Informe Mensual. Mercado Eléctrico Español

Transcripción

1 Informe Mensual Mercado Eléctrico Español Diciembre 2012

2 DICIEMBRE ASPECTOS RELEVANTES Mercados El promedio del mercado diario en diciembre ha cerrado en 41,73 /MWh, un 0,8% por debajo de noviembre, con un mínimo de 0 /MWh y un máximo de 84,20 /MWh (hora 22 del día 30 de diciembre). Durante el mes de diciembre el precio del mercado diario español se ha situado por debajo del de noviembre y casi iguala a abril, el mes más bajo de Durante muchas horas los precios han sido menores de 15 /MWh y la segunda quincena del mes, que contó con diversos festivos de baja demanda y altos niveles de producción eólica, los precios descendieron considerablemente. La media anual se sitúa pues en 47,26 /MWh. El precio horario final medio para comercializadoras o PHFM (precio mercado libre que incluye los costes de los servicios de ajuste del sistema eléctrico) ha sido de 58,18 /MWh, un 1,6% por encima del mes de noviembre. El aumento del PHFM de diciembre respecto noviembre de este mismo año ha sido resultado básicamente de la subida de los costes correspondientes a la garantía de potencia (sobre 1.5 /MWh) Demanda de energía eléctrica La demanda de electricidad total del mes de diciembre ha sido de GWh, cerca de un 2% inferior al mismo mes de El máximo diario tuvo lugar el miércoles 12 de diciembre, en el que se consumieron un total de MWh. Embalses Hidroeléctricos Los embalses hidroeléctricos han llegado hasta el 53,2% de su capacidad, algo inferior a la del año pasado y lejos de la media de los últimos diez años (56,8% y 66,3% respectivamente). p. 2

3 Composición de la oferta por tecnologías Ha disminuido la participación de loss ciclos combinados y las plantas dee carbón y ha aumentado de forma notoria la eólica y en menos medida de la hidráulica. La cuotaa de las tecnologías que dependen del sol ha sido muy similar a la del mes pasado y el resto de tecnologías se mantenido en sus valores habituales: Fuente: Balance eléctrico diciembre, REE. Energía Fotovoltaica La estimación de Red Eléctrica es que la generación solar fotovoltaica ha producido MWh durante el mes de diciembre de 2012, lo que deja su cuota c de participación en la energía generada en un 1,6% del total. Las estimación de producción de lass plantas de energía solar fotovoltaica representadas por Nexus Energía es de un total de MWh. Tel Fax p. 3

4 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO Durante el mes de diciembre el precio del mercado diario español se ha situado por debajo del de noviembre y casi iguala a abril, el mes más bajo de Durante muchas horas los precios han sido menores de 15 /MWh y la segunda quincena del mes, que contó con diversos festivos de baja demanda y altos niveles de producción eólica, los precios descendieron considerablemente. La tecnología que ha marcado precio un mayor número de horas ha sido la hidráulica con un 39% de las horas (la mayoría durante el día), seguida por el carbón con el 16% y en muy parecida medida las interconexiones internacionales (la mayoría de madrugada) y el bombeo. Cabe destacar que los ciclos combinados tan sólo han marcado precio el 4% de las horas, hecho que da cuenta de los precios bajos de este mes. El promedio del mercado diario en diciembre ha cerrado en 41,73 /MWh, un 0,8% por debajo de noviembre, con un mínimo de 0 /MWh y un máximo de 84,20 /MWh (hora 22 del día 30 de diciembre). La media anual se sitúa pues en 47,26 /MWh. El precio horario final medio para comercializadoras (precio mercado libre que incluye los costes de los servicios de ajuste del sistema eléctrico) ha sido de 58,18 /MWh, un 1,6% por encima del mes de noviembre. Gráfica de la Evolución del Precio de la Electricidad Evolución del precio de la energía 80,0 70,0 60,0 /MWh 50,0 40,0 30,0 POOL PHFM 20,0 10,0 0,0 Fuente: OMIE, CNE. p. 4

5 La demanda de electricidad total del mes de diciembre ha sido de GWh, cerca de un 2% inferior al mismo mes de El máximo diario tuvo lugar el miércoles 12 de diciembre, en el que se consumieron un total de MWh, y la hora potencia media horaria máxima fue ese mismo día miércoles 12 de diciembre a las 20 horas, con MW. En el gráfico que se muestra a continuación se relaciona la demanda y el precio para cada día de diciembre. Se pueden observar los promedios diarios del Mercado Diario (eje derecho, en /MWh) y el total diario de demanda eléctrica (eje izquierdo, en GWh por día). Además del máximo diario del miércoles 12 de diciembre comentado en el párrafo anterior se puede destacar como el precio sigue a la demanda especialmente durante la segunda quincena del mes, coincidiendo con las festividades de Navidad. También destaca la baja demanda del día 24 de diciembre. 850 Relación Demanda y Precio 80, , ,00 GWh/día ,00 40,00 30,00 /MWh DDA POOL , , , Fuente:OMIE, Demanda Diciembre, REE. p. 5

6 Embalses Hidroeléctricos Durante el mes de diciembre los embalses hidroeléctricos se han situado en el 53,2% de su capacidad, así que ha aumentado considerablemente respecto al mes pasado tal y como es habitual en estas épocas del año. Ha llegado hasta los Hm3, que equivalen a un potencial eléctrico producible de GWh (suficiente para abastecer la demanda de electricidad peninsular durante 15 días aproximadamente). De todas maneras su capacidad actual es algo inferior a la del año pasado y sigue lejos de la media de los últimos años tal y como se muestra en el cuadro siguiente: Hm3 GWh ACTUAL % S./ Capacidad Capacidad Total Mes Anterior Año Anterior Media 5 años Media 10 años % 48.9% 56.8% 61.8% 66.3% Fuente: Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente. Participación del Régimen Especial El régimen especial cubrió el 45,10% de la demanda del mes de diciembre, valor que supera de largo cualquier mes de diciembre y es el segundo más alto de los últimos años después de abril, tal y como se puede observar en el gráfico adjunto. La energía eólica es la que más aumenta su participación entre las tecnologías del régimen especial. Su participación anual es la más alta de los últimos cuatro años. ene 09 feb 09 mar 09 abr 09 may 09 jun 09 jul 09 ago 09 sep 09 oct 09 nov 09 dic 09 27,74% 30,47% 31,50% 32,62% 31,80% 27,70% 26,79% 25,26% 28,41% 31,66% 39,48% 36,18% Cobertura de la demanda por el Régimen Especial ene 10 feb 10 mar 10 abr 10 may 10 jun 10 jul 10 ago 10 sep 10 oct 10 nov 10 dic 10 33,20% 36,24% 37,17% 33,08% 37,83% 32,07% 29,14% 28,78% 27,68% 36,13% 35,80% 35,67% ene 11 feb 11 mar 11 abr 11 may 11 jun 11 jul 11 ago 11 sep 11 oct 11 nov 11 dic 11 32,94% 35,53% 39,09% 39,50% 36,09% 34,02% 33,92% 29,35% 29,46% 34,03% 36,21% 38,05% ene 12 feb 12 mar 12 abr 12 may 12 jun 12 jul 12 ago 12 sep 12 oct 12 nov 12 dic 12 32,59% 38,87% 37,92% 48,66% 41,77% 37,93% 35,25% 33,20% 40,16% 36,65% 41,49% 45,10% Fuente:Balance eléctrico mensual del P48. p. 6

7 Cobertura de la demanda por el Régimen Especial 55,00% 50,00% 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% ,00% 20,00% 15,00% Fuente:e-sios, REE. Tecnología Nuclear p. 7

8 Durante diciembre las centrales nucleares han producido según Red Eléctrica GWh, un 19,6% de la generación (muy similar a noviembre). Su potencia disponible ha oscilado entre los 5.500MWh y los 6.500MWh. Esto significa que de las 8 centrales operativas en la actualidad han estado disponibles entre 5 y 6. El resto han parado su producción ya sea por recarga de combustible, paradas programadas u otros motivos. El 17 de diciembre la central de Santa María de Garoña (Burgos) realizó una parada que tal vez sea definitiva por el cierre de la planta. Composición de la oferta por tecnologías sobre el total de generación TECNOLOGÍA 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 Hidr. Rég. Ord. 8,8% 6,6% 4,6% 5,5% 7,3% 9,7% 8,4% 6,6% 5,8% 5,1% 6,5% 8,8% 10,4% Nuclear 21,8% 21,9% 21,3% 24,5% 24,8% 21,2% 16,4% 22,9% 24,4% 25,0% 25,2% 19,6% 19,6% Carbón 17,5% 22,3% 22,3% 20,4% 12,4% 18,3% 24,2% 21,5% 22,1% 18,5% 19,4% 19,4% 16,6% Ciclo Combinado 14,8% 17,6% 15,7% 13,5% 10,5% 11,1% 14,2% 14,7% 15,3% 13,4% 14,7% 14,0% 12,4% Hidr. Rég. Esp. 1,9% 1,3% 1,2% 1,3% 2,0% 2,8% 1,9% 1,4% 1,1% 0,9% 1,1% 1,7% 2,6% Eólica 19,6% 14,5% 19,3% 16,2% 24,4% 16,9% 15,4% 12,8% 13,4% 17,9% 14,1% 21,4% 23,8% Solar fotovoltaica 1,7% 2,0% 2,5% 3,4% 3,1% 4,3% 4,5% 4,5% 4,0% 3,5% 2,9% 1,8% 1,8% Solar térmica 0,4% 0,5% 0,8% 1,0% 0,9% 1,5% 1,8% 2,2% 2,0% 1,6% 1,3% 0,6% 0,6% Térmica renovable 1,5% 1,6% 1,4% 1,7% 1,7% 1,6% 1,8% 1,8% 1,7% 1,7% 1,9% 2,0% 2,1% Térmica no ren. 12,1% 11,8% 10,9% 12,4% 12,8% 12,6% 11,4% 11,5% 10,2% 12,5% 13,0% 13,3% 12,5% Interc. Intern. -2,0% -2,1% -5,5% -3,9% -5,7% -4,4% -2,9% -2,8% -2,8% -4,7% -6,6% -3,7% -4,7% Fuente: Balance eléctrico diciembre, REE. En la composición de la oferta por tecnologías del mes de diciembre, según los balances publicados por Red Eléctrica de España, lo más destacable es la disminución de la participación de los ciclos combinados y las plantas de carbón compensada por el fuerte aumento de la eólica y en menos medida de la hidráulica. La cuota de las tecnologías que dependen del sol ha sido muy similar a la del mes pasado y el resto de tecnologías se mantenido en sus valores habituales. p. 8

9 A continuación se muestra un gráfico donde se puede observar la evolución de la participación de algunas de las tecnologías en la generación desdee diciembre del año pasado, según los balances eléctricos peninsulares publicados por Red Eléctrica de España: Estructura de generación mensual (MWh) 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 Nuclear Resto régimen especial Carbón Eólica Ciclo Combinado Hidráulica Rég. Ord. Fuente: Balance eléctrico 2012, REE. Composición del mix de generación de Diciembre 2012 Fuente: Balance eléctrico diciembre, REE. Tel Fax p. 9

10 Energía Fotovoltaica En referencia a la producción fotovoltaica en España, a continuación se presenta un cuadro con la evolución de la participación en el mix de generación según la segunda liquidación de Red Eléctrica: MWh CUOTA % MWh CUOTA % MWh CUOTA % Enero ,0 Enero ,3 Enero ,9 Febrero ,2 Febrero ,1 Febrero ,5 Marzo ,8 Marzo ,9 Marzo ,1 Abril ,6 Abril ,0 Abril ,9 Mayo ,1 Mayo ,1 Mayo ,7 Junio ,0 Junio ,5 Junio ,7 Julio ,0 Julio ,5 Julio ,9 Agosto ,0 Agosto ,4 Agosto ,5 Septiembre ,6 Septiembre ,9 Septiembre ,0 Octubre ,3 Octubre ,8 Octubre ,6 Noviembre ,5 Noviembre ,6 Noviembre ,6 Diciembre ,2 Diciembre Diciembre ,6 Fuente:e-sios, REE. La estimación de Red Eléctrica es que la generación solar fotovoltaica ha producido MWh durante el mes de diciembre de 2012, lo que deja su cuota de participación en la energía generada en un 1,6% del total. Aunque ha producido algo más que el mes de noviembre su cuota es parecida ya que en diciembre la generación total ha sido mayor. Para el mes de enero la expectativa es que dicha cuota se mantenga o aumente ligeramente ya que se alargan las horas un poco las horas de luz del día. p. 10

11 Los siguientes datos muestran, de forma provisional, la relación entre la producción mensual según el último programa de producción y la potencia nominal de la planta, para las plantas fotovoltaicas representadas por Nexus Energía. Se puede observar el efecto temporal, relacionado con las horas de sol disponibles por día. RATIO PRODUCCIÓN/ POTENCIA RATIO PRODUCCIÓN/ POTENCIA RATIO PRODUCCIÓN/ POTENCIA Enero Enero Enero Febrero Febrero Febrero Marzo Marzo Marzo Abril Abril Abril Mayo Mayo Mayo Junio Junio Junio Julio Julio Julio Agosto Agosto Agosto Septiembre Septiembre Septiembre Octubre Octubre Octubre Noviembre Noviembre Noviembre Diciembre Diciembre Diciembre PROMEDIO 158 PROMEDIO 173 PROMEDIO 170 Horas Equivalentes Horas Equivalentes Horas Equivalentes Fuente:Elaboración propia p. 11

12 RATIO PRODUCCIÓN(kWh)/POTENCIA(kW) Fuente:Elaboración propia p. 12

13 Subastaa CESUR El pasado 21 de diciembre tuvo lugar la XXI Subasta CESUR, a través de la cual se determinó el coste estimado de los contratos mayoristas para el cálculo de la tarifa de último recurso, y en la que los participantes calificados obtuvieron el derecho de vender energíaa a las Comercializadoras de Último Recurso. En esta ocasión, el producto a subastar fue el primer trimestre dee 2013, y los resultados asignados fueron los siguientes: : PRODUCTO Base Trimestral Punta Trimestral CANTIDAD (MWh)) Precio Final ( /MWh) 54,18 61,15 A continuación mostramos la evolución del precio Base Trimestral resultante en las subastas CESUR de los últimos 2 años: Q1'11 /MWh 49,07 Q2'11 51,79 Q3'11 53,2 Q4'11 57,99 Q1'12 52,99 Q2'12 51 Q3'12 Q4'12 Q1'13 56,25 49,25 54,18 Tel Fax p. 13

14 Meses próximos A partir del próximo mes, a pesar de la incertidumbre ocasionada porr los cambios legislativos vigentes a partir de 01 de enero, es probable que la tendencia bajista que predomina en el mercado español durante los últimos meses cambie definitivamente de sentido. De entrada, los precios del mes de enero acostumbran a casar altos en comparación del resto del año, debido al aumento de la demanda. Por tanto, si ademáss tenemos en cuenta el aumento de d tasas en le producción energética podríamos afirmar que el nivel de precios será muy superior al de los últimos meses. Cabe comentar que las previsiones meteorológicas para el próximo mes son bastante favorables, ya que no se esperan temperaturas inferiores a la media establecida para este periodo, y además, ess probable que el impacto de la tecnología eólica e hidráulica en el mix de generación permita cierta estabilidad en algunos días. Para el mes de febrero se prevé una acentuación de las bajas temperaturas y menos influencia de las tecnologías no gestionables, por lo que se prevé un precio medio superior s al del mes de enero. A partir del mes de marzo sería razonable que el nivel de precios se estabilizara ligeramente. Haciendo referencia a la l previsión de precios para el año 2013 en general, tal y como hemos comentado a través de los últimos informes, se prevé un fuerte incremento del precio medio de casación debido a la implantación de la reforma energética por parte del gobierno español, ya que el proyectoo de la comentada reforma notificaa un aumento generalizado en los costes de la mayoría de tecnologías de producción energética, ya que aumentarían las cargas fiscales correspondientes. Mercado de Futuros (OTC) Desde el punto de vista del Mercado de Futuros, todos los productos en general han evolucionado en el mismo sentido, aunquee cabe remarcar que los periodos más cercanos, como los meses o trimestres próximos, se s han vistoo más influenciados que el resto por los precios de casación del mercado físico. Como conclusión afirmamos que la tendenciaa en el mercado de futuros ha sido ascendente si lo comparamos con c los datos registrados a finales del mes dee noviembre, aunque con ciertos altibajos. Durante la primera quincena, como ascendió considerablemente el nivel de precios del mercado físico, las cotizaciones de los meses próximos se dispararon. Posteriormente, cuando se suavizó la demandaa por las temperaturass y por el periodo vacacional, al descender el precio del mercado físico, las cotizacioness se redujeron, pero sin llegar al nivel n inicial. Para el próximo mes se espera un fuerte aumento en todos t los productos OTC, en la medida de la evolución del mercado de casación. Haciendo referencia al precio del crudo, observando los índices registrados a principio y a final de mes, podríamos decir que no ha sufrido cambios considerables. Pero observando el movimiento de la curva que representa dicha evolución, comprobamos que dicho índice sufrió varios altibajos, descendiendo 5 puntos durante la primera semana del periodo, para luego recuperar e incluso superar el nivel inicial. Tel Fax p. 14

15 Cotizaciones de los precios de futuros en el último día del mes para los distintos horizontes temporales: A corto plazo: FUTUROS periodo /MWh Ene-13 54,50 Feb-13 54,50 Mar-13 52,90 56,00 54,00 Estimación de la evolución del POOL según Futuros en /MWh (corto plazo) 52,00 50,00 ene 13 feb 13 mar 13 A largo plazo: FUTUROS periodo /MWh Q ,60 Q ,65 Q ,45 Q ,00 57,00 56,00 55,00 54,00 53,00 52,00 51,00 50,00 Estimación de la evolución del POOL según Futuros en /MWh (largo plazo) Q1 13 Q2 13 Q3 13 Q4 13 p. 15

16 Valores Históricos Precio Mercado Diario ( /MWh) /2011 Enero 51,06 41,19 29,06 49,93 70,22 45,86 24% Febrero 53,48 48,03 27,68 40,71 68,53 35,96 11% Marzo 47,57 46,70 19,62 38,31 59,01 29,68 2% Abril 41,21 45,45 27,42 37,20 56,18 36,66-9% Mayo 43,58 48,90 37,28 36,97 56,28 33,13-11% Junio 53,50 50,00 40,12 36,82 58,34 37,40 7% Julio 50,29 50,82 42,91 34,62 68,19 38,48-1% Agosto 49,34 53,53 42,94 34,68 70,10 35,05-8% Septiembre 47,59 58,47 46,44 35,87 73,03 35,80-19% Octubre 45,68 57,46 42,63 35,78 69,77 38,38-21% Noviembre 42,07 48,38 40,93 32,39 66,53 47,30-13% Diciembre 41,73 50,07 46,34 30,43 57,11 58,11-17% Media AÑO 47,76 49,92 36,95 36,98 64,44 39,32-5% Fuente:OMIE, Demanda Diciembre, REE. El mes de diciembre ha supuesto un decremento del 17% del precio del mercado diario respecto al mismo mes del año pasado. El descenso de los precios respecto al año pasado se ha dado especialmente en las horas valle, es decir, de madrugada. Ha habido muchas horas en periodos valle de precios inferiores a 15 /MWh, con valores de baja demanda coincidiendo con días de festivos navideños y valores de producción eólica y de régimen especial bastante elevados. La media anual se sitúa un 5% por debajo de la de p. 16

17 PHFM (Precio Hora Final Medio para comercializadores) ( /MWh) /2011 Enero 62,55 51,95 40,11 57,44 78,41 54,60 20% Febrero 64,77 56,83 36,88 48,75 76,60 44,68 14% Marzo 57,73 54,62 28,15 43,40 65,09 36,25 6% Abril 51,92 52,76 34,33 41,75 62,44 42,51-2% Mayo 52,53 55,58 42,94 41,32 61,18 39,12-5% Junio 62,79 57,93 46,13 41,59 66,81 43,89 8% Julio 60,70 60,01 50,34 42,50 75,01 45,12 1% Agosto 57,43 60,44 49,41 38,67 75,16 41,11-5% Septiembre 57,32 67,12 53,05 40,78 78,43 42,16-15% Octubre 58,87 67,67 50,16 41,03 75,83 44,91-13% Noviembre 55,35 59,97 49,29 38,59 72,50 56,67-8% Diciembre 56,23 62,06 55,58 38,91 64,80 68,20-9% Media AÑO 58,18 58,91 44,70 42,89 71,02 46,60-1% Fuente:OMIE, Demanda Diciembre, REE. El Precio Hora Final Medio publicado por la CNE (ya ponderado según la energía de mercado diario, mercados intradiarios, Restricciones, Procesos del Operador del Sistema y Pagos por Capacidad) para comercializadores en diciembre ha sido 56,23 /MWh casi 1 /MWh superior al mes pasado, lo cual significa que los costes asociados a los mercados de ajuste han subido considerablemente, teniendo en cuenta que la diferencia entre el mercado diario y el precio final medio ha aumentado. Evolución de los componentes del Precio Horario Final Medio El aumento del PHFM de diciembre respecto noviembre de este mismo año ha sido resultado básicamente de la subida de los costes correspondientes a la garantía de potencia (sobre 1.5 /MWh). Los costes correspondientes a la garantía de potencia han subido debido que para las tarifas 6.X el mes de diciembre cuenta con horas correspondientes a P1 y P2 con costes de garantía de potencia superiores al resto de periodos. Por lo contrario los costes derivados de operación del sistema (restricciones más procesos) han disminuido, pasando de 7,04 /MWh de Noviembre a 5,78 /MWh de Diciembre. Esta disminución responde a una tendencia estacional. Por otro lado si comparamos los componentes del PHFM de este año respecto a los del 2011, vemos que los costes derivados de la operación del sistema (restricciones, desvíos, BS, etc) para Diciembre del 2012 son un 19 % más elevados que los de Diciembre del Para todo el año 2012 el promedio de los costes derivados de la operación del sistema son de 4,61 /MWh y en el 2011 eran de 3,13 /MWh, el aumento promedio se mantiene entorno a los 47%. p. 17

18 Notas Red eléctrica de España dispone de un glosario de términos eléctricos a disposición del público. Para más información de mercado está disponible la web pública del Operador de Mercado OMIE: así como la web del sistema de información del operador del sistema eléctrico El operador también facilita la demanda de energía en tiempo real, la generación acumulada en tiempo real y más información accesible desde su página principal Para facilitar la transparencia de información en los mercados de interconexiones los operadores de los distintos países han puesto a disposición del público la siguiente web: p. 18