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Página 1 de 41 INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO Nº 55 PERIODO: SEPTIEMBRE 2012 – AGOSTO 2013 Fecha de publicación: 7 de Septiembre 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.

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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 55

PERIODO: SEPTIEMBRE 2012 – AGOSTO 2013

Fecha de publicación: 7 de Septiembre 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.

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CONTENIDO

1. RESUMEN EJECUTIVO ....................................................................................... 3

2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN ........................ ............................................ 3

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLIC A ........... 26

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR ........................ ............................................ 34

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO .................... ........................................ 35

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL ....................... ............................................ 37

ANEXO 1. METODOLOGÍA ....................................... ............................................ 39

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS................................. ....................................... 40

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1. RESUMEN EJECUTIVO

Eólica Julio 2012 Julio 2011 Agosto 2012 Agosto 2011

Generación eólica (Variación

mismo mes año anterior)

2.992 GWh (-

7,1%)

3.222 GWh

(+15,2%)

3.130 GWh

(+15,9%)

2.700 GWh

(-6,7%)

Cobertura de la demanda 13,69% 14,7% 14,53% 12,56%

Factor de capacidad 18,9% 20,9% 19,8% 17,5%

En GWh Julio 2011 Julio 2012 Variación

(%)

Agosto

2011

Agosto

2012

Variación

(%)

Precio MD (€/MWh) 50,82 50,29 -1,0% 53,53 49,34 -7,8%

HIDRÁULICA 1.400 1.549 10,6% 1.367 1.362 -0,4%

NUCLEAR 5.068 5.341 5,4% 5.537 5.701 3,0%

CARBÓN 4.486 4.994 11,3% 4.361 5.166 18,5%

FUEL+GAS 0 0 0 0

CICLO COMBINADO 4.626 3.582 -22,6% 4.797 3.564 -25,7%

TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO 15.580 15.466 -0,7% 16.062 15.793 -1,7%

EÓLICA 3.222 2.992 -7,1% 2.700 3.130 15,9%

RE HIDRÁULICA 378 332 -12,2% 305 264 -13,4%

RE Solar PV 822 1.042 26,8% 766 927 21,0%

RE Solar térmica 281 524 86,5% 232 466 100,9%

Térmica renovable 317 426 34,4% 323 388 20,1%

Térmica no renovable 2.610 2.688 3,0% 2.173 2.382 9,6%

TOTAL RÉGIMEN ESPECIAL 7.630 8.004 4,9% 6.499 7.557 16,3%

CONSUMOS EN BOMBEO -174 -290 66,7% -181 -406 124,3%

ENLACE PENÍNSULA-BALEARES -36 -66

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-471 -630 33,8% -197 -649 229,4%

DEMANDA DE TRANSPORTE (b.c.) 21.912 21.858 -0,2% 21.499 21.547 0,2%

Retribución eólica Julio 2012

Retribución eólica Agosto 2012

Mercado DT 1ª RD661/2007 87,08 €/MWh 86,28 €/MWh

Mercado RD 661/2007 79.23 €/MWh 79,18 €/MWh

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

La previsión para el nivel promedio del precio medio del mercado diario podría situarse en septiembre en 48,2 €/MWh, 1,1 €/MWh por debajo del nivel registrado en agosto.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica en el mes de julio 2012, ha descendido un 1,7% una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y de temperatura, con respecto al mes de julio de 2011. En términos brutos, la demanda ha sido un 0,2% inferior que la del mismo mes del año anterior.

En el mes de agosto, el consumo de energía eléctrica ha alcanzado 21.545 GWh, situándose un 1,5% por debajo de la demanda del mismo mes del año anterior, una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y temperatura. Aunque en términos brutos, la demanda ha sido un 0,2% superior a la de agosto del 2011.

En el periodo acumulado durante los ocho primeros meses del año, la demanda de energía eléctrica ha sido un 1,5% inferior a la del mismo periodo del año anterior, corregidos los efectos de laboralidad y temperatura. La demanda bruta en el periodo ha alcanzado 171.138 GWh, tan sólo un 0,1% inferior al mismo periodo del año anterior.

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

En el siguiente gráfico se representa la variación mensual del consumo eléctrico bruto y neto, es decir, sin corregir los efectos de laboralidad y temperatura y corregidos, desde el año 2010 hasta la actualidad, en él se puede observar como a partir del mes de mayo la demanda mensual en términos brutos (línea azul) se mantiene entorno a los mismos niveles del año 2011, mientras que una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y temperatura (línea roja), la demanda se sitúa por debajo de los niveles del año anterior (entorno al -2%).

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

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

En cuanto a la evolución mensual de la generación entre las distintas tecnologías, en los meses de Julio y Agosto, la nuclear ha incrementado su aportación con respecto al mes de junio volviendo a situarse en los niveles de los primeros meses del año, 5.341 GWh en julio y 5.701 GWh en agosto.

Las centrales de carbón se mantienen con tasas de crecimiento positivas, alcanzando la producción 4.994 GWh y 5.166 GWh en julio y agosto, respectivamente.

Con respecto a las centrales de ciclo combinado mantienen tasas negativas, situándose en 3.582 GWh producidos en julio 2012, un 22,6% menos que julio del año anterior y en 3.564 GWh, en agosto 2012, que es un 25,7% menos que la producción de agosto del 2011.

Los parques eólicos ha n producido en julio un 7,1% menos que en el mismo mes del año anterior (2.992 GWh) y en agosto un 15,9% más que en el mismo mes del año anterior (3.130 GWh).

Con respecto a las centrales hidráulicas, se mantienen en quinta posición en ambos meses, situándose en 1.549 GWh en julio (un 10,7% más que julio del 2011) y en 1.362 GWh en agosto 2012, un 0,4% menos que agosto 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

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

En cuanto a la cobertura de la demanda la eólica en el mes de julio (13,7%) ha cubierto un 1% menos con respecto al mismo mes del año anterior (14,7%)

En cuanto al resto de tecnologías, la nuclear, el carbón y la hidráulica han incrementado su aportación, frente a los ciclos combinados que han disminuido de un 21,11% de cobertura en julio 2011 a un 16,4% en julio 2012.

Las centrales solares (fotovoltaicas y térmicas) han cubierto en julio 2012 un 7,2% del consumo eléctrico (4,77% y 2,4%, respectivamente), frente al 5% del mes de julio de 2011 (3,75% y 1,28%, respectivamente).

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

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

En agosto 2012, la eólica ha cubierto un 14,5% del consumo eléctrico, mientras que en agosto del 2011 fue un 12,56%.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000Térmica 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

HIDRÁULICA7,09%

NUCLEAR24,43%

CARBÓN22,85%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO16,39%

EÓLICA13,69%

RE HIDRÁULICA1,52%

RE Solar PV4,77%

RE Solar térmica2,40%

Térmica renovable1,95%

Térmica no renovable

12,30%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,33%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-2,88%

Fuente: REEy elaboración AEE

HIDRÁULICA6,39%

NUCLEAR23,13%

CARBÓN20,47%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO21,11%

EÓLICA14,70%

RE HIDRÁULICA1,73%

RE Solar PV3,75%

RE Solar térmica1,28%

Térmica renovable1,45%

Térmica no renovable

11,91%

CONSUMOS EN BOMBEO-0,79%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-2,15%

Fuente: REE y elaboración AEE

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La solar fotovoltaica cubrió un 4,3% del consumo eléctrico para el mes de agosto 2012, mientras que en el año anterior fue un 3,56%.

Por su parte las centrales solares térmicas cubrieron un 2,16% frente al 1,08% del mes de agosto del 2011.

Gráfico 06. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Agosto 2012

Gráfico 07. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Agosto 2011

En el periodo acumulado durante los ocho primeros meses del año, la tecnología eólica ha cubierto un 18% del consumo eléctrico peninsular, frente al 16,4% del mismo periodo del año 2011.

Gráfico 08. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Enero a Agosto 2012

Gráfico 09. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Enero a Agosto 2011

HIDRÁULICA6,32%

NUCLEAR26,46%

CARBÓN23,98%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO16,54%

EÓLICA14,53%

RE HIDRÁULICA1,23%

RE Solar PV4,30%

RE Solar térmica2,16%

Térmica renovable1,80%

Térmica no renovable

11,05%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,88%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-3,01%

Fuente: REE y elaboración AEE

HIDRÁULICA6,36%

NUCLEAR25,75%

CARBÓN20,28%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO22,31%

EÓLICA12,56%

RE HIDRÁULICA1,42%

RE Solar PV3,56%

RE Solar térmica1,08%

Térmica renovable1,50% Térmica no

renovable10,11%

CONSUMOS EN BOMBEO

-0,84%SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES-0,92%

Fuente: REE y elaboración AEE

HIDRÁULICA7,39%

NUCLEAR24,19%

CARBÓN22,35%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO15,48%

EÓLICA18,10%

RE HIDRÁULICA1,78%

RE Solar PV3,82%

RE Solar térmica1,47%

Térmica renovable1,81%

Térmica no renovable

12,74%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,91%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-4,09%

Fuente: REEy elaboración AEE

HIDRÁULICA12,33%

NUCLEAR22,15%

CARBÓN15,00%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO20,70%

EÓLICA

16,36%

RE HIDRÁULICA2,33%

RE Solar PV2,94%

RE Solar térmica0,74%

Térmica renovable

1,42%

Térmica no renovable12,33%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,17%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-2,40%

Fuente: REEy elaboración AEE

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En cuanto a la producción eléctrica cubierta por fuentes de energía renovable ha representado el 31,7% en el periodo acumulado entre enero y agosto 2012, valor inferior al del mismo periodo del año anterior, que fue un 34%.

Gráfico 10. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2010-2012

Fuente: REE y elaboración AEE

2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

La producción de energía eléctrica a través de la eólica ha alcanzado en julio 2.992 GWh, siendo un 7,1% inferior a la del mismo mes del 2011 y cubriendo un 13,7% del consumo eléctrico en dicho mes.

En el mes de agosto los parques eólicos han generado 3.130 GWh, un 15,9% más que en el mismo mes del 2011, situándose en el máximo interanual de generación para dicho mes.

En cuanto al periodo acumulado durante los 8 primeros meses del año, la producción eólica ha alcanzado los 30.962 GWh, un 10,6% más que en el mismo periodo del año anterior, que fue 28.021 GWh.

En el año móvil, de septiembre 2011 a agosto 2012, la eólica ha generado 44.758 GWh, un 3,5% más que en año móvil anterior.

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ene-10

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abr-10may-10

jun-10 jul-10ago-10

sep-10oct-10nov-10

dic-10ene-11

feb-11mar-11

abr-11may-11

jun-11 jul-11ago-11

sep-11oct-11nov-11

dic-11ene-12

feb-12mar-12

abr-12may-12

jun-12 jul-12ago-12

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% 59,9% 64,3% 60,3% 61,0% 65,8% 70,7% 72,3% 74,8% 77,9% 73,5% 68,5% 66,3% 73,4% 70,0% 70,9% 60,5% 63,2% 66,1% 70,7% 72,0%

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% 40,1% 35,7% 39,7% 39,0% 34,2% 29,3% 27,7% 25,2% 22,1% 26,5% 31,5% 33,7% 26,6% 30,0% 29,1% 39,5% 36,8% 33,9% 29,3% 28,0%

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Gráfico 11. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2006 – 2012

El factor de capacidad de la eólica, teniendo en cuenta los datos de potencia instalada de Red Eléctrica, se ha situado en torno al 19%-20% en julio y agosto, por debajo de la media para dichos meses.

Gráfico 12. 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

Fuente: REE y elaboración AEE

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5%

10%

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20%

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30%

35%

40%

Fact

or

de

Cap

acid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

2012

Fuente: Elaboración AEE

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2.1.2 Análisis de viento por zona

Para el análisis de viento por zona hemos seleccionado cinco estaciones meteorológicas con el objetivo de disponer de información puntual sobre el recurso eólico en las grandes zonas a nivel peninsular de producción de energía eólica.

El valor de la velocidad media diaria del viento suministrado por AEMET corresponde a la media de los valores de velocidad diezminutales medidos a 10 metros de altura.

Tabla 01. Estaciones meteorológicas seleccionadas

Área geográfica de producción Estación meteorológica (Indicativo AEMET)

Noroeste peninsular – Galicia A Coruña Aeropuerto (1387E)

Alto Ebro – Castilla y León Burgos Aeropuerto (2331)

Valle del Ebro – Aragón Zaragoza Aeropuerto (9434)

Castilla la Mancha – Albacete Albacete Base Aérea (8175)

Zona del estrecho - Cádiz Jerez de la Frontera Aeropuerto (5960)

En julio de 2012, la calidad del recurso eólico se situó por debajo de los niveles de años anteriores. Las observaciones en la estación metrológica de Zaragoza y A Coruña muestran que julio 2012 ha sido el peor mes desde 2009 en cuanto a calidad del recurso eólico. En las estaciones de Burgos, Albacete y Jerez de la frontera, el recurso se situó en niveles parecidos a los de años anteriores.

Tabla 02. Velocidades medias mensuales de viento a 10 m (m/s). Julio 2009-2012

Julio 2009 2010 2011 2012

A Coruña 3,76 3,90 3,81 3,48

Albacete 4,37 3,99 4,37 4,21

Burgos 4,55 4,97 4,98 4,96

Jerez de la Frontera 3,89 3,24 3,64 3,36

Zaragoza 5,14 5,32 5,81 4,91

Fuente: AEMET

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Gráfico 13. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de A Coruña Aeropuerto – Julio 2012

Gráfico 14. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Albacete Base Aérea – Julio 2012

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Ve

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2009

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2012

Fuente: AEMET, elaboración AEE

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

Ve

loci

dad

de

l vie

nto

(m/s

)

Día

2009

2010

2011

2012

Fuente: AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 15. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Burgos Aeropuerto – Julio 2012

Gráfico 16. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Jerez de la Frontera Aeropuerto – Julio 2012

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Ve

loci

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Fuente: AEMET, elaboración AEE

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Ve

loci

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Día

2009

2010

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2012

Fuente: AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 17. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Zaragoza Aeropuerto – Julio 2012

A excepción del pico de producción del 21 al 23 de julio, claramente atribuible al mejor recurso en las zonas de Zaragoza y Burgos, julio 2012 ha sido un mes errático, con un recurso globalmente bajo y una sucesión de pequeños picos de producción que coinciden con periodos de mejor recurso eólico en las estaciones metrológicas de Albacete (pico del 4), Burgos (el 7), Albacete y Zaragoza (el 14), Albacete, Burgos y Jerez (el 17) y Albacete, Burgos y Zaragoza (el 16).

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

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Fuente: AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 18. Velocidad media diaria del viento en la s estaciones AEMET de A Coruña Aeropuerto, Albacete Base Aérea, Burgos Aeropuerto, Jerez de la Frontera

Aeropuerto, Zaragoza Aeropuerto y producción eólica diaria nacional – Julio 2012

En agosto de 2012, la producción eólica se situó por encima de los niveles de años anteriores. Las observaciones en las estaciones metrológicas de A Coruña y Zaragoza muestran que agosto de 2012 ha sido el mejor mes en cuanto a calidad del recurso eólico de los últimos cuatro años después de agosto del año 2010 que fue un año excepcional.

Tabla 03. Velocidades medias mensuales de viento a 10 m (m/s). Agosto 2009-2012. Fuente AEMET

Agosto 2009 2010 2011 2012

A Coruña 3,28 4,04 3,27 3,90

Albacete 4,08 3,67 3,91 3,76

Burgos 4,55 4,86 4,06 4,08

Jerez de la Frontera 3,20 3,05 3,26 3,15

Zaragoza 4,24 5,26 3,81 4,21

Fuente: AEMET

0

20000

40000

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DíasVelocidad media díaria A Coruña Velocidad media díaria AlbaceteVelocidad media díaria Burgos Velocidad media díaria Jerez de la FronteraVelocidad media díaria Zaragoza Producción eólica (MWh)

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du

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íari

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Wh

)

Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 19. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de A Coruña Aeropuerto – Agosto 2012

Gráfico 20. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Albacete Base Aérea – Agosto 2012

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Fuente: AEMET, elaboración AEE

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

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Día

2009

2010

2011

2012

Fuente: AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 21. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Burgos Aeropuerto – Agosto 2012

Gráfico 22. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Jerez de la Frontera Aeropuerto – Agosto 2012

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Fuente: AEMET, elaboración AEE

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2012

Fuente: AEMET, elaboración AEEFuente: AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 23. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Zaragoza Aeropuerto – Agosto 2012

En las estaciones de Albacete y Jerez de la Frontera, las observaciones muestran niveles de calidad de recurso eólico comparable con los de años anteriores. Finalmente, en la estación de Burgos, la calidad del recurso eólico en agosto 2012 ha sido muy parecida a la de agosto 2011, siendo estos dos meses los peores de los últimos 4 años.

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1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31

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2009

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2011

2012

Fuente: AEMET, elaboración AEE

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Gráfico 24. Velocidad media diaria del viento en la s estaciones AEMET de A Coruña Aeropuerto, Albacete Base Aérea, Burgos Aeropuerto, Jerez de la Frontera

Aeropuerto, Zaragoza Aeropuerto y producción eólica diaria nacional – Agosto 2012

En agosto de 2012, la evolución de la producción eólica diaria coincidió globalmente con la evolución del recurso medido en las estaciones de Zaragoza y Albacete durante la mayoría del mes. La calidad del recurso observada en Burgos y A Coruña a principios de mes y alrededor del día 15 también corresponde a picos de producción a nivel nacional.

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

En los siguientes gráficos 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

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DíasVelocidad media díaria A Coruña Velocidad media díaria AlbaceteVelocidad media díaria Burgos Velocidad media díaria Jerez de la FronteraVelocidad media díaria Zaragoza Producción eólica (MWh)

Pro

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)

Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE

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du

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n d

íari

a (M

Wh

)

Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE

Page 19: INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...Gráfico 04. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Julio 2012 Gráfico 05. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías.

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En ellos se puede observar como las instalaciones eólicas compran energía en los mercados intradiarios para ajustar su programa.

Por otro lado, las restricciones técnicas después del PBF han alcanzado los 2.225 MWh en julio y los 2.981 MWh en agosto, mientras que las restricciones técnicas en tiempo real han sido 4.397 MWh y 1.053 MWh en julio y agosto, respectivamente.

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 julio, es decir, cuando la producción eólica real ha resultado superior a la programada, se ha situado en +16,9%; 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 -10,7%.

Por otro lado en agosto, el desvío positivo ha resultado inferior, 13,8% y también el negativo -10%.

Gráfico 25. Evolución diaria de la transición desde el PBF hasta la producción eólica real. Julio 2012

Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE

-100.000

-50.000

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Suma 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)

MWh

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Gráfico 26. Evolución diaria de la transición desde el PBF hasta la producción eólica real. Agosto 2012

Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE

2.2 Producción hidráulica

Se mantiene la caída de la producción hidráulica desde el mes de mayo, situándose en 1.549 GWh en julio 2012 y en 1.362 GWh en agosto 2012.

En cuanto al acumulado en los primeros ocho meses del 2012, la hidráulica ha producido 12.640 GWh, un 40% menos que en el mismo periodo del año 2011. En este periodo ha cubierto un 7,39% del consumo eléctrico frente al más del 12,33% del mismo periodo del 2011.

Gráfico 27. Generación hidráulica mensual. 2005-201 2

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

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/08

/20

12

Suma 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)

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2005

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Fuente: REE

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En cuanto a las reservas de los embalses, en régimen anual se sitúan en mínimos históricos desde el año 2003, han caído hasta situarse en torno al 45% y 36% de la capacidad máxima en julio y agosto, respectivamente.

Por otro lado, las reservas de los embalses en régimen hiperanual también han disminuido en estos dos últimos meses, situándose en 45% y 42,6% de su capacidad máxima en julio y agosto, respectivamente, frente al 73% y 69% de los meses de julio y agosto de 2011.

Gráfico 28. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2012

Gráfico 29. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen hiperanual. 2003-2012

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1.000.000

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2003 2004 2005 2006

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Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

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MW

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2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 Máxima

2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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2.3 Producción nuclear

Tanto en el mes de julio como en agosto, la tecnología nuclear ha sido la primera en cuanto a generación, alcanzando los 5.341 GWh en julio (un 5,4% más que en el mismo mes del año anterior) y los 5.701 GWh en agosto (un 3% superior que la del mimo mes del año anterior). En el periodo acumulado han generado 41.388 GWh, un 9,1% más que en el periodo acumulado del año 2011.

Gráfico 30. Generación nuclear mensual. 2005 - 2012

2.4 Producción de ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado mantienen su menor producción con respecto al año anterior. En el mes de julio han generado un 22,6% menos que en el mismo mes del 2011 (con 3.582 GWh) y en el mes de agosto un 25,7% menos, con 3.546 GWh. En el periodo acumulado han generado 26.588 GWh, un 25,1% menos que en el mismo periodo del 2011.

Gráfico 31. Generación mensual de ciclo combinado. 2003-2012

3.000

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2011 2012Fuente: REE

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2006

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2012

Fuente: REE

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El factor de capacidad de las centrales de ciclo combinado sigue en mínimos históricos, en ambos meses se ha situado cerca del 19%, la media del año 2012 se sitúa en torno al 18% (unas 1.600 horas anuales).

2.5 Producción de carbón

En julio 2012 las centrales de carbón han generado prácticamente 5 TWh, un 11,3% más que en el mismo mes del año anterior.

En agosto ha aumentado a 5.166 GWh, n 18,5% más que en el mismo mes del año anterior.

En términos acumulados durante los ocho primeros meses del año, las centrales de carbón han generado 38.254 GWh, un 48,9% más que en el mismo periodo del año anterior.

Durante el año móvil, es decir, de septiembre 2011 a agosto 2012, las centrales de carbón han generado 56.059 GWh, un 60% más que en el año móvil anterior.

Gráfico 32. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 12

0

1.000

2.000

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Fuente: REE

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2.6 Producción de fuel+gas

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

Gráfico 33. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12

2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)

La generación procedente de las tecnologías del régimen especial excepto la eólica, en julio aumento y se situó en torno a los 5.000 GWh, y en agosto disminuyó hasta 4.427 GWh, aunque fue superior que la generación del mismo mes del año anterior.

Gráfico 34. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2012

0

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800

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Fuente: REE

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2003

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2008

2009

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2011

2012

Fuente: REE

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Página 25 de 41

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

Gráfico 35. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012

0

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11

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-11

no

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1

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-11

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e-1

2

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mar

-12

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12

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-12

jun

-12

jul-

12

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-12

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 Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio aritmético del mercado diario volvió a caer en los meses de Julio y Agosto, con respecto al mes de Junio que se situó en 53,50 €/MWh.

Se situó en 50,29 €/MWh en Julio, un 1% inferior al del mismo mes del año anterior, que fue 50,82 €/MWh, y en Agosto ha sido de 49,34 €/MWh, un 7,8% inferior que el de agosto de 2011 que fue de 53,53 €/MWh.

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

La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de julio 2012 ha sido de 54,93 €/MWh, oscilando entre un precio mínimo de 15,07 €/MWh a las 4.00h y 5.00h del lunes día 16; y un precio máximo de 70 €/MWh a las 23.00h el domingo día 1.

En el mes de agosto la diferencia aumentó a 56 €/MWh, oscilando entre un precio mínimo de 10,06 €/MWh a las 9.00h del domingo día 15; y un precio máximo de 66,10 €/MWh a las 23.00h del mismo domingo día 15.

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

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Tabla 04. Precio mensual mínimo, promedio y máximo del mercado diario. 2012

En €/MWh 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

Junio 2012 22,06 53,50 70,20

Julio 2012 15,07 50,29 70,00

Agosto 2012 10,06 49,34 66,10

Fuente: OMIE

Gráfico 37. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Julio 2012

Gráfico 38. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Agosto 2012

0

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50

60

70

80

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

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

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En el Gráfico 39 se representa la evolución horaria del precio del mercado diario en los meses de julio y agosto; y en el Gráfico 40 se representa la evolución horaria de la generación eólica resultante de la casación del mercado diario (PBF) y la medida (producción real).

Gráfico 39. Evolución horaria del precio del MD. Ju lio y Agosto 2012

Gráfico 40. Evolución horaria de la producción eóli ca. Julio y Agosto 2012

0

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01/0

7/20

12

03/0

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12

07/0

7/20

12

09/0

7/20

12

11/0

7/20

12

13/0

7/20

12

15/0

7/20

12

17/0

7/20

12

19/0

7/20

12

21/0

7/20

12

23/0

7/20

12

25/0

7/20

12

27/0

7/20

12

29/0

7/20

12

31/0

7/20

12

02/0

8/20

12

04/0

8/20

12

06/0

8/20

12

08/0

8/20

12

10/0

8/20

12

12/0

8/20

12

14/0

8/20

12

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8/20

12

20/0

8/20

12

22/0

8/20

12

24/0

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12

26/0

8/20

12

28/0

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12

30/0

8/20

12

Precio horario MD (€/MWh)

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

01

/07

/20

12

03

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12

07

/07

/20

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19

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/20

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/20

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25

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/07

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31

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/20

12

02

/08

/20

12

04

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12

06

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/08

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/20

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30

/08

/20

12

Medida

PBF

MWh

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En los siguientes gráficos se representa la evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante julio y agosto de 2012.

Gráfico 41. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Julio 2012

Gráfico 42. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Agosto 2012

En la 0 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).

0

10

20

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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

0

10

20

30

40

50

60

70

€/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

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Tabla 05. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Julio 2012

Julio 2012 Agosto 2012

Nº horas % Nº horas %

PEspañol = PPortugués 735 99% 744 100%

PEspañol < PPortugués 9 1% 0 0%

PEspañol > PPortugués 0 0% 0 0%

TOTAL 744 100% 744 100%

Fuente: OMIE y elaboración AEE

3.2 Retribución eólica

El precio medio percibido por la eólica (ponderado por la producción eólica horaria) se mantiene por debajo del precio medio aritmético mensual, situándose en torno al 3% en los meses de julio y agosto y por encima del 5,5% para el periodo acumulado durante los ocho primeros meses.

Tabla 06. 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 51,42 -2,06 -3,85%

Marzo 47,57 45,69 -1,88 -3,95%

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 -1,51 -2,99%

Agosto 49,34 47,99 -1,35 -2,73%

PERIODO 2012 48,73 46,01 -2,72 -5,58%

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 91,4% de las horas del mes de julio (precios inferiores a 58,96 €/MWh), y en el tramo de prima constante en un 8,6% (precios entre 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh). Y en el mes de agosto un 92,5% de las horas en el tramo suelo y un 7,5% de las horas en el tramo de prima constante.

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 de ambos meses (al igual que en los meses anteriores).

Tabla 07. Distribución por tramos. 2012

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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%

Promedio 2012 84,3% 15,3% 0,4% 0,0%

Fuente: AEE

En el 0 y Gráfico 44 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 103 horas del mes, un 13,8% de las horas en ambos meses (julio y agosto).

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Gráfico 43. 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. Julio 2012

Gráfico 44. 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. Agosto 2012

En cuanto a la retribución eólica mensual en cada una de las opciones, a partir del mes de Junio es la opción de mercado de la Disposición Transitoria primera del RD 661/2007 la que tiene una mayor remuneración, seguida de la tarifa regulada. Recordemos que a partir del año 2013, las instalaciones acogidas a esta opción,

0

20

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60

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0

20

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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 Julio 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Julio 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

50,29 €/MWh

61,12 €/MWh

0

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0

20

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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 agosto 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Agosto 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 €/MWh49,50

€/MWh

61,12 €/MWh

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tendrán que pasarse a cualquiera de las otras dos opciones (tarifa regulada o mercado del RD 661/2007).

Tabla 08. 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 51,42 29,71 81,13 38,29 89,71 8,58 29,85 81,27

Marzo 45,69 33,82 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 31,19 79,18 38,29 86,28 7,11 33,28 81,27

Promedio PERIODO

2012 46,01 33,68 79,69 38,29 84,30 2,90 35,26 81,27

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

Fuente: AEE

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4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR

Las previsiones realizadas a principio del mes de julio respecto al promedio de precios spot de julio (52,6 €/MWh) y agosto (51,9 €/MWh) resultaron sensiblemente superiores a los valores registrados finalmente en el mercado diario (49,3 y 48,3 €/MWh, respectivamente). En cualquier caso, los contratos de futuros para dichos periodos cotizaban en aquel entonces a 55,5 (julio) y 54,5 (agosto) €/MWh, muy por encima de nuestras proyecciones. En ambos meses, nuestras expectativas sobre el consumo eléctrico y el balance de generación fueron bastante precisas. Parte del error de previsión de los precios se explica por el resultado del mercado diario en algunos días concretos, en los que coincidieron una demanda muy reducida y niveles de eolicidad elevados, generando precios especialmente bajos y sesgando la media del mes. Por ejemplo, en agosto, dicha circunstancia tuvo lugar en los días 5 y 15; excluidos éstos, el precio medio se hubiera situado en 50,2 €/MWh. Aún descontando los efectos comentados para cada uno de estos dos meses, la dinámica mostrada por los precios del mercado diario en estos últimos periodos es más bajista de lo sugerido por los fundamentales de oferta y demanda.

Tabla 09. Previsión de precios vs precio real. Agos to 2012

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

Dato

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

49,3 44,7 51,9 62,0

Previsión Precio Agosto (€/MWh)

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5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO

En base al escenario económico actual y suponiendo niveles estacionales de temperatura, calculamos que la demanda de electricidad del mes de septiembre se situará ligeramente por encima de 20.000 GWh, en términos brutos (unos 670 GWh diarios, 25 GWh menos que en agosto). En esta ocasión, el retroceso interanual implícito a dicha cifra (4,4%) debiera ser superior al registrado para la serie corregida de temperatura y calendario, debido a que el efecto (alcista) del clima en el consumo eléctrico de septiembre de 2011 resultó muy significativo. La previsión ofrecida por REE a final de agosto es bastante más pesimista que la nuestra: el Operador del Sistema espera un consumo mensual de unos 19.400 GWh en septiembre, lo que implicaría una caída de 7,3% en relación al dato doce meses atrás.

El mix de generación eléctrica diferirá escasamente del registrado en agosto, salvo en lo referente al hueco térmico, para el que esperamos un descenso considerable. La producción eólica podría superar ligeramente los 100 GWh diarios, presentando un factor de capacidad del 20%, mientras el resto del régimen especial probablemente aumente respecto al mes pasado, por la recuperación de actividad industrial asociada al sector de cogeneración. Por su parte, la generación hidroeléctrica de régimen ordinario se situaría en unos 40 GWh diarios, en línea con los datos de agosto, y la nuclear volverá a presentar niveles elevados (180 GWh diarios). Consistentemente con estas cifras y con las predicciones expuestas arriba para la demanda eléctrica, la producción térmica fósil (carbón y ciclos combinados) debería registrar una reducción notable en comparación con su resultado del mes de agosto. Según nuestros cálculos actuales, podría situarse por debajo de 7.500 GWh (unos 245 GWh diarios, frente a los 280 GWh del mes precedente). En términos relativos sobre la generación bruta total, la de origen nuclear será muy probablemente la de mayor presencia en agosto (25%), seguida de la térmica de carbón (20%), la eólica (15%) y los ciclos combinados (14%), mientras la hidroeléctrica de régimen ordinario apenas aporta un 6%. Todas estas cifras se refieren a los escenarios centrales y están sujetas a una incertidumbre climatológica muy elevada (igual que las relativas a la demanda).

Nuestros modelos de previsión, implementados bajo escenarios centrales, sugieren que el precio medio del mercado diario podría situarse en septiembre en 48,2 €/MWh, 1,1 €/MWh por debajo del nivel registrado en agosto. El descenso se explica esencialmente por la reducción esperada en el consumo eléctrico (por motivos de temperatura). A final de agosto, los futuros referenciados a septiembre cotizaban a 49,7 €/MWh (a mitad de mes, su cotización ascendía a 53,5 €/MWh), 1,5 €/MWh por encima de nuestra previsión para el escenario central. La aplicación de los modelos bajo escenarios extremos de generación y demanda sugiere cotas mínima y máxima en el precio promedio del mes de 42 y 55 €/MWh, respectivamente (véase Tabla 11).

En octubre , cabe esperar que el promedio de precios del mercado diario vuelva a replegarse, en relación a septiembre. Según nuestras estimaciones actuales, podría situarse en torno a 47 €/MWh (escenario central). La caída de precios mencionada procedería de la menor demanda diaria y, sobre todo, de un aumento de la generación con energía renovable. A cierre de este informe (5 de septiembre), el precio del contrato a plazo correspondiente a octubre ronda 50,5 €/MWh.

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Tabla 10. Previsión para el mes en curso: demanda, balance de energía y precios

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 4 de septiembre 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 21.545 1.362 3.130 8.730 3.564 10.127 49,3 21.545

Interanual (%) 0,2 -0,4 15,9 -4,7 -25,7 8,5 -7,9 0,2

Cuota (%)(7) 5,8 13,4 37,4 15,3 43,4

GWh 20.032 1.181 3.111 7.385 3.028 9.903 48,2 19.418

Interanual (%) -4,4 3,4 34,5 -22,9 -34,0 6,0 -17,5 -7,3

Cuota (%)(7) 5,5 14,4 34,2 14,0 45,9

GWh 252.863 19.379 46.572 93.370 38.488 115.203 48,7 250.015

Tasa Anual (%) -0,8 -29,7 11,4 -0,9 -24,1 6,9 -2,5 -1,92012

ago-2012

(dato)

sep-2012

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

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6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL

En espera de la reforma eléctrica y de sus implicaciones en el devenir del mercado de electricidad, el escenario para el medio plazo ha variado poco respecto a lo expuesto en el informe anterior. La mayoría de factores afectando a la tendencia del balance de generación (aumento de producción de régimen especial) y del consumo (declive de la actividad económica) siguen ejerciendo una presión bajista en los precios del mercado diario de electricidad. Solo la sistemáticamente exigua generación hidroeléctrica evita un nivel de precios menor. Además, y tal como se ha expuesto en una sección anterior, la dinámica reciente de los precios del mercado diario parece ser incluso algo más bajista que la implícita en sus fundamentales. Nuestra previsión en el escenario central para el precio promedio del año 2012 queda ahora situada en 48,7 €/MWh, frente a la estimación de 49,9 €/MWh ofrecida a principio de julio. De ese descenso de 1,2 €/MWh, 0,4 €/MWh responden simplemente al hecho de que los precios de julio y agosto fueron menores que los previstos. El resto procede de una revisión bajista en las proyecciones del último cuatrimestre del ejercicio. Hace dos meses, la horquilla de valores verosímiles para el precio medio del año en curso era 45-55 €/MWh; ahora, 45-52 €/MWh. Entonces manifestábamos la intuición de que la probabilidad de que los precios se sitúen, en promedio anual, por debajo de 50 €/MWh superaba 0,5; ahora, confirmamos dicha hipótesis. En lo referente a la demanda de transporte, sigue existiendo una discrepancia sensible entre nuestras previsiones para 2012 y las publicadas por REE, tal y como hemos hecho constar en los informes anteriores. Actualmente, nuestra proyección apunta a un consumo eléctrico anual de 252,8 TWh (variación anual de -0,8%) frente a los 250 TWh previstos por REE (-1,9%). Para el último trimestre del año, el Operador del Sistema proyecta una contracción interanual de la demanda del 5%, mientras nosotros esperamos que sea solo del 1,4%. En cualquier caso, los efectos de la climatología esconden una evolución del consumo eléctrico mucho más grave que la que muestran los datos brutos. Excluidos tales efectos, el deterioro de la serie en 2012 sobrepasará el 2%.

Gráfico 45. Evolución de la previsión del precio medio anual de 2012

Gráfico 46. Previsión del precio medio mensual. Año móvil

Previsiones: Intermoney Energía

(Fecha de previsión: 4 de septiembre de 2012)

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

3

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

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Tabla 11. Previsión de precios para del año móvil. Previsiones trimestrales

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 4 de septiembre de 2012)

En el informe de octubre se presentarán previsiones para 2013 en su conjunto. Ahora, el horizonte de nuestro ejercicio predictivo alcanza los tres primeros trimestres del año. Para éstos, nuestras previsiones en los escenarios centrales se sitúan actualmente en 50,3, 46,1 y 52,7 €/MWh, respectivamente. Estas cifras conllevan una revisión bajista en relación a las presentadas hace dos meses, esencialmente por el agravamiento del panorama económico nacional (según las recientes actualizaciones de previsiones de analistas macroeconómicos), que ha generado un empeoramiento en nuestras cifras de consumo eléctrico para 2013. En términos de precios de electricidad, dicho motivo compensaría el efecto de la tendencia alcista en precios de combustibles y derechos de emisión de CO2, esperable a priori para el ejercicio próximo. Las cifras anteriores se calcularon sin incorporar hipótesis sobre el efecto de las medidas regulatorias actualmente en debate. Su entrada en vigor puede modificar completamente el escenario dibujado y las previsiones correspondientes. Éstas se sitúan por debajo de los precios a los que se está negociando actualmente la energía eléctrica en contratos a plazo, que sí pueden estar incorporando una prima de riesgo asociada a la hipotética tasa a la generación. En base a las cotizaciones registradas en OMIP a fin de agosto para los tres trimestres iniciales de 2013, las discrepancias entre éstas y nuestras previsiones de precios spot se mueven en el rango 2-3 €/MWh (véase Tabla 12).

Tabla 12. Comparativa entre previsión de precios sp ot y cotizaciones de contratos a plazo

Para los trimestres posteriores al trimestre en curso (2012.Q4-2013.Q3), las cotizaciones de OMIP son las correspondientes a los contratos para dichos periodos, en las fechas indicadas.

Para el trimestre en curso (2012.Q3), el dato se obtiene como promedio de los precios spot de julio y agosto y de las cotizaciones (en las fechas indicadas en la tabla) para el contrato mensual de septiembre. Se pretende así que sea comparable con la previsión trimestral.

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 4 de septiembre de 2012)

Media anual

sep-12 oct-12 2012.Q3 2012.Q4 2013.Q1 2013.Q2 2013.Q3 2012

Escenario Bajo 41,9 37,0 47,2 36,7 35,0 31,0 39,0 45,2

Escenario Central 48,2 46,8 49,3 48,7 50,3 46,1 52,7 48,7

Escenario Alto 55,0 57,1 51,5 61,3 66,2 61,8 67,4 52,4

Precio Medio Aritmético mes / trimestre (€/MWh)

Previsión

01-ago 15-ago 31-ago IME

2012.Q3 50,6 51,0 49,8 49,3

2012.Q4 51,3 53,0 50,8 48,7

2013.Q1 51,8 53,6 52,1 50,3

2013.Q2 48,6 50,2 49,2 46,1

2013.Q3 54,5 55,2 54,6 52,7

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

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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 15 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 13. Los criterios para la delimitación de las sendas alternativas para cada input se resumen en la Tabla 14.

Tabla 13. Definición de escenarios alternativos par a los modelos de precios

Fuente: Intermoney Energía

Tabla 14. Diseño de escenarios alternativos para lo s inputs de los modelos de precios

Fuente: Intermoney Energía

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

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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 15. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto

Fuente: Intermoney Energía

PIB VAB(*)

Industria

Bajo -2,1 -4,0

Central -1,7 -2,9

Alto -1,3 -2,3

Media 2011 Media 2012

NBP 22,4 € / MWh 25,2 € / MWh

CO2 (EUA) 12,1 €/t 7,7 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2012

Variables Nominales (Escenario Central)

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