INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL … · El presente informe contiene las previsiones...
32
INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO Nº 42 PERIODO: JUNIO 2011 – MAYO 2012 Fecha de publicación: 14 de Junio de 2011 Con la colaboración de El presente informe contiene las previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el horizonte de un año, en base a las hipótesis y variables de entrada que se mencionan y a partir de los modelos desarrollados por AleaSoft (www.aleasoft.com ).
-
Upload
nguyenhuong -
Category
Documents
-
view
215 -
download
0
Transcript of INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL … · El presente informe contiene las previsiones...
INFORME MENSUAL
PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL
MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO
Nº 42
PERIODO: JUNIO 2011 – MAYO 2012
Fecha de publicación: 14 de Junio de 2011
Con la colaboración de
El presente informe contiene las previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el
horizonte de un año, en base a las hipótesis y variables de entrada que se mencionan y a partir de los
modelos desarrollados por AleaSoft (www.aleasoft.com).
INDICE
1. INTRODUCCIÓN …………………………………………………………………………3
2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN …………………………………………………..4
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ………………………………………..13
4. INFLUENCIA DE LA EÓLICA EN LOS SERVICIOS DE REGULACIÓN………..19
5. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES………………………………...22
6. PREVISIONES DE VARIABLES……………………………………………………...23
7. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS……………………………………..28
Página 3 de 32
1. INTRODUCCIÓN
Generación eólica
La generación eólica ha sido de 3.109 GWh en el mes de mayo de 2011, que
representa un mínimo en el periodo enero-mayo de 2011. La cobertura de la demanda
ha sido del 15,33%, siendo igualmente un mínimo a lo largo del año 2011.
El factor de capacidad para la energía eólica ha seguido una trayectoria
descendente, obteniéndose un valor para el mes de mayo de 20,57%.
Demanda de energía eléctrica
La demanda de energía eléctrica de transporte en barras de central en el mes de
mayo de 2011 ha de sido 20.277 GWh, siendo un 1,15% inferior al del mes de mayo
del año anterior.
En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, el mes de mayo de 2011
se ha caracterizado por la recuperación del carbón y los ciclos combinados y por la
disminución de la aportación de la generación nuclear e hidráulica.
Precios y retribución eólica
El precio promedio del mercado diario en mayo de 2011 ha sido de 48,90 €/MWh,
que es un 7,6% superior al precio promedio del mes de abril de 2011 (45,45 €/MWh) y
casi un 31,2% superior que el precio promedio del mes de mayo de 2010 (37,28
€/MWh). Durante el mes de mayo la variación de precios entre la punta y el valle ha
sido de nuevo muy baja.
De nuevo, en el mes de mayo de 2011 la retribución correspondiente al Real Decreto
436/2004 ha sido considerablemente superior a la retribución obtenida las dos
opciones asociadas al RD 661/2007, y entre ellas, la opción de tarifa regulada ha sido
superior a retribución recibida por las instalaciones asociadas a la opción de mercado
del Real Decreto 661/2007.
Se prevé que para el mes de junio el precio promedio se sitúe en 50,08 €/MWh, y
52,63 €/MWh en el mes de julio, según las variables expuestas en el presente
informe.
El precio promedio para los 13 primeros días del mes de junio se ha situado en 47,99
€/MWh, en línea con los precios del mes anterior.
Página 4 de 32
2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN
Durante el mes de mayo de 2011 se ha producido una recuperación de la demanda de
energía eléctrica de transporte en barras de central, con 20.277 GWh, que han
supuesto un aumento del 5,18% respecto al mes de abril de 2011, pero sigue por
debajo de los niveles de 2010, con un 1,15% inferior al del mes de mayo del año
anterior (0.2% superior corrigiendo efectos de laboralidad y temperatura).
Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de energía eléctrica. 2004-2011
Respecto a la cobertura de la demanda por tecnologías, el mes de mayo de 2011 se
ha caracterizado por la recuperación del carbón y los ciclos combinados y por la
disminución de la aportación de la generación nuclear e hidráulica.
Gráfico 02. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2008 – 2011
18.000
19.000
20.000
21.000
22.000
23.000
24.000
25.000
GWh
2004 2005 2006 2007
2008 2009 2010 2011
Fuente: REE
DEMANDA DE TRANSPORTE
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA
CICLO COMBINADO FUEL+GAS
CARBÓN HIDRÁULICA
NUCLEAR
Fuente: Datos REE y elaboración AEE
GWh
Página 5 de 32
En la tabla 01 se muestra la generación mensual y el acumulado en el año 2011 por
cada tipo de tecnología, así como la demanda nacional de transporte de energía
eléctrica en barras de central, descontando los consumos en bombeo y el saldo de los
intercambios internacionales ya que en todos los meses ha tenido saldo exportador.
En el periodo acumulado es la nuclear la tecnología con mayor producción, con más
de 22 TWh, valor muy próximo a la producción del régimen especial sin considerar la
eólica (unos 22.500 GWh) y la del ciclo combinado (casi 21.000 GWh). En cuanto a la
eólica, en los cinco primeros meses del año 2010, ha generado más de 19.200 GWh,
esto es más de un 45% de la producción total del año 2010.
Tabla 01. Producción mensual por tipo de tecnología. 2011
Representamos la cobertura de la demanda en el mes de mayo de 2011 y en mayo de
2010. Es significativo el aumento de la participación del carbón y la disminución del
aporte de las centrales nucleares e hidráulicas, sorprendente en este último caso por
el alto nivel de reserva de los embases.
Gráfico 03. Cobertura de la demanda. Mayo 2011
Gráfico 04. Cobertura de la demanda. Mayo 2010
Enero 2011 (GWh)Febrero 2011 (GWh)
Marzo 2011 (GWh) Abril 2011 (GWh) Mayo 2011
(GWh)
Acumulado 2011
(GWh)
HIDRÁULICA 4.901,19 2.763,00 3.591,33 3.256,02 2.495,14 17.006,69
NUCLEAR 4.910,65 4.465,00 4.543,50 4.654,00 3.796,59 22.369,74
CARBÓN 1.983,34 2.525,00 3.124,83 2.540,96 3.021,83 13.195,96
FUEL+GAS 199,67 111,00 0,00 1,39 133,20 445,26
CICLO COMBINADO 5.155,96 4.760,00 4.021,45 2.843,39 4.149,37 20.930,16
EÓLICA 4.053,00 4.004,00 4.725,79 3.385,52 3.108,65 19.276,96
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL
(Según REE) 4.080,85 3.893,00 4.489,23 4.508,23 4.554,86 21.526,17
CONSUMOS EN BOMBEO -440,85 -292,00 -365,42 -317,49 -192,52 -1.608,29
SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES -611,39 -369,00 -768,86 -1.085,63 -242,80 -3.077,68
DEMANDA DE TRANSPORTE
(b.c.) 23.641,64 21.314,00 22.790,42 19.277,85 20.277,00 107.300,90
HIDRÁULICA12,31%
NUCLEAR18,72%
CARBÓN14,90%
FUEL+GAS0,66%
CICLO COMBINADO20,46%
EÓLICA15,33%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según
REE)
22,46%
CONSUMOS EN BOMBEO
-0,95%
SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES
-1,20%
Fuente: REE y elaboración AEE
HIDRÁULICA16,61%
NUCLEAR22,48%
CARBÓN4,32%
FUEL+GAS0,93%
CICLO COMBINADO22,71%
EÓLICA17,56%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según
REE)
21,40%
CONSUMOS EN BOMBEO
-1,29%
SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES
-2,65%
Fuente: REE y elaboración AEE
Página 6 de 32
Nota: Saldo de intercambios internacionales es negativo porque es exportador.
2.1 Producción eólica
La generación eólica ha sido de 3.109 GWh en el mes de mayo de 2011, que
representa un mínimo en el periodo enero-mayo de 2011, siguiendo así la trayectoria
usual de la generación eólica anual, aunque la generación ha sido sustancialmente
inferior a la del año anterior con casí un 10% menos de potencia instalada. Esta
generación supone una disminución del 8,18 % respecto a la generación del mes
anterior, y una disminución del 13.67% respecto al mismo mes del año 2010.
La cobertura de la demanda ha sido del 15,33%, siendo igualmente un mínimo a lo
largo del año 2011.
Gráfico 05. Evolución mensual de la generación eólica. 2003 - 2011
En el Gráfico 06 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda
con energía eólica desde el año 2009 hasta el mes de mayo de 2011.
Gráfico 06. Evolución mensual cobertura de demanda con energía eólica. 2009-2011
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
GWh
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Fuente: REE y elaboraciónAEE
EÓLICA
14,23%
15,05%
14,37%
15,44%
13,43%
10,67%
10,44%
9,63%
11,45%
14,49%
22,75%
20,81%
17,68%
20,83%
19,81%
13,54%
17,56%
12,55%11,83%
13,17%
10,96%
18,85%
19,31%
19,90%
17,14%
18,79%
20,74%
17,56%
15,33%
Cobe
rtur
a de
la d
eman
da (%
)
Fuente: REE y elaboración AEE
Página 7 de 32
El factor de capacidad para la energía eólica ha seguido una trayectoria
descendente, obteniéndose un valor para el mes de marzo de 20,57%, que supone
una bajada de casi un 20% respecto al mismo mes del año anterior.
Gráfico 07. Factor de capacidad para la eólica mensual promedio, mínimo y máximo -
1998-2011
2.2 Producción hidráulica
En el mes de mayo de 2011, la hidráulica ha generado 2.495 GWh, que representa
una disminución del 23,4% respecto al mes de abril de 2011 y una disminución del
26,7% respecto a mayo de 2010, a pesar de la elevada hidraulicidad y alto
almacenamientos de los embalses.
Gráfico 08. Generación hidráulica mensual. 2003-2011
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
20,00%
25,00%
30,00%
35,00%
40,00%
Fact
or d
e Ca
pacid
ad
MÁXIMO
PROMEDIO
MÍNIMO
2010
2011
Fuente: Elaboración AEE
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
GWh
2003 2004 2005
2006 2007 2008
2009 2010 2011
Fuente: REE
HIDRÁULICA
Página 8 de 32
Durante el mes de mayo de 2011 las reservas de régimen anual siguen en un 71% de
la capacidad máxima, que es un 4% inferior a la ocupación de las reservas en mayo
de 2010.
En cuanto a las reservas de los embalses de régimen hiperanual vuelven a alcanzar
un máximo histórico con un 80,35% de su capacidad máxima, que es un 3,4% superior
al porcentaje de la capacidad máxima existente en mayo de 2010.
Gráfico 09. Evolución mensual reservas de los embalses, régimen anual. 2003-2011
Gráfico 10. Evolución mensual de las reservas de los embalses, régimen hiperanual.
2003-2011
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
RESERVAS DE LOS EMBALSES RÉGIMEN ANUAL
2003 2004
2005 2006
2007 2008
2009 2010
Máxima (A) 2011
Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
MW
h
RESERVAS DE LOS EMBALSES RÉGIMEN HIPERANUAL
2003 2004
2005 2006
2007 2008
2009 2010
Máxima (A) 2011
Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE
Página 9 de 32
2.3 Producción nuclear
En el mes de mayo de 2011, las centrales nucleares han generado 3.797 GWh, que es
un 17,65% inferior a la generación obtenida en mayo de 2010, debido a recargas y a
indisponibilidades de algunas centrales.
La generación acumulada a mayo de 2011 ha sido un 23% inferior al mismo periodo
del año anterior.
Gráfico 11. Generación nuclear mensual. 2003 - 2011
2.4 Producción de ciclo combinado
Las centrales de ciclo combinado han experimentado una recuperación, con 4.149
GWh, que es un aumento del casi 46% respecto a la producción obtenida el mes de
abril de 2011, mes en el que la participación de los ciclos combinados fue
especialmente baja.
Esta producción, con la que han suplido el 20,46% de la demanda, sigue siendo un
11% inferior a la producción que se registró en el mes de mayo de 2010.
Gráfico 12. Generación de ciclo combinado. 2003-2011
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
GWh
2003 2004 2005 2006 2007
2008 2009 2010 2011
Fuente: REE
NUCLEAR
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
GWh
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Fuente: REE
CICLO COMBINADO
Página 10 de 32
El factor de capacidad de estas centrales en el mes de mayo de 2011 se ha situado en
un 22,10%, lo que supone un aumento de más del 29% respecto al factor de
capacidad obtenido en el mes de abril de 2011, pero es un 14% inferior al factor de
capacidad que alcanzaron en mayo de 2010 (25,7%).
Gráfico 13. Factor de capacidad de ciclo combinado. 2005 - 2011
2.5 Producción de carbón
La generación por parte del carbón ha sido de 3.022 GWh en el mes de mayo de
2011, que es un 19% superior a la generación de abril de 2011. Se mantiene así en
una generación significativamente superior a la del año pasado, siendo la producción
el mes de mayo un 240% a la del mes de mayo de 2010.
En términos acumulados, la producción en el periodo enero-mayo de 2011 ha sido un
128% superior a la producción correspondiente al mismo periodo del año 2010.
Gráfico 14. Generación de carbón mensual. 2003 - 2011
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
GWh
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Fuente: REE
CARBÓN
Página 11 de 32
A raíz de la entrada en vigencia del RD 134/2010 por el que se establece el
procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro, el carbón
nacional ha visto incrementada su participación en el papel del carbón para la
cobertura de la demanda.
Gráfico 15. Generación tipos de carbón. 2006 - 2011
Han sido las centrales térmicas convencionales las que han marcado el precio máximo
del Mercado Diario en el mes de mayo, concretamente la central de Teruel, con un
coste variable de 53,03 €/MWh.
2.6 Producción de fuel+gas
Las centrales de fuel+gas han recuperado gran parte de su producción, con 133 GWh
producidos en el mes de mayo, como respuesta de la bajada de participación de la
generación eólica y nuclear, suplida por el resto de tecnologías.
La producción en el mes de mayo ha sido un 30,4% inferior a la de mayo del año
2010, y la producción acumulada hasta mayo de 2011 ha sido un 33% inferior a la
producción acumulada en el mismo periodo para el año anterior.
Gráfico 16. Generación de fuel/gas mensual. 2003-2011
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
GW
h
Hulla de importación
Lignito negro
Lignito pardo
Hulla + Antracita
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
GWh
2003 2004
2005 2006
2007 2008
2009 2010
2011
Fuente: REE
FUEL+GAS
Página 12 de 32
2.7 Producción de resto de régimen especial
En el mes de mayo, la generación procedente del resto de régimen especial se ha
mantenido aproximadamente constante respecto a la trayectoria de los últimos meses,
con 4.555 GWh, que suponen un aumento del 1,04% respecto a abril de 2011, y un
aumento del 3,76% respecto al mes de mayo de 2010.
Gráfico 17. Generación del resto del régimen especial. 2003-2011
Esta generación obtenida ha cubierto en el mes de mayo de 2011 el 22,46% de la
demanda, lo que supone un aumento del 5% en la cobertura de la demanda respecto
al mismo mes del año anterior.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Fuente: REE
Página 13 de 32
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
3.1 Precio del mercado diario
El precio promedio del mercado diario en mayo de 2011 ha sido de 48,90 €/MWh, que
es un 7,6% superior al precio promedio del mes de abril de 2011 (45,45 €/MWh) y casi
un 31,2% superior que el precio promedio del mes de mayo de 2010 (37,28 €/MWh).
Gráfico 18. Evolución diaria del precio del MD. Mayo 2011
El precio mínimo fue 0,5 €/MWh durante una hora, el domingo 15 de mayo a las 09:00
horas, y el precio fue de 58,17 €/MWh, el domingo 8 de mayo a las 23.00h durante una
hora.
Gráfico 19. Evolución horaria del precio del mercado diario. Mayo 2011
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
0
10
20
30
40
50
60
70
€/M
Wh
Precio marginal en el sistema español
Fuente: OMEL y elaboración AEE
Página 14 de 32
En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del precio promedio
aritmético del mercado diario desde el año 2005 hasta la actualidad.
Gráfico 20. Evolución mensual del precio del mercado diario. 2005-2011
En el Gráfico 20 se representa la evolución del porcentaje de veces que marca precio
marginal cada tecnología respecto al total de horas del periodo, desde enero del 2009
hasta la actualidad. Estos porcentajes no suman 100 debido a que en una misma hora
pueden marcar precio marginal más de una tecnología.
La hidráulica se mantiene como tecnología que mayor porcentaje de veces marca
precio marginal en el mes de mayo, con un 34,95% de las horas, seguida de las
centrales de carbón, cuyo porcentaje en el mes de mayo ha sido del 31,99%.
Gráfico 21. Tecnologías que marcan precio. 2009-2011
0
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 2011Fuente: OMEL
€/MWh
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
ene-09 mar-09 may-09 jul-09 sep-09 nov-09 ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11
Generación térmica ciclo combinado Generación térmica convencional Generación hidráulica
Generación hidráulica de bombeo Régimen especial Intercambios internacionales
Agente externo (vendedor) Comercializador (venta) Contrato de suministro REE-EDF
Mibel importación desde sistema eléctrico español Mibel importación desde sistema eléctrico portugués
Fuente: OMEL y elaboración AEE
Página 15 de 32
En el sistema eléctrico portugués el precio promedio en el mes de mayo de 2011 ha
sido de 49,02 €/MWh, que es un 0,25% superior al precio promedio en el sistema
eléctrico español (48,90 €/MWh), pese a lo cual durante el mes de marzo la
exportación de energía hacia Portugal ha sido menor que la importación de energía
hacia España (215 GWh exportados frente a 267 GWh importados desde Portugal).
El precio mínimo en el sistema eléctrico portugués ha sido de 0,5 €/MWh durante una
hora el domingo 15 de mayo a las 09:00 horas, y el precio fue de 58,17 €/MWh, el
domingo 8 de mayo a las 23.00h durante una hora.
Gráfico 22. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico portugués. Mayo
2011
En la Tabla 02 se tiene el número de horas en las cuales el precio marginal del
sistema eléctrico español (PEspañol) ha sido igual, inferior o superior al del sistema
eléctrico portugués (PPortugués).
Tabla 02. Comparativa precio sistema portugués y español. Mayo 2011
Nº horas %
PEspañol = PPortugués 722 97%
PEspañol < PPortugués 10 1%
PEspañol > PPortugués 12 2%
TOTAL 744 100%
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
Fuente: OMEL y elaboración AEE
Página 16 de 32
3.2 Retribución eólica
En el mes de enero 2011, el precio promedio aritmético del mercado se ha situado en
48,90 €/MWh, mientras que el precio promedio ponderado por la energía eólica ha
sido de 47,32 €/MWh (un 3,48% inferior).
En el siguiente gráfico se representa la evolución horaria de la generación eólica frente
al precio horario del mercado diario en el mes de mayo, reflejando cómo la producción
eólica es mayor en horas de menor precio.
Gráfico 23. Producción eólica y precio horario MD. Mayo 2011
En el Gráfico 244 se representa para el mes de marzo de 2011:
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 mes (representado en el eje de ordenadas) que el precio del
mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios.
En él se puede observar que los precios del mercado diario se han situado en la
mayor parte de las horas en el tramo suelo y un menor número d horas en el tramo de
prima constante.
0
10
20
30
40
50
60
70
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
01/0
3/20
11
02/0
3/20
11
03/0
3/20
11
04/0
3/20
11
05/0
3/20
11
06/0
3/20
11
07/0
3/20
11
08/0
3/20
11
09/0
3/20
11
10/0
3/20
11
11/0
3/20
11
12/0
3/20
11
13/0
3/20
11
14/0
3/20
11
15/0
3/20
11
16/0
3/20
11
17/0
3/20
11
18/0
3/20
11
19/0
3/20
11
20/0
3/20
11
21/0
3/20
11
22/0
3/20
11
23/0
3/20
11
24/0
3/20
11
25/0
3/20
11
26/0
3/20
11
27/0
3/20
11
28/0
3/20
11
29/0
3/20
11
30/0
3/20
11
31/0
3/20
11
Producción eólica (MWh)
Precio horario MD (€/MWh)
Fuente: OMEL, REE y Elaboración AEE
€/MWhMWh
Página 17 de 32
Gráfico 24. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007, tarifa regulada RD
661/2007 y distribución horaria del precio del mercado diario. Mayo 2011
En cuanto a la distribución horaria de la retribución en cada uno de los tramos de la
opción de mercado del Real Decreto 661/2007, en el mes de mayo de 2011, la
retribución se ha situado en la práctica totalidad de las horas (99,9%) en el límite
inferior o suelo. A lo largo del mes de mayo la retribución no se ha situado en ningún
momento en el techo o límite superior.
Tabla 03. Distribución por tramos. 2010 - 2011
Mes Suelo Prima Constante
Techo Sin Prima
Enero 2010 86,2% 9,1% 3,9% 0,8%
Febrero 2010 90,6% 6,4% 2,7% 0,3%
Marzo 2010 96,4% 2,7% 0,9% 0,0%
Abril 2010 98,2% 1,8% 0,0% 0,0%
Mayo 2010 85,1% 14,9% 0,0% 0,0%
Junio 2010 74,4% 25,6% 0,0% 0,0%
Julio 2010 56,5% 43,1% 0,4% 0,0%
Agosto 2010 47,4% 52,6% 0,0% 0,0%
Septiembre 2010 34,9% 64,2% 1,0% 0,0%
0
50
100
150
200
250
300
350
0
20
40
60
80
100
120
140
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120
Re
trib
uc
ión
(€
/MW
h)
Precio de mercado (€/MWh)
RD 661/2007 Retribución (pool + prima)
RD 436/2004 Retribución (pool + prima)
Precio Promedio Mayo 2011
RD 661/2007 Tarifa regulada
Distribución de los precios Mayo 2011
Fuente: AEE
Valores año 2011
Tarifa regulada RD 661/2007:
79,084 €/MWh
56,83€/MWh
71,59€/MWh38,68
€/MWh
Techo RD 661/07:91,737 €/MWh
Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh
Prima Referencia RD 661/07: 20,142 €/MWh
48,90€/MWh
44,417 €/MWh
frecuencia
Página 18 de 32
Octubre 2010 42,3% 57,7% 0,0% 0,0%
Noviembre 2010 60,0% 32,8% 7,2% 0,0%
Diciembre 2010 39,4% 42,9% 17,2% 0,5%
Enero 2011 93,8% 4,8% 1,3% 0,0%
Febrero 2011 93,6% 6,4% 0,0% 0,0%
Marzo 2011 98,3% 1,7% 0,0% 0,0%
Abril 2011 100% 0,0% 0,0% 0,0%
Mayo 2011 99,9% 0,1% 0,0% 0,0%
Considerando el precio promedio ponderado para la eólica, en el mes de marzo de
2011 la retribución correspondiente al Real Decreto 436/2004 ha sido
considerablemente superior a la retribución obtenida las dos opciones asociadas al
RD 661/2007, y entre ellas, la opción de tarifa regulada ha sido superior a retribución
recibida por las instalaciones asociadas a la opción de mercado del Real Decreto
661/2007.
Gráfico 25. Comparativa retribución - DT 1ª y el RD 661/2007 y tarifa regulada RD
661/2007. Marzo 2011
44,00 44,00
79,0838,29 82,3033,05
77,05
0
20
40
60
80
100
120
PRECIO MERCADO PRIMA DT 1ª RD 661/2007
PRECIO + PRIMA DT1ª RD 661/2007
PRECIO MERCADO PRIMA RD 661/2007
PRECIO + PRIMA RD 661/2007
TARIFA REGULADA RD 661/2007
€/M
W
h
€/M
W
h
Enero - Mayo 2011
Fuente: AEE
Página 19 de 32
4. LA INCIDENCIA DE LA EÓLICA EN LOS SERVICIOS DE REGULACIÓN
Uno de los temas que es importante analizar es el posible impacto que puede tener a
medio plazo la generación eólica en los servicios de regulación.
Pese a que se le achaca a la variabilidad de la eólica la necesidad de contar con
mayor reserva de potencia para dar un servicio de regulación, podemos ver que la
banda de potencia secundaria requerida es independiente de la predicción eólica,
manteniéndose en una franja constante de entre 850 y 1000 GW mensuales.
Gráfico 26. Banda de reserva secundaria y predicción eólica. 2009-2010
Respecto a la utilización de energía, una mayor producción eólica va asociada a una
mayor utilización de los servicios de regulación, en términos de uso de energía tanto
de regulación secundaria como de terciaria:
Gráfico 27. Cantidad de energía gestionada en regulación secundaria. Enero 2009 –
Febrero 2011
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12
2009 2010
BANDA SECUNDARIA TOTAL.
PREDICCION EOLICA.
GW
y = 0,0164x + 169,56R² = 0,3643
150
170
190
210
230
250
270
290
1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
Reg
ula
ció
n S
ecu
nd
ari
a (
GW
h)
Producción eólica (GWh)
Cantidad de energía gestionada en Regulación secundariaEnero 2009-Febrero2011
Página 20 de 32
Gráfico 28. Cantidad de energía gestionada en regulación terciaria. Enero 2009 –
Febrero 2011
Así pues, en términos absolutos, un desvío producción – predicción por parte de la
eólica conllevará una mayor cantidad de servicios de ajuste en aquellos casos en que
los que el desvío eólico vaya en contra de las necesidades del sistema. Sin embargo,
en términos relativos una mayor producción eólica supone una disminución del desvío
eólico:
Gráfico 29. Tanto por cierto de desvío eólico – producción eólica. Enero 2009 –
Febrero 2011
Además hay que tener en cuenta que no es la generación eólica el único factor
influyente en los servicios de regulación, ya que no podemos obviar el desvío
provocado por la demanda, siendo esta el factor más influyente en la cantidad energía
gestionada en los servicios de ajuste.
y = 0,0683x + 239,92R² = 0,5257
300
350
400
450
500
550
600
650
700
1.600 2.100 2.600 3.100 3.600 4.100 4.600 5.100
regu
laci
ón t
erci
aria
(G
Wh
)
Producción Eólica (GWh)
y = -9E-06x + 0,1488R² = 0,1742
8,0%
9,0%
10,0%
11,0%
12,0%
13,0%
14,0%
15,0%
16,0%
17,0%
2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500 5.000
PRODUCCION
Lineal (PRODUCCION)
Página 21 de 32
Gráfico 30. Desvío eólico. Desvío de la demanda. Julio 2009.
Por lo tanto, pese a que un mayor desvío eólico puede conllevar una mayor cantidad
de servicios de ajuste, una misma cantidad de desvío eólico puede llevar asociadas
diferentes cantidades de energía de regulación, y para un desvío eólico casi nulo o
muy pequeño pueden aparecer grandes cantidades de energía de regulación.
Gráfico 31. Desvío eólico vs regulación terciaria. 2009-2010.
359.149
-500.000
-400.000
-300.000
-200.000
-100.000
0
100.000
200.000
300.000
400.000
500.000
-200.000 -100.000 0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000
Uti
liza
cio
n d
e E
ne
rgia
3ª
GW
h
Desvio eolico neto mensual GWh
Desvio eolico vs regulacion 3ª
Energia terciaria a bajar
Energia terciaria a subir
Página 22 de 32
5. LAS PREVISIONES ANTERIORES
En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de mayo con la previsión del
Informe AEE Nº41 en el escenario medio:
Tabla 04. Comparativa previsión AEE - Aleasoft escenario medio y valor real
PRECIO
REAL
(€/MWh)
PREVISIÓN AEE
– Aleasoft 41
ESCENARIO
MEDIO (€/MWh)
Diferencia
(€/MWh)
Mayo 2011 48,90 51,27 -2,37
Fuente: AEE - Aleasoft
El precio medio aritmético para el mes de mayo ha sido de 48,90 €/MWh, 2,37 €/MWh
inferior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en la
diferencia en los precios son:
Efectos que tienden a disminuir el precio:
• MENOR DEMANDA: La demanda ha sido un 0,11 % inferior a la prevista.
• MENOR PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES: El Brent ha sido 10,99 $/bbl
inferior al previsto, el gas natural ha sido 5,37 €/MWh inferior al previsto y el
carbón ha sido 5 $/t menor al previsto.
Efectos que tienden a aumentar el precio:
• MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 3,08%
inferior a la prevista.
• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un
0.08 % inferior a la prevista.
• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 14,78%
inferior a la prevista.
Debido a la combinación de estos factores, fundamentalmente a la caída de los
precios de los combustibles, el precio final ha sido más bajo que el previsto.
Página 23 de 32
6. PREVISIONES DE VARIABLES
De acuerdo con los criterios de la reunión del 7 de Julio de 2007 se establecen
tres escenarios para obtener una horquilla de precios: escenarios de precios
bajo, medio y alto, que supone una combinación de:
6.1 Demanda mensual de REE
Para los siguientes 12 meses (junio 2011 – mayo 2012) se prevé que la demanda
eléctrica sea un 1,57% superior a la de los últimos 12 meses. Para este mes de junio
la previsión es que la demanda sea un 2,38 % superior a la del mismo mes de 2010.
Gráfico 31. Previsión de demanda. Junio 2011 - Mayo 2012
Gráfico 32. Demanda: previsión escenario medio y real
BAJO MEDIO ALTO
Demanda MÍNIMA MEDIO MÁXIMA
Generación
eólicaMÁXIMA MEDIO MÍNIMA
Producción
hidráulicaLLUVIOSO MEDIO SECO
Precio
combustiblesMÍNIMO MEDIO MÁXIMO
Precio CO2 MÍNIMO MEDIO MÁXIMO
ESCENARIO
18.000.000
19.000.000
20.000.000
21.000.000
22.000.000
23.000.000
24.000.000
25.000.000
26.000.000
MW
h
PREVISIÓN DEMANDA
DEM_MED
DEM_MIN
DEM_MAX
Valor real mismo mes año anterior
Fuente
: P
revis
iones
AE
E -
Ale
aso
ft
18.000
19.000
20.000
21.000
22.000
23.000
24.000
25.000
26.000
GW
h
PREVISIÓN DEMANDA
2007 2008
2009 2010
2011 Previsión AEE (año 2011)
Previsión AEE (año 2012)
Fuente
: P
revis
ion
es
AE
E -
Ale
aso
ft
Página 24 de 32
6.2 Generación eólica
Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 2,03% superior a
la de los últimos 12 meses. Para el mes de junio, la producción con esta tecnología se
estima que será 2,58% superior a la del mismo mes del año 2010. En el ¡Error! No se
encuentra el origen de la referencia. se muestra la evolución de la generación eólica
real desde el año 2007 hasta la actualidad, frente a la previsión en el escenario medio
para el periodo analizado.
Gráfico 33. Previsión de generación eólica. Junio 2011 - Mayo 2012
Gráfico 34. Generación eólica: previsión escenario medio y real
6.3 Producción hidráulica
En el siguiente gráfico se representa la producción hidráulica mensual prevista para
los tres escenarios analizados en el presente informe, frente a la producción hidráulica
real de los 12 meses anteriores.
Se prevé que para el mes de junio de 2011, la producción hidráulica sea un 31%
inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (junio 2011 –
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
MW
h
PREVISIÓN PRODUCCIÓN EÓLICA
EÓLICA_MED
EÓLICA_MAX
EÓLICA_MIN
Valor real mismo mes año anterior
Fuente
: P
revis
iones
AE
E -
Ale
aso
ft
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
GW
h
PREVISIÓN EÓLICA
2007 2008
2009 2010
2011 Previsión AEE (año 2011)
Previsión AEE (año 2012)
Fuente
: R
EE
y p
revis
iones A
EE
-A
leaso
ft
Página 25 de 32
mayo 2012), la producción hidráulica total prevista es un 24% inferior a la de los
últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta debido al
invierno lluvioso 2009-2010.
Gráfico 35. Previsión de generación hidráulica. Junio 2011 - Mayo 2012
Gráfico 36. Generación hidráulica: previsión escenario medio y real
6.4 Precios de los combustibles
En los siguientes gráficos se representan las previsiones para los precios del barril
Brent, del carbón y del gas natural, para los tres escenarios (mínimo, medio y
máximo).
El precio del barril Brent frenó su tendencia alcista durante el mes de mayo, donde los
precios comenzaron a descender hasta alcanzar valores diarios alrededor de los 110
$/bbl. Se prevé que persista una ligera tendencia a la baja, con un valor medio de 117
$/bbl para el mes de junio.
El precio del gas natural disminuyó un 6,15% en el mes de mayo debido al alto nivel
de las reservas de este combustible. Se espera que en el horizonte analizado, los
precios se mantengan alrededor de los 8 $/MMBTU.
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
MW
h
PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICA
HIDR_MEDIO
HIDR_LLUVIOSO
HIDR_SECO
Valor real mismo mes año anterior
Fu
en
te: P
revis
iones
AE
E -
Ale
aso
ft
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
GW
h
PREVISIÓN HIDRÁULICA
2007 2008
2009 2010
2011 Previsión AEE (año 2011)
Previsión AEE (año 2012)
Fuente
: R
EE
y p
revis
iones A
EE
-A
leaso
ft
Página 26 de 32
El precio del carbón en el mes de mayo bajó un 1,6% respecto al mes anterior y se
prevé que se mantengan entre 120 y 130 $/t.
Gráfico 37. Previsión precio Brent. Junio 2011 - Mayo 2012
Gráfico 38. Previsión precio carbón. Junio 2011 - Mayo 2012
Gráfico 39. Previsión precio gas natural. Junio 2011 - Mayo 2012
6.5 Precios de los derechos de emisión
El precio medio de derechos de emisión de CO2 experimentó un leve descenso de un
1% en el mes de mayo. Para el periodo analizado, se prevé que el precio aumente
hasta los 19 €/t CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se
proponen precios entre los 13 y 21 €/t CO2.
0
20
40
60
80
100
120
140
$/b
bl
BR_MED
BR_MIN
BR_MAX
Precio del brent
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
$/t
on
HI_MED
HI_MIN
HI_MAX
Precio del carbón
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
0
2
4
6
8
10
12
14
$/M
MB
TU
GN_MED
GN_MIN
GN_MAX
Precio gas natural
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
Página 27 de 32
6.6 Tipo de cambio
El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de mayo se situó en 1,43. Dentro del
horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,46.
Página 28 de 32
7. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS
7.1 Previsión: Precio mensual
Según las previsiones obtenidas en la fecha 2 de junio de 2011, a partir de las
variables antes expuestas, se prevé que en el mes de junio la media aritmética de los
precios del Mercado Diario se sitúe en 50,08 €/MWh, y 52,63 €/MWh en el mes de
julio. Las previsiones de precio bajan respecto a las del último informe debido a la
caída de los precios de los combustibles.
El promedio del precio para los primeros 13 días del mes de junio se ha situado en
47,99 €/MWh.
Gráfico 40. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico español.
Junio 2011
En el ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se representa la evolución
del precio mensual del Mercado Diario desde el año 2007 hasta la actualidad frente a
las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la
¡Error! No se encuentra el origen de la referencia.).
Gráfico 41. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios
0
10
20
30
40
50
60
€/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
80
€/M
Wh
PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN
PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real
Fuente
: O
ME
L y
pre
vis
iones A
EE
-A
leaso
ft
Página 29 de 32
El ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. refleja la evolución mensual
del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el
escenario medio.
Gráfico 42. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE
En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se representan los valores
de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la ¡Error! No se
encuentra el origen de la referencia., la media trimestral para el escenario medio.
Tabla 05. Previsión mensual de los precios según los 3 escenarios
PRECIO
ESTIMADO
MÍN
(€/MWh)
MEDIO
(€/MWh)
MAX
(€/MWh)
Junio 2011 46,47 50,08 57,66
Julio 2011 44,12 52,63 61,53
Agosto 2011 40,43 52,11 65,77
Septiembre 2011 41,76 53,48 67,11
Octubre 2011 40,25 51,83 66,41
Noviembre 2011 34,55 47,80 64,97
Diciembre 2011 33,30 49,17 69,76
Enero 2012 29,54 48,32 70,04
Febrero 2012 30,17 49,86 72,13
Marzo 2012 25,86 45,38 67,76
Abril 2012 28,98 48,44 70,63
Mayo 2012 33,88 51,32 69,98
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
15
25
35
45
55
65
75
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
€/M
Wh
2007 2008
2009 2010
2011 PREVISIÓN AEE42 (año 2011)
PREVISIÓN AEE42 (año 2012)
Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft
Página 30 de 32
Tabla 06. Precios promedio para el primer y segundo trimestre de 2011 y previsión
trimestral de los precios según el escenario medio
PRECIO ESTIMADO
MEDIO (€/MWh)
1Q 2011* 45,31
2Q 2011* 48,14
3Q 2011 52,74
4Q 2011 49,60
1Q 2012 47,85
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
* Promedio valores reales 2011
Página 31 de 32
7.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y bloque
El ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. muestra la evolución de los precios prevista por periodo (semana), subperiodo
(laborable, sábado y festivo) y bloque (superpunta, punta, llano y valle) para el escenario medio.
Gráfico 43. Previsión de precios según el escenario medio. Junio 2011 - Mayo 2012
0
10
20
30
40
50
60
70
80
€/M
Wh
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
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.
