INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...del año anterior. Gráfico 09. Evolución mensual...

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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 53

PERIODO: JUNIO 2012 – MAYO 2013

Fecha de publicación: 11 de Junio de 2012

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 ........................ ............................................ 3

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLIC A ........... 13

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR ........................ ............................................ 18

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO .................... ........................................ 19

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL ....................... ............................................ 21

ANEXO 1. METODOLOGÍA ....................................... ............................................ 23

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS................................. ....................................... 24

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1. RESUMEN EJECUTIVO

Eólica Mayo 2012 Mayo 2011

Generación eólica (Variación mismo mes

año anterior)

3.753 GWh (21%) 3.101 GWh

Cobertura de la demanda 18,63% 15,18%

Factor de capacidad 23,7% 20,52%

En GWh Mayo 2012 Mayo 2011 Variación

HIDRÁULICA 2.118 2.447 -13,4%

NUCLEAR 4.691 3.797 23,6%

CARBÓN 4.004 3.192 25,4%

FUEL+GAS 0 0 -

CICLO COMBINADO 2.406 4.252 -43,4%

TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO 13.219 13.688 -3,4%

EÓLICA 3.753 3.101 21,0%

RE HIDRÁULICA 619 484 27,9%

RE Solar PV 952 771 23,5%

RE Solar térmica 333 154 116,2%

Térmica renovable 363 354 2,5%

Térmica no renovable 2.796 2.800 -0,1%

TOTAL RÉGIMEN ESPECIAL 8.816 7.664 15,0%

CONSUMOS EN BOMBEO -394 -159 147,8%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -942 -234 302,6%

DEMANDA DE TRANSPORTE (b.c.) 20.147 20.434 -1,4%

MAYO 2012 Retribución eólica Potencia acogida a cada opción

Mercado DT 1ª RD661/2007 79,57 €/MWh 14.402 MW

Mercado RD 661/2007 79,11 €/MWh 1.880 MW

Tarifa regulada RD 661/2007 81,27 €/MWh 4.755 MW

La previsión para el nivel promedio de los precios del mercado diario en el mes de junio se sitúa en 52,8 €/MWh, superando en más de 9 €/MWh el registro de mayo, para los escenarios extremos sobre los modelos de precios, éstos quedan en todo caso situados en el rango 47,7 – 58,5 €/MWh.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

En el mes de mayo el consumo de energía eléctrica ha descendido un 3,2% con respecto al mismo mes del año anterior, una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y temperatura. En términos brutos, la demanda ha sido un 1,4% inferior a la de mayo del 2011.

En el periodo acumulado durante los cinco primeros meses del año, la demanda de energía eléctrica ha sido un 2,1% inferior a la del mismo periodo del año anterior, corregidos los efectos de laboralidad y temperatura. La demanda bruta en el periodo ha alcanzado 106.560 GWh, un 0,8% inferior al mismo periodo del año anterior.

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

Gráfico 02. Variación mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2010-2012

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

GW

h

2004 2005 2006 2007 2008

2009 2010 2011 2012

Fuente: REE y elaboración AEE

-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

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

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 la cobertura de la demanda en el mes de mayo, la nuclear se mantiene como primera tecnología con un 23,3% frente al 18,6% del mismo mes del año anterior.

El carbón ha aumentado su participación hasta prácticamente un 20% de cobertura en mayo, frente al 15,6% del mismo mes del año anterior y el 13,7% del mes de abril 2012.

La eólica en tercera posición ha cubierto un 18,6% del consumo eléctrico, frente al 15,18% del mismo mes del año anterior.

En cuanto al periodo acumulado durante los primeros cinco meses del año, se mantiene el mismo ranking que en el mes de mayo, siendo la nuclear, carbón y en tercera posición la eólica, que ha cubierto un 20%, 200 puntos básicos más que en el mismo periodo del año anterior.

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

Gráfico 04. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Mayo 2012

Gráfico 05. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Mayo 2011

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

Carbón importado

Carbón nacional

HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

HIDRÁULICA10,51%

NUCLEAR23,28%

CARBÓN19,87%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO11,94%

EÓLICA18,63%

RE HIDRÁULICA3,07%

RE Solar PV4,73%

RE Solar térmica1,65%

Térmica renovable1,80%


13,88%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,96%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-4,68%

Fuente: REEy elaboración AEE

HIDRÁULICA11,98%

NUCLEAR18,58%

CARBÓN15,62%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA15,18%

RE HIDRÁULICA2,37%

RE Solar PV3,77%



Térmica no renovable13,70%

CONSUMOS EN BOMBEO

-0,78%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-1,15%


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Gráfico 06. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Enero a Mayo 2012

Gráfico 07. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Enero a Mayo 2011

En cuanto a la producción eléctrica cubierta por fuentes de energía renovable ha representado el 37% en este mes de mayo 2012, valor inferior al del mes anterior, que fue un 39,6%, y superior al de mayo 2011 que fue un 34,2%.

Gráfico 08. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2010-2012


HIDRÁULICA7,31%

NUCLEAR24,85%

CARBÓN21,16%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA20,05%

RE HIDRÁULICA1,89%

RE Solar PV3,34%




RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

0,00%

CONSUMOS EN BOMBEO-2,19%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-4,68%


HIDRÁULICA15,41%

NUCLEAR20,84%

CARBÓN12,92%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA17,94%

RE HIDRÁULICA2,64%

RE Solar PV2,60%




RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

0,00%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,41% SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES-2,83%

Fuente: REEy elaboración AEE

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 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

Energías renovables 42,4% 41,7% 47,7% 40,2% 40,9% 34,0% 29,3% 27,5% 22,6% 30,0% 34,1% 39,3% 40,5% 35,9% 40,0% 39,3% 34,2% 29,5% 28,0% 25,5% 22,6% 27,2% 32,1% 34,3% 26,6% 30,0% 29,3% 39,6% 36,9%

Energías no renovables 57,6% 58,3% 52,3% 59,8% 59,1% 66,0% 70,7% 72,5% 77,4% 70,0% 65,9% 60,7% 59,5% 64,1% 60,0% 60,7% 65,8% 70,5% 72,0% 74,5% 77,4% 72,8% 67,9% 65,7% 73,4% 70,0% 70,7% 60,4% 63,1%

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2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

En el mes de mayo la generación eólica ha cubierto un 18,6% de la demanda de energía eléctrica, con 3.753 GWh, un 21% superior a la generación del mismo mes del año 2011.

En cuanto al periodo acumulado durante los cinco primeros meses del año, la generación eólica ha alcanzado 21.386 GWh, un 11% más que la del mismo periodo del año anterior.

Gráfico 09. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2006 – 2012

El factor de capacidad de la eólica en el mes de mayo 2012 se ha situado por encima de la media histórica para dicho mes.

Gráfico 10. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y los valores promedio de 2010-2012

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Fact

or d

e Ca

paci

dad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

2012

Fuente: Elaboración AEE

de 25

2.2 Producción hidráulica

Se mantiene la creciente generación de energía eléctrica desde el mes de febrero a través de las centrales hidráulicas, con 2.118 GWh han cubierto un 10,5% de la demanda en mayo 2012, frente al 12% del mismo mes del año anterior, y al 8% del mes de abril 2012. Pero esa generación ha resultado un 13,2% inferior que la del mismo mes del año anterior.

En cuanto al acumulado en los primeros cinco meses del 2012, la hidráulica ha producido 7.802 GWh, prácticamente un 53% menos que en el mismo periodo del año 2011. En este periodo ha cubierto un 7% del consumo eléctrico frente al más del 15% del mismo periodo del 2011.

Gráfico 11. Generación hidráulica mensual. 2005-201 2

En cuanto a las reservas de los embalses, en régimen anual han aumentado significativamente con respecto al mes anterior, situándose en un 58,6% de su capacidad máxima, frente al 45,67% del mes de abril 2012.

Por otro lado, las reservas de los embalses en régimen hiperanual se mantienen en los niveles de meses anteriores, situándose en torno al 55% de su capacidad máxima.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Fuente: REE

de 25

Gráfico 12. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2012

Gráfico 13. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen hiperanual. 2003-2012

2.3 Producción nuclear

La nuclear ha sido la primera tecnología en cuanto a generación en el mes de mayo 2012, con 4.691 GWh, habiendo cubierto un 23,3% del consumo eléctrico.

La generación ha alcanzado los 4.691 GWh en el mes de mayo, ha sido un 23,6% superior a la del mismo mes del año anterior, pero un 14% inferior a la del mes de abril (5.424 GWh).

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 2011 2012

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

RESERVAS DE LOS EMBALSES RÉGIMEN HIPERANUAL

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 Máxima

2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

de 25

En el periodo acumulado han cubierto prácticamente un 25% de la demanda, frente al 21% del mismo periodo del año anterior.

Gráfico 14. Generación nuclear mensual. 2005 - 2012

2.4 Producción de ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado han producido 2.406 GWh, un 43,4% inferior que la generación del mismo mes del año anterior. Pero ligeramente superior que la del mes de abril 2012 que fue 2.235 GWh.

En el periodo acumulado han generado 16.305 GWh, un 22,6% menos que en el mismo periodo del 2011.

Gráfico 15. Generación mensual de ciclo combinado. 2003-2012

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000G

Wh

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012Fuente: REE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

de 25

El factor de capacidad de las centrales de ciclo combinado sigue en mínimos históricos, en el mes de mayo se ha situado cerca del 13%.

2.5 Producción de carbón

La segunda tecnología de mayor generación en el mes de mayo han sido las centrales de carbón, con 4.003 GWh, un 25,4% más que en el mismo mes del 2011.

En el periodo acumulado, las centrales de carbón han producido 22.221 GWh, un 60% superior a la generación del mismo periodo del 2011.

Gráfico 16. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 12

2.6 Producción de fuel+gas

La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula.

Gráfico 17. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12

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

2012

Fuente: REE

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

de 25

2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)

La generación procedente de las tecnologías del régimen especial excepto la eólica, ha alcanzado 5.063 GWh, un 12,34% superior al del mes anterior (4.507 GWh), debido al incremento de la producción de las tecnologías solares y de la hidráulica.

Gráfico 18. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2012

En el siguiente gráfico se desglosan las tecnologías del régimen especial sin incluir la eólica en el periodo 2010-2012.

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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

en

e-1

0

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

en

e-1

2

feb

-12

mar

-12

abr-

12

may

-12


Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

de 25

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio aritmético del mercado diario se situó en 43,6 €/MWh en el mes de mayo 2012. Por tanto, el precio ha vuelto a caer en tasa interanual (es decir, respecto al mismo mes del año anterior), esta vez por un 10,9% (en mayo de 2011, fue 48,9 €/MWh). Sin embargo, el precio ha sido un 5,8% superior al del mes de abril 2012 (41,21 €/MWh).

Gráfico 20. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Mayo 2012

Tabla 01. Precio mensual mínimo, promedio y máximo del mercado diario. 2012

Precio mínimo

Precio promedio

Precio máximo

Enero 2012 0,00 51,06 79,00

Febrero 2012 0,10 53,48 90,13 Marzo 2012 5,00 47,57 73,25 Abril 2012 0,00 41,21 70,52 Mayo 2012 7,07 43,58 63,36

Fuente: OMIE

La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de abril 2012 ha vuelto a disminuir, oscilando entre un precio mínimo de 7,07 €/MWh a las 19.00h del domingo 20 de mayo; y un precio máximo de 63,36 €/MWh a las 11.00h el viernes día 18.

0

10

20

30

40

50

60

70

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

de 25

Gráfico 21. Evolución horaria del precio del MD. Ma yo 2012

En el siguiente gráfico se representa la comparativa de los precios mensuales del mercado diario promedio, mínimo y máximo desde el año 2005 hasta la actualidad.

Gráfico 22. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio. 2005 – 2012

En el siguiente gráfico se representa la evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante el mes de abril 2012. En él se puede observar como en ningún día del mes, los precios en el mercado español han sido superiores a los precios en el sistema portugués (tal y como se indica también en la tabla siguiente), al igual que en los meses anteriores.

0

10

20

30

40

50

60

70

€/M

Wh

Fuente: OMIE y elaboración AEE

10

20

30

40

50

60

70

80

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Fuente: OMIE

€/MWh

de 25

Gráfico 23. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Mayo 2012

En la Tabla 02 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 02. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Mayo 2012

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 646 87%

PEspañol < PPortugués 98 13%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 744 100%


3.2 Retribución eólica

El precio medio percibido por la eólica (ponderado por la producción eólica horaria) ha sido un 5,3% inferior que el precio medio aritmético del mercado diario, siendo por lo tanto 2,3 €/MWh inferior.

En el periodo acumulado durante los cinco primeros meses de 2012, el precio medio ponderado por la eólica ha resultado un 6,13% inferior que el precio medio aritmético, siendo la diferencia promedio de casi 3 €/MWh.

Tabla 03. Precio medio Aritmético y Precio medio Po nderado. 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80€

/MW

h

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués

Precio MEDIO en el sistema español


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2012 Precio medio ARITMÉTICO

mensual (€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la

energía eólica (€/MWh)

Diferencia (€/MWh) Variación (%)

Enero 51,06 47,87 -3,19 -6,26%

Febrero 53,48 51,41 -2,07 -3,87%

Marzo 47,57 45,69 -1,87 -3,94%

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

Mayo 43,58 41,27 -2,31 -5,3%

PERIODO 2012 47,34 44,44 -2,90 -6,13%

Fuente: AEE

En cuanto a la distribución por tramos de la retribución de la opción de mercado del RD 661/2007, se ha situado en el tramo suelo en el 99,5% de las horas del mes de mayo (precios inferiores a 58,96 €/MWh), y en el tramo de prima constante en un 0,5%, 4 horas del mes de mayo (precios entre 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh).

Por lo tanto, en el tramo del límite superior o techo y en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas del mes de abril (al igual que en el mes anterior), recordemos que el precio máximo del mes ha sido 63,36 €/MWh.

Tabla 04. Distribución por tramos. 2012

Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima

Enero 2012 70,6% 29,3% 0,1% 0,0%

Febrero 2012 62,8% 34,3% 2,9% 0,0%

Marzo 2012 88,4% 11,6% 0,0% 0,0%

Abril 2012 91,1% 8,9% 0,0% 0,0%

Mayo 2012 99,5% 0,5% 0,0% 0,0%

Fuente: AEE

En el Gráfico 24 se representa:

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

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

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

Para precios inferiores a 40,8 €/MWh, la prima que perciben las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, resultaría inferior a la prima percibida por las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, esto ha ocurrido en 259 horas del mes, un 34,8% de las horas.

de 25

Gráfico 24. 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. Abril 2012

En cuanto a la retribución eólica mensual en cada una de las opciones, sigue siendo la tarifa regulada la opción con una remuneración superior.

Por otro lado, el aumento de los precios del mercado ha situado a la retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007 por encima de la retribución de las instalaciones acogidas a la opción del mercado de dicho RD.

Tabla 05. Retribución mensual según las distintas o pciones. 2012

2012 (€/MWh)

Precio medio PONDERADO

(€/MWh)

Prima RD 661/2007

PONDERADA (€/MWh)

Retribución RD 661/2007 PONDERADA

(€/MWh)

Prima DT 1ª

RD661/07 (RD

436/2004*)

Retribución DT 1ª

RD661/07 (RD

436/2004*)

Diferencia (Prima 661

- Prima 436)

Prima equivalente

(a tarifa regulada)

Tarifa regulada

RD 661/2007

Enero 47,87 32,11 79,98 38,29 86,16 6,18 33,40 81,27 Febrero 51,41 29,72 81,13 38,29 89,70 8,58 29,86 81,27 Marzo 45,69 33,81 79,50 38,29 83,99 4,48 35,58 81,27 Abril 36,82 42,42 79,25 38,29 75,12 -4,13 44,45 81,27 Mayo 41,27 37,83 79,11 38,29 79,57 0,46 40,00 81,27

Promedio PERIODO

2012 44,44 35,39 79,83 38,29 82,73 2,90 36,83 81,27

*Prima + Incentivo RD 436/2004 = 50% TMR 2006

Fuente: AEE

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 mayo 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios mayo 2012

Fuente: AEE

Valores año 2012

Tarifa regulada RD 661/2007:

81,270 €/MWh

58,96€/MWh

74,13€/MWh40,80

€/MWh

Techo RD 661/07:94,273 €/MWh

Suelo RD 661/07: 79,103 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07: 20,142 €/MWh

43,58 €/MWh

61,12 €/MWh

de 25

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR

En mayo, el promedio mensual del precio del mercado diario (43,6 €/MWh) fue muy similar al valor previsto en el escenario central (44,0 €/MWh). La demanda de transporte presentó un registro mayor del esperado (se situó en torno a 20.150 GWh, frente a una previsión de 19.700 GWh), favorecida por el efecto temperatura, pero lo mismo sucedió con la generación eólica e hidroeléctrica de régimen ordinario (las diferencias entre la producción y nuestras previsiones fueron 100 y 200 GWh, respectivamente), compensándose aproximadamente los dos efectos sobre el precio. A final del mes de abril, el contrato a plazo para el mes de mayo cotizaba en OMIP a 49 €/MWh, muy por encima del resultado finalmente registrado.

Tabla 06. Previsión de precios vs precio real. Mayo 2012

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

Dato

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

43,6 38,1 44,0 50,1

Previsión Precio Mayo (€/MWh)

de 25

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO

No cabe esperar cambios a corto plazo en la tendencia descendente de la demanda de electricidad , dada la debilidad de la actividad económica. Por ello, parece obvio que ésta registrará en junio un nuevo empeoramiento interanual, en términos corregidos de temperatura y calendario. En términos brutos, y bajo las previsiones manejadas actualmente sobre temperatura para el mes, esperamos que el consumo eléctrico se sitúe en junio en torno a 20.300 GWh (677 GWh de media diaria, 27 GWh más que en mayo), un resultado que sería inferior al de junio de 2011 por un 2,6%. Esta predicción está en línea con la ofrecida por REE (20.428 GWh, y deterioro interanual de 2,0%).

En lo referente al mix de generación eléctrica, la nota más sobresaliente del mes será la elevada producción térmica fósil (carbón y ciclos combinados), que podría aproximarse a los 9.000 GWh (un 12% más que en junio de 2011), producto del bajo nivel de generación eólica e hidroeléctrica y de las indisponibilidades (programadas) de centrales nucleares. Para la generación eólica, esperamos que apenas alcance un nivel de 3.000 GWh en el conjunto del mes de junio, lo que implicaría un factor de capacidad del 19%, muy similar a la media histórica del mes. En línea con su progresión en los últimos doce meses, esperamos un volumen de producción hidroeléctrica de régimen ordinario muy bajo, unos 1.800 GWh (si bien supondría un aumento del 1,5% en relación al registro del mismo mes del año anterior). En términos relativos sobre la generación bruta total, la tecnología térmica de carbón podría ser la de mayor presencia en junio (24%), seguida de la nuclear (17,5%) y los ciclos combinados (16%), mientras la eólica representaría en torno al 13% de la generación total y la hidroeléctrica de régimen ordinario, solo el 8%. Todas estas cifras se refieren a los escenarios centrales y están sujetas a una incertidumbre (de naturaleza esencialmente climatológica) muy elevada.

En base a las estimaciones anteriores, nuestra previsión para el nivel promedio de los precios del mercado diario en el mes de junio se sitúa en 52,8 €/MWh, superando en más de 9 €/MWh el registro de mayo. Este brusco repunte de precios procedería esencialmente de factores de oferta, algunos estacionales (disminución de generación eólica e hidroeléctrica) y otros coyunturales (significativa reducción de producción nuclear), a los que, además, se uniría un efecto alcista adicional por el aumento de demanda media diaria. Aplicando escenarios extremos sobre los modelos de precios, éstos quedan en todo caso situados en el rango 47,7 – 58,5 €/MWh (véase Tabla 08).

Con la información disponible actualmente, nuestros cálculos sugieren que los precios del mercado diario apenas se elevarían en julio , respecto a junio, en promedio mensual. En concreto, nuestra última estimación sitúa dicho promedio en 53,3 €/MWh (véase Tabla 08), en el escenario central. El previsible aumento de demanda de julio respecto a junio (debido al efecto temperatura) podría ser compensado con la recuperación de potencia nuclear disponible, dando lugar a un “hueco térmico” (ciclos combinados + carbón) similar al de junio, en media diaria. Sin embargo, a cierre de este informe (4 de junio), la cotización de los contratos a plazo correspondientes a julio roza los 56 €/MWh, significativamente por encima de nuestra previsión para el precio spot medio del mes en el escenario central.

de 25

Tabla 07. Previsión para el mes en curso: demanda, balance de energía y precios

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 1 de junio 2012)

(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 20.146 2.118 3.753 6.409 2.406 9.754 43,6 20.146

Interanual (%) -1,4 -13,4 21,0 -13,9 -43,4 16,7 -10,8 -1,4

Cuota (%)(7) 9,6 17,0 29,1 10,9 44,3

GWh 20.313 1.815 2.941 8.892 3.557 8.572 52,8 20.428

Interanual (%) -2,6 1,7 2,7 12,5 -28,2 -9,2 5,6 -2,0

Cuota (%)(7) 8,2 13,2 40,0 16,0 38,6

GWh 252.111 18.507 45.918 93.623 40.701 113.735 49,7 249.841

Tasa Anual (%) -1,2 -33,2 10,2 -0,5 -19,6 5,5 -0,5 -2,12012

may-2012

(dato)

jun-2012

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

de 25

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL

La tendencia esperable en los precios para el resto de año es aproximadamente plana (pese a ello, se observarán variaciones importantes de un mes a otro por factores estacionales o/y coyunturales). Así, nuestra previsión para el precio medio del año 2012 se sitúa actualmente en 49,7 €/MWh en el escenario central, un nivel muy parecido al registrado en el ejercicio anterior. La caída de la demanda (esperamos que retroceda un 1,2% respecto a 2011, en términos brutos) y el previsible aumento de generación eólica en relación a 2011 (año muy atípico en el factor de capacidad eólico) presionan el precio a la baja, pero la tendencia alcista en los precios internacionales de combustibles y la débil generación hidráulica de régimen ordinario ejercen el efecto contrario. Aplicando condiciones atípicas de oferta y demanda (dentro de las verosímiles actualmente) para el resto del ejercicio, los modelos sugieren que el precio medio de 2012 permanecerá en el rango 45,5 – 53,8 €/MWh. Con la información actual, tendemos a pensar que la probabilidad de que el promedio anual del precio del mercado diario se sitúe en la mitad inferior de este rango (45,5 – 49,7 €/MWh) es mayor que la de que se sitúe en la parte superior (49,7 – 53,8 €/MWh).

Tabla 08. Previsión de precios para del año móvil. Previsiones trimestrales

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 1 de junio de 2012)

Gráfico 25. Evolución de la previsión del precio medio anual de 2012

Gráfico 26. Previsión del precio medio mensual. Año móvil


Media anual

jun-12 jul-12 2012.Q2 2012.Q3 2012.Q4 2013.Q1 2013.Q2 2012

Escenario Bajo 47,7 46,3 44,2 45,7 41,5 42,5 40,5 45,5

Escenario Central 52,8 53,3 45,9 52,6 49,5 51,1 48,6 49,7

Escenario Alto 58,5 60,2 47,8 59,4 57,5 59,9 57,3 53,8

Precio Medio Aritmético mes / trimestre (€/MWh)

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

ene-

12

feb

-12

ma

r-1

2

abr

-12

may

-12

jun-

12

jul-

12

ago-

12

sep-

12

oct

-12

nov

-12

dic-

12

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

05

101520253035404550556065

ene

-09

ab

r-0

9

jul-

09

oct

-09

ene

-10

ab

r-1

0

jul-

10

oct

-10

ene

-11

ab

r-1

1

jul-

11

oct

-11

ene

-12

ab

r-1

2

jul-

12

oct

-12

ene

-13

ab

r-1

3

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

de 25

En lo que respecta a la evolución trimestral, esperamos que los precios presenten un significativo incremento en 2012.Q3 respecto al trimestre precedente, por razones puramente estacionales (mayor demanda y menor generación eólica – debido a la climatología –, con el consiguiente incremento de cobertura por producción térmica fósil). Así, nuestra estimación sobre el precio medio para dicho periodo es 52,6 €/MWh, si bien este resultado es muy sensible a las condiciones meteorológicas asumidas (se ha estimado bajo el supuesto de condiciones típicas del trimestre, obviamente) y la cifra podría ser bastante superior si el verano resulta especialmente cálido, seco o/y de muy baja eolicidad. Para los siguientes tres trimestres y en promedio de cada uno de ellos, nuestros cálculos sugieren precios de 49,5, 51,1 y 48,6 €/MWh, respectivamente. Estas cifras son consistentes tanto con los factores estacionales asociados a cada trimestre como con las expectativas de estabilización de la demanda eléctrica a partir del inicio de 2013 (consecuencia de la misma hipótesis respecto a la evolución de la actividad económica) y de progresión alcista en precios de combustibles y derechos de CO2 en esas fechas.

En general, las previsiones que se acaban de presentar son inferiores a los precios establecidos en contratos a plazo para los mismos vencimientos. Tomando las cotizaciones registradas en OMIP a final de mayo, éstas se sitúan por encima de las predicciones actuales de precios spot (en el escenario central) por cuantías de 1,8 €/MWh (2012.Q3), 2,9 €/MWh (2012.Q4) y 1,0 €/MWh (2013.Q1). Para 2013.Q2, la situación es la contraria, siendo superiores las previsiones de spot a los precios a plazo (con una discrepancia en torno a 1,5 €/MWh).

Tabla 09. Comparativa entre previsión de precios sp ot y cotizaciones de contratos a plazo

Para los trimestres posteriores al trimestre en curso (2012.Q3-2013.Q2), las cotizaciones de OMIP son las correspondientes a los contratos para dichos trimestres, en las fechas indicadas.

Para el trimestre en curso (2012.Q2), el dato se obtiene como promedio de los precios spot de abril y mayo, y de las cotizaciones (en las fechas indicadas) para el contrato mensual de junio. Se pretende de este modo que sea comparable con la previsión trimestral.


Previsión

02-may 15-may 29-may IME

2012.Q2 46,3 45,9 45,9 45,9

2012.Q3 55,3 54,0 54,4 52,6

2012.Q4 53,3 51,9 52,4 49,5

2013.Q1 53,3 51,9 52,1 51,1

2013.Q2 48,1 46,8 47,1 48,6

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

de 25

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 5 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) según el 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 favorecieran la obtención de precios más altos / bajos que los asociados al escenario central o más verosímil, según el esquema indicado en la Tabla 10. Los criterios para la delimitación de las sendas alternativas para cada input se resumen en la Tabla 11.

Tabla 10. Definición de escenarios alternativos par a los modelos de precios

Fuente: Intermoney Energía

Tabla 11. 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

Precios Gas

y CO2 DemandaEscenario

Generación

Eólica

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 25

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 12. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto


PIB VAB(*)

Industria

Bajo -2,0 -3,4

Central -1,5 -2,6

Alto -0,8 -1,8

Media 2011 Media 2012

NBP 22,4 € / MWh 25,6 € / MWh

CO2 (EUA) 12,1 €/t 7,9 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2012

Variables Nominales (Escenario Central)

de 25

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.

Cualquier información, estimaciones, previsiones y opiniones contenidas en este documento y elaboradas por IME se basan en información pública y privada que, en opinión de IME, es correcta y precisa, aunque, IME no puede garantizarlo sin una investigación concisa de cada dato.

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