La hora punta, de las 21.00, con 173 €/MWh lo fija un ciclo combinado estando el precio del gas a 25 €/MWh y a 50 euros por tonelada el precio de los derechos de emisiones de CO2
Este martes 12 de marzo de 2024 se produce un hecho en el mercado eléctrico mayorista (pool) que es muy llamativo pero que será una constante en los próximos días y podríamos decir que incluso meses y años.
Este hecho no es otro que en muy pocas horas se pasa de un precio de 0 €/MWh a 173 €/MWh. El diferencial es abismal. No es normal que se den estas diferencias sobre todo porque no hay razón técnica para que se den precios tan altos teniendo el precio del gas alrededor de 25 €/MWh.
Así, el precio medio de la electricidad de este martes en el mercado ibérico de electricidad es de algo más de 42 €/MWh. En dicha curva de precios se puede observar la figura de pato que significa que la energía fotovoltaica hunde los precios en las horas solares, mientras que en las puntas de demanda, a primera hora de la mañana y de la tarde-noche entran otras tecnologías, el precio sube con la entrada de tecnologías más caras. A mayor demanda, más espacio que rellenar con ofertas más caras.
Ciclos y bombeo
Aquí se pueden ver el perfil de las tecnologías que funcionarán durante este día y que han entrado en el mercado diario. Se ve claramente como por la noche se incrementa la producción con los ciclos combinados y entra más hidroeléctrica. Se aprovecha para exportar.
Teniendo en cuenta todo esto, ahora hay que ir a ver cuáles son las tecnologías que han marcado los precios durante todo el día. Así, podemos ver que la hidroeléctrica y las renovables fijan los precios cero en el horario solar, mientras que a partir de las 18.00 horas comienzan a fijar los precios tecnologías como el bombeo (BG), los ciclos combinados (TCC) o la cogeneración (RE, que representa a todo el Régimen Especial de Renovables, Cogeneración y Residuos que han cobrado primas).
La hora punta, de las 21.00, con 173 €/MWh lo fija un ciclo combinado estando el precio del gas a 25 €/MWh y a 50 euros por tonelada el precio de los derechos de emisiones de CO2.
Existen operaciones complejas en el mercado eléctrico ibérico, y otros condicionantes, pero ver estos precios de 173 €/MWh no parece tener mucho sentido. ¿Seguiremos viendo estos diferenciales? La respuesta está en los próximos días de sol durante la primavera.
Bienvenidos al mercado eléctrico del futuro, donde puedes consumir electricidad muy barata o muy cara dependiendo de la hora. O también si quieres evitarte estos vaivenes, puedes acogerte a una tarifa fija y te olvidas del problema.
PD. La solución está en instalar almacenamiento en el sistema eléctrico. Ya se va tarde, es más que necesario.
DONDE algunos empiezan a ver beneficios precios por debajo de 50 euros ,, otros dicen ver ruina . la pregunta seria formulada al reves ...... ??? seria ... cuando el precio llegue a 173 euros /mwh que hemos de ver ?? BENEFICIO O RUINA o AL REVES ??
O siimplemente es MERCADO PURO Y DURO
Antoni
12/03/2024
Se llama inestabilidad de las renovables y por eso hay que prorrogar la nuclear , es de cajón .
andoni
12/03/2024
Pero como comenta la nota, no es un poco raro que hoy martes/12 estemos viendo un precio PVPC de 30cent a las 20H, cuando este preco estaba un año atras practicamente vinculado a que se estaba consumiendo mucho gas, la penalizacion de CO2 era altisima y el MAG tambien aplicaba ?? Cuando ahora es todo lo contrario, MAG no aplica, gas muy bajo y penalizaciones CO2 tambien, generacion eolica baja pero razonable para la epoca pre-primaveral, y tampoco es que se este necesitando excesiva generacion CicloComb como para que se dispare ese precio, no ??
Si verdaderamente se esta aplicando el nuevo calculo de PVPC, deberia estar mas estable durante todo el dia y no pegar ese bandazo, no?? Que si no, que tendriamos 50cent a las 20H y 0cent en horario solar ??
David B
12/03/2024
Parece que el mercado marginalista no se pensó para situaciones como la actual; por otro lado (como nos suele recordar Miguel) hay una parte de generación que entra a precio cero al cobrar por otra vía.
Y cobrar por una vía sencilla, sin tener que ir a subasta podría hacer rentable proyectos pequeños (en comparación con las plantas en suelo) para aprovechar grandes cubiertas. Plantas que tuvieran una retribución razonable y que por su tamaño no parece viable ni ir a a subasta ni pretender buscar un PPA. Esto en ciertas zonas podría proporcionar generación distribuida precisamente donde menos renovables se están instalando (y cerca del consumo).
Es evidente la gran necesidad de almacenamiento, algo que requiere una gran inversión, a lo que ayudaría un marco retributivo que quizá todavía no se ve muy claro.
pepe
12/03/2024
Claro, por eso han tenido que ponerlas al mínimo, por qué sobrara energía renovable, lo que hay que hacer es hacer más presas reversibles, y más instalaciones estacionarias de baterías, así como fomentar de una vez la tecnología V2G, por la que cada vez más millones de coches eléctricos, puedan verter cuando haya picos de demanda, y cargar cuando haya excedentes.
Asimov
12/03/2024
bendita sea esa , esta inestabilidad 12 03 2024 precio medio de la energia electrica para españa y portugal 42,28 EUROS .(((((. Por debajo de los 50 euretes . la verdadera inestabilidad para el consumidor , el ciudadano es cuando con o sin NUCLEAR se tiene que pagar por encima de los 60 euretes . ((( . pero dicho esto SOBRAN 2000 MW DE CAPACIDAD DE NUCLEAR SOBRAN 4000 MW DE CICLO COMBINADO A GAS FALTA 5700 MW DE ALMACENAMIENTO A BATERIAS 10 % DE CAPACIDAD DE RENOVABLES Y sumesele almacenamiento de bombeo
ESPAÑA 10 HORAS 12 03 2024 RENOVABLES 78 % energia nuclear 3660 mw al 51 % ((( de su capacidad 7120 mw ( es decir a medio gas ... ) esto va a ya frecuente . que las nucleares no funcionen al 100 % quizas quizas funcionen al 75 % 5342 mw año s 2024 2025 2026.....y .... ESPAÑA 10 HIORAS 12 03 2024 EXPORTANDO ENERGIA A MARRUECOS 740 MW A LA FRANCIA NUCLEAR 681 MW A PORTUGAL 512 MW
Asimov
12/03/2024
QUIZAS eso pase por .... quizas .... menos impuestos y mas compromiso empresarial y de las diferentes administraciones , gobierno de españa , gobiernos autonomicos POR EL ALMACENAMIENTO CUANDO SE EMPIECEN A DAR CUENTA ,,,, que esas inversiones en renovables ,,,, necesitan del almacenamiento , para ser , verdaderamente sostenibles ... entonces quizas .,,,, se apresuren a invertir en BATERIAS ETC EN EL REINO UNIDO SE INVIERTE MAS EN BATERIAS QUE EN ESPAÑA POR UNA COSA MUY LOGICA menos horas de energia solar
Miguel
12/03/2024
el consumidor que tenga que comprar a 173 € el MWh, verá ruina para el. El vendedor que vende a 173 vera un gran negocio. Del modo contrario, el consumidor que compra electricidad a 5€ el MWh, verá un chollo el precio, y quien lo tenga que vender a ese precio verá ruina.
Miguel
12/03/2024
La gente tiende a creerse que se dan precios cero porque entra la tecnología más barata, cuando la realidad es que se da porque las plantas subvencionadas ofertan a precio cero. Algunas de ellas después cobran precios de hasta 450€ el MWh. ingresan 0 euros de la subasta y 450€ via recaudación de los cargos en la factura eléctrica. Cuanto más bajo sea el precio de mercado, más alto será el precio de los cargos de la factura.
Si mi memoria no me falla, hay 8 GW de fotovoltaica subvencionada, 2,3 GW de solar termoeléctrica, 20 GW de eolica y hasta 4 de cogeneración y 1 GW de biomasa y residuos. Todos ellos ofertan a cero, pero ingresan no ingresan 0 euros. La mayoría de la eolica tiene asegurado un ingreso de 70€. la solar termoeléctrica unos 250€ y fotovoltaica la hay con 40€, 350€ y 450€. Una planta fotovoltaica o un parque eólico sin subvención no oferta a cero. Si el precio es muy bajo prefieren parar la planta para preservar inversores, aerogeneradores y transformadores.
Las energías subvencionadas a gran escala han adulterado el mercado marginalista. En países como Alemania o países Bajos se dan incluso precios negativos. Lo que en un principio fue una ayuda para el sector, ahora se les ha vuelto en contra.
Miguel
12/03/2024
A estos precios de mercado diario hay que sumarles los servicios de ajuste y los cargos. (aunque el precio de mercado sea cero, la mayoría de esa electricidad hay que pagarla a precios que llegan hasta 450€ el MWh), y también si han comprado electricidad a precio fijo. Por ese motivo el precio en tarifa PVPC al mediodía ronda los 10 céntimos el KWh y a las 9 de la noche es de unos 30 céntimos.
Luis
12/03/2024
Teniendo en cuenta que las nuevas plantas de bombeo reversible (única solución actual) no irán entrando en operación hasta 2030 en adelante (siendo optimistas), tiene toda la pinta de que van a ser años malos para la inversión en proyectos de energía solar y eólica en España, lo lógico es que se llegara prácticamente a frenar.
Está claro que las instituciones y los políticos no son capaces de reaccionar hasta que el problema nos les ha explotado en la cara, algo que era prevesible y vaticinaba mucha gente del sector desde antes de 2020.
Si hace 2-3 años se hubiera fijado un marco regulatorio estable para el almacenamiento de las PSP ya tendríamos en fase de construcción diferentes proyectos en España que actualmente están parados.
Asimov
12/03/2024
Estimado Miguel . tu que dominas este tema . una pregunta Ese precio que dice el articulo a las 21 horas ( ya no habra energia solar ) precio 21 horas 173 euros / mwh y que dice el articulo lo fija un ciclo combinado a gas precio gas 25 euros /mwh
y si tuvieramos en vez de GAS baterias ??? no seria un precio mas bajo ?? o un precio mas uniforme a lo largo del dia ??
con un simil del agua llueve hay crecidas y al pàso por una ciudad por decir zaragoza 800 m3 segundo CRECIDA 2300 m3 segundo agua que no se aprovecha llega a tortosa y al mar 2300 mk3 segundo despues de pasar por mequinenza . y si entre zaragoza y mequinenza se tuviera una buena regulacion ese caudal medio seria siermpre 800 m3 segundo
trasladese el ejemplo a batereias almacenamiento
Miguel
13/03/2024
el coste de generación con almacenamiento es la suma del coste de generación de la fuente inicial + el coste de el almacenamiento + las pérdidas + beneficio + impuestos. Lo NORMAL es que en las horas que las baterías inyecten su electricidad de la red, los precios sean mucho más caros que cuando se almacena, sino perderían dinero. Es decir, el almacenamiento necesita que haya un buen diferencial de precios entre unas horas y otras. Ya he dicho infinidad de veces que el almacenamiento es caro e incluso es una ineficiencia.
A los inversores en España, hasta hace poco no les salían las cuentas del almacenamiento con los precios de mercado que había, y eso que era muy común ver precios de 150€ el MWh a las 21h.. La propia UE estableció en 2022 un precio de 180€ el MWh como un precio de referencia mínimo de intervención de mercado para que se invirtiese en almacenamiento y pudiesen obtener rentabilidad.
Otra cosa es que el/los gobiernos se hagan trampas al solitario con los costes usando el mercado marginalista con subvenciones, etc. y difuminen el coste trasladando costes del almacenamiento o generación al consumidor a otras horas del día via cargos, tasas, impuestos, etc. , o incluso el propio Gobierno le traslade costes del sistema eléctrico a quien conduce un vehículo de combustible, o pone la calefacción de gasóleo o gas en su casa como pretende el Gobierno de España, con Teresa Ribera al frente. Le llaman con el nombre rimbombante de Plan de Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, pero no es otra cosa que: "que otro lo pague".
Ya he dicho muchas veces que en Francia hicieron sus cálculos y vieron que el almacenamiento con renovables les salía muy caro y su decisión fue alargar la vida de nucleares actuales + construir nuevas para no tener que invertir mucho en almacenamiento y poder mantener costes más bajos y estables tanto a las 21h como durante toda la noche.
Miguel
13/03/2024
Lo lógico es que la instalación en fotovoltaica se reduzca, y mucho, el año que viene. Una instalación fotovoltaica que no tenga asociado un PPA de venta de electricidad o almacenamiento, dejará de tener sentido económico y energético. Lo de exportar esa electricidad en horario solar es más fantasía que otra cosa. La mayoría de países europeos van a tener exceso de generación solar subvencionada de abril a octubre. En Europa se pegan tortas por conseguir electricidad a las 20h, no a las 15h. Es bastante común ver precios superiores a los 100€ el MWh a las 20h y próximos a cero e incluso negativos a las 15h.
A la eolica no le veo problema seguir con su implantación. Pues su curva de generación es muy diferente, con mucha más generación en invierno. Además se espera un aumento de consumo de electricidad en invierno por uso de bomba de calor y vehículo eléctrico.
Asimov
13/03/2024
Gracias por tu aportación Miguel . Yo digo observando al reino unido pues ellos tienen mucha menos horas de generación de energía solar . pero invierten más que España en baterías . y creo que básicamente esa es la razón con la eólica no tienen problema
Miguel
13/03/2024
actualmente la inversión en baterías va orientada a dos cosas: - en primer lugar a servicios de ajuste y estabilización de frecuencia que cobran cantidades muy altas muy superiores al precio de mercado. Aquí ha sido bastante normal encontrar precios que dupliquen el precio de mercado diario. - En segundo lugar para cubrir los picos de demanda. La mayoría de las inversiones van destinados a lo primero.
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Asimov
12/03/2024