Informe Mensual. Mercado Eléctrico Español

Transcripción

1 Informe Mensual Mercado Eléctrico Español Noviembre 2012

2 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO Durante el mes de noviembre el precio medio del mercado diario español ha continuado descendiendo como en los últimos meses y se ha situado por debajo de los de octubre. Ha sido un mes en el que las temperaturas no han sido tan bajas como se esperaba y la demanda ha retrocedido. También ha habido días con fuertes rachas de viento que han provocado que, durante ciertas horas, casi la mitad de la energía eléctrica consumida fuera eólica. La tecnología hidráulica, tanto en régimen ordinario como especial, también ha visto aumentada su producción respecto al mismo mes del año pasado y ha sido la tecnología que ha marcado precio un mayor número de horas, en concreto un 37% del total mensual, seguida por el carbón con el 19% y en muy parecida medida las interconexiones internacionales y el bombeo. Cabe destacar que los ciclos combinados tan sólo han marcado precio el 6% de las horas, hecho que da cuenta de los precios bajos del mes de noviembre. El promedio del mercado diario en noviembre ha sido 42,07 /MWh, el más bajo de 2012 después de abril, en el que cerró a 41,21 /MWh. En noviembre de 2011 fue 48,38 /MWh. En noviembre ha casado un 7,6% por debajo del precio medio de octubre, concretamente 3,6 /MWh menos, y cerca de un 13% por debajo de noviembre de El precio horario final medio para comercializadoras (precio mercado libre que incluye los costes de los servicios de ajuste del sistema eléctrico) ha sido de 55,33 /MWh, un 6% por debajo del mes de octubre. Gráfica de la Evolución del Precio de la Electricidad Evolución del precio de la energía 80,0 70,0 60,0 /MWh 50,0 40,0 30,0 POOL PHFM 20,0 10,0 0,0 p. 2

3 La demanda de electricidad total del mes de noviembre ha sido de GWh, un 2% superior al mes de octubre en el que llegó a GWh y un 1,2% inferior a la de noviembre de 2011, cuando alcanzó los GWh. El máximo diario se dio con la llegada de las bajas temperaturas y tuvo lugar el viernes 30 de noviembre, en el que se consumieron MWh. El máximo horario en cambio fue a las 20 horas del día 29 de noviembre con MW de potencia media horaria. En el gráfico que se muestra a continuación se relaciona la demanda y el precio para cada día de Noviembre y se pueden observar las curvas del promedio del mercado diario (eje derecho, en /MWh) y de la demanda eléctrica (eje izquierdo, en GWh por día). Además de los máximos diarios comentados en el párrafo anterior se puede destacar que durante los días laborables, donde la demanda es mayor, existe cierta relación entre las oscilaciones de la demanda y la de precios. El día 1 de noviembre fue un festivo de baja demanda con un alto porcentaje de eólica en el mix y varias horas a precio 0 /MWh. Relación Demanda y Precio , , ,00 DDA GWh/día ,00 /MWh , , , POOL p. 3

4 Embalses Hidroeléctricos Durante el mes de noviembre la capacidad de los embalses hidroeléctricos se ha mantenido gracias a las precipitaciones registradas y se ha vuelto a situar al nivel de septiembre con el 48,9% de su capacidad, con Hm 3 almacenados. Pese a ello continúa por debajo de la capacidad registrada durante el mismo mes del pasado año en el que se situó en el 58,4% y de la media de los últimos diez años que es del 63,3%. La capacidad total se sitúa por tanto 9,7 puntos por debajo de los niveles del año anterior y 10,8 puntos menos que la media de los últimos 10 años, así que se empieza a recuperar la capacidad pero sigue siendo baja. Mediante la capacidad embalsada en los embalses hidroeléctricos se estima que actualmente la energía hidroeléctrica disponible es de GWh, 10 GWh más que el mes pasado, que a su vez representa el 33,7% de la capacidad total, el 66,4% de la disponible hace un año, el 78,3% de la media de los últimos 5 años y el 76% de la media de los últimos diez. Hm3 GWh ACTUAL % S./ Capacidad Capacidad Total Mes Anterior Año Anterior Media 5 años Media 10 años % 48.7% 58.4% 58.4% 63.3% Participación del Régimen Especial El régimen especial cubrió el 41,49% de la demanda del mes de noviembre, superando así cualquier valor de los últimos cuatro años excepto el de abril de este año, tal y como se puede observar en el gráfico adjunto. Los valores de participación del régimen especial en el mix acostumbran a remontar en el último trimestre gracias al aumento del viento, como en este caso. ene 09 feb 09 mar 09 abr 09 may 09 jun 09 jul 09 ago 09 sep 09 oct 09 nov 09 dic 09 27,74% 30,47% 31,50% 32,62% 31,80% 27,70% 26,79% 25,26% 28,41% 31,66% 39,48% 36,18% Cobertura de la demanda por el Régimen Especial ene 10 feb 10 mar 10 abr 10 may 10 jun 10 jul 10 ago 10 sep 10 oct 10 nov 10 dic 10 33,20% 36,24% 37,17% 33,08% 37,83% 32,07% 29,14% 28,78% 27,68% 36,13% 35,80% 35,67% ene 11 feb 11 mar 11 abr 11 may 11 jun 11 jul 11 ago 11 sep 11 oct 11 nov 11 dic 11 32,94% 35,53% 39,09% 39,50% 36,09% 34,02% 33,92% 29,35% 29,46% 34,03% 36,21% 38,05% ene 12 feb 12 mar 12 abr 12 may 12 jun 12 jul 12 ago 12 sep 12 oct 12 nov 12 dic 12 32,59% 38,87% 37,92% 48,66% 41,77% 37,93% 35,25% 33,20% 40,16% 36,65% 41,49% p. 4

5 Cobertura de la demanda por el Régimen Especial 55,00% 50,00% 45,00% 40,00% 35,00% 30,00% ,00% 20,00% 15,00% p. 5

6 Tecnología Nuclear Durante noviembre las nucleares han aportado un mínimo de MWh y un máximo de MWh por hora al mix eléctrico. Es decir, ha habido entre 1 y 3 plantas nucleares no disponibles a lo largo del mes, ya sea por recarga de combustible, paradas programadas u otros motivos. Según Red Eléctrica han producido cerca de GWh, lo que equivale de promedio al 77% de su potencial. De esta manera la tecnología nuclear ha visto reducir su participación en el mix respecto al mes pasado y se ha situado en el 19,1% de la generación, el valor más bajo desde mayo de Composición de la oferta por tecnologías sobre el total de generación TECNOLOGÍA 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 Hidr. Rég. Ord. 9,0% 8,8% 6,6% 4,6% 5,5% 7,3% 9,7% 8,4% 6,6% 5,8% 5,1% 6,5% 8,8% Nuclear 21,6% 21,8% 21,9% 21,3% 24,5% 24,8% 21,2% 16,4% 22,9% 24,4% 25,0% 25,2% 19,6% Carbón 18,9% 17,5% 22,3% 22,3% 20,4% 12,4% 18,3% 24,2% 21,5% 22,1% 18,5% 19,4% 19,4% Fuel+Gas 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Ciclo Combinado 15,6% 14,8% 17,6% 15,7% 13,5% 10,5% 11,1% 14,2% 14,7% 15,3% 13,4% 14,7% 14,0% Hidr. Rég. Esp. 1,9% 1,9% 1,3% 1,2% 1,3% 2,0% 2,8% 1,9% 1,4% 1,1% 0,9% 1,1% 1,7% Eólica 17,2% 19,6% 14,5% 19,3% 16,2% 24,4% 16,9% 15,4% 12,8% 13,4% 17,9% 14,1% 21,4% Solar fotovoltaica 1,6% 1,7% 2,0% 2,5% 3,4% 3,1% 4,3% 4,5% 4,5% 4,0% 3,5% 2,9% 1,8% Solar térmica 0,3% 0,4% 0,5% 0,8% 1,0% 0,9% 1,5% 1,8% 2,2% 2,0% 1,6% 1,3% 0,6% Térmica renovable 1,5% 1,5% 1,6% 1,4% 1,7% 1,7% 1,6% 1,8% 1,8% 1,7% 1,7% 1,9% 2,0% Térmica no ren. 12,4% 12,1% 11,8% 10,9% 12,4% 12,8% 12,6% 11,4% 11,5% 10,2% 12,5% 13,0% 13,3% Interc. Intern. -2,6% -2,0% -2,1% -5,5% -3,9% -5,7% -4,4% -2,9% -2,8% -2,8% -4,7% -6,6% -3,7% En la composición de la oferta por tecnologías del mes de noviembre, según los balances publicados por Red Eléctrica de España, lo más destacable es la caída de la participación nuclear, compensado por el fuerte aumento de la eólica y en menos medida de la hidráulica de régimen ordinario. El carbón y las cogeneraciones producen valores similares a los de meses pasados y las tecnologías que dependen del sol han reducido su cuota. p. 6

7 A continuación se muestra un gráfico donde se puede observar la evolución de la participación de algunas de las tecnologías en la generación desde noviembre del año pasado, según los balances eléctricos peninsulares publicados por Red Eléctrica de España: Estructura de generación mensual (MWh) 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 Nuclear Resto régimen especial Carbón Eólica Ciclo Combinado Hidráulica Rég. Ord. Composición del mix de generación de Noviembree 2012 Tel Fax p. 7

8 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 según la segunda liquidación de Red Eléctrica de España: 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 ,791 2,5 Marzo ,735 1,8 Marzo ,531 1,9 Marzo ,161 3,1 Abril ,886 2,6 Abril ,213 3,0 Abril ,513 2,9 Mayo ,317 3,1 Mayo ,418 3,1 Mayo ,257 3,7 Junio ,084 3,0 Junio ,086 3,5 Junio ,102 3,7 Julio ,354 3,0 Julio ,141 3,5 Julio ,817 3,9 Agosto ,390 3,0 Agosto ,022 3,4 Agosto ,002 3,5 Septiembre ,844 2,6 Septiembre ,395 2,9 Septiembre ,764 3,0 Octubre ,390 2,3 Octubre ,60 2,8 Octubre ,680 2,6 Noviembre ,788 1,5 Noviembre ,22 1,6 Noviembre ,081 1,6 Diciembre ,558 1,2 Diciembre , Diciembre 12 Red Eléctrica estima pues que la cuota de participación de la tecnología fotovoltaica en el mix de generación ha descendido hasta los MWh producidos, ligeramente superior al mes de noviembre de años pasados y corroborando el descenso estacional. Sobre la producción total del sistema español equivale al 1,6% del total. Para el mes de diciembre la expectativa es que dicha cuota se mantenga o disminuya ligeramente ya que se espera menos nubosidad y menos lluvias pero bajará la radiación debido a al ciclo estacional. p. 8

9 Los siguientes datos muestran, de forma provisional, la relación entre la producción mensual según el último programa de producción y la potencia nominal de la planta, para las plantas fotovoltaicas representadas por Nexus Energía. Se puede observar el efecto temporal, relacionado con las horas de sol disponibles por día. RATIO PRODUCCIÓN/ POTENCIA RATIO PRODUCCIÓN/ POTENCIA RATIO PRODUCCIÓN/ POTENCIA Enero Enero Enero Febrero Febrero Febrero Marzo Marzo Marzo Abril Abril Abril Mayo Mayo Mayo Junio Junio Junio Julio Julio Julio Agosto Agosto Agosto Septiembre Septiembre Septiembre Octubre Octubre Octubre Noviembre Noviembre Noviembre Diciembre Diciembre Diciembre 12 PROMEDIO 158 PROMEDIO 173 PROMEDIO 189 Horas Equivalentes Horas Equivalentes Horas Equivalentes p. 9

10 RATIO PRODUCCIÓN(kWh)/POTENCIA(kW) p. 10

11 Meses próximos Durante el próximo mes de diciembre existe la posibilidad de cierto cambio de tendencia de precios con respecto a lo originado durante los últimos meses. En función de la evolución de las temperaturas, y consecuentemente de la demanda eléctrica, este cambio sería más o menos acentuado. Por tanto, si las temperaturas se mantuvieran, el nivel de precios no sufriría grandes cambios, pero si las temperaturas bajaran, los precios se dispararían debido al incremento de demanda, ya que a pesar de que las tecnologías eólica e hidráulica impactaran fuertemente en el mix de generación, este aumento de demanda obligaría a que fueran otro tipo de tecnologías más caras las que marcaran el precio medio de casación. Haciendo referencia a la previsión de precios para el año 2013, tal y como hemos comentado a través de los últimos informes, se prevé un fuerte incremento del precio medio de casación debido a la implantación de la reforma energética por parte del gobierno español. El proyecto de la comentada reforma, donde se notifica un aumento generalizado en los costes de la mayoría de tecnologías de producción energética, ya que aumentarían las cargas fiscales correspondientes, está siguiendo los pasos necesarios para ser aceptada por parte del Ministerio, por tanto, la fecha de aplicación está prevista para el 1 de enero de Mercado de Futuros (OTC) Desde el punto de vista del Mercado de Futuros, como en los últimos meses, se han diferenciado entre sí la tendencia de los productos correspondientes al año 2012 con la tendencia de los productos a largo plazo, comprendidos en Por un lado, los productos a corto plazo (diciembre 12) han descendido considerablemente durante el mes de noviembre para recuperarse levemente a final de dicho periodo, ya que dichos productos dependen directamente de la evolución del mercado físico de electricidad. Por tanto, el descenso de los precios en el mercado físico durante el mes de noviembre ha provocado dicha evolución bajista durante la primera mitad del mes en las cotizaciones de estos productos. Durante la segunda quincena, al observar que algunos días en los que las tecnologías no gestionables no eran suficientes para cubrir la demanda y que el precio de casación ascendía considerablemente, la evolución de las cotizaciones ha sufrido un cambio de tendencia, permitiendo que dichos precios futuros se recuperaran sensiblemente. Por otro lado, observamos que los productos a largo plazo no han sufrido grandes cambios durante el transcurso de noviembre, aunque podríamos decir que el movimiento ha sido levemente alcista. Haciendo referencia al precio del crudo, el mes de noviembre no ha sufrido cambios considerables. A pesar de sufrir ciertos altibajos, la diferencia entre la cotización del barril Brent a principios y a finales de mes ha sido muy parecida, únicamente cerrando ésta última 2 puntos por encima de la primera, ya que a principios de mes el índice Brent oscilaba los puntos mientas que el último día del período, su valor era de A continuación les mostramos un gráfico representativo de dicha evolución: p. 11

12 Tel Fax p. 12

13 Cotizaciones de los precios de futuros en el último día del mes para los distintos horizontes temporales: A corto plazo: FUTUROS periodo /MWh Dic-12 46,30 Ene-13 53,55 Feb-13 54,10 Mar-13 51,60 56,00 54,00 52,00 50,00 48,00 46,00 44,00 42,00 Estimación de la evolución del POOL según Futuros en /MWh (corto plazo) dic 12 ene 13 feb 13 mar 13 A largo plazo: FUTUROS periodo /MWh Q ,05 Q ,85 Q ,45 Q ,60 57,00 56,00 55,00 54,00 53,00 52,00 51,00 50,00 Estimación de la evolución del POOL según Futuros en /MWh (largo plazo) Q1 13 Q2 13 Q3 13 Q4 13 p. 13

14 Valores Históricos Precio Mercado Diario ( /MWh) /2011 Enero 51,06 41,19 29,06 49,93 70,22 45,86 24% Febrero 53,48 48,03 27,68 40,71 68,53 35,96 11% Marzo 47,57 46,70 19,62 38,31 59,01 29,68 2% Abril 41,21 45,45 27,42 37,20 56,18 36,66-9% Mayo 43,58 48,90 37,28 36,97 56,28 33,13-11% Junio 53,50 50,00 40,12 36,82 58,34 37,40 7% Julio 50,29 50,82 42,91 34,62 68,19 38,48-1% Agosto 49,34 53,53 42,94 34,68 70,10 35,05-8% Septiembre 47,59 58,47 46,44 35,87 73,03 35,80-19% Octubre 45,68 57,46 42,63 35,78 69,77 38,38-21% Noviembre 42,07 48,38 40,93 32,39 66,53 47,30-13% Diciembre 50,07 46,34 30,43 57,11 58,11 Media AÑO 47,76 49,92 36,95 36,98 64,44 39,32 El mes de noviembre ha supuesto un decremento del 13% del precio del mercado diario respecto al mismo mes del año pasado. Ha habido menos participación porcentual de la nuclear pero ha sido de sobras compensada por la eólica, que junto con la térmica no renovable (especialmente cogeneraciones) han desplazado del mix a otras tecnologías más caras como los ciclos combinados. El descenso de los precios respecto al año pasado se ha dado especialmente en las horas valle, es decir, de madrugada. La media de enero a noviembre se sitúa un 4,3% por debajo de la del mismo periodo de p. 14

15 PHFM (Precio Hora Final Medio para comercializadores) ( /MWh) /2011 Enero 62,55 51,95 40,11 57,44 78,41 54,60 20% Febrero 64,77 56,83 36,88 48,75 76,60 44,68 14% Marzo 57,73 54,62 28,15 43,40 65,09 36,25 6% Abril 51,92 52,76 34,33 41,75 62,44 42,51-2% Mayo 52,53 55,58 42,94 41,32 61,18 39,12-5% Junio 62,79 57,93 46,13 41,59 66,81 43,89 8% Julio 60,70 60,01 50,34 42,50 75,01 45,12 1% Agosto 57,43 60,44 49,41 38,67 75,16 41,11-5% Septiembre 57,32 67,12 53,05 40,78 78,43 42,16-15% Octubre 58,87 67,67 50,16 41,03 75,83 44,91-13% Noviembre 55,35 59,97 49,29 38,59 72,50 56,67-8% Diciembre 62,06 55,58 38,91 64,80 68,20 Media AÑO 58,66 58,91 44,70 42,89 71,02 46,60 El Precio Hora Final Medio publicado por la CNE (ya ponderado según la energía de mercado diario, mercados intradiarios, Restricciones, Procesos del Operador del Sistema y Pagos por Capacidad) para comercializadores en noviembre ha sido inferior al de octubre y septiembre, concretamente 55,35 /MWh. En Noviembre de 2011 se observa que el phfm también fue inferior respecto a los meses inmediatamente anteriores. Evolución de los componentes del Precio Horario Final Medio La disminución del PHFM de noviembre respecto octubre de este mismo año ha sido resultado básicamente de la bajada del precio de mercado (sobre el 7%) y de los costes derivados de las restricciones (13%). Los costes derivados de operación del sistema (restricciones más procesos) han disminuido un total de 3.8%, pasando de 7,33 /MWh de Octubre a 7,04 /MWh de Noviembre. Esta disminución responde a una tendencia estacional. Por otro lado si comparamos los componentes del PHFM de este año respecto a los del 2011, vemos que los costes derivados de la operación del sistema (restricciones, desvíos, BS, etc) para Noviembre del 2012 son un 25% más elevados que los de Noviembre del Para los 11 primeros meses del año 2012 el promedio de los costes derivados de la operación del sistema son de 4,51 /MWh y en el 2011 eran de 2,97 /MWh, el aumento promedio se mantiene entorno a los 52%. p. 15