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INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 37

PERIODO: ENERO – DICIEMBRE 2011

Fecha de publicación: 20 de Enero 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).

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INDICE

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

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

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ................... ................................... 17

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............ ................................ 27

5. PREVISIONES DE VARIABLES .......................... .............................................. 28

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................ .................................. 33

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1. INTRODUCCIÓN

Generación eólica

En el año 2010, la producción eólica ha alcanzado los 42.702 GWh, un 18% superior que la generación del año 2009 y ha cubierto un 16,4% de la demanda de energía eléctrica.

La potencia eólica instalada ha alcanzado los 20.664,75 MW a final del año 2010, según los datos publicados por AEE, cuyo criterio es la obtención del acta de puesta en servicio.

Demanda de energía eléctrica

La demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. ha ascendido a 260.230 GWh en el año 2010, siendo un 3,28% mayor que la del 2009, descontando los efectos de laboralidad y temperatura este crecimiento se ha situado en un 2,93%. En el mes de diciembre, la demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. ha sido un 4,27% superior que la del mismo mes del año anterior, descontando los efectos de laboralidad y temperatura, es decir, en términos netos este crecimiento se ha situado en un 2,9%.

Precios y retribución eólica

En el año 2010, el precio promedio aritmético del Mercado Diario se ha situado en 37,01 €/MWh, siendo tan sólo un 0,1% superior que el precio promedio del año 2009.

El precio promedio del mercado diario en Diciembre ha alcanzado los 46,34 €/MWh, siendo un 13,2% superior que el precio promedio del mes de noviembre (40,93 €/MWh) y un 52,3% superior que el precio promedio del mismo mes del año 2009 (30,43 €/MWh).

En cuanto a la retribución promedio percibida por los parques eólicos, en la opción de mercado de las instalaciones acogidas a la DT 1ª del RD 661/2007, ha sido de media 72,42 €/MWh, mientras que la retribución de las acogidas a mercado del RD 661/2007, ha sido de 76,90 €/MWh. Por otro lado, la tarifa regulada del RD 661/2007 en el año 2010 es de 77,471 €/MWh, siendo por lo tanto la mayor de las distintas opciones.

Para el año 2011, en el artículo 5 del Real Decreto 1614/2010, establece una revisión del valor de la prima de referencia desde el 01/01/2011 hasta el 31/12/2012, siendo el valor del año 2010 multiplicado por 0,65.

La Orden ITC/3353/2010 establece un incremento del IPC de 233,2 puntos básicos, para la actualización de los valores de tarifa regulada, límite superior e inferior; por otro lado la prima de referencia es el 65% de la del año 2010, siendo de 20,142 €/MWh.

Según las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de enero el precio promedio se sitúe en 43,72 €/MWh, y 43,55 €/MWh en el mes de febrero. El precio promedio para los primeros 21 días del mes de enero se ha situado en 39,16 €/MWh.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. en el mes de diciembre 2010 ha crecido un 4,27% con respecto al mismo mes del año anterior, descontando los efectos de laboralidad y temperatura, es decir, en términos netos este crecimiento se ha situado en un 2,9%.

Durante el año 2010, la demanda de energía eléctrica de transporte en b.c. ha alcanzado los 260.230 GWh, un 3,28% más que en el año 2009, descontando los efectos de laboralidad y temperatura este crecimiento se ha situado en un 2,93%.

Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2004-2010

Gráfico 02. Evolución mensual de la variación de la demanda de energía con respecto al mismo mes del año anterior. 2008-2010

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

Fuente: REE

0,7

0%

3,3

7%

4,5

0%

5,8

3%

3,2

2%

3,5

1%

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1,7

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1,0

0% 3,0

0%

3,2

9% 2

,90

%

-15%

-10%

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5%

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15%

en

e-0

8

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

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEE

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En el siguiente gráfico se puede observar como la demanda de energía eléctrica se ha recuperado en el año 2010, aunque aún se sitúa ligeramente por debajo de los valores del año 2007 y 2008.

Gráfico 03. Evolución anual de la demanda de energí a eléctrica y tasa de variación. 1998-2010

En cuanto a la generación mensual de cada una de las tecnologías, en la Tabla 01 se muestra la evolución, 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.

Tabla 01. Producción mensual por tipo de tecnología . 2010

HIDRÁULICA NUCLEAR CARBÓN FUEL+GAS CCGT EÓLICA RESTO RE

CONS BOMBEO

INTERC. INTERN

DDA TRANSP

(B.C.)

Ene-10 4.993 4.688 1.827 178 5.446 4.169 3.876 -737 -305 23.585

Feb-10 3.877 4.840 1.480 148 4.876 4.541 3.575 -540 -506 21.797

Mar-10 5.463 5.107 920 24 4.202 4.507 4.088 -527 -560 22.753

Abr-10 4.285 5.106 686 123 4.472 2.708 4.078 -290 -729 20.003

May-10 3.406 4.611 886 191 4.658 3.601 4.390 -265 -543 20.512

Jun-10 3.041 4.860 1.427 193 5.634 2.563 4.276 -237 -822 20.418

Jul-10 2.702 5.658 2.613 162 6.958 2.748 4.327 -198 -1.001 23.221

Ago-10 1.880 5.684 3.018 134 5.883 2.827 3.652 -221 -759 21.463

Sept-10 1.430 5.262 3.168 162 6.405 2.260 3.753 -224 -964 20.623

Oct-10 1.540 5.629 2.133 146 5.435 3.839 3.835 -341 -1.296 20.362

Nov-10 2.309 5.275 1.752 195 5.708 4.239 3.962 -342 -595 21.956

Dic-10 3.702 5.022 2.173 171 4.966 4.655 4.045 -502 -260 23.397

Fuente: REE Nota: Saldo de intercambios internacionales es nega tivo porque es exportador

En la Tabla 02 se representa la tasa de variación mensual de la generación por tipo de tecnología del año 2009 y 2010 frente al mismo mes del año anterior.

8,7%

3,1%

6,4%

2,5%

6,8%

4,5% 4,3%

3,1%3,5%

0,3%

-4,5%

3,5%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

-150.000

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

DEMANDA DE TRANSPORTE (b.c.)

TASA DE VARIACIÓN ANUAL (%)GWh

Fuente: REE

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Tabla 02. Tasa de variación mensual respecto al mis mo mes año anterior

HIDRÁULICA NUCLEAR CARBÓN FUEL+GAS CCGT EÓLICA RESTO RE

CONS BOMBEO

INTERC. INTERN

DDA TRANSP

(B.C.)

Ene-09 56,00% 1,72% -7,96% -6,63% -25,20% 27,36% 22,46% 15,34% 96,47% -3,03%

Feb-09 206,78% -15,85% -34,10% -1,74% -44,22% 55,03% 25,19% -6,40% -27,62% -8,15%

Mar-09 131,30% -26,96% -18,84% 180,39% -25,84% -26,40% 32,53% -29,16% -83,69% -6,23%

Abr-09 -17,82% 0,65% -41,47% 58,71% -20,72% -12,09% 11,71% 16,60% -57,49% -11,82%

May-09 -25,28% -21,32% 3,02% -38,46% -22,11% 52,90% 25,54% 287,28% -42,55% -6,54%

Jun-09 -34,59% -22,89% 18,93% -40,21% 0,63% 6,44% 20,50% -18,97% -26,91% -2,89%

Jul-09 -21,29% -12,07% -12,34% 35,45% -4,10% 15,89% 31,87% -6,87% 4,09% -2,17%

Ago-09 -5,47% 5,08% -41,36% -27,33% -1,35% 9,13% 30,44% 28,66% 3,50% -1,30%

Sep-09 -26,56% -2,18% -22,06% -16,53% -5,37% 12,02% 32,78% 13,92% -23,74% -1,42%

Oct-09 9,48% -8,20% -24,98% -46,47% -7,69% 23,43% 22,19% -3,67% -14,07% -2,62%

Nov-09 23,68% -0,97% -50,62% -24,82% -18,93% 38,55% 14,52% -8,18% -5,36% -6,03%

Dic-09 27,24% -19,37% -58,13% -13,29% 7,71% 29,53% 17,20% 3,94% -51,19% -2,10%

Ene-10 132,22% -17,25% -62,53% 17,24% -11,05% 24,15% 13,71% 52,36% -66,05% -0,09%

Feb-10 21,24% 7,40% -54,01% 6,10% 6,85% 46,21% 6,64% 40,21% 6,68% 5,61%

Mar-10 119,14% 24,89% -70,96% -89,21% -18,41% 50,50% 9,13% 90,13% 186,28% 9,19%

Abr-10 122,35% 20,66% -64,62% -49,77% -20,26% -6,92% 18,94% 15,14% 32,79% 6,17%

May-10 52,83% 19,61% -63,04% 80,50% -18,86% 37,59% 16,92% -65,85% 24,19% 5,27%

Jun-10 63,30% 31,55% -45,56% 13,24% -27,99% 17,85% 17,90% 6,44% 6,83% 0,19%

Jul-10 69,87% 35,21% -23,91% -33,81% -20,02% 16,76% 11,72% -13,46% 5,89% 3,05%

Ago-10 38,03% 3,22% 56,83% -33,06% -29,73% 38,08% 3,52% -7,60% -7,93% 0,89%

Sept-10 50,73% 15,02% 10,38% -9,84% -15,36% -4,23% 2,07% -11,12% 35,12% 0,03%

Oct-10 23,41% 36,21% -34,89% 18,70% -19,09% 30,49% 4,04% 20,64% 36,81% 0,32%

Nov-10 23,83% 26,78% -18,64% 0,56% 0,75% -9,08% 9,36% -12,26% -33,75% 7,12%

Dic-10 23,81% 20,74% 9,61% -10,63% -21,04% -0,18% 11,05% 4,97% -42,81% 4,41%

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, en el mes de diciembre, ha sido la nuclear la primera tecnología en cuanto a generación con un 21,46%, ligeramente por encima de los ciclos combinados que han cubierto un 21,23% de la demanda de energía eléctrica. En tercera posición se sitúa la eólica con un 19,9%, a pesar de que la producción eólica en este mes de diciembre 2010 ha sido ligeramente inferior que la del mismo mes del año 2009.

Por su parte la hidráulica sigue su alta aportación a la cobertura de la demanda cubriendo un 15,82% y siendo por lo tanto la cuarta tecnología en dicho mes, frente al 13,34% de cobertura del mes de diciembre del año 2009.

Por otro lado, el carbón ha aumentado su aportación a la demanda de energía eléctrica con respecto al mismo mes del año anterior, siendo de un 9,29% frente al 8,85%.

Por último, el fuel gas sigue manteniendo su baja aportación a la cobertura de la demanda, cubriendo un 0,73% en el mes de diciembre de 2010.

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Gráfico 04. Cobertura de la demanda.

Diciembre 2010

Gráfico 05. Cobertura de la demanda. Diciembre 2009

Nota: Saldo de intercambios internacionales es nega tivo porque es exportador.

En cuanto a la generación anual de cada una de las tecnologías, en el siguiente gráfico se representa la evolución desde el año 1998 hasta el año 2010, frente al precio promedio aritmético anual del mercado diario. En él se puede observar como los ciclos combinados han disminuido su generación en el año 2010 con respecto al año anterior, debido principalmente al incremento de la producción hidráulica, nuclear y eólica.

Gráfico 06. Evolución anual de la generación por te cnologías y precio promedio aritmético anual del MD. 1998 – 2010

HIDRÁULICA15,82%

NUCLEAR

21,46%

CARBÓN

9,29%

FUEL+GAS0,73%

CICLO COMBINADO

21,23%

EÓLICA

19,90%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

17,29%

CONSUMOS EN BOMBEO

-2,15%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES-1,11%

Fuente: REE y elaboración AEE

HIDRÁULICA

13,34%

NUCLEAR

18,56%

CARBÓN8,85%

FUEL+GAS0,85%

CICLO COMBINADO

28,07%

EÓLICA

20,81%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL

(Según REE)16,26%

CONSUMOS EN BOMBEO-2,14%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES-2,03%

Fuente: REE y elaboración AEE

0

10

20

30

40

50

60

70

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

RESTO DE RÉGIMEN ESPECIAL

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

CARBÓN

HIDRÁULICA

NUCLEAR

Precio promedio aritmético anual (€/MWh)

€/MWhGWh

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En los siguientes gráficos se compara la cobertura de la demanda acumulada durante el año 2010 y el año 2009.

A pesar del descenso de la producción de energía eléctrica a través de ciclos combinados, éstos se mantienen como primera tecnología en cuanto a generación con un 24,85% de cobertura de la demanda en el año 2010, frente al 31,15% del año 2009.

Ligeramente por detrás están las centrales nucleares con un 23,74% de cobertura de la demanda en el año 2010, frente al 20,99% del año 2009.

Y de nuevo es la eólica la tercera tecnología en cuanto a generación anual, con un 16,4% de cobertura de la demanda de energía eléctrica en el año 2010, frente al 14,39% del 2009.

La hidráulica es la tecnología que más ha crecido su aportación a la cobertura de la demanda, con un 14,85% en el año 2010 frente al 9,49% del año 2009.

Gráfico 07. Cobertura de la demanda en 2010

Gráfico 08. Cobertura de la demanda en 2009

En cuanto a la potencia total instalada en el sistema eléctrico nacional a finales del año 2010, según el avance del informe del sistema eléctrico español del 2010, publicado por Red Eléctrica de España, a 31 de diciembre de 2010, la eólica se ha situado en 19.959 MW, en cambio, según la información recopilada por AEE a través de sus asociados, la potencia eólica instalada ha crecido un 7,9%, alcanzando los 20.676 MW. Estas diferencias se deben principalmente a los distintos criterios utilizados, ya que la potencia eólica tenida en cuenta en los datos publicados por AEE ha obtenido el acta de puesta en servicio durante dicho periodo.

HIDRÁULICA14,85%

NUCLEAR23,74%

CARBÓN8,49%

FUEL+GAS0,70%CICLO COMBINADO

24,85%

EÓLICA16,40%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

18,40%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,70%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-3,21%

Source: REE

HIDRÁULICA9,49%

NUCLEAR20,99%

CARBÓN

13,47%

FUEL+GAS0,86%

CICLO COMBINADO31,15%

EÓLICA14,39%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL

(Según REE)17,24%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,70%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-3,22%

Source: REE

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Gráfico 09. Evolución anual de la potencia eólica i nstalada. 1998 – 2010

Por otro lado, es importante señalar que las instalaciones de ciclo combinado han aumentado su parque de generación en un 9,8%, lo que significa que han instalado prácticamente 2.400 MW durante el año 2010, siendo por lo tanto la tecnología que más ha incrementado su potencia en términos absolutos en dicho periodo.

Por otro lado, la potencia solar instalada ha crecido un 15,3% en 2010 frente al 2009, alcanzando los 4.188 MW.

En cambio, ha sido las centrales de fuel/gas, las que han disminuido su potencia siendo un 4,9% inferior en el sistema peninsular y un 2,3% superior en los sistemas extrapeninsulares, lo que implica una disminución del 1,3% en el total nacional.

Tabla 03. Estructura de la potencia instalada a 31/ 12/2010

Fuente: Datos REE

En cuanto a los intercambios internacionales, durante todos los meses del año han tenido saldo exportador. En el mes de diciembre ha disminuido un 57% debido al

7231.408

2.358

3.522

5.033

6.185

8.462

10.013

11.595

15.115

16.699

19.160

20.676

0

5.000

10.000

15.000

20.000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

MW

AÑOS

ANUAL ACUMULADA

Fuente: AEE

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cambio en la interconexión con Portugal, que ha tenido saldo importador, lo que ha compensado el incremento de las exportaciones al sistema eléctrico Francés. Durante los últimos 7 años el saldo de los intercambios internacionales ha sido exportador, con un máximo en el año 2008 y siendo el valor del 2010 ligeramente superior al del 2009.

Gráfico 10. Evolución saldo neto mensual intercambi os internacionales

Fuente: Datos REE

2.1 Producción eólica

La eólica en el mes de diciembre 2010 ha sido ligeramente inferior a la del mismo mes del 2009, siendo un 0,18% menor. Con 4.655 GWh, ha cubierto un 19,9% de la demanda de energía eléctrica.

En el año 2010, la eólica ha alcanzado los 42.702 GWh, un 18% más que en el año 2009.

Gráfico 11. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2003-2010

En el Gráfico 12 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda con energía eólica del año 2010.

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

Fuente: REE y elaboración AEE

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Gráfico 12. Evolución mensual cobertura de demanda con energía eólica. 2010

Gráfico 13. Evolución anual generación eólica, tasa de variación y cobertura de demanda con energía eólica. 2004 – 2010

En el año 2010, las limitaciones a la producción eólica debido a problemas en la Red de Distribución han sido de un 0,07 % del total producible eólico, un 0,22% por problemas en la Red de Distribución y un 0,5% por excedentes de generación no integrables en el sistema. Cabe señalar que no se ha producido ninguna limitación a la generación eólica por huecos de tensión durante el año 2010.

Gráfico 14. Dificultades para la integración de la generación eólica. 2010

17,68%

20,83%

19,81%

13,54%

17,56%

12,55%11,83% 13,17%

10,96%

18,85%

19,31%

19,90%

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

Co

be

rtu

ra d

e l

a d

em

an

da

(%)

Fuente: REE y elaboración AEE

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Generación eólica 15.744 20.520 22.684 27.169 31.136 36.188 42.702

Tasa de variación eólica (%) 34,3% 30,3% 10,5% 19,8% 14,6% 16,2% 18,0%

Cobertura de la demanda (%) 6,7% 8,3% 8,9% 10,3% 11,8% 14,4% 16,4%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

GW

h

Fuente: REE

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En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del factor de capacidad en el año 2009 y 2010, así como el máximo, mínimo y promedio mensual desde el año 1998 hasta la actualidad. En diciembre se ha situado por encima del 30%.

Gráfico 15. Factor de capacidad mensual promedio, m ínimo y máximo - Eólica

2.2 Producción hidráulica

La hidráulica ha producido 3.702 GWh en el mes de diciembre, un 23,8% más que en el mismo mes del año 2009.

En el año 2010, la generación hidráulica ha sido un 62,35% superior que la del año 2009, alcanzando los 38.738,5 GWh.

Gráfico 16. Generación hidráulica mensual. 2003-201 0

En los siguientes gráficos se representa la evolución mensual de las reservas de los embalses en régimen anual e hiperanual desde el año 2003 hasta la actualidad, que siguen situándose en máximos históricos.

0,00%

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

Fa

cto

r d

e C

ap

aci

dad

1998-2009

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2009

2010

Fuente: Elaboración AEE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010

Fuente: REE

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Gráfico 17. Evolución mensual reservas de los embalses, régimen anual. 2003-2010

Gráfico 18. Evolución mensual de las reservas de los embalses, régimen

hiperanual. 2003-2010

2.3 Producción nuclear

Con 5.022 GWh generados en el mes de diciembre de 2010, las centrales nucleares se han situado como la primera tecnología en cuanto a generación en dicho mes, ligeramente por encima de las centrales de ciclo combinado (con 4.966,4 GWh). La producción nuclear ha sido un 20,74% superior que la del mismo mes del año anterior.

En cuanto al periodo acumulado durante el año 2010, las centrales nucleares han producido 61.787,7 GWh, siendo un 17,11% más que la generación del año 2009. El factor de capacidad en el mes de diciembre se ha situado en torno al 87%, el más bajo para dicho mes desde el año 2003, junto con el del mes de diciembre del año 2009.

Gráfico 19. Generación nuclear mensual. 2003-2010

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

MW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Máxima (A)

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

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Máxima (A)

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Fuente: REE

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2.4 Producción de ciclo combinado

Las centrales de ciclo combinado en el mes de diciembre 2010, han cubierto un 21,23% de la demanda de energía eléctrica, con 4.966 GWh, siendo un 21,04% inferior que la generación del mismo mes del año 2009.

En el año 2010 han producido 64.637 GWh, un 17,43% menos que en el año 2009, esta disminución se ha debido al incremento de la producción por parte de las centrales nucleares, hidráulicas y eólicas.

Gráfico 20. Generación de ciclo combinado. 2003 - 2 010

El factor de capacidad del ciclo combinado sigue siendo el mínimo histórico, situándose en el mes de diciembre en torno al 26,5%.

Gráfico 21. Factor de capacidad mensual de ciclo co mbinado. 2005 – 2010

Como se comentaba anteriormente, las centrales de ciclo combinado han incrementado su parque de generación en torno a los 2.500 MW, y además hay aproximadamente otros 800 MW en pruebas.

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

Fuente: REE

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

FC

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Fuente: REE y elaboración AEE

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Gráfico 22. Evolución de la potencia instalada de l os ciclos combinados

2.5 Producción de carbón

En el mes de diciembre, las centrales de carbón han incrementado su generación un 9,61% con respecto al mismo mes del año anterior, alcanzando los 2.173 GWh, han cubierto un 9,29% de la demanda de energía eléctrica frente al 8,85% de diciembre de 2009.

En cuanto al año 2010, la producción a través de centrales de carbón ha alcanzado los 22.083 GWh, siendo un 34,78% inferior que la del año 2009.

Gráfico 23. Generación de carbón mensual. 2003-2010

2.6 Producción de fuel+gas

Las centrales de fuel/gas, siguen manteniendo su baja participación en la cobertura de la demanda, con tan sólo 171 GWh en el mes de diciembre 2010, ha sido un 10,63% inferior que la generación del mismo mes del 2009.

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

Fuente: REE

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En el año 2010, la generación de estas centrales ha alcanzado los 1.826 GWh, un 12,33% inferior que la del año 2009.

Gráfico 24. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 10

2.7 Producción de resto de régimen especial

La generación procedente del régimen especial, excluyendo a la eólica, siguen aumentando. En diciembre ha alcanzado los 4.045 GWh, siendo un11% superior que la del mismo mes del 2009.

En el año 2010, ha producido 47.857 GWh, lo que ha supuesto un 10,4% más que la del año anterior.

Gráfico 25. Generación del resto del régimen especi al. 2003-2010

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Fuente: REE

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

Fuente: REE

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3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio del mercado diario en Diciembre ha alcanzado los 46,34 €/MWh, siendo un 13,2% superior que el precio promedio del mes de noviembre (40,93 €/MWh) y un 52,3% superior que el precio promedio del mismo mes del año 2009 (30,43 €/MWh).

El precio mínimo fue 0 €/MWh durante 12 horas del mes, que tuvo lugar el viernes 24 de diciembre desde las 3.00h hasta las 7.00h y el sábado 25 de diciembre desde las 5.00h hasta las 11.00h, mientras que el precio máximo alcanzó los 145 €/MWh, el domingo 26 de diciembre a las 22.00h.

Gráfico 26. Evolución diaria del precio del MD. Dic iembre 2010

En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual del precio promedio aritmético del mercado diario desde el año 2003 hasta la actualidad. En él se puede observar como los precios del mercado diario han estado por encima de los del año 2009 desde el mes de mayo, pero por debajo de los precios del 2008.

Gráfico 27. Evolución mensual del precio del mercad o diario. 2004-2010

0

20

40

60

80

100

120

140

160

€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

Promedio Diciembre 2010:

46,34 €/MWh

29,0627,68

19,62

27,4237,28

40,12 42,91 42,94 46,4442,63

40,9346,34

0

10

20

30

40

50

60

70

80

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

€/M

Wh

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Fuente: OMEL

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El precio promedio aritmético del Mercado Diario en el año 2010 se ha situado en 37,01 €/MWh, siendo tan sólo un 0,1% superior que el precio promedio del año 2009.

Gráfico 28. Precio promedio anual del MD y tasa de variación. 1998-2010

Como se ha ido analizando mensualmente en informes anteriores, los precios horarios del mercado diario se han situado en valores de cero €/MWh durante 331 horas del año 2010, situación que no ocurría desde hacía años como se puede observar en el 0.

Tabla 04. Número de horas de cada mes con precio de l mercado diario igual a cero. 2010

Nº de horas con precio cero

ene-10 82 feb-10 59

mar-10 91 abr-10 61

may-10 0 jun-10 0 jul-10 0

ago-10 0 sep-10 0 oct-10 14 nov-10 12 dic-10 12

TOTAL 331

Fuente: OMEL y elaboración AEE

25,06 25,94

30,57 30,13

37,4

28,96 27,94

53,68

50,53

39,35

64,43

36,96 37,01

-60%

-40%

-20%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

10

20

30

40

50

60

70

1.998 1.999 2.000 2.001 2.002 2.003 2.004 2.005 2.006 2.007 2.008 2.009 2.010

€/

MW

h

Precio medio aritmético (€/MWh)

Tasa de variación del precio medio aritmético

Fuente: OMEL y elaboración AEE

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Gráfico 29. Evolución mensual del precio del mercad o diario promedio, mínimo y máximo. 2000-2010

En diciembre, el precio promedio del sistema eléctrico portugués ha aumentado con respecto a los meses anteriores, situándose en 44,98 €/MWh, en cambio ha sido inferior que el precio promedio del sistema eléctrico español.

Gráfico 30. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués. Diciembre 2010

En la Tabla 05 se representa 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

20

40

60

80

100

120

140

160

ene-

00

abr-

00

jul-0

0

oct

-00

ene-

01

abr-

01

jul-0

1

oct

-01

ene-

02

abr-

02

jul-0

2

oct

-02

ene-

03

abr-

03

jul-0

3

oct

-03

ene-

04

abr-

04

jul-0

4

oct

-04

ene-

05

abr-

05

jul-0

5

oct

-05

ene-

06

abr-

06

jul-0

6

oct

-06

ene-

07

abr-

07

jul-0

7

oct

-07

ene-

08

abr-

08

jul-0

8

oct

-08

ene-

09

abr-

09

jul-0

9

oct

-09

ene-

10

abr-

10

jul-1

0

oct

-10

€/M

Wh

Precio mínimo €/MWh

Precio medio aritmético sistema español €/MWh

Precio máximo €/MWh

Precio promedio del año

Fuente: OMEL y elaboración AEE

0

20

40

60

80

100

120

€/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

Promedio Diciembre 2010:

44,98 €/MWh

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Tabla 05. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Diciembre 2010

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 548 76%

PEspañol < PPortugués 23 3%

PEspañol > PPortugués 149 21%

TOTAL 720 100%

Fuente: OMEL y elaboración AEE

En cuanto a los precios en los mercados internacionales, en el mes de diciembre 2010, en el mercado GME (Italia) ha aumentado hasta situarse cerca de los 85 €/MWh. Por otro lado en Nordpool también ha aumentado aproximadamente un 49% en el mes de diciembre (82 €/MWh) y en el resto de países en torno al 9-18% por encima.

Tal y como se puede observar en los siguientes gráficos, en el MIBEL, a partir del mes de octubre de 2010 se han vuelto a separar los precios con respecto a los distintos mercados.

Gráfico 31. Evolución mensual del precio promedio e n los mercados europeos

Fuente: OMEL

Gráfico 32. Precio medio 2009 y 2010 Mercados Europ eos

Fuente: OMEL

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3.2 Retribución eólica

Para analizar la retribución eólica en las distintas opciones de mercado, es necesario calcular el precio promedio ponderado por la energía eólica. En la Tabla 06 se observa como dicho precio es inferior que el precio promedio aritmético del mercado diario, debido a que la producción eólica es mayor en momentos de menor precio.

En el mes de Diciembre, el precio promedio aritmético fue de 46,35 €/MW, mientras que el precio promedio ponderado fue de 43,9 €/MWh, un 5,33% inferior. En la media anual, ha sido prácticamente un 8% inferior.

Tabla 06. Precio medio mensual aritmético vs ponder ado por la energía eólica. 2010

Año 2010 Precio medio

Aritmético (€/MWh) Precio medio

Ponderado (€/MWh) Variación (%)

Enero 29,058 28,146 -3,14%

Febrero 27,683 26,092 -5,75%

Marzo 19,621 17,039 -13,16%

Abril 27,421 23,891 -12,87%

Mayo 37,285 35,219 -5,54%

Junio 40,121 38,685 -3,58%

Julio 42,913 42,173 -1,72%

Agosto 42,942 41,977 -2,25%

Septiembre 46,442 44,399 -4,40%

Octubre 42,631 39,956 -6,27%

Noviembre 40,934 37,498 -8,40%

Diciembre 46,345 43,875 -5,33%

2010 37,01 34,125 -7,79%

Fuente: OMEL y AEE

Para analizar la distribución horaria de los precios del mercado diario, en el Gráfico 33 se representa la retribución eólica en la opción de mercado según el RD 661/2007 (línea roja) y su Disposición Transitoria 1ª ó RD 436/2004 (línea verde) 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, para diciembre del año 2010.

En la Tabla 07 se representa la distribución de la retribución en cada uno de los tramos de la opción de mercado del RD 661/2007.

En el mes de diciembre la evolución de los precios sigue la tendencia de los últimos meses, situando a la retribución de la opción de mercado del RD 661/2007 en los tramos del suelo y de prima constante en la mayor parte de las horas, siendo la tendencia de todo el año 2010.

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Gráfico 33. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007 y distribución horaria del precio del mercado diario. Diciembre 20 10

Tabla 07. Distribución por tramos. 2010

2010 Suelo Prima Constante

Techo Sin Prima

Enero 86,2% 9,1% 3,9% 0,8%

Febrero 90,6% 6,4% 2,7% 0,3%

Marzo 96,4% 2,7% 0,9% 0,0%

Abril 98,2% 1,8% 0,0% 0,0%

Mayo 85,1% 14,9% 0,0% 0,0%

Junio 74,4% 25,6% 0,0% 0,0%

Julio 56,5% 43,1% 0,4% 0,0%

Agosto 47,4% 52,6% 0,0% 0,0%

Septiembre 34,9% 64,2% 1,0% 0,0%

Octubre 42,3% 57,7% 0,0% 0,0%

Noviembre 60,0% 32,8% 7,2% 0,0%

Diciembre 39,4% 42,9% 17,2% 0,5%

2010 67,4% 29,6% 2,8% 0,1%

Fuente: AEE

Comparando la evolución mensual de la prima percibida por una instalación eólica en cada una de las opciones de mercado, es decir, DT 1ª (prima constante de 38,295 €/MWh) y RD 661/2007 (prima variable en función del precio del mercado se observa

0

20

40

60

80

100

120

140

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Prim

aP

ool+

Prim

aen

€/M

Wh

Pool -€/MWh-

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)

RD 436/2004 Retribución (pool + prima)

Distribución de los precios Diciembre 2010

Precio Promedio Diciembre 2010

Fuente: AEE

Valores año 2010

Tarifa regulada RD 661/2007:

77,471 €/MWh

44,417 €/MWh

58,878€/MWh

89,866€/MWh

37,11€/MWh

Techo RD 661/07:89,866€/MWh

Suelo RD 661/07: 75,405 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07: 30,988 €/MWh

46,34 €/MWh

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que en el mes de noviembre, la prima de la opción de mercado del RD 661/2007 fue ligeramente superior, pero que en el mes de diciembre la tendencia volvió a cambiar.

En media anual, la prima de la DT 1ª ha sido inferior en 4,5 €/MWh en 2010, mientras que en el 2009 esta diferencia era de aproximadamente 3 €/MWh.

Gráfico 34. Evolución mensual de la prima según la DT 1ª y el RD 661/2007. 2007-2010

Tabla 08. Comparativa retribución a mercado RD 661 y DT1ª. 2010

AÑO 2010

Precio medio PONDERADO

mensual (€/MWh)

Prima RD 661/2007

PONDERADA (€/MWh)

Retribución RD 661/2007

PONDERADA (€/MWh)

Prima según

RD 436/2004

POOL + PRIMA RD 436

Diferencia (Prima 661

cálculo horario -

Prima 436)

Enero 28,130 48,391 76,536 38,295 66,441 -10,096

Febrero 26,092 49,962 76,054 38,295 64,387 -11,667

Marzo 17,076 58,577 75,616 38,295 55,334 -20,282

Abril 23,860 51,561 75,452 38,295 62,186 -13,266

Mayo 35,288 40,407 75,626 38,295 73,514 -2,112

Junio 38,793 37,364 76,049 38,295 76,980 0,931

Julio 42,335 34,129 76,302 38,295 80,468 4,166

Agosto 42,142 35,105 77,083 38,295 80,272 3,190

Septiembre 44,465 34,764 79,163 38,295 82,694 3,531

Octubre 40,129 37,584 77,540 38,295 78,251 0,711

Noviembre 37,492 39,577 77,074 38,295 75,793 -1,282

Diciembre 43,875 36,140 80,014 38,295 82,170 2,155

2010 34,125 42,771 76,896 38,295 72,420 -4,476

Fuente: AEE

0

10

20

30

40

50

60

70

Prima RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Prima según RD 436/2004*

€/MWh

Fuente: Elaboración AEE

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La retribución promedio de la opción de mercado de las instalaciones acogidas a la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, y que no pueden cambiarse de opción hasta el 1 de enero de 2013, ha sido de 72,42 €/MWh, mientras que la retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, ha sido de 76,90 €/MWh. Por otro lado, la tarifa regulada del RD 661/2007 en el año 2010 es de 77,471 €/MWh, siendo por lo tanto la mayor de las distintas opciones.

Gráfico 35. Retribución eólica mercado DT 1ª y RD 6 61/2007 y tarifa regulada. 2010

En el siguiente gráfico se representa el número de horas del año 2010 que el precio del mercado se sitúa en cada uno de los tramos, al igual que en el Gráfico 33.

Gráfico 36. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007 y distribución horaria del precio del mercado diario. 2010

34,12 34,12

77,47

38,29

72,42

42,77

76,90

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

Wh

Fuente: AEE

€/M

Wh

Fuente: AEE

-100

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0

20

40

60

80

100

120

140

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Prim

aP

ool+

Prim

aen

€/M

Wh

Pool -€/MWh-

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)RD 436/2004 Retribución (pool + prima)Precio Promedio - 2010RD 661/2007 Tarifa reguladaDistribución de los precios 2010

Fuente: AEE

Valores año 2010

Tarifa regulada RD 661/2007:

77,471 €/MWh

44,417 €/MWh

58,878€/MWh

89,866€/MWh

37,11€/MWh

Techo RD 661/07:89,866€/MWh

Suelo RD 661/07: 75,405 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07: 30,988 €/MWh

37,01 €/MWh

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En cuanto al año 2011, el Real Decreto 1614/2010 en su artículo 5 realiza una revisión DE LAS PRIMAS DE LAS INSTALACIONES DE TECNOLOGÍA EÓLICA DEL RD 661/2007:

• Desde el 1 de enero del 2011 y hasta el 31 de diciembre de 2 012, se establecen como valores de PRIMA DE REFERENCIA, los correspondientes a la fecha de entrada en vigor del Real Decreto (valores del año 2010) multiplicados por 0,65.

• Durante este periodo , a la prima de referencia no se le aplicará la actualización anual que se hace referencia en el artículo 44.1. En cambio, a la tarifa regulada, límite superior e inferior sí se actualizan durante dicho periodo.

• Desde el 1 de enero de 2013, a las instalaciones anteriores, les será de aplicación los valores de las primas fijadas para el año 2012, actualizadas de acuerdo con los coeficientes que les correspondan.

Por otro lado, la Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes de acceso a partir de 1 de enero de 2011 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial, establece un incremento del IPC de 233,2 puntos básicos, para la actualización de los valores de tarifa regulada, límite superior e inferior, por otro lado la prima de referencia es el 65% de la del año 2010, siendo de 20,142 €/MWh.

Tabla 09. Parámetros para el cálculo de la retribuc ión del RD 661. 2007-2011

Unidades: €/MWh 2007 2008 2009 2010 2011

RD

661

/200

7

Feed-in tariff (regulated tariff)

73,228 75,681 78,183 77,471 79,084

Prima de referencia 29,291 30,272 31,273 30,988 20,142

Límite superior 84,944 87,790 90,692 89,866 91,737

Límite inferior 71,275 73,663 76,098 75,405 76,975

IPC 3,60% 3,56% -0,66% 2,33%

Factor X 0,25% 0,25% 0,25% 0,25%

Fuente: AEE

Por lo tanto, para el año 2011, las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, percibirán el suelo hasta un precio de mercado de 56,83 €/MWh. Por otro lado, si comparamos la opción de mercado con la tarifa regulada, para precios superiores a 58,942 €/MWh, la retribución en la opción de mercado será superior a los 79,084 €/MWh de tarifa regulada para el año 2011.

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Gráfico 37. Retribución eólica según el precio del mercado. 2011

Según los datos publicados por REE en la última reunión del CTSOSEI, señaló que a fecha 1 de enero de 2011 se ha observado una reducción de la potencia que está acogida en la opción de mercado, con respecto del mes de noviembre de 2010.

Gráfico 38. Eólica que participa en el mercado de p roducción.

Fuente: REE

0

20

40

60

80

100

120

140

0 20 40 60 80 100 120

Prim

aP

ool+

Prim

aen

€/M

Wh

Pool -€/MWh-

Retribución mercado RD 661/2007 con prima reducida 35% (pool + prima)

Retribución RD 661/2007 sin prima reducida (pool + prima)

RD 661/2007 Tarifa regulada

Fuente: AEE

Valores año 2011

Techo RD 661/07:91,737 €/MWh

Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh

Prima Referencia sin reducción de prima:

31,633 €/MWh

Tarifa regulada RD 661/2007:

79,084 €/MWh

56,83€/MWh

Prima Referencia RD 661/07:

20,142 €/MWh45,34 €/MWh

71,59 €/MWh

60,10 €/MWh

58,942€/MWh

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4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES

En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de diciembre con la previsión del Informe AEE Nº36 en el escenario medio:

Tabla 10. Comparativa previsión AEE - Aleasoft esce nario medio y valor real

PRECIO

REAL (€/MWh)

PREVISIÓN AEE – Aleasoft 36 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Diciembre 2010 46,34 45,05 1,29

Fuente: AEE - Aleasoft

El mes de diciembre cerró con un precio diario medio de 46,34 €/MWh, 1,29 €/MWh superior al previsto en el último informe. Estas diferencias en los precios se deben principalmente a los siguientes factores:

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MAYOR DEMANDA: La demanda ha sido un 0,22% superior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 1,7% inferior a la prevista.

Efectos que tienden a disminuir el precio:

• MAYOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 13% superior a la prevista.

• MAYOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 55% superior a la prevista.

Debido a la combinación de estos factores, junto con el aumento del precio de los combustibles (barril Brent, gas natural y carbón) respecto a la previsión, el precio real ha sido superior al previsto.

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5. PREVISIONES DE VARIABLES

De acuerdo con los criterios de la reunión del 7 de Julio de 2007 se establecen tres escenarios para obtener una horquilla de precios: escenarios de precios bajo, medio y alto, que supone una combinación de:

5.1 Demanda mensual de REE

Para el mes de enero, se prevé que la demanda de energía eléctrica sea ligeramente inferior, un 0,25%, al mismo mes del año 2010. Para los meses de febrero y marzo se prevé una demanda un 1,3% inferior a los mismos meses de 2010 debido a que el pasado invierno temperatura media mensual estuvo entre 1 ºC y 1,6 ºC por debajo de la temperatura media histórica y se produjo un aumento del consumo eléctrico.

Gráfico 39. Previsión de demanda. Enero 2011 - Dici embre 2011

Gráfico 40. Demanda: previsión escenario medio y re al

BAJO MEDIO ALTO

Demanda MÍNIMA MEDIO MÁXIMA

Generación eólica

MÁXIMA MEDIO MÍNIMA

Producción hidráulica

LLUVIOSO MEDIO SECO

Precio combustibles

MÍNIMO MEDIO MÁXIMO

Precio CO2 MÍNIMO MEDIO MÁXIMO

ESCENARIO

18,000,000

19,000,000

20,000,000

21,000,000

22,000,000

23,000,000

24,000,000

25,000,000

MW

h

PREVISIÓN DEMANDA

DEM_MED

DEM_MIN

DEM_MAX

Valor real mismo mes año anterior

Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

asof

t

18,000

19,000

20,000

21,000

22,000

23,000

24,000

25,000

26,000

GW

h

2006 2007

2008 2009

2010 Previsión AEE (año 2011)

Fue

nte:

Pre

visi

one

sA

EE

-A

leas

oft

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5.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea un 6,8% superior a la de los últimos 12 meses.

Gráfico 41. Previsión de generación eólica. Enero 2 011 - Diciembre 2011

En el Gráfico 42 se muestra la evolución de la generación eólica real desde el año 2006 hasta la actualidad, frente a la previsión en el escenario medio para el periodo analizado.

Gráfico 42. Generación eólica: previsión escenario medio y real

5.3 Producción hidráulica

En el siguiente gráfico se representa la producción hidráulica mensual prevista para los tres escenarios analizados en el presente informe, frente a la producción hidráulica real de los 12 meses anteriores.

Se prevé que para el mes de enero de 2011, la producción hidráulica sea un 45% inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (enero 2011 – diciembre 2011), la producción hidráulica total prevista es un 35% inferior a la de los últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta.

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

Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

asof

t

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

GW

h

2006 2007

2008 2009

2010 Previsión AEE (año 2011)

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

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Gráfico 43. Previsión de generación hidráulica. Ene ro 2011 - Diciembre 2011

Gráfico 44. Generación hidráulica: previsión escena rio medio y real

5.4 Precios de los combustibles

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

El precio del barril Brent acumula seis meses consecutivos de subida por el aumento de la demanda relacionado con las buenas perspectivas de recuperación económica de los grandes países consumidores. En el último mes de diciembre, el precio medio ha superado la barrera de los 90 $/bbl, un hecho que no se registraba desde septiembre de 2008. Se prevé que el precio continúe aumentando en el período analizado hasta llegar a alrededor de los 95,17 $/bbl.

En cuanto al precio del carbón, en el mes de diciembre ha aumentado considerablemente hasta alrededor de los 130 $/ton por la escasez de la oferta y el aumento de la demanda. Se prevé que durante los próximos 12 meses el precio del carbón no baje de los 120 $/ton.

El precio del gas natural ha continuado aumentado en el mes de diciembre hasta los 8,57 $/MMBTU por las bajas temperaturas registradas en el norte de Europa, y se espera que durante los próximos 12 meses se mantenga entre los 7,50 y 9,35 $/MMBTU.

0

1,000,000

2,000,000

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5,000,000

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MW

h

PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

HIDR_SECO

Valor real mismo mes año anterior

Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

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t

1,000

1,500

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5,500

6,000

GW

h

2006 2007

2008 2009

2010 Previsión AEE (año 2011)

Fue

nte:

RE

E y

pre

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Gráfico 45. Previsión precio Brent. Enero 2011 - Di ciembre 2011

Gráfico 46. Previsión precio carbón. Enero 2011 - D iciembre 2011

Gráfico 47. Previsión precio gas natural. Enero 201 1 - Diciembre 2011

5.5 Precios de los derechos de emisión

El precio medio de derechos de emisión de CO2 ha vuelto a disminuir en diciembre, situándose en 14,22 €/tonelada de CO2 de precio medio. Para el periodo analizado, se prevé que el precio se mantenga alrededor de los 13,95 €/tonelada de CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se estima que los precios se sitúen entre los 12 y 17 €/tonelada de CO2.

0

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$/bb

lPREVISIÓN BRENT

BR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

0

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100

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140

160

180

$/to

n

PREVISIÓN HULLA DE IMPORTACIÓNHI_MED

HI_MIN

HI_MAX

Precio del carbón

Fue

nte:

Pre

visi

one

s A

EE

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0

2

4

6

8

10

12

14

$/M

MB

TU

PREVISIÓN GAS NATURALGN_MED

GN_MIN

GN_MAX

Precio gas natural

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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5.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ para el mes de diciembre se situó en 1,32. En el futuro, se prevé que aumente desde 1,33 en enero 2011 hasta 1,38 en diciembre 2011.

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6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

6.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 4 de enero de 2011, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de enero el precio promedio se sitúe en 43,72 €/MWh, y 43,55 €/MWh en el mes de febrero.

El precio promedio para los primeros 21 días del mes de enero se ha situado en 39,16 €/MWh.

Gráfico 48. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Enero 2011

En el Gráfico 49 se representa la evolución del precio mensual del MD desde el año 2005 hasta la actualidad frente a las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la Tabla 11).

Gráfico 49. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

1,2

0

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20

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40

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80

90

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€/M

Wh

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

0

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20

30

40

50

60

70

80

€/M

Wh

PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN

PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real

Fue

nte:

OM

EL

yp

revi

sio

nes

AE

E -

Ale

aso

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El Gráfico 50 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.

Gráfico 50. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE

En la Tabla 11 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la Tabla 12, la media trimestral para el escenario medio.

Tabla 11. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Enero 2011 34,58 43,72 51,84

Febrero 2011 30,37 43,55 57,09

Marzo 2011 26,74 41,97 58,68

Abril 2011 29,42 45,04 63,15

Mayo 2011 32,60 47,15 63,76

Junio 2011 36,61 49,72 65,23

Julio 2011 38,07 51,14 66,92

Agosto 2011 35,97 49,86 69,32

Septiembre 2011 37,46 50,74 67,58

Octubre 2011 36,16 48,94 63,94

Noviembre 2011 30,68 45,38 61,82

Diciembre 2011 27,95 45,76 64,14

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

0

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20

30

40

50

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70

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

€/M

Wh

2005 2006

2007 2008

2009 2010

PREVISIÓN AEE37 (año 2011)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

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Tabla 12. Precios promedio para los cuatro trimestr es de 2010 y previsión trimestral de los precios según el escenario medio

PRECIO ESTIMADO MEDIO (€/MWh)

1Q 2010 * 25,45

2Q 2010 * 34,94

3Q 2010 * 44,10

4Q 2010 * 43,30

1Q 2011 43,08

2Q 2011 47,30

3Q 2011 50,58

4Q 2011 46,70

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

* Promedio valores reales 2010

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6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que

El Gráfico 51 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 51. Previsión de precios según el escenario medio. Enero 2011 - Diciembre 2011

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20

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Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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