS

CARBÓN HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

01/01/2011 01/02/2011 01/03/2011 01/04/2011 01/05/2011 01/06/2011 01/07/2011 01/08/2011 01/09/2011

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

Carbón importado

Carbón nacional

HIDRÁULICA

NUCLEAR


GWh

de 33

La hidráulica sigue estando por debajo de los niveles de generación del año 2010, así como la nuclear y los ciclos combinados.

Mientras que las centrales de carbón nacional e internacional siguen incrementando su producción, pasando de un 15,34% de cobertura en septiembre 2010 a un 23,89% en el mismo mes de 2011.

Por su parte, en el mes de septiembre la generación eólica a pesar de haber incrementado ligeramente su producción en un 1%, la cobertura de la demanda con esta tecnología ha caído ligeramente con respecto a septiembre 2010.

En la Tabla 01 se muestra la tasa de variación mensual de la generación de cada una de las tecnologías del año 2010 y 2011, con respecto al mismo mes del año anterior. Según los datos de REE, las centrales de fuel+gas han tenido una participación nula en el año 2011.

Tabla 01. Tasa de variación mensual respecto al mis mo mes año anterior

HIDRÁULICA NUCLEAR CARBÓN FUEL+GAS CCGT EÓLICA RESTO RE CONS BOMBEO

INTERC. INTERN

DDA TRANSP

(B.C.)

ene-10 132,22% -17,25% -62,53% 17,24% -11,05% 24,36% 19,51% 56,43% -66,05% 0,70%

feb-10 21,24% 7,40% -54,01% 6,10% 6,85% 46,62% 9,21% 44,05% 6,68% 6,02%

mar-10 119,14% 24,89% -70,96% -89,21% -18,41% 50,62% 11,48% 96,61% 186,28% 9,54%

abr-10 122,35% 20,66% -64,62% -49,77% -20,26% -6,85% 17,22% 20,17% 32,79% 5,80%

may-10 52,83% 19,61% -63,04% 80,50% -18,86% 38,15% 14,26% -63,93% 24,09% 4,75%

jun-10 69,35% 32,80% -45,56% 12,28% -28,07% 18,31% 14,72% 3,48% 6,77% 0,33%

jul-10 69,87% 35,21% -23,91% -33,81% -20,00% 16,76% 19,25% -13,08% 5,89% 4,35%

ago-10 38,03% 3,22% 56,83% -33,06% -29,73% 38,07% 2,88% -3,25% -7,93% 0,74%

sep-10 50,80% 16,24% 10,38% -9,84% -15,54% -3,64% 1,93% -7,35% 35,12% 0,15%

oct-10 23,41% 36,21% -34,89% 18,70% -19,09% 30,49% 4,04% 20,64% 36,81% 0,32%

nov-10 23,83% 26,78% -18,64% 0,56% 0,75% -9,08% 9,36% -12,26% -33,75% 7,12%

dic-10 23,81% 20,74% 9,61% -10,63% -21,04% -0,18% 11,05% 4,97% -42,81% 4,41%

ene-11 -4,12% 5,34% 20,83% -100,00% -5,24% -2,85% 19,25% -43,03% 100,64% -0,57%

feb-11 -30,51% -7,64% 79,11% -100,00% -2,65% -12,06% 2,88% -49,34% -29,08% -2,73%

mar-11 -36,81% -11,24% 247,99% -100,00% -3,66% 4,99% 1,93% -36,11% 36,22% -0,26%

abr-11 -25,66% -8,67% 283,46% -100,00% -36,02% 24,91% 4,04% -2,03% 47,44% -2,92%

may-11 -28,16% -17,66% 260,19% -100,00% -8,72% -14,23% 9,36% -43,20% -56,89% 0,11%

jun-11 -43,42% 0,52% 106,86% -100,00% -11,97% 11,29% 11,05% -39,17% -50,68% 2,00%

jul-11 -48,18% -10,42% 71,68% -100,00% -33,53% 16,28% 0,60% -12,64% -52,93% -6,41%

ago-11 -27,93% -3,25% 44,51% -100,00% -18,19% -4,85% 6,34% -11,74% -73,37% 0,58%

Sep-11 -19,74% -2,22% 58,13% -100,00% -27,96% 1,01% 7,22% -19,98% -42,34% 1,55%


de 33

En el desglose de la cobertura de la demanda por tecnologías, en el mes de septiembre es la nuclear la que se sitúa en primera posición con un 24,8%, seguida por el carbón y por los ciclos combinados, éstos han visto disminuida su producción en un 30% con respecto al mes de septiembre de 2010, lo que ha significado 9 puntos porcentuales menos de cobertura de demanda en 2010, y muy por debajo de la cobertura del año 2009 que superaba el 36%.

La eólica se mantiene en cuarta posición con un 10,95% de cobertura de la demanda, valor por debajo de la tasa del año 2010 11,01% y del año 2009 que fue de un 11,45%.

Gráfico 04. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Septiembre 2011

Gráfico 05. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Septiembre 2010

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

HIDRÁULICA5,48%

NUCLEAR24,80%

CARBÓN23,89%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO21,96%

EÓLICA10,95%

RE HIDRÁULICA1,11%

RE Solar PV3,61%

RE Solar térmica1,26%

Térmica renovable1,73%


12,03%

CONSUMOS EN BOMBEO-0,89%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-2,65%

Fuente: REEy elaboración AEE

HIDRÁULICA6,93%

NUCLEAR25,76%

CARBÓN15,34%

FUEL+GAS0,78%

CICLO COMBINADO30,95%

EÓLICA11,01%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

18,15%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,13%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-4,67%

Fuente: REEy elaboración AEE

de 33

En los primeros nueve meses del año 2011, la demanda de energía eléctrica ha sido un 1% inferior que la del mismo periodo del 2010, corrigiendo los efectos de laboralidad y temperatura, la demanda neta ha sido un 0,1% inferior a la del 2010.

Tabla 02. Cobertura de la demanda por tecnologías

HIDRÁULICA

NUCLEAR

CARBÓN

FUEL + GAS

CCGT EÓLICA RESTO

RE Solar

PV

Solar Térmic

a

Térmica NO

Renov

Térmic

a

Renov

Resto

RE

CONS BOMBE

O

INTERC. INTERN

Enero a septiembre 2009

9,44% 21,42% 14,05% 0,88% 31,69% 12,71% 17,21% -1,66% -3,08%


16,01% 23,56% 8,22% 0,67% 24,90% 15,39% 18,67% -1,71% -3,18%


11,54% 22,35% 15,92% 0,00% 20,77% 15,73% 2,15% 3,17% 0,82% 1,65% 12,25% -1,15% -2,42%


2.1 Producción eólica

Según la información de Red Eléctrica, en el mes de septiembre 2011 los parques eólicos han generado 2.297 GWh, un 1% más que la del mismo mes del año 2010.

Para el periodo acumulado, la generación eólica ha sido inferior que la del mismo periodo del año anterior, siendo un 0,6% menos. Con 30.329 GWh, la eólica ha cubierto un 10,95% del consumo eléctrico peninsular, este valor es inferior al de los dos años anteriores.

Gráfico 06. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2003 - 2011

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Fuente: REE y elaboración AEE

de 33

En el Gráfico 07 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda con energía eólica desde el año 2009 hasta el mes de septiembre de 2011.

Gráfico 07. Evolución mensual cobertura de demanda con energía eólica. 2009-2011

En el Gráfico 08 se representa el factor de capacidad promedio mensual desde el año 2004 hasta la actualidad. En el mes de septiembre, el factor de capacidad ha sido el más bajo de los últimos años situándose por debajo del 15,5%.

Gráfico 08. Factor de capacidad para la eólica 2004 - 2011

14,23%

15,05%

14,37%

15,44%

13,43%

10,67%

10,44%

9,63%

11,45%

14,49%

22,75%

20,81%

17,57%

20,81%

19,76%

13,60%

17,71%

12,58%11,68%

13,19%

11,01%

18,85%

19,31%

19,90%

17,17%

18,81%

20,80%

17,49%

15,18%

13,73%14,52%

12,48%

10,95%

en

e-0

9

feb

-09

mar

-09

abr-

09

may

-09

jun

-09

jul-

09

ago

-09

sep

-09

oct

-09

no

v-0

9

dic

-09

en

e-1

0

feb

-10

mar

-10

abr-

10

may

-10

jun

-10

jul-

10

ago

-10

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

en

e-1

1

feb

-11

mar

-11

abr-

11

may

-11

jun

-11

jul-

11

ago

-11

sep

-11

oct

-11

no

v-1

1

dic

-11

Co

be

rtu

ra d

e la

de

man

da

con

eó

lica

(%)


10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

FC

2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011


de 33

2.2 Producción hidráulica

En el mes de septiembre la hidráulica ha generado 1.148 GWh, un 19,8% menos que en el mismo mes del año 2010, siendo el tercer valor más bajo de los últimos 9 años.

En el periodo acumulado durante los nueve primeros meses del año, la hidráulica ha generado un 28,7% menos que en el mismo periodo del año anterior.

Gráfico 10. Generación hidráulica mensual. 2003-201 1

En cuanto a las reservas de los embalses en régimen anual, se sitúan por debajo de los niveles del año 2010.

Las reservas de los embalses han vuelto a disminuir hasta situarse en el 43% de la capacidad máxima en régimen anual, mientras que en Agosto se situaba en casi 500 GWh por encima.

Las reservas en régimen hiperanual mantienen su capacidad máxima en torno al 68%, que es ligeramente inferior que la capacidad máxima del mes de septiembre de 2010.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 2011

Fuente: REE

de 33

Gráfico 11. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2011

Gráfico 12. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen hiperanual. 2003-2011

2.3 Producción nuclear

En el mes de septiembre, las centrales nucleares han producido 5.200 GWh, rompiendo así la tendencia creciente que tenía esta tecnología desde el mes de mayo.

En el periodo acumulado, se sitúa como primera tecnología con 43.100 GWh generados, pero es un 6,1% menor que la producción del mismo periodo del año 2010.

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

de 33

Gráfico 13. Generación nuclear mensual. 2003 - 2011

2.4 Producción de ciclo combinado

Los ciclos combinados mantienen la tendencia de los últimos meses, con 4.604 GWh han cubierto un 21,96% de la demanda de energía eléctrica en septiembre 2011, mientras que en los mismos meses de 2010 y 2009 este valor fue de un 30,95% y 36,7%, respectivamente.

En cuanto al periodo acumulado durante los primeros nueve meses del año las centrales de ciclo combinado han generado un 17,4% menos que en el mismo periodo del año anterior.

Gráfico 14. Generación de ciclo combinado. 2003-201 1

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000G

Wh

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

de 33

El factor de capacidad de esta tecnología se mantiene en mínimos históricos mensuales, siendo un 25,3% para el mes de septiembre 2011. En el periodo acumulado durante estos nueve primeros meses del año las centrales de ciclo combinado han funcionado en torno a 1.600 horas.

Para compensar esta baja utilización de los ciclos combinado el Ministerio ha emitido un borrador de OM para concretar los pagos por capacidad a esta tecnología.

Gráfico 15. Factor de capacidad de ciclo combinado. 2005 - 2011

2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón han generado 30.695 GWh en el periodo acumulado a septiembre 2011, de los cuales casi 20 TWh han sido generados con carbón nacional y el resto con carbón importado.

En el mes de septiembre las centrales de carbón han visto incrementada su aportación a la demanda en 5.010 GWh, un 58,1% más que en el mismo mes del año 2010.

Gráfico 16. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 11

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

FC

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011


0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

Fuente: REE

de 33

Según la evolución de la generación de energía eléctrica a través de las centrales que utilizan carbón nacional, se ha llegado al cumplimiento del 86% del objetivo del volumen máximo de producción de electricidad fijado para el 2011 para las distintas centrales adscritas al procedimiento de resolución de restricciones técnicas por garantía de suministro.

Gráfico 17. Generación tipos de carbón. 2006 - 2011

2.6 Producción de fuel+gas

La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula para el mes de septiembre 2011.

Gráfico 18. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 11

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre

Carbón importado

Carbón nacional


GWh

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

FUEL+GAS

de 33

2.7 Régimen especial

La energía procedente del régimen especial excluyendo a la eólica, ha aumentado con respecto al mes de agosto 2010, su aportación al consumo eléctrico, gracias al crecimiento de la producción la térmica no renovable.

Para el periodo acumulado, la producción ha sido de 38.628 GWh, con lo que el aumento respecto al mismo periodo del año anterior se mantiene en aproximadamente el 6%.

Gráfico 19. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2011

En el mes de septiembre, prácticamente un 60% de la energía producida por las tecnologías del régimen especial es procedente de tecnologías renovables. En el periodo acumulado, ese valor asciende a un 66%.

Durante los primeros 9 meses del año, la eólica es un 44% de la generación del régimen especial, un 34% corresponde a las tecnologías no renovables (térmica no renovable) y el resto, un 22% corresponde a la solar fotovoltaica (9%), solar térmica (2%), hidráulica de régimen especial (6%) y térmica renovable (5%).

Gráfico 20. Generación mensual del régimen especial . 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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

01/01/2011 01/02/2011 01/03/2011 01/04/2011 01/05/2011 01/06/2011 01/07/2011 01/08/2011 01/09/2011


Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

EÓLICA


GWh

de 33

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

3.1 Precio del mercado diario

En el mes de septiembre han vuelto a incrementar los precios en el mercado diario, alcanzando un precio promedio de 58,47 €/MWh, ha sido un 9,2% superior que el precio promedio de agosto 2011 (53,53 €/MWh) y un 25,9% superior que el precio promedio de septiembre 2010 (46,44 €/MWh).

Gráfico 21. Evolución diaria del precio del MD. Sep tiembre 2011

En el mes de septiembre la curva de precios medios ha oscilado entre un precio mínimo de 28,07 €/MWh a las 5.00h del lunes día 19; y un precio máximo de 75,36 €/MWh a las 13.00h el viernes día 16.

Tabla 03. Precio mensual promedio, mínimo y máximo del sistema eléctrico español. 2011

€/MWh Precio mínimo

Precio medio

aritmético sistema español

Precio máximo

ene-11 0, 41,19 91,01 feb-11 20, 48,03 64,5

mar-11 4,9 46,7 60,9 abr-11 2, 45,45 55,25

may-11 0,5 48,9 58,17 jun-11 11,3 50,00 59,500 jul-11 26,1 50,82 61,68

ago-11 22,07 53,53 68,21 Sept-11 28,1 58,47 75,360

Fuente: OMEL y elaboración AEE

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES


de 33

Gráfico 22. Evolución horaria del precio del mercad o diario. Septiembre 2011

En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del precio promedio aritmético del mercado diario desde el año 2005 hasta la actualidad. En él se puede observar como los precios mantienen la tendencia creciente de los últimos meses hasta situarse en los niveles de precios del año 2005, año en el que el precio promedio anual fue de 53,68 €/MWh, un 92,1% superior al precio promedio del año 2004 (27,94 €/MWh).

Gráfico 23. Evolución mensual del precio del mercad o diario. 2005-2011

En el Gráfico 24 se representa la evolución del porcentaje de veces que marca precio marginal cada tecnología respecto al total de horas del periodo, desde enero del 2009 hasta la actualidad. Ha de tenerse en cuenta que estos porcentajes no suman 100 debido a que en una misma hora pueden marcar precio marginal más de una tecnología.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Precio marginal en el sistema español (€/MWh)

Promedio diario


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 33

La generación térmica convencional junto con la térmica de ciclo combinado son las tecnologías que marcan precio un mayor número de horas desde el mes de mayo 2011, en cambio en este mes de septiembre han disminuido el porcentaje de horas que han marcado precio respecto al mes de agosto, que es un 66,8% en septiembre frente al 78,4% del mes anterior.

Gráfico 24. Tecnologías que marcan precio. 2009-201 1

El precio promedio del sistema eléctrico portugués de septiembre se ha situado ligeramente por encima del precio del sistema eléctrico español, siendo de 58,56 €/MWh.

Gráfico 25. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués. Septiembre 2011

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

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

Generación térmica ciclo combinado Generación térmica convencional Generación hidráulica

Generación hidráulica de bombeo Régimen especial Intercambios internacionales

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

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


0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués


de 33

En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se tiene el número de horas en las cuales el precio marginal del sistema eléctrico español (PEspañol) ha sido igual, inferior o superior al del sistema eléctrico portugués (PPortugués).

Tabla 04. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Septiembre 2011

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 703 98%

PEspañol < PPortugués 17 2%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 720 100%


3.2 Retribución eólica

Siguiendo la tendencia, el precio medio ponderado por la energía eólica ha resultado inferior que el precio medio aritmético en un 2,35% para el mes de septiembre y en un 4,5% para el promedio acumulado.

Tabla 05. Precio medio aritmético y ponderado mensu al. 2011

AÑO 2011 (€/MWh)

Precio medio ARITMÉTICO mensual (€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la

energía eólica (€/MWh)

Variación (%)

Enero 41,19 36,94 -10,31%

Febrero 48,03 47,33 -1,46%

Marzo 46,64 45,63 -2,18%

Abril 45,45 44,46 -2,18%

Mayo 48,90 47,32 -3,23%

Junio 50,00 48,73 -2,54%

Julio 50,82 49,77 -2,06%

Agosto 53,53 52,69 -1,58%

Septiembre 58,47 57,10 -2,35%

PERIODO 2011 49,22 46,99 -4,54%

Fuente: AEE

Por primera vez desde el mes de enero, los altos precios horarios en el mes de septiembre han situado a la retribución de la opción de mercado del Real Decreto 661/2007 en un 3,3% de las horas en el límite superior o techo, mientras que en un 56,8% de las horas se ha situado en el tramo de prima constante y en el resto en el límite inferior o suelo. Por otro lado, se mantiene la tendencia y los precios horarios no han situado el techo de la retribución de 91,737 €/MWh en ninguna de las horas.

de 33

Tabla 06. Distribución por tramos. 2011

Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima

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

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

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

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

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

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

Julio 2011 93,3% 6,7% 0,0% 0,0%

Agosto 2011 76,1% 23,9% 0,0% 0,0%

Septiembre 2011 39,9% 56,8% 3,3% 0,0%

Fuente: AEE

En el Gráfico 26 se representa para el mes de septiembre:

• 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.

Gráfico 26. 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. Septiembre 2011

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)

RD 436/2004 Retribución (pool + prima)

Precio Promedio Septiembre 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

58,47 €/MWh

44,417 €/MWh

frecuencia

91,737€/MWh

de 33

El aumento de los precios en el mercado diario sitúa a la tarifa regulada como la opción con una retribución inferior a las otras dos. La retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado definida en la Disposición Transitoria primera del Real Decreto 661/2007 y que estará en vigor hasta el 31 de diciembre de 2012, supera los 95 €/MWh, mientras que la retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 es aproximadamente 15 €/MWh inferior.

Gráfico 27. Retribución eólica y prima en mercado DT 1ª (RD 436/2004) y el RD 661/2007. 2011

3.3 Subastas CESUR

El pasado mes de septiembre se celebró la decimosexta subasta de energía CESUR para el cuarto trimestre del 2011 que cerró a un precio de 57,99 €/MWh para los 3.800 MW (producto base) y para las horas punta (458 MW), la casación fue de 63 euros/MWh. Con unas subidas del 9% para el producto carga base trimestral y del 11,2% para el producto punta trimestral, respecto a las del tercer trimestre del 2011, siguiendo la tendencia de los precios del mercado spot afectados por el carbón nacional, a pesar de la estabilización de la demanda.

Estos precios resultaron superiores de los mercados OTC de los días previos a la subasta, aunque por debajo de los precios del mercado diario, que una vez más han aumentado en los días anteriores a la celebración de la subasta, alcanzando los 65 €/MWh el día 26 de septiembre.

Debido a los resultados de la última subasta CESUR, cabría esperar una subida en el recibo de la luz para el último trimestre del año 2011, pero no ha sido así y para ello han rebajado los peajes de acceso, que son la parte regulada de la factura.

En los siguientes gráficos se puede observar la evolución del precio del producto base negociado en CESUR frente al precio promecio de casación en el mercado diario, así como del producto punta. El objetivo de las subastas CESUR es prever el coste de la

40,31

29,73 31,36 32,5229,66 28,26 27,28

24,70 23,40

77,26 77,06 76,99 76,9776,98 76,98 77,05 77,39

80,49

38,29 38,29

75,24

85,63 83,93 82,75 85,61 87,0288,06

90,98 95,39

0

20

40

60

80

100

120

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep

€/M

Wh

Prima RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Retribución RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Prima según RD 436/2004*

POOL + PRIMA RD 436

FUENTE: AEE

de 33

energía para los consumidores acogidos a la Tarifa de último Recurso, frente a la volatilidad de los precios del mercado spot, pero desde la implantación de las subastas de energía eléctrica, los precios del mercado spot han resultado más bajos que los precios de las CESUR, excepto en el mes de septiembre 2010 y agosto 2011, aunque la diferencia en éste último ha sido de tan sólo 0,33 €/MWh.

Gráfico 28. Comparativa de precios Mercado Diario y Subasta CESUR. Producto base


Gráfico 29. Comparativa de precios Mercado Diario y Subasta CESUR. Producto punta


-10

0

10

20

30

40

50

60

€/M

Wh

PRECIO_PRODUCTO BASE CESUR

PRECIO_CASACION MD

DIF_PRECIO

-10

0

10

20

30

40

50

60

€/M

Wh

PRECIO_PRODUCTO PUNTA

PRECIO_CASACION MD

DIF_PRECIO

de 33

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES

En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de septiembre con la previsión del Informe AEE Nº44 en el escenario medio:

Tabla 07. Comparativa previsión AEE - Aleasoft esce nario medio y valor real

PRECIO REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE – Aleasoft 44 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Septiembre 2011 58,47 55,78 2,69

Fuente: AEE - Aleasoft

El precio medio aritmético para el mes de septiembre ha sido de 58,47 €/MWh, 2,69 €/MWh superior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en este resultado son:

Efectos que tienden a disminuir el precio:

• MENOR DEMANDA: La demanda ha sido un 0,86 % inferior a la prevista.

• MAYOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 7,15 % superior a la prevista.

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 7,47 % inferior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 13,00 % inferior a la prevista.

Debido a la combinación de estos factores, junto con el precio superior al previsto del Brent y el gas natural, el precio real ha sido superior al previsto.

En cualquier caso las ofertas complejas de ingresos mínimos han tenido una importancia influencia en el precio del mercado, sobre todo en las horas valle, lo que entre otras cosas ha tenido su influencia en la utilización de los bombeos, al laminar las diferencias de precios entre los diferentes periodos.

de 33

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 (octubre 2011 – septiembre 2012) se prevé que la demanda eléctrica sea un 2,50 % superior a la de los últimos 12 meses. Para este mes de octubre la previsión es que la demanda sea un 2,51% superior a la del mismo mes de 2010.

Gráfico 30. Previsión de demanda. Octubre 2011 - Septiembre 2012

Gráfico 31. Demanda: previsión escenario medio y real

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

ones

AE

E -

Ale

aso

ft

de 33

5.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 2,70 % superior a la de los últimos 12 meses. En el Gráfico 33 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 32. Previsión de generación eólica. Octubre 2011 - Septiembre 2012

Gráfico 33. Generación eólica: previsión escenario medio y real

5.3 Producción hidráulica

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

Se prevé que para el mes de octubre de 2011, la producción hidráulica sea un 17,97 % inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (octubre

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

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

de 33

2011 – septiembre 2012), la producción hidráulica total prevista es un 16,43 % inferior a la de los últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta debido al invierno lluvioso 2010-2011.

Gráfico 34. Previsión de generación hidráulica. Octubre 2011 - Septiembre 2012

Gráfico 35. Generación hidráulica: previsión escenario medio y real

5.4 Precios de los combustibles

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

El precio del barril Brent registró valores entre 106 y 118 $/bbl durante el mes de septiembre del 2011. Se prevé que los precios se mantengan estables, con un valor medio de 107,33 $/bbl para el mes de octubre.

El precio del carbón en el mes de septiembre, se mantuvo estable con respecto al mes anterior. Se prevé que se mantenga entre 125 y 127 $/t dentro del horizonte analizado.

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


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 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

de 33

El precio del gas natural aumentó un 10,77 % en el mes de septiembre. Se espera que en el horizonte analizado, los precios se mantengan alrededor de los 9 $/MMBTU.

Gráfico 36. Previsión precio Brent. Octubre 2011 - Septiembre 2012

Gráfico 37. Previsión precio carbón. Octubre 2011 - Septiembre 2012

Gráfico 38. Previsión precio gas natural. Octubre 2011 - Septiembre 2012

5.5 Precios de los derechos de emisión

El precio medio de derechos de emisión de CO2 experimentó una caída de un 4,04 % en el mes de septiembre respecto al mes anterior. Para el periodo analizado, se prevé que el precio aumente hasta los 17 €/t CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 13 y 21 €/t CO2.

0

20

40

60

80

100

120

140

$/bb

l

BR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

0

20

40

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140

160

180

$/to

n

HI_MED

HI_MIN

HI_MAX

Precio del carbón


0

2

4

6

8

10

12

14

$/M

MB

TU

GN_MED

GN_MIN

GN_MAX

Precio gas natural


de 33

5.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de septiembre se situó en 1,38. Dentro del horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,38.

de 33

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

6.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 4 de octubre de 2011, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de octubre la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 57,48 €/MWh, y 50,17 €/MWh en el mes de noviembre. Las previsiones de precio de octubre suben respecto a las del último informe debido a que el precio en el mes de septiembre ha sido superior al previsto. Para el resto del horizonte, las previsiones se mantienen al mismo nivel que en el último informe

El promedio del precio para los primeros 14 días del mes de octubre se ha situado en 57,92 €/MWh.

Gráfico 39. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico español. Octubre 2011

En el Gráfico 40 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 08).

Gráfico 40. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES


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 -

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El Gráfico 41 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.

Gráfico 41. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE

En la Tabla 08 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la 0, la media trimestral para el escenario medio.

Tabla 08. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Octubre 2011 52,41 57,48 62,08

Noviembre 2011 42,20 50,17 61,55

Diciembre 2011 38,20 50,24 67,55

Enero 2012 31,82 47,84 68,37

Febrero 2012 31,43 49,79 72,55

Marzo 2012 25,48 44,56 67,82

Abril 2012 28,69 47,64 70,51

Mayo 2012 32,73 50,16 69,75

Junio 2012 34,74 50,08 67,27

Julio 2012 36,28 51,65 68,16

Agosto 2012 36,68 52,69 70,30

Septiembre 2012 39,14 54,16 69,76

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

15

25

35

45

55

65

75

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

€/M

Wh

2007 2008

2009 2010

2011 PREVISIÓN AEE45 (año 2011)

PREVISIÓN AEE45 (año 2012)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

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Tabla 09. Precios promedio para el primer y segundo trimestre de 2011 y previsión trimestral de los precios según el escena rio medio

PRECIO ESTIMADO

MEDIO (€/MWh)

1Q 2011* 45,31

2Q 2011* 48,12

3Q 2011* 54.27

4Q 2011 52,63

1Q 2012 47,40

2Q 2012 49,29

3Q 2012 52.83

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

* Promedio valores reales 2011

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6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que

El Gráfico 42 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 42. Previsión de precios según el escenario medio. Octubre 2011 - Septiembre 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh


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

informe mensual previsiÓn de los precios …...trimestre del 2011 cerró a un precio de 57,99...

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