EL MERCADO ELÉCTRICO EN ESPAÑA SEPTIEMBRE 212 Madrid,
Contenido 2 Introducción: Principales indicadores p. 3 El mercado de corto plazo p. 1 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema p. 33 Precios de los combustibles p. 41 El mercado a plazo p. 56 Previsiones de IM Energía p. 66
Principales indicadores 3 Evolución del precio medio mensual del mercado diario 88 8 72 /MWh 64 56 48 4 32 51,6 41,19 48,3 53,48 46,7 47,57 45,45 41,21 48,9 43,58 5, 53,5 5,82 5,29 53,53 49,34 58,47 46,44 47,59 42,63 57,44 4,93 48,38 46,34 5,7 24 16 8 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 28 29 21 211 212 sep-12 Precios Tasa variación Tasa variación ( /MWh) (vs.ago-12) (vs. sep-11) Carga Base 47,59-3,54% -18,61% Carga Pico 53,88 1,74% -15,89% Fuente: OMIE. El precio spot medio de OMIE (47,6 /MWh) descendió en septiembre un 3,5%. A pesar de los descensos registrados en la producción hidráulica y nuclear, el importante aumento en la generación eólica y en el resto de tecnologías en régimen especial, junto a una importante disminución en la demanda (-7,6%), impulsó el precio de la electricidad a la baja durante el mes analizado.
Principales indicadores 4 Evolución de la demanda eléctrica en España Evolución de la demanda mensual Tasa de variación interanual de la demanda (vs 12 meses anteriores) Mes GWh Var. Demanda interanual Previsión del OS para 212 Var. Demanda acumulada Var. Demanda media año 21 211 212 11 vs 1 12 vs 11 11 vs 1 12 vs 11 11 vs 1 12 vs 11 ene 23.77 23.614 23.57 -,66% -2,36% -,66% -2,36% 3,22% -2,39% feb 21.881 21.353 22.833-2,41% 6,93% -1,5% 2,5% 2,55% -1,62% mar 22.827 22.655 21.335 -,75% -5,83% -1,25% -,59% 1,68% -2,6% abr 19.933 19.191 19.435-3,72% 1,27% -1,81% -,18% 1,8% -1,69% may 2.412 2.31 2.3 -,54%,% -1,57% -,14%,71% -1,65% jun 2.447 2.723 2.757 1,35%,16% -1,11% -,9%,84% -1,74% jul 23.514 21.913 21.859-6,81% -,25% -1,99% -,12% -,18% -1,15% ago 21.43 21.497 21.545,31%,22% -1,7% -,7% -,25% -1,16% sep 2.648 2.944 19.92 1,43% -4,98% -1,37% -,61% -,23% -1,67% oct 2.48 2.274 19.369 -,66% -4,46% -1,3% -,98% -,32% -1,97% nov 21.96 2.538 19.798-6,48% -3,6% -1,78% -1,21% -1,37% -1,72% dic 23.378 21.783 2.39-6,82% -6,77% -2,23% -1,68% -2,23% -1,68% 4% 3% 2% 1% % -1% -2% -3% -4% -5% 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 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-12 jul-12 sep-12 nov-12 ene-13 mar-13 may-13 Tasa de variación interanual de la media móvil anual de la demanda Previsión REE sep-12: -1,67% Fuente: REE. La demanda de transporte en barras de central (sin corregir por laboralidad y temperatura) alcanzó en septiembre 19.92 GWh, lo que representó un descenso interanual de un 7,6%, e intermensual del 5%. La tasa de variación interanual del promedio del año móvil, con un valor de -1,67%, dio continuidad a su tendencia bajista.
Principales indicadores 5 Demandas máximas Máxima demanda de potencia media horaria Máxima demanda de energía diaria Histórico 17 diciembre 27 (2h) 44.876 Histórico 18 diciembre 27 898 sep-1 1 septiembre 21 (14h) 38.38 sep-1 1 septiembre 21 769 MW sep-11 14 septiembre 211 (14h) 37.752 GWh sep-11 15 septiembre 211 771 ago-12 22 agosto 212 (14h) 38.293 ago-12 21 agosto 212 771 sep-12 7 septiembre 212 (13h) 35.655 sep-12 7 septiembre 212 728 Fuente: REE. Durante el mes de septiembre, la máxima demanda de energía diaria disminuyó en relación con el mes de agosto (-5,58%). Por otro lado, la máxima demanda de potencia media horaria también experimentó una disminución respecto al nivel del mes pasado (-6,89%) y respecto a septiembre de 211 (-5,55%).
Principales indicadores 6 Producción por tecnologías GWh 6. 5. 4. 3. 2. 1. Producción hidráulica GWh 8. 6. 4. 2. Producción nuclear GWh 6. 5. 4. 3. 2. 1. Producción con carbón 25 2 15 1 5 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 21 211 212 8. 7. 6. 5. 4. 3. 2. 1. GWh Producción con fuel/gas ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene feb mar ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic abr may jun jul ago sep oct nov dic 21 211 212 21 211 212 GWh Producción con ciclos GWh 6. 5. 4. 3. 2. 1. Producción eólica ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 21 211 212 21 211 212 Fuente: REE. 21 211 212 Durante el mes de septiembre todas las tecnologías de generación mostraron descensos con respecto al mes de agosto, con excepción de la generación eólica y el resto de tecnologías en régimen especial, que mostraron incrementos del 26,6% y 11,4% respectivamente. El descenso más importante fue para la producción mediante centrales de carbón (-21%) seguida de la generación a través de centrales de ciclo combinado (-17,9%). Así, la producción térmica descendió este mes un 19,7%. Por su parte, la producción de la tecnología hidráulica y nuclear mostraron disminuciones del 17% y 3% respectivamente.
Principales indicadores 7 Cobertura de la demanda Cobertura de la demanda por tecnología sep-12 ago-12 IMPORT 1,2% EÓLICO 18,4% Cobertura de la demanda (%) RE TÉRM 12,7% HIDRA 6,1% COGEN 1,9% CCGT 13,4% CARBÓN 18,% SOLAR 3,2% NUCLEAR 25,% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 Fuente: REE. Durante el mes de septiembre, la tecnología que incrementó en mayor medida su participación en la cobertura de la demanda fue la eólica (17,9%), que avanzó 4,5 puntos porcentuales. El resto de tecnologías en régimen especial también mejoró su cobertura, aunque en menor medida (+1,2 pp en conjunto, hasta 2,1%). En cuanto a la tecnología nuclear e hidráulica, éstas se mantuvieron relativamente estables en su cobertura, con variaciones menores al 1%. Las tecnologías de generación térmica empeoraron en este sentido de forma significativa. Por su parte, la generación a través de centrales de ciclo combinado retrocedieron 17,7 pp, hasta 13,3%, mientras que la producción con centrales de carbón lo hizo en 2,8 pp, hasta 18,5%. Así, la cobertura de demanda del hueco térmico se situó en un 31,8% en septiembre, frente al 37,4% de cobertura registrado en el mes anterior.
Principales indicadores 8 Balance de potencia instalada y energía Potencia instalada Balance Energía Balance Energía Factor Factor Factor Factor a 31/5/212 (MW) sep-12 (GWh) ago-12 (GWh) utilización sep-12 1 utilización ago-12 utilización acum. 12 utilización acum. 11 Hidráulica 17.563 1.129 1.362 8,9% 1,4% 11,9% 19,9% Nuclear 7.777 5.533 5.71 98,8% 98,5% 91,8% 84,3% Carbón 11.7 4.9 5.166 48,6% 59,3% 55,% 39,6% Fuel/gas 1.492,,,%,%,%,% Ciclo combinado 25.269 2.933 3.564 16,1% 19,% 17,7% 24,2% Total Régimen Ordinario 63.81 13.685 15.793 Consumos generación - -589-682 Eólica 21.573 3.952 3.13 25,4% 19,5% 24,6% 22,9% Resto R.E. 15.647 4.448 4.426 39,5% 38,% 4,3% 4,5% Total Régimen Especial 37.22 8.4 7.556 Consumos bombeo - -463-46 Intercambios intern. - -1.58-649 Demanda transporte 11.21 19.92 21.545 Energía producida (sep-12) 1 Utilizando la potencia instalada a 31/5/212. Potencia instalada (31/5/212) Eólica 18% Resto R.E. 2% Ciclo combinado 13% Hidráulica 5% Nuclear 25% Carbón 19% Fuel/gas % Fuente: REE. Eólica 21% Resto R.E. 16% Ciclo combinado 25% Hidráulica 17% Nuclear 8% Carbón 12% Fuel/gas 1% En septiembre aumentó 5,7 puntos porcentuales la utilización de los parques eólicos (25,4%), 1 pp el resto de tecnologías en régimen especial (39,5%) y,28 pp la nuclear (98,8%). Los factores de utilización que más descendieron durante el mes analizado fueron los de las centrales de carbón (-1,8 pp, hasta el 48,6%), centrales de ciclo combinado (-2,8 pp, hasta el 16,1%) y la utilización de centrales hidráulicas (-1,5 pp, hasta 8,9%).
Contenido 9 Introducción: Principales indicadores p. 3 El mercado de corto plazo p. 1 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema p. 33 Precios de los combustibles p. 41 El mercado a plazo p. 56 Previsiones de IM Energía p. 66
El mercado de corto plazo 1 Aspectos generales del mercado a corto plazo El precio medio mensual spot del mercado eléctrico español se situó en 47,6 /MWh en septiembre, frente al 49,3 /MWh registrado el mes anterior. La disminución en la demanda junto a un mix de generación con las tecnologías en régimen especial como protagonistas, impulsaron el precio de la electricidad a la baja. Por su parte, la demanda de transporte en barras de central (sin corregir por laboralidad y temperatura) alcanzó en septiembre 19.92 GWh, lo que representó un descenso interanual de 7,6%, e intermensual del 5%. La tasa de variación interanual del promedio del año móvil, con un valor de -1,67%, dio continuidad a su tendencia bajista. Durante el mes de septiembre todas las tecnologías de generación mostraron descensos con respecto al mes de agosto, con excepción de la generación eólica y el resto de tecnologías en régimen especial, que mostraron incrementos del 26,6% y 11,4% respectivamente. El descenso más importante fue para la producción mediante centrales de carbón (-21%) seguida de la generación a través de centrales de ciclo combinado (-17,9%). Así, la producción térmica descendió este mes un 19,7%. Por su parte, la producción de la tecnología hidráulica y nuclear mostraron disminuciones del 17% y 3% respectivamente En septiembre aumentó 5,7 puntos porcentuales la utilización de los parques eólicos (25,4%), 1 pp el resto de tecnologías en régimen especial (39,5%) y,28 pp la nuclear (98,8%). Los factores de utilización que más descendieron durante el mes analizado fueron los de las centrales de carbón (-1,8 pp, hasta el 48,6%), centrales de ciclo combinado (-2,8 pp, hasta el 16,1%) y la utilización de centrales hidráulicas (-1,5 pp, hasta 8,93%). Los costes de generación medios mensuales con carbón evolucionaron a la baja durante el mes analizado (-8,3% con referencia spot hasta 3,6 /MWh y -2,9% con referencia Cal-13 hasta 43,8 /MWh), mientras que con gas aumentó el coste con referencia spot (+9,3% hasta 47 /MWh), frente al ligero descenso con referencia Cal-13 (-,9% hasta 54,3 /MWh). Como resultado de las variaciones en los costes de generación y de la disminución en el precio de la electricidad, los márgenes de generación mejoraron sólo para el caso del carbón, no así para el gas, cuyos márgenes, tanto con referencia spot como con referencia Cal-13, empeoraron. Los márgenes CSS se situaron en septiembre en 2,7 y -,97 /MWh (tomando como referencia los precios spot y Cal- 13 respectivamente), mientras que los márgenes CDS obtuvieron un promedio de 19,1 y 9,7 /MWh respectivamente.
El mercado de corto plazo 11 Precio carga base mensual en el mercado diario ( /MWh) Precio medio mensual del mercado diario 22-212 Precios medios en CB y CP, máximo y mínimo horario 75 65 55 8 7 6 5 63,36 7,2 7, 66,1 7, 48,9 57,57 54,69 53, 53,9 CB=Carga Base CP=Carga Punta 43,58 53,5 5,29 49,3 47,6 /MWh 45 35 25 15 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 212 /MWh 4 3 2 1 7,7 22,6 15,7 1,1, Precio mínimo horario Precio máximo horario Precio med.diario punta may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 Precio med.diario carga base Fuente: OMEL. El precio medio mensual spot del mercado eléctrico español se situó en 47,6 /MWh en septiembre, frente al 49,3 /MWh registrado el mes anterior. La disminución en la demanda junto a un mix de generación con las tecnologías en régimen especial como protagonistas, impulsaron el precio a la baja.
El mercado de corto plazo 12 Evolución del precio del mercado diario /MWh 72 62 52 42 32 22 12 2 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 Precio spot diario Sep-12 /MWh Día Precio medio diario Precio máximo diario Precio mínimo diario 47,59 Todo el mes 57,7 17 sep 27,4 23 sep /MWh 64 6 56 52 48 44 4 36 32 28 24 2 16 12 8 4 Agosto Ligero descenso del precio en agosto debido al elevado factor de carga nuclear. X 1 V 3 D 5 M 7 J 9 S 11 L 13 X 15 V 17 D 19 M 21 J 23 S 25 L 27 X 29 V 31 D 2 M 4 J 6 S 8 L 1 X 12 V 14 D 16 M 18 J 2 S 22 L 24 X 26 V 28 D 3 Precio medio mensual Fuente: OMIE. Septiembre Descenso más pronunciado durante el mes de septiembre, debido principalmente al incremento de la generación eólica. En el mes de septiembre, el valor máximo diario llegó a 57,7 /MWh (55,6 /MWh en agosto). Los precios más bajos se observaron durante la última semana del mes, mientras que los más elevados ocurrieron durante la tercera semana.
El mercado de corto plazo 13 Evolución del precio horario del mercado diario 16 14 12 1 /MWh 8 6 4 2 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 Precio horario del mercado diario Dif. Precio max-min Fuente: OMIE. El diferencial diario entre el precio máximo y mínimo aumentó en media respecto al mes anterior. El diferencial más elevado de septiembre llegó a 63,1 /MWh (56 /MWh en agosto), el mínimo fue de 5,8 /MWh (9,4 /MWh en agosto), y la media se situó en 29,2 /MWh (18,8 /MWh el mes anterior).
El mercado de corto plazo 14 Diferencial entre precio punta y precio valle 2 Precio medio punta-precio medio valle ( /MWh) 18 16 14 12 1 8 6 4 2 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 28 29 21 211 212 Fuente: OMIE. Horas valle = : a 8: horas en días laborables y las 24 horas en fines de semana y festivos. El diferencial entre el precio medio mensual en las horas valle y en las horas punta aumentó hasta los 11,33 /MWh, en contraste con los 7,17 /MWh del mes anterior, situándose por encima de septiembre de 211 (1,93 /MWh), sin superar la media histórica (25-211) del mes (13,96 /MWh).
El mercado de corto plazo 15 Volatilidad del precio de contado Volatilidad anualizada del precio horario de la electricidad Volatilidad anualizada del precio diario de la electricidad 7% 1% 9% 816% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 3163% 2589% 3281% 89% 1469% 1173% 3914% 1273% 1543% 1211% 689% 796% 557% 816% 728% 485% 2271% 2191% 578% 1392% 1315% 3452% 495% 1922% 1583% 8% 7% 6% 5% 4% 3% 2% 1% 381% 148% 169% 135% 356% 322% 217% 378% 255% 194% 12% 72% 221% 149% 219% 99% 83% 343% 136% 124% 52% 238% 451% 641% 458% 243% % Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic % Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 28 29 21 211 212 28 29 21 211 212 Fuente: OMIE y elaboración propia. La volatilidad anualizada de los precios respecto a septiembre de los años anteriores muestra una variabilidad significativamente mayor de los precios horarios y diarios, siendo el incremento más pronunciado para estos últimos.
El mercado de corto plazo 16 Distribución horaria de precios del mercado diario sep-12 ( /MWh) Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 S 1 31,96 32,48 3,68 28,2 3,3 3,68 31,94 32,6 17,7 32,6 36,77 36,77 38,5 42, 41, 38,57 36,57 36,57 36,77 38,5 48,75 53,46 49,46 44,4 D 2 4,19 34,27 25, 27, 26,55 26,55 23,5 17,7 7,13 1,7 25, 31,91 32,6 34,53 33,98 33,15 32,92 32,72 31,91 32,22 4, 53, 52, 47, L 3 4,7 32,6 2, 15,7 15,7 2, 34,17 49,72 49,72 53,54 51,69 5,65 53,54 55,1 53,54 53,13 53,54 53,55 53,54 52,12 55, 56,7 51,69 43, M 4 42,53 34,32 32,51 32,5 3,6 32,21 39,4 49, 49, 51,69 51,68 49,72 52,82 53,54 52,62 53,54 53,54 54,69 53,55 52, 53,54 53,54 46,42 38,64 X 5 4,65 34,3 32,55 3,6 3,74 32,51 43, 51,2 52,62 53,54 53,54 53,54 55, 55, 53,54 53,54 53,54 55,62 55,1 53,54 53,54 54,22 5, 44,7 J 6 4,53 36,65 34,28 31,72 32,6 34,36 43,5 51, 53,54 55, 54,2 53,82 55, 55,2 55, 54,56 54,62 56,5 57,71 56,42 58,3 59,3 55, 5,98 V 7 52,62 49,72 48, 44, 44, 49,72 51,2 54,71 54,2 58,8 59,86 57,3 58, 56,94 55, 55, 55,1 56,3 56,46 56,3 59,3 62, 59,3 55, S 8 55, 53,54 53,54 5, 51,2 49,71 48,11 5, 41,8 51,32 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 53,2 53,54 55,42 68, 61,62 56,2 D 9 6,5 55,62 53,54 53,54 53,54 53,54 49,72 46, 38,57 4,32 49,72 49,72 49,72 49,72 49,72 46, 38,57 37,91 43,57 49,72 53,54 64,69 66,2 59,86 L 1 59,86 53,54 51,2 45, 45, 46,5 53,54 55,12 55,1 58,3 59,86 56, 57,3 57,8 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 54, 59,43 57,43 53,54 M 11 53,54 53,54 53,54 53,54 53,13 53,54 55, 55,1 53,54 55, 55,1 53,54 54,91 55, 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 58,1 54,42 52,32 X 12 5, 5, 47,1 43,43 42, 42,95 52,37 56,1 56,37 6,9 6,13 59,65 59,91 59,65 53,54 53,54 47,6 47, 42,95 4,5 47,81 53,54 47,5 38, J 13 43, 4, 33,27 32,48 32,48 32,52 4,5 49,72 47,37 48,23 49,72 47,1 47,5 49,72 49,72 49,72 47,1 49,37 5,1 53,37 54,52 58,3 52, 46, V 14 4,9 35, 32,51 3,68 32,14 33,11 42,49 53, 53,54 54, 56,34 55, 56,51 56,2 53,54 5,1 53,54 53,54 53,59 53,6 55,9 56,51 53,54 5, S 15 53,54 49,72 43,5 36,57 35,12 36,2 38,16 41,96 4,5 48,69 53,54 53,54 53,9 55, 53,62 53,54 53,54 53,54 53,54 53,61 6,9 67,45 6,24 59, D 16 59, 53,54 5,2 53,54 53,13 5,69 47,42 48,11 42, 43, 5,72 5,42 51,32 52, 48,69 43,42 42,1 42,52 43,65 52,13 58,4 65,9 64,1 6,9 L 17 59,2 55, 5, 48,69 47,13 49,72 53,54 58,69 6,9 61,33 62,75 61,33 61,22 6,24 58,8 58,3 57,62 59,2 6,24 6,6 65,1 62, 59, 55, M 18 55, 53,5 5,13 49,72 48, 49,72 51,2 58,83 6, 61,18 62, 6,4 61,1 61,33 59,2 56,8 56, 56,8 57,39 53,54 55,1 55, 51,2 47,19 X 19 48,69 42,71 38,32 36,1 34,99 37,75 43,9 49,72 5,2 56,1 58,78 56,7 57,62 59,2 56, 56, 57,62 61, 6,8 61,33 62,8 62, 58,2 5, J 2 49,72 49,23 47,35 47,13 47, 48, 53, 59,2 6,5 61,51 61,74 58,3 57, 55,2 53,54 51,23 51,32 53,54 6,8 61,74 62,8 63,2 55,1 53,54 V 21 53,54 51,2 49,72 46,75 46,13 47,13 51,2 57,88 58,8 59,2 59,2 55, 53,54 53,54 51,2 49,72 49,72 53,3 57,64 6,84 62,3 64,1 61,74 6, S 22 61,59 59,2 58,8 54,13 54,5 54,13 55, 55, 56,1 58,78 53,54 52, 52,36 53, 49,72 49,72 44,38 44,85 46,1 51,2 58,22 61,42 54, 5, D 23 6,4 48,13 32,48 36,57 32,5 28,72 26, 23,5 27,9 28,2 36,57 34,35 31, 22,7 1,7 5, 1,13 1,13 3, 6,13 36,57 45,57 44,3 38,18 L 24 1,7 1,,13,,,5 4,9 36,2 43, 48,8 49,72 49,72 5,81 53,54 5,6 5, 49,8 5,8 5,81 53,54 63,12 63,12 54,4 49,72 M 25 44,56 38,6 32,48 28,2 17,7 17,7 36,2 45,13 49,72 49,72 49,72 43, 44,12 43, 38,8 38,6 39, 43, 42, 43, 5,8 53,54 49,72 46, X 26 34, 3, 22,93 22,93 22,91 22,94 3,1 45, 46,4 49,72 49,72 48,69 49,72 49,72 43, 44,85 47,15 5,13 54,3 6,2 69,69 7,1 63,45 59,59 J 27 53,54 53,54 52, 49,23 44,56 46, 52,8 55,8 56, 57,59 57,4 54,2 54,2 54,12 53, 51,87 52,8 53,54 53,54 53,54 53,54 53,54 49,23 35,1 V 28 49,72 42, 38,57 36,1 3,68 33,98 38,57 49,72 53,2 53,54 53,59 53,54 53,54 53,54 51,3 5,3 49,91 49,72 49,72 45,1 49,72 49,72 45, 42,1 S 29 49, 42, 36,2 31,24 25, 17,7 17,7 22,7 2, 29,93 32,98 34,7 4, 41,16 36,57 36,57 35, 36, 41,16 47,12 53,54 54,7 49,72 49,72 D 3 47,27 34,7 17,7 23,25 22,7 3,52 3,52 3,52 34,7 38,57 44,56 48, 49,72 53,54 53,12 49,72 49,72 49,72 51,12 53,54 61,12 69,87 65,12 6,3 Percentil /MWh 16,7% 36,2 33,3% 47,13 5,% 51,2 66,7% 53,54 83,3% 56,47 1,% 7,1 Los precios indican el valor correspondiente al percentil que aparece en la primera columna. Los colores indican el porcentaje de las observaciones que se encuentra entre dos percentiles dados. Por ejemplo, el 16,7% de los precios horarios se encuentran en el intervalo entre 36,2 y 47,13 /MWh. Precio máximo horario Precio mínimo horario Fuente: OMIE.
El mercado de corto plazo 17 Energía ligada a contratos bilaterales 25. 2. 15. GWh 1. 5. 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 Bilaterales Comercializadores* Demanda PBF** Demanda real del sistema * Se muestran las energías asociadas a todos los contratos bilaterales de comercializadores. ** Demanda total reflejada en el Programa Base de Funcionamiento. Fuente: REE. Durante el mes de septiembre tuvo lugar una reducción del 2,6% en la energía asociada a contratos bilaterales comunicados a OMIE, así como un descenso del 7,7% en la demanda total reflejada en el Programa Base de Funcionamiento (PBF). Sin embargo, el porcentaje de cobertura de la demanda por contratos bilaterales pasó de 38,13% a 4,2% en el mes analizado.
El mercado de corto plazo 18 Balance de energía Producción mensual por tecnologías 35. 3. 25. Producción diaria por tecnologías (jul 12-sep 12) GWh 2. 15. 1. 5. 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 Nuclear Hidráulica Fuel-oil Resto RE Eolica Carbón 1. 9 8 7 6 5 4 3 2 1 2-jul 7-jul 12-jul 17-jul 22-jul 27-jul 1-ago 6-ago 11-ago 16-ago GWh 21-ago 26-ago 31-ago 5-sep 1-sep 15-sep 2-sep 25-sep 3-sep Nuclear Hidráulica Fuel-oil Resto RE Eolica Carbón Ciclo Combinado Fuente: REE. Durante el mes de septiembre todas las tecnologías de generación mostraron descensos con respecto al mes de agosto, con excepción de la generación eólica y el resto de tecnologías en régimen especial que mostraron incrementos del 26,6% y 11,4% respectivamente. El descenso más importante fue para la producción mediante centrales de carbón (-21%) seguida de la generación a través de centrales de ciclo combinado (- 17,9%). Así, la producción térmica descendió este mes un 19,7%. Por su parte, la producción de la tecnología hidráulica y nuclear descendieron un 17% y 3% respectivamente.
El mercado de corto plazo 19 Producción eólica Producción eólica mensual (27-212) Producción eólica diaria y precio OMIE 6. 7 4 5. 6 35 GWh 4. 3. 2. 1. /MWh 5 4 3 2 1 3 25 2 15 1 5 GWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 27 28 29 21 211 212 ene-11 feb-11 mar-11 abr-11 may-11 jun-11 jul-11 ago-11 sep-11 oct-11 nov-11 Gen. Eólica (eje derecho) dic-11 ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 OMIE (eje izquierdo) sep-12 Fuente: REE. El mes de septiembre se caracterizó por un significativo aumento en la generación eólica, hasta establecer un nuevo máximo estacional para dicho mes. En concreto, la generación eólica total fue de 3.951 GWh (+27% vs agosto de 212). Junto a la disminución en la demanda, el incremento mostrado por la generación eólica fue el factor principal para evitar un aumento en el precio del mercado diario.
El mercado de corto plazo 2 Producción ciclos combinados Producción ciclos combinados mensual (27-212) Producción ciclos combinados diaria y precio OMIE GWh 1. 9. 8. 7. 6. 5. 4. 3. 2. 1. Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic /MWh 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 35 3 25 2 15 1 5 GWh 27 28 29 21 211 212 Gen. CCGT (eje derecho) Demanda de gas del sistema (GWh) sep-12 ago-12 jul-12 Var sep-12 vs ago-12 Var sep-12 vs sep-11 Demanda total 25.484 24.36 26.436 4,85% -9,88% Convencional 18.956 16.562 18.938 14,45% 3,7% Sector eléctrico 6.528 7.744 7.498-15,7% -34,71% Fuente: REE y Enagás. La producción con ciclos combinados disminuyó durante el mes de septiembre un 18% en relación con el mes de agosto, situándose en 2.93 GWh y registrando un nuevo mínimo para el mes de análisis. La demanda total de gas mostró un incremento de casi el 5% respecto al mes anterior, hasta situarse en 25.484 GWh. Este incremento en la demanda de gas se debió al aumento en la demanda convencional, ya que la demanda para el sector eléctrico disminuyó un 15% en septiembre.
El mercado de corto plazo 21 Evolución de las reservas hidráulicas, producción hidráulica y producible Promedio de producible hidráulico (26-212) Producción hidráulica diaria y precio OMIE GWh 16. 12. 8. 4. mar-6 sep-6 mar-7 sep-7 mar-8 sep-8 Capacidad máxima Reservas actuales mar-9 sep-9 mar-1 sep-1 mar-11 sep-11 Promedio de producible hidráulico mar-12 sep-12 Media histórica Precio mercado diario GWh ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 29 73,6 17,8 99, 66,1 73,9 57,3 23,3 1,3 7,5 21, 63,8 85,3 21 248, 156,9 241,2 195,8 135,5 116,9 47,6 14,4 9,4 3, 87,3 139,3 211 25,3 79,3 129,7 12,6 85,8 48,4 27,1 5,6 5,7 15,1 78,3 41,2 212 36,9 32,9 27, 51,1 95, 41,9 9,7 1,7 4,2 8 7 6 5 4 3 2 1 Precio OMIE ( /MWh) /MWh Fuente: REE. 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 Gen. Hidráulica (eje derecho) 25 2 15 1 5 GWh Las reservas hidráulicas elevaron el diferencial negativo respecto al valor medio histórico, pasando a situarse un 15,34% por debajo del mismo. Respecto al mes anterior, las reservas descendieron 1.21 GWh para llegar en septiembre a 6.851 GWh. Por su parte, el producible hidráulico (4,2 GWh/día) fue superior al registrado en agosto y permaneció por debajo de la media histórica (1998-211) del mes de septiembre (16,64 GWh/día).
El mercado de corto plazo 22 Indisponibilidad media horaria 7. 6. 5. 4. 3. 2. 1. 1-jul 5-jul 9-jul 13-jul MW 17-jul 21-jul 25-jul 29-jul 2-ago 6-ago 1-ago 14-ago 18-ago 22-ago 26-ago 3-ago 3-sep 7-sep 11-sep 15-sep 19-sep 23-sep 27-sep Nuclear Hidraulica Bombeo Fuel_Gas Reg. Especial Carbón Ciclo combinado Fuente: REE. En septiembre el parque nuclear registró plena disponibilidad, frente a los 8 MW del mes pasado. La misma situación se dio para las tecnologías de régimen especial, que pasó de 5 MW en agosto a plena disponibilidad en septiembre. En cuanto al parque de generación mediante centrales de carbón, este aumentó su indisponibilidad un 4%. Por el contrario, los ciclos combinados mostraron una disminución significativa en su indisponibilidad, que fue del 35%.
El mercado de corto plazo 23 Ofertas en zona marginal Energía casada en el mercado diario ofertada a precio superior al 95% del precio marginal 212 211 12 9 1 8 7 8 6 GWh 6 4 GWh 5 4 3 2 2 1 1-ago 3-ago 5-ago 7-ago 9-ago 11-ago 13-ago 15-ago 17-ago 19-ago 21-ago 23-ago 25-ago 27-ago 29-ago 31-ago 2-sep 4-sep 6-sep 8-sep 1-sep 12-sep 14-sep 16-sep 18-sep 2-sep 22-sep 24-sep 26-sep 28-sep 3-sep 1-ago 3-ago 5-ago 7-ago 9-ago 11-ago 13-ago 15-ago 17-ago 19-ago 21-ago 23-ago 25-ago 27-ago 29-ago 31-ago 2-sep 4-sep 6-sep 8-sep 1-sep 12-sep 14-sep 16-sep 18-sep 2-sep 22-sep 24-sep 26-sep 28-sep 3-sep Fuel_gas R. Especial Nuclear Int. Internac. Hidráulica Carbón Ciclo combinado Fuente: OMIE. Fuel_gas R. Especial Nuclear Int. Internac. Hidráulica Carbón Ciclo combinado Durante el mes de septiembre, la tecnología que más energía casó ofertando a un precio superior al 95% del precio de casación fue nuevamente la del carbón, aunque con menos cantidad de energía, 48 GWh (en agosto dicha energía fue de 548 GWh). La segunda tecnología fue la de ciclos combinados, no obstante, con respecto al mes de agosto su energía disminuyó un 6,6%, pasando de 275 GWh a 257 GWh. Por su parte, la hidráulica llegó a 236 GWh ofertados en este rango, lo que representó un notable incremento del 95% con respecto al pasado mes de agosto. Por otro lado, en septiembre de 211 la tecnología que más casó en esta franja de precios fue el carbón (594 GWh), seguida del ciclo combinado y la hidroeléctrica.
El mercado de corto plazo 24 Tecnologías marginales 1% 8% 6% 4% 2% % Septiembre 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1111213141516171819221222324 Hidra Bombeo CicloComb Térmica RegEsp Internacional SEPTIEMBRE % horas que marcan precio Térmica 35,56% Ciclo Combinado 11,51% Hidra 22,42% RE 8,5% Bombeo 14,92% Internacional 7,55% Comercializadores,% En el mes de septiembre nuevamente el carbón fue la tecnología que más horas marcó el precio (un 35,6%). Las siguientes tecnologías en marcar el precio fueron la hidráulica (22,4%), el bombeo (14,9) y los ciclos combinados, al igual que el pasado mes. El régimen especial y el intercambio internacional también repitieron posiciones de tecnología marginal con 8% y 7,5% de las horas respectivamente. Agosto Durante el mes de agosto los grupos de carbón asumieron en solitario el protagonismo como tecnología marginal, al marcar precio un 4,8% de las horas. En segundo plano se situaron la hidráulica (15%), el bombeo (14,9%) y los ciclos combinados (13,7%). El régimen especial y el intercambio internacional marcaron un 7,16% y un 8,3% respectivamente. AGOSTO % horas que marcan precio Térmica 4,82% Ciclo Combinado 13,73% Hidra 15,4% RE 7,16% Bombeo 14,95% Internacional 8,3% Comercializadores,% Fuente: OMIE.
El mercado de corto plazo 25 Tecnologías marginales en sep-12 HORAS VALLE El carbón, continúa retrocediendo en protagonismo, aunque sigue siendo la tecnología más relevante. Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 1-sep TER TER TER RE HI TER TER TER HI TER BG BG BG TC II HI HI HI BG BG BG BG BG II 2-sep II TER HI II II II TER HI TCC HI HI TER TER BG II II TER BG TER TER TER II II II 3-sep II TER HI HI HI HI TER TER TER TER HI BG TER HI TER II TER HI TER HI TER HI HI II 4-sep II TER TER TER TCC TER II BG BG HI II TER BG TE BG TER TER II HI BG TER TER TCC II 5-sep TCC TER TER TCC TER TER RE TER BG TER TER TER TCC TC TER TER TER BG HI TER TER BG TCC II 6-sep II II TER II TER TER TER RE TER BG HI BG TER BG RE II BG II TCC TCC HI HI TCC HI 7-sep BG TER RE RE RE TER TER TCC BG HI HI HI II II TCC TER HI TCC BG TCC HI BG HI RE 8-sep TER TER TER RE HI TCC HI RE TCC TCC TER TER TER TE TER TER TER TER BG TER BG RE BG HI 9-sep TER BG TER TER TER TER TER BG HI TCC TER TER TER TE TER BG HI II HI TER TER BG HI HI 1-sep HI TER TER RE RE RE TER HI HI HI HI RE BG HI TER TER TER TER TER TER HI BG BG TER 11-sep TER TER TER TER TCC TER BG HI TER BG HI TER HI TE TER TER TER TER TER TER TER HI II TCC 12-sep TCC TCC HI TCC TCC TCC BG BG BG HI BG BG HI II TER TER RE RE TCC TER BG TER RE II 13-sep TCC TER II TER TER TER TER TER BG HI TER BG TER TE TER TER BG BG HI BG BG HI RE RE 14-sep II II TER TER II TER II RE TER RE BG RE HI BG TER HI TER TER BG BG II HI TER TCC 15-sep TER TER TER HI TER TER TER II TER HI TER TER BG TE HI TER TER TER TER BG TER HI TER RE 16-sep BG TER HI TER TCC HI BG HI TCC TCC BG BG TCC RE HI TCC TER TCC II BG BG HI HI TER 17-sep BG TER HI HI TCC TER TER HI TER BG II BG II TE BG HI HI BG TER BG HI RE RE TER 18-sep TER TCC TCC TER TCC TER TER RE RE II II BG TCC BG HI HI BG HI RE TCC HI TER TER II 19-sep HI TCC TER TER II II TCC TER RE HI HI HI HI HI II II HI II BG BG BG BG HI RE 2-sep TER TER HI TCC RE RE BG HI TER BG HI HI II HI TER TER TCC TER HI HI BG HI HI TER 21-sep TER TER TER RE TCC TCC TER II BG BG BG TER TER TE TER TER TER TCC II II HI HI BG TCC 22-sep HI HI HI TCC BG TCC TER TER HI HI TER TCC HI TC TER TER TCC TCC TER TER HI BG BG RE 23-sep BG TCC TER HI TER II II TER TER RE HI TER RE HI HI TCC TCC TCC RE TCC HI HI BG II 24-sep HI RE TCC TCC HI TCC RE TER RE BG TER TER HI TE BG II BG HI HI TER HI HI TCC TER 25-sep HI TER TER RE HI HI TER BG TER TER TER TCC HI RE TCC TER TCC RE TCC TCC BG TER TER HI 26-sep RE RE TER TER TER TER TCC BG BG TER TER HI TER TE TCC TCC RE BG HI HI HI BG HI HI 27-sep TER TER TCC TER HI RE HI BG BG HI BG RE BG HI RE HI HI TER TER TER TER TER TER TER 28-sep TER TCC HI TER TER TER HI TER BG TER HI TER TER TE HI HI HI TER TER BG TER TER BG TCC 29-sep BG TCC TER TER TCC HI HI HI TCC TER TER HI RE BG HI HI RE TER BG BG TER BG TER TER 3-sep TCC HI HI TER HI TER TER TER HI HI HI TCC TER TE HI TER TER TER HI TER HI HI HI HI HORAS PUNTA El carbón continúa como tecnología marginal predominante. Fuente: OMIE.
El mercado de corto plazo 26 Tecnologías marginales en ago-12 HORAS VALLE El carbón, junto con la hidráulica, continúa retrocediendo en protagonismo, aunque sigue siendo la tecnología más relevante. Día 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 1-ago TER TCC TER TER HI TCC II BG TCC TER II II BG BG TER TER TER TER TER TER TER II HI TER 2-ago BG HI TER TER TER TER HI RE TCC RE HI HI HI BG BG BG RE HI TCC TCC TER TER TCC BG 3-ago TCC TER TER TER RE TER RE RE TER TER BG BG BG BG HI HI TER TCC HI TCC TCC BG TCC TCC 4-ago HI BG BG BG BG RE RE BG BG HI HI RE HI HI HI TCC BG BG HI TCC BG BG TCC HI 5-ago BG BG HI BG HI HI HI HI TER HI BG II BG TC BG BG TER TER TER TER HI BG II TCC 6-ago BG TER HI TER HI HI TCC BG RE BG TER II TER HI TER HI HI HI HI HI RE TER BG BG 7-ago RE TCC RE TER TER TER TCC TER TCC TER RE TCC TER TE TER HI TER HI TER BG HI RE BG RE 8-ago TCC TER TER TER RE TER RE TER RE HI TCC II BG BG TER TER BG TCC RE BG TER BG TER TCC 9-ago TER TER TER TER TER TER TCC TER TER TER HI TER TER TE TER TER TER II TER II BG BG BG TER 1-ago HI HI TER RE TCC TER TER BG TER BG TER TER BG TE TCC TCC TCC II TER TER BG TER BG HI 11-ago HI HI HI HI BG TCC TCC TER HI TER TER TER HI TC TCC II II II BG TCC TCC II BG BG 12-ago TCC TER TER TER TER TER TER TER TER TCC TCC HI TER TE HI HI HI BG TCC TER TER TER HI BG 13-ago BG TER TCC TER TER TER TER TER HI TCC II TER TER BG II TER TER TCC RE TER TER TER TER TER 14-ago TER TCC RE TER HI II II RE TER TCC TER TER TER TE TER TCC TCC TCC TCC TCC TCC BG TCC TER 15-ago TER TER TER TER TCC HI TCC II TER TER TER HI TER TE II TER HI HI HI BG TER HI HI HI 16-ago HI TER TER TCC TER TER TCC TER TER BG BG TER TER TE TER II TER HI TER BG BG BG TER HI 17-ago RE RE TER TCC TER TER TER RE TER TER II TER TER TE TCC TER TCC RE HI TER BG BG BG BG 18-ago HI TCC TCC HI TER TCC TER TER HI TER TER HI HI TE TER TER HI TER TER TER II TER HI TER 19-ago BG TER TCC TCC RE RE RE TER TCC RE TER TER HI RE BG TER HI RE HI TER TER TER TCC TCC 2-ago BG TCC TCC TCC TER TER II TER RE TER BG HI BG HI BG HI TCC HI BG RE TER HI RE TER 21-ago TCC RE TCC TER TER II TCC TER TER HI TER TER TER BG HI TER TER TER TER HI BG HI TER TER 22-ago TCC TER II II II TCC HI TCC TER HI HI II II TC II HI HI TER HI HI TCC HI TER TCC 23-ago TER RE TER TCC TCC TER RE TER TER HI II HI TER TE II TER TER TER TER RE RE HI II TER 24-ago TCC BG II II HI II TCC TCC TCC TER II TER TER TE BG BG TER TER TER TER TER HI BG TER 25-ago TER RE BG BG TER TCC TCC RE II BG TER TER TER RE TER TER TER TCC RE RE II TER HI BG 26-ago TER TER TCC RE TER TER TER TER TCC TER RE TCC BG TE TER TER BG HI TER BG TER TCC BG HI 27-ago TER TER TER RE TCC TCC HI TER TER II II BG TCC HI TER TER BG TER TER TER TCC TER II TER 28-ago TER RE TER TER TER RE II HI BG II TER II II HI TER BG TCC II HI HI TER TER BG TER 29-ago TER TCC TCC TER HI HI RE TER TER TER BG TER TER HI TER TER TER TER TER TER TER TER HI TER 3-ago BG TCC TCC II TER RE II TCC II TER TCC TER II II TER BG BG II TER TER TER TER TCC BG 31-ago II TER TER TER TER TER TER BG BG TCC BG TER TER II II BG TER BG HIB II II BG II TER Fuente: OMIE. HORAS PUNTA La hidráulica deja paso al carbón como tecnología marginal predominante.
El mercado de corto plazo 27 Temperaturas Evolución temperaturas máximas, medias y mínimas Evolución de la temperatura media mensual 35 3 25 2 ºC 25 2 ºC 15 1 15 5 1 5 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 28 9,28 1,63 12,14 13,6 15,84 2,12 23,41 23,6 2,11 15,48 9,6 7,86 29 6,97 9,2 12,2 12,83 17,78 22,15 22,56 24,9 22,47 18,27 13,98 9,75 mar-8 jun-8 sep-8 dic-8 mar-9 jun-9 sep-9 dic-9 mar-1 jun-1 sep-1 dic-1 mar-11 jun-11 sep-11 dic-11 mar-12 jun-12 sep-12 21 8,71 8,75 1,76 14,21 15,87 21,11 25,4 24,21 21,19 15,48 1,73 8,41 211 8,36 9,22 11,25 16,44 18,27 21,22 22,71 24,41 22,24 17,97 13,48 9,53 212 8,45 6,56 11,88 12,9 18,84 22,45 23,71 25,3 2,93 Max Med Min Fuente: MMA. Durante el mes de septiembre se registró un descenso en la temperatura media de 4,1 C respecto al mes anterior y de,43 C respecto a la media de septiembre en el período 26-211 (21,35 C), hasta situarse en 2,9 C.
El mercado de corto plazo 28 Precios de mercados de electricidad internacionales 8 7 6 /MWh 5 4 3 2 1 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 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 OMIE España EPEX Francia EPEX Alemania NORDPOOL Escandinavia Fuente: OMIE, Nord Pool, EPEX Spot y GME. Durante el mes de septiembre, los precios medios mensuales en los principales mercados eléctricos europeos evolucionaron de forma dispar. Frente al descenso del 3,5% en el mercado español (47,6 /MWh), el precio spot de Francia mostró un incremento del 2,4% y se situó en 46,3 /MWh. Por su parte, el precio de la electricidad en el mercado spot alemán no varió significativamente y se situó en 44,7 /MWh (-,5%). El diferencial de precios entre Alemania y España se sitúa en 2,9 /MWh, mientras el diferencial con Francia es de 1,3 /MWh en el mes de septiembre. El mercado escandinavo experimentó el ascenso más destacado (+7,7%), para llegar a 25,4 /MWh.
El mercado de corto plazo 29 Evolución de los costes de generación de referencia (1) Clean spark y clean dark spread (spot) de referencia en España Clean spark y clean dark spread (Cal 13) de referencia en España /MWh 5 4 3 2 1-1 -2-3 -4 /MWh 12 1 8 6 4 2-2 -4-6 -8 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 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 CSS CDS CSS CDS Fuente: OMIE, Bloomberg, Bluenext, European Climate Exchange. Para el calculo de los costes de generación se incluyen 4 /MWh en concepto de costes de operación y mantenimiento. Los costes de generación medios mensuales con carbón evolucionaron a la baja en el mes de septiembre (-8,3% con referencia spot hasta 3,7 /MWh y -2,9% con referencia Cal-13 hasta 43,8 /MWh), mientras que con gas aumentó el coste con referencia spot (+9,3% hasta 47 /MWh), frente al ligero descenso con referencia Cal-13 (-,9% hasta 54,3 /MWh). Como resultado de las variaciones en los costes de generación y de la disminución en el precio de la electricidad, los márgenes de generación mejoraron sólo para el caso del carbón, no así para el gas, cuyos márgenes, tanto con referencia spot como con referencia Cal-13,empeoraron claramente. Los márgenes CSS se situaron en septiembre en 2,7 y -,97 /MWh (tomando como referencia los precios spot y Cal- 13 respectivamente), mientras que los márgenes CDS obtuvieron un promedio de 19,1 y 9,7 /MWh respectivamente.
El mercado de corto plazo 3 Evolución de los costes de generación de referencia (2) Definiciones Spark spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de ciclo combinado sin incluir el coste del CO 2. Clean spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de ciclo combinado incluyendo el coste del CO 2. Dark spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de carbón sin incluir el coste del CO 2. Dark clean spread: Diferencia entre el precio de OMEL y el coste de generación de una central de carbón incluyendo el coste del CO 2. Tasa de eficiencia CCGT: 55%. Supuestos Tasa de eficiencia de la central de carbón: 33%. Tasa de emisiones para el CCGT:,365 t CO 2 /MWh. Tasas de emisiones para la central de carbón:,92 tco 2 /MWh. Precios del gas Natural: TTF. Precios del carbón: API2 (poder calorífico = 6. kcal/kg). Costes de operación y mantenimiento: 4 /MWh.
El mercado de corto plazo 31 Market splitting en el MIBEL Número de horas 7 6 5 4 3 2 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 /MWh 7 24 ene-8 ene-9 ene-1 Horas Market Splitting Precio Portugal ene-11 6 5 4 3 2 16 12 2 8 1 4 S 1 D 2 L 3 M 4 X 5 J 6 V 7 S 8 D 9 L 1 M 11 X 12 J 13 V 14 S 15 D 16 L 17 M 18 X 19 J 2 V 21 S 22 D 23 L 24 M 25 X 26 J 27 V 28 S 29 D 3 Precio España ene-12 /MWh Horas Horas market splitting Precio medio España Precio medio Portugal Fuente: OMIE. A lo largo del mes de septiembre, el número de horas con market splitting en el mercado ibérico registró un total de 72 horas, después de que en agosto no se hayan registrado horas con separación de mercados. De esta manera, el precio para España se situó en 47,6 /MWh y el de Portugal en 48,5 /MWh. El porcentaje de horas con market splitting respecto al total de horas mensuales fue de un 9,7%.
Contenido 32 Introducción: Principales indicadores p. 3 El mercado de corto plazo p. 1 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema p. 33 Precios de los combustibles p. 41 El mercado a plazo p. 56 Previsiones de IM Energía p. 66
Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 33 Precios y energía en el mercado diario vs primer mercado intradiario 7 6. 3. 6. /MWh 6 5 4 3 2 5. 4. 3. 2. MWh MWh 25. 2. 15. 1. 5. 4. 3. 2. MWh 1 1. 5. 1. 3-oct 13-nov 27-nov 11-dic 25-dic 8-ene 22-ene 5-feb 19-feb 4-mar 18-mar 1-abr 15-abr 29-abr 13-may 27-may 1-jun 24-jun 8-jul 22-jul 5-ago 19-ago 2-sep 16-sep 3-sep Energía media diaria mercado intradiario sesión 1 (eje derecho) Precio medio diario mercado intradiario sesión 1 Precio medio diario mercado diario Energía media diaria mercado intradiario sesión 1 (eje derecho) Energía media diaria mercado diario (eje izquierdo) Media móvil (2 semanas) energía intradiario sesión 1 Fuente: REE. El volumen de energía media horaria asignada en la primera sesión del mercado intradiario disminuyó un 15% en septiembre, registrando 2.948 MWh/hora frente a los 3,471 MWh/hora en agosto. El precio medio mensual en la primera sesión del mercado intradiario, al igual que en el mercado diario, registró una disminución del 4,4%. Así, mientras el precio medio mensual del mercado diario fue de 47,6 /MWh (-3,5% vs agosto), el precio medio de la primera sesión del mercado intradiario se situó en 46,8 /MWh (+4,4% vs agosto). Por su parte, la correlación entre el precio del mercado diario y el de la primera sesión del mercado intradiario aumentó desde,84 a,96.
Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 34 Energía programada en restricciones (Fase I) GWh 18 16 14 12 1 8 6 4 2-2 -4 may-8 jun-8 jul-8 ago-8 sep-8 oct-8 nov-8 dic-8 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 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 2 18 16 14 12 1 8 6 4 2 /MWh Energía rest.fase I a bajar Energía rest.fase I a subir Precio rest.fase I a subir Precio rest. Fase I a bajar Fuente: REE. La energía programada en restricciones (Fase I) a bajar, se situó en 5.198 GWh en el mes de septiembre, lo que representó una disminución significativa con respecto al mes anterior (-33,6%). Por su parte la energía en restricciones (Fase I) a subir también registró un descenso, del 43%, disminuyendo hasta 19.21 GWh. En cuanto al precio medio del mes para la energía asignada a subir en Fase I, este aumento de forma significativa, pasando de 178 /MWh a 39 /MWh. Por su parte, el precio para la energía a bajar en Fase I para el mes de septiembre se situó en 46,4 /MWh frente a los 49,5 /MWh registrados el mes anterior.
Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 35 Evolución del mercado de banda secundaria AGOSTO SEPTIEMBRE 1 5 1 9 8 45 8 8 6 4 6 7 MW 4 2-2 -4-6 -8 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 Potencia de banda a subir Potencia de banda a bajar Precio de banda secundaria (eje dcho) 35 3 25 2 15 1 5 /MW MW 4 2-2 -4-6 -8 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 Potencia de banda a subir Potencia de banda a bajar Precio banda secundaria (eje dcho) 6 5 4 3 2 1 /MW Fuente: REE. Durante el mes de septiembre, tanto los requerimientos de potencia de banda a bajar como los requerimientos de potencia de banda a subir mostraron disminuciones, con variaciones del -1,8% y del -2,4% respectivamente. Por su parte, el precio de la banda secundaria aumentó un 16,7% y se situó en 33,6 /MWh, frente a los 28,8 /MWh registrados en el mes de agosto.
Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 36 Evolución de la regulación secundaria AGOSTO SEPTIEMBRE GWh 8 6 4 2-2 -4-6 -8-1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 Energía reg.secundaria a bajar Energía reg.secundaria a subir Precio a bajar (eje dcho) Precio a subir (eje dcho) 8 6 4 2 /MWh 1 8 6 4 2-2 -4-6 -8-1 GWh 1 2 3 4 5 6 7 8 9 111121314151617181922122232425262728293 Energía reg.secundaria a bajar Energía reg.secundaria a subir Precio a bajar (eje dcho) Precio a subir (eje dcho) 8 6 4 2 /MWh Fuente: REE. La energía de regulación secundaria (a subir y a bajar) utilizada por el Operador del Sistema en el mes de septiembre aumentó un 3%. En el desglose, la regulación secundaria a subir experimentó un incremento del 17,8%, mientras que la regulación secundaria a bajar disminuyó un 7%. Por su parte, el precio para la energía secundaria a subir disminuyó un 7,5%, mientras que el precio para la energía a bajar lo hizo en un 22%, situándose en 3 /MWh, frente a los 39 /MWh registrados en el mes anterior.
Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 37 Evolución de la regulación terciaria AGOSTO SEPTIEMBRE 4 11 4 11 GWh 2-2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 31 9 7 5 3 1 /MWh GWh 2-2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2 21 22 23 24 25 26 27 28 29 3 9 7 5 3 1 /MWh -4 Energía reg.terciaria a bajar Precio a bajar (eje dcho) Energía reg.terciaria a subir Precio a subir (eje dcho) -1-4 Energía reg.terciaria a bajar Precio a bajar (eje dcho) Energía reg.terciaria a subir Precio a subir (eje dcho) -1 Fuente: OMIE. La energía terciaria total asignada durante el mes de septiembre aumentó un 8,3%. La energía a subir disminuyó un 54%, mientras que la energía terciaria a bajar aumentó un 165% con respecto a agosto. Por su parte, el precio medio mensual para la energía terciaria asignada a subir pasó de 58 /MWh a situarse en 57,2 /MWh, mientras que el precio para la energía a bajar pasó de 29,1 /MWh a situarse en 24,4 /MWh en septiembre.
Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 38 Evolución de la gestión de desvíos AGOSTO SEPTIEMBRE GWh 4 3 2 1-1 -2-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 11112131415161718192212223242526272829331 15 13 11 9 7 5 /MWh GWh 4 3 2 1-1 3-2 1-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 111121314151617181922122232425262728293 14 12 1 8 6 4 2 /MWh -4 Energía gest.desvíos a bajar Precio a bajar (eje dcho) Energía gest.desvios a subir Precio a subir (eje dcho) -1-4 Energía gest.desvíos a bajar Precio a bajar (eje dcho) Energía gest.desvios a subir Precio a subir (eje dcho) Fuente: OMIE. En el mes de septiembre, la energía a bajar en gestión de desvíos pasó de 1.8 GWh a 193.213 GWh, mientras que la energía asignada a subir pasó de 356.62 GWh a registrar en septiembre 36.529 GWh. En cuanto a los precios a subir y a bajar, estos disminuyeron un 13% y un 26% respectivamente.
Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema 39 Resumen de los mercados de operación Mercado Regulación secundaria Regulación terciaria Gestión de desvíos Total de los tres mercados de operación (*) Variación porcentual de los tres mercados de operación Concepto ago-12 sep-12 ago-12 sep-12 ago-12 sep-12 Sep-12 sep-12 vs ago-12 Energía a subir (MWh) Energía a bajar (MWh) Precio medio a subir ( /MWh) Precio medio a bajar ( /MWh) 88.117 13.859 285.87 131.248 356.62 36.529 271.636-62,8 13.544 121.42 113.161 3.193 1.8 193.213 614.826 141,6 5,1 46,3 58,1 57,23 57,6 5,2 51,2-7,3 38,7 3,2 29,2 24,4 38,6 28,4 147,6 8,4 Nº de horas totales 1.284 1.26 577 649 361 273 2.182-1,8 Nº de horas a bajar 657 641 173 429 17 214 1.284 51,6 Nº de horas a subir 627 619 44 22 344 59 898-34,7 (*) Total de la energía en los tres mercados de operación. (**) Precio medio para los tres mercados. Fuente: REE y elaboración propia.
Contenido 4 Introducción: Principales indicadores p. 3 El mercado de corto plazo p. 1 Mercados intradiarios y procesos de operación del sistema p. 33 Precios de los combustibles p. 41 El mercado a plazo p. 56 Previsiones de IM Energía p. 66
Precios de los combustibles 41 Resumen (1) Los precios del petróleo Brent evolucionaron de forma ascendente durante la primera mitad del mes de septiembre, superando nuevamente la barrera de los 116 $/bbl. En cambio, la segunda mitad del mes las cotizaciones descendieron, experimentando diversos altibajos y llegando a caer hasta los 18 $/bbl. Por un lado, los principales factores que impulsaron los precios al alza fueron: o o o El descenso de la producción en el mar del Norte, tras el comienzo el día 5 de septiembre de tareas de mantenimiento en el campo de Buzzard (22. b/d). La tensión entre Irán y las potencias occidentales y diversos países de Oriente Medio, que junto con el aumento de la violencia en Siria continúan sembrando temores por posibles restricciones de suministros procedentes del golfo Pérsico. El aumento en la cotización del euro frente al dólar, que alcanzó su máximo nivel en cuatro meses. Por otra parte, ejercieron una presión bajista las crecientes especulaciones acerca de la posible liberación de reservas estratégicas de petróleo por parte de Estados Unidos (como medida para contrarrestar los aumentos en los precios, que consideran está afectando desfavorablemente al comportamiento de la economía) y la determinación de Arabia Saudí de aumentar su producción de crudo. En el mes de septiembre, los precios spot en el mercado británico (NBP) se situaron en un valor medio de 25,89 /MWh, ligeramente superior al registrado en los mercados continentales de TTF y Zeebrugge, que se colocaron en 25,81 /MWh y 25,74 /MWh respectivamente. Al igual que ocurría en el mercado de petróleo, los precios del gas natural evolucionaron este mes condicionados por fundamentales de oferta, principalmente afectados por el descenso de la producción en el mar del Norte. Por el lado de la demanda, en Europa continúa en descenso, acumulando el grupo Reino Unido+ Italia+Francia+Holanda+España una bajada en septiembre del 19%. Desde que comenzó el año, la demanda se ha reducido un 5% de media (respecto a la registrada en el mismo periodo de 211), lo que junto con los buenos aprovisionamientos, ha provocado que se incrementen progresivamente las existencias en los almacenamientos.
Precios de los combustibles 42 Resumen (2) En el mes de septiembre ha continuado, por segundo mes consecutivo, la tendencia bajista que ha caracterizado a los precios del carbón en la mayor parte del año 212. China se enfrenta a un sobre abastecimiento de carbón que se prolongará en el 213, o así lo creen al menos algunos analistas del sector. Este pronóstico presenta una lóbrega perspectiva para el mercado internacional del carbón, que hasta ahora ha dependido de China (el mayor importador de carbón del mundo), que se ve arrastrada por la crisis financiera mundial. Los factores determinantes de esta debilidad de la demanda china son principalmente la debilidad de la economía mundial y la crisis en la eurozona, la consecuente desaceleración de la economía China, la sobreproducción del mineral en este país y sus abultadas importaciones, su elevada producción hidroeléctrica (esto ha retirado la quema de unos 3 mt de carbón en los 7 primeros meses del año) y la excesiva capacidad extractiva mundial causada por la sobre inversión. En cuanto a los mercado atlánticos, las minas colombianas siguen siendo las principales suministradoras en los puertos ARA, mientras que la demanda europea se mantiene relativamente firme, debido a su ventaja competitiva frente al gas natural en los mercados de generación de Alemania y Reino Unido. El precio de los derechos de emisión de CO 2 (EUA) fue disminuyendo a medida que avanzaba el mes de septiembre. No obstante, las cotizaciones registraron incrementos con respecto al mes de agosto, tanto en el mercado a plazo como en el spot. Así, el precio medio del EUA spot fue de 7,73 /t en septiembre, frente a los 7,55 /t registrados el mes anterior. Los planes del BCE de comprar deuda pública a los países que previamente soliciten un rescate, anunciado en los primeros días del mes de septiembre, influyeron positivamente en los precios de los derechos de emisión, que se situaron en un rango de 8,1-8,2 /t. el resto del mes, los precios siguieron una senda descendente, lastrados por las expectativas de mayor oferta de derechos tanto en el mercado de EUAs como en el mercado de créditos Kioto. La Comisión Europea continúa en su disposición de tomar medidas que impulsen los precios de los derechos de emisión. Sin embargo, se ha publicado recientemente en la web del Parlamento Europeo que se votará el 19 de febrero de 213 acerca de si la CE tiene o no el poder legal de intervenir en el Mercado Europeo de derechos de emisión, lo que retrasa potencialmente el plan de elevar los precios de éstos. Ante esta noticia, los precios cayeron alrededor del 5%.