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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:

El día 5/01/2011
 
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

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:
  1. Los pagos por restricciones se han incrementado un 52,10%
  2. Los pagos por capacidad un 71,80%
  3. 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.





martes, 28 de diciembre de 2010

SUBIDA DE LAS TARIFAS Y NOTA DE PRENSA DEL MITYC INACEPTABLE

La nota de prensa que ha publicado el MITYC sobre el incremento de las tarifas eléctricas, es totalmente inexacta y conduce a error que se ve reflejado en una gran mayoría de las noticias que vienen apareciendo en la prensa sobre este tema NOTA DE PRENSA

Esta revisión es resultado de la subasta CESUR celebrada el pasado día 14 de diciembre, mediante la que se determina el coste de la energía en función de su evolución en el mercado. El coste de la energía se ha visto afectado por la evolución al alza del coste de los combustibles fósiles utilizados para generar electricidad y por el efecto estacional de los meses de invierno, en los que el consumo de los hogares se dispara en las horas del día en las que el precio de la electricidad es más caro.

RESULTADOS DE LA XIII SUBASTA TUR ELECTRICIDAD Precio Final (Eur/MWh) 49,07 y 53,99
PRIMER TRIMESTRE 2011


RESULTADOS DE LA DUODÉCIMA SUBASTA TUR ELECTRICIDAD
CUARTO TRIMESTRE 2010

Precio Final (Eur/MWh) 46,94 y 53

INCREMENTO


4,54% y 1,87%

Los datos que figuran más arriba son los publicados por OMEL, como resultado de las subastas XIII y XII, luego la causa no es esa y si otra que viene de aplicar la siguiente formula:
Los datos necesarios para su aplicación no han sido todavía publicados por el MITYC ni tampoco por la CNE, lo cual es más inaceptable todavía, EN CUANTO SE CONOZCAN SE PODRÁ HACER UNA VALORACIÓN AJUSTADA DEL AUMENTO DEL PRECIO DE LA ENERGIA PARA LAS TARIFAS TUR.

Un medio ha recogido muy acertadamente cual es la situación, transcribimos su análisis:

Las matemáticas son ciencias exactas. Se aplican fórmulas y sale lo que sale. Exactamente.En el caso de la luz, la fórmula aplicada, recogida en la normativa en vigor, marca una subida del 9,8% en el recibo de enero.
Pero otra cosa es cómo se elabora la fórmula, quién la negocia,qué elementos recoge y quién la incluye en las normas.
No es una cuestión de recelo interesado. La Comisión Nacional de la Energía (CNE),por ejemplo, ha advertido en múltiples ocasiones de que uno de los componentes de la fórmula de revisión de las tarifas,las subastas de energía trimestrales Cesur, tienen que ser mejoradas para evitar cualquier sospecha de manipulación.Que las hay.Tampoco están claras las apelaciones a los mercados internacionales a la hora de comparar los precios y justificar incrementos. En el caso español, los precios del mercado mayorista (pool), donde se casa oferta y demanda, resultan a menudo más baratos que en
otros mercados como el británico o el francés. Pero hay quien defiende, con razones de peso, que ni los mercados europeos son comparables, ni la transparencia de los precios es la misma.

jueves, 23 de diciembre de 2010

MEDIDAS PARA REDUCIR LOS COSTES DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN MÁS DE 4.600 MILLONES EN LOS PRÓXIMOS TRES AÑOS

La norma aprobada hoy se inscribe en la política del Gobierno de racionalizar y contener los costes regulados del sistema eléctrico, de la búsqueda de nuevas fuentes de ingresos y de la protección de los consumidores más vulnerables y se suma a otras actuaciones legislativas aprobadas en la presente legislatura.

Las empresas financiarán el bono social hasta 2013 y asumirán el coste de las políticas de ahorro y eficiencia energética (E4) en el periodo 2011-2013.

Todas las empresas generadoras de electricidad, tanto del régimen ordinario como las de energías renovables y cogeneración, pagarán un peaje de 0,5 euros/MWh.

Se limita durante tres años las horas con derecho a prima de las plantas fotovoltaicas, al igual que ha ocurrido con otros sectores como el eólico y el termosolar.

Se modifican los límites máximos del déficit de tarifa en 2010, 2011 y 2012 para adecuarlo a las desviaciones y se mantiene en el año 2013 el punto en el que se alcanza la suficiencia tarifaria.

El Consejo de Ministros ha aprobado un Real Decreto Ley que contiene una serie de medidas destinadas a reducir los costes regulados del sistema eléctrico cuyo principal objetivo es garantizar su sostenibilidad económica y contribuir a eliminar el denominado déficit de tarifa según el calendario previsto en el año 2009.

Esta norma se inscribe en la política del Gobierno de racionalizar y contener los costes regulados del sistema eléctrico, de la búsqueda de nuevas fuentes de ingresos y de la protección de los consumidores más vulnerables mediante la ampliación del bono social, y se suma a otras actuaciones legislativas aprobadas en la presente Legislatura.
En conjunto, las medidas aprobadas en 2010 suponen un ahorro de más de 4.600 millones de euros en los próximos tres años: 1.660 millones en 2011; 1.510 millones en 2012 y 1.446 millones en 2013.

Estrategia de reducción de costes

El sector eléctrico está atravesando una situación coyuntural excepcional causada por una repentina caída de la demanda eléctrica. Tras veinticinco años de incrementos sostenidos de la demanda próximos al 4 por 100 anual, en 2009 la demanda eléctrica cayó un 4,7 por 100, descenso que se sumaba a una desaceleración del consumo experimentada en 2008.
La consecuencia directa de esta coyuntura ha sido una pérdida de ingresos para el conjunto del sistema y, adicionalmente, un aumento del montante total de los costes regulados por el efecto de la caída de la demanda.
Ya desde 2009 el Gobierno ha adoptado una serie de medidas tendentes a racionalizar los costes regulados y reducir el déficit de tarifa, entre las que destacan la aprobación del Real Decreto Ley en 2009 por el que se estableció una senda de reducción del déficit de tarifa y creó un prerregistro para las energías renovables con el fin de evitar una entrada en el sistema de plantas por encima de los objetivos previstos y un aumento innecesario de las primas que reciben estas instalaciones.
Al mismo tiempo, se creó el bono social, mecanismo que ahora se amplía, para proteger a los consumidores más vulnerables.
Durante 2010 el Gobierno ha seguido trabajando en la reducción de costes y ha adoptado una serie de medidas de carácter técnico para mejorar la calidad:
Acuerdo con el sector eólico para reducir temporalmente sus primas un 35 por 100 y limitación del número de horas con derecho a prima, así como la creación de un cupo experimental de 160 MW para incentivar el desarrollo tecnológico.
Acuerdo con el sector termosolar por el que se eliminó la opción de retribución a precio de mercado más prima (más ventajosa que la opción de tarifa regulada) para todas las plantas inscritas en el pre-registro durante un año, retraso en la fecha de entrada en operación de las plantas inscritas en el prerregistro y limitación del número de horas con derecho a prima en función de las distintas tecnologías.
Nueva normativa para las plantas solares fotovoltaicas de nueva creación en la que se reducen las futuras primas en un 5 por 100 (instalaciones de techo pequeño), 25 por 100 (instalaciones de techo medianas) y 45 por 100 (instalaciones de suelo). Asimismo, se han aprobado elementos técnicos para mejorar la integración de las instalaciones de fuentes renovables y de cogeneración y simplificar y agilizar los procedimientos administrativos de aplicación.
Contenido del nuevo Real Decreto-Ley
Peajes a la generación. Actualmente la generación eléctrica está exenta de financiar las redes, aunque es una actividad que contribuye a aumentar el coste de las redes porque exige la construcción de las conexiones necesarias para realizar el suministro eléctrico.
Para equilibrar esta situación, a partir del próximo 1 de enero se establece un peaje de 0,5 euros/MWh, que pagarán tanto los generadores del régimen ordinario, como los del régimen especial. Esto supone un incremento de los ingresos de 150 millones de euros anuales.
Bono social. Las empresas eléctricas financiarán el bono social hasta 2013, seis meses más de lo previsto hasta ahora, lo que supondrá un ahorro de 150 millones de euros.
Creado en 2009, el bono social supone la congelación de las tarifas eléctricas para los consumidores con potencias contratadas hasta 3 KW en su primera residencia, así como a familias numerosas, los perceptores de las pensiones mínimas y aquellos hogares que tengan todos sus miembros en paro. Tienen derecho a él unos cinco millones de consumidores.
Costes de la estrategia de ahorro y eficiencia energética. Desde el 1 de enero de 2011 las empresas eléctricas asumirán el coste de las medidas relacionadas con la estrategia de ahorro y eficiencia energética durante tres ejercicios. Esta partida, que hasta ahora se sufragaba con cargo a la tarifa, supondrá un ahorro total de 670 millones de euros, 270 millones en 2011, 250 millones en 2012 y 150 millones en 2013.
Reducción temporal de la retribución fotovoltaica. Al igual que ha ocurrido con otros sectores como el eólico y el termosolar, se limitarán las horas de funcionamiento con derecho a prima de las plantas fotovoltaicas a las previstas en el Plan de Energías Renovables 2005-2010 en el periodo 2011-2013. La producción que exceda este umbral se venderá a precio de mercado mayorista. El ahorro logrado con esta medida asciende a 740 millones anuales.
Las plantas afectadas disfrutarán de tres años más de periodo con derecho a prima, que de esta forma pasa de veinticinco a veintiocho años. A partir de 2014 existirá también un límite de horas equivalente al funcionamiento actual.
Déficit de tarifa. Cumplimiento del calendario de eliminación del déficit tarifario del sistema eléctrico hasta su completa eliminación en 2013. Se modifican los límites máximos hasta 5.500 millones de euros en 2010, 3.000 millones en 2011 y 1.500 millones en 2012, para adecuarlos las desviaciones y se mantiene el punto en el que se alcanza la suficiencia tarifaria en el año 2013.
Tal y como estaba previsto, la titulización del déficit de tarifa se realizará con el aval del Estado para minimizar su impacto en los consumidores, accediendo así a las mejores condiciones de mercado.
Resumen de ahorros