INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO

Transcripción

1 INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO Nº 59 PERIODO: 213 Fecha de publicación: 16 de Enero de 213 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 ( a partir de las hipótesis y variables de entrada que se mencionan en el informe y en base a sus propios modelos predictivos. Página 1 de 35

2 CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO PREVISIÓN PARA EL AÑO ANEXO 1. METODOLOGÍA ANEXO 2. HIPÓTESIS ASUMIDAS... 34

3 1. RESUMEN EJECUTIVO En GWh Dic 212 Dic 211 Variació n (%) Variació n (%) Precio MD () 41,73 5,7-16,7% 47,23 49,93-5,4% HIDRÁULICA ,4% ,5% NUCLEAR ,8% ,4% CARBÓN ,7% ,8% FUEL+GAS - CICLO COMBINADO ,1% ,% TOTAL RO ,9% ,% CONSUMOS EN GENERACIÓN ,8% ,5% EÓLICA ,6% ,3% % sobre la generación total 23,3% 19,6% 17,4% 15,5% Factor de capacidad (%) 32,9% 29,8% 25,34% 23,45% RE Hidráulica ,% ,2% RE Solar PV ,2% ,9% RE Solar térmica ,5% ,8% Térmica renovable ,9% ,6% Térmica no renovable ,5% ,6% TOTAL RE ,3% ,9% CONSUMOS EN BOMBEO ,1% ,5% ENLACE PENÍNSULA-BALEARES SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES ,5% ,9% DEMANDA DE TTE (b.c.) ,6% ,4% Retribución eólica promedio Diciembre 212 Retribución eólica Promedio 212 Mercado DT 1ª RD661/27 77,22 82,19 Mercado RD 661/27 79,65 79,57 Tarifa regulada RD 661/27 81,27 81,27 Para enero, estimamos que el precio medio del mercado diario podría situarse en torno a 52. Bajo condiciones climatológicas extremas, los modelos estiman cotas inferiores y superiores para los precios de diciembre de 45 y 56, respectivamente. En base a los resultados anteriores y a las hipótesis mencionadas a principio de la sección, nuestros modelos prevén un precio promedio del año 213 de 53,8, en el escenario central. Dicho nivel representaría un incremento respecto a la media registrada en 212 (47,3 ) del 14%. Página 3 de 35

4 2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN En el último mes del año 212 el consumo eléctrico peninsular ha vuelto a descender con respecto al mismo mes del año anterior, en términos brutos se ha situado en GWh, un 2,6% inferior que el consumo del mes de diciembre de 211, en términos netos, es decir, descontando los efectos de laboralidad y temperatura la caída ha sido un 2,5%, según los datos provisionales de Red Eléctrica. Gráfico 1. Evolución mensual de la demanda de energía eléctrica GWh Fuente: REE y elaboración AEE Gráfico 2. Variación mensual de la demanda de energía eléctrica % 8% 6% Tasa de variación con respecto al mismo mes del año anterior (%) demanda corregida (%) 4% 2% % -2% -4% -6% -8% Fuente: REE y elaboración AEE En el mes de diciembre la primera tecnología en cuanto ha generación ha vuelto a ser la eólica, con casi 5,5 TWh producidos, lo que ha supuesto un 19,6% más que la producción del mimo mes del año 211. Página 4 de 35

5 Las centrales nucleares han generado GWh, un 1,8% menos que en el mismo mes del año anterior. Las centrales de carbón en tercera posición han generado GWh, un 5,7% menos que en el mismo mes del 211 y los ciclos combinados también han visto mermada su aportación, con GWh, siendo un 17,1% inferior a la del mes de diciembre de 211. De las tecnologías del régimen ordinario, la hidráulica es la única que en este mes de diciembre ha generado más que en el mismo periodo del 211, con 2.4 GWh ha producido un 17,4% más. En cuanto al resto del régimen especial, todas las tecnologías han visto incrementada su producción en el mes de diciembre 212 con respecto al mismo mes de 211. Gráfico 3. Evolución mensual de la generación por tecnologías GWh Térmica no renovable Térmica renovable RE Solar térmica RE Solar PV RE Hidráulica Eólica CCGT Fuel+Gas Carbón importado Carbón nacional Hidráulica Nuclear Fuente: Datos REE y elaboración AEE Gráfico 4. Estructura de generación. Diciembre 212 Gráfico 5. Estructura de generación. Diciembre 211 Térmica renovable 2,% RE Solar térmica,58% RE Solar PV 1,74% RE Hidráulica 2,49% Térmica no renovable 12,24% Hidráulica 1,17% Nuclear 19,18% Térmica renovable 1,66% RE Solar térmica,37% RE Solar PV 1,74% RE Hidráulica 1,92% Térmica no renovable 12,6% Hidráulica 8,75% Nuclear 21,72% Eólica 23,25% Carbón 16,25% Eólica 19,65% Carbón 17,41% Ciclo Combinado 12,8% Fuel+Gas,% Ciclo Combinado 14,73% Fuel+Gas,% Fuente: REE y elaboración AEE Fuente: REE y elaboración AEE Página 5 de 35

6 Durante el año 212, el consumo eléctrico peninsular ha alcanzado los GWh, un 1,4% menos que en el año 211. Descontando los efectos de laboralidad y temperatura la demanda ha caído un 1,8% con respecto al 211. Gráfico 6. Evolución anual de la generación por tecnologías GWh Térmica no renovable Térmica renovable RE Solar térmica RE Solar PV RE HIDRÁULICA RESTO RÉGIMEN ESPECIAL EÓLICA CICLO COMBINADO FUEL+GAS CARBÓN HIDRÁULICA NUCLEAR Fuente:REE En el desglose anual por tecnologías, la nuclear es la primera en cuanto a generación con GWh, un 6,4% más que en el año 211. Las centrales térmicas de carbón han generado GWh, un 25,8% superior y en tercera posición se sitúan las instalaciones eólicas con GWh, siendo esta generación un 143% superior a la del año 211. En cuarta posición están los ciclos combinados que han reducido su aportación a la generación total un 24% con respecto al 211, alcanzando los GWh. El conjunto de las tecnologías del régimen ordinario han reducido su contribución un 3%, con respecto al 211, en cambio las centrales de régimen especial han aumentado su contribución un 1,9%. Gráfico 7. Estructura de generación. 212 Gráfico 8. Estructura de generación. 211 Térmica renovable 1,75% RE Solar térmica 1,24% RE Solar PV 2,87% RE Hidráulica 1,64% Térmica no renovable 12,12% Hidráulica 7,3% Nuclear 22,21% Térmica renovable 1,58% RE Solar térmica,68% RE Solar PV 2,61% RE Hidráulica 1,95% Térmica no renovable 11,67% Hidráulica 1,14% Nuclear 21,23% Eólica 17,41% Eólica 15,49% Carbón 19,78% Carbón 15,99% Ciclo Combinado 13,94% Fuel+Gas,% Ciclo Combinado 18,66% Fuel+Gas,% Fuente: REE y elaboración AEE Fuente: REE y elaboración AEE Página 6 de 35

7 En el mes de diciembre todas las tecnologías de origen renovable han aumentado su producción con respecto al mes de diciembre de 211, el conjunto de estas tecnologías han representado un 4,% frente al valor registrado en diciembre 211 que fue un 34,1%. En cambio, durante el año 212 las tecnologías renovables han representado un 31,95% del total de la generación, valor ligeramente inferior al del año 211 que fue un 32,5%, dado que la caída de la generación de origen hidráulico en el año 212 no ha sido compensada por el incremento de la producción eólica y el resto de tecnologías renovables. Por otro lado, en el año 21 las tecnologías de origen renovable representaron un 35,2% de la generación total, debido a la alta producción de origen hidráulico y eólico. Gráfico 9. Evolución mensual del % de la producción eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 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 Energías no renovables 59,6% 64,% 6,% 6,7% 65,6% 7,4% 72,% 74,5% 77,7% 73,3% 68,3% 65,9% 73,4% 69,7% 71,% 6,8% 63,7% 66,9% 71,1% 72,3% 69,8% 72,4% 64,8% 59,8% Energías renovables 4,4% 36,% 4,% 39,3% 34,4% 29,6% 28,% 25,5% 22,3% 26,7% 31,7% 34,1% 26,6% 3,3% 29,% 39,2% 36,3% 33,1% 28,9% 27,7% 3,2% 27,6% 35,2% 4,2% 2.1 Eólica Producción eólica Fuente: REE y elaboración AEE Por segundo mes consecutivo, la eólica es la primera tecnología en cuanto a generación, ha producido GWh en el mes de diciembre siendo el máximo intermensual, un 19,6% superior que la del mismo mes del año 211 que fue GWh y un 19,44% más que la del mes de noviembre de 212 (4.594 GWh). Página 7 de 35

8 Gráfico 1. Evolución mensual de la generación eólica GWh Fuente: REE y elaboraciónaee El factor de capacidad de la eólica, teniendo en cuenta los datos de potencia eólica instalada mensual de Red Eléctrica, se ha situado cerca del 33% en el mes de diciembre 212, valor superior a la media para dicho mes que se sitúa en torno al 29%. El factor de capacidad promedio anual durante el año 212 ha superado el 25%, en torno a las 2.2 horas de funcionamiento, en el año 211 el factor de capacidad se situó en el 23% (2.15 horas) y en el año 21 fue un 26% (2.275 horas). Gráfico 11. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y los valores promedio de 212 Factor de Capacidad 4% 35% 3% 25% 2% 15% MÁXIMO PROMEDIO MÍNIMO 212 1% 5% % Fuente: Elaboración AEE Página 8 de 35

9 En el año 212 la eólica ha generado GWh, un 14,3% más que en el año anterior. Esa producción ha supuesto un 17,41% de la generación total en dicho año, frente al 15,55% del año 211. Gráfico 12. Producción eólica anual, cobertura de la demanda y tasa de variación GWh EÓLICA Cobertura de la demanda (%) 6,2% 7,8% 8,4% 9,7% 1,9% 13,9% 15,5% 15,5% 17,4% TASA DE VARIACIÓN ANUAL (%) 34,34% 3,33% 1,55% 19,77% 14,6% 21,69% 14,43% -2,86% 14,34% 4% 35% 3% 25% 2% 15% 1% 5% % -5% Fuente: REE Evolución de la eólica desde el PBF hasta la producción eólica real En el siguiente gráfico 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 (mercado diario + contratos bilaterales); RTPBF: restricciones técnicas del PBF; PVP: programa viable provisional (PBF+RTPBF); Intradiario: es la energía gestionada por la eólica en los mercados intradiarios; PHF: Programa horario final (PVP+Intradiarios); RT Tiempo real son las restricciones técnicas en tiempo real; PHL: Programa Horario Liquidable En cuanto al desvío, que se define como la diferencia entre la MEDIDA (producción real) y el Programa Horario Liquidable (PHL) y además existen dos tipos de desvíos: Se define como desvío positivo o a subir, cuando la producción real es mayor que la programada (MEDIDA > PROGRAMA). Se define como desvío negativo o a bajar, cuando la producción real es menor que la programada (MEDIDA < PROGRAMA). El desvío positivo promedio en el mes de diciembre, es decir, cuando la producción eólica real ha resultado superior a la programada, se ha situado en +5,4%; y el desvío negativo (teniendo en cuenta las horas en las que la producción eólica real ha sido inferior que la programada), se ha situado en -7,5%. Página 9 de 35

10 Tabla 1. Promedio desvío producción eólica. 212 Fecha promedio mensual desvío positivo Promedio mensual desvío negativo ene-12 14,5% -1,9% feb-12 11,3% -1,1% mar-12 11,9% -1,5% abr-12 1,8% -1,1% may-12 11,8% -11,% jun-12 13,6% -1,% jul-12 17,% -1,6% ago-12 13,7% -1,1% sep-12 11,8% -13,5% oct-12 8,9% -15,% nov-12 11,2% -9,2% dic-12 5,4% -7,5% PROMEDIO PERIODO 12,1% -1,9% Fuente: Datos ESIOS-REE y elaboración AEE Las restricciones técnicas en tiempo real (RT Tiempo real) en el mes de diciembre se han situado en MWh, un,3% de la producción eólica medida. En el año 212, tan sólo se ha tenido que reducir un,25% la generación eólica y en su mayor parte debido a las necesidades de balance del sistema. Gráfico Evolución diaria de la transición desde el PBF hasta la producción eólica real. Diciembre 212 Suma 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) Fuente: ESIOS-REE y elaboración AEE Página 1 de 35

11 2.2 Producción hidráulica La producción de las centrales hidráulicas ha sido 2.4 GWh en diciembre, que es un 17,4% superior que la de diciembre de 211, que fue 4,8% inferior que la del mismo mes del año anterior, que fue 2.44 GWh. En cuanto a la generación acumulada en el año completo, las centrales hidráulicas han generado GWh, lo que ha supuesto un 7% de la generación total, y es un 29,5% menos que la del 211. Gráfico 14. Generación hidráulica mensual GWh Fuente: REE En cuanto a las reservas hidráulicas, en régimen anual mantienen la tendencia creciente del último trimestre, alcanzando el 41,54% de la capacidad máxima en el mes de diciembre, aunque sigue siendo inferior a los valores del 211. Gráfico 15. Evolución mensual reservas de los embalses, régimen anual MWh Máxima Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE Página 11 de 35

12 Por otro lado, las reservas de los embalses en régimen hiperanual mantienen una ligera tendencia descendente, situándose en torno al 34% de su capacidad máxima en el mes de diciembre, frente al 62% del mismo mes del 211. Gráfico 16. Evolución mensual reservas embalses régimen hiperanual Máxima MWh Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE 2.3 Producción nuclear Las centrales nucleares han producido GWh, un 1,8% menos que la del mismo mes de 211. En términos anuales han generado GWh, un 6,4% más que en el año 211. Gráfico 17. Generación nuclear mensual GWh Fuente: REE Página 12 de 35

13 2.4 Producción de ciclo combinado Los ciclos combinados han generado GWh en el mes de diciembre, un 17,1% inferior que la generación de diciembre 211. En el año 212 han generado GWh, un 24% menos que en el año 211. Las centrales de ciclo combinado han generado un 14% de la producción total del año 212, situándose en cuarta posición en cuanto a generación por detrás de la nuclear, el carbón y la eólica, frente al 18,7% del año 211. Gráfico 18. Generación mensual de ciclo combinado GWh Fuente: REE En cuanto a la potencia de los ciclos combinados instalada a cierre del 212 en el sistema peninsular alcanza los MW, lo que ha supuesto un crecimiento del,1% con respecto a la potencia del año anterior. En el gráfico siguiente se representa la evolución de la potencia instalada, la generación mensual y el factor de capacidad. Éste último se sitúa en el mes de diciembre en torno al 15% y en media anual en torno al 17%. Gráfico 19. Evolución mensual de la generación, potencia y factor de capacidad de los ciclos combinados Generación CCGT (GWh) Potencia CCGT (MW) CICLO COMBINADO FC FC 9% 8% 7% 2. 6% GWh y MW 15. 5% 4% 1. 3% 5. 2% 1% % Fuente: REE Página 13 de 35

14 2.5 Producción de carbón Las centrales de carbón en diciembre han producido un 5,7% menos que en el mismo mes del 211. Los GWh han supuesto el 16,25% de la generación total, frente al 17,41% del mismo mes del 211. En el periodo acumulado durante el año 212, las centrales de carbón han producido GWh, un 25,8% más que en el año 211. En dicho periodo el carbón se sitúa como segunda tecnología de generación, con prácticamente un 2% de la generación total, frente al 16% del año 211. Para el año 213, aún no se han actualizado los cupos para el consumo del carbón autóctono regulado por el Real Decreto 134/21. Gráfico 2. Generación de carbón mensual GWh Fuente: REE 2.6 Producción de fuel+gas La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula, con MW instalados. Gráfico 21. Generación de fuel/gas mensual GWh Fuente: REE Página 14 de 35

15 2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica) Las tecnologías del régimen especial, excepto la eólica, han producido GWh en diciembre, un 8,5% superior que la del mismo mes de 211. En términos acumulados durante 212 han generado GWh, un 8% más que en el año 211 (5.287 GWh). Gráfico 22. Generación de resto del régimen especial mensual GWh Fuente: REE Según los datos provisionales publicados por REE, todas las tecnologías del régimen especial han incrementado su contribución a la demanda en el mes de diciembre. En cambio, en el periodo acumulado durante el año 212, las centrales hidráulicas del régimen especial han disminuido su aportación en un 14,2%, con GWh. En 212, las tecnologías solares han producido 2,5 TWh más que en el año 211. Las centrales fotovoltaicas han generado GWh en 212, frente a los 7.12 GWh del año 211 y las termosolares han producido en el año 212 un total de GWh, frente a los GWh del 211. Gráfico 23. Generación mensual del resto del régimen especial GWh Térmica no renovable 3. Térmica renovable 2. RE Solar térmica RE Solar PV 1. RE Hidráulica ene-1 feb-1 mar-1 abr-1 may-1 jun-1 jul-1 ago-1 sep-1 oct-1 nov-1 dic-1 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 Fuente: Datos REE y elaboración AEE Página 15 de 35

16 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 diciembre 212 ha vuelto a descender con respecto a meses anteriores, situándose en 41,73, siendo un,8% inferior que el precio medio del mes de noviembre 212, que fue 42,7 y un 16,6% inferior que el precio medio de diciembre 211, que se situó en 5,7. Aumenta la diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de diciembre con respecto al mes anterior, situándose en 84,2, oscilando entre un precio mínimo de durante 4 horas del domingo día 16 (5.h, 6.h, 7.h y 9.h) y 5 horas del lunes 24 de diciembre (entre las 3.h y las 6.h); y un precio máximo de 84,2 el domingo día 3 a las 22.h. Gráfico 24. Evolución diaria del precio medio, máximo y mínimo del MD. Diciembre 212 Precio MÍNIMO Precio MÁXIMO 9 8 Precio MEDIO en el sistema español PROMEDIO MES Fuente: OMIE y elaboración AEE Tabla 2. Precio mensual mínimo, promedio y máximo del mercado diario. 212 En Precio mínimo Precio promedio Precio máximo Enero, 51,6 79, Febrero,1 53,48 9,13 Marzo 5, 47,57 73,25 Abril, 41,21 7,52 Mayo 7,7 43,58 63,36 Junio 22,6 53,5 7,2 Julio 15,7 5,29 7, Agosto 1,6 49,34 66,1 Septiembre, 47,59 7,1 Octubre, 45,65 75,9 Noviembre, 42,7 76,37 Diciembre, 41,73 84,2 212, 47,23 9,13 Fuente: OMIE, elaboración AEE Página 16 de 35

17 Gráfico 25. Evolución mensual del precio del mercado diario promedio Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Fuente: OMIE El cierre del año 212 ha resultado un precio promedio anual de 47,23, siendo un 5,4% inferior que el precio medio del año 211 que se situó en 49,93. Gráfico 26. Evolución anual del precio medio del mercado diario ,43 14% 6 5 Precio medio aritmético () Tasa de variación del precio medio aritmético 53,68 5,53 49,93 47,23 12% 1% 4 37,4 39,35 36,96 37,1 8% 3 25,6 25,94 3,57 3,13 28,96 27,94 6% 2 4% 1 2% % -2% -4% -6% Fuente: OMIE, elaboración AEE En el Gráfico 27 se representa la evolución diaria del precio del mercado diario y la evolución diaria promedio de la generación eólica medida en MWh para el mes de diciembre 212, en él se puede observar la correlación negativa entre ambas variables. Página 17 de 35

18 Gráfico 27. Evolución diario precio medio mercado diario y promedio generación eólica. Diciembre Precio MEDIO en el sistema español Promedio diario Generación Eólica (MWh) Fuente: OMIE y elaboración AEE La evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante diciembre de 212, se representa en el gráfico siguiente. El precio medio aritmético en el sistema eléctrico portugués se ha situado en 42,18, frente a los 41,73 del sistema eléctrico español. Y en la Tabla 3 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). Gráfico 28. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico portugués y español. Diciembre Fuente: OMIE y elaboración AEE Precio MÍN sistema portugués Precio MÁX sistema portugués Precio marginal en el sistema portugués () Precio promedio sistema portugués Precio MEDIO en el sistema español Página 18 de 35

19 Tabla 3. Comparativa precio sistema portugués y español Diciembre 212 Nº horas % PEspañol = PPortugués % PEspañol < PPortugués 15 14% PEspañol > PPortugués % TOTAL 744 1% Fuente: OMIE y elaboración AEE Durante los primeros 16 días del año 213 el precio del mercado diario se sitúa en 56,78, la curva de precios medios aritméticos presenta un rango de valores que oscila entre un mínimo de 21 el martes 1 (entre las 4.h y las 11.h y durante las 16.h y las 17.h) y el miércoles 2 de enero (entre las 3.h y las 6.h), y un máximo de 86,1 el jueves día 1 de enero a las 22.h. Gráfico 29. Evolución diaria del precio medio, máximo y mínimo del MD. Enero Precio MÍNIMO Precio MÁXIMO Precio MEDIO en el sistema español PROMEDIO MES Fuente: OMIE y elaboración AEE Por el lado de la energía que oferta a un precio superior o igual al 95% del precio marginal, durante el periodo del 1/12/12 al 13/1/13, se representa en el gráfico siguiente. Página 19 de 35

20 Gráfico 3. Energía por tecnologías, casada en el mercado diario, ofertada a precio superior o igual al 95% del precio marginal, incluyendo ofertas complejas en el sistema eléctrico español. Del 1/12/212 al 13/1/213 Fuente: OMIE Con respecto a los precios en los mercados europeos, en el siguiente gráfico se observa como durante los primeros días del año 213, en el mercado español han aumentado con respecto a meses anteriores, situándose por encima del resto de países, exceptuando Italia. Gráfico 31. Precios medios trimestrales Europex. Periodo 1/1/2 al 13/1/ Retribución eólica Fuente: OMIE El precio medio percibido por la eólica en el mes de diciembre se sitúa cerca de los 39, 2,8 inferior que el precio medio aritmético. Ese valor es superior al precio medio ponderado del mes de noviembre, a pesar de la caída del precio medio aritmético de diciembre con respecto a noviembre, lo que se puede explicar por la alta Página 2 de 35

21 producción eólica en el mes de diciembre y precios superiores en el último tramo del día. En la media anual la diferencia es de 3,34, un 7% menos. Tabla 4. Precio medio Aritmético y Precio medio Ponderado. 212 Precio medio ARITMÉTICO mensual () Precio medio PONDERADO por la energía eólica () Diferencia () Diferencia (%) Enero 51,6 47,88-3,18-6,23% Febrero 53,48 51,41-2,7-3,86% Marzo 47,57 45,7-1,87-3,93% Abril 41,21 36,82-4,39-1,65% Mayo 43,58 41,28-2,31-5,3% Junio 53,5 51,6-1,9-3,55% Julio 5,29 48,79-1,5-2,99% Agosto 49,34 47,99-1,34-2,73% Septiembre 47,59 43,4-4,19-8,81% Octubre 45,65 4,25-5,39-11,82% Noviembre 42,7 38,28-3,78-8,99% Diciembre 41,73 38,93-2,8-6,72% PERIODO ,23 43,89-3,34-7,7% Fuente: AEE En cuanto a la distribución por tramos de la retribución de la opción de mercado del RD 661/27, en el mes de diciembre se ha situado en el tramo suelo en el 85,6% de las horas (precios inferiores a 58,96 ), en el tramo de prima constante un 12,6% (precios entre 58,96 y 74,13 ); y durante 13 horas se ha situado en el techo (precios superiores a 74,13 e inferiores a 94,273 ). No obstante, en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas (al igual que en los meses anteriores), recordemos que el precio máximo ha sido de 84,2. Tabla 5. Distribución por tramos (En %). 212 Mes Suelo Prima Constante Techo Sin Prima Enero 7,6% 29,3%,1%,% Febrero 62,8% 34,3% 2,9%,% Marzo 88,4% 11,6%,%,% Abril 91,1% 8,9%,%,% Mayo 99,5%,5%,%,% Junio 76,8% 23,2%,%,% Julio 91,4% 8,6%,%,% Agosto 92,5% 7,5%,%,% Septiembre 88,5% 11,5%,%,% Octubre 9,6% 9,3%,1%,% Noviembre 95,1% 4,7%,1%,% Diciembre 85,6% 12,6% 1,7%,% Promedio ,2% 13,4%,4%,% Fuente: AEE Página 21 de 35

22 En los siguientes gráficos se representa para el mes de Diciembre 212 y para el año completo 212: La retribución en la opción de mercado según el RD 661/27 (línea roja) La retribución en la opción de mercado según la Disposición Transitoria 1ª ó RD 436/24 (línea verde) La tarifa regulada según el RD 661/27 (línea naranja) y la distribución horaria de los precios (línea azul), es decir, el número de veces o de horas en el periodo analizado (representado en el eje de ordenadas) que el precio del mercado diario se sitúa en cada uno de los tramos de precios. Para precios inferiores a 4,8, la prima que perciben las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la Disposición Transitoria Primera del RD 661/27, resultaría inferior a la prima percibida por las instalaciones acogidas a la opción de mercado del RD 661/27, esto ha ocurrido en 297 horas del mes de diciembre. Gráfico 32. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/27, tarifa regulada RD 661/27 y distribución horaria del precio del mercado diario. Diciembre 212 Valores año RD 661/27 Retribución (pool + prima) RD 436/24 Retribución (pool + prima) Precio Promedio diciembre 212 RD 661/27 Tarifa regulada 41,73 61,12 Prima Referencia RD 661/7: 2,142 Suelo RD 661/7: 79,13 Techo RD 661/7: 94, Retribución () Distribución de los precios iiembr 212 4,8 58,96 74,13 1 Tarifa regulada RD 661/27: 81, Fuente: AEE Precio de mercado () Página 22 de 35

23 Gráfico 33. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/27, tarifa regulada RD 661/27 y distribución horaria del precio del mercado diario. 212 Valores año RD 661/27 Retribución (pool + prima) RD 436/24 Retribución (pool + prima) Precio Promedio septiembre 212 RD 661/27 Tarifa regulada 47,23 61,12 Prima Referencia RD 661/7: 2,142 Suelo RD 661/7: 79,13 Techo RD 661/7: 94, Retribución () Distribución de los precios Septiembre 212 4,8 58,96 74,13 Tarifa regulada 1 RD 661/27: 81, Fuente: AEE Precio de mercado () En cuanto al análisis de la retribución eólica mensual en función de la opción de remuneración, la tarifa regulada se mantiene por encima de la opción de mercado del RD 661/27. Y la retribución en la opción de mercado según la DT 1ª del RD 661/27 (RD 436/24) ha resultado inferior que la retribución de mercado del RD 661/27. El periodo transitorio establecido en la Disposición Transitoria Primera del RD 661/27 para las instalaciones que escogieron la opción de mercado, finaliza el 31 de diciembre de 212 y a partir de entonces pasarán a lo establecido en el RD 661/27, eligiendo entre tarifa regulada o mercado. Tabla 6. Retribución mensual según las distintas opciones () Precio medio PONDERADO () Prima RD 661 PONDERAD A () Retribución RD 661 PONDERAD A () Prima DT 1ª RD661/7 (RD 436/24*) Retribución DT 1ª RD661/7 (RD 436/24) Diferencia (Prima Prima 436) Prima equivalente (a tarifa regulada) Tarifa regulada RD 661 Enero 47,88 32,1 79,98 38,295 86,18 6,2 33,39 81,27 Febrero 51,41 29,71 81,13 38,29 89,71 8,58 29,86 81,27 Marzo 45,7 33,81 79,5 38,29 83,99 4,49 35,57 81,27 Abril 36,82 42,42 79,25 38,29 75,12-4,13 44,45 81,27 Mayo 41,28 37,83 79,11 38,29 79,57,46 39,99 81,27 Junio 51,6 28,5 79,64 38,29 89,89 1,25 29,67 81,27 Julio 48,79 3,45 79,23 38,29 87,8 7,85 32,48 81,27 Agosto 47,99 31,18 79,18 38,29 86,29 7,11 33,28 81,27 Septiembre 43,4 35,87 79,27 38,29 81,69 2,43 37,87 81,27 Octubre 4,25 38,99 79,24 38,29 78,55 -,69 41,2 81,27 Noviembre 38,28 4,92 79,2 38,29 76,58-2,62 42,99 81,27 Diciembre 38,93 4,73 79,65 38,29 77,22-2,43 42,34 81,27 Promedio PERIODO ,89 35,68 79,57 38,295 82,19 2,61 37,38 81,27 *Prima + Incentivo RD 436/24 = 5% TMR 26. Fuente: AEE Página 23 de 35

24 En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual de la retribución y de la prima percibida en cada una de las opciones. En el primer trimestre del año, la retribución en la DT 1ª del RD 661/27, resultó superior que la retribución en las otras dos opciones, así como en los meses de junio a septiembre, ambos inclusive. El periodo transitorio definido en dicha Disposición finalizó el 31 de diciembre del 212, fecha a partir de la cual los 14.4 MW acogidos a dicha opción pasan a lo establecido en el Real Decreto 661/27, ya sea tarifa regulada o mercado. Los bajos precios del mercado del último trimestre del 212, han situado a la tarifa regulada por encima de la retribución de las otras dos opciones de mercado. Gráfico 34. Retribución y prima equivalente mensual en cada una de las opciones. 212 Retribución RD 661/27 PONDERADA () Prima RD 661/27 PONDERADA () Retribución DT 1ª RD661/7 (RD 436/24*) Prima DT 1ª RD661/7 (RD 436/24*) 1 Tarifa regulada RD 661/ ,18 89,71 83,99 89,89 87,8 86,29 Prima equivalente (a tarifa regulada) 81,69 79,2 81, ,98 81,13 79,5 79,25 75,12 79,57 79,11 79,64 79,23 79,18 79,27 79,24 78,55 79,65 76,58 77, ,45 42,42 42,99 4,92 42, ,39 29, ,1 2 29,71 35,57 33,81 39,99 37,83 29,67 28,5 32,48 33,28 3,45 31,18 37,87 41,2 35,87 38,99 38,29 4,73 38,29 1 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic FUENTE: AEE * Prima + incentivo RD 436 = 5% TMR 26 En media anual, teniendo en cuenta la producción eólica peninsular y el efecto de la curva de carga de la eólica, la retribución de las instalaciones acogidas a la disposición transitoria ha sido de 82,1, ligeramente superior a la tarifa regulada que es 81,27 y 2,6 superior a la de mercado del RD 661/27, que ha sido de 79,6. Página 24 de 35

25 Gráfico 35. Retribución en cada una de las opciones ,29 82,19 35,68 79,57 81, ,89 43,89 2 PRECIO MERCADO PRIMA DT 1ª RD 661/27 PRECIO + PRIMA PRECIO MERCADO DT1ª RD 661/27 PRIMA RD 661/27 PRECIO + PRIMA TARIFA REGULADA RD 661/27 RD 661/27 Fuente: AEE En cuanto a la potencia eólica acogida a cada una de las opciones de retribución, según el último informe publicado por la CNE con información hasta el mes de diciembre 212. Tabla 7. Potencia acogida en cada una de las opciones. A septiembre 212 OPCIÓN VENTA ENERGÍA REAL DECRETO GRUPO Potencia Instalada (MW) Tarifa regulada Mercado DT1ª RD 661/7 (RD 436/4) 12 RD 661/ DT1ª RD 661/7 (RD 436/4) RD 661/ Total general Primas al régimen especial Fuente: CNE Las primas al régimen especial ascienden a 7.382,5 millones de, de los cuales Millones de (un 21% del total) corresponden a los GWh producidos por la eólica (prácticamente un 46% de la producción total de régimen especial) y liquidados por la CNE, según el último informe sobre liquidación de las primas equivalentes, primas, incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial y que contiene información hasta el mes de Noviembre. Por otro lado, los complementos percibidos por todas las instalaciones del régimen especial ascienden a 568 Millones de, de los cuales 231 los percibe el sector eólico, que incluyen el complemento por energía reactiva, el complemento por huecos de tensión, el de eficiencia y el de repotenciación, siendo este último nulo ya que no hay ninguna instalación que lo perciba. Por lo tanto la retribución regulada del régimen especial asciende a 7.95,8 Millones de. Página 25 de 35

26 Tabla 8. Retribución anual total recibida por los productores del régimen especial en España ACUMULADO A NOVIEMBRE 212 Fuente: CNE Página 26 de 35

27 4. PREVISIÓN DEL MES ANTERIOR La discrepancia entre nuestra previsión sobre el precio medio del mercado diario en el mes de diciembre de 212 (en el escenario central, 5 ) y el resultado final del mismo (41,7 ) fue extraordinariamente elevada, en torno a 8. Dicho precio incluso resultó inferior al escenario más bajista de los diseñados para el mes, 45, algo que ocurre muy infrecuentemente. Sin embargo, debe tenerse en cuenta que, en la fecha de previsión, los mercados a plazo sugerían precios de 54 para diciembre, muy por encima de nuestras proyecciones. En esta ocasión a diferencia de lo que ha sucedido en meses anteriores, el error predictivo se explica, en su mayor parte, por errores en la previsión de demanda y balance de generación. Por un lado, el consumo de electricidad (685 GWh, en media diaria) fue muy inferior al que esperábamos (77 GWh). Por otro, la producción eólica (177 GWh diarios, con un factor de capacidad rozando el 34%) superó por mucho nuestra proyección (155 GWh y factor del 3%). Como consecuencia de ambas circunstancias, el hueco térmico solo alcanzó 213 GWh diarios, frente a los 26 GWh previstos. Hemos aplicado nuestros modelos de predicción de precios bajo los verdaderos valores registrados en diciembre para los inputs de los modelos, y se obtiene un precio de 4,8, muy cercano al registrado en el mercado, lo que sugiere que el error predictivo de precios procede de los errores en las estimaciones de oferta y demanda, recién comentados. Las atípicas condiciones climatológicas del último tercio del mes (temperaturas muy templadas pero elevada eolicidad) justifican dichos errores. Así, en los primeros 2 días de mes, el precio medio del mercado se situaba ligeramente por encima de 49, mientras el promedio de los días 21 a 31 apenas superó los 28. Tabla 9. Previsión de precios vs precio real. Diciembre 212 Dato Previsión Diciembre () () Esc. Bajo Esc. Central Esc. Alto 41,7 44,9 5,1 54,3 Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 3 de diciembre de 212) Página 27 de 35

28 5. PREVISIÓN PARA EL MES EN CURSO Esperamos que en enero se produzca un repunte en la demanda eléctrica, respecto a los niveles observados en diciembre. Según nuestras estimaciones, el consumo de electricidad del mes podría situarse en torno a 22.9 GWh, aproximadamente un 1% por debajo del registro del mismo periodo del año 212. El repunte intermensual respondería a factores de laboralidad y de temperatura (en base a las previsiones actuales de temperatura para el mes de enero). En esta ocasión, la proyección de REE es muy similar a la nuestra (23. GWh, descenso interanual de,4%). Por otro lado, creemos que el balance de generación eléctrica presentará diferencias sensibles respecto al mes pasado. Cabe esperar que la producción eólica disminuya significativamente, mientras el hueco térmico se eleva en una cuantía muy notable. En producción hidráulica de régimen ordinario, nuclear y régimen especial no eólico no debería haber variaciones sustanciales respecto a los registros de diciembre. Así, estimamos un nivel de generación eólica de 145 GWh diarios, con un factor de utilización del 27% (en diciembre, rozó el 34%). En base a ello y al aumento esperado de consumo, calculamos un hueco térmico de 275 GWh al día, en media (en diciembre apenas alcanzó 215 GWh). En términos relativos a generación bruta total, esperamos que sean la nuclear y térmica de carbón las de mayor presencia en diciembre (2% cada una), seguidas de la eólica (18%) y los ciclos combinados (15%), mientras la hidroeléctrica de régimen ordinario aporta un 9%. En esta ocasión, la previsión del precio medio del mercado diario es especialmente compleja, por la incertidumbre sobre el grado de traslado de los impuestos de la reforma eléctrica a las ofertas del mercado diario. Los primeros datos de enero sugieren que dicho grado está siendo máximo, por encima de lo esperable. A cierre de este informe, el precio medio supera los 58, y las cotizaciones a plazo para el resto del mes se sitúan aproximadamente en ese mismo nivel. En cualquier caso, es pronto para extraer conclusiones fiables al respecto y debe tenerse en cuenta que el inicio de mes se ha caracterizado por bajas temperaturas y débil eolicidad. Hemos aplicado nuestros modelos sin incorporar los datos conocidos de los primeros días del mes, y se obtiene un nivel medio de precios en enero de unos 52 (escenario central), muy por debajo del actual. Bajo condiciones climatológicas extremas, los modelos estiman cotas para los precios de enero de 45 y 56, respectivamente (Tabla 11). Estas cifras son similares a las anunciadas en el informe anterior. Bajo la información disponible a día de hoy, nuestros cálculos indican precios para febrero ligeramente superiores a los que proyectamos para enero, en torno a 1 más, en media mensual. El rango de posibles valores que obtenemos para el promedio de febrero es algo más amplio que el de enero, [46 58] (al aumentar el horizonte de predicción, la variabilidad de la misma se incrementa, lógicamente). Tanto la proyección del precio medio de enero como de febrero están sujetas a una gran incertidumbre, por los motivos ya expuestos. La segunda puede sufrir una revisión drástica en el próximo informe, según los comportamientos que se revelen en las ofertas al mercado del mes en curso. Página 28 de 35

29 Tabla 1. Previsión para el mes en curso: demanda, balance de energía y precios dic-212 (dato) ene-213 (previsión) 213 Hidráulica Hueco Precios Previsión REE Demanda Eólica CCGT Resto R.O. Térmico () Demanda (1) (2) (3) (4) (5) (6) GWh , Interanual (%) -3, 16,7 19,6-12,1-19,1-1,8-16,7-3, Cuota (%)(7) 1,1 23,3 28,1 11,8 38,5 GWh , Interanual (%) -,9 37,3 2,9-13,5-13,6 3,3 1,3 -,4 Cuota (%)(7) 8,9 17,5 33,9 14,9 39,7 GWh , Tasa Anual (%), 11,5 -,4-4,6 1,7-1,8 13,9 -,4 Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 8 de enero de 213) (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. Página 29 de 35

30 6. PREVISIÓN PARA EL AÑO 213 Se presentan a continuación los resultados de la última actualización de previsiones para el año 213. Respecto a anteriores ejercicios predictivos, se incorpora en el cálculo el valor definitivo de la tasa a la generación (7%) así como la hipótesis de cierre de la central de Santa María de Garoña durante todo el año en curso, en vez de solo desde julio, como se había asumido hasta ahora. En el escenario central, se mantiene el supuesto de que los generadores térmicos trasladan a las ofertas del mercado diario el 1% del impuesto sobre consumo de combustible y el 7% de la tasa a la generación. No se establecen hipótesis sobre el comportamiento de los generadores hidráulicos. Como se mencionó en la sección anterior, los precios del mercado diario resultantes en los primeros días de enero sugieren que el efecto de las medidas fiscales se está trasladando al mercado rápidamente, y en cuantías muy elevadas. Sin embargo, no incorporamos dicha información a nuestros cálculos, al ser una conclusión demasiado prematura. Según se confirmen estos indicios, las próximas proyecciones de precios podrían registrar una revisión muy significativa en todo 213. Mantenemos las anteriores previsiones sobre la evolución de la demanda eléctrica en 213. En el escenario central (basado en un supuesto de retroceso de la actividad económica del 1,6 % en el conjunto del ejercicio), se sitúan en 251,6 TWh, cifra que implicaría un avance nulo respecto al año recién terminado. Bajo los escenarios económicos extremos diseñados (ver Tabla 15), nuestros modelos estiman variaciones anuales de 2,2% y 1,5% en el escenario pesimista y optimista, respectivamente. Por su parte, REE ha revisado de forma drástica sus estimaciones para la demanda de 213 en su conjunto, pasando de 246 TWh (previsión que ofrecía hasta ahora) a 25,8 TWh (caída anual de,4%), en línea con nuestra cifra del escenario central. Respecto al balance de generación que podría tener lugar en 213, cabe esperar reducciones considerables de generación nuclear y del hueco térmico, mientras la producción de origen renovable bien se mantiene en línea con sus registros de 212, bien aumenta ligeramente (según la tecnología). Así, la generación hidroeléctrica de régimen ordinario, eólica y resto de régimen especial podrían acumular 22, 48 y 56 TWh en el conjunto del año 213, respectivamente. Por su parte, la energía eléctrica generada en centrales nucleares descenderá en torno al 5% respecto al año en curso, hasta unos 58 TWh, debido esencialmente al supuesto cierre de la central de Santa María de Garoña. Consistentemente con estas cifras y con las presentadas para la demanda de transporte, calculamos que la generación térmica fósil caería de 93 TWh (212) a 89 TWh (213). Para dicha estimación, se está suponiendo un descenso considerable en el volumen de energía exportada en 213, en relación a los atípicos niveles experimentados en 212. Por último, y en base a la información disponible actualmente sobre cotizaciones a plazo, asumimos una trayectoria suavemente alcista en precios de combustibles (Tabla 15) a lo largo de 213. En el caso del precio del gas natural, el incremento esperado se sitúa en torno al 9%, respecto a 212, en media anual. Por su parte, las expectativas sobre precios de derechos de emisión de CO 2 han tornado a la baja, si bien su efecto en el precio del mercado eléctrico es leve. Página 3 de 35

31 Tabla 11. Previsión de precios para del año móvil. Previsiones trimestrales Precio Medio Aritmético mes / trimestre () Media anual ene-13 feb Q1 213.Q2 213.Q3 213.Q4 214.Q1 213 Escenario Bajo 45,5 45,6 44,4 4,7 45,7 42,5-43,3 Escenario Central 51,7 52,5 51,6 5,5 56,9 56,4-53,8 Escenario Alto 55,8 58,5 57,2 58,8 66,9 68,9-63, Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 8 de enero de 213) En base a los resultados anteriores y a las hipótesis mencionadas a principio de la sección, nuestros modelos prevén un precio promedio del año 213 de 53,8, en el escenario central. Dicho nivel representaría un incremento respecto a la media registrada en 212 (47,3 ) del 14%. En relación a la estimación ofrecida en el informe anterior, se ha producido una revisión alcista de,5, debido esencialmente al nuevo supuesto adoptado sobre el cierre de Garoña (desde enero, en vez a partir de julio). Como se ha venido explicando en informes precedentes, aproximadamente tres cuartas partes del aumento que esperamos en los precios se deberían al efecto de la reforma. A partir del mes siguiente, una vez conocidos los resultados de las casaciones del mercado diario en enero, podríamos empezar a tener evidencias de dicho efecto, que pueden alterar drásticamente nuestras hipótesis predictivas. La incertidumbre sobre estos resultados es muy elevada, y se refleja en la amplitud del rango de variación del precio medio de 213 que obtenemos al aplicar los modelos bajo condiciones relativamente extremas, [43 63] (Tabla 11). Gráfico 36. Evolución de la previsión del precio medio anual de 213 Gráfico 37. Pevisión del precio medio mensual. Año móvil / MWh Previsión IME Escenario Central / MWh Previsión IME Escenario Central ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 jul-13 ago-13 sep-13 oct-13 nov-13 dic-13 ene-9 abr-9 jul-9 oct-9 ene-1 abr-1 jul-1 oct-1 ene-11 abr-11 jul-11 oct-11 ene-12 abr-12 jul-12 oct-12 ene-13 abr-13 jul-13 oct-13 Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 8 de enero de 213) Página 31 de 35

32 A cierre de diciembre, las discrepancias entre nuestras previsiones sobre el precio spot de 213 y las cotizaciones de contratos a plazo eran relativamente moderadas (véase Tabla 12). En media anual, las segundas superaban a las primeras en una cuantía de apenas,5. Por trimestre, dichas diferencias eran bastante más sensibles, siendo mayores los precios a plazo que nuestras previsiones para el spot en lo que se refiere al primer semestre de 213, mientras lo contrario ocurría en lo relativo al segundo. Sin embargo, en los primeros días de enero ha tenido lugar un notable encarecimiento de los contratos de futuro. Los precios de todos los contratos trimestrales con vencimiento en 213 se han incrementado en cuantías en la horquilla [2 2,5], salvo el correspondiente a 213.Q4, que aumentó en torno a 1. Calculando una media entre los precios de mercado de los primeros días de enero y las cotizaciones mensuales o trimestrales para el resto de año (contratos mensuales de febrero a marzo, y trimestrales desde 213.Q2), la cotización de OMIP para 213 ascendería a más de 56, unos 2,5 por encima de nuestra previsión para el spot. Aparentemente, el comportamiento extremadamente alcista del mercado diario en el inicio de año ha influido decisivamente en los mercados a plazo. En las próximas semanas podrá observarse si se confirman este tipo de cotizaciones de futuro o si se trata de una sobrerreacción puntual de los mercados a plazo, hipótesis por la que nos inclinamos a priori. Tabla 12. Comparativa entre previsión de precios spot y cotizaciones a plazo () Cotización OMIP () Previsión 3-dic 14-dic 28-dic IME 213.Q1 54,3 54,3 54, 51,6 213.Q2 52,8 51,4 51,1 5,5 213.Q3 57, 56,4 56,6 56,9 213.Q4 55,2 54,2 54,6 56,4 214.Q Para los trimestres posteriores al trimestre en curso (213.Q2-213.Q4), las cotizaciones de OMIP son las correspondientes a los contratos para dichos periodos, en las fechas indicadas. Para el trimestre en curso (213.Q1), el dato se obtiene como promedio de las cotizaciones de OMIP (en las fechas indicadas en la tabla) para los contratos mensuales de enero, febrero y marzo. Se pretende de este modo que la media sea comparable con la previsión trimestral. Previsiones: Intermoney Energía (Fecha de previsión: 8 de enero de 213) Página 32 de 35

33 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 15 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 13. Los criterios para la delimitación de las sendas alternativas para cada input se resumen en la Tabla 14. Tabla 13. Definición de escenarios alternativos para los modelos de precios Escenario Demanda Generación Eólica Generación Generación Hidráulica Rég.Especial R.O. No Eólico Precios Gas y CO 2 Alcista Alta Baja Baja Baja Alto Bajista Baja Alta Alta Alta Bajo Fuente: Intermoney Energía Tabla 14. Diseño de escenarios alternativos para los inputs de los modelos de precios Inputs PIB Demanda Criterio Analistas Analistas VAB Industria Temperatura Generación Eólica Fuente: Intermoney Energía Generación Generación Hidráulica Rég.Especial R.O. No Eólico Factor Factor Factor Capacidad Capacidad Capacidad Precios Gas y CO 2 Distribución Distribución Distribución Distribución Analistas o/y histórica histórica histórica histórica precios a plazo Página 33 de 35

34 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 CO 2 ), 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 15. Hipótesis asumidas para la previsión Escenarios Macroeconómicos 213 PIB VAB (*) Industria Bajo -3,2-3,2 Central -1,6-1,2 Alto,1 1,3 Variables Nominales (Escenario Central) Media 212 Media 213 NBP 25, / MWh 27,7 / MWh CO 2 (EUA) 7,5 /t 7,2 /t (*) Valor Añadido Bruto Fuente: Intermoney Energía Página 34 de 35