INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...En el escenario central y según las hipótesis...

de 30

INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 57

PERIODO: NOVIEMBRE 2012 – OCTUBRE 2013

Fecha de publicación: 13 de Noviembre 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 ..................................................................... 4

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA ............ 15

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

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

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO 2013 ....................................................................... 25

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

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

de 30

1. RESUMEN EJECUTIVO

En GWh Oct 2012 Oct 2011 Variació

n (%)

Ene a Oct

2012

Ene a Oct

2011

Variació

n (%)

Precio MD (€/MWh) 45,65 57,46 -20,6% 48,3 50,06 -3,5%

HIDRÁULICA 1.441 1293 11,4% 15.192 23.550 -35,5%

NUCLEAR 5.622 4727 18,9% 52.573 47.898 9,8%

CARBÓN 4.326 4586 -5,7% 46.654 35.260 32,3%

FUEL+GAS 0 0 - 0 0

CICLO COMBINADO 3.274 3812 -14,1% 32.648 43.847 -25,5%

TOTAL RO 14.663 14.418 1,7% 147.067 150.555 -2,3%

CONSUMOS EN GENERACIÓN -616 -651 -5,4% -6.592 -6.011 9,7%

EÓLICA 3.153 3.134 0,6% 38.068 33.468 13,7%

% sobre la generación total

14,1% 14,5%

16,5% 14,8%

Factor de capacidad (%)

19,4% 20,2%

24,26% 22,46%

RE Hidráulica 252 189 33,3% 3.488 4.414 -21,0%

RE Solar PV 644 600 7,3% 7.962 6.335 25,7%

RE Solar térmica 283 171 65,5% 3.141 1.663 88,9%

Térmica renovable 427 344 24,1% 3.891 3.107 25,2%

Térmica no renovable 2.913 2.752 5,9% 27.457 26.484 3,7%

TOTAL RE 7.672 7.190 6,7% 84.007 75.471 11,3%

CONSUMOS EN BOMBEO -395 -302 30,8% -4.073 -2.492 63,4%

ENLACE PENÍNSULA-BALEARES -71

-312 0

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-1.472 -382 285,3% -9.443 -5.046 87,1%

DEMANDA DE TTE (b.c.) 19.781 20.273 -2,4% 210.654 212.477 -0,9%

Retribución eólica promedio Octubre 2012

Retribución eólica Promedio de Ene-Oct 2012

Mercado DT 1ª RD661/2007 78,54 €/MWh 83,57 €/MWh

Mercado RD 661/2007 79,24 €/MWh 79,61 €/MWh

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

Estimamos que los precios medios del mercado diario podrían situarse en el mes de noviembre en el entorno de los 46 €/MWh, no obstante bajo condiciones climatológicas más extremas, los modelos concluyen que un precio medio de 39 €/MWh sería posible.

En el escenario central y según las hipótesis expuestas, el precio medio del 2013 se situaría en 53,5 €/MWh, un 11% por encima del valor que estimamos para el año 2012, pero 0,5 €/MWh por debajo del resultado presentado en el informe de octubre.

de 30

2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

El consumo eléctrico mantiene tasas de crecimiento negativas, la demanda de energía en el mes de octubre, una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y temperaturas, ha descendido un 0,9% con respecto al mismo mes del año anterior, y es la menor caída intermensual de todo el año 2012. En términos brutos ha alcanzado los 19.782 GWh, un 2,4% menos que en octubre del 2011 y es la más baja desde el año 2006.

Durante el periodo acumulado en los diez primeros meses del año, la demanda de transporte en barras de central, una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y temperatura, ha disminuido un 1,6% con respecto al mismo periodo del año anterior. En términos brutos ha alcanzado los 210.653 GWh, un 0,9% menos que en el mismo periodo del 2011.

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

En cuanto a la variación mensual de la demanda de energía eléctrica en términos corregidos (línea roja del siguiente gráfico) mantiene tasas de crecimiento negativas desde el mes de agosto del año 2011. Por otro lado, la tasa de variación de la demanda en términos brutos (línea azul) ha tenido tasas de crecimiento positivas en 4 meses del año 2012.

La demanda eléctrica nacional peninsular prevista en octubre de 2012 por REE para los próximos dos últimos meses del año son de 19.500 GWh y 19.900 GWh, respectivamente.

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

de 30

Gráfico 02. Variación mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2011-2012

En dicho mes, el conjunto de las tecnologías del régimen ordinario han incrementado su generación un 1,7% y las del régimen especial también, un 3,6%, a pesar de que la demanda de energía eléctrica peninsular ha disminuido. Ese aumento se debe a que las exportaciones han aumentado significativamente con respecto al mismo mes del año anterior, un 285,7%.

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

En cuanto a la producción de las distintas tecnologías, la nuclear se mantiene en primera posición con un 25,17% de la generación, seguida del carbón con un 19,37%, en tercera posición los ciclos combinados con un 14,66% y muy cerca la eólica con un 14,12%, la hidráulica mantiene la baja aportación con un 6,45% valor ligeramente superior al del mes de octubre de 2011.

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

Tasa de variación con respecto al mismo mes del año anterior (%)

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEEFuente: REE y elaboración AEE

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

Generación mensual

FUEL+GAS

Carbón importado

Carbón nacional

HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

de 30

Gráfico 04. Estructura de generación. Octubre 2012

Gráfico 05. Estructura de generación. Octubre 2011

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

Gráfico 06. Generación de enero a octubre 2012 Gráf ico 07. Generación de enero a octubre 2011



Las energías renovables han representado en el mes de octubre un 27,8% de la generación total, valor ligeramente superior al del mismo mes del año 2011 que fue un 26,5%.

En el periodo acumulado durante los diez primeros meses del 2012 es un 31%, inferior al del mismo periodo del año 2011 que fue un 32,1%, debido principalmente a la menor producción hidráulica.

HIDRÁULICA6,45%

NUCLEAR25,17%

CARBÓN19,37%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO14,66%

EÓLICA14,12%

RE HIDRÁULICA1,13%

RE Solar PV2,88%

RE Solar térmica1,27%

Térmica renovable1,91%

Térmica no renovable13,04%

HIDRÁULICA5,98%

NUCLEAR21,88%

CARBÓN21,22%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA14,50%

RE HIDRÁULICA0,87%

RE Solar PV2,78%




HIDRÁULICA6,57%

NUCLEAR22,75%

CARBÓN20,19%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA16,47%

RE HIDRÁULICA1,51%

RE Solar PV3,45%




HIDRÁULICA10,42%

NUCLEAR21,19%

CARBÓN15,60%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA14,81%

RE HIDRÁULICA1,95%

RE Solar PV2,80%




de 30

Gráfico 08. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2011-2012


2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

La eólica ha producido 3.153 GWh en el mes de octubre de este año, un 0,6% superior que la del mismo mes del año anterior que fue 3.134 GWh, y un 20% inferior que la del mes de septiembre de 2012 (3.952 GWh).

En octubre 2012 la eólica ha supuesto un 14,12% de la generación total, valor ligeramente inferior al del mes de octubre 2011 que fue un 14,81%, debido al incremento de la generación total.

En cuanto a la generación durante los primeros diez meses del año la eólica ha alcanzado 38.067 GWh, un 13,8% más que la generación del mismo periodo del 2011.

En el año móvil, de septiembre 2011 a octubre 2012, la eólica ha generado 46.417 GWh, un 9,4% más que en año móvil anterior.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

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 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12

Energías no renovables 59,9% 64,3% 60,3% 61,0% 65,8% 70,7% 72,3% 74,8% 77,9% 73,5% 68,5% 66,3% 73,4% 70,1% 70,9% 60,5% 63,2% 66,1% 70,6% 72,1% 69,3% 72,2%

Energías renovables 40,1% 35,7% 39,7% 39,0% 34,2% 29,3% 27,7% 25,2% 22,1% 26,5% 31,5% 33,7% 26,6% 29,9% 29,1% 39,5% 36,8% 33,9% 29,4% 27,9% 30,7% 27,8%

de 30

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

El factor de capacidad de la eólica, teniendo en cuenta los datos de potencia eólica instalada mensual de Red Eléctrica, se ha situado en torno al 19% en el mes de octubre. El factor de capacidad promedio de la eólica para el periodo acumulado de enero a octubre se sitúa en 24%, unas 2.100 horas anuales.

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

de

Cap

acid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

2012

Fuente: Elaboración AEE

de 30

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

En el siguiente gráfico se representa la evolución de la generación eólica diaria desde el programa básico de funcionamiento (PBF) hasta el tiempo real, donde:

• PBF: Programa Básico de Funcionamiento (mercado diario + contratos bilaterales); • RTPBF: restricciones técnicas del PBF; • PVP: programa viable provisional (PBF+RTPBF); • Intradiario: es la energía gestionada por la eólica en los mercados intradiarios; • PHF: Programa horario final (PVP+Intradiarios); • RT Tiempo real son las restricciones técnicas en tiempo real; • PHL: Programa Horario Liquidable

En cuanto al desvío, que se define como la diferencia entre la MEDIDA (producción real) y el Programa Horario Liquidable (PHL) y además existen dos tipos de desvíos:

• Se define como desvío positivo o a subir, cuando la producción real es mayor que la programada (MEDIDA > PROGRAMA).

• Se define como desvío negativo o a bajar, cuando la producción real es menor que la programada (MEDIDA < PROGRAMA).

El desvío positivo promedio en el mes de octubre, es decir, cuando la producción eólica real ha resultado superior a la programada, se ha situado en +8,9%; y el desvío negativo (teniendo en cuenta las horas en las que la producción eólica real ha sido inferior que la programada), se ha situado en -15%.

Las restricciones técnicas en tiempo real (RT Tiempo real) en el mes de septiembre han sido superiores a los 27,5 GWh, un 0,9% de la producción eólica medida.

Gráfico 11. Evolución diaria de la transición desde el PBF hasta la producción eólica real. Octubre 2012

Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000Suma de PBF

Suma de PVP

Suma de PHF

Suma de PHL

Suma de Medida

Suma de RT PBF

Suma de Intradiario

Suma de RT Tiempo real

Suma de Desvío (Medida-PHL)

de 30

2.2 Producción hidráulica

La producción de las centrales hidráulicas ha sido 1.441 GWh en octubre, un 11,5% más que en el mismo mes del año anterior, que fue 1.293 GWh.

En el mes de octubre ha supuesto un 6,45% de la generación de energía eléctrica total, frente al 5,98% del mismo mes del 2011.

En cuanto a la generación acumulada durante los diez primeros mese del año, las centrales hidráulicas han generado 15.191 GWh, lo que ha supuesto un 6,57% de la generación total, y es un 35,5% menos que en el mismo periodo del 2011.

Gráfico 12. Generación hidráulica mensual. 2005-201 2

En cuanto a las reservas hidráulicas, en régimen anual han aumentado ligeramente con respecto al mes anterior, situándose en torno al 33% de la capacidad máxima en el mes de octubre, frente al 31,5% del mes de septiembre.

Gráfico 13. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2005-2012

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

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

2005 2006 2007

2008 2009 2010

Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

de 30

Por otro lado, las reservas de los embalses en régimen hiperanual mantienen la tendencia descendente, situándose por debajo del 39% de su capacidad máxima en el mes de octubre, frente al 66% del mes de octubre del 2011.

Gráfico 14. Evolución mensual reservas embalses rég imen hiperanual. 2005-2012

2.3 Producción nuclear

Excepto en el mes de junio, la generación en los meses de 2012 de las centrales nucleares ha resultado mayor que en el año 2011.

Con 5.622 GWh las centrales nucleares han generado más de una cuarta parte de la producción total para este mes de octubre 2012, frente al 21,88% del mismo mes del año anterior.

En términos acumulados han producido 52.614 GWh, un 9,8% más que la generación del mismo periodo del año anterior.

Gráfico 15. 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

2005 2006 2007

2008 2009 2010

Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEEFuente: 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

de 30

2.4 Producción de ciclo combinado

Los más de 25.000 MW de ciclos combinados instalados a nivel peninsular han producido 3.274 GWh en el mes de octubre 2012, un 14,1% menos que la generación del mismo mes del año anterior. Esa generación ha cubierto un 14,66% de la generación total para dicho mes, frente al 17,64% del mes de octubre de 2011.

En el periodo acumulado han generado 32.642 Gwh, un 25,6% menos que en el mismo periodo del 2011.

Gráfico 16. Generación mensual de ciclo combinado. 2003-2012

El factor de capacidad de las centrales de ciclo combinado está en torno al 17% para este mes de octubre, la media del año 2012 se sitúa en torno al 17,6% (unas 1.550 horas anuales).

2.5 Producción de carbón

En octubre, las centrales de carbón han producido un 5,6% menos que en el mismo mes del 2011. Con 4.327 GWh han supuesto un 19,4% de la producción total para dicho mes.

En términos acumulados durante los diez primeros meses del año, las centrales de carbón han generado 46.663 GWh, un 32% más que en el mismo periodo del año anterior.

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 30

Gráfico 17. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 12

2.6 Producción de fuel+gas

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

Gráfico 18. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12

2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)

En octubre la generación procedente de las tecnologías del régimen especial excepto la eólica ha sido 4.519 GWh, un 11% superior que la generación del mismo mes del año anterior.

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 30

Gráfico 19. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2012

Todas las tecnologías han generado más en este mes de octubre que en el mismo mes del año 2011.

Gráfico 20. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000G

Wh

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

jun

-12

jul-

12

ago

-12

sep

-12

oct

-12

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

de 30

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

El precio medio aritmético del mercado diario en el mes de octubre ha vuelto a disminuir, se ha situado en 45,65 €/MWh, frente a los 47,59 €/MWh en el mes de septiembre.

La media en los primeros diez meses del año 2012 se sitúa en 48,3 €/MWh, el precio promedio del año 2011 se situó en 49,93 €/MWh.

Gráfico 21. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio. 2005 – 2012

La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de octubre 2012 se sitúa cerca de los 76 €/MWh, oscilando entre un precio mínimo de 0 €/MWh a las 3.00hdel domingo día 28, y un precio máximo de 75,9 €/MWh a las 21.00h del lunes día 29.

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

En €/MWh Precio

mínimo

Precio

promedio

Precio

máximo

Enero 0,00 51,06 79,00

Febrero 0,10 53,48 90,13

Marzo 5,00 47,57 73,25

Abril 0,00 41,21 70,52

Mayo 7,07 43,58 63,36

Junio 22,06 53,50 70,20

Julio 15,07 50,29 70,00

Agosto 10,06 49,34 66,10

Septiembre 0,00 47,59 70,01

Octubre 0,00 45,65 75,90

Fuente: OMIE, 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 30

Gráfico 22. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Octubre 2012

En el Gráfico 23 se representa la evolución horaria del precio del mercado diario y la evolución horaria de la generación eólica resultante de la casación del mercado diario (PBF) y la medida (producción real), para el mes de septiembre 2012.

Gráfico 23. Evolución horaria del precio del MD y d e la generación eólica del PBF y la medida. Octubre 2012

Fuente: REE y OMIE

La evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante septiembre de 2012, se representa en el gráfico siguiente. Y en la Tabla 02 se tiene el número de

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMIE y elaboración AEE

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

01

/10

/20

12

03

/10

/20

12

05

/10

/20

12

07

/10

/20

12

09

/10

/20

12

11

/10

/20

12

13

/10

/20

12

15

/10

/20

12

17

/10

/20

12

19

/10

/20

12

21

/10

/20

12

23

/10

/20

12

25

/10

/20

12

27

/10

/20

12

Medida

PBF

Precio horario MD (€/MWh)MWh €/MWh

de 30

horas en las cuales el precio marginal del sistema eléctrico español (PEspañol) ha sido igual, inferior o superior al del sistema eléctrico portugués (PPortugués).

Gráfico 24. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Octubre 2012

Tabla 02. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Octubre 2012

Octubre 2012

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 613 82%

PEspañol < PPortugués 132 18%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 745 1

Fuente: OMIE y elaboración AEE

En cuanto a los mercados internacionales, se mantiene la correlación entre el precio del MIBEL y el de los países europeos. El precio medio del mercado ibérico se sitúa en la media de otros mercados europeos, y por debajo de ellas en los periodos donde confluye una fuerte aportación eólica e hidráulica en la Península.

Gráfico 25. Evolución mensual precio mercados inter nacionales. 2008 - 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués

Precio MEDIO en el sistema español

Fuente: OMEL y elaboración AEE

020406080

100120

ene

mar

may ju

l

sep

no

v

ene

mar

may ju

l

sep

no

v

ene

mar

may ju

l

sep

no

v

ene

mar

may ju

l

sep

no

v

ene

mar

may ju

l

sep

2008 2009 2010 2011 2012

€/M

Wh

OMEL_ES EPEX-Alemania EPEX-Francia GME (Italia)

NORDPOOL OMEL_PT APX-Holanda

de 30

3.2 Retribución eólica

El precio medio percibido por la eólica en el mes de octubre ha caído a 40 €/MWh, prácticamente un 12% inferior al precio medio aritmético del mercado diario, la mayor diferencia de todo el año. En el análisis hora a hora del precio medio del mercado diario y del precio medio percibido por la eólica para el mes de octubre, la diferencia entre ambos ha estado siempre en torno a los 5 €/MWh.

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

Precio medio ARITMÉTICO mensual

(€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la energía eólica

(€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Diferencia (%)

Enero 51,06 47,88 -3,18 -6,23%

Febrero 53,48 51,41 -2,07 -3,86%

Marzo 47,57 45,70 -1,87 -3,93%

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

Mayo 43,58 41,28 -2,31 -5,30%

Junio 53,50 51,60 -1,90 -3,55%

Julio 50,29 48,79 -1,50 -2,99%

Agosto 49,34 47,99 -1,34 -2,73%

Septiembre 47,59 43,40 -4,19 -8,81%

Octubre 45,65 40,24 -5,40 -11,84%

PERIODO 2012 48,30 45,27 -3,03 -6,27%

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 90,6% de las horas del mes de octubre (precios inferiores a 58,96 €/MWh), en el tramo de prima constante un 9,3% (precios entre 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh); y tan sólo 1 hora en el techo (precios superiores a 74,13 €/MWh e inferiores a 94,273 €/MWh). No obstante, en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas (al igual que en los meses anteriores), recordemos que el precio máximo ha sido de 75,9 €/MWh.

Tabla 04. Distribución por tramos (En %). 2012

Mes Suelo Prima

Constante Techo Sin Prima

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

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

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

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

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

Junio 76,8% 23,2% 0,0% 0,0%

Julio 91,4% 8,6% 0,0% 0,0%

Agosto 92,5% 7,5% 0,0% 0,0%

Septiembre 88,5% 11% 0,0% 0,0%

Octubre 90,6% 9,3% 0,1% 0,0%

Promedio 2012 85,4% 14,3% 0,3% 0,0%

Fuente: AEE

de 30

En el siguiente gráfico se representa para el mes de Octubre 2012:

• 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 199 horas del mes de octubre, un 26,7% de las horas.

Gráfico 26. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007, tarifa regulada RD 661/2007 y distribución horaria del precio del merc ado diario. Octubre 2012

En cuanto a la retribución eólica mensual en cada una de las opciones, excepto en los meses de abril y mayo, la opción de mercado de la Disposición Transitoria primera del RD 661/2007 es la que tiene una mayor remuneración.

Por otro lado, en los nueve meses del año, la tarifa regulada ha sido superior que la retribución de la opción de mercado del RD 661/2007.

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 octubre 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Octubre 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 €/MWh45,65

€/MWh

61,12 €/MWh

de 30

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

2012 (€/MWh)

Precio medio

PONDERADO

(€/MWh)

Prima RD 661

PONDERADA

(€/MWh)

Retribución RD 661

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

Enero 47,88 32,10 79,98 38,29 86,18 6,20 33,39 81,27

Febrero 51,41 29,71 81,13 38,29 89,71 8,58 29,85 81,27

Marzo 45,70 33,81 79,50 38,29 83,98 4,48 35,58 81,27

Abril 36,82 42,42 79,25 38,29 75,12 -4,13 44,45 81,27

Mayo 41,28 37,83 79,11 38,29 79,57 0,46 39,99 81,27

Junio 51,60 28,05 79,64 38,29 89,89 10,25 29,67 81,27

Julio 48,79 30,45 79,23 38,29 87,08 7,85 32,48 81,27

Agosto 47,99 31,18 79,18 38,29 86,28 7,11 33,28 81,27

Septiembre 43,40 35,87 79,27 38,29 81,69 2,43 37,87 81,27

Octubre 40,24 39,00 79,24 38,29 78,54 -0,70 41,02 81,27

Promedio PERIODO

2012 45,27 34,33 79,61 38,29 83,57 3,96 36 81,27

*Prima + Incentivo RD 436/2004 = 50% TMR 2006. Fuente: AEE

En un análisis histórico de la evolución de la retribución en las distintas opciones desde la aprobación del RD 661/2007 es la que tiene una mayor remuneración.

Por otro lado, según el último informe publicado por la CNE sobre las ventas de energía del régimen especial, que incluye información hasta el mes de agosto 2012, 5.397 MW están acogidos a la opción de tarifa del RD 661/2007, y 1.991 MW a la opción de mercado del RD 661/2007.

La potencia acogida a la opción de mercado de la Disposición Transitoria 1ª es de 14.401,2 MW, este periodo transitorio que finaliza el 31 de diciembre de 2012.

Por otro lado, los 7,0352 MW acogidos a la opción de tarifa regulada del RD 436/2004, se les aplica hasta el final de la vida útil de la instalación, es decir, sin posibilidad de cambio de opción.

3.3 Primas al régimen especial

Las primas al régimen especial ascienden a casi 6.270 millones de €, de los cuales 1.295 Millones de € (un 20,6% del total) corresponden a los 30.887 GWh producidos por la eólica (prácticamente un 46% de la producción total de régimen especial) y liquidados por la CNE, según el último informe sobre las Ventas de Energía del Régimen Especial publicado por CNE y que contiene información hasta el mes de Agosto.

Por otro lado, la prima equivalente promedio en términos unitarios (en €/MWh) percibida por el total de las instalaciones eólicas (independientemente de la opción de venta elegida) que publica CNE en dicho informe y que incluye los complementos

de 30

percibidos por la eólica (energía reactiva y huecos de tensión) ha aumentado 1,03 €/MWh del año 2011 al año 2012, debido a la ligera caída de los precios del mercado, por el contrario la retribución total promedio (incluyendo complementos) ha disminuido de 87,94 €/MWh en el año 2011 a 86,42 €/MWh en estos primeros meses de 2012.

Tabla 06. Retribución anual total recibida por los productores del régimen especial en España

AÑO TECNOLOGIA

Potencia

Instalada

(MW)

Energía Vendida (GWh)

Energía Primada (GWh)

Nº Instalacio

nes

Retribución Total (Miles

€)

Precio Medio Retribución

Total (cent€/kWh)

Prima equivalente (miles €)

% Prima equivalente/TOTAL

Prima equivalente (€/MWh)

2011

COGENERACIÓN 6.147 25.064 25.064 1.020 2.701.485 10,778 1.437.752 20,79% 57,363

SOLAR FV 4.244 7.407 6.147 57.953 2.785.336 37,606 2.400.564 34,71% 324,112

SOLAR TE 999 1.779 1.779 23 519.343 29,188 426.909 6,17% 239,933

EÓLICA 21.059 41.814 41.814 1.214 3.676.959 8,794 1.710.010 24,72% 40,8953

HIDRÁULICA 2.034 5.275 5.275 1.053 457.857 8,680 20 6.407 2,98% 39,1306

BIOMASA 761 3.715 3.715 186 458.082 12,330 278.643 4,03% 75,0031

RESIDUOS 592 2.945 2.945 36 240.566 8,168 92.064 1,33% 31,2577

TRAT.RESIDUOS 658 4.421 4.421 52 587.300 13,286 364.413 5,27% 82,4354

OTRAS TECN.

RENOVABLES

0 0 0 1 10 7,359 3 0,00% 21,1292

Total 2011 36.495 92.420 91.161 61.538 11.426.938 12,364 6.916.765 100%

2012

COGENERACIÓN 6.190 17.718 17.718 1.033 2.082.446 11,753 1.208.052 19,27% 68,1814

SOLAR FV 4.347 6.064 6.009 58.866 2.682.336 44,231 2.385.123 38,05% 393,304

SOLAR TE 1.528 2.489 2.489 34 795.089 31,939 673.085 10,74% 270,384

EÓLICA 21.796 30.887 30.887 1.253 2.669.355 8,642 1.295.191 20,66% 41,9331

HIDRÁULICA 2.034 3.098 3.098 1.053 268.049 8,652 12 2.534 1,95% 39,5522

BIOMASA 772 2.755 2.755 189 355.523 12,904 222.307 3,55% 80,6854

RESIDUOS 605 1.864 1.864 37 154.739 8,301 62.742 1,00% 33,6569

TRAT.RESIDUOS 658 3.000 3.000 52 447.077 14,902 299.019 4,77% 99,6675

OTRAS TECN.

RENOVABLES

0 0 0 1 4 6,995 2 0,00% 32,5302

Total 2012 37.930 67.877 67.821 62.518 9.454.618 13,929 6.268.053 100%

Fuente: CNE, elaboración AEE

de 30

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR

El precio medio correspondiente al mes de octubre en el mercado diario, 45,7 €/MWh, se situó sensiblemente por debajo de nuestra previsión en el escenario central, 47,8 €/MWh (de hecho, fue bastante próximo a la cifra del escenario bajista). Sin embargo, tanto las proyecciones de consumo como las del balance de generación resultaron razonablemente precisas. La demanda de transporte del mes se redujo un 2,4% en tasa interanual, caída de magnitud similar a la esperada por nosotros, 2,0%; por el contrario, REE pronosticaba un deterioro bastante mayor, de 4,5%. Por el lado de la oferta, se produjeron errores de previsión moderados en producción eólica e hidráulica de régimen ordinario, pero en sentidos contrarios, compensándose aproximadamente ambos efectos sobre el precio de mercado. En términos relativos sobre generación bruta, esperábamos que la tecnología nuclear fuera la de mayor representación en el mix eléctrico (25%), seguida del carbón (19%), la eólica (16%) y los ciclos combinados (13%); el orden de tecnologías que finalmente tuvo lugar presentó algunas diferencias en relación al previsto: nuclear (25%), carbón (19%), ciclos (15%) y eólica (14%).

En todo caso, el error en la predicción del precio de mercado en octubre no procedió de la imprecisión en las previsiones de los fundamentales de oferta y demanda de electricidad. Por un lado, el promedio mensual resultó sesgado significativamente por los niveles de precios registrados en tres días concretos del mes (14, 27 y 28), en que coincidieron consumos muy débiles (fines de semana) y niveles de eolicidad muy elevados. Excluyéndolos, el precio medio de octubre se habría situado en torno a la cifra que habíamos proyectado. Por otro lado, existen factores no predecibles (entre ellos, cuestiones derivadas de las estrategias de los agentes), que pueden haber afectado al precio.

Tabla 07. Previsión de precios vs precio real. Octu bre 2012

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 2 de octubre de 2012)

Dato

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

45,7 44,6 47,8 50,1

Previsión Octubre (€/MWh)

de 30

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO

Si las temperaturas se sitúan en sus valores estacionales, la demanda eléctrica podría descender en noviembre en torno al 2,5%-3% respecto al mismo mes del año anterior, según nuestros modelos. En nivel, podría alcanzar 20.000 GWh (665 GWh diarios, 27 GWh más que en octubre, por factores exclusivamente vinculados a la estacionalidad). El resultado final se verá ligeramente sesgado por el efecto de la huelga general del día 14, difícil de precisar a priori. La previsión ofrecida por REE vuelve a ser más pesimista que la nuestra − como viene ocurriendo sistemáticamente en los últimos meses −, anticipando una contracción de la serie del 5%, en términos interanuales. Las discrepancias entre nuestras proyecciones de consumo eléctrico y las del Operador del Sistema se amplían extraordinariamente en diciembre: nosotros calculamos que el nivel de demanda sería similar al de diciembre de 2011 (el empeoramiento de la demanda motivado por la actividad económica se compensaría con el aumento de demanda debido a factores del clima), mientras REE proyecta un descenso interanual del 9%.

En noviembre, cabe esperar variaciones sustanciales en el balance de generación eléctrica en relación al del mes de octubre. Esencialmente, se producirá un incremento notable de generación eólica y una reducción significativa de generación nuclear. La primera podría alcanzar niveles de 155 GWh, en promedio diario, con un factor de capacidad del 29% (unos 9 puntos por encima del registrado en el mes anterior); la segunda, pasaría de los 180 GWh diarios de octubre a 140 GWh en noviembre, debido a las paradas nucleares programadas. Además, esperamos que la generación hidráulica y la térmica de combustible fósil (ciclos + carbón) aumenten ambas unos 10 GWh diarios respecto al mes pasado, situándose en torno a 55 GWh y 255 GWh, respectivamente. Estas cifras se han obtenido consistentemente con las proyecciones de consumo y bajo el supuesto de que el saldo (exportador) de los intercambios internacionales de energía eléctrica del sistema registra un volumen similar al de los últimos dos meses. En términos relativos sobre la generación bruta total, esperamos que la de origen eólico sea la de mayor presencia en noviembre (21%), seguida de la térmica de carbón (20%), la nuclear (19%) y los ciclos combinados (15%), mientras la hidroeléctrica de régimen ordinario aporta un 7%. Todas estas cifras están sujetas a una incertidumbre climatológica muy elevada (igual que las relativas a la demanda).

En los primeros días del mes antes de cierre de este informe, los niveles de precios del mercado diario están resultando extraordinariamente bajos (el promedio es de 33 €/MWh), pero están afectados de la atípica eolicidad registrada. Suponiendo que, a lo largo del resto del mes, dicho factor regresa a una senda acorde a su estacionalidad, y teniendo en cuenta las indisponibilidades nucleares programadas a partir del día 11, estimamos que los precios del mercado diario aumentarán significativamente en la segunda parte del mes. Así, calculamos que noviembre podría cerrarse con un precio medio de 46 €/MWh. No obstante, bajo condiciones climatológicas más extremas, los modelos concluyen que un precio medio de 39 €/MWh sería posible (véase Tabla 09).

Para diciembre , cabe esperar un aumento de consumo eléctrico significativo respecto a noviembre, que ejercerá una presión alcista sobre los precios del mercado diario. Sin

de 30

embargo, este efecto se verá parcialmente atenuado por la recuperación de potencia nuclear disponible. Según nuestros modelos, el precio medio del mes podría situarse en torno a 48 €/MWh, con un rango de variación posible de 43-53 €/MWh.

Bajo estas proyecciones y según los escenarios centrales que manejamos, el ejercicio 2012 se cerraría con un precio medio de unos 48 €/MWh, un 3,6% menos que en 2011. El declive del consumo eléctrico provocado por la debilidad de la actividad económica y el incremento de generación de régimen especial explican dicho aminoramiento. Solo la exigua producción hidráulica habrá evitado un escenario de precios de electricidad considerablemente menores.

Tabla 08. Previsión para el mes en curso: demanda, balance de energía y precios

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 5 de noviembre 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 19.782 1.441 3.153 7.601 3.274 10.140 45,7 19.782

Interanual (%) -2,4 11,4 0,6 -9,5 -14,1 15,4 -20,5 -2,4

Cuota (%)(7) 6,5 14,1 34,0 14,7 45,4

GWh 20.002 1.622 4.636 7.680 3.226 8.265 46,4 19.526

Interanual (%) -2,6 -18,0 22,3 1,0 -6,4 -4,8 -4,2 -4,9

Cuota (%)(7) 7,3 20,9 34,6 14,5 37,2

GWh 252.577 18.951 47.512 95.127 39.356 115.788 48,1 250.092

Tasa Anual (%) -0,9 -31,3 13,7 1,0 -22,4 7,5 -3,6 -1,8

GWh 251.649 21.533 47.665 88.949 40.677 113.172 53,5 245.824

Tasa Anual (%) -0,4 13,6 0,3 -6,5 3,4 -2,3 11,1 -1,7

2012

oct-2012

(dato)

nov-2012

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

2013

de 30

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO 2013

En el informe anterior presentamos nuestras previsiones preliminares para el ejercicio 2013, incorporando los posibles efectos de la reforma eléctrica, que sigue pendiente de aprobación. Ahora ofrecemos las cifras obtenidas en el último ejercicio predictivo realizado, que incluye toda la información disponible hasta la fecha. Se mantendrán las mismas hipótesis mostradas entonces respecto al efecto de las medidas fiscales en el coste marginal de las tecnologías térmicas (en el escenario central, asumimos un incremento del coste marginal de los ciclos combinados de 6,5 €/MWh). Los cambios que se obtienen en las previsiones de precios respecto a las cifras presentadas en el informe anterior son relativamente pequeños.

En lo que respecta a la demanda eléctrica , apenas se han producido variaciones en nuestra proyección para el año 2013. Bajo el escenario central de actividad económica (caída del PIB en torno al 1,5%), el consumo eléctrico se situaría ligeramente por debajo de 252 TWh. Esta cifra implicaría un retroceso de 0,4% en relación a nuestra proyección para 2012. Como ésta última ha empeorado ligeramente en el último ejercicio predictivo, la comparación entre las cifras de 2013 y 2012 ha mejorado levemente (en el informe anterior situábamos la tasa de caída de la serie en 0,7%). Bajo escenarios económicos más extremos (véase Tabla 13), nuestros modelos estiman variaciones anuales de la demanda de transporte de −2,3% y 1,0% en el escenario pesimista y optimista, respectivamente. Las previsiones publicadas por REE para el tramo enero-octubre de 2013 sugieren un ritmo medio de contracción de la demanda de 1,7%, lejos de los resultados de nuestro escenario central.

En lo concerniente al mix de generación , tampoco ha variado nuestra perspectiva para 2013, en relación con la expuesta en el informe de octubre. Cabe esperar un ligero avance en la producción eléctrica con energía de origen renovable y una reducción considerable de generación nuclear y “hueco térmico”. Estimamos niveles de producción hidroeléctrica de régimen ordinario, eólica y resto de régimen especial de 21,5, 47,7 y 55,7 TWh, respectivamente. Por su parte, la energía eléctrica generada en centrales nucleares podría situarse en torno a 57,5 TWh, casi un 7% por debajo del nivel que registrará en el conjunto de 2012, debido esencialmente al cierre de la central de Santa María de Garoña. Con todo ello y en consistencia con las previsiones de demanda, cabe esperar un retroceso en el volumen de generación térmica fósil del 6%, de 95 TWh (2012) a 89 TWh (2013). En este último cálculo subyace el supuesto de que la cantidad de energía exportada regrese en 2013 a niveles menos atípicos que los experimentados en el año en curso. Todos los números recién presentados se refieren a escenarios centrales.

Además, estamos asumiendo una tendencia alcista en el precio de los combustibles y de los derechos de emisión de CO 2 (véase Tabla 13) a lo largo de 2013, en base a las actuales cotizaciones de los correspondientes contratos a plazo. En ambos casos, y en media anual, el incremento esperado de precios alcanza el 10%, respecto a 2012.

de 30

Tabla 09. Previsión de precios para del año móvil. Previsiones trimestrales

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 5 de noviembre de 2012)

En base a las expectativas recién descritas sobre la evolución en 2013 de la demanda eléctrica, el mix de generación, los precios de combustibles y el aumento del coste de generación térmica fósil derivado del “céntimo verde” y de la tasa a la generación propuestas en el anteproyecto de ley, los modelos obtienen las trayectorias de precios de mercado diario de electricidad presentadas en la Tabla 09 y el Gráfico 28. Según el escenario central, el precio medio del ejercicio 2013 se situaría en 53,5 €/MWh, un 11% por encima del valor que estimamos para el año 2012, pero 0,5 €/MWh por debajo del resultado presentado en el informe de octubre. Esta leve revisión de las proyecciones procede esencialmente de la dinámica bajista de los últimos datos de precios del mercado diario, que es internalizada parcialmente por los modelos predictivos. La incertidumbre sobre estos resultados es muy elevada, por las razones habituales (climatológicas y económicas), a las que se añaden en este caso los cambios regulatorios en ciernes. En consecuencia, el rango de variación del precio medio de 2013 que obtenemos al aplicar los modelos bajo condiciones relativamente extremas es muy amplio, entre 43,7 y 62,7 €/MWh. No obstante, dada la información disponible actualmente, tendemos a pensar que el rango de precios 43,7-53,5 €/MWh es más verosímil que el rango 53,5-62,7 €/MWh.

Gráfico 27. Evolución de la previsión del precio medio anual de 2012

Gráfico 28. Previsión del precio medio mensual. Año móvil


nov-12 dic-12 2012.Q4 2013.Q1 2013.Q2 2013.Q3 2013.Q4 2012 2013

Escenario Bajo 39,9 43,0 42,9 44,4 41,6 46,8 42,0 47,2 43,7

Escenario Central 46,4 48,0 46,7 51,4 50,3 57,3 55,0 48,1 53,5

Escenario Alto 50,2 53,0 49,6 58,5 58,8 66,8 66,6 48,9 62,7

Precio Medio Aritmético mes / trimestre (€/MWh) Media anual

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

en

e-1

2

feb

-12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun

-12

jul-

12

ago

-12

sep

-12

oct

-12

no

v-1

2

dic

-12

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

05

101520253035404550556065

en

e-0

9ab

r-0

9ju

l-0

9o

ct-0

9e

ne

-10

abr-

10

jul-

10

oct

-10

en

e-1

1ab

r-1

1ju

l-1

1o

ct-1

1e

ne

-12

abr-

12

jul-

12

oct

-12

en

e-1

3ab

r-1

3ju

l-1

3o

ct-1

3

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

de 30

Desde la publicación del último informe, la cotización de los contratos a plazo para 2013 también ha descendido, en paralelo a nuestras previsiones. En consecuencia, sigue habiendo pocas discrepancias entre ambos. En la fecha de previsión, el contrato en carga base para el año 2013 cotizaba 53,9 €/MWh, solo 0,4 €/MWh por encima de nuestra proyección en el escenario central. Tal y como describíamos en el informe de octubre, existen algunas discrepancias entre los precios de los contratos trimestrales y nuestras proyecciones del precio spot correspondientes a dichos periodos (Tabla 10). En lo referente al primer semestre, las cotizaciones de OMIP están por encima de nuestras previsiones, y lo contrario ocurre en el segundo. Este patrón responde a la tendencia alcista de nuestras estimaciones de precios, a su vez justificada por la reducción de potencia del parque nuclear a partir del cierre de Garoña en julio, y por la dinámica esperada para la actividad económica (en el contexto nacional −afectando a la demanda eléctrica− y, especialmente, en el contexto internacional −afectando a los precios de combustibles y CO2−), en suave mejoría a lo largo del año próximo.

Tabla 10. Comparativa entre previsión de precios sp ot y cotizaciones a plazo

Para los trimestres posteriores al trimestre en curso (2013.Q1-2013.Q4), las cotizaciones de OMIP son las correspondientes a los contratos para dichos periodos, en las fechas indicadas.

Para el trimestre en curso (2012.Q4), el dato se obtiene como promedio del dato del precio spot en octubre y de las cotizaciones de OMIP (en las fechas indicadas en la tabla) para los contratos mensuales de noviembre y diciembre. Se pretende así que sea comparable con la previsión trimestral.


Previsión

01-oct 15-oct 31-oct IME

2012.Q4 48,1 47,0 46,3 46,7

2013.Q1 54,0 51,8 52,5 51,4

2013.Q2 52,2 51,4 51,1 50,3

2013.Q3 56,4 55,9 56,8 57,3

2013.Q4 54,6 54,5 55,2 55,0

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

de 30

ANEXO 1. METODOLOGÍA

La metodología de previsión que se ha utilizado está basada en la aplicación de modelos econométricos de series temporales:

• Para la previsión del precio medio mensual del mercado diario se utilizan cinco modelos econométricos alternativos de series temporales. La previsión final resulta de la combinación lineal óptima de las previsiones de éstos.

• Los modelos de precios utilizan como inputs la demanda eléctrica, el balance de energía desglosado por tipo de tecnología y los precios de combustibles.

• La previsión de dichas variables requiere, a su vez, de modelos de previsión particularizados para ellas, así como de la incorporación de ciertas hipótesis, resumidas en la Tabla 13 del Anexo posterior.

• La estimación paramétrica se lleva a cabo bajo los métodos de estimación que verifiquen las propiedades estadísticas adecuadas (consistencia y eficiencia asintótica) en cada tipo de modelo cuyos parámetros deben estimarse (máxima verosimilitud exacta, máxima verosimilitud con información completa, Filtro de Kalman, etc), utilizando los algoritmos de optimización apropiados.

Las predicciones de precios correspondientes a escenarios alternativos surgen de la aplicación de los modelos bajo sendas alternativas de sus inputs, que favorezcan la obtención de precios más altos / bajos que los asociados al escenario central, en base al esquema indicado en la Tabla 11. Los criterios para la delimitación de las sendas alternativas para cada input se resumen en la Tabla 12.

Tabla 11. Definición de escenarios alternativos par a los modelos de precios

Fuente: Intermoney Energía

Tabla 12. Diseño de escenarios alternativos para lo s inputs de los modelos de precios


Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Alcista Alta Baja Baja Baja Alto

Bajista Baja Alta Alta Alta Bajo

Generación

EólicaEscenario

Precios Gas

y CO2 Demanda

Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Factor Factor Factor

Capacidad Capacidad Capacidad

Distribución Distribución Distribución Distribución Analistas o/y

histórica histórica histórica histórica precios a plazo

Generación

Eólica

Precios Gas

y CO2Demanda

PIB VAB Industria TemperaturaInputs

Criterio Analistas Analistas

de 30

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS

Además de la previsión bajo modelos econométricos de la mayor parte de sus inputs, la predicción de precios spot del mercado diario requiere utilizar ciertas hipótesis sobre la evolución de algunas variables económicas relacionadas con éstos. Dichas hipótesis se realizan utilizando información disponible y exógena a Intermoney Energía (Panel de Funcas para variables macroeconómicas, precios en mercados a plazo para gas y derechos de emisión de CO2), combinada con el propio juicio de los analistas de Intermoney Energía.

Las hipótesis asumidas para este informe se resumen en la Tabla a continuación.

Tabla 13. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto


PIB VAB(*)

Industria

Bajo -3,4 -3,5

Central -1,5 -1,2

Alto 0,2 1,6

Media 2012 Media 2013

NBP 25,0 € / MWh 27,7 € / MWh

CO2 (EUA) 7,6 €/t 8,3 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2013

Variables Nominales (Escenario Central)

de 30

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, por lo tanto AEE no se hace responsable de las consecuencias de cualquier uso que se pueda hacer de las previsiones, cifras, valoraciones y opiniones elaboradas por AEE.

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.

Las previsiones, opiniones y resultados elaborados por IME que aparecen en este documento se entregan bajo la condición de que ni IME, ni cualquier socio o empleado de IME, serán responsables de los errores o falta de precisión de los datos o la información, hayan sido causados de forma negligente o no, o de cualquier pérdida o daño que pudiera sufrir cualquier persona física o jurídica por estos errores, omisiones o falta de precisión, como resultado de la entrega de esta información.

En particular, IME no se hace responsable de las consecuencias de cualquier uso que se pueda hacer de las previsiones, cifras, valoraciones y opiniones elaboradas por IME, especialmente en lo relativo a decisiones de inversión, operación de activos, compra-venta de contratos, coberturas, estrategias de mercado, etc.

INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...En el escenario central y según las hipótesis...

Documents

Transcript of INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...En el escenario central y según las hipótesis...