INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO...En el mes de mayo 2013 la eólica ha generado 4.015 GWh, un 8,3% superior que la generación del mismo mes del año anterior, siendo el máximo

INFORME MENSUAL

DEL MERCADO ELÉCTRICO

Nº 64

Fecha de publicación: 17 de Junio de 2013

Con la colaboración de

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

CONTENIDO

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

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

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

4. PREVISIÓN DEL TRIMESTRE ANTERIOR ........................................................ 20

5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO Y SIGUIENTE ..................................... 21

6. PREVISIÓN TRIMESTRAL PARA EL AÑO MÓVIL ............................................. 23

ANEXO 1. METODOLOGÍA .................................................................................... 27

ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS ........................................................................ 28

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1. RESUMEN EJECUTIVO

Al igual que en los meses anteriores, la eólica se mantiene como primera tecnología en el periodo acumulado durante los cinco primeros meses del año 2013, con más de 26 TWh generados, lo que ha supuesto un 23,28% de la generación total para dicho periodo.

La aportación de las energías renovables a la producción eléctrica total ha disminuido en el mes de mayo 2013 frente al mes anterior, situándose en un 47,9% debido a la menor producción hidráulica y eólica.

En los cinco primeros meses, las energías renovables (incluyendo la gran hidráulica) han cubierto prácticamente un 49% de la generación total, frente al 32% del mismo periodo del año anterior, por el gran aumento de la generación hidráulica con respecto al mismo periodo del año 2012 (un 137% más la gran hidráulica y un 71,6% mayor la de régimen especial) y también por la mayor generación eólica (21,2% más).

En GWh may-13 may-12 Variación

(%)

Ene-may

2013

Ene-May

2012

Variación

2013/2012

Precio MD (€/MWh) 43,45 43,58 -0,3% 36,574 47,34 -22,7%

HIDRÁULICA 3.318 2.147 54,5% 18.559 7.840 136,7%

NUCLEAR 4.166 4.692 -11,2% 23.654 26.664 -11,3%

CARBÓN 1.993 4.052 -50,8% 9.984 22.684 -56,0%

CICLO COMBINADO 1.674 2.464 -32,1% 9.079 16.235 -44,1%

TOTAL RO 11.151 13.355 -16,5% 61.276 73.423 -16,5%

CONSUMOS EN GENERACIÓN

-413 -577 -28,4% -2.188 -3.334 -34,4%

EÓLICA 4.015 3.706 8,3% 26.040 21.485 21,2%

% sobre la generación total

19,5% 16,8%

23,3% 18,3%

Factor de capacidad (%) 23,8% 23,1%

31,6% 27,74%

RE Hidráulica 750 642 16,8% 3.606 2.101 71,6%

RE Solar PV 928 824 12,6% 3.151 3.301 -4,5%

RE Solar térmica 432 348 24,1% 1.088 1.078 0,9%

Térmica renovable 419 361 16,1% 2.203 1.882 17,1%

Térmica no renovable 2.942 2.863 2,8% 14.542 14.372 1,2%

TOTAL RE 9.486 8.744 8,5% 50.630 44.219 14,5%

CONSUMOS EN BOMBEO -466 -360 29,4% -3.657 -2.248 62,7%

ENLACE PENÍNSULA-BALEARES

-84 -27

-456 -127 259,1%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-126 -940 -86,6% -1.973 -4.923 -59,9%

DEMANDA DE TTE (b.c.) 19.548 20.195 -3,2% 103.632 107.010 -3,2%

Fuente: Datos REE, OMIE y elaboración AEE

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2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN

La demanda de energía eléctrica peninsular desciende en el mes de mayo, una vez tenidos en cuenta los efectos de laboralidad y de temperaturas, un 1,7% con respecto al mismo mes del año anterior. En términos brutos la demanda de energía eléctrica de transporte en barras de central ha ascendido a 19.550 GWh, un 3,2% inferior que la de mayo de 2012.

En los cinco primeros meses del año 2013 la demanda de energía eléctrica ha ascendido a 103.603 GWh, un 3,2% inferior que la del mismo periodo del 2012, una vez corregidos los efectos del calendario y las temperaturas, el consumo se ha situado en un 2,9% por debajo del año anterior.

La demanda de energía eléctrica del año móvil (valor acumulado durante los 365 días o 366 días en año bisiesto) asciende a 31 de mayo de 2013 a 248.331 GWh, un 2,7% menos que el consumo del mismo periodo del año móvil anterior, y en términos netos, es decir, descontando los efectos de laboralidad y temperatura, la caída de la demanda se ha situado en un 2,4%.

Gráfico 01. Demanda mensual de transporte de energí a eléctrica en b.c. 2004-2013

En el siguiente gráfico se representa la variación mensual de la demanda bruta de energía eléctrica y de la demanda corregida por los efectos de laboralidad y temperatura, del año 2011 al 2013.

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 2013

Fuente: REE y elaboración AEE

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Gráfico 02. Variación mensual de la demanda de energ ía eléctrica. 2011-2013

En los siguientes dos gráficos se representa la evolución mensual de la generación según las distintas tecnologías, en GWh y en porcentaje sobre el total de la generación.

Gráfico 03. Evolución mensual de la generación por t ecnologías en GWh. 2011-2013

-3,2%

-1,70%

-12%

-10%

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

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

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEEFuente: REE y elaboración AEE

2011 2012 2013

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

en

e-1

1

feb

-11

mar

-11

abr-

11

may

-11

jun

-11

jul-

11

ago

-11

sep

-11

oct

-11

no

v-1

1

dic

-11

en

e-1

2

feb

-12

mar

-12

abr-

12

may

-12

jun

-12

jul-

12

ago

-12

sep

-12

oct

-12

no

v-1

2

dic

-12

en

e-1

3

feb

-13

mar

-13

abr-

13

may

-13

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE Hidráulica

Generación Eólica (GWh)

CCGT

Carbón importado

Carbón nacional

Hidráulica

Nuclear

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

GWh

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Gráfico 04. Evolución mensual de la generación por t ecnologías en %. 2011-2013

La nuclear vuelve a ser la primera tecnología en cuanto a generación en el mes de mayo, con un 20% del total, frente al 21% del mismo mes del año 2012. La eólica en segunda posición con un 19,5% de la generación total, frente al casi 17% del mes de mayo de 2012. Y la hidráulica se posiciona en tercer lugar con un 16% de la generación total frente al 10% del mes de mayo 2012.

Gráfico 05. Estructura de generación. Mayo 2013

Gráfico 06. Estructura de generación. Mayo 2012

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

En los primeros cinco meses del año 2013, la eólica se mantiene como primera tecnología de generación con más de un 23% de la producción de energía eléctrica total en dicho periodo, frente al 18,26% del mismo periodo del año 2012.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Térmica no renovable Térmica renovable

RE Solar térmica RE Solar PV

RE Hidráulica Generación Eólica (GWh)

CCGT Carbón importado

Carbón nacional Hidráulica

Nuclear

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

Hidráulica16,08%

Nuclear20,19%

Carbón9,66%

Fuel+Gas0,00%

Ciclo Combinado8,11%

Eólica19,46%

RE Hidráulica3,63%

RE Solar PV4,50%

RE Solar térmica2,09%

Térmica renovable2,03%

Térmica no renovable14,26%

Hidráulica9,72%

Nuclear21,23%

Carbón18,34%

Fuel+Gas0,00%


Eólica16,77%

RE Hidráulica2,91%

RE Solar PV3,73%




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Gráfico 07. Estructura de generación. Enero a mayo 2013

Gráfico 08. Estructura de generación. Enero a mayo 2012

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

La aportación de las energías renovables a la producción eléctrica total ha disminuido en el mes de mayo 2013 frente al mes anterior, situándose en un 47,8%, debido a la menor producción hidráulica y eólica. En los cinco primeros meses, las energías renovables (incluyendo la gran hidráulica) han cubierto prácticamente un 49% de la generación total, frente al 32% del mismo periodo del año anterior.

Gráfico 09. Evolución mensual del % de la producción eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables. 2011-2013


Hidráulica16,58%

Nuclear21,14%

Carbón8,92%


Eólica23,27%

RE Hidráulica3,22%

RE Solar PV2,82%




Hidráulica6,66%

Nuclear22,67%

Carbón19,28%


Eólica18,26%

RE Hidráulica1,79%

RE Solar PV2,81%




0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13

Energías no renovables 59,7% 64,0% 60,1% 60,8% 65,7% 70,4% 72,1% 74,6% 77,7% 73,3% 68,3% 65,9% 73,4% 69,7% 71,1% 60,8% 63,7% 66,9% 71,1% 72,3% 69,7% 72,7% 64,8% 60,1% 55,9% 53,3% 48,3% 45,7% 52,2%

Energías renovables 40,3% 36,0% 39,9% 39,2% 34,3% 29,6% 27,9% 25,4% 22,3% 26,7% 31,7% 34,1% 26,6% 30,3% 28,9% 39,2% 36,3% 33,1% 28,9% 27,7% 30,3% 27,3% 35,2% 39,9% 44,1% 46,7% 51,7% 54,3% 47,8%

Página 8 de 29

2.1 Eólica

2.1.1 Producción eólica

En el mes de mayo 2013 la eólica ha generado 4.015 GWh, un 8,3% superior que la generación del mismo mes del año anterior, siendo el máximo histórico para dicho mes. La eólica se ha situado como segunda tecnología del mes en cuanto a generación con un 19,5% del total (detrás de la nuclear).

Para el periodo acumulado durante los cinco primeros meses del año, los parques eólicos han generado 26.040 GWh, un 21,2% más que la producción del mismo periodo del 2012. Esa generación sitúa a esta tecnología como primera tecnología para el periodo acumulado durante los primeros cinco meses, con más de un 23% de la generación total, frente al 18,26% del mismo periodo del 2012.

Gráfico 10. Evolución mensual de la generación eólic a. 2006 – 2013

En cuanto a la potencia eólica instalada, según los datos publicados por REE, asciende a finales del mes de abril de 2013 a 22.653 MW, lo que implica un incremento de un 1% con respecto al cierre del año 2012 (240 MW nuevos).

Gráfico 11. Evolución anual de la potencia eólica in stalada

Fuente: REE, dato de 2013 a 31.04.2013

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

GW

h

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013


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Teniendo en cuenta los datos de potencia eólica instalada que publica REE, el factor de capacidad para el mes de mayo 2013 se sitúa de media en 23,84%, ligeramente por encima del valor del mismo mes del 2012 y del valor medio desde el año 1998 hasta la actualidad.

Gráfico 12. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y los valores promedio de 2012 y 2013

2.1.2 Evolución de la eólica desde el PBF hasta la producción eólica real. Limitaciones a la eólica

En el Gráfico 13 se representa la evolución de la generación eólica diaria desde el programa básico de funcionamiento (PBF) hasta el tiempo real, donde:

• PBF: Programa Básico de Funcionamiento (energía casada en el mercado diario + contratos bilaterales);

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

En el mes de mayo 2013 las limitaciones a la producción eólica tanto después del PDBF (Programa básico diario de funcionamiento) como en tiempo real han disminuido significativamente con respecto a los meses anteriores, han alcanzado 9.100 MWh, un 0,22% de la producción eólica real en el mes de mayo, frente a los 456 GWh y 448 GWh, de los meses de marzo y abril de 2013, siendo un 8% y un 10% de la generación eólica real, respectivamente.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Fact

or

de

Cap

acid

ad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2012

2013

Fuente: Elaboración AEE

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Gráfico 13. Evolución diaria de la transición desde el PBF hasta la producción eólica real. 2013

Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE

2.2 Producción hidráulica

En mayo 2013 la producción de energía eléctrica de las centrales hidráulicas ha alcanzado 3.318 GWh, lo que supone una caída de un 33% con respecto al mes de abril 2013 (que fue 4.965 GWh) y un incremento de un 55% con respecto al mes de mayo 2012 (2.147 GWh).

En el periodo acumulado durante los 5 primeros meses del año 2013, las centrales hidráulicas han producido 18.559 GWh, un 136,8% superior que la generación del mismo periodo del 2012.

Gráfico 14. Generación hidráulica mensual. 2005-201 3

-200.000

-100.000

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000Suma de PBF Suma de PVP

Suma de PHF Suma de PHL

Suma de Medida Suma de RT PBF

Suma de Intradiario Suma de RT Tiempo real

Suma de Desvío (Medida-PHL)

MWh

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012 2013

Fuente: REE

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Las reservas de los embalses se mantienen en máximos históricos, en régimen anual están en un 79% de su capacidad máxima (frente al 58,3% del mismo mes del año anterior) y en régimen hiperanual en un 78% de su capacidad máxima (frente al 54% del mismo mes del año anterior).

Gráfico 15. Evolución mensual reservas de los embals es, régimen anual. 2005-2013

Gráfico 16. Evolución mensual reservas embalses régi men hiperanual. 2005-2013

2.3 Producción nuclear

Las centrales nucleares han generado 4.166 GWh, un 11% menos que la producción del mismo mes del año anterior (4.692 GWh) y un 10% inferior que la generación del mes anterior (abril 2013 que fue 4.626 GWh).

En cuanto al periodo acumulado durante los primeros cinco meses la nuclear ha generado 23.683 GWh, un 11,2% menos que la del mismo periodo del año 2012.

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

MW

h

2005 2006 2007 2008 2009

2010 Máxima 2011 2012 2013

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

MW

h

2005 2006 2007 2008 2009

2010 Máxima 2011 2012 2013

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

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Gráfico 17. Generación nuclear mensual. 2005 - 2013

2.4 Producción de ciclo combinado

La tendencia decreciente de la generación de energía eléctrica a través de las centrales de ciclo combinado ha cambiado, aumentando en el mes de mayo con respecto al mes anterior (43% más). La producción se ha situado en 1.674 GWh, un 43% superior que la generación del mes de abril 2012 (que fue 1.167 GWh), aunque sigue estando muy por debajo de los niveles de años anteriores, fue un 32% inferior que la generación de mayo de 2012.

Durante los 5 primeros meses de 2013 han producido 9.078 GWh, un 44% menos que en el mismo periodo del 2012.

Por otro lado, según el boletín mensual de REE del mes de marzo 2013, la potencia instalada de esta tecnología en el sistema peninsular asciende a 25.340 MW (frente a los 25.291 MW del mes anterior), lo que supone un nivel de utilización del 8,7% para el mes de mayo.

Gráfico 18. Generación mensual de ciclo combinado. 2003-2013

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2005 2006 2007

2008 2009 2010

2011 2012 2013

Fuente: REE

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

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GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: REE

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2.5 Producción de carbón

Las centrales de carbón también aumentan su participación con respecto al mes anterior situándose en 1.968 GWh para el mes de mayo, siendo un 100,4% superior que la producción del mes de abril 2013, y un 51,4% inferior que la generación de mayo 2012 (que fue 4.052 GWh).

Durante los 5 primeros meses del año 2013 las centrales de carbón han producido 9.961 GWh, un 56,1% menos que la generación del mismo periodo del año anterior.

Gráfico 19. Generación de carbón mensual. 2003 - 20 13

Según los datos publicados por REE en la pasada reunión del CTSOSEI (del 16 de mayo de 2013), las centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro (Anexo II del RD 134/2010), que utilizan carbón autóctono, han producido un 2,24% del volumen máximo asignado, desde el 19 de febrero de 2013 hasta el 4 de mayo de 2013.

Tabla 01. Energía máxima asignada y medida de las centrales del Anexo II del RD 134/2010. 19/02/2013 a 04/05/2013

Fuente: REE

2.6 Resto de régimen especial (excepto eólica)

Las tecnologías del régimen especial, excepto la eólica, han producido 5.471 GWh, en mayo 2013, siendo un 7,5% superior que la del mes anterior que fue 5.087 GWh y un 8,6% superior que la generación del mismo mes del año anterior (5.038 GWh).

Por tecnologías, todas han incrementado su aportación con respecto al mismo mes del 2012. La hidráulica del régimen especial ha generado 750 GWh, un 16,9% más que en

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

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GW

h

2003

2004

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2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: REE

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mayo del 2012, la solar fotovoltaica y la solar termoeléctrica han generado 928 GWh y 432 GWh, un 12,6% y un 23,9% más que la generación del mes de mayo 2012, respectivamente. Por último, la térmica renovable y la no renovable (cogeneración) han generado 419 GWh y 2.942 GWh, un 16,2% y 2,8% más que la del mismo mes del 2012.

Gráfico 20. Generación de resto del régimen especia l mensual. 2003-2013

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Fuente: REE

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3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA

3.1 Precio del mercado diario

El precio medio aritmético del mercado diario en el mes de mayo 2013 ha aumentado un 139% con respecto al precio promedio de abril 2013, situándose en el mes de mayo en 43,45 €/MWh frente a los 18,17 €/MWh del mes de abril 2013.

Con respecto al 2012, el precio en el mayo 2013 ha sido prácticamente el mismo que el precio de mayo del año anterior (43,58 €/MWh).

Gráfico 21. Evolución mensual del precio del mercado diario promedio. 2007 – 2013

La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de mayo ha disminuido con respecto a los meses anteriores, el precio mínimo se ha situado en 16,7 €/MWh el sábado 18 de mayo a las 19.00h y el máximo en 72,50 €/MWh el domingo 19 de mayo a las 23.00h.

Tabla 02. Precio mensual mínimo, promedio y máximo d el mercado diario. 2013

En €/MWh Precio

mínimo

Precio

promedio

Precio

máximo

Enero 0,00 50,50 87,54

Febrero 0,00 40,05 90,00

Marzo 0,00 25,92 90,00

Abril 0,00 18,17 90,00

Mayo 16,70 43,45 72,50

Fuente: OMIE y elaboración AEE

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

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013


€/M

Wh

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Gráfico 22. Evolución diaria del precio medio, máxim o y mínimo del MD. Mayo 2013

La evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués, durante el pasado mes de mayo 2013, se representa en el gráfico siguiente. El precio medio aritmético en el sistema eléctrico portugués se ha situado en 43,24 €/MWh, frente a los 16,08 €/MWh del mes de abril 2013. El precio medio del sistema eléctrico portugués se mantiene por debajo del precio medio del sistema eléctrico español, en la mayor parte de las horas (702) los precios han sido iguales, pero en 37 horas del mes, el precio medio del sistema eléctrico español se ha situado por encima y en tan sólo 5 horas, se ha situado por debajo del precio del sistema portugués (véase Tabla 03).

Gráfico 23. Evolución diaria del precio del MD, sist ema eléctrico portugués y español. Mayo 2013


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€/M

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Precio MÍNIMO Diario

Precio MÁXIMO Diario

Precio MEDIO Diario en el sistema español

PROMEDIO MES


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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

Precio marginal en el sistema español (€/MWh)

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Y en la Tabla 03 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 03. Comparativa precio sistema portugués y es pañol. Mayo 2013

Nº horas %

PEspañol = PPortugués 702 94%

PEspañol < PPortugués 5 1%

PEspañol > PPortugués 37 5%

TOTAL 744 100%


3.2 Retribución eólica

Como ya sabemos, excepto los 7 MW que decidieron acogerse a la opción de tarifa regulada del RD 436/2004 (DT 1ª del RD 661/2007), el resto de la potencia eólica instalada está acogida a la opción de tarifa regulada del RD 661/2007, que para el año 2013 asciende a 81,247 €/MWh.

Gráfico 24. Evolución mensual de la potencia y la re tribución en función de la opción de venta elegida. 2004-2013

Fuente: Datos CNE, OMIE y elaboración AEE

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jul-

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oct

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en

e-1

3

abr-

13

Ventas a tarifa a través de distribuidora RD 661/07

Ventas a tarifa a través de distribuidora DT1ª RD 661/07 (RD 436/04)

Ventas a tarifa a través de distribuidora DT2ª RD 436/04 (RD 2818/98)

Ventas en otros mercados RD 661/07

Ventas en otros mercados DT1ª RD 661/07 (RD 436/04)

Ventas a mercado RD 661/07

Ventas a mercado DT1ª RD 661/07 (RD 436/04)

Ventas a tarifa a través de representante RD 661/07

Ventas a tarifa a través de representante DT1ª RD 661/07 (RD 436/04)

Precio medio aritmético (€/MWh)

MW

RD 2818/1998

Tarifa RD 436

Mercado RD 436

Mercado RD 661

Tarifa RD 661

Tarifa RD 661

€/MWh

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Para calcular la prima equivalente promedio percibida por el sector eólico en la opción de tarifa regulada, es necesario calcular el precio medio ponderado por la energía eólica, que en el mes de mayo se ha situado un 4,6% por debajo del precio medio aritmético, siendo 41,46 €/MWh.

Gráfico 25. Evolución del precio medio aritmético y del precio medio ponderado por la energía eólica. 2013

Fuente: AEE

Por lo tanto, teniendo en cuenta la producción eólica horaria que publica REE, la prima equivalente en mayo ha disminuido situándose por debajo de los 40 €/MWh, frente a los 67,62 €/MWh del mes de abril 2013.

Tabla 04. Prima equivalente a tarifa regulada. 2013

AÑO 2013 (€/MWh) Prima equivalente (a tarifa regulada)

Enero 34,03

Febrero 42,61

Marzo 57,18

Abril 67,62

Mayo 39,78

Fuente: Elaboración AEE

3.3 Primas percibidas por el sector eólico según CN E

La retribución regulada percibida por los 21.789 GWh generados por el sector eólico durante los 4 primeros meses del año han ascendido a 1.129 Millones de €, siendo la prima promedio equivalente percibida en el periodo de 46,7 €/MWh, más los 2,85 €/MWh por el complemento por energía reactiva y los 2,28 €/MWh percibidos por el complemento de huecos de tensión, según el informe de la CNE publicado el pasado 6 de junio sobre la liquidación de las primas, primas incentivos y complementos del régimen especial. Esa cantidad supone el 32,36% de las primas totales percibidas por las tecnologías del régimen especial, mientras que la generación ha supuesto más de un 53% del total del régimen especial.

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

Precio medio ARITMÉTICO mensual 50,50 45,04 25,92 18,17 43,45

Precio medio PONDERADO por la energía eólica 47,22 38,64 24,01 13,63 41,46

Variación (%) -6,51% -14,22% -7,37% -24,96% -4,57%

-30%

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MW

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ren

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Tabla 05. Resumen de las liquidaciones de la CNE acu muladas en el año 2013.

Fuente: CNE. Incluye información de enero a abril 2013

Por otro lado, de acuerdo el informe de la CNE, el número de horas de funcionamiento de la totalidad de las instalaciones con inscripción definitiva de tecnología eólica, en el año 2012 hasta la liquidación 04/2013, ha sido de 2.085 horas, lo que supone un factor de capacidad promedio de 23,7%.

El valor para el año 2013 del número de horas de funcionamiento medio anual hasta la liquidación 04/2013 (datos de los primeros 4 meses del año 2013) ha sido de 893 horas, lo que supone un factor de capacidad de un 31% en ese periodo.

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4. PREVISIÓN DEL TRIMESTRE ANTERIOR

Sustituyendo los datos del mes de junio (todavía no conocidos) por las previsiones que disponemos para dicho periodo (se comentarán en la sección posterior), podríamos afirmar que el precio promedio de trimestre 2013.Q2 se situará aproximadamente en 36 €/MWh, prácticamente 10 €/MWh menos del nivel obtenido en el mismo periodo del año 2012. Es el menor promedio trimestral de precios registrado desde 2010.Q2. Las condiciones en las que han evolucionado la oferta y demanda del trimestre están ejerciendo presión bajista en los precios del mercado. Comparando frente al mismo trimestre del año anterior, el consumo eléctrico se reducirá cerca del 3%, la producción hidráulica de régimen ordinario será casi el doble que entonces, la producción eólica apenas variará, mientras el resto de generación de régimen especial (mini-hidráulica + solar + térmica renovable + cogeneración) podría aumentar en torno al 10%; por su parte, la generación de origen nuclear descenderá un 2% y el hueco térmico, como consecuencia de todos los datos anteriores (es decir, del desplome de la demanda y el aumento de producción renovable) presentará una caída de magnitud próxima a 50%.

En esta ocasión, no disponemos de una previsión sobre 2013.Q2 que evaluar. Dicho ejercicio empezará a realizarse en el informe del mes de octubre, cuando evaluaremos la proyección para 2013.Q3 que presentaremos en el informe actual. Sin embargo, probablemente cualquier estimación sobre 2013.Q2 que se hubiera calculado a final del primer trimestre, habría sido muy superior al precio registrado, y dicha afirmación es extensible también al precio de marzo. En primer lugar, porque la progresión del consumo eléctrico está siendo peor de la esperada. En segundo lugar, porque los niveles de generación renovable han superado claramente toda expectativa razonable, especialmente en lo referido a la generación hidráulica. A estos factores se añade un tercero, con un papel muy relevante: los atípicos registros recién comentados y la actualización del Real Decreto de Restricciones por Garantía de Suministro están dificultando que los generadores térmicos (carbón y ciclos combinados) e hidráulicos puedan repercutir los impuestos de la Ley 15/2012 al mercado eléctrico, de modo que su efecto está resultando, de momento, mucho más moderado de lo previsto.

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5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO Y SIGUIENTE

Por razones estacionales, cabe esperar un repunte en la demanda eléctrica media diaria en junio, respecto a mayo. Entonces, el consumo se situó en torno a 630 GWh, mientras para junio esperamos un nivel en la horquilla 650–660 GWh, según resulte la climatología del mes. Esto implicaría una contracción del 5%-6% en relación al mismo mes del año 2012. Dicha comparación está sesgada por efecto de la temperatura, extremadamente elevada en aquel periodo. Excluidos estos efectos, el deterioro de la demanda eléctrica sería inferior al 2%. La proyección de REE es similar a la nuestra.

Por otro lado, esperamos cierto cambio en el mix de generación de junio, respecto al que tuvo lugar en mayo. Por un lado, debería producirse una reducción del nivel de generación eólica e hidráulica; por otro, un aumento en la producción nuclear (por la mayor potencia disponible) y en el hueco térmico. Así, estimamos que la generación hidráulica de R.O. se situará en torno a 95 GWh al día (12 GWh al día menos que en mayo), mientras la eólica retrocede respecto al mes anterior, hasta 105 GWh diarios (factor de utilización del 20%). Por su parte, la generación nuclear alcanzaría 155 GWh al día, mientras el régimen especial no eólico mantendría un volumen elevado, cerca de 170 GWh diarios. Con todo ello, y en consistencia con las previsiones de demanda, el hueco térmico resultante debería rondar 180 GWh diarios. En términos de cuotas sobre generación bruta, la primera tecnología sería la nuclear (22%), seguida de la eólica (15%), hidráulica de R.O. y térmica de carbón (13% cada una), y de los ciclos combinados (12%). El régimen especial no eólico generaría el 24% restante.

En base a las proyecciones recién expuestas para demanda y generación eléctrica, cabría esperar un repunte en el precio de mercado de junio , en comparación con el registrado el mes anterior. Bajo el escenario más plausible, nuestra previsión se sitúa en 46,5 €/MWh, en promedio mensual (a cierre de informe, la media apenas supera 40 €/MWh). El resultado que tenga lugar para el precio estará condicionado por las circunstancias climatológicas que se registren. El cálculo anterior presupone niveles de eolicidad, pluviosidad y temperatura en sus medias históricas. Bajo escenarios más atípicos, los modelos estiman cotas mínima y máxima para los precios de junio de 41,5 y 50,5 €/MWh, respectivamente (Tabla 07).

Con la información disponible a día de hoy, creemos que los precios del mercado diario evolucionarán de forma alcista en julio . En el escenario central, obtenemos una previsión para el nivel medio del mes en el entorno de 51 €/MWh. Este significativo aumento respecto a los meses anteriores sería consecuencia de la mayor demanda y menor generación eólica e hidráulica esperadas. El incremento de la participación de las tecnologías térmicas de combustible fósil en la cobertura de la demanda, además de ejercer su efecto natural, debería producir un aumento del grado de transferencia al mercado eléctrico de los impuestos de la Ley de Medidas Fiscales para Sostenibilidad Energética. La aplicación de los modelos bajo condiciones climatológicas extremas sugiere un rango de variación para el precio medio del mes de [44,5 – 56,5] €/MWh. A cierre de este informe, los contratos a plazo con vencimiento en julio cotizan a unos 49 €/MWh.

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Tabla 06. Previsión para el mes en curso: demanda, b alance de energía y precios

Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 7 de junio de 2013)

(1) Demanda transporte (b.c.) Sistema Peninsular. (2) Producción Hidráulica Régimen Ordinario. (3) Producción por Central Térmica de Carbón + CCGT (4) Producción por Nuclear + Fuel gas + Régimen Especial No Eólico (5) Precio Medio Aritmético del Mercado Diario. (6) Previsión REE, publicada en Esios, durante el mes anterior al mes en curso. (7) Proporción entre producción por tecnología y generación bruta.

Hidráulica Hueco Precios Previsión REE

R.O. Térmico (€/MWh) Demanda

(1) (2) (3) (4) (5) (6)

GWh 19.519 3.327 4.015 3.607 1.639 9.657 43,5 19.519

Interanual (%) -3,2 55,0 8,6 -44,6 -33,5 -0,5 -0,3 -3,2

Cuota (%)(7) 16,1 19,5 17,5 8,0 46,9

GWh 19.769 2.814 3.172 5.658 2.942 9.699 46,4 19.517

Interanual (%) -4,7 48,9 -7,4 -34,1 -7,4 14,6 -13,1 -5,9

Cuota (%)(7) 13,2 14,9 26,5 13,8 45,4

GWh 246.187 35.399 52.996 63.711 31.724 113.747 44,9 247.869

Tasa Anual (%) -2,3 82,0 10,1 -31,7 -17,8 -1,7 -5,0 -1,62013

may-2013

(dato)

jun-2013

(previsión)

Demanda Eólica CCGT Resto

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6. PREVISIÓN TRIMESTRAL PARA EL AÑO MÓVIL

Se presentan a continuación los resultados del ejercicio de previsión realizado para los trimestres tercero y cuarto de 2013, así como para los dos primeros de 2014. Las proyecciones de precios obtenidas se adjuntan en la Tabla 07, para los tres escenarios considerados. La comparativa entre las cotizaciones actuales para contratos a plazo y las previsiones correspondientes al escenario central se muestran en la Tabla 08. La evolución a lo largo del año de la previsión del precio medio del ejercicio 2013 puede observarse en el Gráfico 26. Las previsiones se han realizado sin incorporar supuestos sobre la reforma del sector eléctrico que se anunciará a final del mes de junio.

A cierre del primer semestre, la demanda eléctrica habrá descendido en torno a un 3,5%, respecto al mismo periodo de 2012. Sin embargo, en los últimos meses se aprecia una atenuación del ritmo de empeoramiento de la serie, una vez corregidos los factores de temperatura y calendario. Además, el último dato publicado (abril) por REE para el índice de consumo de grandes consumidores industriales presentó un registro sorprendentemente positivo. Esperamos cierta mejoría en la demanda eléctrica a final de año, mejoría que debería intensificarse a lo largo el siguiente, en consonancia con las perspectivas económicas existentes a día de hoy. Según nuestros cálculos, el año 2013 se cerraría con un consumo de electricidad de 246,2 TWh, un 2,3% menos que en 2012, e incluso por debajo del dato de 2005. REE proyecta unas cifras algo menos pesimistas: 247,9 TWh, una caída anual de 1,6%. Nuestros cálculos (que presuponen temperaturas estacionales y una evolución económica en línea con la proyectada por los principales analistas de la economía española) indican que el primer y segundo trimestre del año próximo podrían arrojar variaciones interanuales positivas (aunque muy débiles) en la demanda de transporte.

Respecto al balance de generación previsible para 2013, cabe esperar reducciones muy notables en la generación nuclear y el hueco térmico, mientras la producción de origen renovable habrá aumentado considerablemente, en general. Según nuestras estimaciones, la generación hidroeléctrica de régimen ordinario, eólica y el resto de régimen especial podrían acumular 35, 53 y 58 TWh en el conjunto del ejercicio 2013, respectivamente. Estas cifras representarían avances anuales de 82% (hidráulica R.O.), 10% (eólica) y 7% (mini-hidráulica + solar + térmica renovable + cogeneración). Por su parte, la generación nuclear descenderá aproximadamente un 9% respecto al año pasado, por el cierre de la central de S.M. de Garoña. La producción nuclear será especialmente baja en el último trimestre del año (el retroceso interanual esperado es del 15%), debido a las paradas programadas, efecto que se sentirá en los precios de mercado. En consistencia con estas cifras y con las presentadas para la demanda eléctrica, nuestra estimación del hueco térmico para 2013 apenas alcanza 64 TWh, un 32% menos que en 2012. En cualquier caso, esperamos que las tasas interanuales de contracción de la serie se moderen en los dos últimos trimestres del año (según nuestros cálculos, podrían situarse en la horquilla 15%–20%, mientras en el primer semestre la caída rondó el 50%) y sean positivas en 2014.Q1 y 2014.Q2, si bien los niveles de hueco térmico seguirán siendo exiguos también entonces.

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Por último, nuestras hipótesis de precios de combustibles consideran un incremento anual del 12% en el precio del gas, respecto a 2012, aproximadamente. Por su parte, los precios de derechos de emisión de CO2 se han desplomado a lo largo del año y se sitúan ahora en niveles que son prácticamente mitad de los de 2012. Esperamos que dibujen una tendencia suavemente alcista durante los próximos trimestres. En todo caso, su efecto en el precio del mercado eléctrico es relativamente pequeño.

Tabla 07. Previsión de precios para del año móvil. Pr evisiones trimestrales


En base a las proyecciones recién presentadas sobre los determinantes básicos que afectan a la formación del precio de mercado, nuestros modelos (aplicados en sus escenarios centrales) sugieren un precio medio en 2013.Q3 y 2013.Q4 de 51,7 y 51,3 €/MWh, respectivamente. En lo que respecta al tercer trimestre , el fuerte repunte de precios procedería de factores estacionales y del hecho de que, al aumentar muy sustancialmente el hueco térmico respecto a los periodos anteriores (especialmente atípicos a este respecto), el efecto de los impuestos de la Ley 15/2012 debería dejarse notar en mayor medida. Aunque el precio a plazo para 2013.Q3 se situaba a final de mayo en un valor similar a la cifra que prevemos nosotros (Tabla 08), esta cotización apenas alcanza 50 €/MWh a cierre de este informe. Por supuesto, existe una elevada incertidumbre asociada a la evolución del precio en este trimestre, esencialmente por factores climatológicos. Bajo escenarios extremos, obtenemos precios medios para el periodo de 44,5 €/MWh (escenario bajista) y 58 €/MWh (escenario alcista). En cuanto al cuarto trimestre de 2013, y bajo el escenario más plausible, no esperamos un descenso del precio en relación al trimestre anterior, hipótesis contraria a los patrones estacionales normales. Detrás de este atípico resultado están las paradas nucleares programadas para ese periodo y la (leve) mejoría esperada para el consumo eléctrico. La discrepancia entre nuestra previsión y el precio a plazo del contrato 2013.Q4 (48 €/MWh) es muy elevada. En este trimestre, el escenario bajista devuelve una previsión del precio de 41 €/MWh, 3,5 €/MWh menos que para el escenario bajista de 2013.Q3.

Con las cifras presentadas para los escenarios centrales de cada trimestre, se obtiene un precio medio anual de 2013 de 45 €/MWh, un 5% (2 €/MWh) menos que en 2012. A final del año pasado esperábamos que el promedio de precios de 2013 se situara en torno a 53 €/MWh (12% más que en 2012). Semejante desviación se explica porque a) la demanda eléctrica va a ser inferior a la esperada, b) la generación renovable, muy superior, y c) la combinación de ambos factores está minimizando el efecto sobre el precio de los impuestos a la producción. Véase en el Gráfico 26 cómo ha ido cayendo desde marzo nuestra estimación del precio medio anual. Si tomamos como referencia

Media anual

jun-13 jul-13 2013.Q2 2013.Q3 2013.Q4 2014.Q1 2014.Q2 2013

Escenario Bajo 41,5 44,6 34,4 44,4 40,9 35,1 30,0 40,0

Escenario Central 46,4 51,1 36,0 51,7 51,3 48,3 45,2 44,9

Escenario Alto 50,6 56,7 37,4 58,1 60,6 61,0 60,3 49,1

Precio Medio Aritmético mes / trimestre (€/MWh)

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las proyecciones preparadas para el informe de diciembre de 2012 (por ejemplo), se comprueba que el consumo eléctrico y la producción de régimen especial van a registrar en 2013 los niveles que utilizábamos en aquel informe para la construcción del escenario bajista de precios. Además, la generación hidráulica de R.O. va a ser mucho más atípica incluso que la cifra estimada en dicho escenario. El resultado que obteníamos entonces al aplicar los modelos con tales hipótesis bajistas era 44 €/MWh. Entonces parecía un valor muy improbable para la media del ejercicio 2013, pero la atípica evolución de los determinantes del precio que ha tenido lugar durante la primer parte del año hace que ahora sea un resultado muy verosímil.

Gráfico 26. Evolución de la previsión del precio medio anual de 2013

Gráfico 27. Previsión del precio medio mensual. Año móvil


Finalmente, nuestras estimaciones actuales para los dos trimestres iniciales de 2014 se sitúan en torno a 48 y 45 €/MWh (escenarios centrales), respectivamente. Dichos niveles son muy similares (ligeramente mayores) a las cotizaciones vigentes a día de hoy para los contratos a plazo correspondientes (Tabla 08). En todo caso, estas cifras son solo referencias muy preliminares, y tienen asociada una incertidumbre enorme. Parte de dicha incertidumbre se debe a la lejanía del horizonte de previsión. A ella se añade la derivada de la reforma energética pendiente de conocerse.

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Previsión IME Escenario Central

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h

Previsión IME Escenario Central

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Tabla 08. Comparativa entre previsión de precios sp ot y cotizaciones a plazo

Para los trimestres posteriores al trimestre en curso (2013.Q3-2014.Q2), las cotizaciones de OMIP son las correspondientes a los contratos para dichos periodos, en las fechas indicadas.

Para el trimestre en curso (2013.Q2), el dato se obtiene como promedio del precio del mercado diario en abril y mayo, y de las cotizaciones de OMIP (en las fechas indicadas en la tabla) para los contratos mensuales de junio. Se pretende de este modo que la media construida sea comparable con la previsión trimestral.


Previsión

02-may 15-may 31-may IME

2013.Q2 38,4 36,9 35,8 36,0

2013.Q3 54,6 51,8 51,4 51,7

2013.Q4 49,8 48,4 48,2 51,3

2014.Q1 50,4 48,7 48,3 48,3

2014.Q2 44,9 44,2 44,6 45,2

Cotización OMIP (€/MWh)(€/MWh)

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ANEXO 1. METODOLOGÍA

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

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

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

• La previsión de dichas variables requiere, a su vez, de modelos de previsión particularizados para ellas, así como de la incorporación de ciertas hipótesis, resumidas en la Tabla 11 del Anexo posterior.

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

Las predicciones de precios correspondientes a escenarios alternativos surgen de la aplicación de los modelos bajo sendas alternativas de sus inputs, que favorezcan la obtención de precios más altos / bajos que los asociados al escenario central, en base al esquema indicado en la Tabla 09. Los criterios para la delimitación de las sendas alternativas para cada input se resumen en la Tabla 10.

Tabla 09. Definición de escenarios alternativos para los mode los de precios

Fuente: Intermoney Energía

Tabla 10. Diseño de escenarios alternativos para los inputs d e los modelos de precios


Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Alcista Alta Baja Baja Baja Alto

Bajista Baja Alta Alta Alta Bajo

Generación

EólicaEscenario

Precios Gas

y CO2 Demanda

Generación Generación

Hidráulica Rég.Especial

R.O. No Eólico

Factor Factor Factor

Capacidad Capacidad Capacidad

Distribución Distribución Distribución Distribución Analistas o/y

histórica histórica histórica histórica precios a plazo

Generación

Eólica

Precios Gas

y CO2Demanda

PIB VAB Industria TemperaturaInputs

Criterio Analistas Analistas

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ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS

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

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

Tabla 11. Hipótesis asumidas para la previsión

(*) Valor Añadido Bruto


PIB VAB(*)

Industria

Bajo -2,4 -4,7

Central -1,6 -3,5

Alto -0,5 -1,8

Media 2012 Media 2013

NBP 25,0 € / MWh 28,0 € / MWh

CO2 (EUA) 7,5 €/t 4,3 €/t

Escenarios Macroeconómicos 2013

Variables Nominales (Escenario Central)

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INFORME MENSUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO...En el mes de mayo 2013 la eólica ha generado 4.015 GWh, un 8,3% superior que la generación del mismo mes del año anterior, siendo el máximo