LA VARIACION DE LA GENERACION EOLICA DURANTE EL MES DE ENERO DE 2011 ROMPE LA TENDENCIA HISTORICA

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

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.

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.

LAS EMPRESAS DE SERVICIOS ENERGETICOS Y EL AUTOCONSUMO DE ENERGIA ELECTRICA

De implantarse en nuestra actual ordenación, el autoconsumo eléctrico, produciría un cambio de entidad con relación a la situación actual del sistema eléctrico, ya que esta posibilidad no está contemplada en la regulación actual y consagraría la figura del consumidor/productor y gestor energético. Por otra parte se abre una nueva ventana para el desarrollo de las empresas de servicios energéticos, ya que podrán combinar la actividad de: ahorros y eficiencias energéticas con la implantación de generaciones locales multiusuario.

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.

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

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.

SERVICIOS ENERGETICOS: NORMATIVA ENERGETICA EUROPEA

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.

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

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:

1. Limitar la producción de generación eólica en valle, lo cual supone una pérdida de energía primaria de origen renovable.
2. El desarrollo a gran escala del vehículo eléctrico
3. Disponer de sistemas de almacenamiento de energía
4. Introducir centrales que estén diseñadas para funcionar con paradas y arranques diarios, como por ejemplo turbinas de gas
5. 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.

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.

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.

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

La hiperinflación de datos existentes del sector eléctrico, así como las distintas fuentes de los mismos, hace que sean de escasa utilidad para las Empresas de Servicios Energéticos ESE(s) para desenvolverse en un mercado tan complejo y en proceso de cambio.

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.