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INFORME MENSUAL
PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL
MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO
Nº 49
PERIODO: FEBRERO 2012 – ENERO 2013
Fecha de publicación: 10 de Febrero 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).
INDICE
1. INTRODUCCIÓN .................................................................................................. 3
2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN ........................ ............................................ 4
3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ................... ................................... 15
4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............ ................................ 20
5. PREVISIONES DE VARIABLES .......................... .............................................. 21
6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................ .................................. 26
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1. INTRODUCCIÓN
Generación eólica
La producción de energía eléctrica procedente de las instalaciones eólicas en el mes de enero 2012 se ha situado un 11% por debajo de los niveles del mismo mes del año anterior. Con 3.602 GWh, ha cubierto un 15,63% de la demanda de energía eléctrica, frente al 17,17% de enero de 2012.
El factor de capacidad promedio en enero 2012 se sitúa en torno al 22%, valor muy inferior a la media de los últimos años.
Demanda de energía eléctrica
La demanda de energía eléctrica ha vuelto a descender en el mes de enero, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, la caída se ha situado en un 2,4% con respecto al mismo mes del año anterior, situándose por debajo de los niveles del año 2006.
Las energías renovables han cubierto un 26,7% de la generación eléctrica en el mes de enero 2012, valor muy inferior al promedio del año 2010 (35,8%) y el del año 2011 (32,4%)
Precios y retribución eólica
El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de enero 2012 se ha situado en 51,06 €/MWh, siendo un 2% superior al del mes de diciembre 2011 (50,07 €/MWh) y un 24% superior al del mes de enero 2011 (41,19 €/MWh).
La retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 se ha situado ligeramente por encima del suelo, siendo el valor promedio de 79,98 €/MWh, según los datos de CNE actualmente hay unos 1.200 MW acogidos a esta opción, mientras que hay más de 5.000 MW acogidos a tarifa regulada (81,270 €/MWh para el año 2012)
La potencia de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007, asciende a unos 14.000 MW, los cuales han percibido una retribución promedio en este mes de enero 2012 de 86,16 €/MWh, a finales de este año 2012 se termina el periodo transitorio, por lo que dichas instalaciones tendrán que cambiarse a lo establecido en el Real Decreto 661/2007.`
Según las previsiones obtenidas en la fecha 3 de febrero de 2012, a partir de las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de febrero la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 49,15 €/MWh, y 46,95 €/MWh en el mes de marzo. Las previsiones de precio suben en los meses de primavera, con respecto a las del último informe, debido a la revisión del escenario de producción hidráulica que se estima baja para los siguientes meses.
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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN
La demanda de energía eléctrica ha vuelto a descender en el mes de enero, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, la caída se ha situado en un 2,4% con respecto al mismo mes del año anterior, situándose por debajo de los niveles del año 2006.
El consumo eléctrico en términos brutos ha alcanzado los 23.045 GWh, un 2,5% inferior que el valor de enero 2011.
Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2004-2012
En cuanto al reparto por tecnologías, el carbón se mantiene con tasas de crecimiento positivas y muy significativas llegando a cubrir un 24% del consumo, frente al 9,34% de enero del año 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
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Gráfico 02. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2010-2012
Gráfico 03. Evolución mensual del % de participació n sobre la generación. 2011-2012
Fuente: REE. Elaboración AEE
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA
CICLO COMBINADO FUEL+GAS
CARBÓN HIDRÁULICA
NUCLEAR
Fuente: Datos REE y elaboración AEE
GWh
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
Térmica no renovable
Térmica renovable
RE Solar térmica
RE Solar PV
RE HIDRÁULICA
EÓLICA
CICLO COMBINADO
FUEL+GAS
CARBÓN
HIDRÁULICA
NUCLEAR
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En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, es significativo señala la caída de la participación en el consumo eléctrico de las centrales hidráulicas (de un 20,25% a un 7,24%), la menor participación de los ciclos combinados (de un 21,8% a un 18,7) y de la eólica (17,17% en enero 2011 y 15,6% en enero 2012). En cambio, el carbón, la nuclear y la solar fotovoltaica y térmica, han aumentado su participación.
Gráfico 04. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Enero 2012
Gráfico 05. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Enero 2011
HIDRÁULICA7,24%
NUCLEAR23,36%
CARBÓN23,96%
FUEL+GAS0,00%
CICLO COMBINADO18,76%
EÓLICA15,63%
RE HIDRÁULICA1,41%
RE Solar PV2,15%
RE Solar térmica0,56%
Térmica renovable1,69%
Térmica no renovable
12,64%
CONSUMOS EN BOMBEO-2,01%
SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
-2,25%
Fuente: REEy elaboración AEE
HIDRÁULICA20,25%
NUCLEAR20,89%
CARBÓN9,34%
FUEL+GAS0,00%
CICLO COMBINADO21,83%
EÓLICA17,17%
RE HIDRÁULICA2,76%
RE Solar PV1,44%
RE Solar térmica0,17%
Térmica renovable1,51%
Térmica no renovable
11,46%
CONSUMOS EN BOMBEO
-1,82%SALDO INTERCAMBIOS
INTERNACIONALES-2,59%
Fuente: REEy elaboración AEE
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En el siguiente gráfico se representa desde el mes de enero 2010 hasta el mismo mes de 2012, la evolución de la producción de energía eléctrica a través de fuentes de energía 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%.
Para el año 2011 este valor se ha situado en un 32,4% y para el mes de enero de 2012, las energías renovables han cubierto un 26,7% de la generación eléctrica.
Gráfico 06. Evolución mensual del % de la producció n eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2010-2012
Fuente: REE y elaboración AEE
2.1 Producción eólica
La generación eólica se ha situado un 11% por debajo del valor del mes de enero 2011, que ha sido 3.602 GWh, frente a los 4.057 GWh de enero de 2011, que a su vez fue inferior a la de enero de 2010 (4.320 GWh).
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
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%
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%
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Gráfico 07. 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 del 2012.
En él se puede observar como el factor de capacidad mensual de la eólica sigue siendo significativamente inferior al de años anteriores, situándose por debajo del 25%.
Gráfico 08. 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
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
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
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Según los datos publicados por Red Eléctrica, los MWh de eólica reducidos debido a dificultades para su integración, han sido significativamente inferiores a los de años anteriores, siendo esas limitaciones un 0,18% del producible eólico en el año 2011.
Gráfico 09. Dificultades para la integración de la generación eólica MWh reducidos en el año 2011
2.2 Producción hidráulica
La caída de las reservas en los embalses ha situado a la producción hidráulica en este mes de enero 2012, en un 65,1% inferior a la generación de enero 2011. Con 1.669 GWh la hidráulica se sitúa cerca de los niveles de generación de años como el 2005, 2006 y 2008, años especialmente secos.
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Gráfico 10. Generación hidráulica mensual. 2005-201 1
Las reservas de los embalses tanto en régimen anual como en hiperanual vuelven a disminuir con respecto a meses anteriores, situándose en un 42% de la capacidad máxima para el régimen anual (46,4% mes de diciembre 2011) y en un 57,5% de la capacidad máxima del régimen hiperanual (61% mes de diciembre 2011).
Gráfico 11. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2012
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000G
Wh
2005 2006
2007 2008
2009 2010
2011 2012
Fuente: REE
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
8.000.000
9.000.000
MW
h
2003 2004 2005
2006 2007 2008
2009 2010 Máxima (A)
2011 2012
Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE
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Gráfico 12. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen hiperanual. 2003-2012
2.3 Producción nuclear
Las centrales nucleares han generado un 9% más que en el mes de enero 2011, con 5.383 GWh.
Gráfico 13. 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
NUCLEAR
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2.4 Producción de ciclo combinado
Los ciclos combinados con 4.324 GWh se mantienen como tercera tecnología por detrás del carbón (5.522 GWh) y de la nuclear (5.383 GWh).
La generación de esta tecnología se ha visto drásticamente reducida desde el año 2008, situándose en prácticamente la mitad.
Gráfico 14. Generación de ciclo combinado. 2003-201 2
El factor de capacidad de los ciclos combinados se sitúa en torno al 23% en el mes de enero 2012.
2.5 Producción de carbón
Las centrales de carbón siguen incrementando su participación en la cobertura de la demanda, con 5.522 GWh generados en enero 2012 (un 150% superior a la producción de enero 2011), lo que ha supuesto un 24% del consumo eléctrico, frente al 9,34% del mismo mes del año anterior.
Gráfico 15. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 12
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
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: REE
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2.6 Producción de fuel+gas
La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula durante enero 2012.
Gráfico 16. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 12
2.7 Resto de régimen especial
En enero 2012, la generación de las tecnologías del resto del régimen especial (excluyendo a la eólica) ha aumentado un 3,76% con respecto al mes de enero de 2011.
Gráfico 17. 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.
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: REE
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
GW
h
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
Fuente: REE
Página 14 de 31
Gráfico 18. Generación mensual del resto del régime n especial. 2010-2012
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
Térmica no renovable
Térmica renovable
RE Solar térmica
RE Solar PV
RE HIDRÁULICA
Fuente: Datos REE y elaboración AEE
GWh
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3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
3.1 Precio del mercado diario
El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de enero 2012 se ha situado en 51,06 €/MWh, siendo un 2% superior al del mes de diciembre 2011 (50,07 €/MWh) y un 24% superior al del mes de enero 2011 (41,19 €/MWh).
Gráfico 19. Evolución diaria del precio del MD. Ene ro 2012
La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de enero 2012 se mantiene en los niveles de los meses anteriores, oscilando entre un precio mínimo de 0 €/MWh a las 5.00h del lunes 2 de enero; y un precio máximo de 79 €/MWh a las 22.00h el domingo 15 de enero.
En el siguiente gráfico se representa la comparativa de los precios mensuales del mercado diario desde el año 2005 hasta la actualidad.
Gráfico 20. Evolución mensual del precio del mercad o diario. 2005 – 2012
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
€/
MW
h
Precio MÍNIMO
Precio MÁXIMO
Precio MEDIO en el sistema español
PROMEDIO MES
Fuente: OMEL 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: OMEL
€/MWh
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En el Gráfico 21 se representa la evolución del porcentaje de veces que marca precio marginal cada tecnología respecto al total de horas del periodo, desde enero del 2009 hasta la actualidad. Ha de tenerse en cuenta que estos porcentajes no suman 100 debido a que en una misma hora pueden marcar precio marginal más de una tecnología.
Gráfico 21. Tecnologías que marcan precio. 2010-201 2
El precio promedio del sistema eléctrico portugués de diciembre se ha situado en 51,95 €/MW, superior que el precio del sistema eléctrico español.
Gráfico 22. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués. Enero 2012
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12
Generación térmica ciclo combinado Generación térmica convencional Generación hidráulica
Generación hidráulica de bombeo Régimen especial Intercambios internacionales
Agente externo (vendedor) Comercializador (venta) Contrato de suministro REE-EDF
Mibel importación desde sistema eléctrico español Mibel importación desde sistema eléctrico portugués
Fuente: OMEL y elaboración AEE
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
€/
MW
h
Precio MÍN sistema portugués
Precio MÁX sistema portugués
Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)
Precio promedio sistema portugués
Fuente: OMEL y elaboración AEE
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En la Tabla 01 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 01. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Enero 2012
Nº horas %
PEspañol = PPortugués 649 87%
PEspañol < PPortugués 95 13%
PEspañol > PPortugués 0 0%
TOTAL 744 100%
Fuente: OMEL y elaboración AEE
3.2 Precios en otros países
En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual de los precios medios mensuales de los principales mercados internacionales durante el año 2011.
Gráfico 23. Precios medios mensuales mercados inter nacionales. 2011
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
€/M
Wh
Título del gráfico
EPEX-Alemania EPEX-Francia
NORDPOOL GME
APX Sistema Eléctrico Portugués
Sistema Eléctrico Español
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3.3 Retribución eólica
El precio medio ponderado por la energía eólica ha resultado un 6% inferior al precio medio aritmético del mercado.
En este mes de enero 2012, la mayor parte de las horas el precio se ha situado en el límite inferior (64,5%), es decir, el precio horario del mercado diario ha sido durante 480 horas del mes inferior a 58,96 €/MWh.
Por otro lado, se ha situado en el tramo de prima constante durante un 34,9% de las horas (260 horas), lo que significa que el precio se ha situado entre los 58,96 €/MWh y 74,13 €/MWh.
Por último, durante 4 horas los precios se han situado en el límite superior de la retribución, es decir, el precio del mercado diario ha sido superior a 74,13 €/MWh, pero inferior al techo (94,273 €/MWh), mientras que no se ha situado en ninguna de las horas en el tramo de prima cero, al igual que todo el año 2011.
Tabla 02. Distribución por tramos. 2012
Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima
Enero 2012 64,5% 34,9% 0,5% 0,0%
Fuente: AEE
En el 0 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.
Página 19 de 31
Gráfico 24. 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. Enero 2012
La retribución en la opción de mercado del RD 661/2007 se ha situado ligeramente por encima del suelo, siendo el valor promedio de 79,98 €/MWh.
La retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/2007 se ha situado en 86,16 €/MWh.
Por otro lado, según la información que publica CNE, de los casi 20.600 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. 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 14.000 MW acogidos a la opción de mercado de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/2007, que tendrán que cambiarse al RD 661/2007 a partir del 1 de enero de 2013.
Gráfico 25. Potencia instalada acogida a cada una d e las opciones de retribución
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 Enero 2012
RD 661/2007 Tarifa regulada
Distribución de los precios Enero 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 €/MWh51,06
€/MWh
61,12 €/MWh
Tarifa regulada RD 436/20047MW
0%
Mercado DT 1ª RD 661/2007 (RD 436/2004)
14.400 MW
70%
Mercado RD 661/20071.150 MW
6%
Tarifa regulada RD 661/20075.021 MW
24%
Fuente: CNE
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4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES
En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de enero con la previsión del Informe AEE Nº48 en el escenario medio:
Tabla 03. Comparativa previsión AEE - Aleasoft esce nario medio y valor real
PRECIO REAL
(€/MWh)
PREVISIÓN AEE – Aleasoft 48 ESCENARIO
MEDIO (€/MWh)
Diferencia (€/MWh)
Enero 2012 51,06 45,57 5,49
Fuente: AEE - Aleasoft
El precio medio aritmético para el mes de enero ha sido de 51,06 €/MWh, 5,49 €/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:
• MENOR DEMANDA: La demanda ha sido un 0,16 % inferior a la prevista.
Efectos que tienden a aumentar el precio:
• MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 14,56 % inferior a la prevista.
• MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 33,01 % inferior a la prevista.
• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 2,06 % inferior a la prevista.
Debido principalmente a la gran bajada en la producción eólica en el mes de enero, con valores comparables a los de 2009, y a la baja producción hidráulica, con valores típicos de un año de sequía, el precio final ha sido significativamente superior al previsto.
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5. PREVISIONES DE VARIABLES
De acuerdo con los criterios de la reunión del 7 de Julio de 2007 se establecen tres escenarios para obtener una horquilla de precios: escenarios de precios bajo, medio y alto, que supone una combinación de:
5.1 Demanda mensual de REE
Para los siguientes 12 meses (febrero 2012 – enero 2013) se prevé que la demanda eléctrica sea un 0,76 % superior a la de los últimos 12 meses. Para este mes de febrero la previsión es que la demanda sea un 3,52 % superior a la del mismo mes de 2011, debido a las bajas temperaturas que se están registrando en este mes de febrero.
Gráfico 26. Previsión de demanda. Febrero 2012 - En ero 2013
Gráfico 27. 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
2007 2008
2009 2010
2011 2012
Previsión AEE (año 2012) Previsión AEE (año 2013)
Fue
nte:
Pre
visi
one
sA
EE
-A
leas
oft
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5.2 Generación eólica
Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 9,86 % superior a la de los últimos 12 meses. En el siguiente gráfico 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 28. Previsión de generación eólica. Febrero 2012 - Enero 2013
Gráfico 29. Generación eólica: previsión escenario medio y real
5.3 Producción hidráulica
En el siguiente gráfico se representa la producción hidráulica mensual prevista para los tres escenarios analizados en el presente informe, frente a la producción hidráulica de los 12 meses anteriores.
Se prevé que para el mes de febrero de 2012, la producción hidráulica sea un 44,58 % inferior a la del mismo mes del año 2011. Para los 12 meses de previsión (febrero 2012 – enero 2013), la producción hidráulica total prevista es un 16,66 % inferior a la de los últimos 12 meses, debido al estado bajo de las reservas en los embalses que hace prever un invierno con poca producción.
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
7.000.000
MW
h
PREVISIÓN PRODUCCIÓN EÓLICA
EÓLICA_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)
Fue
nte:
RE
E y
pre
visi
one
s A
EE
-A
leas
oft
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Gráfico 30. Previsión de generación hidráulica. Feb rero 2012 - Enero 2013
Gráfico 31. 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 108 y 114 $/bbl durante el mes de enero del 2012. Se prevé que los precios se mantengan estables, con un valor medio de 111,29 $/bbl para el mes de febrero.
El precio del carbón en el mes de enero, aumentó 1,77% respecto al mes anterior. Se prevé que se mantenga entre 106 y 118 $/t dentro del horizonte analizado.
El precio del gas natural disminuyó un 6,22 % en el mes de enero respecto al mes anterior. Se espera que en el horizonte analizado, los precios se mantengan alrededor de los 9,01 $/MMBTU.
Gráfico 32. Previsión precio Brent. Febrero 2012 - Enero 2013
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
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Gráfico 33. Previsión precio carbón. Febrero 2012 - Enero 2013
Gráfico 34. Previsión precio gas natural. Febrero 2 012 - Enero 2013
5.5 Precios de los derechos de emisión
El precio medio de derechos de emisión de CO2 disminuyó 5,17 % en el mes de enero respecto al mes anterior. Para el periodo analizado, se prevé que el precio oscile entre 8,5 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 enero se situó en 1,29. Dentro del horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,33.
0
20
40
60
80
100
120
140
$/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
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6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS
6.1 Previsión: Precio mensual
Según las previsiones obtenidas en la fecha 3 de febrero de 2012, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de febrero la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 49,15 €/MWh, y 46,95 €/MWh en el mes de marzo. Las previsiones de precio suben en los meses de primavera, con respecto a las del último informe, debido a la revisión del escenario de producción hidráulica que se estima baja para los siguientes meses.
El promedio del precio para los primeros 10 días del mes de febrero se ha situado en 50,92 €/MWh.
Gráfico 35. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Febrero 2011
En el Gráfico 36 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 04).
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
€/
MW
h
Precio MÍNIMO
Precio MÁXIMO
Precio MEDIO en el sistema español
PROMEDIO MES
Fuente: OMEL y elaboración AEE
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Gráfico 36. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios
El Gráfico 37 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-Aleasoft según el escenario medio.
Gráfico 37. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE
En el Gráfico 38 se muestra la comparación de las previsiones de los últimos siete informes de AleaSoft.
Gráfico 38. Comparativa de últimas previsiones Alea Soft
0
10
20
30
40
50
60
70
80€/
MW
h
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
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 AEE49 (año 2012) PREVISIÓN AEE49 (año 2013)
Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft
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En la Tabla 04 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la Tabla 05, la media trimestral para el escenario medio.
Tabla 04. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios
PRECIO ESTIMADO
MÍN (€/MWh)
MEDIO (€/MWh)
MAX (€/MWh)
Febrero 2012 35,09 49,15 64,09
Marzo 2012 24,82 46,95 63,95
Abril 2012 24,44 45,33 62,28
Mayo 2012 29,79 48,74 62,92
Junio 2012 35,17 53,19 65,79
Julio 2012 35,50 54,95 67,43
Agosto 2012 30,73 52,05 66,96
Septiembre 2012 33,53 53,09 66,94
Octubre 2012 31,79 51,35 67,62
Noviembre 2012 27,63 48,54 68,11
Diciembre 2012 28,13 50,68 73,88
Enero 2013 24,78 52,40 74,83
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
Tabla 05. Precios promedio para 2011 y previsión tr imestral de los precios según el escenario medio
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
55.00
60.00
65.00
€/M
Wh
REALES AEE 43 AEE 44 AEE 45 AEE 46 AEE 47 AEE 48 AEE 49
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PRECIO ESTIMADO
MEDIO (€/MWh)
1Q 2012 49,05
2Q 2012 49,09
3Q 2012 53,36
4Q 2012 50,19
Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft
En la siguiente tabla se muestran los resultados de los contratos de OMIP.
Tabla 06. Precios OMIP - 10 de Febrero de 2012
Fuente: OMIP
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6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que
El Gráfico 39 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 39. Previsión de precios según el escenario medio. Febrero 2012 - Enero 2013
0
10
20
30
40
50
60
70
80
€/
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.
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