Los SIG como Herramienta para la Proyección de la Demanda de Energía Eléctrica
INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO ... · Demanda de energía eléctrica La...
38
Página 1 de 38 INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO Nº 50 PERIODO: MARZO 2012 – FEBRERO 2013 Fecha de publicación: 8 de Marzo de 2012 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 ).
Transcript of INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO ... · Demanda de energía eléctrica La...
Página 1 de 38
INFORME MENSUAL
PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL
MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO
Nº 50
PERIODO: MARZO 2012 – FEBRERO 2013
Fecha de publicación: 8 de Marzo de 2012
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).
CONTENIDO
1. RESUMEN EJECUTIVO ....................................................................................... 3
2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN ..................................................................... 5
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA ............ 23
4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............................................. 29
5. PREVISIONES DE VARIABLES ......................................................................... 30
6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................................................... 34
Página 3 de 38
1. RESUMEN EJECUTIVO
Eólica
La generación eólica ha superado el máximo histórico de generación mensual con 4.884 GWh producidos en febrero 2012, un 3,15% superior al anterior que fue en el mes de marzo 2011 con 4.736 GWh.
La eólica en febrero 2012 ha cubierto un 21,4% del consumo eléctrico frente al 18,8% del mes de febrero 2011.
Por otro lado, el máximo de cobertura mensual de la demanda con energía eólica no se ha superado ya que sigue manteniéndose en un 22,75% que se alcanzó el mes de noviembre 2009 con 4.662 GWh generados.
El factor de capacidad en el mes de febrero se ha situado en un 34% cerca del máximo histórico, que fue en febrero 2010 un 37,4%.
El desvío promedio en enero 2012 ha estado entre un +14% y un -11%, mientras que en el mes de febrero 2012 ha disminuido situándose entre un +10,8% y -10,5%, debido a la mayor producción eólica en febrero.
Demanda de energía eléctrica
La demanda de energía eléctrica neta en febrero 2012 ha sido un 1,2% inferior que la del mismo mes del año anterior, pero debido a las bajas temperaturas de este mes y a que se trata de un año bisiesto, en términos brutos bruta se ha situado en 22.782 GWh, un 7% superior que la de febrero 2011.
En términos acumulados durante los dos primeros meses del año 2012, la demanda ha sido un 1,9% inferior a la del mismo periodo del año anterior. En términos brutos, ha sido un 0,2% superior.
En cuanto a la cobertura de la demanda, es el carbón la primera tecnología con un 24,45% de cobertura en el periodo acumulado durante enero y febrero 2012, seguida por la nuclear con un 23,44%, y en tercera posición se encuentra la eólica con un 18,52%, seguida muy de cerca por los ciclos combinados que han cubierto un 18,09%. Por su parte, la hidráulica ha cubierto tan sólo un 6,22% del consumo eléctrico, valor muy inferior al del mismo periodo del año 2011 que se situó en un 16,65%.
Precios y retribución eólica
El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de febrero 2012 se ha situado en 53,48 €/MWh, siendo un 4,7% superior que el del mes de enero de 2012 (51,06 €/MWh) y un 11,3 % superior al del mes de febrero 2011 (48,03 €/MWh). El precio promedio aritmético del sistema eléctrico portugués ha resultado superior, siendo de 55,26 €/MWh.
En cuanto a la retribución de la eólica en el mes de febrero 2012, siguen siendo las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007 las que
Página 4 de 38
perciben una retribución superior, situándose en el mes de febrero en 89,7 €/MWh (38,3 €/MWh corresponde a la prima y 51,4 €/MWh al precio del mercado ponderado por la energía eólica).
En el año 2011 las primas al régimen especial han resultado un 3,75% inferior a las del año 2010, debido principalmente al aumento de los precios del mercado, a la menor producción eólica, y a la menor energía primada de las instalaciones fotovoltaicas.
Las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, han obtenido de media una retribución de 81,13 €/MWh en este mes de febrero, situándose ligeramente por encima del suelo, que es 79,103 €/MWh para el año 2012.
Por otro lado, los 5.132 MW acogidos a la opción de tarifa regulada del RD 661/2007 (81,27€/MWh), han obtenido una retribución ligeramente superior a los acogidos a la opción de mercado de dicho RD.
Según las previsiones obtenidas en la fecha 5 de marzo de 2012, a partir de las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de marzo la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 51,64 €/MWh, y bajen a 47,03 €/MWh en el mes de abril. Las previsiones de precio suben respecto a las previsiones del último informe por el aumento en las previsiones de los combustibles (barril Brent y Gas natural).
El promedio del precio para los primeros 7 días del mes de marzo se ha situado en 50,53 €/MWh.
Los contratos de futuros gestionado por OMIP, sitúan los precios para el segundo trimestre de 2012 en 51,85 €/MWh, para el tercer trimestre en 55,6 €/MWh y para el último trimestre en 54,1 €/MWh. Y para el año 2013, los precios resultan inferiores siendo para el Q1 54,17 €/MWh, para el Q2 49,15 €/MWh, el Q3 52,90 €/MWh y el Q4 51,40 €/MWh.
Página 5 de 38
2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN
El consumo eléctrico vuelve a caer en el mes de febrero 2012. La demanda de energía eléctrica en la península, ha resultado un 1,2% inferior que la del mismo mes del año anterior, descontando los efectos de laboralidad y temperatura.
La demanda bruta ha alcanzado 22.782 GWh, un 7% mayor a la de febrero 2011, pero debido a las bajas temperaturas de este mes y a que se trata de un año bisiesto, en términos netos la variación ha sido negativa.
En los dos primeros meses del año 2012, la demanda de energía eléctrica ha sido un 1,9% inferior a la del año anterior, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura. En términos brutos la demanda ha sido de 45.786 GWh, un 0,2% superior a la del mismo periodo del año anterior.
Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2004-2012
En cuanto al reparto por tecnologías, en este mes de febrero el carbón y la eólica han incrementado su aportación a la cobertura de la demanda, en detrimento de los ciclos combinados, la nuclear y la hidráulica que han perdido cuota con respecto al mes anterior.
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
Página 6 de 38
Gráfico 02. Evolución mensual del % de participació n sobre la generación. 2011-2012
Fuente: REE. Elaboración AEE
En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías en este mes de febrero 2012, sigue cayendo la participación de las centrales hidráulicas, pasando de un 17,72% y 12,66% en los meses de febrero de 2010 y 2011, respectivamente, a un escaso 5,2% en el mismo mes de 2012.
Otra tecnología que también mantiene tasas decrecientes en cuanto a la aportación al consumo eléctrico es el ciclo combinado, que cubrió en febrero 2011 un 22,3% bajando a un 17,4% en febrero del 2012.
Por su parte, las centrales de carbón han multiplicado por cuatro su aportación a la cobertura de la demanda desde febrero 2010 a febrero 2012, pasando de un 6,76% en dicho mes del año 2010 a un 12,46% en febrero 2011 y prácticamente un 25% en febrero 2012.
Por su parte, la alta generación eólica en febrero 2012 ha supuesto un incremento en su aportación al consumo eléctrico de un 2,60 % más.
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
Térmica no renovable
Térmica renovable
RE Solar térmica
RE Solar PV
RE HIDRÁULICA
EÓLICA
CICLO COMBINADO
FUEL+GAS
CARBÓN
HIDRÁULICA
NUCLEAR
Página 7 de 38
Gráfico 03. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Febrero 2012
Gráfico 04. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Febrero 2011
En el siguiente gráfico se representa desde el mes de enero 2010 hasta el mes de febrero de 2012, la evolución de la producción de energía eléctrica a través de fuentes de energía renovables y no renovables.
En él se puede observar como a principios del año 2010 la participación de las energías renovables superaba el 40%, en cambio, a final de dicho periodo este valor se vio disminuido, y cerró el año con un promedio de un 35,8%. En 2011, las tecnologías renovables cubrieron un 32,4% de la demanda de energía eléctrica, mientras que en estos dos primeros meses del 2012, han cubierto un 28,3%.
Las energías renovables han cubierto un 30% del consumo eléctrico en el mes de febrero 2012, valor superior al del mes anterior que fue un 26,7%, debido
HIDRÁULICA5,19%
NUCLEAR23,51%
CARBÓN24,94%
FUEL+GAS0,00%
CICLO COMBINADO17,42%
EÓLICA21,44%
RE HIDRÁULICA1,39%
RE Solar PV2,81%
RE Solar térmica0,92%
Térmica renovable1,60%
Térmica no renovable
12,13%
CONSUMOS EN BOMBEO-2,13% SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES-6,08%
Fuente: REEy elaboración AEE
HIDRÁULICA12,66%
NUCLEAR21,01%
CARBÓN12,46%
FUEL+GAS0,00%
CICLO COMBINADO22,30%
EÓLICA18,81%
RE HIDRÁULICA2,30%
RE Solar PV2,17%
RE Solar térmica0,36%
Térmica renovable1,58%
Térmica no renovable
11,88%
CONSUMOS EN BOMBEO
-1,32%SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES-1,69%
Fuente: REEy elaboración AEE
Página 8 de 38
principalmente al incremento de la producción eólica y de las solares. Pero ha sido inferior al porcentaje de cobertura del mes de febrero de 2011, que fue un 35,9%, debido a que la hidráulica ha sido un 56% inferior.
Gráfico 05. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2010-2012
Fuente: REE y elaboración AEE
2.1 Eólica
2.1.1 Producción eólica
La generación eólica ha alcanzado su máximo histórico de generación con 4.884 GWh producidos en febrero 2012, que han cubierto un 21,4% del consumo eléctrico frente al 18,8% del mes de febrero 2011.
El máximo de cobertura mensual de la demanda con energía eólica no se ha superado ya que sigue manteniéndose en un 22,75% que se alcanzó el mes de noviembre 2009 con 4.662 GWh generados.
La producción eólica en febrero 2012 ha sido un 22% superior a la del mismo mes del año 2011, aunque en el periodo acumulado durante enero y febrero se sitúa en un escaso 2,6% por encima de la generación del mismo periodo del año anterior debido como es lógico a la baja producción del mes de enero.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 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
Energías renovables 42,4% 41,7% 47,7% 40,2% 40,9% 34,0% 29,3% 27,5% 22,6% 30,0% 34,1% 39,3% 40,5% 35,9% 40,0% 39,3% 34,2% 29,5% 28,0% 25,5% 22,6% 27,2% 32,1% 34,3% 26,7% 30,0%
Energías no renovables 57,6% 58,3% 52,3% 59,8% 59,1% 66,0% 70,7% 72,5% 77,4% 70,0% 65,9% 60,7% 59,5% 64,1% 60,0% 60,7% 65,8% 70,5% 72,0% 74,5% 77,4% 72,8% 67,9% 65,7% 73,3% 70,0%
Página 9 de 38
Gráfico 06. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2006 – 2012
En el siguiente gráfico se representa el factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo en el periodo del año 1998 al 2011, además del factor de capacidad promedio mensual del año 2010, 2011 y enero y febrero del 2012.
En el mes de febrero 2012 el factor de capacidad de la eólica se ha situado cerca del 34%, frente al 23% del mes de enero 2012 y al 29% del mes de febrero 2011.
Gráfico 07. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y el p romedio del 2010-2012
2.1.2 Análisis de viento por zona
Para el análisis de viento por zona hemos seleccionado cinco estaciones meteorológicas con el objetivo de disponer de información puntual sobre el recurso eólico en las grandes zonas a nivel peninsular de producción de energía eólica. El
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
GW
h
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: REE y elaboración AEE
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
Fa
cto
r d
e C
ap
aci
da
d
MÁXIMO
PROMEDIO
MÍNIMO
2010
2011
2012
Fuente: Elaboración AEE
Página 10 de 38
valor de la velocidad media diaria del viento suministrado por AEMET corresponde a la media de los valores de velocidad diezminutales medidos a 10 metros de altura.
Tabla 01. Estaciones meteorológicas seleccionadas
Área geográfica de producción Estación meteorológica (Indicativo AEMET)
Noroeste peninsular – Galicia A Coruña Aeropuerto (1387E)
Alto Ebro – Castilla y León Burgos Aeropuerto (2331)
Valle del Ebro – Aragón Zaragoza Aeropuerto (9434)
Castilla la Mancha – Albacete Albacete Base Aérea (8175)
Zona del estrecho - Cádiz Jerez de la Frontera Aeropuerto (5960)
En enero de 2012, la producción eólica se situó en niveles del año 2009, inferiores a los niveles de los años 2010 o 2011. Las observaciones en las estaciones meteorológicas de A Coruña, Burgos y Jerez de la Frontera muestran que enero de 2012 ha sido el peor mes de los últimos 4 años en cuanto a calidad del recurso.
En Albacete, los datos de velocidades medias de viento de la estación meteorológica en enero de 2012 son comparables a las del mismo mes del año 2011, en cambio en enero 2011 la producción eólica a nivel nacional fue superior a la de enero 2012.
La estación de Zaragoza Aeropuerto registró los mejores datos de recurso eólico en el mes de enero de 2012, alcanzando niveles de calidad de recurso comparables con los niveles del año 2010 y muy por encima de los de los años 2009 y 2011.
Tabla 02. Velocidades medias mensuales de viento (m /s). Enero 2009-2010-2011-2012. Fuente AEMET
Velocidades medias mensuales de viento (m/s)
01/2009 01/2010 01/2011 01/2012
A Coruña Aeropuerto 3,93 3,68 2,79 3,12
Albacete Base Aérea 4,81 4,46 4,53 3,24
Burgos Aeropuerto 4,23 4,46 4,53 3,24
Jerez de la Frontera Aeropuerto
3,42 3,70 2,66 2,30
Zaragoza Aeropuerto 4,05 5,25 3,63 5,31
En los siguientes gráficos, se representa la evolución diaria de la velocidad media del viento en los meses de enero de los últimos 4 años para las distintas estaciones meteorológicas.
Página 11 de 38
Gráfico 08. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de A Coruña Aeropuerto – Enero 2009-2010-2011-2012
Gráfico 09. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Albacete Base Aérea – Enero 2009-2010-2011-2012
Gráfico 10. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Burgos Aeropuerto – Enero 2009-2010-2011-2012
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Ve
loci
da
d d
el v
ien
to (
m/s
)
Día
2009
2010
2011
2012
Fuente: AEMET, elaboración AEE
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Ve
loci
da
d d
el v
ien
to (
m/s
)
Día
2009
2010
2011
2012
Fuente: AEMET, elaboración AEE
0
2
4
6
8
10
12
14
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Ve
loci
da
d d
el v
ien
to (
m/s
)
Día
2009
2010
2011
2012
Fuente: AEMET, elaboración AEE
Página 12 de 38
Gráfico 11. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Jerez de la Frontera Aeropuerto – Enero 2009-2010-2011-2012
Gráfico 12. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Zaragoza Aeropuerto – Enero 2009-2010-2011-2012
La siguiente gráfica compara la calidad del recurso en cada área con la producción eólica para el mes de enero 2012. Como ya expuesto antes, el recurso en Zaragoza ha sido de mejor calidad que en cualquier otro lugar de la península y los días con buen recurso por esta zona corresponden a días de alta producción eólica durante casi todo el mes. Los días de más alta producción también coinciden con periodos con mejor recurso en Albacete y en menor medida en Burgos.
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Ve
loci
da
d d
el v
íen
to (
m/s
)
Día
2009
2010
2011
2012
Fuente: AEMET, elaboración AEE
0
2
4
6
8
10
12
14
16
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Ve
loci
da
d d
e v
ien
to (
m/s
)
Día
2009
2010
2011
2012
Fuente: AEMET, elaboración AEE
Página 13 de 38
Gráfico 13. Comparación de la producción eólica dia ria peninsular con las velocidades de viento en la estaciones meteorológic as seleccionadas – Enero 2012
2.1.3 Desvíos de producción eólica
Se define desvío como la diferencia entre la MEDIDA (producción real) y el Programa Horario Liquidable (PHL), donde el PHL es:
PHL = PBF + RTPBF + Intradiario + RT Tiempo real
Y 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;
-
50.000,00
100.000,00
150.000,00
200.000,00
250.000,00
300.000,00
0
2
4
6
8
10
12
14
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Ve
loci
da
d d
el v
ien
to (
m/s
)
DíasVelocidad media díaria A Coruña Velocidad media díaria AlbaceteVelocidad media díaria Burgos Velocidad media díaria Jerez de la FronteraVelocidad media díaria Zaragoza Producción eólica (MWh)
Pro
du
cció
n d
íari
a (
MW
h)
Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE
PVP
PHF
PHL
Página 14 de 38
• PHL: Programa Horario Liquidable
Existen dos tipos de desvíos, que se definen a continuación:
• 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).
En los meses de enero y febrero 2012, en la mayor parte de las horas el desvío de la eólica ha sido positivo (75% de las horas), es decir la producción real (medida) ha sido mayor que la programada.
El desvío total POSITIVO en términos absolutos ha sido mayor en el mes de febrero que en el mes de enero, pero ha sido inferior en términos relativos, debido a la mayor producción eólica en febrero respecto a enero.
En cambio, el desvío total NEGATIVO en términos absolutos ha sido menor en febrero con respecto a enero.
El desvío promedio en enero 2012 ha estado entre un +14% y un -11%, mientras que en el mes de febrero 2012 ha disminuido situándose entre un +10,8% y -10,5%, debido a la mayor producción eólica en febrero.
En el siguiente gráfico se representa la evolución horaria del desvío de la eólica en los meses de enero y febrero 2012.
Gráfico 14. Evolución horaria del desvío de la eóli ca (Medida-PHL). 2012
Fuente: Esios.REE. Elaboración AEE
-3000
-2000
-1000
0
1000
2000
3000
4000
01
/01
/20
12
03
/01
/20
12
05
/01
/20
12
07
/01
/20
12
09
/01
/20
12
11
/01
/20
12
13
/01
/20
12
15
/01
/20
12
17
/01
/20
12
19
/01
/20
12
21
/01
/20
12
23
/01
/20
12
25
/01
/20
12
27
/01
/20
12
29
/01
/20
12
31
/01
/20
12
02
/02
/20
12
04
/02
/20
12
06
/02
/20
12
08
/02
/20
12
10
/02
/20
12
12
/02
/20
12
14
/02
/20
12
16
/02
/20
12
18
/02
/20
12
20
/02
/20
12
22
/02
/20
12
24
/02
/20
12
26
/02
/20
12
28
/02
/20
12
Desvío (Medida-PHL)
MWh
Página 15 de 38
Desde las 00.00h del domingo 26 de febrero a las 12.00h del martes 28 de febrero, el desvío de la eólica fue positivo y alcanzó valores superiores a 1.500 MW y máximos cercanos a los 1.800 MW.
La línea azul clarita representa el PBF (programa básico de funcionamiento que corresponde al programa de casación más los contratos bilaterales) y coincide con el PVP (línea rosa discontinua), ya que no ha habido Restricciones Técnicas en el PBF.
Después del PVP, están los intradiarios en los que la eólica disminuyó su programa, es decir, compró energía en los intradiarios, entendiendo que sus previsiones de producción eólica le resultaban inferiores a lo que habían previsto para el Mercado Diario.
En cambio, al llegar la producción real (medida), resultó superior que el PHL, e incluso superior en algunas horas que el PBF o PVP, lo que hizo que el desvío fuese aún mayor.
Gráfico 15. Evolución desde el PBF hasta la producc ión real de la eólica del 26/02/2012 al 28/02/2012
Fuente: Esios-REE. Elaboración AEE
2.2 Producción hidráulica
La generación a través de las centrales hidroeléctricas mantiene tasas de crecimiento negativas. En este mes de febrero ha generado tan sólo 1.183 GWh, un 56 % inferior que la generación del mismo mes del año 2011 (2.694 GWh), que a su vez fue un 30,5 % inferior que la del mismo mes del año 2010 (3.877 GWh).
-4.000
-2.000
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
26/02/2012 27/02/2012 28/02/2012
PBF
PVP
PHF
PHL
Medida
RT PBF
Intradiario
RT Tiempo real
Desvío (Medida-PHL)
MWh
Página 16 de 38
En el periodo acumulado en estos dos meses, la generación hidráulica ha alcanzado los 2.821 GWh, un 62,3% inferior que la del mismo periodo del año anterior. Estos valores son similares a los de años secos como el año 2006 o incluso inferiores a los del año 2005.
Gráfico 16. Generación hidráulica mensual. 2005-201 1
Las reservas de los embalses en régimen anual han aumentado ligeramente con respecto al mes de enero 2012, situándose en un 43% de la capacidad máxima en febrero 2012 frente al 42% del mes anterior.
En cambio las reservas de los embalses en régimen hiperanual han vuelto a disminuir hasta situarse en un 55% de la capacidad máxima (frente al 57,59% del mes de enero 2012).
Gráfico 17. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2012
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
2003 2004 2005
2006 2007 2008
2009 2010 Máxima (A)
2011 2012
Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE
Página 17 de 38
Gráfico 18. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen hiperanual. 2003-2012
2.3 Producción nuclear
En enero las centrales nucleares generaron un 9% más que en el mismo mes del año 2011 (5.383 GWh), en febrero han producido 5.357 GWh, un 19,8% más que en el mismo mes del año 2011 y han cubierto 23,51 % de la demanda de energía eléctrica, siendo por lo tanto la segunda tecnología en cuanto a generación por detrás del carbón.
Gráfico 19. Generación nuclear mensual. 2005 - 2012
0
2.000.000
4.000.000
6.000.000
8.000.000
10.000.000
12.000.000
MW
h
2003 2004
2005 2006
2007 2008
2009 2010
Máxima (A) 2011
2012
Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
5.500
6.000
GW
h
2005 2006 2007
2008 2009 2010
2011 2012Fuente: REE
Página 18 de 38
2.4 Producción de ciclo combinado
Los ciclos combinados con 3.968 GWh generados en febrero 2012 han producido un 16,4% menos que en el mismo mes del año anterior y han cubierto un 17,4% de la demanda de energía eléctrica (frente al 22,3% del mes de febrero 2011).
Con más de 25.000 MW instalados, el factor de capacidad se ha situado en un 22,5%.
Gráfico 20. Generación de ciclo combinado. 2003-201 2
2.5 Producción de carbón
La energía producida a través de las centrales de carbón sigue creciendo a tasas muy altas, en febrero 2011 han generado 5.682 GWh, un 114,3% más que en el mes de febrero de 2011 (2.651 GWh), que a su vez fue un 79% superior que la de febrero 2010 (1.480 GWh), aunque ésta fue un 54% inferior que la de febrero 2009 (3.218 GWh).
En este mes de febrero se mantienen como la primera tecnología en cuanto a generación, con prácticamente un 25% del consumo eléctrico.
En estos dos meses del año 2012, las centrales de carbón han generado 11.197 GWh, un 130,5% más que en el mismo periodo del año 2011.
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: REE
Página 19 de 38
Gráfico 21. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 12
La Resolución del 8 de febrero de 2011, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 2011 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro establece los siguientes valores para cada una de las centrales:
Tabla 03. Potencia, volumen máximo de generación y horas de funcionamiento de las centrales que utilizan carbón autóctono. 2011
Potencia
instalada (MW)
Volúmenes
máximos de
producción (GWh)
Horas de
funcionamiento
Soto de Ribera 3 346,25 1.312 3.789
Narcea 3 347,47 1.206 3.470
Anllares 346,84 1.968 5.675
La Robla 2 355,1 2.035 5.731
Compostilla 1143,48 5.444 4.761
Teruel 1055,77 6.184 5.857
Guardo 2 342,43 1.943 5.675
Puentenuevo 3 299,76 1.482 4.944
Escucha 142,35 372 2.612
Elcogás 296,44 1.400 4.723
TOTAL
21.946
Fuente: Resolución de 8 de febrero de 2011, de la Se cretaría de Estado de Energía
Los precios unitarios de retribución se fijan en los valores de la siguiente tabla, los costes variables serán el valor máximo que presentarán en las ofertas que realicen las centrales en el mercado diario para 2011, además en el apartado 4. del punto tercero se indica que no se ha considerado en los costes variables el peaje al que se refiere la disposición transitoria primera del RD-L 14/2010, de 0,5 €/MWh, por lo que deberá incorporarse a su entrada en vigor.
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
Página 20 de 38
Tabla 04. Costes fijos, costes variables y costes t otales de las centrales que utilizan carbón autóctono. Año 2011
Costes Fijos
(€/MWh)
Coste
Variables
(€/MWh)
Costes
Totales
(€/MWh)
Soto de Ribera 3 34,97 53,50 88,47
Narcea 3 26,61 55,74 82,35
Anllares 10,32 59,84 70,16
La Robla 2 16,21 55,25 71,46
Compostilla 14,63 55,23 69,86
Teruel 10,57 53,03 63,60
Guardo 2 18,18 58,17 76,35
Puentenuevo 3 39,76 60,18 99,94
Escucha 12,94 59,48 72,42
Elcogás 48,26 50,42 98,68
Fuente: Resolución de 8 de febrero de 2011, de la Se cretaría de Estado de Energía
2.6 Producción de fuel+gas
La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula durante el mes de febrero 2012.
Gráfico 22. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12
2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica)
La generación procedente de las tecnologías del régimen especial excepto la eólica, han aumentado un 10% en este mes de febrero 2012, con respecto a la del mismo mes del año 2011.
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
Página 21 de 38
Gráfico 23. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2012
En el siguiente gráfico se desglosan las tecnologías del régimen especial sin incluir la eólica en el periodo 2010-2012.
Gráfico 24. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012
Según los datos de REE, en el mes de febrero de 2012 un 30% de la energía producida por las tecnologías del régimen especial, corresponde a tecnologías no renovables, como la cogeneración.
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
GW
h2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: REE
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
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
Térmica no renovable
Térmica renovable
RE Solar térmica
RE Solar PV
RE HIDRÁULICA
Fuente: Datos REE y elaboración AEE
GWh
Página 22 de 38
Gráfico 25. Reparto de la generación del Régimen es pecial. Febrero 2012
De las energías renovables del régimen especial, en este mes de febrero 2012, un 76% corresponde a la eólica (4.884 GWh), frente a los 316 GWh de la hidráulica, 641 GWh, de la fotovoltaica, 210 GWh de la solar térmica y 364 GWh de la térmica renovable.
Gráfico 26. Reparto de la generación de las EERR de l Régimen especial. Febrero 2012
EÓLICA53%
RE HIDRÁULICA4%
RE Solar PV7%
RE Solar térmica
2%
Térmica renovable
4%
Térmica no renovable
30%
Fuente: REE y elaboración AEE
EÓLICA76%
RE HIDRÁULICA5%
RE Solar PV10%
RE Solar térmica
3%
Térmica renovable
6%
Fuente: REE y elaboración AEE
Página 23 de 38
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA
3.1 Precio del mercado diario
El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de febrero 2012 se ha situado en 53,48 €/MWh, siendo un 4,7% superior que el del mes de enero de 2012 (51,06 €/MWh) y un 11,3 % superior al del mes de febrero 2011 (48,03 €/MWh).
Gráfico 27. Evolución diaria del precio del MD. Feb rero 2012
La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de febrero 2012 ha aumentado con respecto al mes de enero 2012, oscilando entre un precio mínimo de 0,10 €/MWh a las 3.00h, 4.00h y 5.00h del lunes 13 de febrero; y un precio máximo de 90,13 €/MWh a las 20.00h el lunes día 20.
En el siguiente gráfico se representa la comparativa de los precios mensuales del mercado diario desde el año 2005 hasta la actualidad.
Gráfico 28. Evolución mensual del precio del mercad o diario. 2005 – 2012
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
€/
MW
h
Precio MÍNIMO
Precio MÁXIMO
Precio MEDIO en el sistema español
PROMEDIO MES
Fuente: OMIE y elaboración AEE
10
20
30
40
50
60
70
80
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Fuente: OMIE
€/MWh
Página 24 de 38
En cuanto a las tecnologías que han marcado precio en el mes de febrero, la generación hidráulica lo ha hecho en un 33% de las horas del mes, seguida por la térmica convencional (principalmente carbón) con un 29%, y después los ciclos con prácticamente un 19% de las horas.
En el siguiente gráfico se representa la evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante el mes de febrero 2012. En él se puede observar como en ningún día del mes, los precios en el mercado español han sido superiores a los precios en el sistema portugués (tal y como se indica también en la tabla siguiente).
Gráfico 29. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués y español. Febrero 2012
En la Tabla 05 se tiene el número de horas en las cuales el precio marginal del sistema eléctrico español (PEspañol) ha sido igual, inferior o superior al del sistema eléctrico portugués (PPortugués).
Tabla 05. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Febrero 2012
Nº horas %
PEspañol = PPortugués 517 74%
PEspañol < PPortugués 179 26%
PEspañol > PPortugués 0 0%
TOTAL 696 1
Fuente: OMEL y elaboración AEE
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
€/
MW
h
Precio MÍN sistema portugués
Precio MÁX sistema portugués
Precio MEDIO en el sistema español
Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)
Precio promedio sistema portugués
Fuente: OMIE y elaboración AEE
Página 25 de 38
3.2 Subastas CESUR
La próxima subasta CESUR se celebrará el próximo 21 de marzo, para más información: http://www.subastascesur.omie.es/subastas-cesur/
3.3 Retribución eólica
El precio medio ponderado por la energía eólica ha resultado un 3,87% inferior al precio medio aritmético del mercado en el mes de febrero 2012.
Tabla 06. Precio medio Aritmético y Precio medio Po nderado. 2012
2012 (€/MWh) Precio medio ARITMÉTICO
mensual (€/MWh)
Precio medio PONDERADO por la
energía eólica (€/MWh)
Variación (%)
Enero 51,06 47,87 -6,26%
Febrero 53,48 51,41 -3,87%
PERIODO 2012 52,23 49,92 -4,43%
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 febrero 2012, se ha situado en el límite superior o techo en 20 horas del mes (precios superiores a 74,13 €/MWh, pero inferiores al techo 94,273 €/MWh). Por otro lado, el precio máximo del mes se situó en 90,13 €/MWh, por lo que en ninguna de las horas del mes los precios han situado a la retribución en el tramo de prima nula (precios superiores al techo 94,273 €/MWh).
En 239 horas (un 34,3% de las horas), la retribución se ha situado en el tramo de prima constante (prima de 20,142 €/MWh), es decir, los precios se han situado en la horquilla de 58,76 €/MWh y 74,13 €/MWh.
Por último, en el tramo del suelo se han situado en un 62,8% de las horas, lo que significa que en 437 horas del mes de febrero los precios han sido inferiores a 58,96 €/MWh.
Tabla 07. Distribución por tramos. 2012
Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima
Enero 2012 70,6% 29,3% 0,1% 0,0%
Febrero 2012 62,8% 34,3% 2,9% 0,0%
Fuente: AEE
Página 26 de 38
En el Gráfico 30 se representa:
• La retribución en la opción de mercado según el RD 661/2007 (línea roja) • La retribución en la opción de mercado según la Disposición Transitoria 1ª ó
RD 436/2004 (línea verde) • La tarifa regulada según el RD 661/2007 (línea naranja) y • la distribución horaria de los precios (línea azul), es decir, el número de veces
o de horas en el periodo analizado (representado en el eje de ordenadas) que el precio del mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios.
Para precios inferiores a 40,8 €/MWh, la prima que perciben las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, resultaría inferior a la prima percibida por las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/2007, esto ha ocurrido en un18,5% de las horas del mes de marzo (138 horas), por lo que la retribución en la primera opción ha resultado mayor que la retribución en la segunda.
Gráfico 30. 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. Febrero 2012
En febrero 2012, la retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 se ha situado en 81,13 €/MWh, superior a la del mes de enero 2012, pero sigue siendo inferior que las otras dos opciones de retribución.
La retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007 se ha situado en 89,70 €/MWh.
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 Febrero 2012
RD 661/2007 Tarifa regulada
Distribución de los precios Febrero 2012
Fuente: AEE
Valores año 2012
Tarifa regulada RD 661/2007:
81,270 €/MWh
58,96€/MWh
74,13€/MWh40,80
€/MWh
Techo RD 661/07:94,273 €/MWh
Suelo RD 661/07: 79,103 €/MWh
Prima Referencia RD 661/07: 20,142 €/MWh53,48
€/MWh
61,12 €/MWh
Página 27 de 38
Tabla 08. Retribución mensual según las distintas o pciones. 2012
AÑO 2012 (€/MWh)
Precio medio PONDERADO
(€/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)
Tarifa regulada
RD 661/2007
Enero 47,87 32,11 79,98 38,30 86,16 6,18 81,27 Febrero 51,41 29,72 81,13 38,29 89,70 8,58 81,27
Promedio PERIODO 2012 49,92 30,72 80,64 38,30 88,21 7,57 81,27
*Prima + Incentivo RD 436/2004 = 50% TMR 2006
Fuente: AEE
Por otro lado, según la información que publica CNE, de los casi 20.747 MW, tan sólo un 6% están acogidos a la opción de mercado del Real Decreto 661/2007, en cambio hay más de 5.000 MW acogidos a la opción de Tarifa regulada del RD 661/2007 (un 25%).
Hay 7 MW acogidos a la opción de tarifa regulada del Real Decreto 436/2004, los cuales se mantendrán en dicha opción durante el resto de la vida de la instalación.
Y 14.245 MW acogidos a la opción de mercado de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, que tendrán que cambiarse a la opción de mercado o a tarifa regulada del RD 661/2007 a partir del 1 de enero de 2013.
También, es importante indicar que hay más de 170 MW que participan en otros mercados distintos al gestionado por OMIE, de los cuales 157 MW están acogidos a la DT1ª del RD 661/2007 y 14 MW acogidos a la opción de mercado del RD 661/2007.
Gráfico 31. Potencia instalada acogida a cada una d e las opciones de retribución. Potencia (MW)
Fuente: CNE y elaboración AEE
Ventas a tarifa a través de representante DT1ª RD
661/07 (RD 436/04)
0%
Ventas a tarifa a través de representante RD 661/07
25%
Participación en Mercado de ofertas DT1ª RD 661/07
(RD 436/04)
68%
Participación en Mercado de ofertas
RD 661/07
6%
Participación en otros mercados DT1ª RD
661/07 (RD 436/04)
1%
Participación en otros mercados RD 661/07
0%
Página 28 de 38
3.4 Primas al régimen especial
En 2011 las primas al régimen especial han sido un 3,75% inferior a las del año 2010. Esta reducción se ha debido a una combinación de los siguientes factores, además del incremento de los precios del mercado:
• Caída del importe total de las primas que ha percibido la tecnología fotovoltaica, han resultado prácticamente un 10% inferiores que las del año 2010, a pesar de que la producción ha sido un 15% superior, pero la energía primada ha sido inferior.
• Las primas percibidas por la hidráulica de régimen especial han sido un 31% inferior, debido a la caída de la producción, un 22% menos, y al incremento de los precios del mercado.
• Por su parte, la eólica también ha percibido menos en primas, un 13,56% menos, debido a la menor producción y al aumento de los precios, que ha hecho que la retribución promedio de 2011 que se ha situado en 82,33 €/MWh, sea superior a la retribución promedio total en 2010 que fue 78,04 €/MWh.
Tabla 09. Primas percibidas por el régimen especial . 2010 y 2011
AÑO TECNOLOGIA Potencia Instalada
(MW)
Energía Vendida (GWh)
Energía Primada (GWh)
Nº Instalaciones
Retribución Total (Miles
€)
Precio Medio
Retribución Total
(cent€/kWh)
Prima equivalente
(miles €)
2010
COGENERACIÓN 6.056 23.724 23.724 976 2.232.440 9,410 1.337.339
SOLAR FV 3.836 6.399 6.399 54.942 2.897.339 45,275 2.650.897
SOLAR TE 532 692 692 13 211.503 30,584 184.872
EÓLICA 19.701 43.192 43.192 1.138 3.370.621 7,804 1.968.177
HIDRÁULICA 2.026 6.739 6.739 1.045 527.383 7,826 296.573
BIOMASA 699 3.141 3.141 161 362.470 11,540 243.453
RESIDUOS 610 3.117 3.117 36 210.488 6,754 92.894
TRAT.RESIDUOS 658 4.285 4.285 52 512.621 11,963 350.951
Total 2010 34.119 91.289 91.289 58.363 10.324.866 1 1,310 7.125.156
2011
COGENERACIÓN 6.190 24.977 24.977 1.002 2.548.442 10,203 1.405.222
SOLAR FV 4.168 7.355 6.101 57.139 2.719.220 36,973 2.387.303
SOLAR TE 999 1.777 1.777 23 506.459 28,505 426.274
EÓLICA 20.747 41.340 41.340 1.186 3.403.625 8,233 1.701.240
HIDRÁULICA 2.028 5.242 5.242 1.047 434.688 8,293 204.419
BIOMASA 724 3.675 3.675 177 435.833 11,859 271.224
RESIDUOS 621 3.038 3.038 36 236.635 7,789 97.583
TRAT.RESIDUOS 658 4.419 4.419 52 565.947 12,806 363.678
OTRAS TECN. RENOVABLES 0 0 0 1 10 7,228 3
Total 2011 36.135 91.823 90.570 60.663 10.850.858 1 1,817 6.856.946
Fuente: CNE
Página 29 de 38
4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES
En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de febrero con la previsión del Informe AEE Nº49 en el escenario medio:
Tabla 10. Comparativa previsión AEE - Aleasoft esce nario medio y valor real
PRECIO REAL
(€/MWh)
PREVISIÓN AEE – Aleasoft 49 ESCENARIO
MEDIO (€/MWh)
Diferencia (€/MWh)
Febrero 2012 53,48 49,15 4,33
Fuente: AEE - Aleasoft
El precio medio aritmético para el mes de febrero ha sido de 53,48 €/MWh, 4,33 €/MWh superior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en este resultado son:
Efectos que tienden a disminuir el precio:
• MAYOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 10,40 % superior a la prevista.
• MAYOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 4,11 % superior a la prevista.
Efectos que tienden a aumentar el precio:
• MAYOR DEMANDA: La demanda ha sido un 3,25 % superior a la prevista.
• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 22,74 % inferior a la prevista.
Debido al aumento de la demanda eléctrica, debido a las bajas temperaturas registradas durante el mes de febrero y a la baja producción hidráulica, con valores típicos de un año de sequía, el precio final ha sido significativamente superior al previsto.
Página 30 de 38
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 los siguientes 12 meses (marzo 2012 – febrero 2013) se prevé que la demanda eléctrica sea muy similar a la de los últimos 12 meses (0%).
Para este mes de marzo la previsión es que la demanda sea un 4,59 % inferior a la del mismo mes de 2011, debido a las previsiones pesimistas en la recuperación de la actividad económica y a que las temperaturas registradas ese mes fueron inferiores a la media histórica para marzo.
Gráfico 32. Previsión de demanda. Marzo 2012 - Febr ero 2013
Gráfico 33. 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
PREVISIÓN DEMANDA
2007 2008
2009 2010
2011 2012
Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)
Fue
nte:
Pre
visi
one
sA
EE
-A
leas
oft
Página 31 de 38
5.2 Generación eólica
Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 7,56 % superior a la de los últimos 12 meses.
En el Gráfico 35 se muestra la evolución de la generación eólica real desde el año 2007 hasta la actualidad, frente a la previsión en el escenario medio para el periodo analizado.
Gráfico 34. Previsión de generación eólica. Marzo 2 012 - Febrero 2013
Gráfico 35. Generación eólica: previsión escenario medio y real
5.3 Producción hidráulica
La producción hidráulica mensual prevista para los tres escenarios analizados en el presente informe, frente a la producción hidráulica de los 12 meses anteriores, se puede ver en el siguiente gráfico.
Se prevé que para el mes de marzo de 2012, la producción hidráulica sea un 50,28 % inferior a la del mismo mes del año 2011. Para los 12 meses de previsión (marzo 2012 – febrero 2013), la producción hidráulica total prevista es un 5,34 % inferior a la de los últimos 12 meses, debido al estado bajo de las reservas de los embalses.
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
MW
h
EÓLICA_MAX
EÓLICA_MED
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
2007 2008
2009 2010
2011 2012
Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)F
uent
e: R
EE
y p
revi
sio
nes
AE
E -
Ale
aso
ft
Página 32 de 38
Gráfico 36. Previsión de generación hidráulica. Mar zo 2012 - Febrero 2013
Gráfico 37. 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 registró valores entre 110 y 127 $/bbl durante el mes de febrero del 2012. Se prevé que los precios se mantengan estables, con un valor medio de 119,17 $/bbl para el mes de marzo.
El precio del carbón en el mes de febrero, aumentó 0,87% respecto al mes anterior. Se prevé que se mantenga entre 101 y 115 $/t dentro del horizonte analizado.
El precio del gas natural aumentó un 19,93 % en el mes de febrero respecto al mes anterior. Se espera que en el horizonte analizado, los precios se mantengan alrededor de los 9,27 $/MMBTU.
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000M
Wh
PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO
HIDR_LLUVIOSO
HIDR_SECO
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
PREVISIÓN HIDRÁULICA
2007 2008
2009 2010
2011 2012
Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)
Fue
nte:
RE
E y
pre
visi
one
s A
EE
-A
leas
oft
Página 33 de 38
Gráfico 38. Previsión precio Brent. Marzo 2012 - Fe brero 2013
Gráfico 39. Previsión precio carbón. Marzo 2012 - F ebrero 2013
Gráfico 40. Previsión precio gas natural. Marzo 201 2 - Febrero 2013
5.5 Precios de los derechos de emisión
El precio medio de derechos de emisión de CO2 aumentó 21,23 % en el mes de febrero respecto al mes anterior. Para el periodo analizado, se prevé que el precio oscile entre 9 y 11 €/t CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 5,50 y 15 €/t CO2.
5.6 Tipo de cambio
El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de febrero se situó en 1,32. Dentro del horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,33.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
$/bb
l
BR_MED
BR_MIN
BR_MAX
Precio del brent
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
$/to
n
HI_MED
HI_MIN
HI_MAX
Precio del carbón
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
0
2
4
6
8
10
12
14
$/M
MB
TU
GN_MED
GN_MIN
GN_MAX
Precio gas natural
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
Página 34 de 38
6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS
6.1 Previsión: Precio mensual
Según las previsiones obtenidas en la fecha 5 de marzo de 2012, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de marzo la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 51,64 €/MWh, y 47,03 €/MWh en el mes de abril. Las previsiones de precio suben respecto a las previsiones del último informe por el aumento en las previsiones de los combustibles (barril Brent y Gas natural).
El promedio del precio para los primeros 7 días del mes de marzo se ha situado en 50,53 €/MWh.
Gráfico 41. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Marzo 2012
En el Gráfico 42 se representa la evolución del precio mensual del Mercado Diario desde el año 2007 hasta la actualidad frente a las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la Tabla 11).
Gráfico 42. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios
El Gráfico 43 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.
0
10
20
30
40
50
60
70
80
€/
MW
h
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
€/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
ft
Página 35 de 38
Gráfico 43. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE
En el Gráfico 44 se muestra la comparación de las previsiones de los últimos siete informes de AleaSoft.
Gráfico 44. Comparativa de últimas previsiones Alea Soft
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.
15
25
35
45
55
65
75
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
€/M
Wh
2007 2008
2009 2010
2011 2012
PREVISIÓN AEE50 (año 2012) PREVISIÓN AEE50 (año 2013)
Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
45,00
50,00
55,00
60,00
65,00
€/M
Wh
REALES AEE 44 AEE 45 AEE 46 AEE 47 AEE 48 AEE 49
Página 36 de 38
Tabla 11. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios
PRECIO ESTIMADO
MÍN (€/MWh)
MEDIO (€/MWh)
MAX (€/MWh)
Marzo 2012 34,79 51,64 64,67
Abril 2012 30,43 47,03 66,39
Mayo 2012 34,47 49,95 67,43
Junio 2012 39,15 52,24 69,35
Julio 2012 41,02 54,94 72,15
Agosto 2012 37,77 54,03 73,47
Septiembre 2012 40,34 55,44 73,11
Octubre 2012 37,33 54,05 72,56
Noviembre 2012 32,27 51,11 72,13
Diciembre 2012 30,80 51,88 75,83
Enero 2013 25,67 50,52 75,00
Febrero 2013 25,69 51,89 76,66
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
Tabla 12. Precios promedio para 2011 y previsión tr imestral de los precios según el escenario medio
PRECIO ESTIMADO
MEDIO (€/MWh)
1Q 2011* 45,31
2Q 2011* 48,12
3Q 2011* 54,27
4Q 2011* 51,97
1Q 2012 52,07
2Q 2012 49,74
3Q 2012 54,80
4Q 2012 52,35
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
* Promedio valores reales 2011
Página 37 de 38
6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que
El Gráfico 45 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 45. Previsión de precios según el escenario medio. Marzo 2012 - Febrero 2013
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
€/
MW
h
Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft
Este informe es un servicio de la Asociación Empresarial Eólica (AEE) para sus asociados quedando prohibida la reproducción o divulgación total o parcial a terceros. Su contenido y resultados obtenidos se basan en los escenarios presentados, no suponiendo ninguna garantía sobre el resultado de los mismos.
