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

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1 INFORME MENSUAL PREVISIÓN DE LOS PRECIOS DEL MERCADO DIARIO A LARGO PLAZO Nº 51 PERIODO: ABRIL 212 MARZO 213 Fecha de publicación: 17 de Abril de 212 Con la colaboración de El presente informe contiene las previsiones sobre la evolución de los precios del mercado diario en el horizonte de un año, en base a las hipótesis y variables de entrada que se mencionan y a partir de los modelos desarrollados por AleaSoft ( Página 1 de 42

2 CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES PREVISIONES DE VARIABLES PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS... 37

3 1. RESUMEN EJECUTIVO Eólica Marzo 212 Marzo 211 Generación eólica (Variación mismo mes año anterior) GWh (-2%) GWh Cobertura de la demanda 17,78% 2,8% Factor de capacidad 24% 31% Demanda (En GWh) mar-12 mar-11 Variación HIDRÁULICA ,2% NUCLEAR ,1% CARBÓN ,4% FUEL+GAS - CICLO COMBINADO ,5% EÓLICA ,% RE HIDRÁULICA ,5% RE Solar PV ,% RE Solar térmica ,3% Térmica renovable ,2% Térmica no renovable ,7% CONSUMOS EN BOMBEO ,5% SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES ,5% DEMANDA DE TRANSPORTE (b.c.) ,3% PRECIO MERCADO DIARIO 47,57 MWh 46,7 /MWh 1,1% MARZO 212 Retribución eólica Potencia acogida a cada opción Mercado DT 1ª RD661/27 83,99 /MWh MW Mercado RD 661/27 79,5 /MWh MW Tarifa regulada RD 661/27 81,27 /MWh MW Según las previsiones obtenidas en la fecha 5 de abril de 212, a partir de las variables expuestas en el presente informe, se prevé que en el mes de abril la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 47,72 /MWh, y 49,1 /MWh en el mes de mayo. Página 3 de 42

4 2. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN La demanda de energía eléctrica en el mes de marzo 212, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura, han descendido un 2% respecto al mismo mes del 211. La demanda bruta ha alcanzado GWh, un 6,4% inferior a la de marzo del año anterior. En el primer trimestre del 212, la demanda de energía eléctrica ha sido un 2% inferior que la del mismo trimestre del 211, una vez corregidos los efectos de laboralidad y temperatura. En términos brutos, la demanda ha alcanzado GWh, un,9% menos que en el mismo periodo del 211. 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 Página 4 de 42

5 Tabla 1. Demanda y tasas de variación Demanda (GWh) con respecto al mismo mes del año anterior (%) demanda corregida (%) ene ,57%,5% feb ,73% 1,3% mar ,26% -,4% abr ,92% -,5% may ,11%,8% jun ,% 1,2% jul ,41% -2,4% ago ,77%,4% sep ,43% -1,4% oct ,2% -4,% nov ,87% -3,9% dic ,35% -4,9% ene ,69% -2,6% feb ,86% -1,2% mar ,34% -2,3% Fuente: REE En cuanto a la evolución anual de la generación de electricidad procedente de cada una de las tecnologías, en el siguiente gráfico se observa como la caída de la demanda del año 29 fue soportada por la caída de la producción de las centrales de carbón, por otro lado en el año 21, el incremento de la demanda fue cubierto por el incremento de la energía procedente de las centrales hidráulicas y en menor medida la eólica. Por último, en el año 211, la demanda volvió a caer, así como la producción de los ciclos combinados. Gráfico 3. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Marzo 212 GWh RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE) EÓLICA CICLO COMBINADO FUEL+GAS CARBÓN HIDRÁULICA NUCLEAR Fuente:REE La demanda de energía eléctrica en el mes de marzo ha sido cubierta por la nuclear con un 26,8% frente al 19,91% del mismo mes del año anterior, el carbón también ha Página 5 de 42

6 incrementado su cuota con un 22,44% frente al 14% de marzo 211, en tercera posición está la eólica con un 17,78%, valor inferior al del mes de marzo 211 que se acercó al 21%. Por otro lado, el ciclo combinado, la hidráulica de régimen ordinario y la hidráulica del régimen especial son las tecnologías que han bajado su aportación a la cobertura de la demanda en este mes de marzo 212 frente al mes de marzo 211. En cambio, el resto de tecnologías del régimen especial han incrementado su participación. Gráfico 4. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Marzo 212 RE Solar térmica 1,15% RE Solar PV 3,7% RE HIDRÁULICA 1,46% Térmica renovable 1,83% CONSUMOS EN BOMBEO -2,19% Térmica no renovable 13,58% SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -4,13% HIDRÁULICA 6,12% NUCLEAR 26,8% EÓLICA 17,78% CICLO COMBINADO 14,51% CARBÓN 22,44% Fuente: REEy elaboración AEE FUEL+GAS,% Gráfico 5. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Marzo 211 RE HIDRÁULICA 2,77% RE Solar térmica,4% CONSUMOS EN BOMBEO Térmica renovable -1,53% 1,55% RE Solar PV 2,31% Térmica no renovable 12,63% SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -3,35% HIDRÁULICA 15,16% NUCLEAR 19,91% EÓLICA 2,8% CICLO COMBINADO 17,78% CARBÓN 14,7% Fuente: REEy elaboración AEE FUEL+GAS,% En cuanto a la cobertura de la demanda durante el primer trimestre del año, se mantiene el mismo esquema que en el mes de marzo 212, siendo la nuclear la Página 6 de 42

7 primera tecnología, seguida por el carbón, la eólica en tercera posición y los ciclos combinados en cuarta. Gráfico 6. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Primer trimestre 212 RE Solar térmica,87% RE Solar PV 2,87% RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según Térmica renovable REE) 1,71%,% RE HIDRÁULICA 1,42% CONSUMOS EN BOMBEO -2,6% SALDO Térmica no renovable 12,78% INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -4,16% HIDRÁULICA 6,13% NUCLEAR 24,49% EÓLICA 18,31% CICLO COMBINADO 17,1% CARBÓN 23,74% Fuente: REEy elaboración AEE FUEL+GAS,% Gráfico 7. Cobertura de la demanda de energía por tecnologías. Primer trimestre 211 RE Solar PV 1,96% Térmica renovable 1,55% RE HIDRÁULICA 2,62% RE Solar térmica,31% CONSUMOS EN BOMBEO -1,57% RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE),% Térmica no renovable 11,99% SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES -2,56% HIDRÁULICA 16,15% NUCLEAR 2,6% EÓLICA 18,91% CICLO COMBINADO 2,62% CARBÓN 11,91% Fuente: REEy elaboración AEE FUEL+GAS,% Página 7 de 42

8 Gráfico 8. Evolución mensual del % de la producción eléctrica cubierto con EERR y Energías No Renovables % 9% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% % 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 Energías renovables 42,4% 41,7% 47,7% 4,2% 4,9% 34,% 29,3% 27,5% 22,6% 3,% 34,1% 39,3% 4,5% 35,9% 4,% 39,3% 34,2% 29,5% 28,% 25,5% 22,6% 27,2% 32,1% 34,3% 26,6% 3,% 29,3% Energías no renovables 57,6% 58,3% 52,3% 59,8% 59,1% 66,% 7,7% 72,5% 77,4% 7,% 65,9% 6,7% 59,5% 64,1% 6,% 6,7% 65,8% 7,5% 72,% 74,5% 77,4% 72,8% 67,9% 65,7% 73,4% 7,% 7,7% Fuente: REE y elaboración AEE 2.1 Eólica Producción eólica La generación eólica en el mes de marzo 212 fue un 2% inferior a la del mismo mes del año 211, con GWh producidos cubrió un 17,8% del consumo eléctrico frente al 2,8% del mismo mes del año anterior. En cuanto a la producción durante los tres primeros meses del año, las instalaciones eólicas han generado GWh, un 4,1% menos que en el mismo periodo del año anterior y han cubierto un 18,3% de la demanda frente al 18,9% del mismo periodo del año 211. Página 8 de 42

9 Gráfico 9. Evolución mensual de la generación eólica GWh Fuente: REE y elaboraciónaee En el siguiente gráfico se representa el factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo en el periodo del año 1998 al 212, además del factor de capacidad promedio mensual del año 21, 211 y los primeros meses del 212. El factor de capacidad de la eólica en el mes de marzo 212 volvió a caer hasta situarse en torno al 24%. Gráfico 1. Evolución del factor de capacidad de la eólica promedio, mínimo y máximo desde el año 1998 hasta la actualidad y el promedio del % Factor de Capacidad 35% 3% 25% 2% 15% MÁXIMO PROMEDIO MÍNIMO % 5% % Fuente: Elaboración AEE Página 9 de 42

10 2.1.2 Análisis de viento por zona Para el análisis de viento por zona hemos seleccionado cinco estaciones meteorológicas con el objetivo de disponer de información puntual sobre el recurso eólico en las grandes zonas a nivel peninsular de producción de energía eólica. El valor de la velocidad media diaria del viento suministrado por AEMET corresponde a la media de los valores de velocidad diezminutales medidos a 1 metros de altura. Tabla 2. Estaciones meteorológicas seleccionadas Área geográfica de producción Estación meteorológica (Indicativo AEMET) Noroeste peninsular Galicia A Coruña Aeropuerto (1387E) Alto Ebro Castilla y León Burgos Aeropuerto (2331) Valle del Ebro Aragón Zaragoza Aeropuerto (9434) Castilla la Mancha Albacete Albacete Base Aérea (8175) Zona del estrecho - Cádiz Jerez de la Frontera Aeropuerto (596) En febrero de 212, la producción eólica se situó por encima de los niveles de años anteriores, superando el máximo histórico de generación mensual. Las observaciones en la estación metrológica de Zaragoza muestran que febrero de 212 ha sido el mejor mes desde 29 en cuanto a calidad del recurso eólico. En las estaciones de Burgos y Albacete, el recurso se situó por encima de los niveles del año 211 pero por debajo de los niveles del año 21. Tabla 3. Velocidades medias mensuales de viento (m/s). Febrero Mes de febrero A Coruña 3,33 4,27 3,51 3,1 Albacete 3,86 4,86 3,68 3,75 Burgos 5,21 5,49 3,73 4,69 Jerez de la Frontera 3,41 5,1 2,73 3,12 Zaragoza 4,8 5,11 5,3 7,64 Fuente: AEMET En A Coruña y Jerez de la Frontera, la calidad del recurso se ha situado en niveles inferiores a los de años anteriores siguiendo la tendencia del mes de enero 212. En febrero 212, la evolución de la producción eólica diaria coincidió con la evolución del recurso medido en las estaciones de Zaragoza y en menor medida Burgos y Albacete. Página 1 de 42

11 Gráfico 11. Velocidad media diaria del viento en las estaciones AEMET de A Coruña Aeropuerto, Albacete Base Aérea, Burgos Aeropuerto, Jerez de la Frontera Aeropuerto, Zaragoza Aeropuerto y producción eólica diaria nacional Febrero Velocidad del viento (m/s) Producción díaria (MWh) Días Velocidad media díaria A Coruña Velocidad media díaria Albacete Velocidad media díaria Burgos Velocidad media díaria Jerez de la Frontera Velocidad media díaria Zaragoza Producción eólica (MWh) Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE En los cinco siguientes gráficos se representa la evolución diaria de la velocidad media del viento en cada una de las estaciones analizadas para los meses de febrero de los últimos 4 años. Gráfico 12. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de A Coruña Aeropuerto Febrero Velocidad del viento (m/s) Día Fuente:AEMET, elaboración AEE Página 11 de 42

12 Gráfico 13. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Albacete Base Aérea Febrero Velocidad del viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE Gráfico 14. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Burgos Aeropuerto Febrero Velocidad del viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE Página 12 de 42

13 Gráfico 15. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Jerez de la Frontera Aeropuerto Febrero Velocidad de viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE Gráfico 16. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Zaragoza Aeropuerto Febrero Velocidad de viento (m/s) Día Fuente:AEMET, elaboración AEE En marzo de 212, la producción eólica se situó por debajo de los niveles de años anteriores. Las observaciones en todas las estaciones metrológicas muestran que marzo de 212 ha sido el peor mes de los últimos cuatro años en cuanto a calidad del recurso eólico. Página 13 de 42

14 Tabla 4. Velocidades medias mensuales de viento (m/s). Marzo Mes de marzo A Coruña 3,83 4,46 3,19 3,5 Albacete 4,5 4,36 4,49 3,42 Burgos 4,41 5,5 4,79 4,4 Jerez de la Frontera 3,95 4,31 3,4 3,86 Zaragoza 5,33 5,43 4,32 4,29 Fuente: AEMET En Marzo de 212, la evolución de la producción eólica diaria coincidió con la evolución del recurso medido en las estaciones de Zaragoza y Burgos en la primera mitad del mes (hasta el día 13). El pico de producción del 15 al 21 de marzo correspondió a una mejora de los niveles de calidad de recurso en todas las estaciones, especialmente Burgos. Gráfico 17. Velocidad media diaria del viento en las estaciones AEMET de A Coruña Aeropuerto, Albacete Base Aérea, Burgos Aeropuerto, Jerez de la Frontera Aeropuerto, Zaragoza Aeropuerto y producción eólica diaria nacional Marzo Velocidad del viento (m/s) Producción díaria (MWh) Días Velocidad media díaria A Coruña Velocidad media díaria Albacete Velocidad media díaria Burgos Velocidad media díaria Jerez de la Frontera Velocidad media díaria Zaragoza Producción eólica (MWh) Fuente: ESIOS - AEMET, elaboración AEE En los cinco siguientes gráficos se representa la evolución diaria de la velocidad media del viento en cada una de las estaciones analizadas para los meses de marzo de los últimos 4 años. Página 14 de 42

15 Gráfico 18. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de A Coruña Aeropuerto Marzo Velocidad del viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE Gráfico 19. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Albacete Base Aérea Marzo Velocidad del viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE Página 15 de 42

16 Gráfico 2. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Burgos Aeropuerto Marzo Velocidad del viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE Gráfico 21. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Jerez de la Frontera Aeropuerto Marzo Velocidad de viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE Página 16 de 42

17 Gráfico 22. Velocidad media diaria del viento en la estación AEMET de Zaragoza Aeropuerto Marzo Velocidad de viento (m/s) Día Fuente: AEMET, elaboración AEE 2.2 Producción hidráulica Las centrales hidráulicas han generado 1.36 GWh, un 62,2% menos que en el mes de marzo 211. En cuanto al acumulado en el primer trimestre del año, la hidráulica ha producido GWh, un 62,4% menos que en el mismo periodo del año 211. Gráfico 23. Generación hidráulica mensual GWh Fuente: REE Página 17 de 42

18 En cuanto a las reservas de los embalses, en régimen anual se sitúan en un 43% de su capacidad máxima, valor muy inferior al del mismo periodo del año anterior que se situaba en un 72%. Las reservas de los embalses en régimen hiperanual están en torno al 53%, valor también inferior al del año pasado que se situaba cerca del 76% de su capacidad máxima. Gráfico 24. Evolución mensual reservas de los embalses, régimen anual MWh Máxima (A) Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE Gráfico 25. Evolución mensual reservas de los embalses, régimen hiperanual Máxima (A) MWh Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE Página 18 de 42

19 2.3 Producción nuclear Las centrales nucleares han generado GWh, un 26,1% superior que el del mismo mes del año anterior, interanualmente se trata de un máximo histórico para los valores del mes de marzo. En el periodo acumulado durante el primer trimestre del año, las centrales nucleares han producido GWh, un 17,8% más que en el mismo periodo del año anterior. Gráfico 26. Generación nuclear mensual NUCLEAR GWh Fuente: REE Producción de ciclo combinado Las centrales de ciclo combinado se sitúan por debajo de los niveles del año 25, con 3.95 GWh producidos, un 23,5% menos que en el mismo mes del año anterior. En marzo 212 se sitúan como cuarta tecnología por detrás de las nucleares, carbón y eólica. En el periodo acumulado durante los tres primeros meses han generado GWh, un 18,2% menos que en el mismo periodo del año 211. Página 19 de 42

20 Gráfico 27. Generación de ciclo combinado GWh Fuente: REE 2.5 Producción de carbón Las centrales de carbón han generado 4.75 GWh en el mes de marzo 212, un 48,3% más que en el mismo mes del año 211 (que a su vez fue un 247,9% superior que la del mes de marzo de 21). En el mes de marzo se sitúan como segunda tecnología en cuanto a cobertura de la demanda, por detrás de la nuclear (en febrero el carbón fue primera tecnología), con un 22,4% frente al 14,7% del año anterior. En estos tres meses del año 212, las centrales de carbón han generado GWh, un 97% más que en el mismo periodo del año 211. Gráfico 28. Generación de carbón mensual GWh Fuente: REE Página 2 de 42

21 La Resolución de 3 de diciembre de 211, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se fijan las cantidades de carbón, el volumen máximo de producción y los precios de retribución de la energía, para el año 212 a aplicar en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro establece los siguientes valores para cada una de las centrales: Tabla 5. Potencia, volumen máximo de generación y horas de funcionamiento de las centrales que utilizan carbón autóctono Potencia instalada (MW) Volúmenes máximos de producción (GWh) Horas de funcionamiento Soto de Ribera 3 346, Narcea 3 347, Anllares 346, La Robla 2 355, Compostilla 1143, Teruel 155, Guardo 2 342, Puentenuevo 3 299, Escucha 142, Elcogás 296, TOTAL Fuente: Resolución de 3 de diciembre de 211, de la Secretaría de Estado de Energía Los precios unitarios de retribución se fijan en los valores de la siguiente tabla, los costes variables serán el valor máximo que presentarán en las ofertas que realicen las centrales en el mercado diario para 212, además en los costes variables se encuentra incluido el peaje de,5 /MWh al que se refiere la disposición transitoria primera del RD-L 14/21. Tabla 6. Costes fijos, costes variables y costes totales de las centrales que utilizan carbón autóctono. Año Costes Fijos ( /MWh) Coste Variables ( /MWh) Costes Totales ( /MWh) Soto de Ribera 3 33,32 5,97 84,29 Narcea 3 19,17 53,32 72,49 Anllares 9,17 55,69 64,86 La Robla 2 18,3 51,2 69,32 Compostilla 11,91 53,54 65,45 Teruel 1,78 49,72 6,5 Guardo 2 18,1 57,42 75,43 Puentenuevo 3 45,12 6,9 15,21 Escucha 1,76 6,24 71 Elcogás 46, ,58 Fuente: Resolución de 3 de diciembre de 211, de la Secretaría de Estado de Energía Página 21 de 42

22 Por otro lado, y como medida excepcional, en el Real Decreto-ley 13/212, de 3 de marzo, en su artículo 11, indica que el volumen máximo previsto para el año 212 en la Resolución de 3 de diciembre de 211, se reducirá en un 1 por ciento. 2.6 Producción de fuel+gas La aportación de las centrales de fuel+gas sigue siendo nula durante el primer trimestre de 212. Gráfico 29. Generación de fuel/gas mensual GWh Fuente: REE 2.7 Resto de régimen especial (excepto eólica) La generación procedente de las tecnologías del régimen especial excepto la eólica, han aumentado un 3,4% en este mes de marzo 212, con respecto a la del mismo mes del año 211, debido al incremento de la generación de la solar fotovoltaica y termoeléctrica, un 5% y un 166% respectivamente. Gráfico 3. Generación de resto del régimen especial mensual GWh Fuente: REE Página 22 de 42

23 En el siguiente gráfico se desglosan las tecnologías del régimen especial sin incluir la eólica en el periodo Gráfico 31. Generación mensual del resto del régimen especial GWh Térmica no renovable Térmica renovable RE Solar térmica RE Solar PV 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 Fuente: Datos REE y elaboración AEE Página 23 de 42

24 3. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y RETRIBUCIÓN EÓLICA 3.1 Precio del mercado diario El precio promedio aritmético del mercado diario en el mes de marzo 212 se ha situado en 47,57 /MWh, siendo un 11% inferior que el del mes de febrero de 212 (53,48 /MWh) y un 1,9 % superior al del mes de marzo 211 (46,7 /MWh). El precio promedio del primer trimestre del año 212 se sitúa en 5,64 /MWh. Gráfico 32. Evolución diaria del precio del MD. Marzo 212 Precio MÍNIMO Precio MÁXIMO 8 7 Precio MEDIO en el sistema español PROMEDIO MES 6 /MWh Fuente: OMEL y elaboración AEE La diferencia entre los precios mínimos y máximos en el mes de marzo 212 ha disminuido respecto al mes anterior, oscilando entre un precio mínimo de 5 /MWh a las 9.h del domingo 11 de marzo; y un precio máximo de 73,25 /MWh a las 2.h el lunes día 5. En el siguiente gráfico se representa la comparativa de los precios mensuales del mercado diario desde el año 25 hasta la actualidad. Página 24 de 42

25 Gráfico 33. Evolución mensual del precio del mercado diario promedio, mínimo y máximo y promedio del año Precio mínimo /MWh Precio medio aritmético sistema español /MWh Precio máximo /MWh Precio promedio del año ene-5 abr-5 jul-5 oct-5 ene-6 abr-6 jul-6 oct-6 ene-7 abr-7 jul-7 oct-7 ene-8 abr-8 jul-8 oct-8 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 /MWh Fuente: OMEL y elaboración AEE En cuanto a las tecnologías que han marcado precio en el mes de marzo, es significativo destacar que los intercambios internacionales lo han hecho un 18,44% y el régimen especial un 1,63%. Gráfico 34. Evolución mensual de las tecnologías que marcan precio % 16% 14% 12% 1% 8% 6% 4% 2% % ene-1 mar-1 may-1 jul-1 sep-1 nov-1 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12 Generación térmica ciclo combinado Generación térmica convencional Generación hidráulica Generación hidráulica de bombeo Régimen especial Intercambios internacionales Agente externo (vendedor) Comercializador (venta) Contrato de suministro REE-EDF Mibel importación desde sistema eléctrico español Mibel importación desde sistema eléctrico portugués Fuente: OMEL y elaboración AEE En el siguiente gráfico se representa la evolución diaria del precio mínimo, máximo, promedio del sistema eléctrico portugués y el promedio diario del sistema eléctrico español, durante el mes de marzo 212. En él se puede observar como en ningún día del mes, los precios en el mercado español han sido superiores a los precios en el sistema portugués (tal y como se indica también en la tabla siguiente). Página 25 de 42

26 Gráfico 35. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico portugués y español. Marzo /MWh Fuente: OMEL y elaboración AEE Precio MÍN sistema portugués Precio MÁX sistema portugués Precio marginal en el sistema portugués ( /MWh) Precio promedio sistema portugués Precio MEDIO en el sistema español En la Tabla 7 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 7. Comparativa precio sistema portugués y español. Marzo 212 Nº horas % PEspañol = PPortugués % PEspañol < PPortugués % PEspañol > PPortugués % TOTAL 743 1% Fuente: OMEL y elaboración AEE 3.2 Subastas CESUR La subasta de energía para el suministro de último recurso (CESUR) cerró el pasado 21 de marzo a un precio de 51, /MWh para los 3. MW del producto base, y un precio de 56,27 /MWh, para los 451 MW de las horas punta, para el segundo trimestre del año 212. Con unas caídas del 3,7% para el producto base trimestral y 2,9% para el punta trimestral, respecto al primer trimestre de 212. Los precios resultantes de esta última subasta CESUR están en línea con los precios de los contratos de futuros gestionados por OMIP, que se situaban en ese momento Página 26 de 42

27 para el producto base en 5,75 /MWh y para el producto punta en 55,75 /MWh, para el segundo trimestre del año 212. Gráfico 36. Evolución mensual del precio del mercado diario y del producto base de CESUR Precio producto base (CESUR) Precio medio Mercado Diario Diferencia Mdo diario y CESUR 8,% 6,% 4 4,% 2 2,%,% jul-7 sep-7 nov-7 ene-8 mar-8 may-8 jul-8 sep-8 nov-8 ene-9 mar-9 may-9 jul-9 sep-9 nov-9 ene-1 /MWh mar-1 may-1 jul-1 sep-1 nov-1 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11 ene-12 mar-12 may ,% -4-4,% -6-6,% Fuente:OMIE, CESUR y elaboración AEE Meses 3.3 Retribución eólica El precio medio ponderado por la energía eólica ha resultado un 3,94% inferior al precio medio aritmético del mercado en el mes de marzo Tabla 8. Precio medio Aritmético y Precio medio Ponderado. 212 Precio medio ARITMÉTICO mensual ( /MWh) Precio medio PONDERADO por la energía eólica ( /MWh) Variación (%) Enero 51,6 47,87-6,26% Febrero 53,48 51,41-3,87% Marzo 47,57 45,69-3,94% PERIODO 212 5,64 48,63-3,98% Fuente: AEE En cuanto a la distribución por tramos de la retribución de la opción de mercado del RD 661/27, se ha situado en el tramo suelo en 657 horas del mes de marzo (precios inferiores a 58,96 /MWh), y en el tramo de prima constante en 86 horas (precios entre 58,96 /MWh y 74,13 /MWh). Página 27 de 42

28 Por otro lado, en el tramo del límite superior o techo y en el tramo de prima nula, la retribución no se ha situado en ninguna de las horas del mes de marzo, recordemos que el precio máximo del mes ha sido 73,25 /MWh. Tabla 9. Distribución por tramos. 212 Mes En el Gráfico 37 se representa: Suelo Prima Constante Techo Sin Prima Enero 212 7,6% 29,3%,1%,% Febrero ,8% 34,3% 2,9%,% Marzo ,4% 11,6%,%,% Fuente: AEE 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 /MWh, 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 un 25,4% de las horas del mes de marzo (189 horas). Gráfico 37. Retribución eólica en mercado - DT 1ª y el RD 661/27, tarifa regulada RD 661/27 y distribución horaria del precio del mercado diario. Marzo 212 Valores año RD 661/27 Retribución (pool + prima) RD 436/24 Retribución (pool + prima) Precio Promedio Marzo ,57 /MWh Prima Referencia RD 661/7: 2,142 /MWh Suelo RD 661/7: 79,13 /MWh RD 661/27 Tarifa regulada Distribución de los precios Marzo ,12 /MWh Techo RD 661/7: 94,273 /MWh 12 Retribución ( /MWh) ,8 /MWh 58,96 /MWh 74,13 /MWh 1 Tarifa regulada RD 661/27: 81,27 /MWh Fuente: AEE Precio de mercado ( /MWh) Página 28 de 42

29 En marzo 212, la retribución en la opción de mercado del RD 661/27 se ha situado en 79,5 /MWh, inferior a la de los meses anteriores. La retribución de las instalaciones acogidas a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/27 se ha situado en 84 /MWh. AÑO 212 ( /MWh) Precio medio PONDERADO ( /MWh) Tabla 1. Retribución mensual según las distintas opciones. 212 Prima RD 661/27 PONDERADA ( /MWh) Retribución RD 661/27 PONDERADA ( /MWh) Prima según RD 436/24* POOL + PRIMA RD 436 Diferencia (Prima 661 cálculo horario - Prima 436) Tarifa regulada RD 661/27 Enero 47,87 32,11 79,98 38,29 86,16 6,18 81,27 Febrero 51,41 29,72 81,13 38,29 89,7 8,58 81,27 Marzo 45,69 33,81 79,5 38,29 83,99 4,48 81,27 Promedio PERIODO ,63 31,67 8,3 38,29 86,92 6,63 81,27 *Prima + Incentivo RD 436/24 = 5% TMR 26 Fuente: AEE Por otro lado, según la información que publica CNE, de los MW de potencia eólica: 7 MM están acogidos a la opción de tarifa regulada del RD 436/ MW están acogidos a la opción de tarifa regulada del RD 661/ MW están acogidos a la opción de mercado de la DT 1ª del RD 661/27 (Mercado del RD 436/24) MW están acogidos a la opción de mercado del RD 661/27. En el siguiente gráfico se representa la evolución mensual de la potencia instalada acogida a cada una de las opciones de retribución, en él se puede observar como a partir de la aplicación de la reducción de la prima de referencia en un 35% del valor del 21 para los años 211 y 212- la potencia acogida a la opción de tarifa regulada se ha ido incrementando. Página 29 de 42

30 Gráfico 38. Evolución de la potencia instalada acogida a cada una de las opciones de retribución. En MW A mercado - RD 661/7 A Mercado - DT1ª RD 661/7 (RD 436/4) A tarifa -RD 661/7 A tarifa -DT1ª RD 661/7 (RD 436/4) ene-9 feb-9 mar-9 abr-9 may-9 jun-9 jul-9 ago-9 sep-9 oct-9 nov-9 dic-9 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 MW 3.4 Primas al régimen especial Fuente: CNE y elaboración AEE En cuanto a las primas percibidas por el régimen especial, según los datos publicados por la CNE, para los meses de enero y febrero 212, ascienden a Millones de euros, de los cuales 353 M corresponden a la eólica (un 26%). Tabla 11. Resumen de las liquidaciones de la CNE acumuladas en el año 212. Mes de liquidación 2/212 Fuente: Informe sobre la liquidación de las primas equivalentes, primas incentivos y complementos a las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial. Mes de producción 2/212. CNE Página 3 de 42

31 4. ANÁLISIS DE LAS PREVISIONES ANTERIORES En la siguiente tabla se compara el precio real del mes de marzo con la previsión del Informe AEE Nº5 en el escenario medio: Tabla 12. Comparativa previsión AEE - AleaSoft escenario medio y valor real PRECIO REAL ( /MWh) PREVISIÓN AEE AleaSoft 5 ESCENARIO MEDIO ( /MWh) Diferencia ( /MWh) Marzo ,57 51,64 4,7 Fuente: AEE - AleaSoft El precio medio aritmético para el mes de marzo ha sido de 47,57 /MWh, 4,7 /MWh inferior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en este resultado son: Efectos que tienden a disminuir el precio: MENOR DEMANDA: La demanda ha sido un 1,81 % inferior a la prevista. MAYOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 8,19 % superior a la prevista. Efectos que tienden a aumentar el precio: MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 19,89 % inferior a la prevista. MENOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 26,76 % inferior a la prevista. Debido a la combinación de los factores anteriores el precio final ha sido inferior al previsto. Página 31 de 42

32 5. PREVISIONES DE VARIABLES De acuerdo con los criterios de la reunión del 7 de Julio de 27 se establecen tres escenarios para obtener una horquilla de precios: escenarios de precios bajo, medio y alto, que supone una combinación de: BAJO MEDIO ALTO Demanda MÍNIMA MEDIO MÁXIMA Generación eólica Producción hidráulica Precio combustibles ESCENARIO MÁXIMA MEDIO MÍNIMA LLUVIOSO MEDIO SECO MÍNIMO MEDIO MÁXIMO Precio CO2 MÍNIMO MEDIO MÁXIMO 5.1 Demanda mensual de REE Para los siguientes 12 meses (abril 212 marzo 213) se prevé que la demanda eléctrica sea,86% inferior a la de los últimos 12. Para este mes de abril la previsión es que la demanda sea un,19 % superior a la del mismo mes de 211. Gráfico 39. Previsión de demanda. Abril Marzo 213 MWh PREVISIÓN DEMANDA Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft DEM_MED DEM_MIN DEM_MAX Valor real mismo mes año anterior Gráfico 4. Demanda: previsión escenario medio y real GWh Previsión AEE (año 212) Previsión AEE (año 213) Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft 5.2 Generación eólica Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea 9,88 % superior a la de los últimos 12 meses. En el Gráfico 42 se muestra la evolución de la generación Página 32 de 42

33 eólica real desde el año 27 hasta la actualidad, frente a la previsión en el escenario medio para el periodo analizado. Gráfico 41. Previsión de generación eólica. Abril Marzo 213 MWh Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft EÓLICA_MAX EÓLICA_MED EÓLICA_MIN Valor real mismo mes año anterior Gráfico 42. Generación eólica: previsión escenario medio y real GWh Previsión AEE (año 212) Previsión AEE (año 213) Fuente: REE y previsiones AEE - Aleasoft 5.3 Producción hidráulica En el siguiente gráfico se representa la producción hidráulica mensual prevista para los tres escenarios analizados en el presente informe, frente a la producción hidráulica de los 12 meses anteriores. Se prevé que para el mes de abril de 212, la producción hidráulica sea un 55,77 % inferior a la del mismo mes del año 211. Para los 12 meses de previsión (abril 212 marzo 213), la producción hidráulica total prevista es un,69 % superior a la de los últimos 12 meses. Página 33 de 42

34 Gráfico 43. Previsión de generación hidráulica. Abril Marzo 213 MWh PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICA Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft HIDR_MEDIO HIDR_LLUVIOSO HIDR_SECO Valor real mismo mes año anterior Gráfico 44. Generación hidráulica: previsión escenario medio y real Previsión AEE (año 212) Previsión AEE (año 213) GWh Fuente: REE y previsiones AEE - Aleasoft 5.4 Precios de los combustibles En los siguientes gráficos se representan las previsiones para los precios del barril Brent, del carbón y del gas natural, para los tres escenarios (mínimo, medio y máximo). El precio del barril Brent registró valores entre 122 y 129 $/bbl durante el mes de marzo del 212. Se prevé que los precios se mantengan estables, con un valor medio de 126, $/bbl para el mes de abril. El precio del carbón en el mes de marzo, disminuyó 2,59% respecto al mes anterior. Se prevé que se mantenga entre 98 y 114 $/t dentro del horizonte analizado. El precio del gas natural disminuyó un 1,66 % en el mes de marzo respecto al mes anterior. Se espera que en el horizonte analizado, los precios se mantengan alrededor de los 9,24 $/MMBTU. Página 34 de 42

35 Gráfico 45. Previsión precio Brent. Abril Marzo 213 $/bbl BR_MED BR_MIN BR_MAX Precio del brent 4 2 Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft Gráfico 46. Previsión precio carbón. Abril Marzo 213 $/ton Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft HI_MED HI_MIN HI_MAX Precio del carbón Gráfico 47. Previsión precio gas natural. Abril Marzo 213 $/MMBTU GN_MED GN_MIN GN_MAX Precio gas natural 4 2 Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft 5.5 Precios de los derechos de emisión El precio medio de derechos de emisión de CO 2 disminuyó 1,19 % en el mes de marzo respecto al mes anterior. Para el periodo analizado, se prevé que el precio oscile entre 9 y 11 /t CO 2, en el escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entre los 5,5 y 15 /t CO 2. Página 35 de 42

36 5.6 Tipo de cambio El valor medio del tipo de cambio $/ en el mes de marzo se situó en 1,32. Dentro del horizonte de previsión se prevé que se mantenga alrededor de 1,33. Página 36 de 42

37 6. PREVISIONES DE PRECIOS: RESULTADOS 6.1 Previsión: Precio mensual Según las previsiones obtenidas en la fecha 5 de abril de 212, a partir de las variables antes expuestas, se prevé que en el mes de abril la media aritmética de los precios del Mercado Diario se sitúe en 47,72 /MWh, y 49,1 /MWh en el mes de mayo. El promedio del precio para los primeros 4 días del mes de abril (cuando se realizó la previsión de precios) se situó en 51,28 /MWh, y en los 17 primeros días ha caído hasta situarse en 43,8 /MW. Gráfico 48. Evolución diaria del precio del MD, sistema eléctrico español. Abril 211 Precio MÍNIMO Precio MÁXIMO 8 7 Precio MEDIO en el sistema español PROMEDIO MES 6 /MWh Fuente: OMEL y elaboración AEE En el Gráfico 49 se representa la evolución del precio mensual del Mercado Diario desde el año 27 hasta la actualidad frente a las previsiones para el periodo analizado en los tres escenarios (véase también la Tabla 13). Página 37 de 42

38 Gráfico 49. Evolución mensual de los precios reales y previsión 3 escenarios 9 /MWh PRECIO ESTIMADO MEDIO PRECIO ESTIMADO MAX PRECIO ESTIMADO MÍN Precio medio aritmético real Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft El Gráfico 5 refleja la evolución mensual del precio real del mercado diario y las previsiones de AEE-AleaSoft según el escenario medio. Gráfico 5. Evolución mensual de los precios reales y previsión AEE /MWh Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PREVISIÓN AEE5 (año 212) PREVISIÓN AEE5 (año 213) En el Gráfico 51 se muestra la comparación de las previsiones de los últimos siete informes de AleaSoft. Página 38 de 42

39 Gráfico 51. Comparativa de últimas previsiones AleaSoft 65, 6, 55, 5, /MWh 45, 4, 35, 3, 25, 2, REALES AEE 45 AEE 46 AEE 47 AEE 48 AEE 49 AEE 5 AEE 51 En la Tabla 13 se representan los valores de los precios estimados, para los tres escenarios propuestos y en la Tabla 14, la media trimestral para el escenario medio. Tabla 13. Previsión mensual de los precios según los 3 escenarios PRECIO ESTIMADO MÍN ( /MWh) MEDIO ( /MWh) MAX ( /MWh) Abril ,12 47,72 57,64 Mayo ,27 49,1 63,7 Junio ,37 52,1 67,1 Julio ,75 55,2 7,47 Agosto ,73 53,44 71,18 Septiembre ,94 54,62 71,6 Octubre ,68 52,79 71,5 Noviembre , 5,8 7,73 Diciembre 212 3,82 51,59 75,59 Enero ,27 5,39 75,6 Febrero ,29 52,5 77,14 Marzo ,33 46,47 71,5 Fuente: Previsiones AEE AleaSoft Página 39 de 42

40 Tabla 14. Precios promedio para 211 y previsión trimestral de los precios según el escenario medio PRECIO ESTIMADO MEDIO ( /MWh) 1Q 211* 45,31 2Q 211* 48,12 3Q 211* 54,27 4Q 211* 51,97 1Q 212* 5,72 2Q ,61 3Q ,36 4Q ,48 Fuente: Previsiones AEE AleaSoft * Promedio valores reales 211 Página 4 de 42

41 6.2 Previsión: Precio por periodo, subperiodo y bloque El Gráfico 52 muestra la evolución de los precios prevista por periodo (semana), subperiodo (laborable, sábado y festivo) y bloque (superpunta, punta, llano y valle) para el escenario medio. Gráfico 52. Previsión de precios según el escenario medio. Abril Marzo /MWh Fuente: Previsiones AEE - Aleasoft Página 41 de 42

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