informe mensual mercado eléctrico español agosto...

Informe Mensual

Mercado Eléctrico Español

Agosto 2012

Nexus Energía S.A. c/ Consell de Cent, 42 - 08014

Barcelona – España Tel. 902 023 024 - Fax +34 93 426 24 06

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EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO

Durante el mes de agosto los precios del mercado eléctrico español han descendido ligeramente respecto al mes pasado, promediando por debajo de los precios de agosto del año pasado. Sin tener en cuenta los efectos de calendario y las temperaturas la demanda de energía ha sido parecida a la del mismo mes del año pasado aun teniendo un día laborable menos y, tal y como indica la tendencia estacional, ha disminuido respecto a julio. Las tecnologías que han marcado precio un mayor número de horas han sido, por este orden, la térmica a carbón con el 39% de las horas del mes seguida de la tecnología hidráulica con el 14%, la hidráulica de bombeo con un 13% y los ciclos combinados con un total 11% de las horas.

El precio medio aritmético del mercado diario (precio de casación) se ha situado en los 4,934 c€/kWh, mientras que el precio horario final medio para comercializadoras (precio mercado libre) ha sido de 5,642 c€/kWh. Así pues, el precio medio del mercado liberalizado en agosto ha casado un 1,9% por debajo del precio medio de julio, concretamente 0,096 c€/kWh menos. El precio final para comercializadoras bajó 0,284 c€/kWh, es decir un 4,8% inferior al mes de julio.

Gráfica de la Evolución del Precio de la Electricidad

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Evolución del precio de la energíaEvolución del precio de la energíaEvolución del precio de la energíaEvolución del precio de la energía

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PHFM



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La demanda de electricidad total del mes de agosto ha sido de 21.561 GWh, un 0,5% inferior al mes de julio en el que llegó a 21.679 GWh y un 0,1% superior a la de agosto de 2011, cuando alcanzó los 21.544 GWh. El máximo diario tuvo lugar el martes 21 de agosto, en el que se consumieron 770.926,7 MWh, y en cambio, el máximo horario se produjo durante el día siguiente, a las 14 horas, con 38.293 MWh consumidos.

En el gráfico en el que se relaciona Demanda y Precio que se muestra a continuación se pueden observar las curvas del precio de mercado y de la demanda eléctrica. Durante los días laborables, donde la demanda es mayor, se puede observar cierta relación entre las oscilaciones de la demanda y la de precios. Dicha relación se ve atenuada durante los fines de semana en los que la demanda desciende y los precios no tanto. En los meses centrales de este mes se puede apreciar el descenso de demanda debido al descenso del periodo laboral.

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Correlación Demanda y PrecioCorrelación Demanda y PrecioCorrelación Demanda y PrecioCorrelación Demanda y Precio

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Embalses Hidroeléctricos

Durante el mes de agosto la capacidad de los embalses hidroeléctricos ha disminuido 5,5 puntos porcentuales respecto al mes de julio situándose en el 51,8%, con 8.977 Hm3 almacenados. Continúa por debajo de la capacidad registrada durante el pasado año en el que se situó en el 64,9% para el mismo mes. La capacidad total se sitúa por tanto 13,1 puntos por debajo de los niveles del año anterior y 10,0 puntos menos la media de los últimos 10 años. La tecnología hidráulica no fluyente ha disminuido su contribución al mix durante el último mese siguiendo dicha tendencia, ya que ha visto como se reducen sus reservas por falta de precipitaciones en algunas cuencas.

Hm3 GWh ACTUAL

% S./ Capacidad

Capacidad Total Mes Anterior Año Anterior Media 5 años Media 10 años

8.977 8.100 51.8% 57.3% 64.9% 63.8% 61.8%

Participación del Régimen Especial

La participación del régimen especial en el mix de generación se situó en el 33,20% del mix en el mes de agosto, siguiendo la tendencia estacional en la que agosto es ligeramente inferior a julio debido a la disminución de producción eólica en los meses estivales. Tal y como se puede observar en la tabla y gráfico adjuntos la cuota del mes de agosto es la máxima para el mismo mes de pasados años. La participación de la eólica en el mix ha sido del 13,8% de la demanda (superior julio y a agosto de 2011) mientras que el resto de tecnologías de régimen especial se mantienen en ratios de producción parecidos a los del mes pasado.

Cobertura de la

demanda por el

Régimen Especial

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%


33,20% 36,24% 37,17% 33,08% 37,83% 32,07% 29,14% 28,78% 27,68% 36,13% 35,80% 35,67%


32,94% 35,53% 39,09% 39,50% 36,09% 34,02% 33,92% 29,35% 29,46% 34,03% 36,21% 38,05%


32,59% 38,87% 37,92% 48,66% 41,77% 37,93% 35.25% 33.20%



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Cobertura de la demanda por el Régimen Especial

2009

2010

2011

2012



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Tecnología Nuclear

Durante el mes de agosto las centrales nucleares han trabajado a pleno rendimiento la mayoría de las horas. Durante todo el mes su potencia disponible ha estado entre el 95% y el 100% y ha llegado a producir un promedio del 97% de su potencia nominal. Así pues la tecnología nuclear ha visto incrementar su participación en la demanda respecto al mes pasado llegando a cubrir cerca del 25% de la misma, valor cercano al mes de agosto del año pasado.

Composición de la oferta por tecnologías

TECNOLOGÍA 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

Hidr. Rég. Ord. 6,1% 5,2% 6,1% 9,2% 9,0% 6,7% 4,9% 5,7% 7,8% 10,1% 8,7% 6,8% 6,0%

Nuclear 24,8% 24,0% 22,3% 22,2% 22,2% 22,3% 22,5% 25,5% 26,3% 22,1% 16,9% 23,5% 25,1%

Carbón 19,5% 22,9% 21,6% 19,4% 17,8% 22,7% 23,6% 21,2% 13,1% 19,1% 24,9% 22,1% 22,8%

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 21,4% 21,0% 18,0% 16,0% 15,1% 17,9% 16,6% 14,1% 11,1% 11,6% 14,6% 15,1% 15,7%

Hidr. Rég. Esp. 1,4% 1,1% 0,9% 2,0% 2,0% 1,3% 1,3% 1,4% 2,2% 2,9% 2,0% 1,5% 1,2%

Eólica 12,1% 10,6% 14,8% 17,6% 20,0% 14,9% 20,4% 16,9% 25,9% 17,7% 15,9% 13,2% 13,8%

Solar fotovoltaica 3,4% 3,2% 2,8% 1,6% 1,8% 2,0% 2,7% 3,5% 3,3% 4,5% 4,6% 4,6% 4,1%

Solar térmica 1,0% 1,0% 0,8% 0,4% 0,4% 0,5% 0,9% 1,1% 1,0% 1,6% 1,9% 2,3% 2,1%

Térmica renovable 1,4% 1,5% 1,6% 1,6% 1,5% 1,6% 1,5% 1,7% 1,8% 1,7% 1,9% 1,9% 1,7%

Térmica no ren. 9,7% 12,0% 13,0% 12,8% 12,3% 12,0% 11,5% 12,9% 13,6% 13,2% 11,7% 11,9% 10,5%

Interc. Intern. -0,9% -2,5% -1,8% -2,7% -2,0% -2,2% -5,8% -4,0% -6,0% -4,6% -3,0% -2,8% -2,9%

En la composición de la oferta por tecnologías del mes de agosto se observa como la tecnología nuclear (25,1%) y el carbón (22,8%) han servido como tecnologías bases de la generación cubriendo casi la mitad de la demanda juntas. La participación de la eólica y la fotovoltaica sigue mejorando respecto al mismo mes de años pasados. En cambio la tecnología de ciclo combinado ha visto reducida su participación significativamente en favor de la nuclear, el carbón y el aumento del régimen especial.



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A continuación mostramos un gráfico donde se observa la evolución de la participación de cada una de las tecnologías durante el último año:

Composición del mix de generación de Agosto 2012

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2Composición de la oferta por tecnologíasComposición de la oferta por tecnologíasComposición de la oferta por tecnologíasComposición de la oferta por tecnologías

Hidráulica Rég. Ord.

Nuclear

Carbón

Ciclo Combinado

Hidráulica Rég. Esp.

Eólica

Solar fotovoltaica

Solar térmica

Térmica renovable

Térmica no renovable

Saldos intercambiosinternacionales



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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’10 238.466,857 1,0 Enero’11 329.527,748 1,3 Enero’12 470.336,328 1,9

Febrero’10 281.722,486 1,2 Febrero’11 467.278,876 2,1 Febrero’12 622.358,791 2,5

Marzo’10 440.680,735 1,8 Marzo’11 466.091,531 1,9 Marzo’12 725.897,161 3,1

Abril’10 552.804,886 2,6 Abril’11 621.678,213 3,0 Abril’12 621.162,513 2,9

Mayo’10 665.798,317 3,1 Mayo’11 652.099,418 3,1 Mayo’12 816.582,257 3,7

Junio’10 641.342,084 3,0 Junio´11 767.729,086 3,5 Junio´12 826.853,102 3,7

Julio’10 731.230,354 3,0 Julio´11 809.977,141 3,5 Julio´12 891.172,817 3,9

Agosto’10 674.535,390 3,0 Agosto´11 760.453,022 3,4 Agosto´12 813.154,002 3,5

Septiembre’10 583.063,844 2,6 Septiembre´11 632.992,395 2,9 Septiembre´12

Octubre’10 514.431,390 2,3 Octubre´11 587.297,60 2,8 Octubre´12

Noviembre’10 339.010,788 1,5 Noviembre´11 339.448,22 1,6 Noviembre´12

Diciembre’10 291.974,558 1,2 Diciembre´11 395.208,07 1.7 Diciembre´12

Tal y como se comentaba en el informe del mes pasado en agosto la cuota de participación de la tecnología fotovoltaica en el mix de generación ha disminuido 0,4 puntos situándose en un 3,5% de la energía liquidada por red eléctrica sobre la producción, superando así los registros del mismo mes de años anteriores. La baja nubosidad ha favorecido el aumento de la producción pero la progresiva disminución de las horas de sol y las altas temperaturas registradas la han hecho descender.

Para el mes de septiembre la expectativa es que dicha cuota aumente moderadamente debido a la disminución de temperaturas, siempre y cuando la nubosidad no sea superior a la media habitual para el mes.



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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.

RATIO

PRODUCCIÓN/

POTENCIA

RATIO

PRODUCCIÓN/

POTENCIA

RATIO

PRODUCCIÓN/

POTENCIA

Enero’10 75 Enero’11 96 Enero’12 134

Febrero’10 76 Febrero’11 139 Febrero’12 169

Marzo’10 128 Marzo’11 142 Marzo’12 197

Abril’10 166 Abril’11 190 Abril’12 162

Mayo’10 218 Mayo´11 215 Mayo´12 229

Junio’10 219 Junio´11 228 Junio´12 245

Julio’10 238 Julio´11 239 Julio´12 230

Agosto’10 218 Agosto´11 215 Agosto´12 199

Septiembre’10 179 Septiembre´11 205 Septiembre´12

Octubre’10 177 Octubre´11 185 Octubre´12

Noviembre’10 122 Noviembre´11 101 Noviembre´12

Diciembre’10 74 Diciembre´11 116 Diciembre´12

PROMEDIO 158158158158 PROMEDIO 173173173173 PROMEDIO 196196196196

Horas

Equivalentes 1.8921.8921.8921.892

Horas

Equivalentes

2.071 2.071 2.071 2.071

Horas

Equivalentes

1.565 1.565 1.565 1.565



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RATIO PRODUCCIÓN(kWh)/POTENCIA(kW)



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Meses próximos

Durante el próximo mes de septiembre los precios del mercado de casación se prevén superiores a los del mes de agosto, sobretodo teniendo en cuenta la estabilización de la demanda eléctrica debido a la finalización del periodo vacacional. Cabe mencionar que podemos diferenciar entre sí las dos quincenas, ya que las previsiones temporales cambian significativamente de una a la otra, por lo que ambas tendencias podrían ser opuestas entre sí.

A principios de mes se prevé una fuerte participación de la tecnología eólica en el mix de generación, por lo que la previsión de los precios para este periodo es a la baja. Por otro lado, durante la segunda quincena del mes, junto a la recuperación de la demanda, debemos tener en cuenta la escasa participación de las tecnologías hidráulica y eólica según los pronósticos, por tanto, el precio podría ascender considerablemente.

Para los meses posteriores, se prevé que la tendencia de precios sea bajista ya que los meses venideros se caracterizan por sufrir una gran participación de las tecnologías no gestionables y que ofertan a precio 0 en el mercado diario de casación. A la vez, debemos considerar que los meses de octubre y noviembre no se caracterizan por su fuerte demanda. También debemos tener en cuenta las paradas programadas en cuanto a centrales nucleares nos referimos, por tanto, durante noviembre, donde existen 2 paradas programadas, debería ocurrir un ligero aumento en los precios de casación.

En referencia a la posible reforma energética que está estudiando aplicar el gobierno, y que hemos comentado en informes anteriores, a finales de agosto no existen notificaciones firmes en cuanto a su aplicación, por lo que restaremos a la espera de recibir más información al respecto. Únicamente debemos contemplar la posibilidad de un fuerte aumento de los precios a partir de 01 de Enero de 2013, que es la fecha de inicio de aplicación que debería considerarse.



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Mercado de Futuros (OTC)

Desde el punto de vista del Mercado de Futuros, debemos considerar dos tendencias en función de los productos existentes. Por un lado, los productos a corto plazo, como los correspondientes a los meses restantes de 2012, han sufrido una considerable tendencia a la baja, ya que éstos dependen directamente de la evolución del mercado físico de electricidad y de las previsiones de temporalidad de los próximos meses. Por otro lado, observamos que los productos a largo plazo, es decir, los correspondientes a 2013, y que dependen de la situación económica internacional, de índices como el petróleo o el tipo de cambio, y de los posibles cambios legislativos, no han sufrido cambios representativos si comparamos ambas cotizaciones a principios y a finales de mes, pero debemos mencionar la volatilidad de dichos precios durante aquellos días en los que los participantes del mercado de futuros contemplaban el rumor de las posibles apariciones por parte del Ministro de Industria, Energía y Turismo y del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas donde expondrían públicamente el Anteproyecto de Medidas Fiscales relacionado con la energía. Durante los momentos previos a dicha posible aparición, los precios ascendieron fuertemente para posteriormente volver a estabilizarse, tras observar que no se producía la comentada aparición.

Haciendo referencia al precio del crudo, durante el pasado mes de agosto se mantuvo la tendencia alcista que caracterizó el mes anterior y se cumplieron las expectativas que exponíamos en el Informe del mes de julio. Por tanto, mientras que a principios de mes el precio del barril cotizaba alrededor de los 106 $/barril, a finales de agosto dicho índice, tras ciertos altibajos, alcanzaba los 113 $/barril.

En el siguiente gráfico detallamos la evolución del precio del barril Brent durante el mes de agosto:



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Cotizaciones de los precios de futuros en el último día del mes para los distintos horizontes temporales:

A corto plazo:

FUTUROS

periodo €/MWh

Sep-12 50,00

Oct-12 50,50

Nov-12 51,00

Dic-12 50,80

A largo plazo:

FUTUROS

periodo €/MWh

Q4-12 50,75

Q1-13 52,00

Q2-13 49,20



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Valores Históricos

Precio Mercado Diario (cent€/kWh)

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2012/2011

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 4,757 4,670 1,962 3,831 5,901 2,968 2%

Abril 4,121 4,545 2,742 3,720 5,618 3,666 -9%

Mayo 4,358 4.890 3,728 3,697 5,628 3,313 -11%

Junio 5,350 5,000 4,012 3,682 5,834 3,740 7%

Julio 5,029 5,082 4,291 3,462 6,819 3,848 -1%

Agosto 4,934 5,353 4,294 3,468 7,010 3,505 -8%

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 4,875 4,992 3,695 3,698 6,444 3,932 -2%

El mes de agosto ha supuesto un decremento del precio del mercado diario del 8% respecto al mismo mes del año pasado. La media anual se mantiene ligeramente por debajo a la del conjunto del año pasado. Sin embargo, si comparamos la media del periodo enero-agosto del 2012 con la del mismo periodo de 2011 observamos que en 2012 los precios han aumentado (4,875 cent€/kWh de enero a agosto de 2012 frente a 4,808 cent€/kWh de media ente enero y agosto de 2011). Así que en lo que va de año el Precio del Mercado Diario ha aumentado un 1,4% con respecto al mismo periodo del año pasado.



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PHFM (Precio Hora Final Medio para comercializadores y consumid. calificados) (cent€/kWh)

2012 2011 2010 2009 2008 2007 2012/2011

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 5,642 5,342 2,713 4,261 6,332 3,503 6%

Abril 5,099 5,171 3,210 4,101 6,098 4,114 -1%

Mayo 5,142 5,462 4,139 4,059 5,993 3,780 -6%

Junio 6,158 5,679 4,475 4,077 6,448 4,165 8%

Julio 5,926 5,886 4,887 4,115 7,385 4,300 1%

Agosto 5,642 5,968 4,732 3,747 7,458 3,958 -5%

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 5,745 5,761 4,271 4,173 6,942 4,456 -0,3%

El Precio Hora Final Medio (calculado como el promedio aritmético de los precios horarios finales) para comercializadores y consumidores calificados para agosto ha sido de 5,642 c€/MWh, así que ha disminuido si lo comparamos con agosto de 2011. La media de estos primeros siete meses de 2012 es de 5,759 cent€/kWh. Para el mismo periodo de 2011 dicha media se situó en 5,445 cent€/kWh, lo que representa un aumento del 5,8%, así que el aumento del PHFM ha sido un 2,8 puntos mayor al del Mercado Diario.

Evolución de los componentes del Precio Horario Final Medio

Si analizamos en concreto los componentes del PHFM (calculado como el promedio ponderado por la energía de los precios horarios finales) observamos una disminución en Agosto del 5,7% en comparación con Julio del mismo año, pasando de 57,43 €/MWh al 60,70 €/MWh. Esta disminución se explica con el decremento del casi 2% del Precio del Mercado Diario y especialmente del 70% del coste Garantía de Potencia que ha pasado de 6,67 €/MWh a 3,76 €/MWh. Esta disminución del coste de Garantía de Potencia se debe al cambio en el reparto por periodos de las tarifas 6.X, en Agosto solo existe P6 al que se asocia un coste de garantía de potencia inferior que al resto de periodos. Contrariamente los costes derivados de operación del sistema (restricciones, desvíos, BS, etc) han aumentado un 15% siguiendo la tendencia estacional, pasando de 3,05 €/MWh a 3,62 €/MWh para Julio y Agosto de este año respectivamente.

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 Agosto del 2012 son un 25% más elevados que los de Agosto 2011. Para los 8 primeros meses del año 2012 el promedio de los costes derivados de la operación dels sistema son de 3,88 €/MWh y en el 2011 eran de 2,37 €/MWh, el aumento promedio se mantiene entorno a los 60%.

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