REUNIÓN GRUPO DE TRABAJO DE PRECIOS...1. Lectura y aprobación del acta de la reunión anterior (25 de Octubre de 2011) 2. Situación actual: a) Generación y potencia. b) Evolución

REUNIÓN GRUPO DE TRABAJO DE PRECIOS

Nombre y apellidos del ponenteCargo del [email protected]ón Empresarial Eólica 21 de Diciembre de 2011

ORDEN DEL DÍA

1. Lectura y aprobación del acta de la reunión anterior (25 de Octubre de 2011)

2. Situación actual:a) Generación y potencia. b) Evolución del mercado de la electricidad.c) Subastas CESURc) Subastas CESUR

3. Previsión de precios futuros: escenarios y resultados. 4. Primas percibidas por el sector eólico: Previsión de cierre del año

2011. 5. Ruegos y preguntas.

2

REUNIÓN GT DE PRECIOS

1.1.Lectura y aprobación del acta de la reunión

anterior (25 de Octubre de 2011)


2.2.Situación actual:

I. Generación y potencia

II. Evolución del mercado de la electricidad

III. Subastas Cesur

Demanda (GWh)

Tasa de variación

con respecto al mismo mes

del año anterior (%)

∆ demanda corregida

(%)

ene-10 23.770 0,70% 0,70%feb-10 21.881 6,02% 3,37%mar-10 22.827 9,54% 4,50%abr-10 19.933 5,80% 5,83%may-10 20.412 4,75% 3,22%jun-10 20.447 0,33% 3,51%jul-10 23.514 4,35% 3,25%

233.545 GWh, CAÍDA DE UN 0,8% EN TÉRMINOS NETOS.LA DEMANDA SIGUE SIN RECUPERARSE DEBIDO A LA CRISIS

ECONOMICA

10%

15%

jul-10 23.514 4,35% 3,25%ago-10 21.430 0,74% 1,70%sep-10 20.648 0,15% 1,00%oct-10 20.408 0,55% 3,00%nov-10 21.960 7,14% 3,29%dic-10 23.397 4,41% 2,90%ene-11 23.635 -0,57% 1,33%feb-11 21.283 -2,73% 1,92%mar-11 22.768 -0,26% 0,08%abr-11 19.352 -2,92% -0,50%may-11 20.434 0,11% 0,21%jun-11 20.855 2,00% -0,14%jul-11 22.006 -6,41% -1,40%

ago-11 21.555 0,6% 0,1%sep-11 20.968 1,5% -1,3%Oct-11 20.215 -0,9% -3,70%Nov-11 20.452 -6,9% -3,90%

-6,9%

-3,90%

-15%

-10%

-5%

0%

5%

Tasa de variación con respecto al mismo mes del año anterior (%)

∆ demanda corregida (%)

Fuente: REE y elaboración AEEFuente: REE y elaboración AEE

EN LOS ÚLTIMOS MESES DEL AÑO LA DEMANDA SE SITÚA PO R DEBAJO DE LOS NIVELES DEL AÑO 2009

22.000

23.000

24.000

25.000

2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

6

18.000

19.000

20.000

21.000

22.000

GW

h

Fuente: REE

• EL CARBÓN SIGUE GANANDO CUOTA, EN NOVIEMBRE HA CUBI ERTO UN 20% DE LA DEMANDA, MANTENIENDOSE EN SEGUNDA POSICIÓ N.

• LA EÓLICA HA CUBIERTO UN 18% DEL CONSUMO ELÉCTRICO, SITUÁNDOSE EN TERCERA POSICIÓN.

• LOS CICLOS COMBINADOS BAJAN SU APORTACIÓN AL 17%

25.000

30.000

GWh

7

0

5.000

10.000

15.000

20.000

Térmica no renovable

Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA

EÓLICA

CICLO COMBINADO

FUEL+GAS

Carbón importado

Carbón nacional

HIDRÁULICA

NUCLEAR

Fuente: Datos REE y elaboración AEE

DURANTE NOVIEMBRE LA GENERACIÓN PROCEDENTE DE FUENT ES DE ENERGÍA RENOVABLE SUPUSO EL 32,1% DEL CONSUMO TOTAL, 1,7 PU NTOS PORCENTUALES

INFERIOR A LA REGISTRADA EN NOVIEMBRE 2010.EN EL PERIODO ACUMULADO DURANTE LOS ONCE PRIMEROS M ESES DEL AÑO, LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA RENOVABLE HA REPRESENTADO EL 32,6% DEL TOTAL,

MIENTRAS QUE EN EL MISMO PERIODO DEL AÑO ANTERIOR F UE DEL 35%.

4.000

4.500

5.000

GWh

8

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

enero-11 febrero-11 marzo-11 abril-11 mayo-11 junio-11 julio-11 agosto-11 septiembre-11octubre-11 noviembre-11


Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA


HIDRÁULICA9,87%

NUCLEAR23,11%

EÓLICA18,32%

RE HIDRÁULICA

1,96%

RE Solar PV1,89%

RE Solar térmica0,57%

Térmica renovable1,84%


12,95%

CONSUMOS EN BOMBEO-1,72%

SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES

-2,87%

COBERTURA DE LA DEMANDA: IMPORTANTE AUMENTO DEL CARBÓN

NOVIEMBRE 2011

CARBÓN20,28%

FUEL+GAS0,00%

CICLO COMBINADO16,67%

Fuente: REE y elaboración AEE

9

NOVIEMBRE 2010

HIDRÁULICA10,48%

NUCLEAR24,30%

CARBÓN7,96%

FUEL+GAS0,88%


EÓLICA19,53%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

17,76%



-2,70%


HIDRÁULICA10,96%

NUCLEAR22,49%

EÓLICA15,92%

RE HIDRÁULICA2,02%

RE Solar PV3,06%

RE Solar térmica0,82%

Térmica renovable1,69%

Térmica no renovable12,35%



-2,42%

COBERTURA DE LA DEMANDA. ENERO A NOVIEMBRE 2011

De enero a Noviembre 2011

CARBÓN16,89%

FUEL+GAS0,00%



10

HIDRÁULICA14,77%

NUCLEAR24,00%

CARBÓN8,39%

FUEL+GAS0,70%


EÓLICA16,07%

RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)

18,60%



-3,40%

Fuente: REEy elaboración AEE

De enero a Noviembre 2010

ESTRUCTURA DE LA POTENCIA BRUTA INSTALADA A 30 DE SEPTIEMBRE DE 2011

11

Fuente: REE

A SEPTIEMBRE 2011 (incremento de 1.023MW, un 5% sup erior)

12

A DICIEMBRE 2010

13

PRODUCCIÓN EÓLICA NOVIEMBRE 2011: 3.747 GWh (13,2% INFERIOR A NOVIEMBRE DE 2010)

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

GW

h

2003

2004

2005

14

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

GW

h 2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011


EN TÉRMINOS ACUMULADOS LA GENERACIÓN EÓLICA HA ALCANZADO LOS 37.174, UN 4,1% INFERIOR AL MISMO PERIODO DE 2010.

20,0%

25,0%

30,0%

35,0%

40,0%

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

GW

h

15

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

EÓLICA 15.744 20.520 22.684 27.169 31.136 36.188 42.784 37.174

Cobertura de la demanda (%) 6,7% 8,3% 8,9% 10,3% 11,8% 14,4% 16,4% 15,9%

TASA DE VARIACIÓN ANUAL (%) 34,34% 30,33% 10,55% 19,77% 14,60% 16,23% 18,23%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

20,0%

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

GW

h

Fuente: REE

DISMINUCIÓN DE LA PARTICIPACIÓN EÓLICA EN EL ÚLTIMO TRIMESTRE, A PESAR DE LA BAJADA DE LA DEMANDA

14,23%

15,05%

14,37%

15,44%

13,43%

10,67%

10,44%

9,63%

11,45%

14,49%

22,75%

20,81%

17,57%

20,81%

19,76%

13,60%

17,71%

12,58%11,68%

13,19%

11,01%

18,88%

19,53%

19,90%

17,17%

18,81%

20,80%

17,49%

15,18%

13,73%14,52%

12,48%

10,95%

15,33%

18,32%

Co

be

rtu

ra d

e la

de

man

da

con

eó

lica

(%)

0%

5%

10%

15%

20%

25%

2009

2010

2011

Cobertura de la demanda mensual con eólica

Fuente: REE 16

en

e-0

9

feb

-09

mar

-09

abr-

09

may

-09

jun

-09

jul-

09

ago

-09

sep

-09

oct

-09

no

v-0

9

dic

-09

en

e-1

0

feb

-10

mar

-10

abr-

10

may

-10

jun

-10

jul-

10

ago

-10

sep

-10

oct

-10

no

v-1

0

dic

-10

en

e-1

1

feb

-11

mar

-11

abr-

11

may

-11

jun

-11

jul-

11

ago

-11

sep

-11

oct

-11

no

v-1

1

dic

-11


FACTOR DE CAPACIDAD:NOVIEMBRE 2011: 24,98%NOVIEMBRE 2010: 30,94%

30%

35%

40%

17

10%

15%

20%

25%FC

2008 2009 2010 2011Fuente: REE y elaboración AEE

EL FACTOR DE CAPACIDAD MENSUAL DE LA EÓLICA SE SITÚ A POR DEBAJO DE LOS NIVELES DE 2010 Y EN EL ÚLTIMO

TRIMESTRE EN MÍNIMOS HISTÓRICOS

25%

30%

35%

40%Fa

cto

r d

e C

apac

idad

MÁXIMO

PROMEDIO

MÍNIMO

2010

2011

18

0%

5%

10%

15%

20%

25%

Fact

or

de

Cap

acid

ad

Fuente: Elaboración AEE

HORAS DE FUNCIONAMIENTO ANUALES EN ESPAÑA. CNE

AÑO 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Horas Medias

Anuales de

Utilización

1.996 2.502 2.447 2.512 2.388 2.156 2.232 2.284 2.139 2.184 2.109 2.196 2.241 1.978

AÑO DE PUESTA EN MARCHA

AÑO 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Ant-98Total

general

1998 1.206 1.243 3.114 476 2.415 1.996

1999 2.643 2.064 2.344 1.370 169 144 2.685 2.502

2000 2.554 2.620 2.331 1.615 2.549 1.923 22 2.532 2.447

2001 2.871 2.753 2.591 2.015 2.457 2.187 4.983 2.575 2.512

19

2001 2.871 2.753 2.591 2.015 2.457 2.187 4.983 2.575 2.512

2002 2.676 2.745 2.595 2.371 2.002 1.672 4.444 870 2.454 2.388

2003 2.322 2.400 2.356 2.247 2.056 1.843 1.548 1.363 2.332 2.156

2004 2.617 2.575 2.384 2.415 2.230 2.247 1.649 1.666 1.752 2.403 2.232

2005 2.759 2.708 2.303 2.540 2.320 2.341 2.082 1.857 407 2.431 2.554 2.284

2006 2.488 2.490 2.231 2.274 2.118 2.162 2.087 2.102 1.702 1.837 2.328 2.139

2007 2.694 2.633 2.304 2.360 2.252 2.231 2.108 2.178 2.137 1.468 181 2.432 2.184

2008 2.525 2.364 2.247 2.271 2.114 2.148 2.112 2.140 2.196 1.930 1.520 355 2.281 2.109

2009 2.549 2.487 2.284 2.340 2.184 2.245 2.173 2.243 2.287 2.209 2.000 1.744 868 2.382 2.196

2010 2.534 2.669 2.347 2.376 2.237 2.299 2.174 2.302 2.299 2.203 2.194 2.041 2.066 2.445 2.241

2011 2.320 2.395 2.039 2.098 1.929 1.962 1.874 2.005 1.971 1.948 1.975 1.875 1.985 1.691 2.394 1.978

HORAS DE FUNCIONAMIENTO EN FUNCIÓN DEL AÑO DE PUESTA EN MARCHA

2.000

2.500

3.000

20

0

500

1.000

1.500

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

An

t-9

8

2009

2010

2011

60%

70%

80%

90%

100%

Potencia accumulada finales 2010 - producción hasta agosto 2011

Potencia accumulada finales 2009 - producción 2010

Potencia accumulada finales 2008 - producción 2009

Parques hasta 2009 - producción hasta agosto 2010

Parques hasta 2008 - producción hasta agosto 2009

Porcentaje de la potencia instalada ESPAÑA

REPARTICIÓN DE LA POTENCIA POR FACTOR DE CAPACIDAD

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

0%

2%

4%

6%

8%

10

%

12

%

14

%

16

%

18

%

20

%

22

%

24

%

26

%

28

%

30

%

32

%

34

%

36

%

38

%

40

%

42

%

44

%

46

%

48

%

50

%

52

%

54

%

56

%

Fuente: Datos CNE y elaboración AEE

Factor de capacidad

Factor de capacidad medio:

De enero a agosto Año entero

2011 23,47 % -

2010 24,73 % 24,95 %

2009 22,67 % 24,09 %

RESUMEN DE LA POTENCIA INSCRITA EN EL REGISTRO DE PRE-ASIGNACIÓN

Observación MW

FASE 1

A 3.240,08A y B 845,19

C 31,5D 0,65

TOTAL FASE 1 4.117,42

FASE 2

A 1.172,66A y B 302,27B y C 87,5

C 50,85

Observación

AInstalaciones inscritas en registro de pre-asignación

B Modificación de Fase

Instalaciones afectadas por lo dispuesto en el apartado 6 C 50,85

(en blanco) 30TOTAL FASE 2 1.643,28

FASE 3

A 419,32A y B 557,6B y C 186,1

C 106,5D 150

(en blanco) 9TOTAL FASE 3 1.428,52

SIN FASED 13,2E 252,8F 133,8

TOTAL SIN FASE 399,8TOTAL 7.589,02

C

lo dispuesto en el apartado 6 de la parte dispositiva del Acuerdo del Consejo de

Ministros de 13 de noviembre de 2009

DInstalaciones que han

solicitado la devolución del aval (163,85 MW)

EConvocatoria 0 (artículo 6 del

RD 1614/2010)

FExperimentales (Disposición Adicional 2ª RD 1565/2010)

SITUACIÓN ACTUAL DE LA POTENCIA INSCRITA EN EL REGISTRO

FASE 1

CONVOCATORIA CERO

3.756,86

252,80

269,41

90,50

0,65

FUNCIONAMIENTO

23

0 500 1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 4.500

SIN FASE

FASE 3

FASE 2

234,90

921,68

397,40

439,65

133,80

646,22

281,95

13,20

150,00

FUNCIONAMIENTO

CONSTRUCCIÓN

TRAMITACIÓN

DEVOLUCIÓN DEL AVAL

MWFuente: AEE20/12/2011

MÁXIMO DE COBERTURA DE LA DEMANDA CON EÓLICA 6/11/2011 A LAS 2.00h

24

LIMITACIONES A LA PRODUCCIÓN EÓLICA. SEPTIEMBRE 201 1

25

LIMITACIONES A LA PRODUCCIÓN EÓLICA. OCTUBRE 2011

26

DE ENERO A OCTUBRE HAN SUPUESTO UN 1,4% DEL PRODUCIBLE TOTAL EN DICHO PERIODO

27

SE MANTIENE LA BAJA HIDRAULICIDAD, MISMOS NIVELES Q UE EL AÑO 2009

3.000

4.000

5.000

6.000G

Wh

2003 2004 2005

2006 2007 2008

2009 2010 2011

28

0

1.000

2.000

3.000

Fuente: REE

RESERVAS DE LOS EMBALSES

En régimen anual han aumentado, se sitúan en un 48% de la

capacidad máxima

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

7.000.000

8.000.000

9.000.000

MW

h

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Máxima (A) 2011

29

En régimen hiperanual , alcanzan el 65% de la capacidad total. El

valor más bajo del 2011

0

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

0

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

MW

h

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

Máxima (A) 2011

Fuente: Informes Balance Diario REE y elaboración AEE

EN EL PERIODO ACUMULADO ES UN 11,4% MENOR PRODUCCIÓN QUE EN 2010, PERO SIGUEN SIENDO LA PRIMERA

EN CUANTO A COBERTURA DE LA DEMANDA

5.000

5.500

6.000

30

3.000

3.500

4.000

4.500

GW

h

2003 2004 2005 2006 2007

2008 2009 2010 2011

Fuente: REE

EN NOVIEMBRE CAE DE NUEVO LA GENERACIÓN DE LOS CICLOS COMBINADOS, UN 40% INFERIOR QUE LA DEL MISMO

MES DEL 2010 (3.409 GWh)

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

GW

h2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

31

EN TÉRMINOS ACUMULADOS ALCANZA LOS 47.257 GWh, UN 20,7% INFERIOR QUE EL MISMO PERIODO DEL 2010

0

1.000

2.000

3.000

4.0002009

2010

2011

Fuente: REE

CON CERCA DE 25.000 MW INSTALADOS, EN NOVIEMBRE EL FACTOR DE CAPACIDAD DE LOS CICLOS COMBINADOS SE HA

SITUADO POR DEBAJO DEL 20%

60%

70%

80%

90%

FC

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

32

10%

20%

30%

40%

50%


DISMINUYE LA PRODUCCIÓN DE LAS CENTRALES DE CARBÓN, PERO SIGUE SIENDO MUY SUPERIOR A LA DEL AÑO 2010

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

33

EN TÉRMINOS ACUMULADOS SUPONE UN CRECIMIENTO DEL 137,3% RESPECTO AL MISMO PERIODO DEL 2010.

CON 39.409 GWh PRODUCIDOS SE SITÚAN COMO TERCERA TECNOLOGÍA POR DELANTE DE LA EÓLICA

0

1.000

2.000

Fuente: REE

A 31/10/2011 SE HA PRODUCIDO EL 65.63% DEL OBJETIVO ASIGNADO

34

FUEL+GAS: SE MANTIENE LA APORTACIÓN NULA

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

GW

h

2003 2004

2005 2006

2007 2008

2009 2010

2011

35

0

200

400

600

Fuente: REE

EN NOVIEMBRE DISMINUYE LIGERAMENTE LA APORTACIÓN

DEL RESTO DEL RÉGIMEN ESPECIAL, DEBIDO A LA CAÍDA DE

LA PRODUCCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS SOLARES

Generación del régimen especial (excepto eólica)

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

GW

h

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

36

En noviembre, prácticamente un 50% de las tecnologías del régimen especial es procedente de los

parques eólicos . Y un 65% procedente de tecnologías

renovables.

Fuente: REE

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

enero-11 febrero-11 marzo-11 abril-11 mayo-11 junio-11 julio-11 agosto-11 septiembre-11 octubre-11 noviembre-11


Térmica renovable

RE Solar térmica

RE Solar PV

RE HIDRÁULICA


GWh

EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA FOTOVOLTAICA INSTALADA2001-2011

+301 MW

37

EVOLUCIÓN DE LA POTENCIA SOLAR TÉRMICA INSTALADA2006-2011

+25 MW

38

SEPTIEMBRE Y OCTUBRE

39

SEPTIEMBRE Y OCTUBRE

40

JULIO Y AGOSTO 2011

41

JULIO Y AGOSTO 2011

42





III. Subastas Cesur

40

50

60

70

802005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

€/MWh

SE MANTIENE LA TENDENCIA CRECIENTE DE LOS PRECIOS D EL MERCADO

10

20

30

40

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Fuente: OMEL

€/MWhPrecio mínimo

Precio medio

aritmético sistema español

Precio máximo

ene-11 0, 41,19 91,01feb-11 20, 48,03 64,5

mar-11 4,9 46,7 60,9abr-11 2, 45,45 55,25

may-11 0,5 48,9 58,17jun-11 11,3 50,00 59,500jul-11 26,1 50,82 61,68

ago-11 22,07 53,53 68,21Sept-11 28,1 58,47 75,360Oct-11 4,9 57,46 82,5Nov-11 0,00 48,38 91,01

44

NOVIEMBRE PROMEDIO ARITMÉTICO 48,38 €/MWh

50

60

70

80

90

100

€/M

Wh

45

0

10

20

30

40

50

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES

Fuente: OMEL y elaboración AEE

DICIEMBRE PROMEDIO ARITMÉTICO 51,313 €/MWh

50

60

70

80

90

100

€/M

Wh

Precio marginal en el sistema español

46

0

10

20

30

40

50€


EL NÚMERO DE HORAS QUE HAN MARCADO PRECIO LOS CICLOS COMBINADOS HAN DISMINUIDO

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

47

0%

20%

40%

60%

ene-09 mar-09 may-09 jul-09 sep-09 nov-09 ene-10 mar-10 may-10 jul-10 sep-10 nov-10 ene-11 mar-11 may-11 jul-11 sep-11 nov-11

Generación térmica ciclo combinado Generación térmica convencional Generación hidráulica

Generación hidráulica de bombeo Régimen especial Intercambios internacionales

Agente externo (vendedor) Comercializador (venta) Contrato de suministro REE-EDF

Mibel importación desde sistema eléctrico español Mibel importación desde sistema eléctrico portugués


PRECIO MEDIO ARITMÉTICO VS PRECIO MEDIO PONDERADO

AÑO 2011 (€/MWh)Precio medio ARITMÉTICO

mensual (€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la energía eólica

(€/MWh)

Variación (%)

Enero 41,19 36,94 -10,31%Febrero 48,03 47,33 -1,46%Marzo 46,64 45,63 -2,18%Abril 45,45 44,46 -2,18%Mayo 48,90 47,32 -3,23%Junio 50,00 48,73 -2,54%Julio 50,82 49,77 -2,06%

Agosto 53,53 52,69 -1,58%Septiembre 58,47 57,10 -2,35%

Octubre 57,46 53,87 -6,25%Noviembre 48,38 43,10 -10,91%

PERIODO 2011 49,91 47,16 -5,51%

48

Generación eólica (GWh)

Precio promedio aritmético (€/MWh)

Precio ponderado por la eólica

(€/MWh)

PROMEDIO 2008 31.510,94 64,43 62,70 -2,7%

PROMEDIO 2009 37.290,67 36,96 35,78 -3,2%

PROMEDIO 2010 43.298,09 37,01 34,13 -7,8%

PROMEDIO PERIODO ENERO A NOVIEMBRE2011

37.174 49,91 47,16 -5,51%

RETRIBUCIÓN EÓLICA

Mes

Precio medio PONDERADO por la energía eólica

(€/MWh)

SueloPrima

ConstanteTecho

Sin Prima

Enero 2011 36,94 93,8% 4,8% 1,3% 0,0%

Febrero 2011 47,33 93,6% 6,4% 0,0% 0,0%

Marzo 2011 45,63 98,3% 1,7% 0,0% 0,0%

Abril 2011 44,46 100,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Mayo 2011 47,32 99,9% 0,1% 0,0% 0,0%

Junio 2011 48,73 99,9% 0,1% 0,0% 0,0%

49

Julio 2011 49,77 93,3% 6,7% 0,0% 0,0%

Agosto 2011 52,69 76,1% 23,9% 0,0% 0,0%

Septiembre 2011

57,10 39,9% 56,8% 3,3% 0,0%

Octubre 2011 53,87 43,5% 50,5% 5,9% 0,0%

Noviembre 2011

43,10 82,1% 15,0% 2,9% 0,0%

Precio promedio aritmético

SueloPrima

ConstanteCap Sin Prima

PROMEDIO 2008 64,43 3,5% 27,8% 65,3% 3,4%

PROMEDIO 2009 36,96 87,6% 9,7% 2,6% 0,0%

PROMEDIO 2010 37,01 67,4% 29,6% 2,8% 0,1%

PROMEDIO ENERO A NOVIEMBRE 2011 49,91 83,7% 15,1% 1,2% 0,0%

EN NOVIEMBRE LA RETRIBUCIÓN SE HA SITUADO EN EL SUE LO UN 82,1% DE LAS HORAS

100

120

140

160

180

100

120

140

€/M

Wh)

RD 661/2007 Retribución (pool + prima)

RD 436/2004 Retribución (pool + prima)

Precio Promedio Noviembre 2011

RD 661/2007 Tarifa regulada

Distribución de los precios Noviembre 2011

Valores año 2011

Tarifa regulada RD 661/2007:

79,084 €/MWh

Techo RD 661/07:91,737 €/MWh

Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh

Prima Referencia RD 661/07: 20,142 €/MWh48,38

€/MWh

58,942 €/MWh

frecuencia

50

0

20

40

60

80

100

0

20

40

60

80

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Ret

ribuc

ión

(€

Precio de mercado (€/MWh)Fuente: AEE

79,084 €/MWh

56,83€/MWh

71,59€/MWh38,68

€/MWh

RETRIBUCIÓN PROMEDIO EN CADA UNA DE LAS OPCIONES

76,98 77,3980,49

79,92

77,57

75,24

85,63 83,93 82,75 85,61 87,0288,06

90,98 95,3992,16

81,40

79,0880

100

120

Prima RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Retribución RD 661/2007 PONDERADA (€/MWh)

Prima según RD 436/2004*

POOL + PRIMA RD 436

Tarifa regulada RD 661/2007

51

40,31

29,73 31,36 32,5229,66 28,26 27,28

24,7023,40 26,05

34,47

77,26 77,06 76,99 76,9776,98 76,98 77,05 77,39

80,49 77,57

38,29

0

20

40

60

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov

€/M

Wh

FUENTE: AEEFUENTE: AEE

EVOLUCIÓN MENSUAL DE LA RETRIBUCIÓN EN LAS OPCIONES DE MERCADO

AÑO 2011 (€/MWh)

Precio medio PONDERADO por la energía

eólica (€/MWh)

Prima RD 661/2007

PONDERADA (€/MWh)

Retribución RD 661/2007

PONDERADA (€/MWh)

Prima según RD 436/2004*

POOL + PRIMA RD

436

Diferencia (Prima 661

cálculo horario - Prima 436)

Ene 36,94 40,31 77,26 38,30 75,24 -2,02

Feb 47,33 29,73 77,06 38,29 85,63 8,56

Mar 45,63 31,36 76,99 38,29 83,93 6,93Mar 45,63 31,36 76,99 38,29 83,93 6,93

Abr 44,46 32,52 76,97 38,29 82,75 5,78

May 47,32 29,66 76,98 38,29 85,61 8,64

Jun 48,73 28,26 76,98 38,29 87,02 10,04

Jul 49,77 27,28 77,05 38,29 88,06 11,02

Ago 52,69 24,70 77,39 38,29 90,98 13,60

Sep 57,10 23,40 80,49 38,29 95,39 14,90

Oct 53,87 26,05 79,92 38,29 92,16 12,25

Nov 43,10 34,47 77,57 38,29 81,40 3,82

Dic

PERIODO 2011 49,91 30,41 77,58 38,30 85,46 7,88

52

EL RD 1614/2010, REDUJO LA PRIMA DE REFERENCIA TEMPORALMENTE (DESDE 01/01/2011 HASTA 31/12/2012)

100

120

140

Prim

aP

ool+

Prim

a/M

Wh

Retribución mercado RD 661/2007 con prima reducida 35% (pool + prima)

Retribución RD 661/2007 sin prima reducida (pool + prima)

RD 661/2007 Tarifa regulada

Series4

Valores año 2011

Techo RD 661/07:91,737 €/MWh

Suelo RD 661/07:

Prima Referencia sin reducción de prima:

31,633 €/MWh

Tarifa regulada RD 661/2007:

71,59 €/MWh

60,10 €/MWh

53

0

20

40

60

80

0 20 40 60 80 100 120

Prim

aP

ool+

Prim

aen

€/M

Wh

Pool -€/MWh-Fuente: AEE

Suelo RD 661/07: 76,975 €/MWh

661/2007: 79,084 €/MWh

56,83€/MWh

Prima Referencia RD 661/07:

20,142 €/MWh45,34 €/MWh 58,942

€/MWh

PARTICIPACIÓN DEL RÉGIMEN ESPECIAL EN EL MERCADO DE PRODUCCIÓN

54





III. Subastas CESUR

SUBASTA CESUR: TENDENCIA CRECIENTE DE LOS PRECIOS

Periodo de entrega ProductoPrecio de cierre

(€/MWh)Potencia subastada

(MWh)

10ª Subasta 1 er trimestre 2010Carga Base 39,43 €/MWh 4.800 MW

Carga Punta 43,7 €/MWh 540 MW

10ª Subasta 2º trimestre 2010Carga Base 40,49 €/MWh 4.800 MW


11ª Subasta 3er trimestre 2010Carga Base 44,50 €/MWh 4.000 MW


56







15ª Subasta 3 er trimestre 2011Carga Base 53,20 €/MWh 3.600 MW



Carga Punta 63 €/MWh 458 MW



Fuente: OMIE


3.3.Previsión de precios futuros: escenarios y

resultados

Informe Nº 46: NOVIEMBRE 2011 – OCTUBRE 2012

El precio medio aritmético para el mes de noviembre ha sido de 48,38 €/MWh, 4,53 €/MWhinferior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en este resultado

PRECIO REAL

(€/MWh)

PREVISIÓN AEE – Aleasoft 46 ESCENARIO

MEDIO (€/MWh)

Diferencia (€/MWh)

Noviembre 2011 48,38 52,91 -4,53

58

inferior al previsto en el último informe. Los factores principales que han influido en este resultado son:Efectos que tienden a disminuir el precio:

– MENOR DEMANDA: La demanda ha sido un 3,13 % inferior a la prevista.– MAYOR PRODUCCIÓN HIDRÁULICA: La producción hidráulica ha sido un 5,18 % superior

a la prevista.Efectos que tienden a aumentar el precio:

– MENOR PRODUCCIÓN EÓLICA: La producción eólica ha sido un 10,43 % inferior a la prevista.

– MENOR PRODUCCIÓN NUCLEAR: La producción nuclear ha sido un 4,54 % inferior a la prevista.

A pesar que la producción eólica ha sido inferior a la prevista, la disminución de la demanda y el aumento de la producción hidráulica respecto a las previsiones, ha resultado en un precio promedio final significativamente inferior al previsto.

• DEMANDA : Para los siguientes 12 meses (diciembre 2011 – noviembre 2012) seprevé que la demanda eléctrica sea un 1,75 % superior a la de los últimos 12 meses.Para este mes de diciembre la previsión es que la demanda sea un 4,71% inferior ala del mismo mes de 2010, en que la temperatura fue casi 1 ºC inferior a la mediahistórica del mes de diciembre.

• EÓLICA: Se prevé que la producción eólica para los siguientes 12 meses sea un6,90% superior a la de los últimos 12 meses.

Informe Nº 47: DICIEMBRE 2011 – NOVIEMBRE 2012

6,90% superior a la de los últimos 12 meses.

59

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

2007 2008

2009 2010

2011 Previsión AEE (año 2011)

Previsión AEE (año 2012)

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

• HIDRÁULICA : Se prevé que para el mes de diciembre de 2011, la producción hidráulica sea un 36,66 % inferior a la del mismo mes del año 2010. Para los 12 meses de previsión (diciembre 2011 – noviembre 2012), la producción hidráulica total prevista es un 14,95 % inferior a la de los últimos 12 meses, en que la producción hidráulica fue excepcionalmente alta debido al invierno lluvioso 2010-2011.


6.000

PREVISIÓN HIDRÁULICA

2007 2008 2009 2010 2011 Previsión AEE (año 2011) Previsión AEE (año 2012)

60

0

1.000.000

2.000.000

3.000.000

4.000.000

5.000.000

6.000.000

MW

h

PREVISIÓN PRODUCCIÓN HIDRÁULICAHIDR_MEDIO

HIDR_LLUVIOSO

HIDR_SECO

Valor real mismo mes año anterior

Fue

nte:

Pre

visi

ones

AE

E -

Ale

asof

t

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

GW

h

Fue

nte:

RE

E y

pre

visi

one

s A

EE

-A

leas

oft

• PRECIO BARRIL DE BRENT :– Noviembre 2011: entre 105 y 116 $/bbl– Diciembre 2011: se prevé que se mantengan estables en torno a 112,82 $/bbl


60,00

80,00

100,00

120,00

140,00

BRENT$/bbl

• PRECIO GAS NATURAL : disminuyó un 0,9 % en el mes de noviembre respecto al mesanterior. Se espera que en el horizonte analizado, los precios se mantengan alrededorde los 8,78 $/MMBTU

61

0,00

20,00

40,00

en

e-0

7

mar

-07

may

-07

jul-

07

sep

-07

no

v-0

7

en

e-0

8

mar

-08

may

-08

jul-

08

sep

-08

no

v-0

8

en

e-0

9

mar

-09

may

-09

jul-

09

sep

-09

no

v-0

9

en

e-1

0

mar

-10

may

-10

jul-

10

sep

-10

no

v-1

0

en

e-1

1

mar

-11

may

-11

jul-

11

sep

-11

no

v-1

1

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

16,00

en

e-0

7

mar

-07

may

-07

jul-

07

sep

-07

no

v-0

7

en

e-0

8

mar

-08

may

-08

jul-

08

sep

-08

no

v-0

8

en

e-0

9

mar

-09

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-09

jul-

09

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-09

no

v-0

9

en

e-1

0

mar

-10

may

-10

jul-

10

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-10

no

v-1

0

en

e-1

1

mar

-11

may

-11

jul-

11

sep

-11

no

v-1

1

GAS N.$/MMBTU

• PRECIO CARBÓN: en el mes de noviembre, disminuyó 8,73% respecto al mesanterior. Se prevé que se mantenga entre 110 y 114 $/t dentro del horizonte analizado.


100,00

150,00

200,00

250,00

CARBON$/t

• PRECIO DERECHOS DE EMISIÓN: El precio medio de derechos de emisión de CO2se mantuvo al mismo nivel en el mes de noviembre respecto al mes anterior. Para elperiodo analizado, se prevé que el precio disminuya y oscile entre 10 y 13 €/t CO2, enel escenario medio. Para los escenarios mínimo y máximo, se proponen precios entrelos 8 y 15 €/t CO2.

• TIPO DE CAMBIO: 1,4 $/€

62

0,00

50,00

en

e-0

7

mar

-07

may

-07

jul-

07

sep

-07

no

v-0

7

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8

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-08

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-08

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-08

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-09

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-09

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09

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0

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-10

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-10

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10

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-10

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e-1

1

mar

-11

may

-11

jul-

11

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-11

no

v-1

1


PREVISIÓN MENSUAL DE LOS PRECIOS SEGÚN 3 ESCENARIOS

PRECIO ESTIMADO

MÍN (€/MWh)

MEDIO (€/MWh)

MAX (€/MWh)

Diciembre 2011 38,70 48,14 58,31

Enero 2012 32,07 44,90 62,08

Febrero 2012 31,24 47,23 67,94

Marzo 2012 24,59 42,72 63,99

Abril 2012 25,69 44,76 66,10

Mayo 2012 29,25 47,29 66,37

Junio 2012 32,24 48,57 65,62

63

Fuente: AEE

Junio 2012 32,24 48,57 65,62

Julio 2012 34,11 50,70 67,85

Agosto 2012 33,06 50,91 69,57

Septiembre 2012 35,54 51,98 69,36

Octubre 2012 33,57 49,87 66,70

Noviembre 2012 28,01 46,04 64,48

15

25

35

45

55

65

75

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

€/M

Wh

2007 2008

2009 2010

2011 PREVISIÓN AEE47 (año 2011)

PREVISIÓN AEE47 (año 2012)

Fuente: OMEL y previsiones AEE - Aleasoft

PRECIO PROMEDIO DICIEMBRE 51,31 €/MWh

50

60

70

80

90

100

€/M

Wh

64

0

10

20

30

40

50

Precio MÍNIMO

Precio MÁXIMO

Precio MEDIO en el sistema español

PROMEDIO MES



4.4.Primas

PRIMAS AL RÉGIMEN ESPECIAL 2004-2007

AÑO TECNOLOGIA

Potencia

Instalada (MW)

Energía Vendid

a (GWh)

Nº Instalacio

nes

Retribución Total

(Miles €)

Precio Medio

Retribución Total

(cent€/kWh)

Prima equivalen

te * (miles €)

Prima equivalen

te (€/MWh)

2004

COGENERACIÓN 5.687 19.269 858 1.139.503 5,914 467.133 24,2

SOLAR 24 18 3.266 6.791 36,742 6.146 332,5

EÓLICA 8.532 16.087 386 1.013.031 6,297 451.667 28,1

HIDRÁULICA 1.707 4.752 853 316.587 6,662 150.753 31,7

BIOMASA 470 1.799 68 117.698 6,543 54.932 30,5

RESIDUOS 585 2.312 34 122.592 5,301 41.900 18,1

TRAT.RESIDUOS 474 2.662 43 163.680 6,149 70.791 26,6

Total 2004 17.480 46.900 5.507 2.879.880 6,140 1.243.323 26,5

COGENERACIÓN 5.689 18.826 858 1.435.418 7,624 330.461 17,6

SOLAR 49 41 5.391 16.410 39,909 13.996 340,4

2005

EÓLICA 10.095 21.190 446 1.856.465 8,761 612.785 28,9

HIDRÁULICA 1.769 3.820 887 336.154 8,800 111.955 29,3

BIOMASA 500 2.120 79 183.529 8,656 59.094 27,9

RESIDUOS 585 2.620 34 177.970 6,793 24.200 9,2

TRAT.RESIDUOS 543 3.172 50 279.472 8,811 93.309 29,4

Total 2005 19.230 51.790 7.744 4.285.418 8,275 1.245.800 24,1

2006

COGENERACIÓN 5.816 16.782 861 1.357.299 8,088 460.623 27,4

SOLAR 148 107 9.875 45.589 42,749 39.891 374,1

EÓLICA 11.897 23.168 509 2.103.682 9,080 865.815 37,4

HIDRÁULICA 1.899 4.148 916 371.181 8,949 149.567 36,1

BIOMASA 541 2.136 88 189.277 8,860 75.132 35,2

RESIDUOS 579 2.447 34 171.439 7,007 40.717 16,6

TRAT.RESIDUOS 629 3.395 56 334.548 9,853 153.131 45,1

Total 2006 21.509 52.183 12.338 4.573.016 8,763 1.784.876 34,2

2007

COGENERACIÓN 6.014 17.715 857 1.347.898 7,609 607.658 34,3

SOLAR 705 497 20.286 215.579 43,395 194.819 392,2

EÓLICA 14.537 27.603 638 2.157.034 7,814 1.003.575 36,4

HIDRÁULICA 1.896 4.126 932 319.376 7,740 146.946 35,6

BIOMASA 557 2.174 93 192.480 8,853 101.633 46,7

RESIDUOS 559 2.722 32 167.814 6,165 54.068 19,9

TRAT.RESIDUOS 533 3.415 44 318.586 9,330 175.903 51,5

Total 2007 24.799 58.252 22.880 4.718.768 8,101 2.284.602 39,2

66Fuente: informe mensual de ventas de energía del régimen especial. CNE

AÑO TECNOLOGIA

Potencia Instalada (MW)

Energía Vendida (GWh)

Nº Instalacio

nes

Retribución Total

(Miles €)

Precio Medio

Retribución Total

(cent€/kWh)

Prima equivalente * (miles

€)

Prima equivalent

e (€/MWh)

% sobre el total

2008

COGENERACIÓN 6.060 21.188 864 2.106.481 9,942 741.113 35,0 22,0%

SOLAR 3.463 2.549 51.313 1.155.068 45,321 990.830 388,8 29,4%

EÓLICA 16.323 32.131 732 3.226.384 10,041 1.155.818 36,0 34,2%

HIDRÁULICA 1.981 4.640 951 446.051 9,613 147.033 31,7 4,4%

BIOMASA 587 2.488 102 290.032 11,655 129.669 52,1 3,8%

RESIDUOS 569 2.732 33 239.335 8,761 63.301 23,2 1,9%

TRAT.RESIDUOS 571 3.140 45 349.548 11,133 147.211 46,9 4,4%

Total 2008 29.554 68.867 54.038 7.812.899 11,345 3.374.974 49,0 100,0%

2009

COGENERACIÓN 5.907 22.030 952 1.879.305 8,531 1.048.084 47,6 17,0%

SOLAR 3.614 6.200 51.892 2.866.473 46,235 2.632.546 424,6 42,7%

EÓLICA 18.905 38.235 1.097 3.061.798 8,008 1.619.140 42,3 26,2%

HIDRÁULICA 2.012 5.443 1.034 439.371 8,072 233.995 43,0 3,8%

PRIMAS AL RÉGIMEN ESPECIAL 2008-2011

2009 HIDRÁULICA 2.012 5.443 1.034 439.371 8,072 233.995 43,0 3,8%

BIOMASA 665 3.023 146 338.517 11,198 224.456 74,3 3,6%

RESIDUOS 570 2.927 35 198.404 6,778 87.955 30,0 1,4%

TRAT.RESIDUOS 658 3.926 52 471.768 12,018 323.646 82,4 5,2%

Total 2009 32.330 81.783 55.208 9.255.635 11,317 6.169.823 75,4 100,0%

2010

COGENERACIÓN 6.052 23.685 974 2.206.011 9,314 1.336.275 56,4 18,8%

SOLAR FV 3.824 6.379 54.776 2.886.279 45,248 2.642.169 414,2 37,1%

SOLAR TE 532 692 13 211.258 30,549 184.855 267,3 2,6%

EÓLICA 19.691 43.166 1.135 3.290.892 7,624 1.968.787 45,6 27,7%

HIDRÁULICA 2.026 6.733 1.044 518.408 7,699 296.803 44,1 4,2%

BIOMASA 695 3.141 159 359.886 11,458 243.514 77,5 3,4%

RESIDUOS 610 3.117 36 207.274 6,650 93.003 29,8 1,3%

TRAT.RESIDUOS 658 4.285 52 508.123 11,859 350.614 81,8 4,9%

Total 2010 34.089 91.197 58.189 10.188.131 11,172 7.116.020 78,0 100,0%

2011

COGENERACIÓN 6.139 18.439 985 1.914.931 10,385 1.003.141 54,4 18,1%

SOLAR FV 4.046 5.701 56.263 2.550.506 44,738 2.259.799 396,4 40,8%

SOLAR TE 849 1.422 20 414.970 29,184 342.312 240,7 6,2%

EÓLICA 20.393 29.900 1.165 2.623.182 8,773 1.238.906 41,4 22,4%

HIDRÁULICA 2.026 4.176 1.044 361.528 8,657 164.327 39,3 3,0%

BIOMASA 718 2.702 171 327.437 12,119 198.637 73,5 3,6%

RESIDUOS 621 2.202 36 175.819 7,984 66.928 30,4 1,2%

TRAT.RESIDUOS 658 3.288 52 423.974 12,896 261.396 79,5 4,7%

OTRAS TECN. RENOVABLES 0 0 1 2 6,293 1

16,6 0,0%

Total 2011 35.452 67.830 59.737 8.792.349 12,962 5.535.446 81,6 100,0%

672011 Incluye datos hasta septiembre 2011Fuente: informe mensual de ventas de energía del régimen especial. CNE

LIQUIDACIÓN PROVISIONAL Nº 10 DEL SECTOR ELÉCTRICO (DEL 1 DE ENERO AL 31 DE OCTUBRE)

68

PROPUESTA DE ORDEN DE TARIFAS

69

Unidades: €/MWh 2007 2008 2009 2010 2011 2012

RD

661

/200

7

Tarifa regulada 73,228 75,681 78,183 77,471 79,084 81,270

Prima de referencia

29,291 30,272 31,273 30,988 31,633 32,508

Límite superior 84,944 87,790 90,692 89,866 91,737 94,273Límite inferior 71,275 73,663 76,098 75,405 76,975 79,103

IPC 3,60% 3,56% -0,66% 2,33% 3,01%

Factor X 0,25% 0,25% 0,25% 0,25% 0,25%

5.5.Ruegos y preguntas

Muchas graciaspor su atención

Nombre y apellidos del ponenteCargo del [email protected]ón Empresarial Eólica

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REUNIÓN GRUPO DE TRABAJO DE PRECIOS...1. Lectura y aprobación del acta de la reunión anterior (25 de Octubre de 2011) 2. Situación actual: a) Generación y potencia. b) Evolución