INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...La previsión para el nivel promedio de los precios...

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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 54

PERIODO: JULIO 2012 – JUNIO 2013

Fecha de publicación: 12 de Julio de 2012

Con la colaboración de

El presente informe contiene previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el horizonte de un año, realizadas por Intermoney Energía (www.grupocimd.com) a partir de las hipótesis y variables de entrada que se mencionan en el informe y en base a sus propios modelos predictivos.

CONTENIDO

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

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

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLIC A ........... 15

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

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

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL ....................... ............................................ 25

ANEXO 1. METODOLOGÍA ....................................... ............................................ 27

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS................................. ....................................... 28

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1. RESUMEN EJECUTIVO

Eólica Junio 2012 Junio 2011

Generación eólica (Variación mismo mes

año anterior)

3.454 GWh (18%) 2.919 GWh (13,3%)

Cobertura de la demanda 16,64% 14,09%

Factor de capacidad 22,5% 19,7%

En GWh Junio 2012 Junio 2011 Variación (%)

HIDRÁULICA 1.843 1.784 3,3%

NUCLEAR 3.669 4.932 -25,6%

CARBÓN 5.434 2.951 84,1%

FUEL+GAS 0 0

CICLO COMBINADO 3.165 4.955 -36,1

TOTAL RÉGIMEN ORDINARIO

14.111 14.622 -3,5%

EÓLICA 3.454 2.919 18,3%

RE HIDRÁULICA 429 405 5,9%

RE Solar PV 1.005 778 29,2%

RE Solar térmica 403 232 73,7%

Térmica renovable 406 286 42%

Térmica no renovable 2.543 2.623 -3%

TOTAL RÉGIMEN ESPECIAL

8.240 7.243 13,8%

CONSUMOS EN BOMBEO -354 -140 152,9%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-630 -405 55,6%

DEMANDA DE TRANSPORTE (b.c.)

20.752 20.721 0,1%

Retribución eólica Junio 2012

Potencia acogida a cada opción (Datos hasta abril

2012)

Mercado DT 1ª RD661/2007 89,89 €/MWh 14.401

Mercado RD 661/2007 79,64 €/MWh 1.842

Tarifa regulada RD 661/2007 81,27 €/MWh 5.055

La previsión para el nivel promedio de los precios del mercado diario en el mes de julio se sitúa en 52,6 €/MWh, 0,8 €/MWh por debajo del nivel de junio.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

En el mes de junio la demanda de energía eléctrica en la península ha descendido un 1,8% con respecto al mismo mes del año anterior en términos netos, es decir, una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y temperatura. El consumo de energía eléctrica en términos brutos ha alcanzado 20.751 GWh, un 0,1% superior que la demanda del mismo mes del año anterior.

En el periodo acumulado durante los seis primeros meses del año y corrigiendo los efectos de laboralidad y temperatura, el consumo ha sido un 1,7% inferior que el del mismo periodo del año 2011. La demanda bruta en este periodo ha sido de 127.637 GWh, un 0,2% inferior que la del mismo periodo del año anterior.

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

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

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

23.000

24.000

25.000

GW

h

2004 2005 2006 2007 2008

2009 2010 2011 2012

Fuente: REE y elaboración AEE

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12

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

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEEFuente: REE y elaboración AEE

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En cuanto a la evolución mensual de la generación por tecnología en el Gráfico 03 se puede observar la caída de la generación de las centrales nucleares en el mes de junio, debido a las paradas programadas (por recargas y/o mantenimiento) y no programadas, lo que ha situado al carbón como primera tecnología del mes de junio con más de un 26% de cobertura de la demanda, seguida por la nuclear (17,68%), eólica (16,64%) y los ciclos combinados (15,25%).

Durante el primer semestre del año, la nuclear se mantiene como primera tecnología con casi un 24% de cobertura, seguida por el carbón con un 22% (frente al 13% del mismo periodo del año anterior), y en tercera posición la eólica, que ha cubierto un 19,46% del consumo eléctrico frente al 17,28% del mismo periodo del año 2011.

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

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

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

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

HIDRÁULICA8,88%

NUCLEAR17,68%

CARBÓN26,19%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO15,25%

EÓLICA16,64%

RE HIDRÁULICA2,07%

RE Solar PV4,84%

RE Solar térmica1,94%

Térmica renovable1,96%

Térmica no renovable

12,25%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,71%


-3,04%


HIDRÁULICA8,61%

NUCLEAR23,80%

CARBÓN14,24%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA14,09%

RE HIDRÁULICA1,95%

RE Solar PV3,75%




12,66%



-1,95%


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HIDRÁULICA14,35%

NUCLEAR21,38%

CARBÓN13,17%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA17,28%

RE HIDRÁULICA2,59%

RE Solar PV2,70%



Térmica no renovable12,78%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

0,00%



-2,70%

Fuente: REEy elaboración AEE

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

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

En cuanto a la producción eléctrica cubierta por fuentes de energía renovable ha caído de un 37% en mayo 2012 a un 33,7% en junio 2012, aunque éste es superior al de junio 2011 que fue un 29,3%.

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


HIDRÁULICA7,59%

NUCLEAR23,77%

CARBÓN22,03%

FUEL+GAS0,00%


EÓLICA19,46%

RE HIDRÁULICA1,92%

RE Solar PV3,58%



Térmica no renovable13,10%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

0,00%



-4,45%


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ene-10 feb-10 mar-10 abr-10may-10

jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11may-

11jun-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

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% 33,7%

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

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2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

La eólica ha alcanzado el máximo intermensual de generación para junio con 3.454 GWh, que ha sido un 18,3% superior que la generación del mismo mes del año anterior. En cuanto a la generación eólica durante los seis primeros meses del año, ha alcanzado 24.840 GWh, un 12,5% más que durante el mismo periodo del año 2011.

En cuanto a la generación durante el año móvil (valor acumulado en los últimos 12 meses), la eólica ha alcanzado los 44.558 GWh, un 3,6% más que en el mismo periodo del año móvil anterior.

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

El factor de capacidad de la eólica en el mes de junio ha caído con respecto al mes anterior, pero se mantiene por encima de la media histórica para dicho mes.

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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Fact

or

de

Cap

acid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

2012

Fuente: Elaboración AEE

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Por otro lado, según los datos publicados por REE en la pasada reunión del CTSOSEI celebrada el 10 de Julio, el factor de capacidad de la eólica desde el año 2005 hasta junio del 2012 se sitúa de media cerca del 25%, aumentando hasta el 29% en los meses de invierno y cayendo al 20% en los meses de verano.

Gráfico 11. Factor de utilización potencia eólica i nstalada (2005-30/06/2012

Fuente: REE

2.2 Producción hidráulica

Por primera vez en el año en este mes de junio la hidráulica ha generado más que en el mismo mes del año anterior. Con 1.843 GWh, ha producido un 3,3% más que en el mes de junio de 2011 y ha cubierto un 8,88% del consumo eléctrico.

En el periodo acumulado durante los seis primeros meses del año, la hidráulica ha cubierto un 7,6% de la demanda de energía eléctrica, frente al 14,4% del mismo periodo del año anterior.

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Gráfico 12. Generación hidráulica mensual. 2005-201 2

En cuanto a las reservas de los embalses, en régimen anual han disminuido con respecto al mes anterior, situándose en torno al 53,5% de su capacidad máxima frente al 58,6% de mayo 2012. En régimen hiperanual se sitúan en torno al 53%, frente al 55% del mes anterior.

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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000G

Wh

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011 2012

Fuente: REE

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

MW

h

2003 2004 2005 2006

2007 2008 2009 2010

Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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Gráfico 14. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen hiperanual. 2003-2012

2.3 Producción nuclear

La producción nuclear ha sido 3.669 GWh, lo que significa una caída de un 25,6% en este mes de junio 2012 con respecto al mismo mes del 2011, debido a las paradas programadas y no programadas de las centrales.

En los seis primeros meses del año 2012 las centrales nucleares han generado 30.332 GWh un 11% menos que en el mismo periodo del año anterior.

El factor de capacidad de esta tecnología en el mes de junio se ha situado en 65,5%.

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

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 Máxima

2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012Fuente: REE

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2.4 Producción de ciclo combinado

En junio, las centrales de ciclo combinado han producido 3.165 GWh, un 36% menos que en el mismo mes del año 2011.

En el periodo acumulado durante los seis primeros meses han generado 19.325 GWh, un 25,7% menos que en el mismo periodo del año anterior.

Durante el año móvil (valor acumulado durante los últimos doce meses, es decir, de julio 2011 a junio 2012) han generado 44.037 GWh, un 28% menos que en el año móvil anterior (julio 2010 a junio 2011).

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

El factor de capacidad de las centrales de ciclo combinado se ha situado en torno al 17%.

2.5 Producción de carbón

En junio, el carbón ha sido la primera tecnología del mes, con 5.434 GWh, ha generado un 84% más que en el mismo mes del 2011 y ha cubierto un 26,19% del consumo eléctrico.

En el periodo acumulado, las centrales de carbón han producido 28.119 GWh, un 67% superior a la generación del mismo periodo del 2011.

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

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

En cuanto al volumen producido por las centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, a principios de Julio del 2012 han alcanzado el 50% del objetivo.

Tabla 01. Centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro (Anexo II RD 134/2010). Año 2012

Fuente: REE (*) Medida a 04/07/2012

(**)Volumen anual reducido en un 10% según el RD –L 13/2012

2.6 Producción de fuel+gas

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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

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Gráfico 18. 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, ha disminuido con respecto al mes anterior, situándose en 4.786 GWh (frente a los 5.063 GWh de mayo 2012), siendo un 10,7% superior a la del mes de junio 2011.

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

En el siguiente gráfico se desglosan las tecnologías del régimen especial sin incluir la eólica en el periodo 2010-2012. En junio todas las tecnologías, excepto la térmica no renovable, han generado más que en el mismo mes del 2011, siendo la tecnología solar térmica, la térmica renovable y la solar fotovoltaica las que más han aumentado, un 73,7%, 42% y 29%, respectivamente.

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

de 29

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

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


Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA


GWh

de 29

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio aritmético del mercado diario se situó en 53,5 €/MWh en el mes de junio 2012, situándose de nuevo por encima de los precios del año 2011.

Gráfico 21. Evolución diaria del precio medio, máxi mo y mínimo del MD. Junio 2012

Tabla 02. Precio mensual mínimo, promedio y máximo del mercado diario. 2012

Precio mínimo

Precio promedio

Precio máximo

Enero 2012 0,00 51,06 79,00

Febrero 2012 0,10 53,48 90,13 Marzo 2012 5,00 47,57 73,25 Abril 2012 0,00 41,21 70,52 Mayo 2012 7,07 43,58 63,36 Junio 2012 22,06 53,50 70,20

Fuente: OMIE

La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de junio 2012 ha vuelto a disminuir, oscilando entre un precio mínimo de 22,06 €/MWh a las 18.00horas del domingo 10 de junio; y un precio máximo de 70,20 €/MWh a las 23.00h el domingo 3 de junio.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

de 29

Gráfico 22. Evolución horaria del precio del MD. Ju nio 2012

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

Gráfico 23. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio. 2005 – 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

Fuente: OMIE y elaboración AEE

10

20

30

40

50

60

70

80

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Fuente: OMIE

€/MWh

de 29

Gráfico 24. Evolución mensual de la generación por tecnologías y del precio del mercado diario promedio. 2011 – 2012

En el siguiente gráfico se representa la evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués durante el mes de junio 2012.

Gráfico 25. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Junio 2012

En la Tabla 03 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

30

40

50

60

70

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000


Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

Carbón importado

Carbón nacional

HIDRÁULICA

NUCLEAR

Precio promedio aritmético (€/MWh)


GWh €/MWh

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


de 29

Tabla 03. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Junio 2012

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 710 99%

PEspañol < PPortugués 10 1%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 720 100%


3.2 Retribución eólica

En el mes de junio, el precio medio percibido por la eólica (ponderado por la producción eólica horaria) ha sido un 3,55% inferior que el precio medio aritmético del mercado diario, siendo por lo tanto 1,9 €/MWh inferior. En el periodo acumulado durante los seis primeros meses de 2012, el precio medio ponderado por la eólica ha resultado un 6% inferior que el precio medio aritmético, siendo la diferencia promedio de casi 3 €/MWh.

Tabla 04. Precio medio Aritmético y Precio medio Po nderado. 2012

2012 Precio medio ARITMÉTICO

mensual (€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la energía eólica

(€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Variación (%)

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

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

Marzo 47,57 45,69 -1,88 -3,94%

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

Mayo 43,58 41,27 -2,31 -5,30%

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

PERIODO 2012 48,36 45,43 -2,93 -6,05%

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 76,8% de las horas del mes de junio (precios inferiores a 58,96 €/MWh), y en el tramo de prima constante en un 23,2% (precios entre 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh).

Por lo tanto, en el tramo del límite superior o techo y en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas del mes de junio (al igual que en el mes anterior), es decir, el precio no ha sido superior a 74,13€/MWh, recordemos que el precio máximo del mes ha sido 70,2 €/MWh.

de 29

Tabla 05. Distribución por tramos. 2012

Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima

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

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

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

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

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

Junio 2012 76,8% 23,2% 0,0% 0,0%

Fuente: AEE

En el Gráfico 26 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 50 horas del mes, un 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. Junio 2012

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 junio 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Junio 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

53,50 €/MWh

61,12 €/MWh

de 29

En cuanto a la retribución eólica mensual en cada una de las opciones, la subida de los precios del mercado (más de 10 €/MWh con respecto al mes anterior) ha hecho que la retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007, obtengan una mayor retribución, 89,89 €/MWh frente a la tarifa regulada de 81,27 €/MWh y a la retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 de 79,64 €/MWh (ligeramente superior al límite inferior de 79,103 €/MWh).

Tabla 06. Retribución mensual según las distintas o pciones. 2012

2012 (€/MWh)

Precio medio PONDERADO

(€/MWh)

Prima RD 661/2007

PONDERADA (€/MWh)

Retribución RD 661/2007 PONDERADA

(€/MWh)

Prima DT 1ª

RD661/07 (RD

436/2004*)

Retribución DT 1ª

RD661/07 (RD

436/2004*)

Diferencia (Prima 661

- Prima 436)

Prima equivalente

(a tarifa regulada)

Tarifa regulada

RD 661/2007

Enero 47,87 32,11 79,98 38,29 86,16 6,18 33,40 81,27 Febrero 51,41 29,72 81,13 38,29 89,70 8,58 29,86 81,27 Marzo 45,69 33,81 79,50 38,29 83,99 4,48 35,58 81,27 Abril 36,82 42,42 79,25 38,29 75,12 -4,13 44,45 81,27 Mayo 41,27 37,83 79,11 38,29 79,57 0,46 40,00 81,27 Junio 51,6 28,05 79,64 38,29 89,89 10,25 29,67 81,27

Promedio PERIODO

2012 45,43 34,38 79,81 38,29 83,72 3,92 35,84 81,27

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

Fuente: AEE

Tabla 07. Retribución mensual según las distintas o pciones. 2012

OPCIÓN VENTA ENERGÍA REAL DECRETO Potencia Instalada

(MW)

Ventas a tarifa a través de representante

DT1ª RD 661/07 (RD 436/04) 7

RD 661/07 5.055

Participación en Mercado de ofertas

DT1ª RD 661/07 (RD 436/04) 14.244

RD 661/07 1.830

Participación en otros mercados

DT1ª RD 661/07 (RD 436/04) 157

RD 661/07 12

Total general 21.306

Contiene información hasta Abril 2012

Fuente: CNE

3.3 Subasta CESUR

La subasta de energía para el suministro de último recurso (CESUR) cerró el pasado 26 de junio a un precio de 56,25 €/MWh para los 3.000 MW del producto base, y un precio de 61,50 €/MWh, para los 575 MW de las horas punta, para el tercer trimestre del año 2012. Con unos incrementos del 10,29% y 9,29%, respectivamente

de 29

Gráfico 27. Comparativa mensual precio producto bas e CESUR y mercado diario

Para más información: http://www.subastascesur.omie.es/subastas-cesur

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

€/M

Wh

Meses

Precio producto base (CESUR)

Precio medio Mercado Diario

Diferencia Mdo diario y CESUR

Fuente: OMIE, CESUR y elaboración AEE

de 29

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR

En el mes de junio, nuestra previsión sobre el precio medio del mercado diario, 52,8 €/MWh, se desvió 0,6 €/MWh del resultado final del mismo, 53,4 €/MWh. Teniendo en cuenta, además, que el precio promedio del mes anterior se situó por debajo de 44 €/MWh, la precisión del ejercicio predictivo debe considerarse elevada.

La proyección realizada para la demanda de transporte fue inferior a la que finalmente se registró (20.300 GWh frente a 20.700 GWh), debido al efecto temperatura, muy significativo en junio; descontado éste, dicha proyección habría resultado aproximadamente correcta. Por otro lado, las paradas no programadas de algunas centrales nucleares y el retraso en el arranque de otras, tras sus paradas programadas, explicaron que la generación nuclear fuera también inferior a la prevista, por unos 200 GWh. Ambos efectos tendieron a desviar el precio al alza, respecto a nuestra previsión de inicio de mes. Sin embargo, la generación eólica también superó nuestras expectativas (el factor de capacidad se situó en torno al 22%, frente a un nivel esperado de 19%), compensando parcialmente los efectos anteriores.

En términos de cobertura sobre la generación bruta, el orden de las tecnologías fue el que preveíamos en el informe anterior, salvo por el hecho de que la producción eólica superó a la asociada a los ciclos combinados, en contra de nuestra proyección.

Tabla 08. Previsión de precios vs precio real. Juni o 2012

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

Dato

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

53,4 47,7 52,8 58,5

Previsión Precio Junio (€/MWh)

de 29

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO

Dada la situación recesiva de la economía española, la demanda de electricidad , continuará evolucionando en tendencia descendente durante los próximos meses. Por lo tanto, lo esperable en julio es un nuevo deterioro de la serie en términos corregidos de temperatura y calendario, respecto al mismo mes de 2011. Sin embargo, según nuestros cálculos, la demanda bruta del mes podría rondar los 22.000 GWh (709 GWh diarios, 17 GWh más que en junio), presentando así un ligero avance respecto a julio de 2011. El signo positivo de esta comparación se debería al efecto de la temperatura (aquel mes fue más templado de lo estacional) y a un leve efecto de calendario. La predicción de REE es más pesimista; el Operador del Sistema espera unos 21.800 GWh, y una caída interanual de la serie de 0,6%.

El mix de generación eléctrica no presentará cambios muy significativos respecto al registrado en junio, salvo por el regreso a valores típicos de generación nuclear (unos 5.200 GWh), al recuperarse la potencia no disponible a lo largo del mes anterior. Por otro lado, esperamos que se intensifiquen los patrones estacionales de generación, por lo que proyectamos niveles de producción eólica ligeramente por debajo de 3.000 GWh para el conjunto del mes (con un factor de capacidad del 19%), y de 1.500 GWh para la producción hidráulica de régimen ordinario (400 GWh menos que en junio). Consistentemente con estas cifras y con las predicciones expuestas arriba para la demanda eléctrica, la producción térmica fósil (carbón y ciclos combinados) volvería a contabilizar en julio niveles muy elevados, superando los 9.000 GWh, más del 3% por encima del nivel de julio de 2011, y unos 20 GWh diarios más que en el mes anterior (305 frente a 287 GWh). En términos relativos sobre la generación bruta total, la tecnología térmica de carbón podría ser la de mayor presencia en julio (24%), seguida de la nuclear (22%) y los ciclos combinados (15%), mientras la eólica representaría en torno al 13% de la generación total y la hidroeléctrica de régimen ordinario, solo el 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).

Aplicando las estimaciones anteriores en los modelos de previsión, éstos sugieren que los precios del mercado diario podrían registrar en julio un promedio de 52,6 €/MWh, 0,8 €/MWh por debajo del nivel de junio. La recuperación de potencia nuclear compensaría el efecto sobre el precio del aumento esperado de la demanda diaria y del probable descenso de generación eólica e hidroeléctrica. A final de junio, los contratos a plazo para el mes de julio cotizaban a 55,5 €/MWh, casi 3 €/MWh por encima de nuestra previsión para el escenario central. Aplicando escenarios extremos de generación y demanda, los modelos sitúan el precio medio de julio entre cotas mínima y máxima de 48,1 y 59,6 €/MWh, respectivamente (véase Tabla 10).

En base a la información disponible actualmente, esperamos que el promedio de precios del mercado diario descienda ligeramente en agosto , respecto a julio. Nuestra previsión actual es 51,9 €/MWh (véase Tabla 10), en el escenario central. Esencialmente, el leve repliegue de precios se explicaría por la menor demanda diaria esperada. A cierre de este informe (3 de julio), la cotización de los contratos a plazo para agosto se sitúa en torno a 54,5 €/MWh, significativamente por encima de nuestra previsión para el precio spot medio del mes en el escenario central.

de 29

Tabla 09. Previsión para el mes en curso: demanda, balance de energía y precios

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

(1) Demanda transporte (b.c.) Sistema Peninsular. (2) Producción Hidráulica Régimen Ordinario. (3) Producción por Central Térmica de Carbón + CCGT (4) Producción por Nuclear + Fuel gas + Régimen Especial No Eólico (5) Precio Medio Aritmético del Mercado Diario. (6) Previsión REE, publicada en Esios, durante el mes anterior al mes en curso. (7) Proporción entre producción por tecnología y generación bruta.

Hidráulica Hueco Precios Previsión REE

R.O. Térmico (€/MWh) Demanda

(1) (2) (3) (4) (5) (6)

GWh 20.751 1.843 3.454 8.599 3.165 8.454 53,4 20.751

Interanual (%) 0,1 3,3 18,3 8,8 -36,1 -9,9 6,8 0,1

Cuota (%)(7) 8,2 15,5 38,5 14,2 37,8

GWh 21.994 1.446 2.970 9.454 3.687 9.866 52,6 21.777

Interanual (%) 0,4 3,3 -7,8 3,7 -20,3 3,1 3,6 -0,6

Cuota (%)(7) 6,1 12,5 39,8 15,5 41,6

GWh 252.616 18.942 46.488 98.142 40.531 112.590 49,9 250.872

Tasa Anual (%) -0,9 -31,3 11,2 4,2 -20,1 4,2 0,0 -1,52012

jun-2012

(dato)

jul-2012

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

de 29

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO MÓVIL

Apenas se han producido variaciones respecto a la percepción que se presentó en el informe anterior en lo concerniente a la dinámica futura de los precios de electricidad del mercado diario, a horizonte un año. Todo indica que su tendencia permanecerá relativamente estable en dicho periodo de tiempo, compensándose los efectos bajistas (demanda) y alcistas (precios de combustibles y sistemáticamente baja generación hidráulica de régimen ordinario). Con ello, nuestra previsión sobre el precio medio del año 2012 se sitúa en 49,9 €/MWh en el escenario central. Bajo escenarios extremos para la evolución de los determinantes de precios, los modelos alcanzan niveles de 44,9 y 54,7 €/MW, para el promedio del año en curso. Tanto estas cifras como los comentarios anteriores no consideran hipotéticos cambios regulatorios que pudieran afectar al precio en los próximos periodos. Para la demanda de transporte, y pese a que las expectativas que manejamos para los próximos meses apenas han cambiado, nuestra previsión de la tasa de variación respecto a 2011 ha mejorado, desde -1,2% a -0,9% (REE estima una caída anual mayor que ésta, del 1,5%). Este resultado se explica, por un lado, porque el consumo eléctrico de junio superó al esperado y, por otro, por la revisión de las cifras del balance eléctrico de 2011 efectuada por REE.

Tabla 10. Previsión de precios para del año móvil. Previsiones trimestrales

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

Gráfico 28. Evolución de la previsión del precio medio anual de 2012

Gráfico 29. Previsión del precio medio mensual. Año móvil

Previsiones: Intermoney Energía

(Fecha de previsión: 2 de julio de 2012)

Media anual

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

Escenario Bajo 48,1 44,7 44,9 38,1 38,6 34,3 43,6 44,9

Escenario Central 52,6 51,9 52,4 50,4 51,7 46,9 54,8 49,9

Escenario Alto 59,6 62,0 61,1 61,0 64,5 59,8 66,9 54,7

Precio Medio Aritmético mes / trimestre (€/MWh)

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

en

e-1

2

feb

-12

ma

r-1

2

abr-

12

ma

y-1

2

jun

-12

jul-

12

ag

o-1

2

sep

-12

oct-

12

no

v-1

2

dic-

12

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

05

101520253035404550556065

ene

-09

abr-

09

jul-

09

oct

-09

ene

-10

abr-

10

jul-

10

oct

-10

ene

-11

abr-

11

jul-

11

oct

-11

ene

-12

abr-

12

jul-

12

oct

-12

ene

-13

abr-

13

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

de 29

Por razones estacionales, esperamos un notable repunte de precios en 2012.Q3 (nuestra previsión para el escenario central es 52,4 €/MWh) respecto al trimestre precedente, que se cerró con un precio medio de 46,1 €/MWh. En cualquier caso, esta previsión tiene asociada una incertidumbre climatológica especialmente elevada. Para el último trimestre del año, nuestros cálculos sugieren un nivel medio de precios de 50,4 €/MWh, sesgado al alza por las indisponibilidades nucleares programadas para noviembre y diciembre. En cualquier caso, tanto la previsión de 2012.Q3 como la de 2012.Q4 implican reducciones de precios respecto a los mismos trimestres del año anterior, debido al declive del consumo eléctrico y al nivel de eolicidad registrado en esos periodos de 2011, anormalmente bajo. Por el contrario, para los tres primeros trimestres de 2013, nuestras previsiones son superiores a las de los periodos análogos de 2012. En los escenarios centrales, se sitúan actualmente en 51,7, 46,9 y 54,8 €/MWh, respectivamente. Eliminados efectos estacionales, estas cifras sugieren una tendencia ligeramente alcista para 2013, escenario coherente con las expectativas de cierta mejoría de demanda para entonces, y de evolución de precios de combustibles y derechos de emisión de CO2. De nuevo, los posibles efectos de cambios regulatorios (como la hipotética tasa a la generación) no están incluidos en el análisis.

En general, las previsiones recién descritas se sitúan por debajo de los precios a los que se está negociando actualmente la energía eléctrica en contratos a plazo cuyos vencimientos son los trimestres analizados. En base a las cotizaciones registradas en OMIP a final de junio, las discrepancias entre éstas y los niveles proyectados en este informe para el precio spot (en el escenario central) ascienden a 3,0 y 2,2 €/MWh en 2012.Q3 y 2012.Q4, respectivamente. Dichas diferencias se reducen ligeramente en los dos trimestres iniciales de 2013, mientras su signo se invierte en 2013.Q3, periodo para el que esperamos un precio promedio en el mercado diario que supera al precio actual del contrato de OMIP asociado a dicho trimestre, por 1,1 €/MWh.

Tabla 11. 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 trimestres, en las fechas indicadas.

Para el trimestre en curso (2012.Q3), el dato se obtiene como promedio de las cotizaciones (en las fechas indicadas en la tabla) para los contratos mensuales de junio, julio y agosto. Se pretende de este modo que sea comparable con la previsión trimestral.

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

Previsión

01-jun 15-jun 27-jun IME

2012.Q3 55,6 55,1 55,4 52,4

2012.Q4 52,4 51,8 52,6 50,4

2013.Q1 52,3 51,9 52,6 51,7

2013.Q2 47,3 46,7 48,8 46,9

2013.Q3 51,4 52,3 53,7 54,8

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

de 29

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

Tabla 12. Definición de escenarios alternativos par a los modelos de precios

Fuente: Intermoney Energía

Tabla 13. 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

Eólica

Precios Gas

y CO2 DemandaEscenario

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 Anal istas

de 29

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 14. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto


PIB VAB(*)

Industria

Bajo -2,2 -3,8

Central -1,6 -2,9

Alto -1,0 -2,2

Media 2011 Media 2012

NBP 22,4 € / MWh 25,5 € / MWh

CO2 (EUA) 12,1 €/t 8,0 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2012

Variables Nominales (Escenario Central)

de 29

Este informe es un servicio de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) para sus asociados quedando prohibida la reproducción o divulgación total o parcial a terceros. Su contenido y resultados obtenidos se basan en los escenarios presentados, no suponiendo ninguna garantía sobre el resultado de los mismos.

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

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.

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