Informe Mensual. Mercado Eléctrico Español

Transcripción

1 Informe Mensual Mercado Eléctrico Español Febrero 2012

2 centeuro/kwh EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO Durante el mes de febrero los precios del mercado eléctrico español nuevamente han aumentado, manteniéndose así la tendencia de los 3 meses anteriores. El principal factor que contribuyó al referido aumento de precio fue el aumento de la demanda, en virtud de las bajas temperaturas ocasionadas por la ola de frío polar de las 2 primeras semanas de febrero. Por otro lado, también contribuyó al aumento de precios el incremento significativo de las exportaciones, que han registrado su nivel máximo en los últimos 12 meses. En especial la interconexión con Francia, que en el mes de enero había registrado saldo importador de MWh y que en febrero registró saldo exportador de MWh, debido a los elevados precios registrados en aquel país que incentivaron las exportaciones. Las tecnologías que han marcado el precio de la energía en el mayor número de horas del mes fueron la hidráulica y la térmica a carbón. El precio medio aritmético del mercado diario (precio de casación) se ha situado en los 5,348 c /kwh, mientras que el precio horario final medio para comercializadoras (precio mercado libre) ha sido de 6,297 c /kwh. Por lo tanto, el precio medio del mercado liberalizado ha casado por encima del precio medio de enero (+0,242 c /kwh), lo que representa un incremento del 4,74%. El precio final para comercializadoras sufrió un aumento de 0,247 c /kwh, es decir, un 4,08%. Gráfica de la Evolución del Precio de la Electricidad Evolución del precio de la energía 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 POOL PHFM 2,000 1,000 0,000 Haciendo referencia a la demanda de consumo eléctrico, la media diaria de febrero ha sido un 5,79% superior a la del mes de enero. El máximo diario tuvo lugar el jueves 09 de febrero en el cual se consumieron MWh, y el máximo horario se produjo el lunes 13 de febrero a las 21 horas con MW de potencia. p. 2

3 GWh/día cent /kwh En el gráfico de Correlación Demanda y Precio que mostramos a continuación podemos observar la relación entre las curvas del precio de mercado y de la demanda eléctrica. Se observa que en la primera mitad del mes, aunque la demanda fue superior a la de la segunda mitad, los precios registrados fueron inferiores. Este efecto se explica por la elevada incidencia de vientos en la primera quincena, que hizo los precios bajaren, una vez que en este período la eólica registró una producción media horaria superior a los MWh, mientras que en la segunda quincena la fue de menos de MWh. Correlación Demanda y Precio 900 7, , ,00 4,00 3,00 2,00 DDA POOL 550 1, ,00 Embalses Hidroeléctricos Durante el mes de febrero el nivel de las precipitaciones aumentó ligeramente. Así, la capacidad total registrada ha ascendido 2 puntos en relación al mes de enero, pero sigue siendo muy inferior a la capacidad registrada en el pasado año. La capacidad total se ha situado 24,4 puntos por debajo de los niveles del año anterior y 14,1 puntos inferior a la media de los últimos 10 años. Hm 3 GWh ACTUAL % S./ Capacidad Capacidad Total Mes Anterior Año Anterior Media 5 años Media 10 años % 55.1% 81.5% 74.3% 71.2% p. 3

4 Participación del Régimen Especial La participación del régimen especial en el mix de generación ha aumentado en 6,29 puntos, situándose en 38,87%. Esto se debe al incremento de la participación de la tecnología eólica en el mix, debido a la mayor incidencia de vientos en comparación con el mes anterior. 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 sept-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% 34,02% 36,21% 38,05% ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sept-12 oct-12 nov-12 dic-12 32,59% 38,87% Cobertura de la demanda por el Régimen Especial 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% ,00% 20,00% 15,00% p. 4

5 Tecnología Nuclear La participación de la producción eléctrica a partir de la energía nuclear en el mix de generación ha permanecido prácticamente igual a la del mes anterior, cerrando con un 22,3% frente a los 22,2% de diciembre, funcionando entre el 86% y 100% de su potencia total. Durante un parte del mes una de las plantas nucleares estuvo parada. Composición de la oferta por tecnologías TECNOLOGÍA feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 set-11 oct-10 nov-11 dic-11 ene-12 feb--12 Hidráulica 12,5% 15,1% 16,2% 11,9% 8,3% 6,2% 6,0% 5,3% 6,3% 9,4% 9,3% 6,9% 4,9% Nuclear 20,2% 19,2% 23,2% 18,1% 22,8% 22,1% 24,6% 23,8% 22,2% 22,1% 22,3% 22,2% 22,3% Térmica Carbón 11,4% 13,2% 12,6% 14,4% 12,7% 19,8% 19,4% 22,9% 21,8% 19,4% 17,7% 22,8% 23,7% Térm. Fuel + Gas 0,5% 0,0% 0,0% 0,6% 0,9% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Ciclo Combinado 21,5% 16,9% 14,1% 19,7% 23,0% 20,2% 21,5% 21,1% 17,9% 15,9% 14,9% 17,8% 16,5% Autoproductores 17,6% 18,9% 22,4% 21,7% 20,9% 19,8% 17,4% 19,0% 19,0% 18,4% 18,1% 17,5% 17,9% Eólica 18,1% 19,9% 16,8% 14,8% 13,2% 14,0% 12,0% 10,5% 14,7% 17,5% 19,8% 14,9% 20,4% Conex.Internac. -1,7% -3,2% -5,4% -1,2% -1,9% -2,1% -0,9% -2,5% -1,8% -2,7% -2,1% -2,1% -5,8% En la composición de la oferta por tecnologías del mes de febrero señalamos, en relación al pasado mes, el aumento de las exportaciones por medio de las conexiones internacionales (3,7 puntos), debido a los elevados precios registrados en Francia que incentivaron las exportaciones. También destacamos la reducción de la participación de las tecnologías hidráulica (-1,9 puntos) y ciclo combinado (-1,3 puntos) y el aumento de la participación de la tecnologías eólica (+5,5 puntos) y térmica a carbón (+ 0,9 puntos). A continuación mostramos un gráfico donde se observa la evolución de la participación de cada una de las tecnologías durante el último año: p. 5

6 Composición de la oferta por tecnologías 30,0% 25,0% 20,0% Hidráulica Nuclear 15,0% Térmica Carbón 10,0% Térmica Fuel + Gas 5,0% Ciclo Combinado 0,0% Autoproductores -5,0% Eólica -10,0% Conex.Internacionales feb-12 ene-12 dic-11 nov-11 oct-11 sep-11 ago-11 jul-11 jun-11 may-11 abr-11 mar-11 feb-11 Composición del mix de generación de Febrero 2012 Mix Generación Energética Febrero/2012-5,8% 4,9% Hidráulica 20,4% 17,9% 22,3% 23,7% Nuclear Térmica Carbón Térmica Fuel + Gas Ciclo Combinado Autoproductores Eólica 16,5% Conex.Internacionales 0,0% p. 6

7 Energía Fotovoltaica En referencia a la producción fotovoltaica, a continuación se presenta un cuadro con la evolución de la participación en el mix de generación. MWh CUOTA % MWh CUOTA % MWh CUOTA % Enero ,857 1,0 Enero ,748 1,3 Enero ,328 1,9 Febrero ,486 1,2 Febrero ,876 2,1 Febrero , Marzo ,735 1,8 Marzo ,531 1,9 Marzo 12 Abril ,886 2,6 Abril ,213 3,0 Abril 12 Mayo ,317 3,1 Mayol ,418 3,1 Mayol 12 Junio ,084 3,0 Junio ,086 3,5 Junio 12 Julio ,354 3,0 Julio ,141 3,5 Julio 12 Agosto ,390 3,0 Agosto ,022 3,4 Agosto 12 Septiembre ,844 2,6 Septiembre ,395 2,9 Septiembre 12 Octubre ,390 2,3 Octubre ,60 2,8 Octubre 12 Noviembre ,788 1,5 Noviembre ,22 1,6 Noviembre 12 Diciembre ,558 1,2 Diciembre , Diciembre 12 En enero la cuota de participación tuvo un importante aumento en relación a la cuota del pasado mes, alcanzando el 2,5%, superior también a las cuotas alcanzadas en los años anteriores. Este aumento se debe, posiblemente, al mayor índice de luminosidad del mes de febrero debido a la falta de lluvias. Para los próximos meses la tendencia es que dicha cuota siga en estos niveles o registre ligeros aumentos, debido al fin del período invernal. Los siguientes datos muestran, de forma provisional, la relación entre la producción mensual y la potencia nominal de la planta, es decir, los kwh producidos mensualmente por cada kw de potencia instalada, para las plantas fotovoltaicas representadas por Nexus Energía. Se puede observar el efecto temporal, relacionado con las horas de sol disponibles por día. p. 7

8 RATIO PRODUCCIÓ N/POTENCIA RATIO PRODUCCIÓN/PO TENCIA RATIO PRODUCCIÓN/ POTENCIA Enero Enero Enero Febrero Febrero Febrero Marzo Marzo Marzo 12 Abril Abril Abril 12 Mayo Mayo Mayo 12 Junio Junio Junio 12 Julio Julio Julio 12 Agosto Agosto Agosto 12 Septiembre Septiembre Septiembre 12 Octubre Octubre Octubre 12 Noviembre Noviembre Noviembre 12 Diciembre Diciembre Diciembre 12 PROMEDIO 158 PROMEDIO 173 PROMEDIO 152 Horas Equivalentes Horas Equivalentes Horas Equivalentes 303 RATIO PRODUCCIÓN(kWh)/POTENCIA(kW) p. 8

9 Meses próximos Durante el próximo mes de marzo se espera un precio medio de casación inferior al del mes de febrero. Mientras que durante el pasado mes las temperaturas fueron extremadamente bajas, provocando un fuerte incremento en el consumo eléctrico, para el mes de marzo se prevén temperaturas bastante suaves, y en consecuencia, el nivel de demanda descendería considerablemente. Para los meses posteriores, por un lado, la demanda no debería sufrir ningún incremento, por lo que no se espera un aumento en el precio de la electricidad. Por otro lado, deberíamos tener en cuenta varias paradas programadas en diferentes centrales nucleares a partir del mes de mayo, que provocarían un ligero aumento del precio de casación. A la vez, cabe mencionar que el nivel de precipitaciones durante los últimos meses ha sido escaso, y en función de como evolucione la participación hidráulica en el mix de generación durante los meses próximos, la tendencia progresará hacia un sentido u otro. Mercado de Futuros (OTC) Durante el mes de febrero, el mercado de futuros ha sufrido una tendencia totalmente contraria a la del mes anterior. Mientras en enero las cotizaciones descendieron, durante el mes de febrero la tendencia ha sido totalmente alcista, incrementándose hasta 2 puntos muchos de los productos que se negocian en este mercado. Al aumentar el precio medio de casación SPOT (alcanzando los 65 /MW para algún día en concreto), los productos más próximos, como los meses siguientes al actual, han evolucionado desde cotizar por debajo de 50 /MW hasta los 52.5 durante algunos días. Para el próximo mes, si tal como hemos comentado el precio SPOT se suaviza, dichos productos futuros del corto plazo también deberían estabilizarse. Por otro lado, los productos a largo plazo (a partir de Q3 hacia adelante), al depender en mayor proporción de otros índices como el precio del Barril Brent (que marca el precio de coste de varias tecnologías que participan en el mix de generación eléctrica), creemos que seguirán con la misma tendencia alcista, ya que la tensa situación que existe actualmente en Irán ha provocado un incremento en el precio de esta materia prima. Mientras que a principios de febrero dicho índice cotizaba a 115 /barril, a finales de marzo alcanzó los 125 /barril, y si no hay ningún cambio en la situación internacional durante las próximas semanas, los precios del petróleo deberían mantenerse a niveles semejantes. p. 9

10 Cotizaciones de los precios de futuros en el último día del mes para los distintos horizontes temporales: A corto plazo: FUTUROS periodo /MWh mar-12 52,35 abr-12 49,60 may-12 52,80 jun-12 54,60 55,00 53,00 51,00 49,00 Estimación de la evolución del POOL según Futuros en /MWh (corto plazo) 47,00 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 A largo plazo: FUTUROS periodo /MWh Q ,00 Q ,95 Q ,90 57,00 55,00 53,00 51,00 Estimación de la evolución del POOL según Futuros en /MWh (largo plazo) 49,00 47,00 45,00 Q2-12 Q3-12 Q4-12 p. 10

11 Valores Históricos Precio Mercado Diario (cent /kwh) /2011 Enero 5,106 4,119 2,906 4,993 7,022 4,586 24% Febrero 5,348 4,803 2,768 4,071 6,853 3,596 11% Marzo 4,670 1,962 3,831 5,901 2,968 Abril 4,545 2,742 3,720 5,618 3,666 Mayo ,728 3,697 5,628 3,313 Junio 5,000 4,012 3,682 5,834 3,740 Julio 5,082 4,291 3,462 6,819 3,848 Agosto 5,353 4,294 3,468 7,010 3,505 Septiembre 5,847 4,644 3,587 7,303 3,580 Octubre 5,746 4,263 3,578 6,977 3,838 Noviembre 4,838 4,093 3,239 6,653 4,730 Diciembre 5,007 4,634 3,043 5,711 5,811 Media AÑO 5,227 4,992 3,695 3,698 6,444 3,932 5% PHFM (Precio Hora Final Medio para comercializadores y consumid. calificados) (cent /kwh) /2011 Enero 6,050 5,007 3,697 5,578 7,559 5,155 21% Febrero 6,297 5,570 3,484 4,736 7,378 4,242 13% Marzo 5,342 2,713 4,261 6,332 3,503 Abril 5,171 3,210 4,101 6,098 4,114 Mayo 5,462 4,139 4,059 5,993 3,780 Junio 5,679 4,475 4,077 6,448 4,165 Julio 5,886 4,887 4,115 7,385 4,300 Agosto 5,968 4,732 3,747 7,458 3,958 Septiembre 6,583 5,126 3,958 7,765 4,051 Octubre 6,615 4,835 4,001 7,487 4,325 Noviembre 5,809 4,668 3,732 7,134 5,380 Diciembre 6,037 5,284 3,709 6,272 6,497 Media AÑO 6,174 5,761 4,271 4,173 6,942 4,456 7% p. 11