Download - INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...Para diciembre, estimamos que el precio medio del mercado diario podría situarse en torno a 50 €/MWh en dicho periodo. Bajo condiciones

de 30

INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 58

PERIODO: Diciembre 2012 – Noviembre 2013

Fecha de publicación: 17 de Diciembre de 2012

Con la colaboración de

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

CONTENIDO

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

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

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

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

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

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

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

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

de 30

1. RESUMEN EJECUTIVO

En GWh Nov 2012 Nov 2011 Variació

n (%)

Ene a Nov

2012

Ene a Nov

2011

Variació

n (%)

Precio MD (€/MWh) 42,07 48,38 -13,0% 47,74 49,91 -4,3%

HIDRÁULICA 1.883 1977 -4,8% 17.056 25.527 -33,2%

NUCLEAR 4.216 4761 -11,4% 56.865 52.659 8,0%

CARBÓN 4.178 4161 0,4% 50.859 39.421 29,0%

FUEL+GAS 0 0 - 0 0

CICLO COMBINADO 3.005 3446 -12,8% 35.680 47.293 -24,6%

TOTAL RO 13.282 14.345 -7,4% 160.460 164.900 -2,7%

CONSUMOS EN GENERACIÓN -548 -618 -11,3% -7.290 -6.629 10,0%

EÓLICA 4.594 3.820 20,3% 42.669 37.527 13,7%

% sobre la generación total

20,8% 17,3%

16,9% 15,1%

Factor de capacidad (%)

29,3% 25,5%

24,73% 22,88%

RE Hidráulica 371 425 -12,7% 3.956 4.847 -18,4%

RE Solar PV 379 346 9,5% 7.538 6.696 12,6%

RE Solar térmica 134 81 65,4% 3.303 1.776 86,0%

Térmica renovable 429 376 14,1% 4.354 3.898 11,7%

Térmica no renovable 2.854 2.737 4,3% 30.624 28.923 5,9%

TOTAL RE 8.761 7.785 12,5% 92.444 83.667 10,5%

CONSUMOS EN BOMBEO -402 -325 23,7% -4.476 -2.814 59,1%

ENLACE PENÍNSULA-BALEARES -67

-478 0

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-793 -579 37,0% -10.121 -5.625 79,9%

DEMANDA DE TTE (b.c.) 20.233 20.608 -1,8% 230.539 233.499 -1,3%

Retribución eólica promedio Noviembre 2012

Retribución eólica Promedio de Ene-Nov 2012

Mercado DT 1ª RD661/2007 76,58 €/MWh 82,81 €/MWh

Mercado RD 661/2007 79,20 €/MWh 79,56 €/MWh

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

Para diciembre, estimamos que el precio medio del mercado diario podría situarse en torno a 50 €/MWh en dicho periodo. Bajo condiciones climatológicas poco habituales, los modelos estiman cotas inferiores y superiores para los precios de diciembre de 45 y 54 €/MWh, respectivamente

En base a las expectativas descritas en el presente informe para los escenarios centrales de demanda y oferta, así como a las medidas fiscales explícitas en el anteproyecto de ley, preveemos un precio promedio del año 2013 en torno a 53,3 €/MWh.

de 30

2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

El consumo eléctrico peninsular en el mes de noviembre ha descendido un 3% con respecto al mismo mes del año anterior y una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y temperatura.

En términos brutos la demanda de energía eléctrica ha alcanzado 20.232 GWh, un 1,8% inferior a la de noviembre de 2011, según los datos provisionales de REE.

En el periodo acumulado durante los 11 primeros meses del año, la demanda peninsular ha ascendido a 230.535 GWh, un 1,3% menos que en el mismo periodo del año 2011. Descontando los efectos de laboralidad y temperatura la demanda ha caído un 2% con respecto al 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%

10%

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

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEEFuente: REE y elaboración AEE

de 30

En el mes de noviembre la producción del conjunto de las tecnologías del régimen ordinario ha disminuido un 7,4% con respecto al mismo mes del año anterior. Por su parte, las tecnologías del régimen especial han aumentado un 12,5% con respecto a noviembre de 2011.

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

En cuanto a la producción de las distintas tecnologías, la eólica se sitúa en primera posición con un 20,84% de la generación total y 4.594 GWh, siendo ésta un 21,2% superior que la generación del mismo mes del 2011. Por detrás se sitúa la nuclear con un 19,13% y 4.216 GWh, y en tercera posición el carbón con prácticamente un 19% y 4.178 GWh. En este mes de noviembre, los ciclos combinados en cuarta posición han generado 3.005 GWh, un 12,8% menos que en el mismo mes del 2011.

En cuanto a las tecnologías del régimen especial, todas han tenido tasas de crecimiento positivas en este mes de noviembre con respecto al mismo mes del año anterior excepto la hidráulica que ha generado 371 GWh, un 12,6% menos que en el mismo mes del 2011.

Las tecnologías solar fotovoltaica y solar termoeléctrica han generado 379 GWh y 134 GWh, un 9,5% y un 65,1% más que en el mes de noviembre de 2011.

En el periodo acumulado durante los once primeros meses del año 2012, la nuclear se mantiene en primera posición con un 22,5% de la generación total, valor superior al 21% del mismo periodo del 2011. La generación procedente de las centrales de carbón sube a segunda posición con un 20% de la generación total frente al 16% del mismo periodo del año anterior.

Los ciclos combinados han generado 35.680 GWh, un 24,6% menos que en el mismo periodo del año anterior, lo que ha supuesto un 14% de la generación total frente al 19% del año 2011, han pasado de ser la segunda tecnología en cuanto a generación en ese periodo de 2011 a la cuarta tecnología en 2012.

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE Hidráulica

Eólica

CCGT

Fuel+Gas

Carbón importado

Carbón nacional

Hidráulica

Nuclear

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

de 30

La generación procedente de las instalaciones eólicas se sitúa como tercera tecnología y supone un 16,9% de la generación total en el periodo de enero a noviembre de 2012, frente al 15% del mismo periodo del 2011.

Gráfico 04. Estructura de generación. Noviembre 2012

Gráfico 05. Estructura de generación. Noviembre 2011

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

Gráfico 06. Generación de enero a noviembre 2012

Gráfico 07. Generación de enero a noviembre 2011



Las energías renovables han representado en el mes de noviembre un 35,3% de la generación total, porcentaje superior al registrado en el mes de octubre 2012 que fue un 27,6% y también al del mismo mes del año 2011 que fue un 31,7%.

En el periodo acumulado durante los once primeros meses del 2012 es un 31,3%, porcentaje inferior al del mismo periodo del año 2011 que fue un 32,2%, debido

Hidráulica8,54%

Nuclear19,13%

Carbón18,95%

Fuel+Gas0,00%

Ciclo Combinado13,63%

Eólica20,84%

RE Hidráulica1,68%

RE Solar PV1,72%

RE Solar térmica0,61%

Térmica renovable1,95%

Térmica no renovable12,95%


Hidráulica8,93%

Nuclear21,51%

Carbón18,80%

Fuel+Gas0,00%


Eólica17,26%

RE Hidráulica1,92%

RE Solar PV1,56%





Hidráulica6,74%

Nuclear22,48%

Carbón20,11%

Fuel+Gas0,00%


Eólica16,87%

RE Hidráulica1,56%

RE Solar PV2,98%




Hidráulica10,27%

Nuclear21,19%

Carbón15,86%

Fuel+Gas0,00%


Eólica15,10%

RE Hidráulica1,95%

RE Solar PV2,69%




de 30

principalmente a la menor producción hidráulica tanto de régimen ordinario como de régimen especial.

La generación procedente de fuentes de energía renovable representó en el año 2010 un 35,2% de la generación total, debido a la alta producción de origen hidráulico y eólico, mientras que en el año 2011 fue un 32,1%.

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


2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

La producción eólica ha eólica ha generado 4.594 GWh en el mes de noviembre de este año, un 20,3% superior que la del mismo mes del año anterior que fue 3.820 GWh y un 47,5% más que la del mes de octubre de 2012 (3.153 GWh).

En noviembre 2012 la eólica ha sido la primera tecnología en cuanto a generación con un 20,84% del total.

En cuanto a la generación durante los primeros once meses del año la eólica ha alcanzado 42.668 GWh, un 13,7% más que la generación del mismo periodo del 2011.

En el año móvil, de octubre 2011 a noviembre 2012, la eólica ha generado 47.257 GWh, un 12,1% más que en año móvil anterior.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

Energías no renovables 59,6% 64,0% 60,0% 60,7% 65,6% 70,4% 72,0% 74,5% 77,7% 73,3% 68,3% 65,9% 73,4% 69,7% 71,0% 60,8% 63,7% 66,9% 71,1% 72,3% 69,8% 72,4% 64,7%

Energías renovables 40,4% 36,0% 40,0% 39,3% 34,4% 29,6% 28,0% 25,5% 22,3% 26,7% 31,7% 34,1% 26,6% 30,3% 29,0% 39,2% 36,3% 33,1% 28,9% 27,7% 30,2% 27,6% 35,3%

de 30

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

El factor de capacidad de la eólica, teniendo en cuenta los datos de potencia eólica instalada mensual de Red Eléctrica, se ha situado en torno al 29% en el mes de noviembre, frente al 19% del mes de octubre. El factor de capacidad promedio de la eólica para el periodo acumulado de enero a noviembre se sitúa en 24,7%, unas 2.160 horas anuales.

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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012


0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Fact

or

de

Cap

acid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

2012

Fuente: Elaboración AEE

de 30

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

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

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

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

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

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

El desvío positivo promedio en el mes de noviembre, es decir, cuando la producción eólica real ha resultado superior a la programada, se ha situado en +11,2%; y el desvío negativo (teniendo en cuenta las horas en las que la producción eólica real ha sido inferior que la programada), se ha situado en -9,2%.

Las restricciones técnicas en tiempo real (RT Tiempo real) en el mes de noviembre han caído respecto a los dos meses anteriores situándose en torno a los 9,5 GWh, un 0,2% de la producción eólica medida.

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

Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

Suma de PBF

Suma de PVP

Suma de PHF

Suma de PHL

Suma de Medida

Suma de RT PBF

Suma de Intradiario

Suma de RT Tiempo real

Suma de Desvío (Medida-PHL)

de 30

2.2 Producción hidráulica

La producción de las centrales hidráulicas ha sido 1.883 GWh en noviembre, un 4,8% inferior que la del mismo mes del año anterior, que fue 1.977 GWh.

En el mes de noviembre ha supuesto un 8,5% de la generación de energía eléctrica total, frente al 8,93% del mismo mes del 2011.

En cuanto a la generación acumulada durante los once primeros mese del año, las centrales hidráulicas han generado 17.055 GWh, lo que ha supuesto un 6,7% de la generación total, y es un 33% menos que en el mismo periodo del 2011.

Gráfico 12. Generación hidráulica mensual. 2005-201 2

En cuanto a las reservas hidráulicas, en régimen anual han vuelto a aumentar ligeramente con respecto al mes anterior, situándose en torno al 33,6% de la capacidad máxima en el mes de noviembre, frente al 47,7 del mismo mes del 2011.

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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

MW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

de 30

Por otro lado, las reservas de los embalses en régimen hiperanual mantienen una ligera tendencia descendente, situándose por debajo del 35% de su capacidad máxima en el mes de noviembre, frente al 65% del mismo mes del 2011.

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

2.3 Producción nuclear

La producción de energía eléctrica de las centrales nucleares en el mes de noviembre vuelve a tener tasas de crecimiento negativas, con 4.216 GWh han producido un 11,5% menos que en el mismo mes del año anterior.

En términos acumulados han producido 56.865 GWh, un 8% más que la generación del mismo periodo del año anterior.

Gráfico 15. Generación nuclear mensual. 2005 - 2012

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

MW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

Máxima 2011 2012

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEEFuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012Fuente: REE

de 30

2.4 Producción de ciclo combinado

Los ciclos combinados han generado 3.005 GWh en el mes de noviembre, un 12,8% menos que en el mismo mes del 2011 y situándose en los niveles del año 2004. Esta producción ha cubierto un 13,6% de la generación total, frente al 15,6% de noviembre de 2011. En términos acumulados, los ciclos combinados han producido 35.680 GWh, un 24,6% menos que en el mismo periodo del 2011 y se sitúa en cuarta posición en cuanto a generación por detrás de la nuclear, carbón y eólica.

El factor de capacidad de las centrales de ciclo combinado está por debajo del 17%.

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

2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón en noviembre han producido un 0,4% menos que en el mismo mes del 2011. Con 4.178 GWh han supuesto prácticamente un 19% de la producción total para dicho me.

En términos acumulados durante los once primeros meses del año, las centrales de carbón han generado 50.858 GWh, un 29% más que en el mismo periodo del año anterior.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

de 30

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

2.6 Producción de fuel+gas

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

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

2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)

Las tecnologías del régimen especial, excepto la eólica, han producido 4.167 GWh en noviembre, un 5% superior que la del mismo mes de 2011.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GW

h2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

de 30

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

En este mes de noviembre, todas las tecnologías excepto la hidráulica han generado más que en el mismo mes del 2011.

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

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000G

Wh

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Fuente: REE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

en

e-1

0

feb

-10

mar

-10

abr-

10

may

-10

jun

-10

jul-

10

ago

-10

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

en

e-1

1

feb

-11

mar

-11

abr-

11

may

-11

jun

-11

jul-

11

ago

-11

sep

-11

oct

-11

no

v-1

1

dic

-11

en

e-1

2

feb

-12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun

-12

jul-

12

ago

-12

sep

-12

oct

-12

no

v-1

2

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE Hidráulica

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

de 30

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

En noviembre el precio promedio del mercado eléctrico ha vuelto a descender con respecto a los meses anteriores. Ha cerrado en 42,07 €/MWh, un 7,8% por debajo del mes de octubre (45,59 €/MWh), y un 13% frente a noviembre de 2011 (48,38 €/MWh).

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

Se mantiene la diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de noviembre con respecto al mes anterior, situándose en torno a los 76 €/MWh, oscilando entre un precio mínimo de 0 €/MWh durante 8 horas del jueves 1 de noviembre (entre las 4.00h a las 11.00h) y durante 4 horas del viernes día2 (entre las 3.00h y las 6.00h), y un precio máximo de 76,37 €/MWh a las 21.00h del sábado día 24.

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

En €/MWh Precio

mínimo

Precio

promedio

Precio

máximo

Enero 0,00 51,06 79,00

Febrero 0,10 53,48 90,13

Marzo 5,00 47,57 73,25

Abril 0,00 41,21 70,52

Mayo 7,07 43,58 63,36

Junio 22,06 53,50 70,20

Julio 15,07 50,29 70,00

Agosto 10,06 49,34 66,10

Septiembre 0,00 47,59 70,01

Octubre 0,00 45,65 75,90

Noviembre 0,00 42,07 76,37

Fuente: OMIE, elaboración AEE

10

20

30

40

50

60

70

80

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

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Fuente: OMIE

€/MWh

de 30

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

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

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

Fuente: REE y OMIE

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/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

90

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

01

/10

/20

12

03

/10

/20

12

05

/10

/20

12

07

/10

/20

12

09

/10

/20

12

11

/10

/20

12

13

/10

/20

12

15

/10

/20

12

17

/10

/20

12

19

/10

/20

12

21

/10

/20

12

23

/10

/20

12

25

/10

/20

12

27

/10

/20

12

Medida

PBF

Precio horario MD (€/MWh)MWh €/MWh

de 30

La evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante noviembre de 2012, se representa en el gráfico siguiente. Y 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).

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

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

Noviembre 2012

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 700 97%

PEspañol < PPortugués 20 3%

PEspañol > PPortugués 0 0%

TOTAL 720

Fuente: OMIE y elaboración AEE

3.2 Retribución eólica

El precio medio percibido por la eólica en el mes de noviembre ha caído a 38 €/MWh, prácticamente 4 €/MWh inferior al precio medio aritmético del mercado diario (un 9% menos).

En la media anual la diferencia es de 3,22 €/MWh, un 6,75% menos.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

€/M

Wh

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués

Precio MEDIO en el sistema español

Fuente: OMEL y elaboración AEE

de 30

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

Precio medio ARITMÉTICO mensual

(€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la energía eólica

(€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Diferencia (%)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Noviembre 42,07 38,28 -3,78 -8,99%

PERIODO 2012 47,74 44,52 -3,22 -6,75%

Fuente: AEE

En cuanto a la distribución por tramos de la retribución de la opción de mercado del RD 661/2007, en el mes de noviembre se ha situado en el tramo suelo en el 95,1% de las horas (precios inferiores a 58,96 €/MWh), en el tramo de prima constante un 4,7% (precios entre 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh); y tan sólo 1 hora en el techo (precios superiores a 74,13 €/MWh e inferiores a 94,273 €/MWh). No obstante, en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas (al igual que en los meses anteriores), recordemos que el precio máximo ha sido de 76,37 €/MWh.

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

Mes Suelo Prima

Constante Techo Sin Prima

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Noviembre 95,1% 4,7% 0,1% 0,0%

Promedio 2012 86,2% 13,5% 0,3% 0,0%

Fuente: AEE

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

• La retribución en la opción de mercado según el RD 661/2007 (línea roja) • La retribución en la opción de mercado según la Disposición Transitoria 1ª ó

RD 436/2004 (línea verde)

de 30

• 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 258 horas del mes de noviembre, un 35,8% de las horas.

Gráfico 25. 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. Noviembre 2012

En cuanto al análisis de la retribución eólica mensual en función de la opción de remuneración, la tarifa regulada se mantiene por encima de la opción de mercado del RD 661/2007. Y la retribución en la opción de mercado según la DT 1ª del RD 661/2007 (RD 436/2004) ha resultado inferior que la retribución de mercado del RD 661/2007.

El periodo transitorio establecido en la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007 para las instalaciones que escogieron la opción de mercado, finaliza el 31 de diciembre de 2012 y a partir de entonces pasarán a lo establecido en el RD 661/2007, eligiendo entre tarifa regulada o mercado.

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 noviembre 2012

RD 661/2007 Tarifa regulada

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 €/MWh42,07

€/MWh

61,12 €/MWh

de 30

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

2012 (€/MWh)

Precio medio

PONDERADO

(€/MWh)

Prima RD 661

PONDERADA

(€/MWh)

Retribución RD 661

PONDERADA (€/MWh)

Prima DT 1ª

RD661/07 (RD

436/2004*)

Retribución DT 1ª

RD661/07 (RD

436/2004)

Diferencia (Prima 661 - Prima 436)

Prima

equivalente

(a tarifa

regulada)

Tarifa

regulada

RD 661

Enero 47,88 32,10 79,98 38,295 86,18 6,20 33,39 81,27

Febrero 51,41 29,71 81,13 38,29 89,71 8,58 29,86 81,27

Marzo 45,70 33,81 79,50 38,29 83,99 4,49 35,57 81,27

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

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

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

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

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

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

Octubre 40,24 38,99 79,24 38,29 78,55 -0,69 41,02 81,27

Noviembre 38,28 40,92 79,20 38,29 76,58 -2,62 42,99 81,27

Promedio PERIODO

2012 44,52 35,05 79,56 38,295 82,81 3,25 36,75 81,27

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

En la mayor parte de los meses la retribución en la opción de mercado de la DT 1ª ha resultado superior que las otras dos opciones, así como en el periodo de enero a noviembre de 2012.

Gráfico 26. Retribución y prima equivalente mensual en cada una de las opciones. 2012

79,98 81,13 79,5079,25 79,11

79,64 79,23 79,1879,27 79,24

79,20

32,10

29,7133,81

42,42

37,83

28,05 30,4531,18

35,87 38,99

40,92

86,1889,71

83,99

75,12

79,57

89,8987,08 86,29 81,69

78,55

76,58

38,29

81,27

33,39 29,86

35,57

44,45

39,99

29,6732,48 33,28

37,8741,02

42,99

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

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

€/M

Wh

Retribución RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Prima RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Retribución DT 1ª RD661/07 (RD 436/2004*)

Prima DT 1ª RD661/07 (RD 436/2004*)

Tarifa regulada RD 661/2007

Prima equivalente (a tarifa regulada)

FUENTE: AEE* Prima + incentivo RD 436 = 50% TMR 2006

de 30

3.3 Primas al régimen especial

Las primas al régimen especial ascienden a 6.904 millones de €, de los cuales 1.391 Millones de € (un 20% del total) corresponden a los 37.940 GWh producidos por la eólica (prácticamente un 45,3% de la producción total de régimen especial) y liquidados por la CNE, según el último informe sobre liquidación de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y que contiene información hasta el mes de Octubre.

Por otro lado, los complementos ascienden a 512,7 Millones de €, que incluye el complemento por energía reactiva, el complemento por huecos de tensión, el de eficiencia y el de repotenciación, siendo este último nulo ya que no hay ninguna instalación que lo perciba.

Por lo tanto la retribución regulada del régimen especial asciende a 7.417 Millones de €.

Tabla 06. Retribución anual total recibida por los productores del régimen especial en España ACUMULADO A OCTUBRE 2012

Fuente: CNE

de 30

4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR

En esta ocasión, la desviación entre el precio promedio del mes de noviembre (42,1 €/MWh) y nuestra previsión en el escenario central (46,4 €/MWh) fue muy significativa, sobrepasando los 4 €/MWh. El resultado final del mercado diario se situó próximo a la cota inferior del rango de posibles valores que estimábamos para el precio medio del mes, [39,9−50,2] €/MWh. Sin embargo, la fuerte discrepancia entre dato y previsión procedió de factores poco predecibles (pueden haber operado comportamientos estratégicos, cláusulas take-or-pay en contratos de gas, etc), ya que tanto el consumo eléctrico como el balance de generación del mes se situaron en línea con nuestras proyecciones, como se explica a continuación.

Tal y como esperábamos, la demanda diaria media del mes de noviembre aumentó significativamente respecto a octubre, alcanzando 672 GWh (descenso interanual del 1,8%), frente a los 667 GWh previstos por nosotros (2,6% por debajo del registro de 2011). La proyección de REE volvió a desviarse considerablemente del dato real, ya que el Operador del Sistema esperaba un retroceso interanual del 5%, muy superior al que tuvo lugar. En lo que respecta al mix de generación, solo se han constatado errores de cierta magnitud en lo referente a producción hidráulica de régimen ordinario (esperábamos 55 GWh diarios, y se alcanzaron 63 GWh) y en generación con ciclos combinados (se produjeron 10 GWh menos al día de los estimados). Por el contrario, los resultados de generación eólica (factor de capacidad en torno al 29%), nuclear y régimen especial no eólico fueron prácticamente los que habíamos previsto nosotros. En términos relativos sobre generación bruta, esperábamos que la tecnología eólica fuera la de mayor representación en el mix eléctrico (21%), seguida del carbón (20%), nuclear (19%) y ciclos combinados (15%); el orden de tecnologías que finalmente tuvo lugar fue muy similar al previsto: eólica (21%), carbón (19%), nuclear (19%) y ciclos (13%).

Tabla 07. Previsión de precios vs precio real. Novi embre 2012

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

Dato

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

42,1 39,9 46,4 50,2

Previsión Noviembre (€/MWh)

de 30

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO

En base a las temperaturas esperadas para el mes de diciembre, calculamos que la demanda eléctrica podría incluso superar ligeramente el registro del mismo mes del año pasado (que resultó especialmente templado), por un 0,6%, aproximadamente. En términos diarios, podría alcanzarse un nivel de consumo medio de 707 GWh, unos 35 GWh más que en noviembre. El repunte solo es achacable a la climatología y no a factores de actividad económica. Una vez más, la proyección de REE es mucho más bajista que ésta, sugiriendo un deterioro interanual de la serie del 10%.

Utilizando nuestra previsión para diciembre, la demanda de transporte cerraría el ejercicio 2012 con un nivel acumulado de 252,7 TWh, retrocediendo un 0,8% respecto a 2011. Aproximadamente, estos valores coinciden con los que venimos proyectando desde julio (ya entonces sugeríamos una demanda anual de 252,6 TWh), por lo que, si el error predictivo de diciembre es moderado, nuestras previsiones de consumo a lo largo del año habrán resultado bastante certeras. Por su parte, el Operador del Sistema sigue anunciando una caída de la demanda de 1,7% en 2012, en línea con las estimaciones que vienen ofreciendo desde mitad de ejercicio. Por supuesto, la contracción del consumo de electricidad procede del deterioro económico e industrial, y es el consumo doméstico (cuya comparación con el año precedente está favorecida por efectos de temperatura) el que ha evitado mayores descensos de demanda bruta.

En diciembre, no tendrán lugar demasiadas variaciones en el balance de generación eléctrica en comparación con el del mes de noviembre. Esencialmente, se observará aumentos tanto en la generación hidráulica (por razones estacionales) como nuclear (al recuperarse potencia disponible respecto al mes pasado). Pese a ello, creemos que el repunte de la demanda será suficiente para permitir también un incremento del nivel de hueco térmico, en relación al mes anterior. Nuestras estimaciones de producción diaria media para las tecnologías eólica, hidráulica de régimen ordinario, nuclear y hueco térmico son 155, 72, 153 y 260 GWh, respectivamente. El factor de capacidad eólico podría rondar el 30%. En términos relativos a generación bruta total, esperamos que sean las de origen eólico y nuclear las de mayor presencia en diciembre (20% cada una), seguidas de la térmica de carbón (19%) y los ciclos combinados (14%), mientras la hidroeléctrica de régimen ordinario aporta un 9%.

En el conjunto del año 2012, la producción eólica, el resto de régimen especial y la nuclear habrán aumentado respecto a 2011 unos 5,5, 4,2 y 3,8 TWh, respectivamente. En el primer caso, debido a la recuperación de valores de eolicidad típicos, frente a los registrados el año pasado; en el segundo, por el aumento de potencia instalada; en el tercero, por la disminución de paradas programadas, en relación al año 2011. Por el contrario, la generación hidráulica de régimen ordinario habrá retrocedido unos 8 TWh respecto al ejercicio anterior. Por su parte, estimamos que el hueco térmico cerrará 2012 aproximadamente en el nivel contabilizado en 2011 (producto de un descenso de 11 TWh de generación con ciclos y un aumento de similar magnitud de la producción con carbón), beneficiado por el aumento de las exportaciones de energía eléctrica.

de 30

En base a las previsiones recién expuestas para diciembre, estimamos que el precio medio del mercado diario podría situarse en torno a 50 €/MWh en dicho periodo. Bajo condiciones climatológicas poco habituales, los modelos estiman cotas inferiores y superiores para los precios de diciembre de 45 y 54 €/MWh, respectivamente (Tabla 09). Estas cifras son similares a las que anunciábamos para diciembre en los informes anteriores. El repunte de precios respecto al registro de noviembre sugerido por estas cifras se debe al aumento esperado en el consumo eléctrico. A final de noviembre, las cotizaciones a plazo para diciembre se situaban en 46 €/MWh. En los primeros días de mes (a cierre de este informe), el precio medio es de 53 €/MWh, y los precios a plazo para el resto de mes se han elevado hasta más de 54 €/MWh.

Bajo las proyecciones del escenario central, el ejercicio 2012 se cerraría con un precio medio de 48,0 €/MWh, un 4% menos que en 2011. El incremento de generación de régimen especial y el declive del consumo de electricidad provocado por la depresiva evolución de la actividad económica explican tal aminoramiento. La exigua producción hidráulica ha evitado un escenario de precios de electricidad aún menores.

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

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 3 de diciembre de 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 20.166 1.880 4.582 7.122 2.935 8.402 42,1 20.166

Interanual (%) -1,8 -4,9 20,9 -6,4 -14,8 -3,3 -13,0 -1,8

Cuota (%)(7) 8,6 20,8 32,4 13,3 38,2

GWh 21.909 2.226 4.808 8.071 3.471 8.995 50,1 19.517

Interanual (%) 0,6 8,9 5,5 7,5 0,9 -1,8 0,1 -10,4

Cuota (%)(7) 9,2 20,0 33,5 14,4 37,3

GWh 252.741 19.303 47.458 94.476 39.026 115.925 48,0 250.349

Tasa Anual (%) -0,8 -30,0 13,5 0,3 -23,1 7,6 -3,9 -1,7

GWh 251.649 21.903 47.541 86.686 39.638 115.274 53,3 246.391

Tasa Anual (%) -0,4 13,5 0,2 -8,2 1,6 -0,6 11,2 -1,6

2012

nov-2012

(dato)

dic-2012

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

2013

de 30

6. PREVISIÓN PARA EL AÑO 2013

Después de presentar en octubre nuestra estimación preliminar sobre el nivel medio de precios del año 2013, exponemos ahora la segunda revisión de dicho ejercicio predictivo. Volvemos a incorporar las mismas hipótesis que asumíamos en los dos ejercicios anteriores sobre el efecto de las medidas fiscales en el coste marginal de las tecnologías térmicas (en el escenario central, asumimos un incremento del coste marginal de los ciclos combinados de 6,5 €/MWh). En los últimos días se baraja la posibilidad de que se introduzcan cambios en el texto de la reforma, de modo que la tasa a la generación se fijase en el 7% (en vez del 6% considerado en el anteproyecto de ley), reduciéndose, por el contrario, la cuantía del impuesto sobre el consumo de gas destinado a usos industriales. Este segundo asunto no tiene un efecto directo en las previsiones de los modelos; el primero afectaría a éstas de forma muy leve. En cualquier caso, no introduciremos la modificación de la tasa a la generación en los cálculos de precios futuros hasta que la medida sea definitiva.

Mantenemos las anteriores proyecciones sobre la evolución de la demanda eléctrica en 2013. En el escenario central (basado en un supuesto de retroceso de la actividad económica del 1,6 % en el conjunto del ejercicio), se sitúan en 251,6 TWh, sugiriendo un deterioro moderado del consumo eléctrico respecto al año que finaliza, de 0,4%. Bajo escenarios económicos extremos (véase Tabla 13), nuestros modelos estiman variaciones anuales de la serie de −2,5% y 1,1% en el escenario pesimista y optimista, respectivamente. Las previsiones publicadas por REE para el tramo enero-noviembre de 2013 sugieren un ritmo medio de contracción de la demanda eléctrica de 1,6%.

Respecto al balance de generación que podría tener lugar en 2013, cabe esperar reducciones considerables de generación nuclear y del hueco térmico, mientras la producción de origen renovable bien se mantiene en línea con sus registros de 2012, bien aumenta ligeramente (según la tecnología). Así, la generación hidroeléctrica de régimen ordinario, eólica y resto de régimen especial podrían acumular 22, 47 y 56 TWh en el conjunto del año 2013, respectivamente. Por su parte, la energía eléctrica generada en centrales nucleares descenderá en torno al 4% respecto al año en curso, hasta unos 59 TWh, debido esencialmente al supuesto cierre de la central de Santa María de Garoña. Consistentemente con estas cifras y con las presentadas para la demanda de transporte, calculamos que la generación térmica fósil caería de 94 TWh (2012) a 87 TWh (2013). Para dicha estimación, se está suponiendo un descenso considerable en el volumen de energía exportada en 2013, en relación a los atípicos niveles experimentados en 2012. El saldo de los intercambios internacionales −y, en consecuencia, el hueco térmico− puede verse sensiblemente afectado por la reforma eléctrica, y es difícilmente previsible con la información actual, por lo que estas cifras están sujetas a elevada incertidumbre.

Por último, asumimos una trayectoria alcista en el precio de los combustibles y de los derechos de emisión de CO 2 (Tabla 13) a lo largo de 2013; dicho supuesto descansa, en buena medida, en las cotizaciones de los contratos a plazo. En el caso del precio del gas natural, el incremento esperado ronda el 11%, respecto a 2012, en media anual.

de 30

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


En base a las expectativas recién descritas para los escenarios centrales de demanda y oferta, así como a las medidas fiscales explícitas en el anteproyecto de ley, nuestros modelos prevén un precio promedio del año 2013 en torno a 53,3 €/MWh. Respecto al ejercicio que termina, el incremento se aproximaría al 12%. Tres cuartas partes de dicho aumento se deberían al efecto de la reforma; el resto, a factores relacionados con la evolución de los determinantes naturales de los precios, como el muy probable cierre de la central de Garoña y el aumento esperado del precio de los combustibles fósiles. Por segunda vez consecutiva, hemos revisado ligeramente a la baja las previsiones de precios en 2013 (en este caso, solo dos décimas, respecto a la cifra presentada en el informe anterior). Dicha revisión es producto de la reciente dinámica bajista que han mostrado los precios del mercado eléctrico diario, que es internalizada parcialmente por los modelos predictivos. Como ya se comentó a principio de la sección, no se ha tenido en cuenta el posible alza de la tasa a la generación, pero su efecto en el precio futuro del mercado sería mínimo. La incertidumbre sobre estos resultados es muy elevada, y se refleja en la amplitud del rango de variación del precio medio de 2013 que obtenemos al aplicar los modelos bajo condiciones relativamente extremas, [44 −62] €/MWh (Tabla 09).

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

Gráfico 28. Previsión del precio medio mensual. Año móvil


dic-12 ene-13 2012.Q4 2013.Q1 2013.Q2 2013.Q3 2013.Q4 2012 2013

Escenario Bajo 44,9 45,6 44,2 45,0 41,9 46,4 41,3 47,5 43,6

Escenario Central 50,1 51,5 46,0 51,6 50,4 56,9 54,5 48,0 53,3

Escenario Alto 54,3 57,2 47,4 58,2 58,8 66,5 66,3 48,3 62,4

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

45

46

47

48

49

50

51

52

53

54

55

en

e-1

2

feb

-12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun

-12

jul-

12

ago

-12

sep

-12

oct

-12

no

v-1

2

dic

-12

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

05

101520253035404550556065

en

e-0

9ab

r-0

9ju

l-0

9o

ct-0

9e

ne

-10

abr-

10

jul-

10

oct

-10

en

e-1

1ab

r-1

1ju

l-1

1o

ct-1

1e

ne

-12

abr-

12

jul-

12

oct

-12

en

e-1

3ab

r-1

3ju

l-1

3o

ct-1

3

€/

MW

h

Previsión IME Escenario Central

de 30

A cierre de noviembre, la cotización de los contratos a plazo para 2013 superaba nuestras previsiones, pero las discrepancias eran relativamente moderadas. El precio del contrato con vencimiento anual ascendía a 54,0 €/MWh, 0,7 €/MWh por encima de nuestra estimación para el precio spot medio del ejercicio. Como ya se ha mencionado en informes anteriores, las diferencias se concentraban en el primer semestre, mientras la tendencia alcista dibujada por las proyecciones de precios hacía que éstas convergieran a las cotizaciones a plazo en el segundo (Tabla 10). Sin embargo, en los primeros días de diciembre, previos al cierre de este informe, se ha producido un repunte notable en el precio de los futuros de electricidad en todos los trimestres de 2013, del orden de 1 €/MWh (el contrato anual cotiza ahora a unos 55 €/MWh). Dicho aumento debe responder al anuncio de variaciones en la ley a aprobar, a lo que podría añadirse la prima de riesgo asociada a la posibilidad del cierre de la central de Garoña a final del año en curso. El alza de la cuantía correspondiente a la tasa a la generación de 6% a 7% en ningún caso elevaría los precios del mercado en una magnitud de 1 €/MWh. El resto de posibles medidas que pudieran incorporarse en la ley y que no están contempladas en el anteproyecto están, a cierre de este informe, por definir. Por ello, hemos decidido no modificar los supuestos bajo los que calcular las previsiones de precios, hasta que la información sobre la reforma sea precisa.

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

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

Para el trimestre en curso (2012.Q4), el dato se obtiene como promedio de los precios spot de octubre y noviembre, y de las cotizaciones de OMIP (en las fechas indicadas en la tabla) para el contrato mensual de diciembre. Se pretende de este modo que la media sea comparable con la previsión trimestral.


Previsión

01-nov 15-nov 30-nov IME

2012.Q4 44,5 44,4 44,6 46,0

2013.Q1 52,2 52,7 53,1 51,6

2013.Q2 51,2 51,4 51,9 50,4

2013.Q3 56,6 56,4 56,5 56,9

2013.Q4 54,6 54,3 54,6 54,5

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

de 30

ANEXO 1. METODOLOGÍA

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

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

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

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

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

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

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

Fuente: Intermoney Energía

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


Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Alcista Alta Baja Baja Baja Alto

Bajista Baja Alta Alta Alta Bajo

Generación

EólicaEscenario

Precios Gas

y CO2 Demanda

Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Factor Factor Factor

Capacidad Capacidad Capacidad

Distribución Distribución Distribución Distribución Analistas o/y

histórica histórica histórica histórica precios a plazo

Generación

Eólica

Precios Gas

y CO2Demanda

PIB VAB Industria TemperaturaInputs

Criterio Analistas Analistas

de 30

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS

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

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

Tabla 13. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto


PIB VAB(*)

Industria

Bajo -3,2 -3,2

Central -1,6 -1,2

Alto 0,1 1,3

Media 2012 Media 2013

NBP 25,1 € / MWh 28,0 € / MWh

CO2 (EUA) 7,5 €/t 8,2 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2013

Variables Nominales (Escenario Central)

de 30

Este informe es un servicio de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) para sus asociados quedando prohibida la reproducción o divulgación total o parcial a terceros. Su contenido y resultados obtenidos se basan en los escenarios presentados, no suponiendo ninguna garantía sobre el resultado de los mismos, por lo tanto AEE no se hace responsable de las consecuencias de cualquier uso que se pueda hacer de las previsiones, cifras, valoraciones y opiniones elaboradas por AEE.

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

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

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