lunes, 31 de enero de 2011
VOLATILIDAD DEL PRECIO MEDIO DIARIO SEGUN LA COBERTURA EOLICA. SEMANA 05 / 2.011
Durante la semana (03) de 2.011 correspondiente desde 24 al 30 de enero la intensidad de la generación eléctrica eólica no originó casaciones cero en el periodo valle, como puede verse en los cuadros superiores, no superando la cobertura eólica, en dicho periodo, el 40% en ningún día se la semana
TAMAÑO Y PRECIO DEL MERCADO DIARIO DURANTE LA SEMANA 05 DE 2.011
Durante la semana 05 del año 2.011 correspondiente al periodo del 24 al 30 de enero, se produjo en el mercado diario una contratación de 206.11 M€ correspondiente a 4.325 GWh de energía vendida y a un precio medio de 47.65 €/MWh.
En relación con la semana anterior (04) del año 2.011 supuso unos incrementos de los ingresos, energía vendida y precio medio semanal del: -2%, -10% y 9% respectivamente, como puede verse en los cuadros superiores
jueves, 27 de enero de 2011
LOS CONSUMIDORES NO FUERON INVITADOS EN LA NEGOCIACION DEL DECRETO LEY 14/2010 Y ORDEN ITC/3353/2010
Ayer, como estaba previsto, se aprobó el Real Decreto-ley 14/2010, de 23 de diciembre, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Esta aprobación venía precedida de dos hechos de importancia: el primero la aprobación de las nuevas tarifas para el 1T de 2011 y el segundo la publicación del INFORME DE LA SUBCOMISIÓN DE ANÁLISIS DE LA ESTRATEGIA ENERGÉTICA ESPAÑOLA PARA LOS PRÓXIMOS 25 AÑOS.
Ayer, también, se publicó en un medio económico, que había habido negociaciones de la actual administración con los agentes históricos del sector eléctrico, anterior a la publicación del decreto ley mencionado y orden ITC/3353/2010, que por cierto, fueron acogidos favorablemente por las compañías eléctricas, es más, se comprometieron a retirar anteriores denuncias ante tribunales, reflejo de una acertada negociación.
El papel que representa cada una de los intervinientes que negociaron estos decretos, es obvio para el caso de las empresas, defienden sus intereses y en el caso de la administración ya no está tan claro cual es su papel; parece más representar el papel de regulador, todavía no superada etapas anteriores que el de árbitro , como reflejo de una situación de mercado liberalizado, ya que, al menos, faltó una tercera parte para equilibrar la negociación y que un árbitro hubiera sentado en la mesa negociadora.
La figura de esa tercera parte es la del consumidor, pero un consumidor singular, ya que lleva asociado la figura de productor y gestor energético y este agente si es el contrapunto de la actual situación consolidada que está evolucionando hacia un nuevo paradigma, en el que el protagonista es precisamente ese consumidor con los atributos de: productor y gestor energético.
Un ejemplo: este nuevo agente, hubiera sido muy útil como interlocutor para temas como la fotovoltaica, ya que permite diferenciar los intereses de los consumidores-productores de los que únicamente son productores y que su representación está perfectamente conseguida con las asociaciones actuales y no así en el primer caso.
Este nuevo agente debería querer negociar, entre otras cosas: poder gestionar su demanda mediante: contadores adecuados y tarifas horarias; poder auto consumir con subvenciones similares a las actuales; poder conectarse a micro-redes más eficientes; disfrutar de competencia en sus suministradores; disfrutar de servicios energéticos; poderse conectar a una red inteligente de distribución; priorizar lo local y regional, contribuir a un medio ambiente sostenible y por lo tanto quiere y debe participar en el diseño de su futuro energético que es lo que le garantiza una energía más económica y sin las hipotecas actuales que desconoció en su día.
Si en este país, se encontrara al representante de ese agente que hemos llamado: CONSUMIDOR/PRODUCTOR/GESTOR ENERGETICO y participase en las negociaciones, como las que tuvieron lugar recientemente y dónde no fue invitado, sin ninguna duda, daríamos un paso muy firma para un futuro más equilibrado y factible para nuestro sector energético. Sin duda lo anterior es un roll muy en línea con lo que van a representar las Empresas de Servicios Energéticos.
Se anuncia un nuevo gran pacto, deseémonos suerte y que el objetivo de todo lo que se acuerde, en relación con la energía, esté en línea con el principio de que el consumidor debe estar en el centro de todas las reflexiones sobre la estrategia de la energía.
miércoles, 26 de enero de 2011
LA SUBIDA DE LA ENERGIA ELECTRICA Y LAS MEDIDAS PARA REDUCIR EL DEFICIT
El cuadro superior nos proporciona la información suficiente para valorar los nuevos términos de las TUR, correspondiente al 1T de 2.011. Lo que pone en evidencia la nueva tarifa, es la utilización de la misma para conseguir objetivos muy alejados de la propia esencia de las mismas, si consideramos que las tarifas son una consecuencia de los costes del sistema y los precios del mercado.Lo más importante no es si la subida es del 9,8% o del 11,9%, lo realmente importante es que se haya incrementado el término correspondiente a los pagos por capacidad en un 71,80% y presumiblemente después de una negociación a puerta cerrada y solamente con la parte beneficiada y que además contaba con la posición desfavorable de la CNE.
En relación con las medidas para reducir el déficit, hoy serán objeto de debate en el Congreso y este debate se producirá después de haberse publicado el informe elaborado por la subcomisión de energía, de sumo interés para el sector energético de este país.
Ante la falta de posiciones de mayor interés, recuérdese el pacto, los anteriores temas son los que presumiblemente cierran las puertas a avances regulatorios en el sector energético durante el presente año y estas no son buenas noticias para que las empresas de servicios energéticos puedan desarrollarse.
martes, 25 de enero de 2011
LAS EMPRESAS DE SERVICIOS ENERGETICOS Y EL AUTOCONSUMO DE ENERGIA ELECTRICA
Si la administración se encuentra con la capacidad suficiente para reaccionar ante la situación que atraviesa el sector energético español y en particular el eléctrico, el autoconsumo abriría una nueva posibilidad para el desarrollo de las empresas de servicios energéticos y además posibilitaría el desarrollo del potencial de pequeñas y medianas empresas existentes en el campo de las energías renovables.
Se han publicado las propuestas de dos decretos leyes que guardan relación con el autoconsumo, en concreto se trata de los siguientes:
1. Real Decreto que regula la actividad del gestor de cargas
2. Real Decreto de regulación de conexión instalaciones de pequeña potencia
Entre otros puntos se abrirá la posibilidad de crear redes interiores en los edificios y/o conjunto de edificios.
Es de destacar la importancia de las medidas energéticas innovadoras en el campo de la edificación, tal como se pone de manifiesto en la reciente directiva 2010/31; relativa a la eficiencia energética en los edificios, prueba de ello es la clasificación que hace de los mismos:
a) viviendas unifamiliares de distintos tipos;
b) edificios en bloque;
c) oficinas;
d) centros de enseñanza;
e) hospitales;
f) hoteles y restaurantes;
g) instalaciones deportivas;
h) edificios comerciales destinados a la venta al por mayor o al por menor;
i) otros tipos de edificios que consuman energía.
Lo anterior establecerá una nueva relación con las compañías eléctricas y nuevo modelo de negocio que deberá ser aprovechado por las empresas de servicios energéticos y que hace más fácil los tránsitos de ciertas empresas en su diversificación.
Entre otros aspectos, son de destacar los puntos siguientes:
- El posible establecimiento del denominado “net metering”; es decir: por cada Kwh. inyectado en la red, se compensa con un Kwh. consumido de la misma.
- Se establece en barras del consumidor como un nuevo punto de encuentro entre oferta y demanda, además del pool eléctrico.
- Esta realidad ya existe en países como: Alemania, EEUU, Japón
- Posibilidades de desarrollo de tecnologías de micro generación
De aprobarse una regulación que desarrollarse el autoconsumo, se produciría una importante ruptura de las barreras que existen actualmente para el desarrollo de las empresas de servicios energéticos.
lunes, 24 de enero de 2011
VOLATILIDAD DEL PRECIO MEDIO DIARIO SEGUN LA COBERTURA EOLICA. SEMANA 04 / 2.011
Durante la semana (03) de 2.011 correspondiente desde 10 al 16 de enero la intensidad de la generación eléctrica eólica sólo ocasionó dos horas de casación cero en el periodo valle, como puede verse en los cuadros superiores, no superando la cobertura eólica, en dicho periodo, el 40% en ningún día se la semana
TAMAÑO Y PRECIO DEL MERCADO DIARIO DURANTE LA SEMANA 04 DE 2.011
Durante la semana 04 del año 2.011 correspondiente al periodo del 17 al 23 de enero, se produjo en el mercado diario una contratación de 209.74 M€ corrspondiente a 4.809 GWh de energía vendida y a un precio medio de 43.61 €/MWh.
En relación con la semana anterior (02) del año 2.011 supuso unos incrementos de los ingresos, energía vendida y precio medio semanal del: 26%, 22% y 3% respectivamente, como puede verse en los cuadros superiores
miércoles, 19 de enero de 2011
UN OBJETIVO ECONOMICO ALENTADOR PARA EL DESARROLLO DE LAS ENERGIAS RENOVABLES
A pesar de los últimos acontecimientos negativos para el sector de las energías renovables que se han producido en las últimas semanas, dos documentos emitidos por dos organismos relevantes coinciden en un objetivo que de consolidarse marcará un nuevo rumbo para este sector.
Como es conocido, la integración de las energías renovables en el sector eléctrico, desde el punto de vista económico, está siendo de tal magnitud que lo hace insostenible con las necesidades fijadas para dar cumplimiento a los objetivos 20/20/20 de la Unión Europea.
Los dos órganos mencionados, que son: el Parlamento y la CNE, han emitido dos documentos que coinciden en el objetivo de repartir los costes de integración de las energías renovables no solo en los consumidores eléctricos, los documentos referidos son:
INFORME DE LA SUBCOMISIÓN DE ANÁLISIS DE LA ESTRATEGIA ENERGÉTICA ESPAÑOLA PARA LOS PRÓXIMOS 25 AÑOS
Voto particular concurrente que emite la Presidenta Dª María Teresa Costa, en relación al Informe de la CNE sobre la Propuesta de Orden Ministerial por la que se revisan las tarifas de acceso eléctricas a partir del 1 de enero de 2011
El primero, fruto de un pacto entre diferentes partidos y más de un año de trabajos, indica:
Los objetivos europeos de participación de las energías renovables son horizontales a todos los sistemas energéticos. Sin embargo, hasta ahora las energías renovables han tenido un desarrollo muy superior en el sistema eléctrico. Se debería analizar la posibilidad y conveniencia de que sus costes fuesen soportados por el conjunto de los consumidores del sistema energético español, dado que los objetivos y el fomento de estas tecnologías favorecen al conjunto de la sociedad en múltiples ámbitos y no sólo a los consumidores eléctricos que son los que asumen todo su coste actualmente, habiendo sido dichos objetivos fijados, en términos globales, como consumo final de energía.
El segundo, emitido por la Presidenta del supervisor de toda la regulación energética, indica:
Es necesario empezar a plantearse la posibilidad de que esta retribución de las energías renovables no solo sea financiada por los consumidores eléctricos.
Independientemente de cómo se materializase el reparto de costes entre diferentes agentes, el hecho actual es que el sector eléctrico soportará durante el año 2011 un importe de 6.759 millones de euros en concepto de primas al régimen especial, un 38,6% de los costes totales de las actividades reguladas y por lo tanto el margen de maniobra que supondría la reducción de esa cantidad para el sector es muy alto.
Es evidente que si los que legislan y los que regulan están de acuerdo en la necesidad de una nueva metodología de reparto de los costes de implantación de las energías renovables, las probabilidades de que se materialice dicho objetivo son muy altas, eso si, siguiendo los ritmos lentos de la administración y el calendario de las tarifas eléctricas.
martes, 18 de enero de 2011
SERVICIOS ENERGETICOS: NORMATIVA ENERGETICA EUROPEA
"REGULACION EUROPEA: (Enlace con el Site de colaboración entre empresas y profesionales)"
LA GENERACION EOLICA HA DESCENDIDO DURANTE 10 HORAS POR DEBAJO DE 1.000 MWh (17 HORAS DEL 17/01/2011 A LAS 3 HORAS DEL 18/01/2011
Durante el periodo citado la cobertura de la generación eólica ha supuesto solamente entre un 1 a un 4% del total generado y entre un 3 a un 5% de la potencia eólica instalada.
Como comparación hay que resaltar que durante el presente mes se han dado los valores de superar el 45% la cobertura de la generación y por encima del 50% sobre la potencia instalada.
La energía alternativa a la eólica está siendo fundamentalmente los ciclos combinados que en el periodo mencionado alcanzo un porcentaje del 35% sobre el total de generación.
Se observa un ligero repunte del precio medio diario, al situarse por encima de 45€/MWh durante la presente semana.
lunes, 17 de enero de 2011
LA DEMANDA ELECTRICA DISMINUYE UN 4,48% DURANTE LOS PRIMEROS QUINCE DIAS DEL AÑO EN RELACIÓN CON IGUAL PERIODO DE 2.010. LOS PRECIOS EN EL MERCADO DIARIO AUMENTAN MAS DEL 25%
Los aumentos de precios de la energía eléctrica que en el mercado diario superan el 25% con relación a igual periodo del año pasado, compensaran las pérdidas de demanda de energía que superan el 4% a la hora de contabilizar los ingresos en el sector eléctrico.
Las exportaciones de energía que se sitúan en 376 GWh reducen las perdidas en producción a tan solo el 2,27% con relación al año 2010, habiendo aumentado el régimen especial su producción en un 2.26% y reducido el régimen ordinario en un 4.31%.
El régimen ordinario supera en 3.650 GWh , al régimen especial, lo que representa que éste cubra el 35% del total de la generación neta.
Las tecnologías hidráulica y nuclear superan en conjunto el 42% del total y prácticamente igualan sus producciones.
La generación eólica produce 2.052 GWh, en los primeros quince días del año y prácticamente se iguala con el año pasado, representando el 20% del total de energía generada que fue de 11.455 GWh.
El ranking de producción lo ostenta la hidráulica, seguida de la nuclear, la eólica y los ciclos combinados. (2.482;2.391;2.052 y 1.935 GWh respectivamente)
ESTIMACION DE LA DEMANDA ELECTRICA PARA EL AÑO 2.011 SEGÚN EL MINISTERIO DE INDUSTRIA TURISMO Y COMUNICACIONES
Según se ha sabido el pasado viernes, 14 de enero 2011, en el INFORME 39/2010 DE LA CNE SOBRE LA PROPUESTA DE ORDEN MINISTERIAL POR LA QUE SE REVISAN LAS TARIFAS DE ACCESO ELÉCTRICAS A PARTIR DEL DÍA 1 DE ENERO DE 2011, de fecha 16 de diciembre 2010, las estimaciones de la demanda en barras de central el año 2011 son las siguientes:
Igualmente ha publicado, en el referido informe, la demanda prevista para el año 2.011 para el consumo eléctrico desglosado por grupo tarifario y son las siguientes:
La CNE viene reiterando que desde el establecimiento de las TUR existe una mayor divergencia entre la evolución de la demanda en barras de central (b.c.) y la demanda en consumo, tanto en términos de media móvil como de tasa acumulada anual, pudiendo cifrarse en más de dos puntos porcentuales sobre el total, es decir en más de 5.000 GWh, es decir en más de 200 millones de euros, el motivo es por un desfase en las mediciones en consumo.
VOLATILIDAD DEL PRECIO MEDIO DIARIO SEGUN LA COBERTURA EOLICA. SEMANA 03 / 2.011
Durante la semana (03) de 2.011 correspondiente desde 10 al 16 de enero la intensidad de la generación eléctrica eólica sólo ocasionó dos horas de casación cero en el periodo valle, como puede verse en los cuadros superiores, no superando la cobertura eólica, en dicho periodo, el 40% en ningún día se la semana
TAMAÑO Y PRECIO DEL MERCADO DIARIO DURANTE LA SEMANA 03 DE 2011
Durante la semana 03 del año 2.011 correspondiente al periodo del 10 al 17 de enero, se produjo en el mercado diario una contratación de 166.82 M€ corrspondiente a 3.926 GWh de energía vendida y a un precio medio de 42.49 €/MWh.
En relación con la semana anterior (02) del año 2.011 supuso unos incrementos de los ingresos, energía vendida y precio medio semanal del: 34%, 6% y 26% respectivamente, como puede verse en los cuadros superiores
viernes, 14 de enero de 2011
INDICADOR DEL SISTEMA ELECTRICO (ESE). PRECIO FINAL. COSTE TOTAL DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA.
.
El conocimiento y seguimiento del precio diario medio del mercado diario proporciona una excelente información de la situación del mercado diario pero se ve distorsionada por la existencia de otros mercados que actúan INCREMENTANDO de manera más o menos importante EL PRECIO DIARIO.
Para la composición del precio final hay que tener en cuenta además del precio del mercado diario los siguientes mercados y parámetros:
- Pago por capacidad
- Sobrecoste procesos del OS
- Sobrecoste m. intradiario
- Sobrecoste restricciones
Según lo anterior es relativamente fácil construir un coeficiente multiplicativo que nos convierta el precio medio diario en precio medio final diario, es decir: construir la siguiente lectura:
Para conocer y seguir el precio medio final del mercado eléctrico se contruye únicamente mediante un indicador que será el factor de conversión del precio medio diario en el precio medio final y lo denomino coste total de la operación del sistema, denominación explicativa y lógica con los conceptos que incluye y útil para las empresas de Servicios Energéticos para el seguimiento del mercado y explicar fácilmente a sus clientes los componentes del precio de la energía que compran.
En años anteriores la incidencia de este indicador no era significativa, ni por volumen ni por variabilidad, con las modificaciones introducidas para el presente año, es un indicador que puede presentar un peso específico a tener en cuenta y significativo del sistema actual y posiblemente donde la administración puede seguir actuando provisionalmente antes de la modificación del modelo regulatorio.
La utilidad es incuestionable la posibilidad de usarlo está en estos momentos cuestionada ya que OMEL no ha facilitado los datos correspondientes al precio final del año 2011 y por lo tanto no podemos conocer con que prioridad los va a proporcionar y si la ausencia de información actual es coyuntural, motivada por las modificaciones regulatorias introducidas o estructural motivada por la apatía existente en ciertos entes administrativos.
EL APUNTAMIENTO DE LA CURVA DE REQUERIMIENTO EN EL INFORME DE LA SUBCOMISION DE ENERGIA. UNA OPORTUNIDAD ACTUAL PARA LAS EMPRESAS DE SERVICIOS ENERGETICOS.
.Las empresas de Servicios Energéticos necesitan conocer y poder hacer el seguimiento de la integración de las fuentes de energía, encuadradas en el régimen especial, en el sistema eléctrico y así es, por su función de desarrolladores de la generación distribuida, función de alto valor añadido que posibilitará la entrada de un gran número de nuevos agentes y/o una ampliación de las actividades de los recientemente incorporados al sistema.
En relación con lo anterior, la energía eólica por su alto grado de penetración en el sistema eléctrico, es la más representativa en cuanto a la problemática que genera su integración, a pesar de lo singular de su acoplamiento en la red, acoplada como generación ordinaria, red de transporte y acoplada como generación distribuida, red de distribución.
La subcomision de la Energía recoge en su informe este hecho, bajo el título de:” Medidas para afrontar el apuntamiento de la curva de requerimiento” definiendo el “apuntamiento” como la demanda prevista menos la generación no gestionable, indicando la necesidad de mitigar sus efectos negativos mediante las siguientes medidas:
- Limitar la producción de generación eólica en valle, lo cual supone una pérdida de energía primaria de origen renovable.
- El desarrollo a gran escala del vehículo eléctrico
- Disponer de sistemas de almacenamiento de energía
- Introducir centrales que estén diseñadas para funcionar con paradas y arranques diarios, como por ejemplo turbinas de gas
- Promover medidas de gestión de la demanda que permitan un aplanamiento de la curva de demanda diaria.
Como puede observarse unas de las medidas son gestionables desde la posición de la generación ordinaria y otras serán gestionables desde la posición del consumidor/productor y por lo tanto desde las empresas de Servicios Energéticos.
Actualmente, el primer de los puntos mencionados, ya está incidiendo en los mercados y su manifestación es: la disminución de los precios horarios en el valle en el mercado diario, con la consiguiente disfunción en las tarifas de acceso por elevación de las primas equivalentes, al estar garantizado un precio mínimo de remuneración por la generación de energía eólica.
Durante el presente mes de enero, el apuntamientos en horas valle ha llegado a ser negativo en algunos periodos horarios, al ser la suma: Nuclear+Eolica+Resto de Energía Renovable>Demanda o de otra forma: Demanda-Energía no Gestionable < Cero
Actualmente para solucionar este problema se recurre al Almacenamiento mediante Bombeo en centrales hidráulicas, lo que aconseja hacer un seguimiento de este hecho mediante un indicador apropiado. Se puede visualizar este efecto en: https://demanda.ree.es/generacion_acumulada.html y en el cuadro mostrado más arriba.
La generación nuclear juega un papel no desdeñable al ser una generación base, continua que en el entorno actual representa, en horas valle, aproximadamente el 30% sobre el total demandado.
Las empresas de Servicios Energéticos jugarán un importantísimo papel en este campo y en concreto en desarrollar las medidas de Gestión de la Demanda, lo que hace necesario poseer de las herramientas regulatorias adecuadas para su gestión.
jueves, 13 de enero de 2011
INDICADOR ELECTRICO (ESE): VOLATILIDAD DEL PRECIO MEDIO DIARIO, MERCADO SEMANAL (III)
Un indicador que nos sirva para justificar la volatilidad de los precios medios diarios durante una semana y que su seguimiento sirva a su vez para el seguimiento continuo de la variación de los precios, será de gran utilidad para los técnicos y gestores de las empresas de Servicios Energéticos.
Hay que indicar, al menos dos aspectos, el primero es que el indicador de volatilidad nada dice sobre el nivel de precios que teóricamente se produce por una casación entre oferta y demanda, el segundo aspecto es que para su definición se utiliza únicamente una variable, en éste caso por la variación en el mix de producción de las horas valle de la generación eólica, ya que se considera que la repercusión de otras variables no es significativa actualmente.
Hay otra consideración que surge como resultado de la propia experiencia de nuestro sistema actual, la información que se facilita va con muchos meses de retraso y sin un compromiso de fecha cierto de publicación, hace que imposibilita cualquier esfuerzo de seguimiento, consideramos que un indicador es útil si se conoce prácticamente en tiempo real.
El desarrollo de nuestro sistema eléctrico ha introducido, en los últimos años, una tecnología, la eólica, que por su tamaño, actualmente ocupa el 2º lugar en cuanto a potencia instalada y el 3º en cuanto a potencia generada y una considerable variabilidad sujeta a causas naturales y difícilmente predecible que nos explica las actuales variaciones de precios y que seguramente, dado que está previsto un incremento de prácticamente del 50% en la próxima década, tendrá una influencia mayor y por lo tanto pueda extenderse a todo el ciclo de carga del sistema y posiblemente pueda originar precios negativos, en el caso de no tomarse medidas.
La volatilidad en el precio del mercado diario se está produciendo en las horas valle del ciclo de demanda que se sitúa en el entorno de los 20.000 MWh y además la producción eólica está en el entorno del 45% o superior y en esas circunstancias la casación se produce a cero € y por lo tanto el mercado diario presenta una gran volatilidad, actualmente de 0/90 €/MWh., menos acusada, como es obvio, en el precio medio diario.
Hay que remarcar que lo que tratamos es de explicar las variaciones de precios medios diarios que se producen en una semana mediante el indicador de volatilidad así definido.
Se ha producido un rango de variación en el precio medio diario de: 45,99 / 16,16 €/MWh motivado a su vez por una variación de la coberetura de la demanda en las horas valle de la generación eólica de: 20% al 47% coincidente con una generación eólica media de: 4.200 / 10.000 MWh.
INDICADOR VOLATILIDAD PRECIO MEDIO DIARIO EN LA SEMANA 02
Se ha producido un rango de variación en el precio medio diario de: 45,99 / 16,16 €/MWh motivado a su vez por una variación de la coberetura de la demanda en las horas valle de la generación eólica de: 20% al 47% coincidente con una generación eólica media de: 4.200 / 10.000 MWh.
miércoles, 12 de enero de 2011
TAMAÑO Y PRECIO DEL MERCADO DIARIO DURANTE LA SEMANA 02 DE 2.011
El mercado de una semana, definido por los siete mercados diarios y cada uno de ellos por: Ingresos, Energía Vendida y Precios, refleja razonablemente la evolución del tamaño del mercado, definiendo a éste por el producto del precio medio diario por la energía total vendida.
Lo primero que hay que indicar es que la solución presentada para el indicador denominado tamaño no es la única posible, entre otras cosas porque el mercado diario no es, como se sabe, único. Al igual que el precio diario no es el final ya que hay que añadirle varios componentes más y tampoco la energía vendida es igual a la producida.
Los datos que se han indicado anteriormente y otros, habrá que tenerlos en cuenta con otros indicadores, en la medida que interese tener más conocimiento del mercado.
De la visualización del cuadro de la semana 2 se deduce que los precios han tenido un comportamiento volátil y será por lo tanto necesario tener un indicador que nos haga comprender la evolución de los precios y su justificación.
En el siguiente artículo intentaremos buscar y definir un indicador que nos sirva para esta función, asunto realmente no fácil.
En resumen, el indicador tamaño de mercado para la semana dos del mes de enero del presente año se compone de:
INDICADOR TAMAÑO DEL MERCADO PARA LA SEMANA 02/2001
Durante la semana 04 del año 2.011 correspondiente al periodo del 10 al 17 de enero, se produjo en el mercado diario una contratación de 124.58 M€ corrspondiente a 3.696 GWh de energía vendida y a un precio medio de 33.69 €/MWh.
LOS INDICADORES ELECTRICOS UTILES PARA LAS EMPRESAS DE SERVICIOS ENERGETICOS
Las singularidad de estas empresas es que serán las encargadas de implementar algunas de las características que definen el nuevo paradigma del sector, entre ellas se encuentran:
- El consumidor/productor
- El ahorro y la eficiencia energética
- La energía distribuida
- Las micro redes
- La gestión energética integral
- El almacenamiento
Estas características y otras se desarrollarán en el mercado actual, unas ya en marcha, otras a falta de una regulación que las permita su introducción en ese mercado y por lo tanto son necesarios parámetros que nos definan esa realidad desde la posición de las ESE(s).
La variabilidad de este mercado, es otra de sus particularidades, y para las ESE(s) que entre sus funciones se encuentra la Gestión de la Demanda, necesita de indicadores para su seguimiento, los empleados actualmente se segmentan en: horas/días/semanas/meses y año; lo que lo hace muy complejo y extenso para su seguimiento y definidos y útiles solamente para la generación ordinaria.
El almacenamiento como es sabido representa uno de las distinciones de este mercado, la energía eléctrica no se almacena, pero existen métodos antiguos como el bombeo que lo asemejan y se están desarrollando nuevas tecnologías que harán esta función tan necesaria, utilizar este indicador por las ESE(s) marcará una señal clara para el mercado y máxime cuando se conozca las rentabilidades actuales.
La regulación de los precios de los diferentes escalones de mercado, así como de los periodos de utilización.
Podríamos seguir enumerando indicadores que serían más o menos útiles para unos que para otros, pero del que ninguna ESE(s) puede prescindir es el del mercado actual y de las incidencias que en el mismo tienen las continuas modificaciones que se vienen introduciendo que son en su mayoría como consecuencia de un proceso de cambio y de ciclo económico.
En el siguiente artículo daremos una primera justificación de los indicadores de mercado útiles para un seguimiento del mismo desde la óptica de una ESE.
lunes, 10 de enero de 2011
GENERACION EOLICA POR COMUNIDADES AUTONOMAS.CECRE
El Centro de Control de Energías Renovables (Cecre) dispone de una infografía con diferentes escenas de la producción de energía eléctrica.
Destaca, entre otras, por su importancia conceptual, la que se muestra en la figura. La novedad reside en el seguimiento que se hace por Comunidades Autónomas, tanto de la producción eólica, como del potencial activo sobre el potencial instalado.
A través de 23 centros de control, que actúan como interlocutores, el Cecre recibe cada 12 segundos información en tiempo real de cada instalación sobre el estado de la conexión a la red, la producción y la tensión en el punto de conexión. Estos datos son utilizados por sofisticadas herramientas que permiten comprobar si el total de generación de las energías renovables puede integrarse en cada instante en el sistema eléctrico sin afectar a la seguridad del suministro.
En la figura de la izquierda se puede ver los flujos de energía eléctrica que se producen, durante un año, entre las diferentes regiones.
La integración de las estrategias regionales con la del país y ésta con la de UE, constituye uno de los retos más singulares de cara a modificar el actual modelo del sistema eléctrico.
viernes, 7 de enero de 2011
LA PRODUCCION EOLICA A: 0 € / MWh EN EL MERCADO DIARIO SE REMUNERA CON LAS PRIMAS MAS ALTAS
Los efectos que produce un mercado con disfunciones y sobre todo cuando nos situamos en los escenarios de máxima distorsión, como sin duda está ocurriendo actualmente en el mercado diario, en el que se viene produciendo casaciones a precio cero € en las horas valle, nos muestran la extensión de la debilidad del actual modelo.
Como es conocido este efecto se produce cuando las demandas son mínimas en el entorno de 20.000/23.000 MWH y la producción eólica supera los 8.500 MWh.
Como también es conocido, las producciones eólicas tienen además de garantizada su producción, tienen también garantizado unos nivele mínimos y máximos de precios, en concreto de: 76,9 MWh y 91.73 MWh respectivamente para el año 2011.
Por lo tanto, a coste cero de la energía la prima alcanza su máximo valor, 76.9 € / MWh., correspondiente al límite inferior. En esa situación el sistema remunera con la mayor prima, es decir que no solo se paga más por la cantidad producida sino también por la prima pagada, lo que obviamente acarrea un incremento del déficit tarifario y a su vez un incremento del coste de las tarifas de acceso y que normalmente se viene aplazando vía déficit.
Los productores eólicos ven remunerada su producción mediante un artificio que invalida cualquier relación con un escenario que funciones con reglas de mercado, esto es otra cosa.
Existe una disfunción sobresaliente en el caso de un consumidor sujeto a TUR, estará pagando la energía, en los casos mencionados, en el entorno de los 82 €/ MWh y además pagará un sobrecoste, por el incremento artificial de las primas.
Todo lo anterior se puede concretar para los días 5; 6 y 7 de enero de 2011, en el que se producen los siguientes datos:
Producción total eólica: 190.349 MWh
Importe primas: 8 millones de euros
Prima media: 40.46 €/ MWh
El día 6/01/2011
Producción total eólica: 240.334 MWh
Importe primas: 14 millones de euros
Prima media: 56.88 €/ MWh
El día 7/01/2011
Producción total eólica: 241.086 MWh
Importe primas: 16 millones de euros
Prima media: 64.19 €/ MWh
DESCENSO DE LA PRODUCCION EOLICA EN HORAS VALLE ( ¿PERDIDAS?)
La curva de producción de energía eólica, durante las horas valle de demanda de energía eléctrica el día 7 de enero de 2011, en el que se ha producido el efecto de casación entre oferta y demanda a cero euros el MWh, muestra una variación ciertamente singular como puede verse en la figura que se muestra.
En efecto, se produce un descenso aproximado del 10% de la producción para seguidamente recuperarse y volver a la situación anterior. Este comportamiento es único para este periodo del día ya que durante el resto, las variaciones son con una transición más suave y que no se ve afectada por las variaciones de la demanda.
MERCADO DIARIO DEL 7/01/2.011 CINCO HORAS CON CASACION A 0 € / MWh SUPUSIERON MAS DE 100.000 MWh
Como estaba previsto y habíamos indicado en días anteriores, se dieron las condiciones suficientes para que en las horas valle del ciclo de demanda de energía eléctrica, la casación de oferta y demanda se produjera a CERO €/MWh
Las horas 3ª a la 7ª la casación fue nula, produciéndose precios anormales también en las horas 2ª; 8ª y 9ª donde los precios fueron de: 4 € /MWh; 4.01 € /MWh y 5,01 € /MWh.
Las producciones de energía oscilaron entre 21.500 y 22.500 MWh en las cinco horas con casación 0 € /MWh y la estructura de generación contó con una producción eólica en el entorno de 9.000/10.000 MWh y una demanda de bombeo y exportaciones en los entornos aproximados de 500 y 600 MWh respectivamente.
La generación eólica tan solo supuso el 46% de la potencia instalada y el 45% de la energía producida, se desconoce si hubo paradas de parques por exceso de producción.
El hueco térmico estuvo generado casi en su totalidad por centrales de gas con una potencia entre 1.500 y 2.000 MWh.
El impacto económico de esta situación entre los diferentes agentes será preciso un análisis en profundidad que esperamos que nos sea facilitado por los diferentes entes afectados y especialmente el regulados que ya el año pasado, en el mes de marzo, lo trataron en una reunión del consejo de administración.
Durante el día 6/01/2.011 se dieron unas circunstancias similares aunque solo se produjo una casación a 0 € /MWh en una hora.
Las circunstancias indicadas representan una valoración muy real de nuestro actual modelo del sistema eléctrico y también de la incapacidad administrativa para abordar soluciones y máximo cuando los planes del gobierno establecen un crecimiento del 50% de la potencia instalada en centrales eólicas.
miércoles, 5 de enero de 2011
DATOS DE: DEMANDA,PRODUCCION Y PRECIO EN LA HORA DE MINIMA DEMANDA DEL DIA 5/01/2011
HORA: 4:20
PRODUCCION TOTAL: 23.913 MWh
CICLOS COMBINADOS: 2.942 MWh (12.3%)
CARBON: 2.438 MWh (10.2%)
NUCLEAR: 6.472 MWh (27.12%)
HIDRAULICA: 719 MWh ( 3.00%)
EOLICA: 6.509 MWh (27.2%)
PRECIO MERCADO DIARIO: 37.45 €/MWh
DATOS DE: DEMANDA,PRODUCCION Y PRECIO EN LA HORA DE MAXIMA DEMANDA DEL DIA 4/01/2011
HORA: 18:50
PRODUCCION TOTAL: 38.541 MWh
CICLOS COMBINADOS: 10.665 MWh
(27.7%)
CARBON: 4.711 MWh (12.2%)
NUCLEAR: 6.484 MWh (16.80%)
HIDRAULICA: 7.721 MWh ( 20.00%)
EOLICA: 4.861 MWh (12.6%)
PRECIO MERCADO DIARIO: 50.50 €/MWh
martes, 4 de enero de 2011
ENERGIA ELECTRICA A CERO EUROS EN EL MERCADO DIARIO
Así ocurrió el pasado 8/01/2010 durante seis horas de la 2ª a la 7ª, en el que se despacharon en el mercado diario la cantidad de: 136.748 MWh. que costaron solamente 979 miles de euros, debido a que la casación se producía a cero euros.
Esta situación en un mercado liberalizado es totalmente anómala y lo que buscamos es conocer y analizar en que circunstancias se produzco y si se va a volver a producir de nuevo y si se realizará con mayor o menor intensidad.
Todos los datos del día indicado figuran en las páginas de OMEL y REE y por lo tanto lo único que hay que hacer es confrontarlos, también hay que subrayar que a pesar de lo singular de la situación, nada hemos encontrado en estas dos empresas que lo valoren como tal y nos indiquen su impacto en el mercado.
DEMANDA HORARIA A COSTE CERO EN EL MERCADO DIARIO
Hora 2ª demando: 22.846 MWh a un precio final medio de: 9,7 euros/ MWh
Hora 3ª demando: 23.007 MWh a un precio final medio de: 7,7 euros/ MWh
Hora 4ª demando: 22.220 MWh a un precio final medio de: 5.2 euros/ MWh
Hora 5ª demando: 22.105 MWh a un precio final medio de: 3,7 euros/ MWh
Hora 6ª demando: 22.554 MWh a un precio final medio de: 3,6 euros/ MWh
Hora 7ª demando: 24.016 MWh a un precio final medio de: 12,6 euros/ MWh
Total 2ª a 7ª hora demandado: 136.748 MWh con un precio de: 979.899 euros, al precio medio actual del mercado supondría aproximadamente 6 millones de euros más, prácticamente mil millones de las antiguas pesetas.
TECNOLOGIAS Y PRODUCCIONES QUE CASARON A CERO EUROS EN EL MERCADO DIARIO (MWh)
Hora 2ª
Hidráulica: 2.280 Nuclear: 5.349 Ciclos Combinados: 2.856, Carbón: 2.266
Eólica: 9.016,
Hora 3ª
Hidráulica: 1.635 Nuclear: 5.348 Ciclos Combinados: 2.554 Carbón: 2.054
Eólica: 8.879,
Hora 4ª
Hidráulica: 1.571 Nuclear: 5.344 Ciclos Combinados: 2.414, Carbón: 1.685
Eólica: 8.807,
Hora 5ª
Hidráulica: 1.479 Nuclear: 5.349 Ciclos Combinados: 2.454, Carbón: 1.555
Eólica: 8.803,
Hora 6ª
Hidráulica: 2.201 Nuclear: 5.340 Ciclos Combinados: 3.425, Carbón: 1.612
Eólica: 8.775,
Hora 7ª
Hidráulica: 3.587 Nuclear: 5.342 Ciclos Combinados: 4.382, Carbón: 2.191
Eólica: 8.712,
Según lo anterior, las horas valle con una estructura que este comprendida con una demanda de: 22.000/24.000 MWh y una producción eólica de: 8.800 MWh o superior, producirán una casación de cero euros en el mercado diario a valores similares del resto de las tecnologías de producción de energía eléctrica y con un hueco térmico comprendido entre 4.000 y 6.5000 MW
La demanda actual en las horas valle indicadas anteriormente, tiene un comportamiento similar al referido para el día 8 de enero de 2010 reseñado anteriormente a excepción del comportamiento del bombeo y las exportaciones.
En cuanto a la producción actual se presenta una distribución diferenciada a la mostrada para el año pasado al entrarse produciendo unas variaciones por defecto muy importantes para la energía eólica que se sitúa en las horas valle en el entorno de los 5.000 MWh , también es de resaltar la mayor producción de energía nuclear, al situarse en el entorno de: 6400 MWh y que por su característica de no regulable, hace que el hueco térmico se reducirá más que el año pasado en la medida que avance la producción eólica y que por otra parte cuenta con mayor potencia instalada.
En las circunstancias reseñadas anteriormente hay que valorar cuanta energía eólica el sistema tendrá que desechar por su incapacidad técnica a integrarla, según los datos facilitador por el operador del sistema en el ejercicio pasado se desaprovechó el 0,6 % de la producción total eólica que fue de: 42.976 GWh
lunes, 3 de enero de 2011
LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS REDUCEN CONSIDERABLEMENTE SUS INVERSIONES EN EL AÑO 2010
UNESA ha publicado, en su avance estadístico del año 2010, las inversiones realizadas por sus empresas en lo concerniente a generación y distribución.
Las inversiones totales alcanzaron la cifra de 4.055 millones de euros lo que representa una disminución del 23.1% con respecto a la realizada en el año 2.009. El importe destinado a generación eléctrica fue de 2.135 millones de euros, lo que representa una disminución del 25.1% con relación al ejercicio anterior; de igual manera las inversiones en distribución disminuyeron en un 20.7% y representaron tan sólo la cantidad de 1.920 millones de euros.
La potencia instalada en el parque generador peninsular registró un aumento de 3.717 MW lo que sitúa la capacidad total del sistema al finalizar el 2010 en 97.447 MW, un 4 % superior a la del año anterior. La mayoría de este aumento procede del ciclo combinado que tuvo un crecimiento neto de 2.154 MW, así como de nuevas instalaciones de origen renovable (1.094 MW eólicos y de 540 MW de energía solar). En cuanto a las bajas, se ha producido el cierre de una central de fuel de 148 MW.
La potencia instalada en el total nacional supera por primera vez los 100 GW, exactamente 103.086 MW, que tuvo que hacer frente holgadamente al máximo anual que fue de: 44.122 MW 11 de enero del 2010 (19-20 h)
La potencia eólica se quedó a las puertas de los 20.000 MW al alcanzar una potencia instalada de 19.959 MW que representa la segunda tecnología después de los ciclos combinados con 26.844 MW.
La potencia solar fue la tecnología que mas incremento su potencia instalada al hacerlo en un 15.3% con un total de 4.188 MW.
Hay que llamar la atención, una vez más, del elevado indice de cobertura que tiene nuestro actual sistema eléctrico actual, puede superar el 1,5 lo que lo dota de una capacidad muy importante para poder asumir fuertes crecimientos de la demanda.
LA GENERACION HIDRAULICA Y NUCLEAR ALCANZO EN EL AÑO 2.010 LOS 5.000 MILLONES DE EUROS.UN EXCELENTE AÑO PARA LAS ELECTRICAS
Tanto UNESA como REE han publicado sus avances estadísticos del año 2.010, en donde se pone de manifiesto el excelente año que ha supuesto la generación de energía con tecnologías hidráulica y nuclear, donde se alcanzó un máximo historico al cubrir entre ambas el 36,1% de la demanda.
Balance eléctrico anual (2.010)
La generación hidráulica alcanzó los 38.001 GWh un 59, 3% superior al año 2.009 y representó el 14% de la demanda.
La generación nuclear alcanzó los 61.944 GWh un 17,4% superior al año 2.009 y representó 22.5% de la demanda que fue de 275.252 GWh.
La generación hidráulica más nuclear fue de 99.945 GWh y representó 36.31% de la demanda.
La generación eólica y ciclos combinados fue de 42.976 y 68.828 GWh respectivamente lo que supuso un crecimiento del 18.3% y una disminución del -16.3% respectivamente y ambas representan el 40.55% de la demanda.
EVOLUCION EN LOS ULTIMOS CINCO AÑOS DE LA PRODUCCION HIDRAULICA
Año GWh
2006 23.286
2007 18.263
2008 18.788
2009 22.110
2010 36.568
Estas brillantes producciones no influyeron a la hora de establecerse los precios en el pool eléctrico, en el caso de la energía nuclear, al ser el mismo marginalista en nuestra normativa y ser tecnología prioritaria y por lo tanto no marca precio y si se ve beneficiada al conseguir el precio más alto de casación. Por otra parte se han alzado voces muy críticas hacia estas tecnologías en relación con los precios que son remuneradas ya que se consideran unos beneficios fuera de toda lógica económica.
NO PODEMOS ESPERAR MAS HAY QUE DEFINIR UN NUEVO MODELO PARA EL SISTEMA ELECTRICO Y HACERLO ANTES DE TITULARIZAR EL DEFICIT TARIFARIO.
EL DEFICIT DE TARIFA 
EL LIBRO BLANCO DE LA GENERACION ELECTRICA
OPA DE GAS NATURAL SOBRE ENDESA
REGULACION FOTOVOLTAICA
TARIFAZO PACTOS
SUBCOMISION
¿OTRO POLITICO?
COMO SE PASA DE 49,07 A 140, 07 SIN MAS QUE APLICAR UNA FORMULA CUYO RESULTADO ES UN CAFE PARA UNOS Y 1000 M€ PARA OTROS
Intentaré explicar el título que posiblemente es una buena síntesis del denominado “tarifazo” que simplemente es el último parche que hemos asistido de un modelo eléctrico totalmente caduco.
Aunque es totalmente cierto que simplemente hay que aplicar una FORMULA, a la hora de conseguir lo que dice el título, la cosa se complica y no porque ésta sea complicada que no lo es, pero si se complica cuando las normas se cambian sin ninguna explicación ni justificación, quizás porque la única razón es conseguir que el resultado de la formula sea sensiblemente superior que el anterior.
La aplicación de la formula, su resultado, es el denominado coste estimado de la energía que si se le agrega la tarifa de acceso, tendremos el término de energía de las TUR, cuyo resultado publicado en el BOE es de 140,07 €/MWh., que supone un incremento absoluto de 14,91 €/MWh y relativo de 11,91%. con relación al último que era de 125,16 €/MWh
Por otra parte, la tarifa de acceso no se ha modificado con relación a la última TUR, lo que hace que el término resultante de aplicar la formula, el coste estimado de la energía sea de 84,59 €/MWh lo que supone un incremento absoluto de: 14,91 €/MWh y relativo del 21,40%.
El coste estimado de la energía se ha relacionado con las subastas CESUR, al definir esta, teóricamente, el precio de la energía para el periodo considerado y ser el término de mayor peso en la ya famosa formula, pero el resultado de la subasta sólo fue un 4,54% superior al del periodo anterior y por lo tanto lo novedoso ha sido que:
- Los pagos por restricciones se han incrementado un 52,10%
- Los pagos por capacidad un 71,80%
- Las perdidas un 21,40%
¿ Y cuál es la razón que justifique tales incrementos tan espectaculares, qué ha pasado en el sistema?
La respuesta a esta cuestión es la que deberían haber proporcionado quien es el responsable de haberla llevado a cabo o en su caso el regulador que vela por que se cumpla la normativa existente.
En el gráfico que se adjunta se puede seguir más cómodamente lo expuesto anteriormente y sacar conclusiones como por ejemplo que en nuestro sistema eléctrico se van a incrementar el coste de las perdidas en un 21,40 % y no precisamente porque se incremente la energía que circulará por nuestras redes.
Por último lo del café es cuestión del señor ministro y los 1.000 M€ es el resultado aproxiomado del producto de los 14,91 € / MWh incrementados por el consumo estimado de energía de los demandantes sujetos a TUR.
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