INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS …...El precio promedio del mercado diario en enero de...

INFORME MENSUAL

PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL

MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Nº 38

PERIODO: FEBRERO 2011 – ENERO 2012

Fecha de publicación: 8 de Febrero de 2011

Con la colaboración de

El presente informe contiene las previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el horizonte de un año, en base a las hipótesis y variables de entrada que se mencionan y a partir de los modelos desarrollados por AleaSoft (www.aleasoft.com).

INDICE

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

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

3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO ................... ................................... 11

4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES ............ ................................ 19

5. PREVISIONES DE VARIABLES .......................... .............................................. 20

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS ................ .................................. 25

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1. INTRODUCCIÓN

Generación eólica

La generación eólica ha sido de 3.933 GWh en el mes de enero 2011, siendo un 5,67% inferior que la del mismo mes del año 2010.

La cobertura de la demanda con la energía producida a través de los parques eólicos ha alcanzado el 16,64%, frente al 17,68% del mismo mes del año 2010.

Demanda de energía eléctrica

La demanda de energía eléctrica de transporte en barras de central en el mes de enero 2011 ha sido un 0,24% superior que la del mismo mes del año 2010, siendo de un 1,33% (en términos netos) superior si corregimos los efectos de laboralidad y temperatura.

En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, en el mes de enero 2011 la hidráulica ha vuelto a incrementar su aportación con respecto a los últimos meses del año 2010, aunque sigue siendo el ciclo combinado la primera tecnología en cuanto a generación, con una cobertura del 21,81%, inferior que el dato del mes de enero del 2010 (23,09%).

Precios y retribución eólica

En enero de 2011, el precio promedio del mercado diario ha disminuido un 11,1% con respecto al del mes de diciembre 2010 (46,34 €/MWh), situándose en 41,19 €/MWh, pero ha sido un 41,8% superior que el precio promedio del mes de enero del año 2010 (29,06 €/MWh).

En cuanto a la retribución eólica promedio en el mes de enero, la evolución de los precios mantiene a la tarifa regulada del Real Decreto 661/2007 ligeramente por encima de las dos opciones de mercado

Se prevé para el mes de febrero que el precio promedio se sitúe en 43,80 €/MWh, y 41,46 €/MWh en el mes de marzo , según las variables expuestas en el presente informe.

Por otro lado, el precio promedio para los primeros 8 días del mes de febrero se ha situado en 50,41 €/MWh.

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica de transporte en barras de central en el mes de enero 2011 ha sido un 0,24% superior que la del mismo mes del año 2010, siendo de un 1,33% (en términos netos) superior si corregimos los efectos de laboralidad y temperatura.

Gráfico 01. Evolución mensual de la demanda de ener gía eléctrica. 2004-2011

En cuanto a la cobertura de la demanda por tecnologías, en el mes de enero 2011 la hidráulica ha vuelto a incrementar su aportación con respecto a los últimos meses del año 2010, aunque sigue siendo el ciclo combinado la primera tecnología en cuanto a generación, con una cobertura del 21,81%, inferior que el dato del mes de enero del 2010 (23,09%).

Gráfico 02. Evolución mensual de la generación por tecnologías. 2008 - 2011

18.000

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GW

h

2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

Fuente: REE

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RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA

CICLO COMBINADO FUEL+GAS

CARBÓN HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

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En los siguientes gráficos se representa la cobertura de la demanda en enero 2011 y en enero 2010.

Gráfico 03. Cobertura de la demanda.

Enero 2011

Gráfico 04. Cobertura de la demanda. Enero 2010

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

2.1 Producción eólica

La generación eólica ha sido de 3.933 GWh en el mes de enero 2011, siendo un 5,67% inferior que la del mismo mes del año 2010.

La cobertura de la demanda con la energía producida a través de los parques eólicos ha alcanzado el 16,64%, frente al 17,68% del mismo mes del año 2010.

Gráfico 05. Evolución mensual de la generación eóli ca. 2003 - 2011

En el Gráfico 06 se representa la evolución mensual de la cobertura de la demanda con energía eólica del año 2010.

HIDRÁULICA20,73%

NUCLEAR20,77%

CARBÓN8,39%

FUEL+GAS0,84%

CICLO COMBINADO21,81%

EÓLICA16,64%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según

REE)

17,77%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,86%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-2,59%

Fuente: REE y elaboración AEE

HIDRÁULICA21,17%

NUCLEAR19,88%

CARBÓN7,74%

FUEL+GAS0,75%CICLO COMBINADO

23,09%

EÓLICA17,68%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según

REE)

16,43%

CONSUMOS EN BOMBEO

-3,12%

SALDO INTERCAMBIOS

INTERNACIONALES

-1,29%


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Gráfico 06. Evolución mensual cobertura de demanda con energía eólica. 2009-2011

2.2 Producción hidráulica

En el mes de enero de 2011, la hidráulica ha generado 4.901 GWh, un 1,83% inferior que la generación del mismo mes del año anterior, pero significativamente superior que la del mes de diciembre de 2010, que se situó en 3.702 GWh.

Gráfico 07. Generación hidráulica mensual. 2003-201 1

Por otro lado, las reservas de los embalses siguen situándose en máximos históricos. Las del régimen anual se sitúan en torno al 70% de la capacidad máxima, ligeramente por debajo de las reservas del mes de enero de 2010. En cuanto a las reservas de los embalses del régimen hiperanual se sitúan cerca del 75% de la capacidad máxima, mientras que en el mismo mes del 2010 las reservas se situaban en torno al 56%.

14,23%

15,05%

14,37%

15,44%

13,43%

10,67%

10,44%

9,63%

11,45%

14,49%

22,75%

20,81%

17,68%

20,83%19,81%

13,54%

17,56%

12,55% 11,83%

13,17%

10,96%

18,85%

19,31%

19,90%

16,64%

Co

be

rtu

ra d

e la

de

man

da

(%)


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2009 2010 2011

Fuente: REE

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Gráfico 08. Evolución mensual reservas de los embal ses, régimen anual. 2003-2011

Gráfico 09. Evolución mensual de las reservas de lo s embalses, régimen hiperanual. 2003-2011

2.3 Producción nuclear

En el mes de enero 2011, las centrales nucleares han generado 4.911 GWh, un 4,75% más que en enero de 2010, lo que ha supuesto un 20,77% de cobertura de la demanda.

0

1.000.000

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Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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2003 2004

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2009 2010

Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

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Gráfico 10. Generación nuclear mensual. 2003 - 2011

2.4 Producción de ciclo combinado

Con 5.156 GWh generados en enero de 2011, las centrales de ciclo combinado han producido un 5,32% menos que en el mismo mes del año 2010, a pesar de esta disminución han sido la primera tecnología en cuanto a generación en el mes de enero de 2011.

El factor de capacidad de estas centrales se ha situado en torno al 30% en el mes de enero de 2011.

Gráfico 11. Generación de ciclo combinado. 2003 - 2 011

3.000

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5.500

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Fuente: REE

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2.5 Producción de carbón

En cuanto a las centrales de carbón, en el mes de enero 2011, han generado 1.983 GWh, un 8,58% más que en el mismo mes del año anterior.

Esta energía ha cubierto un 8,39% de la demanda de energía eléctrica, frente al 7,74% del mes de enero de 2010.

Gráfico 12. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 11

2.6 Producción de fuel+gas

Por su parte, las centrales de fuel+gas siguen manteniendo su baja participación en la cobertura de la demanda, con 199.668 MWh, un 12,26% más que en el mes de enero del año anterior.

Gráfico 13. Generación de fuel/gas mensual. 2003-20 11

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2009 2010

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Fuente: REE

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2.7 Producción de resto de régimen especial

La generación procedente del régimen especial, excluyendo a la eólica, siguen aumentando. En enero de 2011 han alcanzado 4.201 GWh, superior que la del mes de diciembre 2010 (4.045 GWh) y que la de enero del 2010 en un 8,39%.

Gráfico 14. Generación del resto del régimen especi al. 2003-2011

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Fuente: REE

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3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

3.1 Precio del mercado diario

El precio promedio del mercado diario en enero de 2011 ha alcanzado los 41,19 €/MWh, siendo un 11,1% inferior que el precio promedio del mes de diciembre de 2010 (46,34 €/MWh) y un 41,8% superior que el precio promedio del mismo mes del año 2010 (29,06 €/MWh).

El precio mínimo fue 0 €/MWh durante 12 horas del mes, tuvieron lugar los días jueves 6 de enero a las 9.00h, viernes 7 de enero entre las 3.00h y las 7.00h y el sábado 9 de enero entre las 3.00h y las 8.00h, mientras que el precio máximo se situó en 91,01 €/MWh, el domingo 9 de enero a las 22.00h.

Gráfico 15. Evolución diaria del precio del MD. Ene ro 2011

Gráfico 16. Evolución mensual del precio del mercad o diario. 2004-2011

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Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

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

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Fuente: OMEL

€/MWh

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En el sistema eléctrico portugués el precio promedio en el mes de enero de 2011 se ha situado en 41,26 €/MWh, tan sólo un 0,18% por encima del precio promedio en el sistema eléctrico español (41,19 €/MWh).

El precio mínimo en el sistema eléctrico portugués ha sido de 0 €/MWh durante 12 horas del mes, y el máximo de 100 €/MWh el miércoles 12 de enero a las 21.00h.

Gráfico 17. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico portugués. Enero 2011

En la Tabla 01 se representa el número de horas en las cuales el precio marginal del sistema eléctrico español (PEspañol) ha sido igual, inferior o superior al del sistema eléctrico portugués (PPortugués).

Tabla 01. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Enero 2011

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 708 95%

PEspañol < PPortugués 14 2%

PEspañol > PPortugués 22 3%

TOTAL 744 100%


3.2 Retribución eólica

Como ya se comentó en el informe anterior, la Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, actualizó con un IPC del 2,33% los valores de tarifa regulada, límite superior e inferior y la prima de referencia, siendo ésta última un 65% del valor del año 2010, debido al artículo 5 del RD 1614/2010.

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€/M

Wh

Precio MÍN sistema portugués

Precio MÁX sistema portugués

Precio marginal en el sistema portugués (€/MWh)

Precio promedio sistema portugués


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Tabla 02. Parámetros para el cálculo de la retribuc ión de las instalaciones acogidas al RD 661/2007. 2007 - 2011

Unidades: €/MWh 2007 2008 2009 2010 2011

RD

661

/200

7

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

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

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

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

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

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

Fuente: AEE

En base a la actualización para el año 2011, la retribución a mercado del Real Decreto 661/2007 (línea azul) es inferior a la tarifa regulada hasta un precio de mercado de 58,942 €/MWh.

Por otro lado, al establecer la prima de referencia en un 65% del valor del año 2010, el suelo se alarga tal y como se puede observar en el gráfico siguiente, es decir, línea roja frente a línea azul, lo que significa que la retribución a mercado del RD 661/2007 se sitúe en el suelo hasta un precio de 56,83 €/MWh, frente al 45,34 €/MWh si no se hubiese reducido la prima de referencia.

Esto significa que la retribución a mercado del RD 661/2007 se reduce siempre y cuando los precios se sitúen entre 45,34 €/MWh 71,59 €/MWh.

Gráfico 18. Retribución eólica según el precio del mercado. 2011

0

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0 20 40 60 80 100 120

Prim

aP

ool+

Prim

aen

€/M

Wh

Pool -€/MWh-

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

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

RD 661/2007 Tarifa regulada

Fuente: AEE

Valores año 2011

Techo RD 661/07:91,737 €/MWh

Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh

Prima Referencia sin reducción de prima:

31,633 €/MWh

Tarifa regulada RD 661/2007:

79,084 €/MWh

56,83€/MWh

Prima Referencia RD 661/07:

20,142 €/MWh45,34 €/MWh

71,59 €/MWh

60,10 €/MWh

58,942€/MWh

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En el mes de enero 2011, el precio promedio aritmético del mercado se ha situado en 41,19 €/MWh, mientras que el precio promedio ponderado por la energía eólica ha sido de 36,92 €/MWh (un 10,36% inferior).

En el siguiente gráfico se representa la evolución horaria de la generación eólica frente al precio horario del mercado diario en el mes de enero 2011. En él se puede observar como la producción eólica es mayor en horas de menor precio.

Gráfico 19. Producción eólica y precio horario MD. Enero 2011

Para comparar la distribución horaria de los precios del mercado diario, en el Gráfico 20 se representa para el mes de enero de 2011:

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

RD 436/2004 (línea verde) • La tarifa regulada según el RD 661/2007 (línea naranja) y • la distribución horaria de los precios (línea azul), es decir, el número de veces

o de horas en el mes (representado en el eje de ordenadas) que el precio del mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios.

En él se puede observar que los precios del mercado diario se han situado en la mayor parte de las horas en el tramo suelo y en el tramo de prima constante, tal y como se ha comentado anteriormente (ver Tabla 03).

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Producción eólica (MWh)

Precio horario MD (€/MWh)

Fuente: OMEL, REE y Elaboración AEE

€/MWhMWh

de 29

Gráfico 20. 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 2011

En cuanto a la distribución horaria de la retribución en cada uno de los tramos de la opción de mercado del Real Decreto 661/2007, en el mes de enero de 2011, la retribución se ha situado en prácticamente un 94% de las horas en el límite inferior o suelo, mientras que se ha situado en el tramo de prima constante un 4,8% y un 1,3% en el techo o límite superior, debido a la disminución de la prima de referencia.

Tabla 03. Distribución por tramos. 2010

Mes Suelo Prima Constante

Techo Sin Prima

Enero 2010 86,2% 9,1% 3,9% 0,8%

Febrero 2010 90,6% 6,4% 2,7% 0,3%

Marzo 2010 96,4% 2,7% 0,9% 0,0%

Abril 2010 98,2% 1,8% 0,0% 0,0%

Mayo 2010 85,1% 14,9% 0,0% 0,0%

Junio 2010 74,4% 25,6% 0,0% 0,0%

Julio 2010 56,5% 43,1% 0,4% 0,0%

Agosto 2010 47,4% 52,6% 0,0% 0,0%

Septiembre 2010 34,9% 64,2% 1,0% 0,0%

Octubre 2010 42,3% 57,7% 0,0% 0,0%

Noviembre 2010 60,0% 32,8% 7,2% 0,0%

Diciembre 2010 39,4% 42,9% 17,2% 0,5%

Enero 2011 93,8% 4,8% 1,3% 0,0%

Fuente: AEE

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)

Distribución de los precios Enero 2011

Precio Promedio Enero 2011

RD 661/2007 Tarifa regulada

Fuente: AEE

Valores año 2011

Tarifa regulada RD 661/2007:

79,084 €/MWh

56,83€/MWh

71,59€/MWh38,68

€/MWh

Techo RD 661/07:91,737 €/MWh

Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07: 20,142 €/MWh

41,19 €/MWh

44,417 €/MWh

de 29

El cálculo mensual de la retribución en cada una de las opciones, mantiene a la tarifa regulada del Real Decreto 661/2007 ligeramente por encima de las dos opciones de mercado.

Gráfico 21. Comparativa retribución promedio mensua l en mercado - DT 1ª y el RD 661/2007 y tarifa regulada RD 661/2007. Enero 2011

Las primas del régimen especial

Según los informes sobre los resultados de la liquidación de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial, la generación eólica es la tecnología con mayor aportación a la demanda de energía eólica de este tipo de tecnologías, ya que supone un 46,33% del total de la energía producida a través del régimen especial.

Gráfico 22. Participación de la producción del régi men especial en la cobertura de la demanda. Acumulado año 2010

36,92 36,92

79,08

38,29

75,22

40,34

77,26

0

20

40

60

80

100

120

PRECIO MERCADO

PRIMA DT 1ª RD 661/2007

PRECIO + PRIMA DT1ª RD

661/2007

PRECIO MERCADO

PRIMA RD 661/2007

PRECIO + PRIMA RD 661/2007

TARIFA REGULADA RD

661/2007

€/M

Wh

Fuente: AEE

€/M

Wh

Fuente: AEE

COGENERACION26,84%

SOLAR FV7,37%

SOLAR TE0,77%EOLICA

46,33%

HIDRAULICA7,25%

BIOMASA2,96%

RESIDUOS3,55%

TRAT. RESIDUOS4,93%

Fuente: Informe sobre los resultados de la liquidación de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. CNEIncluye datos hasta noviembre 2010

de 29

En cuanto al importe económico total de las primas, incentivos y complementos a las tecnologías del régimen especial durante el periodo de enero a noviembre del año 2010 ha ascendido a 6.606 Millones de euros, de los cuales un 27,24% corresponden a la eólica . En el Gráfico 24 se muestra la evolución mensual de dicho importe.

Gráfico 23. Importe económico total de primas, ince ntivos y complementos a las tecnologías del régimen especial. Acumulado año 201 0

Gráfico 24. Evolución mensual de las primas de las energías del régimen especial. 2010

Fuente: CNE

COGENERACION18,57%

SOLAR FV38,23%

SOLAR TE2,68%

EOLICA27,24%

HIDRAULICA4,06%

BIOMASA3,03%

RESIDUOS1,31%

TRAT. RESIDUOS4,87%

Fuente: Informe sobre los resultados de la liquidación de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. CNEIncluye datos hasta noviembre 2010

0

100

200

300

400

500

600

700

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

Mill

on

es

€

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

TRAT. RESIDUOS 35,25 26,08 31,79 29,21 26,52 27,81 29,38 29,92 26,73 29,38 29,61 0,00

RESIDUOS 7,95 8,80 6,27 7,88 7,32 8,10 8,03 7,51 7,41 9,22 8,15 0,00

BIOMASA 9,56 11,91 14,54 19,27 20,98 17,66 18,24 27,82 19,47 19,39 21,58 0,00

HIDRAULICA 30,66 27,48 37,08 31,31 28,86 27,63 19,66 13,03 12,97 14,38 25,32 0,00

EOLICA 195,73 205,95 212,51 134,23 171,51 117,13 123,67 133,03 118,11 186,52 201,44 0,00

SOLAR TE 1,86 1,56 10,24 6,11 17,22 20,73 29,72 28,54 29,02 23,48 8,83 0,00

SOLAR FV 118,59 134,96 209,27 247,23 288,75 276,10 317,95 292,63 260,55 222,37 157,00 0,00

COGENERACION 115,59 117,90 138,87 121,23 100,59 117,62 103,17 68,04 111,20 113,33 119,27 0,00

Evolución de las PRIMAS de las energías del régimen especial 2010

de 29

Por otro lado, según los informes de las ventas de energía del régimen especial publicados por la Comisión Nacional de la Energía, el importe total de la prima equivalente percibida por las tecnologías del régimen especial asciende a 6.453 Millones de euros en el periodo de enero a noviembre del año 2010 , superior que las primas previstas para el año 2010 completo que ascendían a 5.888 Millones de euros. Este hecho era de esperar ya que el importe de las primas en el año 2009 (6.085 M€) ya fue superior a las previsiones para el año 2010.

De ese importe de 6.452 Millones de euros, 1.731 M€ (26,8% del total) corresponden al sector eólico, cuya prima equivalente unitaria es de 45,68 €/MWh y retribución promedio es de 78,18 €/MWh (inferior que la del año 2009), una de las primas unitarias más bajas de las tecnologías del régimen especial (la prima de los residuos es de 29,75 €/MWh y de la hidráulica de 44,38 €/MWh).

Si comparamos la prima equivalente en €/MWh percibida por la eólica en 2009, es ligeramente inferior que la prima del año 2010, debido principalmente a que el precio en el periodo de enero a noviembre del año 2010 ha sido ligeramente inferior.

Tabla 04. Retribución anual total recibida por los productores del régimen especial en España

AÑO TECNOLOGÍA Potencia Instalada

(MW)

Energía Vendida (GWh)

% Energía sobre el

total

Nº Instalacio

nes

Retribución Total

(Miles €)

Precio Medio

Retribución Total (cent€/k

Wh)

Prima equivalente * (miles €)

% sobre total de las

primas

Prima equivalente

(€/MWh)

Retribución total

(€/MWh)

2009

COGENERACIÓN 5.856 21.562 27,1% 969 1.852.787 8,593 1.039.206 17,1% 48,20 85,93

SOLAR 3.647 6.084 7,6% 52.089 2.841.908 46,712 2.612.353 42,9% 429,39 467,12

EÓLICA 18.812 37.189 46,7% 1.089 2.998.444 8,063 1.595.223 26,2% 42,89 80,63

HIDRÁULICA 1.992 5.291 6,6% 1.026 428.469 8,099 228.845 3,8% 43,25 80,99

BIOMASA 662 2.676 3,4% 144 298.737 11,162 197.755 3,2% 73,89 111,62

RESIDUOS 562 2.900 3,6% 34 196.812 6,787 87.395 1,4% 30,14 67,87

TRAT.RESIDUOS 658 3.896 4,9% 52 471.609 12,104 324.594 5,3% 83,31 121,04

Total 2009 32.189 79.599 100,0% 55.403 9.088.765 11,418 6.085.370 100% 76,45 114,18

2010*

COGENERACIÓN 5.957 21.408 26,3% 986 1.982.974 9,263 1.177.632 18,2% 55,01 92,63

SOLAR FV 3.776 5.957 7,3% 54.026 2.719.514 45,652 2.490.587 38,6% 418,09 456,52

SOLAR TE 532 653 0,8% 13 199.796 30,580 174.687 2,7% 267,36 305,80

EÓLICA 19.387 37.894 46,6% 1.117 2.962.429 7,818 1.731.038 26,8% 45,68 78,18

HIDRÁULICA 1.996 5.912 7,3% 1.029 464.597 7,859 262.330 4,1% 44,38 78,59

BIOMASA 699 2.804 3,4% 152 317.932 11,337 214.675 3,3% 76,55 113,37

RESIDUOS 604 2.857 3,5% 35 192.716 6,746 84.991 1,3% 29,75 67,46

TRAT.RESIDUOS 658 3.910 4,8% 52 464.369 11,875 316.909 4,9% 81,04 118,75

Total 2010 33.608 81.395 100,0% 57.410 9.304.327 11,431 6.452.849 100% 79,28 114,31

*Incluye datos de enero a noviembre de 2010

Fuente: Informe mensual de las ventas de energía de l régimen especial. CNE

de 29

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 Nº37 en el escenario medio:

Tabla 05. Comparativa previsión AEE - Aleasoft esce nario medio y valor real

PRECIO REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE – Aleasoft 37 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Enero 2011 41,19 43,72 2,53

Fuente: AEE - Aleasoft

El mes de enero cerró con un precio diario medio de 41,19 €/MWh, 2,53 €/MWh inferior al previsto en el último informe. Estas diferencias en los precios se deben principalmente a los siguientes factores:

Efectos que tienden a aumentar el precio:

• MAYOR DEMANDA : La demanda ha sido un 0,61% superior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 13% inferior a la prevista.

• MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 4,2% inferior a la prevista.

Efectos que tienden a disminuir el precio:

• MAYOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 74% superior a la prevista.

Debido a la alta producción hidráulica, junto con la disminución del precio de algunos combustibles como el gas natural y el carbón respecto a las previsiones, el precio real ha sido inferior al previsto en 2,53 €/MWh.

de 29

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 2011 – enero 2012) se prevé que la demanda eléctrica sea un 1,3% superior a la de los últimos 12 meses. La previsión indica que la demanda será superior en todos los meses con respecto al mismo mes del año anterior, salvo para los meses de marzo y julio, donde por razones climatológicas, en 2010, se produjo un aumento del consumo de electricidad.

Gráfico 25. Previsión de demanda. Febrero 2011 - En ero 2012

Gráfico 26. 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

26.000.000

MW

h

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 DEMANDA2007 2008

2009 2010

2011 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

aso

ft

de 29

5.2 Generación eólica

Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea un 7,0% superior a la de los últimos 12 meses. Para el mes de febrero, la producción se estima que será inferior a la del mismo mes del año 2010 cuando la producción fue excepcionalmente alta.

Gráfico 27. Previsión de generación eólica. Febrero 2011 - Enero 2012

En el Gráfico 28 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. Generación eólica: previsión escenario medio y real

5.3 Producción hidráulica

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

Se prevé que para el mes de febrero de 2011, la producción hidráulica sea un 18% inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (febrero

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

MW

h

EÓLICA_MED

EÓLICA_MAX

EÓLICA_MIN


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 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

de 29

2011 – enero 2012), la producción hidráulica total prevista es un 28% inferior a la de los últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta.

Gráfico 29. Previsión de generación hidráulica. Feb rero 2011 - Enero 2012

Gráfico 30. 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 analizados (mínimo, medio y máximo).

El precio del barril Brent continua su tendencia alcista después de siete meses consecutivos de subida. Las perspectivas optimistas de la evolución de la economía mundial hacen prever un aumento de la demanda de petróleo y consecuentemente un aumento del precio del barril Brent. Se prevé que el precio continúe aumentando en el período analizado hasta llegar a un promedio mensual de 100 $/bbl .

El precio del carbón retrocedió hasta los 115 $/ton en enero después del aumento súbito del precio en diciembre, debido al descenso de la generación de electricidad con esto combustible en toda Europa. En los próximos 12 meses, el precio para el escenario medio continúa alrededor de los 115 $/ton .

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

MW

h

HIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

HIDR_SECO


Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

aso

ft

1.000

1.500

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5.500

6.000

GW

h

PREVISIÓN HIDRÁULICA2007 20082009 2010Previsión AEE (año 2011) Previsión AEE (año 2012)2011

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

de 29

El precio del gas natural frenó ligeramente el ritmo de crecimiento de los últimos meses por la suavización de las temperaturas, y se situó en enero en un precio promedio de 9,03 $/MMBTU. Se espera que durante los próximos 12 meses se mantenga entre los 6,85 y 8,40 $/MMBTU .

Gráfico 31. Previsión precio Brent. Febrero 2011 - Enero 2012

Gráfico 32. Previsión precio carbón. Febrero 2011 - Enero 2012

Gráfico 33. Previsión precio gas natural. Febrero 2 011 - Enero 2012

0

20

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100

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$/bb

l

BR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent

Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft

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40

60

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100

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140

$/bb

l

BR_MED

BR_MIN

BR_MAX

Precio del brent


0

2

4

6

8

10

12

14

$/M

MB

TU

GN_MED

GN_MIN

GN_MAX

Precio gas natural


de 29

5.5 Precios de los derechos de emisión

El precio medio de derechos de emisión de CO2 aumentó de manera muy moderada en enero hasta los 14,26 €/tonelada de CO2.

Para el periodo analizado, se prevé que el precio se mantenga alrededor de los 14,15 €/tonelada de CO2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se estima que los precios se sitúen entre los 13 y 18 €/tonelada de CO2.

5.6 Tipo de cambio

El valor medio del tipo de cambio $/€ en el mes de enero se situó en 1,34. En el futuro, se prevé que aumente hasta 1,37 $/€ en enero 2012.

de 29

6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS

6.1 Previsión: Precio mensual

Según las previsiones obtenidas en la fecha 3 de febrero de 2011, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de febrero el precio promedio se sitúe en 43,80 €/MWh, y 41,46 €/MWh en el mes de marzo .

El precio promedio para los primeros 8 días del mes de febrero se ha situado en 50,41 €/MWh.

Gráfico 34. Evolución diaria del precio del MD, sis tema eléctrico español. Febrero 2011

En el Gráfico 35 se representa la evolución del precio mensual del MD desde el año 2006 hasta la actualidad frente a las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la Tabla 06).

Gráfico 35. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios

El Gráfico 36 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

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES


0

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60

70

80

€/M

Wh

PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MÍN

PRECIO ESTIMADO MAX Precio medio aritmético real

Fue

nte:

OM

EL

yp

revi

sio

nes

AE

E -

Ale

aso

ft

de 29

Gráfico 36. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE

En la Tabla 06 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la Tabla 07, la media trimestral para el escenario medio.

Tabla 06. Previsión mensual de los precios según lo s 3 escenarios

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Febrero 2011 38,90 43,80 51,94

Marzo 2011 32,41 41,46 56,44

Abril 2011 34,78 45,13 63,15

Mayo 2011 37,59 47,76 65,01

Junio 2011 40,74 50,48 66,73

Julio 2011 41,82 51,77 68,64

Agosto 2011 39,18 50,60 70,71

Septiembre 2011 40,69 51,59 69,73

Octubre 2011 39,17 49,77 66,86

Noviembre 2011 33,97 46,40 64,41

Diciembre 2011 31,87 46,58 67,33

Enero 2012 27,52 45,73 68,75

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

0

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20

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70

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

€/M

Wh

2006 2007

2008 2009

2010 2011

PREVISIÓN AEE37 (año 2011) PREVISIÓN AEE36 (año 2012)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

de 29

Tabla 07. Precios promedio para los cuatro trimestr es de 2010 y previsión trimestral de los precios según el escenario medio

PRECIO ESTIMADO MEDIO (€/MWh)

1Q 2010 * 25,45

2Q 2010 * 34,94

3Q 2010 * 44,10

4Q 2010 * 43,30

1Q 2011 42,15

2Q 2011 47,79

3Q 2011 51,32

4Q 2011 47,59

Fuente: Previsiones AEE – Aleasoft

* Promedio valores reales 2010

de 29

6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y blo que

El Gráfico 37 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 37. Previsión de precios según el escenario medio. Febrero 2011 – Enero 2012

0

10

20

30

40

50

60

70

80

€/M

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

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