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INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO Nº 40 PERIODO: ABRIL 2011 – MARZO 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 ).

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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 40

PERIODO: ABRIL 2011 – MARZO 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 ...................................................... 12

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............................................ 17

5. PREVISIONES DE VARIABLES ........................................................................ 18

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS .................................................. 23

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1. INTRODUCCIÓN

Generación eólica

La generación eólica ha sido de 4.726 GWh en el mes de marzo de 2011, lo que ha supuesto un record eólico, ya que con una cobertura del 21% de la demanda ha sido por primera vez la principal fuente de abastecimiento.

Se ha obtenido un factor de capacidad para febrero del 32%, siguiendo una trayectoria ascendente, debido a la alta producción eólica registrada durante este mes.

Demanda de energía eléctrica

La demanda de energía eléctrica de transporte en barras de central en el mes de marzo de 2011 ha sido un 0,16% superior que la del mismo mes del año 2010, y un 6,48% superior a la demanda de transporte en febrero de 2011.

En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, el mes de marzo de 2011 se ha caracterizado por el importante aporte de las energías renovables en la generación eléctrica, especialmente por parte de la energía eólica, que por primera vez ha sido la primera tecnología en cuanto a generación, desplazando así al ciclo combinado. Además, la hidráulica ha vuelto a aumentar su generación, lo cual ha contribuido al papel significativo del régimen especial en el mes de marzo.

Precios y retribución eólica

En marzo de 2011, el precio promedio del mercado diario ha sido de 46,70 €/MWh, que es un 2,77% inferior al mes de febrero de 2011 (48,03 €/MWh), y a su vez ha sido un 58,00% superior que el precio promedio del mes de marzo del año 2010 (19,6 €/MWh).

En el mes de marzo de 2011 la retribución correspondiente al Real Decreto 436/2004 ha sido considerablemente superior a la retribución obtenida las dos opciones asociadas al RD 661/2007, y entre ellas, la opción de tarifa regulada ha sido superior a retribución recibida por las instalaciones asociadas a la opción de mercado del Real Decreto 661/2007.

Se prevé para el mes de abril que el precio promedio se sitúe en 48,11 €/MWh, y 51,61 €/MWh en el mes de mayo, según las variables expuestas en el presente informe.

Por otro lado, los resultados de la subasta CESUR realizada el 22 de marzo han sido de 51,79 €/MWh para el producto base y de 55,13 €/MWh para el producto punta.

El precio promedio para los primeros 7 días del mes de abril se ha situado en 45,79 €/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 marzo de 2011 ha sido un 0,16% superior que la de marzo de 2010 (0,08% superior en términos netos si corregimos los efectos de laboralidad y temperatura), y un 6,48% superior a la demanda de transporte en febrero de 2011.

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

Respecto a la cobertura de la demanda por tecnologías, el mes de marzo de 2011 se ha caracterizado por el importante aporte de las energías renovables en la generación eléctrica, especialmente por parte de la energía eólica, que por primera vez ha sido la primera tecnología en cuanto a generación, desplazando así al ciclo combinado. Además, la hidráulica ha vuelto a aumentar su generación, lo cual ha contribuido al papel significativo del régimen especial en el mes de marzo.

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

18.000

19.000

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GWh

2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

Fuente: REE

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11

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA

CICLO COMBINADO FUEL+GAS

CARBÓN HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

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

Gráfico 03. Cobertura de la demanda.

Marzo 2011

Gráfico 04. Cobertura de la demanda. Marzo 2010

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

2.1 Producción eólica La generación eólica ha sido de 4.726 GWh en el mes de marzo de 2011, lo que ha supuesto un record eólico, ya que con una cobertura del 21% de la demanda ha sido por primera vez la principal fuente de abastecimiento, situándose así por delante de otras tecnologías como la energía nuclear o el ciclo combinado.

El aumento de la generación ha sido del 15,28% respecto al mes de febrero de 2011, y la cobertura de la demanda ha sido un 9,4% superior a este mes.

Gráfico 05. Evolución mensual de la generación eólica. 2003 - 2011

En el Gráfico 06 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda con energía eólica desde el año 2009 hasta el mes de marzo de 2011.

HIDRÁULICA15,76%

NUCLEAR19,94%

CARBÓN13,71%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO17,65%

EÓLICA20,74%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según

REE)

19,70%

CONSUMOS EN BOMBEO

-1,60%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-3,37%

HIDRÁULICA24,01%

NUCLEAR22,44%

CARBÓN4,05%

FUEL+GAS0,11%

CICLO COMBINADO18,47%

EÓLICA19,81%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según

REE)

17,97%

CONSUMOS EN BOMBEO

-2,31%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-2,46%

Fuente: REE y elaboración AEE

0

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GWh

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

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2011

Fuente: REE y elaboraciónAEE

EÓLICA

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

El factor de capacidad para la energía eólica sigue una trayectoria ascendente, situándose en el mes de marzo en un 32,06%, debido a la alta producción eólica registrada durante este mes, pese a que el primer trimestre del año 2011 ha sido menos ventoso que el mismo periodo del año anterior (29,88% de factor de capacidad frente a 33,057% correspondiente al primer trimestre de 2010).

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

1998-2011

14,23%

15,05%

14,37%

15,44%

13,43%

10,67%

10,44%

9,63%

11,45%

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13,54%

17,56%

12,55%11,83%

13,17%

10,96%

18,85%

19,31%

19,90%

17,14%

18,79%

20,74%

Cobe

rtur

a de

la d

eman

da (%

)

Fuente: REE y elaboración AEE

0,00%

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10,00%

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25,00%

30,00%

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Fact

or d

e Ca

pacid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

Fuente: Elaboración AEE

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2.2 Producción hidráulica

En el mes de marzo de 2011, la aportación de la hidráulica ha sido mayor que la del mes de febrero, aún sin llegar a los niveles de enero. Ha generado 3.591 GWh, lo que supone un aumento del 23,1% respecto al mes anterior.

Gráfico 07. Generación hidráulica mensual. 2003-2011

Las reservas de régimen anual siguen situándose en valores históricos, con más del 70% para marzo de 2011, de la capacidad máxima, que es el mayor valor obtenido en el primer trimestre del año, y se mantiene aún un 9,8% por debajo de la capacidad máxima existente en marzo de 2010. En cuanto a las reservas de los embalses de régimen hiperanual se sitúan en un 78,6%, que es un 4,3% superior al valor existente en marzo de 2010 para estos embalses.

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

0

1.000

2.000

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GWh

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 2011

Fuente: REE

HIDRÁULICA

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h

RESERVAS DE LOS EMBALSES RÉGIMEN ANUAL

2003 2004

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Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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

2.3 Producción nuclear

En el mes de marzo 2011, las centrales nucleares han generado 4.543 GWh, y han representado un 19,94% de cobertura de la demanda, lo que ha situado a la tecnología nuclear en el segundo lugar en cuanto a generación. Su producción ha sido un 1,73% superior a la del mes pasado.

Gráfico 10. Generación nuclear mensual. 2003 - 2011

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4.000.000

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RESERVAS DE LOS EMBALSES RÉGIMEN HIPERANUAL

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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3.500

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5.500

6.000

GWh

2003 2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

Fuente: REE

NUCLEAR

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2.4 Producción de ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado, con 4.021 GWh generados, han seguido una trayectoria descendente, con una disminución en su producción de un 15,5% respecto al mes de febrero, lo que las ha situado por detrás de la eólica y la nuclear en la cobertura de la demanda, debido fundamentalmente al carbón nacional, cuya participación se ha incrementada tras la entrada en vigor del RD 134/2010 por el que se regulan las restricciones por garantía de suministro.

El factor de capacidad de estas centrales se ha situado en un 21,43% en el mes de marzo de 2011, lo que ha supuesto una bajada en su capacidad respecto a los valores mantenidos en los últimos meses.

Gráfico 11. Generación de ciclo combinado. 2003 - 2011

2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón están experimentando una subida lineal en su producción, y han alcanzado un 13.71% en la cobertura de la demanda, que es un 13,6% superior a la participación correspondiente a las centrales de carbón en el mes de febrero, y un 70,5% superior a la del mes de marzo del año 2010.

Esta escalada de su producción se debe a la resolución del 8 de Febrero de 2011 por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía para el año 2011 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro. Esta resolución se basa en el Real Decreto 134/2010 en el que se estableció el procedimiento por el cual entran en funcionamiento las centrales que utilizan carbón autóctono hasta un límite del 15% de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad demandada en el mercado. Esto ocasiona la salida del pool de otras tecnologías, como puede ser la del fuel-gas, hecho que puede observarse a raíz de su no participación en la generación energética del mes de marzo.

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GWh

2003

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2011

Fuente: REE

CICLO COMBINADO

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Gráfico 12. Generación de carbón mensual. 2003 - 2011

2.6 Producción de fuel+gas Como se comentó anteriormente, las centrales de fuel+gas no han tenido ninguna participación a lo largo del mes de marzo, suponiendo así un ahorro de 250 millones de euros en las importaciones de hidrocarburos, así como de 1,7 millones de toneladas de CO2.

Gráfico 13. Generación de fuel/gas mensual. 2003-2011

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GWh

2003

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Fuente: REE

CARBÓN

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1.400

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GWh

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2007 2008

2009 2010

2011

Fuente: REE

FUEL+GAS

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2.7 Producción de resto de régimen especial La generación procedente del régimen especial, excluyendo a la eólica, mantiene una trayectoria ascendente, debido a la fotovoltaica y a la entrada progresiva de la termosolar, así como de la minihidráulica. En marzo de 2011 han alcanzado una generación de 4.489 GWh, que ha supuesto un aumento respecto a la del mes de febrero (3.893 GWh) y un 8,93% superior a la de marzo del año 2010.

Gráfico 14. Generación del resto del régimen especial. 2003-2011

El conjunto de las tecnologías renovables cubrió en marzo el 42,2 % de la demanda de electricidad, por debajo del 48,5% del 2010, debido a que la producción hidráulica del año pasado fue mucho más elevada. En el conjunto del primer trimestre del 2011, las energías renovables han cubierto un 40,5% de la demanda, algo menos que en el mismo periodo del 2010, cuando alcanzaron un 44%.

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GWh

2003

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2011

Fuente: REE

RESTO DE RÉGIMEN ESPECIAL

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3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio del mercado diario en marzo de 2011 ha alcanzado los 46,70 €/MWh, que es un 2,77% inferior al precio promedio del mes de febrero de 2011 (48,03 €/MWh) y un 58% superior que el precio promedio del mismo mes del año 2010 (19,6 €/MWh).

El precio mínimo fue 4,9 €/MWh durante una hora, el domingo 27 de marzo a las 17:00 horas, y el precio máximo se situó en 60,9 €/MWh, el domingo 6 de marzo a las 21.00h durante una hora.

Gráfico 15. Evolución diaria del precio del MD. Marzo 2011

Gráfico 16. Evolución mensual del precio del mercado diario. 2004-2011

0

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Precio MÍNIMO

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Precio MEDIO en el sistema español

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Fuente: OMEL y elaboración AEE

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Fuente: OMEL

€/MWh

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En el sistema eléctrico portugués el precio promedio en el mes de enero de 2011 se ha situado en 47.30 €/MWh, un 1,27% superior al precio promedio en el sistema eléctrico español (46.70 €/MWh), de modo que durante el mes de marzo, la exportación de energía hacia Portugal ha sido mayor que la importación de energía hacia España (324,4 GWh exportados frente a 297,3 GWh importados desde Portugal).

El precio mínimo en el sistema eléctrico portugués ha sido de 0,5 €/MWh durante una horas el domingo 24 de marzo, y el máximo de 60.9 €/MWh el domingo 6 de marzo a las 21.00h.

Gráfico 17. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico portugués. Marzo 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 español. Marzo 2011

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 588 79%

PEspañol < PPortugués 79 11%

PEspañol > PPortugués 76 10%

TOTAL 743 100% Fuente: OMEL y elaboración AEE

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Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués

Fuente: OMEL y elaboración AEE

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3.2 Retribución eólica

En el mes de enero 2011, el precio promedio aritmético del mercado se ha situado en 46,70 €/MWh, mientras que el precio promedio ponderado por la energía eólica ha sido de 45,61 €/MWh (un 2,33% 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 marzo, reflejando cómo la producción eólica es mayor en horas de menor precio.

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

En el Gráfico 19 se representa para el mes de marzo de 2011:

La retribución en la opción de mercado según el RD 661/2007 (línea roja) La retribución en la opción de mercado según la Disposición Transitoria 1ª ó

RD 436/2004 (línea verde) La tarifa regulada según el RD 661/2007 (línea naranja) y la distribución horaria de los precios (línea azul), es decir, el número de veces

o de horas en el mes (representado en el eje de ordenadas) que el precio del mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios.

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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Producción eólica (MWh)

Precio horario MD (€/MWh)

Fuente: OMEL, REE y Elaboración AEE

€/MWhMWh

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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 mercado diario. Marzo 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 marzo de 2011, la retribución se ha situado en el 98,3% de las horas en el límite inferior o suelo, mientras que se ha situado en el tramo de prima constante un 1,7%. A lo largo del mes de marzo la retribución no se ha situado en ningún momento en el techo o límite superior.

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%

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Ret

ribuc

ión

(€/M

Wh)

Precio de mercado (€/MWh)

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)

RD 436/2004 Retribución (pool + prima)

Distribución de los precios Marzo 2011

Precio Promedio Marzo 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

46,70€/MWh

44,417 €/MWh

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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%

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

Fuente: AEE

Considerando el precio promedio ponderado para la eólica, en el mes de marzo de 2011 la retribución correspondiente al Real Decreto 436/2004 ha sido considerablemente superior a la retribución obtenida las dos opciones asociadas al RD 661/2007, y entre ellas, la opción de tarifa regulada ha sido superior a retribución recibida por las instalaciones asociadas a la opción de mercado del Real Decreto 661/2007.

Gráfico 20. Comparativa retribución - DT 1ª y el RD 661/2007 y tarifa regulada RD 661/2007. Marzo 2011

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Para el primer trimestre de 2011, el cálculo de la retribución en cada una de las opciones, nos da que la retribución correspondiente al Real Decreto 436/2004 ha sido superior a la opción de tarifa regulada asociada al RD 661/2007, y a su vez, ésta ha sido superior a retribución recibida por las instalaciones asociadas a la opción de mercado del Real Decreto 661/2007.

Gráfico 21. Comparativa retribución - DT 1ª y el RD 661/2007 y tarifa regulada RD 661/2007. Periodo 2011

3.3 Primas a la eólica Los 14.000 MW que están sujetos a la retribución fijada por el RD 436/2004 por el que reciben el precio de mercado más una prima fija (38.295 €/MWh), no revisable hasta 2013, suponen aproximadamente el 70% de las instalaciones.

Del 30% restante, sujetos a la retribución que aparece en el RD 661/2007, el 22% reciben una tarifa fija, que en el año 2011 es de 79.084 €/MWh, y el 78% tienen un sistema de retribución de pool + prima, cuya prima es variable según el precio del mercado.

Considerando los distintos medios de retribución a los que están sujetos las instalaciones eólicas, para el mes de marzo la prima equivalente percibida por la eólica ha sido de 36,44 €/MWh, y el precio medio percibido ha sido 83,31 €/MWh.

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3.4 Subastas Cesur

Los comercializadores de último recurso (CURs) habilitados legalmente para vender a tarifa (tarifas de último recurso, TUR) a los clientes domésticos y pymes con potencias contratadas inferiores a 10 kW son Endesa, Iberdrola, Gas Natural, HC Energía y Eon.

El precio de esta TUR se compone en un 50% aproximadamente del resultado de las llamadas subastas Cesur, y de la tarifa de acceso o peaje, que fija el Gobierno, la cual supone el 50% restante. Con esta última se pagan los gastos fijos del sistema, como es el mantenimiento de redes y especialmente, el déficit de tarifa y las primas de las renovables.

En la subasta realizada el pasado 23 de Febrero de 2011 se obtuvieron los siguientes resultados:

Gráfico 22. Resultados de la XIV subasta CESUR, con producto base y punta trimestral.

Gráfico 23. Evolución precio CESUR y Mercado Diario.

Los CUR adquieren en la Cesur aproximadamente el 60% de lo que necesitan suministrar. El 40% restante deben comprarlo en el mercado. El precio resultante de las subastas ha resultado siempre superior al que finalmente han pagado los comercializadores en el mercado mayorista. Este margen lo reciben los vendedores financieros en las liquidaciones, y ha sido en gran medida la causa de las fuertes subidas de la TUR.

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feb-

11

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€/M

Wh

Meses

Precio producto base (CESUR)

Precio medio Mercado Diario

Fuente: OMEL, CESUR y elaboración AEE

XIV Subasta 2º trimestre 2011 Carga Base 51,79 €/MWh 4.000 MW

Carga Punta 55,13 €/MWh 406 MW

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Los comercializadores a su vez, la diferencia hasta la cantidad de energía que necesitan para suministrar a sus clientes, la obtenían acudiendo al mercado de futuros, el mismo día de la subasta, y al mismo precio fijado en ésta, para evitar así el riesgo de que después subieran los precios. Esto también les da un margen dado que pueden vender la energía más tarde en el mercado libre.

Para evitar este efecto ya se tomó la decisión de realizar estas subastas de modo más frecuente (trimestralmente frente a la frecuencia semestral anterior), con el fin de minimizar la especulación a raíz de tratar con mayores cantidades de energía.

La última medida que se ha tomado para este fin, ha sido el establecimiento del Real Decreto 302/2011, por el que los comercializadores de último recurso están obligados a comprar la parte de de la energía fuera de subasta a las instalaciones de régimen especial sujetas a una retribución de tarifa (instalaciones fotovoltaicas y parte de las eólicas). Dicha compra se liquidará por diferencia de precios, es decir, por la diferencia entre el precio del mercado libre y el del mercado a tarifa. Las instalaciones de energías renovables cobrarán lo mismo, pero el precio se liquidará a favor del sistema, evitando así que los márgenes se los embolsen las entidades que acuden a la subasta, de forma que se logre un efecto de bajada del precio resultante en las subastas que permita reducir el déficit de tarifa.

Durante este mes de marzo, a raíz de la entrada en vigor de este decreto, y debido a la estacionalidad (no hay tanta demanda de energía debido a calefacción y aún no se usará el aire acondicionado), se esperaba una disminución del precio resultante de la subasta Cesur. La disminución del precio ha sido del 9,4% respecto al trimestre anterior, lo que ha llevado a la decisión de subir la tarifa de acceso, con un efecto de congelación de la TUR.

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ANEXO I. AFECCIÓN DE LA EÓLICA AL DÉFICIT DE TARIFA

En el informe de la liquidación provisional número 12 de 2010 del sector eléctrico publicado por la CNE en el mes de marzo, se analizan las distintas partidas de costes e ingresos regulados de la tarifa eléctrica.

En él se pueden ver las desviaciones respecto a las partidas destinadas a las primas del régimen especial así como del déficit tarifario entre las previsiones para el 2010 realizadas a final de 2009 y los resultados que se obtuvieron a lo largo del año 2010.

Previsiones Resultados Desvío %

Déficit: 3433 M€ 4864 M€ 1431 M€ 41,68%

Primas: 5888 M€ 7067 M€ 1179 M€ 20%

Si enfrentamos el déficit y las primas al régimen especial, podemos observar que el desvío del déficit (1.431 millones de euros) ha sido provocado principalmente por el cálculo excesivamente conservador de las primas del régimen especial (1.179 Millones de euros).

A continuación estudiamos el papel de la eólica en estas desviaciones de la previsión:

Previsiones Resultados Desvío %

Potencia instalada: 18.890 MW 20.676 MW 1.786 MW 9,45%

Generación : 37.711 GWh 43.021 GWh 5.310 GWh 14,10%

Retribución total: 3.091 M€ 3353 M€ 262 M€ 8,48%

Precio Medio retribución total: 81,96 €/MWh 77,93 €/MWh 4,03 €/MWh 5%

La retribución total de la eólica ha sido de 3.353 millones de euros, lo que supone un aumento del 10,9% respecto de la retribución total recibida en el año 2009, y una desviación respecto a las previsiones del 8,48 %. Esto es debido mayoritariamente al

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incremento de la producción, considerando que el precio del mercado en 2010 ha sido muy similar al del 2009.

Previsiones Resultados Desvío %

Prima equivalente: 1568,6 M€ 1936,8 M€ 368,2 M€ 23,50%

La prima equivalente recibida por la eólica ha sido de 1.936,8 millones de euros, valor que es un 21,4% superior a la prima recibida en el año 2009.

Para la previsión de la prima equivalente para el año 2010 se basaron en un precio del mercado de 40,37 €/MWh, superior al precio de mercado medio obtenido para 2010 que fue de 37,01 €/MWh. Para las instalaciones acogidas a la opción de mercado o tarifa regulada del Real Decreto 661/, un menor precio del mercado supone un aumento de la prima equivalente percibida por la eólica hasta llegar al precio establecido según su sistema de retribución.

Se estimó para el año 2010 una prima equivalente de 1568,6 M€, de modo que el desvío ha sido de 368,2 M€ (23,5% de desvío respecto a la previsión).

Considerando el porcentaje de las primas recibidas por la eólica respecto al total de la partida destinada al régimen especial, tenemos que el 27,4% de ésta ha sido destinada a la energía eólica. Esto supone que su responsabilidad en el aumento del déficit debido al desvío correspondiente a la eólica es del 6,4%.

Son distintos los parámetros que han dado lugar a estos desvíos del presupuesto estimado. Principalmente, son consecuencia de que la potencia instalada acumulada real a cierre del año 2010 ha sido superior a la esperada, y consecuentemente, se ha tenido un aumento de la producción eólica de los parques. Además ha sido un buen año de viento, lo que ha provocado un aumento del número de horas equivalentes frente a las previstas (2.250 durante el año 2010 frente a 1.986 horas equivalentes estimadas bajo los supuestos con los que se realizaron las previsiones).

Considerando la prima equivalente percibida por las instalaciones eólicas, esto ha provocado un considerable aumento en la retribución total, principalmente debido al aumento de la generación eólica (más que al desvío en las previsiones de la potencia instalada), aún cuando su efecto sobre las desviaciones ha sido amortiguado por el hecho de que el precio medio de retribución ha sido menor al esperado, ya que ha sido un 3,3% menor al precio medio de 2009 y un 5% menor al precio previsto por la CNE. Sin embargo, un menor precio del mercado también supone que la diferencia hasta la retribución que recibe la eólica se liquide con mayores primas, produciéndose así un equilibro entre estos dos últimos fenómenos.

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4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES

En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de marzo con la previsión del Informe AEE Nº39 en el escenario medio:

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

PRECIO REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE – Aleasoft 39 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Marzo 2011 46,70 46,31 0,39

Fuente: AEE - Aleasoft

El precio medio aritmético para el mes de marzo ha sido de 46,70 €/MWh, 0,39 €/MWh superior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en la diferencia en los precios son:

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 8,3% inferior a la prevista.

• MAYOR DEMANDA: La demanda ha sido un 0,90% superior a la prevista.

Efectos que tienden a disminuir el precio:

• MAYOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 30% superior a la prevista.

• MAYOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 6,4% superior a la prevista.

Estos factores, junto con el aumento del precio de los carburantes, como el gas natural y el petróleo Brent, y del precio de las emisiones de CO2 respecto a las previsiones, han provocado un ligero aumento 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 (abril 2011 – marzo 2012) se prevé que la demanda eléctrica sea un 2,3% superior a la de los últimos 12 meses. Esta revisión al alza de las previsiones de demanda está relacionada con las últimas previsiones de recuperación económica algo más optimistas. Para este mes de abril la previsión es que la demanda sea prácticamente igual (un 0,25% inferior) a la del mismo mes de 2010.

Gráfico 02. Previsión de demanda. Abril 2011 - Marzo 2012

Gráfico 03. 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

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MW

h

PREVISIÓN DEMANDA

DEM_MED

DEM_MIN

DEM_MAX

Valor real mismo mes año anterior

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GW

h

PREVISIÓN DEMANDA2007 2008

2009 2010

2011 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

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5.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea un 4,7% superior a la de los últimos 12 meses. Para el mes de abril, la producción con esta tecnología se estima que será un 35% superior a la del mismo mes del año 2010 donde la producción eólica fue puntualmente muy baja. 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. Abril 2011 - Marzo 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 35% inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (abril 2011 –

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MW

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PREVISIÓN PRODUCCIÓN EÓLICA

EÓLICA_MED

EÓLICA_MAX

EÓLICA_MIN

Valor real mismo mes año anterior

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h

PREVISIÓN EÓLICA

2007 2008

2009 2010

2011 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

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marzo 2012), la producción hidráulica total prevista es un 25% 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. Abril 2011 - Marzo 2012

Gráfico 07. 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 frenó su tendencia alcista durante el mes de marzo pero los precios se mantuvieron altos (110 – 117 $/bbl), al mismo nivel con que finalizó el mes de febrero. La incertidumbre sobre el abastecimiento de petróleo que provoca la situación de conflicto en varios de los principales países productores puede provocar fluctuaciones diarias importantes en el precio, pero se prevé que los promedios mensuales no continúen subiendo y se mantengan alrededor de los 112 $/bbl.

La catástrofe en Japón tuvo repercusiones directas e indirectas sobre los precios de los combustibles como el carbón y el gas natural. El precio del gas natural aumentó un 14% en el mes de marzo debido al aumento de la demanda en Japón para suplir la

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PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

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Valor real mismo mes año anterior

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

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producción nuclear. No se espera que los precios suban más en el horizonte analizado, pero se prevé que se mantengan por encima de los 8 $/MMBTU.

Del mismo modo, el precio del carbón también experimentó subidas en el mes de marzo debido a las propuestas de cambios de políticas sobre la producción nuclear en los países europeos.

Gráfico 08. Previsión precio Brent. Abril 2011 - Marzo 2012

Gráfico 09. Previsión precio carbón. Abril 2011 - Marzo 2012

Gráfico 10. Previsión precio gas natural. Abril 2011 - Marzo 2012

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$/bb

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BR_MEDBR_MINBR_MAXPrecio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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100120140160180200

$/to

n

HI_MEDHI_MINHI_MAXPrecio del carbón

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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$/M

MB

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GN_MEDGN_MINGN_MAXPrecio gas natural

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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5.5 Precios de los derechos de emisión El precio medio de derechos de emisión de CO2 también se vio afectado por las nuevas políticas de producción nuclear en Europa y aumentó en marzo un 10% con respecto al precio en febrero, hasta un promedio mensual de 16,50 €/t CO2.

Para el periodo analizado, se prevé que el precio aumente hasta los 19 €/t CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 13 y 21 €/t CO2.

5.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de marzo se situó en 1,40. Dentro del horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,36.

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6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

6.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 4 de abril de 2011, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de abril la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 48,11 €/MWh, y 51,61 €/MWh en el mes de mayo. Las previsiones de precio se mantienen al mismo nivel que en el último informe por la previsión de estabilización de los precios de los combustibles.

El promedio del precio para los primeros 7 días del mes de abril se ha situado en 45,79 €/MWh.

Gráfico 11. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico español. Abril 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).

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

0

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€/M

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Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

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Wh

PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN

PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real

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te: O

ME

L y

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nes

AE

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Ale

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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.

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

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Abril 2011 40,90 48,11 55,36

Mayo 2011 41,91 51,61 63,29

Junio 2011 44,87 54,41 66,68

Julio 2011 44,29 53,91 67,40

Agosto 2011 41,48 53,82 69,74

Septiembre 2011 42,57 55,94 70,58

Octubre 2011 41,40 54,95 69,61

Noviembre 2011 37,07 52,13 66,89

Diciembre 2011 35,80 53,67 71,05

Enero 2012 31,68 51,87 71,09

Febrero 2012 32,63 53,80 74,30

Marzo 2012 28,22 48,71 69,90

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

15

25

35

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55

65

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

€/M

Wh

2007 2008

2009 2010

2011 PREVISIÓN AEE37 (año 2011)

PREVISIÓN AEE36 (año 2012)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

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Tabla 05. Precios promedio para el primer trimestre de 2011 y previsión trimestral de los precios según el escenario medio

PRECIO ESTIMADO

MEDIO (€/MWh)

1Q 2011* 46,09

2Q 2011 51,37

3Q 2011 54,56

4Q 2011 53,58

1Q 2012 51,46

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

* Promedio valores reales 2011

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6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y bloque

El Gráfico 14 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. Abril 2011 - Marzo 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

€/M

Wh

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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.