INFORME SEMANAL DEL MERCADO ELÉCTRICO. Semana 40/2012: del sábado 29/09/12 al viernes 05/10/12

Transcripción

1 INFORME SEMANAL DEL MERCADO ELÉCTRICO Semana 4/212: del sábado 29/9/12 al viernes 5/1/12 Esta semana, la generación bruta de energía eléctrica se mantuvo relativamente estable y registró Por tecnologías, la generación eólica mostró la variación más importante del mix de generación eléctrica, con un descenso del 54% con respecto a la semana pasada. El resto de tecnologías en régimen especial, así como la producción hidráulica, experimentaron incrementos. Consecuentemente, el hueco térmico total aumentó un 41,5%. Como resultado del mix energético y la variación en la demanda de esta semana, el precio medio en carga base experimentó un incremento del 17,6% y se situó en,9. Por su parte, la demanda total de gas natural registró un incremento del 9%. Este aumento se debió, principalmente, a la demanda de gas para el sistema eléctrico, la cual experimentó un crecimiento del 32%. Los precios spot de la electricidad en Alemania y Francia evolucionaron de manera dispar. En Alemania, el aumento de la producción mediante tecnologías en régimen especial y el día festivo (3 de octubre) hizo que el precio medio disminuyera. Por el contrario, en Francia, la reducción en la disponibilidad nuclear influyó en la disminución de su precio. En los mercados a plazo, los precios mantuvieron relativa estabilidad para todos los contratos, con excepción del contrato en Francia para el próximo año (+4,7%). El mercado de commodities energéticas mostró relativa estabilidad. Los precios en el mercado de gas holandés TTF y para el carbón de referencia en Europa (CIF ARA) se mantuvieron prácticamente invariables con respecto a la semana anterior. Por su parte, el retraso en la votación sobre el cambio legislativo que permita retirar permisos de emisión con el fin de subir el precio de éstos, ha provocado al final de esta semana una caída del precio de los derechos de emisión de CO 2 de alrededor del 5%. En cuanto al petróleo Brent, las cotizaciones también se mantuvieron relativamente estables a lo largo de la semana, salvo el último día cuando mostraron un importante incremento debido al conflicto entre Siria y Turquía. PRINCIPALES INDICADORES Semana actual Semana anterior Precio electricidad spot (),91 43,28 17,62% Precio electricidad Q4-12 () 53,82 53,92 -,18% Generación bruta () ,73% Precio del barril Brent M+1 ($/bbl) 111,13 11,94,17% 1

2 Mercado spot de electricidad Evolución semanal del precio y de la energía casada en el mercado diario (OMIE) ,45 58,1 58,52 57,61 57,19 56,32 58,1 54,11 54,31 52,12 52,12 49, , S D L M X J V S Energía casada (sem. anterior) Energía casada (sem. actual) Precio carga base Precior carga punta Promedio semanal del precio en el mercado diario y en los intradiarios Diario Intrad.1 Intrad.2 Intrad.3 Intrad.4 Intrad.5 Intrad.6 Intrad.7 Sem. Actual,91,15 49,57 47,43 46,93,21 49,58 51,32 Sem. Anterior 43,28 41,54 41,27 42,15 41,1 41,53 39,77 37,88 % variación 17,62% 2,73% 2,12% 12,52% 14,43% 2,91% 24,69% 35,47% *Media semanal de sábado a viernes Fuente: OMIE y elaboración propia. El precio medio semanal en carga base se situó en,91, lo que representó un significativo incremento del 17,6% con respecto a la semana anterior. El porcentaje de horas con market splitting fue de 12,4%, frente al 11,9% de la semana pasada. Demanda y balance de energía eléctrica Generación bruta por tecnología Sem. Actual* Sem. Anterior Sem Sem. 211 Media Hidráulica ,6% 277-6,5% Nuclear ,% ,3% Carbón ,7% 148 2,3% CCGT ,7% 869-6,% Resto RE ,2% 929 1,8% Eólica ,4% 62-7,5% Total ,7% ,1% S 22 D 23 L 24 M 25 X 26 J 27 V 28 S 29 D 3 L 1 M 2 X 3 J 4 V 5 Hidráulica Nuclear Carbón CCGT Resto RE Eólica Fuente: REE (datos provisionales) y elaboración propia. *La semana de estudio incluye los días entre el sábado y el viernes. La generación bruta de energía eléctrica se mantuvo relativamente estable esta semana, registrando Por tecnologías, la generación eólica mostró la variación más importante, con un descenso del 54%. El resto de tecnologías en régimen especial, así como la producción hidráulica, experimentaron incrementos. Así, el hueco térmico total aumentó un 41,5%. Como consecuencia del mix energético y la variación en la demanda, el precio medio semanal en carga base experimentó un incremento del 17,6% y se situó en,9 en la semana analizada. 2

3 Mercado forward OTC de electricidad Forward OTC (mid-market) y spot OMIE Cotización media semanal (aritmética) OMIE (eje der) Cal 213 Q1 213 Nov Contrato Mercado OTC () Actual * Anterior nov-12 49,81,15 -,67% Q ,82 53,92 -,18% Cal-13 54,25 54,28 -,6% *Media semanal de lunes a jueves Fuente: OMIE, brokers y traders y elaboración propia. Los precios de los distintos contratos forward en el mercado OTC español mantuvieron sus cotizaciones relativamente estables. El contrato oct-12 finalizó el día 28 de septiembre con un precio de 47,9 y registró un precio medio en su última semana de cotización de 48,42. Precios internacionales de la electricidad Spot diario Cotización media semanal (spot y forward) () Spot (S-V) Actual Anterior OMIE - España,91 43,28 17,62% OMIE - Portugal 51,84 45,6 15,4% EPEX - Francia 46,81 43,83 6,8% EPEX - Alemania 39,83 42,33-5,9% sep sep sep sep sep sep sep sep-12 3-sep-12 1-oct-12 2-oct-12 3-oct-12 4-oct-12 OMIE-Esp OMIE-Por EPEX-Fra EPEX-Ale 5-oct-12 () Forward OTC (L-J) nov 12 %var Q1 213 %var Cal 213 %var España 49,81 -,7% 53,82 -,2% 54,25 -,1% Francia 62,16,1% 63,59 12,3% 59,19 4,7% Alemania 57,91 1,8% 55,11 1,4% 54,46 2,2% Fuente: OMIE, EPEX Spot, brokers y traders y elaboración propia. Los precios spot de la electricidad en Alemania y Francia evolucionaron de manera dispar. En Alemania, el aumento de producción mediante tecnologías en régimen especial y la presencia de un día festivo (3 de octubre) hizo que el precio medio disminuyera. Por el contrario, en Francia, la reducción en la disponibilidad nuclear influyó en la disminución de su precio. En los mercados a plazo, los precios mantuvieron relativa estabilidad para todos los contratos, con excepción del contrato en Francia para el próximo año (+4,7%). 3

4 Precio de combustibles y CO 2 Gas natural y carbón (forward m+1), CO 2 Cotización media semanal (L-J) Contrato CO 2 EUA ( /t) Actual* Anterior Spot 7,59 7,31 3,83% dic-12 7,76 7,64 1,6% dic-13 8,13 8, 1,51% *No se facilitan precios de cierre del EUA spot, por el cierre temporal de Bluenext, desde el día 26 de septiembre hasta el jueves 4 de octubre, con el fin de adoptar los cambios realizados en el Registro Único. Contrato Gas Natural TTF () Carbón ARA ($/t) Actual Anterior Actual Anterior Cal-13 26,68 26,72 -,14% 96,58 97,37 -,8% nov-12 26,37 26,41 -,17% 88,13 88,98 -,95% Q ,6 27,31 -,93% 91,96 92,59 -,68% Carbón ARA ($/t, eje izq.) TTF Gas Natural (,eje der.) EUA Dic 212 CO2 ( /t, eje de Barril Brent (spot y forward) Cotización media semanal (L-J) $/bbl Spot Fwd Mes+1 Fwd Mes+3 Fwd Mes+6 Contrato Petróleo Brent ($/bbl) Actual Anterior Spot 111,66 11,67,89% Forward M+1 111,13 11,94,17% Forward M+3 19,71 19,54,15% Forward M+6 18,7 17,81,24% Fuente: EEX, The ICE, Bluenext, ECX y elaboración propia. Los precios de los contratos en el mercado de gas holandés (TTF), así como los del carbón de referencia en Europa (CIF ARA) se mantuvieron prácticamente invariables con respecto a la semana anterior. En cuanto al precio de los derechos de emisión de CO 2, debido al retraso en la votación sobre el cambio legislativo que permita retirar permisos de emisión con el fin de subir el precio de éstos, ha provocado al final de esta semana una caída del precio de alrededor del 5%. Los precios medios de los distintos contratos para el petróleo Brent también mantuvieron sus cotizaciones relativamente estables, salvo en los últimos días q mostraron un importante incremento debido al conflicto entre Siria y Turquía. Demanda de gas natural Demanda total y del sistema eléctrico Demanda semanal S 29 D 3 L 1 M 2 X 3 J 4 V 5 S.Eléctrico (Sem. Actual) Total (Sem. Actual) S.Eléctrico (Sem. Anterior) Total (Sem. Anterior) () Actual* Anterior vs. 211 Convencional ,4% 6,3% Sistema Eléctrico ,9% -9,7% GNL a P. Satélites ,2% 4,9% Total ,9% 1,2% *El dato del viernes corresponde a la última previsión disponible de Enagás. Fuente: Enagás y elaboración propia. Esta semana, la demanda total de gas natural registró un incremento de cerca del 9% con respecto a la semana anterior. Este aumento se debió, principalmente, al crecimiento experimentado por la demanda de gas para el sistema eléctrico (+32%). 4

5 Otros determinantes del precio de la electricidad Energía hidroeléctrica disponible Temperatura media diaria Semana del año 29/21 21/ / /213 Media 5 años º C ,7 16,99 S 22 D 23 L 24 M 25 X 26 J 27 V 28 S 29 D 3 L 1 M 2 X 3 J 4 V 5 Temperatura mínima media Temperatura media Temperatura máxima media Temperatura media OCT-12 Media histórica (5-11) Producción diaria eólica y precio OMIE Fuente: MARM y elaboración propia. Producción diaria CCGT y precio OMIE S 22 D 23 L 24 M 25 X 26 J 27 V 28 S 29 D 3 L 1 M 2 X 3 J 4 V 5 Gen. Eólica Precio OMIE S 22 D 23 L 24 M 25 X 26 J 27 V 28 S 29 D 3 L 1 M 2 X 3 J 4 V 5 Series2 Precio OMIE Tipo de cambio dólar-euro Fuente: OMIE, REE y elaboración propia. Ibex 35 e índices sectoriales $/ 1,34 1,32 1,3 1,28 1,26 1,24 1,22 1,2 1,18 TC $/ IBEX35 (eje der) IGBM Petróleo y Energía IGBM Electricidad y Gas Fuente: Banco Central Europeo y Bolsa de Madrid. La energía hidroeléctrica disponible en la primera semana del curso 212/213 se situó en 7.381, lo que representó un descenso del 35% con respecto a la misma semana del pasado año. La temperatura media en la primera semana de octubre se situó en 18,7 C, por encima de la media histórica en esta época del año. Por otro lado, los coeficientes de correlación entre el precio diario y la producción eólica diaria y la de los CCGTs fueron de -,99 y,96, respectivamente. La cotización euro-dólar cerró el jueves 4 de octubre en 1,295 $/. El IBEX35 evolucionó al alza a lo largo de la semana, aunque perdió los 8. puntos registrados la semana anterior. Con los mercados pendientes de las noticias acerca de un posible rescate a España, el selectivo se mantiene en el entorno de los 7.8 puntos. 5

6 Previsiones IM Energía Previsión semanal del precio de OMIE Previsión semanal de la demanda en b.c feb-12 6-mar mar mar-12 5-abr abr abr-12 5-may may may-12 4-jun jun jun-12 4-jul jul jul-12 3-ago ago ago-12 2-sep sep sep-12 2-oct oct-12 Precio OMIE Previsión IME feb-12 6-mar mar mar-12 5-abr abr abr-12 5-may may may-12 4-jun jun jun-12 4-jul jul jul-12 3-ago ago ago-12 2-sep sep sep-12 2-oct oct-12 Demanda REE Previsión REE Fuente: OMIE y elaboración propia. Error de previsión de los Modelos IME Fuente: REE y elaboración propia Previsión IME (S-V) Precios* Demanda () () Previsión anterior 51, Valor real, Error de previsión -,89% -1,48% Previsión para la próxima semana 51, * Media semanal de sábado a viernes Pronóstico del tiempo (Fuente: AEMET): Fin de semana caracterizado por el buen tiempo en todas las regiones españolas. Cielos despejados y temperaturas que llegarán a superar los 3 C en la costa Mediterránea. Pronóstico eólico (Fuente: AEMET): Viernes 5: Viento flojo de componente E en el área mediterránea. Flojo en el resto, predominando la componente S. Sábado 6: Viento flojo a moderado del SW en Galicia y área cantábrica, del E en el Estrecho y del NE en Canarias. Flojo en el resto. Domingo 7: Viento flojo, del S o SW en el litoral de Galicia, del E en el Estrecho y litoral Cantábrico y del NE en Canarias. Flojo en el resto. Lunes 8: Viento moderado del SW en Galicia y del NE en Canarias. Flojo del E en el área del Estrecho y del W en el Cantábrico. Flojo en el resto. Previsión de generación eólica (MWh) para el viernes 5 de octubre (Fuente: Esios). H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H1 H11 H , 2.88, 2.77, 2.768, 2.737, 2.698, 2.699, 2.59, 2.69, 2.71, 2.566, 2.519, H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H2 H21 H22 H23 H , 2.599, 2.724, 2.895, 3.59, 3.8, 2.93, 2.731, 2.566, 2.577, 2.88, 3.53, Previsión de generación eólica (MWh) para el sábado 6 de octubre (Fuente: Esios). H1 H2 H3 H4 H5 H6 H7 H8 H9 H1 H11 H , 3.248, 3.388, 3.483, 3.557, 3.617, 3.62, 3.613, 3.519, 3.342, 3.244, 3.324, H13 H14 H15 H16 H17 H18 H19 H2 H21 H22 H23 H , 3.61, 3.762, 3.891, 3.999, 3.978, 3.744, 3.513, 3.324, 3.177, 3.65, 3.145, 6

7 Novedades de mercado y regulatorias La Comisión Europea presiona a España para que actúe contra el déficit de tarifa (Fuente: EFE). La Comisión Europea (CE) ha aumentado la presión sobre España para que actúe contra el elevado déficit tarifario eléctrico que acumula, con el envío de una carta a compañías eléctricas españolas en las que pone de relieve la gravedad del asunto. "La Comisión recalca que las recomendaciones instan a España a hacer frente al déficit tarifario energético de modo exhaustivo, en particular mejorando la relación coste-eficiencia de la cadena de distribución eléctrica". El Ejecutivo europeo envió hace dos semanas una carta a varias compañías eléctricas españolas, firmada por el director general de Energía de la CE, Philip Lowe, para poner la cuestión encima de la mesa. La CE propone medidas para atajar el déficit tarifario -la diferencia entre el precio que se paga por la electricidad y el coste real de su producción- como la mejora de las interconexiones energéticas con los países vecinos, lo que reforzaría el mercado único energético en la UE, uno de los objetivos clave para Bruselas. Estas propuestas están dirigidas a todas las fuentes de energía, no a un sector en particular, según indicaron estas mismas fuentes, lo que cubre tanto a los productores tradicionales como a los renovables. Además, la Comisión Europea indica que está preparando una comunicación -documento con recomendaciones- sobre el mercado energético interior de la UE en el que repasará los progresos realizados en el proceso de completarlo de manera efectiva, que debería finalizar en 214. El consumo de energía cae un,7% en los nueve primeros meses del año, según Unesa (Fuente: Europa Press). El consumo total de electricidad se ha situado en millones de kilovatios hora (kwh) en los nueve primeros meses del año, lo que supone un descenso del,7% con respecto al mismo periodo del ejercicio anterior. Este descenso habría sido mayor, del 1,1%, si no se tiene en cuenta que este año, por ser bisiesto, tuvo un día más, según el seguimiento de coyuntura eléctrica ofrecido por la Asociación Española de la Industria Eléctrica (Unesa). El mercado peninsular cubierto con energía del régimen ordinario equivalió a millones de kwh, lo que supone un descenso del 4,5% con respecto al mismo periodo del ejercicio pasado. Si se excluye el 29 de febrero, el descenso habría sido mayor, del 5%. La energía procedente del régimen ordinario supuso el 64,3% del total, mientras que la correspondiente a los intercambios internacionales y al régimen especial, en el que se encuentran las renovables y la cogeneración, equivalió al 35,7%. En lo que va año, la electricidad aportada por el régimen especial ha aumentado un 11,8%. Dentro del régimen ordinario, la producción de las centrales hidroeléctricas cayó un 38% con respecto a los nueve primeros meses del año pasado, mientras que la nuclear aumentó un 8,7% y la termoeléctrica clásica registró un incremento del 1,4%. 7

8 Las compañías eléctricas no tendrán que asumir el déficit tarifario a partir de 213 por un cambio normativo (Fuente: El Economista/Congreso de los Diputados). El Boletín Oficial del Congreso de los Diputados del pasado 28 de septiembre recoge el borrador del Anteproyecto de Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética en el que aparece una disposición final primera que modifica la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico que supone el cambio del modelo de financiación del déficit de tarifa de manera que, a partir de 213, las eléctricas dejarán de asumir en sus respectivos balances la deuda tarifaria. De hecho, según recoge el texto, "la retribución de las actividades reguladas, de los costes permanentes de funcionamiento del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento serán financiados mediante los ingresos recaudados por peajes de acceso a las redes de transporte y distribución satisfechos por los consumidores y los productores, así como por las partidas provenientes de los Presupuestos Generales del Estado". Con los cambios introducidos, el Ejecutivo aspira a dar fin de manera definitiva al mayor lastre del sector de la energía español, aunque como la reforma energética no entrará en vigor hasta el 1 de enero próximo, no descarta que pueda haber nuevos desfases. En ese caso, serán afrontados por los PGE. Por otro lado, también se incorpora una modificación que limita el poder del Ministerio de Industria a la hora de elevar el gravamen del 6% que se ha impuesto a la producción eléctrica. Ahora, cualquier cambio al alza o a la baja en este impuesto debe introducirse previamente en los Presupuestos Generales del Estado. En cualquier caso, el documento especifica que "la energía eléctrica imputable a la utilización de un combustible fósil en una instalación de generación que utilice como energía primaria alguna de las energías renovables no consumibles, en ningún caso será objeto de régimen económico primado". "A estos efectos, por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, se publicará la metodología para el cálculo de la energía eléctrica imputable al combustible fósil utilizado". 8