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)
REUNIÓN GT DE PRECIOS
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 no renovable
Térmica renovable
RE Solar térmica
RE Solar PV
RE HIDRÁULICA
Fuente: Datos REE y elaboración AEE
HIDRÁULICA9,87%
NUCLEAR23,11%
EÓLICA18,32%
RE HIDRÁULICA
1,96%
RE Solar PV1,89%
RE Solar térmica0,57%
Térmica renovable1,84%
Térmica no renovable
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%
CICLO COMBINADO25,86%
EÓLICA19,53%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)
17,76%
CONSUMOS EN BOMBEO-1,47%
SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
-2,70%
Fuente: REE y elaboración AEE
HIDRÁULICA10,96%
NUCLEAR22,49%
EÓLICA15,92%
RE HIDRÁULICA2,02%
RE Solar PV3,06%
RE Solar térmica0,82%
Térmica renovable1,69%
Térmica no renovable12,35%
CONSUMOS EN BOMBEO-1,23%
SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
-2,42%
COBERTURA DE LA DEMANDA. ENERO A NOVIEMBRE 2011
De enero a Noviembre 2011
CARBÓN16,89%
FUEL+GAS0,00%
CICLO COMBINADO20,23%
Fuente: REE y elaboración AEE
10
HIDRÁULICA14,77%
NUCLEAR24,00%
CARBÓN8,39%
FUEL+GAS0,70%
CICLO COMBINADO25,13%
EÓLICA16,07%
RESTO RÉGIMEN ESPECIAL (Según REE)
18,60%
CONSUMOS EN BOMBEO-1,69%
SALDO INTERCAMBIOS INTERNACIONALES
-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
Fuente: REE y elaboración AEE
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
Fuente: REE y elaboración AEE
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%
Fuente: REE y elaboración AEE
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 no renovable
Térmica renovable
RE Solar térmica
RE Solar PV
RE HIDRÁULICA
Fuente: Datos REE y elaboración AEE
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
REUNIÓN GT DE PRECIOS
2.2.Situación actual:
I. Generación y potencia
II. Evolución del mercado de la electricidad
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€
Fuente: OMEL y elaboración AEE
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
Fuente: OMEL y elaboración AEE
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
REUNIÓN GT DE PRECIOS
2.2.Situación actual:
I. Generación y potencia
II. Evolución del mercado de la electricidad
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
Carga Punta 44,52 €/MWh 600 MW
11ª Subasta 3er trimestre 2010Carga Base 44,50 €/MWh 4.000 MW
Carga Punta 50,48 €/MWh 536 MW
56
12ª Subasta 4º trimestre 2010Carga Base 46,94 €/MWh 4.000 MW
Carga Punta 53,00 €/MWh 392 MW
13ª Subasta 1er trimestre 2011Carga Base 49,07 €/MWh 4.000 MW
Carga Punta 53,99 €/MWh 306 MW
14ª Subasta 2º trimestre 2011Carga Base 51,79 €/MWh 4.000 MW
Carga Punta 55,13 €/MWh 406 MW
15ª Subasta 3 er trimestre 2011Carga Base 53,20 €/MWh 3.600 MW
Carga Punta 56,63 €/MWh 688 MW
16ª Subasta 4º trimestre 2011Carga Base 57,99 €/MWh 3.800 MW
Carga Punta 63 €/MWh 458 MW
17ª Subasta 1er trimestre 2012Carga Base 52,99 €/MWh 4.000 MW
Carga Punta 57,95 €/MWh 363 MW
Fuente: OMIE
REUNIÓN GT DE PRECIOS
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.
Informe Nº 47: DICIEMBRE 2011 – NOVIEMBRE 2012
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 $/bbl
Informe Nº 47: DICIEMBRE 2011 – NOVIEMBRE 2012
60,00
80,00
100,00
120,00
140,00
BRENT$/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 $/MMBTU
61
0,00
20,00
40,00
en
e-0
7
mar
-07
may
-07
jul-
07
sep
-07
no
v-0
7
en
e-0
8
mar
-08
may
-08
jul-
08
sep
-08
no
v-0
8
en
e-0
9
mar
-09
may
-09
jul-
09
sep
-09
no
v-0
9
en
e-1
0
mar
-10
may
-10
jul-
10
sep
-10
no
v-1
0
en
e-1
1
mar
-11
may
-11
jul-
11
sep
-11
no
v-1
1
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
en
e-0
7
mar
-07
may
-07
jul-
07
sep
-07
no
v-0
7
en
e-0
8
mar
-08
may
-08
jul-
08
sep
-08
no
v-0
8
en
e-0
9
mar
-09
may
-09
jul-
09
sep
-09
no
v-0
9
en
e-1
0
mar
-10
may
-10
jul-
10
sep
-10
no
v-1
0
en
e-1
1
mar
-11
may
-11
jul-
11
sep
-11
no
v-1
1
GAS N.$/MMBTU
• PRECIO CARBÓN: en el mes de noviembre, disminuyó 8,73% respecto al mesanterior. Se prevé que se mantenga entre 110 y 114 $/t dentro del horizonte analizado.
Informe Nº 47: DICIEMBRE 2011 – NOVIEMBRE 2012
100,00
150,00
200,00
250,00
CARBON$/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
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
Informe Nº 47: DICIEMBRE 2011 – NOVIEMBRE 2012
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
Fuente: OMEL y elaboración AEE
REUNIÓN GT DE PRECIOS
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