INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...El precio promedio aritmético del mercado diario en...

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INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO Nº 49 PERIODO: FEBRERO 2012 – ENERO 2013 Fecha de publicación: 10 de Febrero de 2012 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 49

PERIODO: FEBRERO 2012 – ENERO 2013

Fecha de publicación: 10 de Febrero de 2012

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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INDICE

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

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

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ................... ................................... 15

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............ ................................ 20

5. PREVISIONES DE VARIABLES .......................... .............................................. 21

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................ .................................. 26

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1. INTRODUCCIÓN

Generación eólica

La producción de energía eléctrica procedente de las instalaciones eólicas en el mes de enero 2012 se ha situado un 11% por debajo de los niveles del mismo mes del año anterior. Con 3.602 GWh, ha cubierto un 15,63% de la demanda de energía eléctrica, frente al 17,17% de enero de 2012.

El factor de capacidad promedio en enero 2012 se sitúa en torno al 22%, valor muy inferior a la media de los últimos años.

Demanda de energía eléctrica

La demanda de energía eléctrica ha vuelto a descender en el mes de enero, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, la caída se ha situado en un 2,4% con respecto al mismo mes del año anterior, situándose por debajo de los niveles del año 2006.

Las energías renovables han cubierto un 26,7% de la generación eléctrica en el mes de enero 2012, valor muy inferior al promedio del año 2010 (35,8%) y el del año 2011 (32,4%)

Precios y retribución eólica

El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de enero 2012 se ha situado en 51,06 €/MWh, siendo un 2% superior al del mes de diciembre 2011 (50,07 €/MWh) y un 24% superior al del mes de enero 2011 (41,19 €/MWh).

La retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 se ha situado ligeramente por encima del suelo, siendo el valor promedio de 79,98 €/MWh, según los datos de CNE actualmente hay unos 1.200 MW acogidos a esta opción, mientras que hay más de 5.000 MW acogidos a tarifa regulada (81,270 €/MWh para el año 2012)

La potencia de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007, asciende a unos 14.000 MW, los cuales han percibido una retribución promedio en este mes de enero 2012 de 86,16 €/MWh, a finales de este año 2012 se termina el periodo transitorio, por lo que dichas instalaciones tendrán que cambiarse a lo establecido en el Real Decreto 661/2007.`

Según las previsiones obtenidas en la fecha 3 de febrero de 2012, a partir de las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de febrero la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 49,15 €/MWh, y 46,95 €/MWh en el mes de marzo. Las previsiones de precio suben en los meses de primavera, con respecto a las del último informe, debido a la revisión del escenario de producción hidráulica que se estima baja para los siguientes meses.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica ha vuelto a descender en el mes de enero, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, la caída se ha situado en un 2,4% con respecto al mismo mes del año anterior, situándose por debajo de los niveles del año 2006.

El consumo eléctrico en términos brutos ha alcanzado los 23.045 GWh, un 2,5% inferior que el valor de enero 2011.

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

En cuanto al reparto por tecnologías, el carbón se mantiene con tasas de crecimiento positivas y muy significativas llegando a cubrir un 24% del consumo, frente al 9,34% de enero del año anterior.

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

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GW

h

2004 2005 2006 2007 2008

2009 2010 2011 2012

Fuente: REE y elaboración AEE

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Gráfico 02. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2010-2012

Gráfico 03. Evolución mensual del % de participació n sobre la generación. 2011-2012

Fuente: REE. Elaboración AEE

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%

10%

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100%

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

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

CARBÓN

HIDRÁULICA

NUCLEAR

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En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, es significativo señala la caída de la participación en el consumo eléctrico de las centrales hidráulicas (de un 20,25% a un 7,24%), la menor participación de los ciclos combinados (de un 21,8% a un 18,7) y de la eólica (17,17% en enero 2011 y 15,6% en enero 2012). En cambio, el carbón, la nuclear y la solar fotovoltaica y térmica, han aumentado su participación.

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

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

HIDRÁULICA7,24%

NUCLEAR23,36%

CARBÓN23,96%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO18,76%

EÓLICA15,63%

RE HIDRÁULICA1,41%

RE Solar PV2,15%

RE Solar térmica0,56%

Térmica renovable1,69%

Térmica no renovable

12,64%

CONSUMOS EN BOMBEO-2,01%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-2,25%

Fuente: REEy elaboración AEE

HIDRÁULICA20,25%

NUCLEAR20,89%

CARBÓN9,34%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO21,83%

EÓLICA17,17%

RE HIDRÁULICA2,76%

RE Solar PV1,44%

RE Solar térmica0,17%

Térmica renovable1,51%

Térmica no renovable

11,46%

CONSUMOS EN BOMBEO

-1,82%SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES-2,59%

Fuente: REEy elaboración AEE

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En el siguiente gráfico se representa desde el mes de enero 2010 hasta el mismo mes de 2012, la evolución de la producción de energía eléctrica a través de fuentes de energía renovables. En él se puede observar como a principios del año 2010 la participación de las energías renovables superaba el 40%, en cambio, a final de dicho periodo este valor se vio disminuido, y cerró el año con un promedio de un 35,8%.

Para el año 2011 este valor se ha situado en un 32,4% y para el mes de enero de 2012, las energías renovables han cubierto un 26,7% de la generación eléctrica.

Gráfico 06. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2010-2012

Fuente: REE y elaboración AEE

2.1 Producción eólica

La generación eólica se ha situado un 11% por debajo del valor del mes de enero 2011, que ha sido 3.602 GWh, frente a los 4.057 GWh de enero de 2011, que a su vez fue inferior a la de enero de 2010 (4.320 GWh).

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

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% 26,7%

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% 73,3%

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Gráfico 07. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2006 – 2012

En el siguiente gráfico se representa el factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo en el periodo del año 1998 al 2011, además del factor de capacidad promedio mensual del año 2010, 2011 y enero del 2012.

En él se puede observar como el factor de capacidad mensual de la eólica sigue siendo significativamente inferior al de años anteriores, situándose por debajo del 25%.

Gráfico 08. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y el p romedio del 2010-2012

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

GW

h

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE y elaboración AEE

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Fa

cto

r d

e C

ap

aci

da

d

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

2012

Fuente: Elaboración AEE

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Según los datos publicados por Red Eléctrica, los MWh de eólica reducidos debido a dificultades para su integración, han sido significativamente inferiores a los de años anteriores, siendo esas limitaciones un 0,18% del producible eólico en el año 2011.

Gráfico 09. Dificultades para la integración de la generación eólica MWh reducidos en el año 2011

2.2 Producción hidráulica

La caída de las reservas en los embalses ha situado a la producción hidráulica en este mes de enero 2012, en un 65,1% inferior a la generación de enero 2011. Con 1.669 GWh la hidráulica se sitúa cerca de los niveles de generación de años como el 2005, 2006 y 2008, años especialmente secos.

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Gráfico 10. Generación hidráulica mensual. 2005-201 1

Las reservas de los embalses tanto en régimen anual como en hiperanual vuelven a disminuir con respecto a meses anteriores, situándose en un 42% de la capacidad máxima para el régimen anual (46,4% mes de diciembre 2011) y en un 57,5% de la capacidad máxima del régimen hiperanual (61% mes de diciembre 2011).

Gráfico 11. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2012

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000G

Wh

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Fuente: REE

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 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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

2.3 Producción nuclear

Las centrales nucleares han generado un 9% más que en el mes de enero 2011, con 5.383 GWh.

Gráfico 13. Generación nuclear mensual. 2005 - 2012

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

2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012Fuente: REE

NUCLEAR

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2.4 Producción de ciclo combinado

Los ciclos combinados con 4.324 GWh se mantienen como tercera tecnología por detrás del carbón (5.522 GWh) y de la nuclear (5.383 GWh).

La generación de esta tecnología se ha visto drásticamente reducida desde el año 2008, situándose en prácticamente la mitad.

Gráfico 14. Generación de ciclo combinado. 2003-201 2

El factor de capacidad de los ciclos combinados se sitúa en torno al 23% en el mes de enero 2012.

2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón siguen incrementando su participación en la cobertura de la demanda, con 5.522 GWh generados en enero 2012 (un 150% superior a la producción de enero 2011), lo que ha supuesto un 24% del consumo eléctrico, frente al 9,34% del mismo mes del año anterior.

Gráfico 15. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 12

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

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

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2.6 Producción de fuel+gas

La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula durante enero 2012.

Gráfico 16. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12

2.7 Resto de régimen especial

En enero 2012, la generación de las tecnologías del resto del régimen especial (excluyendo a la eólica) ha aumentado un 3,76% con respecto al mes de enero de 2011.

Gráfico 17. 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.

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

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

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5.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

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2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

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Gráfico 18. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

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3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de enero 2012 se ha situado en 51,06 €/MWh, siendo un 2% superior al del mes de diciembre 2011 (50,07 €/MWh) y un 24% superior al del mes de enero 2011 (41,19 €/MWh).

Gráfico 19. Evolución diaria del precio del MD. Ene ro 2012

La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de enero 2012 se mantiene en los niveles de los meses anteriores, oscilando entre un precio mínimo de 0 €/MWh a las 5.00h del lunes 2 de enero; y un precio máximo de 79 €/MWh a las 22.00h el domingo 15 de enero.

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

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

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/

MW

h

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL 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: OMEL

€/MWh

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En el Gráfico 21 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.

Gráfico 21. Tecnologías que marcan precio. 2010-201 2

El precio promedio del sistema eléctrico portugués de diciembre se ha situado en 51,95 €/MW, superior que el precio del sistema eléctrico español.

Gráfico 22. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués. Enero 2012

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12

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

Fuente: OMEL y elaboración AEE

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/

MW

h

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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En la Tabla 01 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 01. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Enero 2012

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 649 87%

PEspañol < PPortugués 95 13%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 744 100%

Fuente: OMEL y elaboración AEE

3.2 Precios en otros países

En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual de los precios medios mensuales de los principales mercados internacionales durante el año 2011.

Gráfico 23. Precios medios mensuales mercados inter nacionales. 2011

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh

Título del gráfico

EPEX-Alemania EPEX-Francia

NORDPOOL GME

APX Sistema Eléctrico Portugués

Sistema Eléctrico Español

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3.3 Retribución eólica

El precio medio ponderado por la energía eólica ha resultado un 6% inferior al precio medio aritmético del mercado.

En este mes de enero 2012, la mayor parte de las horas el precio se ha situado en el límite inferior (64,5%), es decir, el precio horario del mercado diario ha sido durante 480 horas del mes inferior a 58,96 €/MWh.

Por otro lado, se ha situado en el tramo de prima constante durante un 34,9% de las horas (260 horas), lo que significa que el precio se ha situado entre los 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh.

Por último, durante 4 horas los precios se han situado en el límite superior de la retribución, es decir, el precio del mercado diario ha sido superior a 74,13 €/MWh, pero inferior al techo (94,273 €/MWh), mientras que no se ha situado en ninguna de las horas en el tramo de prima cero, al igual que todo el año 2011.

Tabla 02. Distribución por tramos. 2012

Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima

Enero 2012 64,5% 34,9% 0,5% 0,0%

Fuente: AEE

En el 0 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.

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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. Enero 2012

La retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 se ha situado ligeramente por encima del suelo, siendo el valor promedio de 79,98 €/MWh.

La retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007 se ha situado en 86,16 €/MWh.

Por otro lado, según la información que publica CNE, de los casi 20.600 MW, tan sólo un 6% están acogidos a la opción de mercado del Real Decreto 661/2007, en cambio hay más de 5.000 MW acogidos a la opción de Tarifa regulada del RD 661/2007. Hay 7 MW acogidos a la opción de tarifa regulada del Real Decreto 436/2004, los cuales se mantendrán en dicha opción durante el resto de la vida de la instalación y 14.000 MW acogidos a la opción de mercado de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, que tendrán que cambiarse al RD 661/2007 a partir del 1 de enero de 2013.

Gráfico 25. Potencia instalada acogida a cada una d e las opciones de retribución

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 Enero 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Enero 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 €/MWh51,06

€/MWh

61,12 €/MWh

Tarifa regulada RD 436/20047MW

0%

Mercado DT 1ª RD 661/2007 (RD 436/2004)

14.400 MW

70%

Mercado RD 661/20071.150 MW

6%

Tarifa regulada RD 661/20075.021 MW

24%

Fuente: CNE

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4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES

En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de enero con la previsión del Informe AEE Nº48 en el escenario medio:

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

PRECIO REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE – Aleasoft 48 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Enero 2012 51,06 45,57 5,49

Fuente: AEE - Aleasoft

El precio medio aritmético para el mes de enero ha sido de 51,06 €/MWh, 5,49 €/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 0,16 % inferior a la prevista.

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 14,56 % inferior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 33,01 % inferior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 2,06 % inferior a la prevista.

Debido principalmente a la gran bajada en la producción eólica en el mes de enero, con valores comparables a los de 2009, y a la baja producción hidráulica, con valores típicos de un año de sequía, el precio final ha sido significativamente superior 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 (febrero 2012 – enero 2013) se prevé que la demanda eléctrica sea un 0,76 % superior a la de los últimos 12 meses. Para este mes de febrero la previsión es que la demanda sea un 3,52 % superior a la del mismo mes de 2011, debido a las bajas temperaturas que se están registrando en este mes de febrero.

Gráfico 26. Previsión de demanda. Febrero 2012 - En ero 2013

Gráfico 27. Demanda: previsión escenario medio y re al

BAJO MEDIO ALTO

Demanda MÍNIMA MEDIO MÁXIMA

Generación eólica

MÁXIMA MEDIO MÍNIMA

Producción hidráulica

LLUVIOSO MEDIO SECO

Precio combustibles

MÍNIMO MEDIO MÁXIMO

Precio CO2 MÍNIMO MEDIO MÁXIMO

ESCENARIO

18.000.000

19.000.000

20.000.000

21.000.000

22.000.000

23.000.000

24.000.000

25.000.000

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

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)

Fue

nte:

Pre

visi

one

sA

EE

-A

leas

oft

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5.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 9,86 % superior a la de los últimos 12 meses. En el siguiente gráfico 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 28. Previsión de generación eólica. Febrero 2012 - Enero 2013

Gráfico 29. 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 febrero de 2012, la producción hidráulica sea un 44,58 % inferior a la del mismo mes del año 2011. Para los 12 meses de previsión (febrero 2012 – enero 2013), la producción hidráulica total prevista es un 16,66 % inferior a la de los últimos 12 meses, debido al estado bajo de las reservas en los embalses que hace prever un invierno con poca producción.

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_MAX

EÓLICA_MED

EÓLICA_MIN

Valor real mismo mes año anterior

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

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

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Gráfico 30. Previsión de generación hidráulica. Feb rero 2012 - Enero 2013

Gráfico 31. Generación hidráulica: previsión escena rio medio y real

5.4 Precios de los combustibles

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

El precio del barril Brent registró valores entre 108 y 114 $/bbl durante el mes de enero del 2012. Se prevé que los precios se mantengan estables, con un valor medio de 111,29 $/bbl para el mes de febrero.

El precio del carbón en el mes de enero, aumentó 1,77% respecto al mes anterior. Se prevé que se mantenga entre 106 y 118 $/t dentro del horizonte analizado.

El precio del gas natural disminuyó un 6,22 % en el mes de enero respecto al mes anterior. Se espera que en el horizonte analizado, los precios se mantengan alrededor de los 9,01 $/MMBTU.

Gráfico 32. Previsión precio Brent. Febrero 2012 - Enero 2013

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000M

Wh

PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

HIDR_SECO

Valor real mismo mes año anterior

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 HIDRÁULICA

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

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Gráfico 33. Previsión precio carbón. Febrero 2012 - Enero 2013

Gráfico 34. Previsión precio gas natural. Febrero 2 012 - Enero 2013

5.5 Precios de los derechos de emisión

El precio medio de derechos de emisión de CO2 disminuyó 5,17 % en el mes de enero respecto al mes anterior. Para el periodo analizado, se prevé que el precio oscile entre 8,5 y 11 €/t CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 5,50 y 15 €/t CO2.

5.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de enero se situó en 1,29. Dentro del horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,33.

0

20

40

60

80

100

120

140

$/bb

l

BR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

$/to

n

HI_MED

HI_MIN

HI_MAX

Precio del carbón

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

0

2

4

6

8

10

12

14

$/M

MB

TU

GN_MED

GN_MIN

GN_MAX

Precio gas natural

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

6.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 3 de febrero de 2012, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de febrero la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 49,15 €/MWh, y 46,95 €/MWh en el mes de marzo. Las previsiones de precio suben en los meses de primavera, con respecto a las del último informe, debido a la revisión del escenario de producción hidráulica que se estima baja para los siguientes meses.

El promedio del precio para los primeros 10 días del mes de febrero se ha situado en 50,92 €/MWh.

Gráfico 35. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Febrero 2011

En el Gráfico 36 se representa la evolución del precio mensual del Mercado Diario desde el año 2007 hasta la actualidad frente a las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la Tabla 04).

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/

MW

h

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

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Gráfico 36. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios

El Gráfico 37 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.

Gráfico 37. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE

En el Gráfico 38 se muestra la comparación de las previsiones de los últimos siete informes de AleaSoft.

Gráfico 38. Comparativa de últimas previsiones Alea Soft

0

10

20

30

40

50

60

70

80€/

MW

h

PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN

PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real

Fue

nte:

OM

EL

yp

revi

sio

nes

AE

E -

Ale

aso

ft

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 2012

PREVISIÓN AEE49 (año 2012) PREVISIÓN AEE49 (año 2013)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

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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 lo s 3 escenarios

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Febrero 2012 35,09 49,15 64,09

Marzo 2012 24,82 46,95 63,95

Abril 2012 24,44 45,33 62,28

Mayo 2012 29,79 48,74 62,92

Junio 2012 35,17 53,19 65,79

Julio 2012 35,50 54,95 67,43

Agosto 2012 30,73 52,05 66,96

Septiembre 2012 33,53 53,09 66,94

Octubre 2012 31,79 51,35 67,62

Noviembre 2012 27,63 48,54 68,11

Diciembre 2012 28,13 50,68 73,88

Enero 2013 24,78 52,40 74,83

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

Tabla 05. Precios promedio para 2011 y previsión tr imestral de los precios según el escenario medio

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

45.00

50.00

55.00

60.00

65.00

€/M

Wh

REALES AEE 43 AEE 44 AEE 45 AEE 46 AEE 47 AEE 48 AEE 49

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PRECIO ESTIMADO

MEDIO (€/MWh)

1Q 2012 49,05

2Q 2012 49,09

3Q 2012 53,36

4Q 2012 50,19

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

En la siguiente tabla se muestran los resultados de los contratos de OMIP.

Tabla 06. Precios OMIP - 10 de Febrero de 2012

Fuente: OMIP

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6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que

El Gráfico 39 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 39. Previsión de precios según el escenario medio. Febrero 2012 - Enero 2013

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/

MW

h

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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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.