CO2 global ¿vamos bien?

viernes, 10 de mayo de 2019

Resumen del mercado eléctrico en abril: empieza el rally de precios

En Marzo veía el vaso del mercado eléctrico medio vacío, pero resulta que en abril no sólo no lo veo mejor, sino que podemos dar por empezado el rally de precios que estacionalmente tiene el mercado por estas fechas.

Poca agua pero bastante viento que no consigue evitar subidas de precios, tanto en mayorista como en doméstico, ni en futuros. Hueco térmico en ascenso, precios de CO2 manteniéndose altos, sólo nos salva un precio del gas mayorista bastante barato y del carbón bastante contenido (seguramente por la baja demanda de Asia) para que no tuviéramos precios disparados. En fin, como siempre... por partes!

Precios regulados domésticos - PVPC

La factura baja un 2,4% desde marzo hasta 61,3 € simplemente porque abril tiene 1 día menos que marzo, ya que el coste de la energía ha subido un 1,3% situándose el precio medio con perfilado REE en 0,115778 €/kWh. Con respecto al mismo mes del año pasado la factura sube un 4,2% y si nos fijamos en la media de los 4 últimos abriles (58,4 €), la subida es de un 4,9%: una vez más estamos ante un mes de abril caro, de hecho es el segundo abril más caro de la historia, desde el de 2015 (63,9 €). Curiosamente el mercado mayorista de abril en 2015 fue bastante más barato que el de este año, la diferencia de precios la tenemos porque en 2015 se pagó bastante más por los servicios de ajuste, interrumpibilidad, pagos por capacidad y por el mercado intradiario.

 

La mayoría de los días el precio ha estado oscilando entre los 11,5 y 12,5 céntimos€/kWh y no ha habido récord de precios en ninguna hora del mes, ni altos ni bajos. Una vez más, de media, el valle de por la tarde (de 16 a 18h) ha sido más barato que el valle nocturno (3 a 6h). El PVPC está íntimamente ligado al mercado mayorista y, sin embargo, esta situación no se ha dado allí, debiéndose pues al coste de los mercados intradiario y de ajuste.

La factura anual, al incrementarse los precios de futuro, asciende a 776 € todavía más barata que la del año pasado, pero teniendo en cuenta que nos quedan meses de subidas, no sería de extrañar que este año la superemos

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Abril quedó en 50,41 €/MWh 2,91 € por encima de su última cotización en marzo. Ha subido con respecto a marzo un 3,2%, un 18,1% con respecto a abril del 18 y nada menos que un 29,4% con respecto a la media de los 4 últimos abriles, así que volvemos a lo que parece rutina últimamente: estamos frente a un mes bastante caro, de hecho es el abril más caro desde el de 2008 (56,18 €/MWh).

 

La primera quincena del mes los precios han oscilado básicamente entre los 50 y 60 €/MWh sin embargo la segunda quincena los precios han sufrido grandes variaciones, moviéndose entre los 35 y 60 €/MWh, aún así nuevamente nos encontramos ante un abril con un spread de precios diarios de los más bajos para ese mes (17,11 €/MWh).

Estos precios caros se han dado a todas las horas. Sólo el pico de la noche (57,47 €/MWh) tiene un valor parecido al de 2015. Nuevamente como ya sucedió en febrero y marzo, ha habido días de baja generación fósil donde ninguna hora marcó precio, estos fueron los días 6, 19, 20, 24 y 25 de precios 44,30 - 37,31 - 31,75 - 40,01 y  29,69 €/MWh respectivamente. De estos días el más barato es el que donde más horas marcó precio la cogeneración/renovables. Estos días serán interesantes de analizar cuáles fueron las centrales que marcaron dichos precios, algo que puede hacerse fácilmente siguiendo la publicación que mantengo en twitter con el hashtag #Hace3MesesEnOMIE y en la que una vez con todos los datos de enero ya disponibles se pueden sacar estadísticas interesantes como que el número de unidades que más veces marcaron el precio marginal del mercado las gestiona la empresa Wind To Market y ... ¡son del tipo de generación renovable!
 
El agua es la que ha marcado los precios este mes en un 57,2% de las horas. Lo hizo casi a cualquier hora, aunque algo menos en el valle de la tarde junto con los ciclos. Las cogeneraciones y fuentes renovables marcaron el precio en un 33,6% de las horas.

En abril nuevamente el carbón no ha hecho ningún bilateral en el mercado mayorista, siendo las principales fuentes que lo han hecho la nuclear, hidro y eólica. Nuevamente la presencia de fotovoltaica es testimonial (0,05% de la energía del PBF). Recordemos que la energía negociada entre partes (bilaterales) no forma parte en la casación de precios.

Por otro lado el día 15 volvió a haber fiesta con las Restricciones Técnicas FaseI a subir, un mercado técnico de los servicios de ajuste que es no competitivo (cada unidad pone su precio), que se abre después del mercado diario y que es usado para cuadrar generación con demanda. Es una estrategia conocida que las empresas conocen bien cómo funciona el sistema y cuando prevén que si determinada central, al estar estratégicamente situada, no entra en el mercado  mayorista (poniendo un precio desorbitado) luego podrán optar a este mercado de ajuste al precio que deseen (no hay límite superior). Pues bien ese día un ciclo combinado se embolsó a razón de 1.038,54 €/MWh por 503,8 MWh. cada hora (más de medio millón de euros cada una de esas 4 horas). En esas horas había nada menos que 12 GW de viento y OMIE estaba entre 45-47 €/MWh... para qué ganar eso, ¡pudiendo ganar 22 veces más!


Así las cosas, el precio anual hasta el 30 de abril queda en 53,83 €/MWh y la previsión para el año completo sube 3€ desde marzo hasta 56,78 €/MWh muy cerca ya del de 2018. Me preguntaba el mes pasado si sería descabellado pensar en que 2019 terminará cerca de los 60 €, ahora me da la impresión de que los superará....

Futuros

Suben con fuerza todos los horizontes temporales. El Rally ha comenzado y los próximos meses seguramente no veremos sino incrementarse todos ellos. El 2020 parece oscilar sobre los 55 €/MWh.

Las subidas más importantes se dieron los primeros 10 días del mes, para luego bajar ligeramente. En los principales mercados de Europa también se han dado estas subidas, incluso de manera más acuciada como el caso del Q3 en Francia o Alemania con más de un 10% aunque ¡ellos están con precios 10-12 € por debajo de nosotros!

 

Fuentes de generación y emisiones

Al haber una bajada en la demanda, baja la generación con todas las fuentes (incluso las solares que por pura estacionalidad deberían haber subido y sin embargo son las que porcentualmente más bajan) y sube como única fuente los ciclos, haciéndolo además con mucha fuerza.

La bajada de las solares se explica con el gran aporte eólico este mes. De hecho no se generaba tanta eólica en un abril desde el de 2012 y como suelo comentar, eólica y solar por lo general son fuentes bastante complementarias. El carbón sigue de capa caída y no se generaba tan poco en ese mes (730 GWh), desde el de 2010 con 634 GWh y al revés con los ciclos, donde no se generaba tanto desde el de 2011.

Y con el agua más de lo mismo. No se generaba tan poco en un abril desde el de 2012, haciéndolo incluso menos que en 2017, año de sequía importante. La baja producción con agua ha provocado un hueco térmico ligeramente superior al correspondiente a la media de los últimos 4 abriles, cubierto en su inmensa mayoría con el gas de los ciclos.

Las fuentes que más han generado en abril han sido, por orden Eólica, Nuclear y Ciclos (que supera a las cogeneraciones). Para el global del año invierten posiciones las dos primeras: Nuclear, Eólica y Ciclos.

El buen comportamiento del viento no ha podido contrarrestar la falta de energía hidroeléctrica y la cuota renovable de este mes baja hasta 41,9% 4 puntos porcentuales por debajo de la media de los últimos 4 abriles (45,8%)

Con respecto al CO2, suben las emisiones 76.000 toneladas hasta las 3,36 Mt (a confirmar cuando salga el dato en REE) quedando el global del año en 17,3 Mt, esto es un descenso del 4,4% para el mismo periodo del año pasado. El factor de emisión queda en 0,169  tCO2/MWh (también a confirmar por REE) y el del global del año baja a 0,199  tCO2/MWh

Finalmente las importaciones con Francia han descendido 650 GWh hasta 1,3 TWh, las exportaciones a Portugal han disminuido hasta los 311 GWh y las importaciones desde Marruecos también han disminuido hasta los 107 GWh.

Mercados europeos

Sólo 2 países se han salvado de las subidas de precio: Reino Unido y los nórdicos (aunque estos últimos por los pelos), el resto de mercados suben de precio con respecto a marzo. Los que más fuerte lo hacen son Alemania, Francia y a con mucha menor intensidad, los ibéricos.

Sin cambios en los 2 grupos de precios: por un lado los caros: Italia, Reino Unido e ibéricos y por otro el grupo de los baratos formado por el resto de países.
 

A destacar en el mes, los precios negativos de Alemania el día 22 con -14,01 €/MWh que tiraron de Bélgica y Francia. Aquí ni nos enteramos (de hecho subió con fuerza ese lunes): todavía nos queda avanzar mucho en interconexiones.

Aunque seguramente cambie el panorama los próximos meses, a estas alturas los nórdicos son los únicos que ya tienen un precio medio superior al de 2018, el resto aún nos mantenemos por debajo.

martes, 23 de abril de 2019

Resumen del mercado eléctrico en marzo: ¿el vaso está medio lleno o medio vacío?

Marzo no ha terminado de sacarnos de dudas de manera contundente, pero a mi juicio empiezo a ver el vaso medio vacío: las 2 fuentes que debían haber sido protagonistas han brillado por su ausencia y es que ha llovido nada y menos y el viento ha estado de lo más modosito.

Sólo nos ha ayudado el precio de los fundamentales, carbón, gas natural y CO2, aunque ya sabemos que cuando esos factores bajan, su efecto en nuestro mercado es más bien tímido en comparación con otros países.

El caso del agua empieza a ser preocupante. Confiemos que pase como el año pasado que fue en abril cuando se abrió el grifo ¡y no paró hasta bien entrado el año!

Precios regulados domésticos - PVPC

La factura sube un 6,6% desde febrero hasta 62,8 € simplemente porque marzo tiene 3 días más que febrero, ya que el coste de la energía ha bajado. Con respecto a la del año pasado es un 3,9% más cara y con la media de los 4 últimos marzos, un 3,8% más cara. Podemos asegurar que nos encontramos ante un mes más caro de lo normal, el consuelo, por aportar algo positivo, es que en el pasado hubo marzos mucho más caros...
 

La mayoría de los días, el precio ha estado oscilando entre los 12 y 13 céntimos€/kWh siendo el precio medio del mes con el perfilado de REE de 0,114279 €/kWh

Este mes trae el récord de hora y día más baratos (el 4 y el 17 respectivamente), aunque lo normal es que en los próximos meses veamos precios más bajos aún. Nuevamente, no hemos tenido precios medios más bajos por las horas de la madrugada que han tomado valores muy altos, siendo de media, el valle de por la tarde más barato que el de madrugada.

Con respecto a la factura anual, de momento seguimos apuntando hacia una factura moderada, pero esto puede variar notablemente a partir de uno o 2 meses, cuando empiece el rally alcista en el mercado mayorista. En estos momentos apunta hacia los 762 €, valores muy cercanos a la media de los 4 últimos años y es curioso que aunque se prevén facturas más caras de lo habitual los próximos 2 meses, los meses del verano parece serán especialmente buenos y normales hacia los últimos meses. El precio medio anual queda en 0,1194 €/kWh

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Finalmente OMIE se quedó 48,82 €/MWh casi 1 € más arriba de su última cotización en OMIP, más de 8 € por encima de marzo del año pasado y 10 € por encima de la media de los últimos 4 marzos aunque bajando un 9,6% respecto al mes anterior, de hecho ha sido el marzo más caro de los últimos 10 años (concretamente desde el 2008 que quedó en 59,01 €/MWh). Mal dato para un mes que supuestamente debería ser de los baratos...

 

Aún así Marzo nos ha traído la hora y el día más baratos del año con 3,52 y 34,74 €/MWh respectivamente y asombrosamente ninguno de los dos coincide con el día que más viento hizo, el 6 de marzo con 333 GWh y que fue incapaz de bajar los precios de 25 €/MWh ninguna hora (el PMD quedó en 37,82).

Los precios tan altos se han dado en todas las horas excepto en el pico de la noche que se ha mantenido en valores "normales", aunque como siempre desde hace un tiempo donde más incrementa es en el valle nocturno.

Al igual que ya sucedió dos días en febrero, es curioso el comportamiento del mercado los días 3 y 13 donde hubo mínimo de energía fósil en el programa de formación de precio (PBF) y ninguna hora fue la que marcó precio ni el carbón, ni los ciclos y aún así fueron relativamente altos 39,78 y 55,73 €/MWh. Estos serán unos días estupendos para analizar cuáles fueron las centrales que marcaron dichos precios, algo que puede hacerse fácilmente siguiendo la publicación que mantengo en twitter con el hashtag #Hace3MesesEnOMIE aunque...habrá que esperar 3 meses a que sean públicos, allá por junio.

El carbón ha dejado de realizar contratos bilaterales en marzo (como ya lo hiciera el año pasado los meses más baratos: marzo y abril) y quitando eso, el resto de fuentes que normalmente hacen bilaterales, y por tanto su energía no es tenida en cuenta directamente en la formación de precios de OMIE, no tiene grandes variaciones: la nuclear es la que más energía coloca y la fotovoltaica tiene una presencia (y porcentaje) meramente testimonial (365 MWh en marzo de los 787 GWh que entraron en el PBF). Seguramente esto cambie los próximos meses/años con toda la FV que está prevista de entrar en el sistema.

El precio medio anual hasta el 31 de marzo se queda en 55,01 €/MWh y el estimado para todo el año baja 2,71 € hasta los 53,7 €/MWh pero me temo que si no es en abril será en mayo cuando empiece el rally de subidas y terminará bastante más arriba de ese valor. El año pasado por estas fechas estimaba el anual de 2018 en 51,27 cuando finalmente terminó en 57,29: ¿es muy descabellado pensar que 2019 terminará cerca de los 60 €/MWh? Lo iremos viendo...

Futuros

El Q1 de 2019 ha quedado finalmente en 54,97 €/MWh lo que es una estupenda noticia para los vendedores que cerraron posiciones con posterioridad a primeros de mayo del año pasado (el grueso de operaciones, con muchísima diferencia), ya que desde entonces los cierres de OMIP han estado por encima de ese valor. Evidentemente esto no será nada bueno para los compradores.

 


A lo largo del mes siguen las bajadas fuertes en todos los horizontes temporales aunque algo menos intensas para el mes siguiente (abril) y el Q4. Sólo los últimos días del mes ha habido repuntes (que se han incrementado de manera importante los primeros días de abril, pero eso lo veremos en el próximo resumen). Los causantes de estas rebajas han sido el estupendo comportamiento de los fundamentales fósiles: Precio del carbón, del Gas Natural y CO2 que aunque subió la primera semana, ha estado bastante estable las 2 siguientes para bajar en la última y volver a repuntar los últimos días del mes.

Vuelven a caer de manera significativa todos los horizontes temporales, dándose sobre todo en las 3 primeras semanas del mes para subir ligeramente en la última. Como siempre que hay caídas, el siguiente mes (Marzo) es el que lo hace de manera más intensa y según nos alejamos en el tiempo, los siguientes y como siempre España es de los mercados europeos que menos bajan los futuros: para el Q2 sólo nos supera Italia como país que menos baja. El que más lo hace, Francia.


Fuentes de generación y emisiones


4 fuentes a mencionar este marzo: comportamiento muy flojo de la eólica e hidroelectricidad, batacazo del carbón (con la generación más baja para un marzo jamás registrada) y solares batiendo récord de generación en un marzo para sus 2 variantes fotovoltaica y termosolar.

Normalmente abril ya es un mes claro de menor generación eólica, con lo que si se cumple su estacionalidad, me temo que volvemos a estar frente a un año flojo para esta fuente. Para el agua aún hay esperanzas en abril/mayo y confiemos en que finalmente aparezcan las lluvias que tanto necesitamos de manera abundante.

Pero la escasez de estas fuentes y la fortaleza de las solares me temo que hacen prever un año de sequía como en 2017. Qué lástima que sigamos teniendo tan poca solar instalada, aunque esperemos que este año ya veamos incorporado algún GW de los subastados hace 2 años, también algo de promoción privada y que la gente se anime con el autoconsumo (gracias a la nueva normativa recientemente aprobada). Esto del Cambio Climático hará que tengamos menos agua y viento ¡pero más Sol !

Y con el carbón, el precio del CO2 ha hecho que en la práctica se haya producido el esperado switch con los ciclos y llevamos generando más con ciclos que con carbón desde diciembre y todo apunta a que seguiremos así, por lo menos, los próximos meses.

Las fuentes que más subieron este mes fueron las solares y la eólica que venía de un febrero nefasto, mientras que las que más bajado han sido las caras: fósiles y agua. Las que más han producido han sido Nuclear, eólica y cogeneración. Para lo que llevamos de año son las mismas en el mismo orden.

La cuota renovable asciende hasta 43,4% y no teníamos una tan baja en este mes desde la de 2012.

A pesar de no haber tenido mucha generación renovable, como se ha generado tan poco con el carbón, las emisiones de CO2 bajan 1,4 millones de toneladas quedando en 3,3 Millones de toneladas de CO2 emitidos a la atmósfera por nuestro sistema de generación eléctrica en marzo. El índice de emisión queda en 0,157 tCO2/MWh

Mercados europeos

Pensaba que un indicador para comprobar la eficacia de la retirada del  impuesto a la generación sería el distanciamiento de precios de Reino Unido e Italia, pero en la gráfica vemos que no ha sido así, lo que indica que o por más que la generación salga algo más barata, los precios no bajan o directamente no se ha aplicado dicha rebaja en las ofertas...algo preocupante en cualquiera de los dos casos. A partir de abril el impuesto del 7% volverá a estar vigente.

 


Los países que más han bajado con respecto a febrero han sido Alemania, Francia y Bélgica y los que menos Italia, España y Reino Unido. Curioso comportamiento el del mercado ibérico que ¡es el único que sube precios con respecto a marzo del año pasado!

Los países más caros son los de siempre: Italia, Reino Unido e Ibéricos y los más baratos: Alemania, Francia y Bélgica. Definitivamente los nórdicos dejan de ser la región más barata y en Marzo se sitúan, aunque a distancia, después de los ibéricos. En el global del año es la única región que sube precios porque el resto de los principales mercados bajan.

lunes, 11 de marzo de 2019

Resumen del mercado eléctrico en febrero: siguen las bajadas

Estos primeros meses del año que sirven para ver por donde "respira" el mercado son un querer y no poder. Los fundamentales y CO2 bajan y por tanto todo lo que conlleva también (mercado de contado y de futuros, factura doméstica regulada, etc), pero de momento nada contundente.

Queríamos ver señales claras de bajadas y sólo son ligeras, además de que el tiempo tampoco ayuda porque de momento esto tiene casi la misma pinta que 2017 con mucho sol y poco viento y agua. El asunto del Brexit también ronda en los precios, ya que de ser duro veríamos abundancia de venta de derechos antes de que no les sirvieran para nada a las empresas de Reino Unido al quedarse fuera del sistema, o sea precio del CO2 bajo. Es curioso pero hasta mediados/finales del mes que había mucho desanimo con esto, el CO2 bajaba y desde entonces que se habla de nuevas votaciones o prórrogas está subiendo...y ya sabemos lo que le hizo en 2018 a los precios.

Precios regulados domésticos - PVPC

He cambiado ligeramente mis datos de facturas. Antes tomaba los meses como iguales, con el mismo número de días (365/12) y tenía unos resultados muy uniformes, donde se apreciaba bien las tendencias. Ahora tomo los días que de verdad tiene el mes y obtengo resultados más reales, pero con los altibajos que suponen tener un número diferente de días cada mes.

Teniendo en cuenta esto, la factura de febrero baja de manera muy notable, como casi todos los febreros (son 3 días menos), un 14,4% hasta los 58,9 € (9,9 € menos que en enero). También es un 1,2% más barata que la del febrero pasado, pero es un 2,5% superior a la media de los 4 últimos febreros (57,4 €), pero debido al año tan barato que fue 2016, porque vemos que toma unos valores muy similares a los febreros del 15,17 y 18

 

Si miramos los valores horarios medios, vemos que en general se han tenido unos valores ligeramente inferiores a los febreros de los años anteriormente comentados y como la tendencia a tener un spread de precios medios (diferencia entre horas más caras y horas más baratas) como viene siendo tendencia de un tiempo para acá, cada vez es menor y el de este año ha tocado mínimo en 2 céntimos de € por kilovatio hora, o dicho de otra forma, cada vez hay menos diferencia entre horas caras y horas baratas y parece como si tendiéramos hacia una "tarifa plana" de precios. El culpable está sobre todo en las horas valle, que cada vez lo son menos.

La mayoría de los días de febrero, el precio ha estado oscilando entre los 0,11 y 0,13 €/kWh, tomando como valor medio con el perfilado de REE,  0,120671 €/kWh


Con respecto a la factura anual, acabamos de empezar el año y todo puede pasar, pero de momento todo apunta a ser un año más barato que el pasado, sobre todo por los meses del verano, ascendiendo la factura a 775 € unos 10 € menos que el año pasado y un precio anual medio de 0,1222 €/kWh (buen dato para comparar con tus facturas).

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Finalmente febrero ha quedado en 54,01 €/MWh, 5,24 € menos que su última cotización de enero. Ha bajado un 12,9% con respecto a enero, un 1,6% con respecto al de 2018 pero es un 22,3% más caro que los últimos 4 febreros. Nos encontramos ante un mes con valores similares al de los 2 últimos años, o sea en la banda "cara".

 

La mayoría de los días el precio medio diario ha estado oscilando entre los 55 y 60 €/MWh, sin embargo al final ha quedado más bajo por los días ventosos de la primera quincena. Especialmente el día 10 que trajo record de precio bajo anual (ya superado el 3 de  marzo). Se nota mucho la estabilidad del tiempo de los últimos 10 días en el spread diario que es bastante reducido (unos 12 €/MWh) y que ha ido de más a menos en el mes, quedando como valor medio del mes 18,89 €/MWh. Nuevamente debido, sobre todo, al progresivo encarecimiento de las horas valle

 
Con la previsión de precios a futuros, el precio para todo el año 2019 queda en 56,41 €/MWh, más barato pues que 2018 (57,29). Quizás siga bajando algo más en marzo, pero seguramente luego ya empezaremos con el rally. Será interesante ver qué pasa con el Brexit a finales de marzo y el coste del CO2.

Los días 3 y 10 no fijó precio ninguna hora, ni el carbón, ni los ciclos. Esos días OMIE estuvo en 48,4 y 37,3 €/MWh respectivamente, marcando los precios en exclusiva el agua y las cogeneraciones.

Como siempre el agua en la inmensa mayoría de las veces, es la última tecnología en entrar a la hora de fijar los precios de las horas punta de la mañana y noche. El valle de la noche se lo reparten cogeneraciones y carbón y el del mediodía, cogeneraciones y ciclos. Es curioso comprobar que en los últimos meses hay un aumento de horas de ciclos y cogeneraciones en detrimento del carbón (y del agua para febrero)

Futuros

Vuelven a caer de manera significativa todos los horizontes temporales, dándose sobre todo en las 3 primeras semanas del mes para subir ligeramente en la última. Como siempre que hay caídas, el siguiente mes (Marzo) es el que lo hace de manera más intensa y según nos alejamos en el tiempo, los siguientes meses son mucho más leves, sucediendo lo mismo con los trimestres.

Las bajadas del diario y de los futuros se deben sobre todo a una situación favorable de los fundamentales relacionadas con las fósiles (bajadas del carbón, del gas y del CO2).

 

De momento el Q1 se sitúa en 58,2 €/MWh y la estimación es que termine sobre los 54,65. Su última cotización de diciembre fue 61,57 €/MWh.

España e Italia han sido los países que han bajado con menos fuerza el Q2: ¡del orden de la mitad! (sobre del 4% frente al 7%)

Fuentes de generación y emisiones

A lo largo de febrero, según veía el panorama, he ido haciendo referencias al viento en mis previsiones para la #PorraPool (con el HT #EóloDóndeEstás) y es que este ha sido un febrero nefasto para la energía eólica con una bajada del 39% con respecto a enero, siendo el peor febrero de los últimos tiempos (de hecho no se generaba tan poco desde febrero de 2009, con 18,7 GW instalados, 4,3 GW menos que en la actualidad).


Las otras fuentes que más han bajado han sido carbón y ciclos. En febrero han bajado casi todas las fuentes, más que nada porque debido al buen tiempo la demanda también ha sido mucho menor. Las fuentes que más suben son las solares, la termosolar especialmente con un 60%, por pura estacionalidad pero también debido al "buen tiempo" (se ve la complementariedad con la eólica). La tercera y última fuente en subir, ha sido la hidroeléctrica.

Las fuentes que más han generado este mes han sido, por orden: nuclear, eólica e hidráulica y para lo que llevamos de año, nuclear, eólica y ciclos.

En cuanto a la generación renovable, el bajón eólico resiente nuestra cuota que queda en un 37,6% valor muy parecido al de 2018 y muy alejado a lo que debiera ser normal por estas fechas.

Por último, el CO2 emitido a la atmósfera por nuestro sistema eléctrico en febrero, asciende a 4,7 millones de toneladas (a confirmar por REE cuando salga el dato) y a 10,7 para lo que llevamos de año, con una reducción del 4,6% para el mismo periodo del año pasado. El factor de emisión queda en 0,231 tCO2/MWh también a confirmar por REE.

Mercados europeos

Por si en enero había alguna duda, febrero a puesto a cada país en su sitio y de nuevo se ven las 2 agrupaciones en precios (1ª y 2ª división) habituales: los más caros Italia, Reino Unido e ibéricos por el lado caro y el resto en el barato. Esto se aprecia perfectamente en la gráfica diaria, desde el día 12 en adelante. Los países que más bajan con respecto al mes anterior son Francia, Bélgica y Holanda, mientras que los que lo hacen con menor intensidad somos los ibéricos (como no), Alemania y los nórdicos.

 

Este mes hemos sido los más baratos de los principales mercados europeos, los días 1 y 2 y los más caros los días 5, 6, 12, 13 (ligeramente por detrás de Portugal) y 19.

jueves, 28 de febrero de 2019

¿Cuánta nueva generación fotovoltaica cabe en el sistema?

En muchas de mis publicaciones comento que tenemos un sistema eléctrico muy desequilibrado con mucha eólica y muy poca solar, algo que hace muy ineficiente la lucha contra las emisiones de GEI.

También desde hace años alimento el hashtag de twitter #Mas10GigasSolaresYa porque pienso es lo mínimo que le hace falta al sistema con urgencia. Llegué a esa cifra con unos números "gordos" necesarios para empezar a equilibrar el sistema, aunque también con números gordos, siempre pensé que cabían muchos más, en total (nuevos más los 4,4 que ya hay) unos 23-25 GW, pero si soy sincero, nunca he llegado a hacer números más finos, así que ¡llegó el momento!

¿Qué debería desplazar del sistema la nueva fotovoltaica?

En general cualquier nueva renovable (en nuestro caso la fotovoltaica) debería desplazar del sistema:
  1. Aquellas fuentes más contaminantes y generadoras de GEI
  2. Aquellas fuentes más caras
Normalmente coinciden los puntos 1 y 2, pero ¿cuáles son esas fuentes?

Las del punto 1 son todas aquellas que necesitan quemar combustible, especialmente carbón y fuel (en sistemas extrapeninsulares), pero también, ciclos combinados, cogeneraciones, residuos e incluso la biomasa.

Las del punto 2 son prácticamente las mismas pero aparece una fuente renovable: el agua.

Así cada nuevo MWh renovable añadido al sistema, debería servir para eliminar de él la misma cantidad de energía de las mencionadas fuentes.

Montando el modelo de simulación

Dicho y hecho. Voy a ver qué habría pasado en 2018 según vaya metiendo más fotovoltaica con datos reales, para lo cual he descargado la generación P48 (es el fichero de REE que indica la generación de cada fuente tras pasar por OMIE y servicios de ajuste, siendo pues una foto bastante real del mix final) de las fuentes implicadas. En una primera fase las reduciré a Carbón, Ciclos y agua, las que llamaré "caras".

Por otro lado, para disponer de datos lo más reales posibles, he generado las horas equivalentes horarias de la FV existente de todo el año para aplicárselas a la nueva fotovoltaica a incorporar. Todos los datos son horarios y trataré de ir añadiendo nueva potencia y ver en qué momento la generación de esas 3 fuentes caras se vuelve 0 o toma valores negativos y durante cuántas horas. Recordamos que 2018 fue un año solar malo

Hasta 5,8 GW seguiría habiendo producción "cara" todas las horas del año, pero según aumentamos este valor vamos consiguiendo determinadas horas donde la generación con fuentes caras sería 0. Las horas/días más críticos serían:

  • El 1 de enero de 11 a 12h, festivo, muy baja demanda y bastante viento
  • El domingo 7 de octubre de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento
  • El domingo 13 de mayo de 12 a 13h, festivo y por tanto baja demanda y bastante viento
Parece pues que nos encontramos un patrón en las horas/días más complicados a la hora de incorporar más potencia fotovoltaica: son festivos de baja demanda y relativamente bastante viento (en esas horas se generó a razón de unos 8 GWh de eólica).

Si sólo tenemos en cuenta estas fuentes caras, pero seguimos incorporando potencia FV, lógicamente el número de horas/días se incrementa, casi de forma exponencial, de tal forma que si incorporáramos 9,5 GW de nueva fotovoltaica, en 2018 hubiera habido 111 horas (el 1,3% de horas del año) con exceso de energía. Podrían no parecer muchas, pero es algo preocupante, sobre todo para el Operador del Sistema (REE) que tiene que cuadrar generación con consumo el 100% de las horas del año, debiendo pues acometer acciones adicionales como puede ser parar generación renovable, cosa nada recomendable puesto que sería un desperdicio, o actuar sobre otras fuentes y aquí es donde hallaremos la solución.

Pero ¿sobre qué fuentes? Veamos, estas horas tan críticas, necesariamente deberían ser muy baratas (con el permiso de nuestras maravillosas condiciones complejas, que pueden hacer que a pesar de no entrar absolutamente nada de energía cara en estas horas, eleven su precio por la que si entrará en las horas anteriores y/o posteriores) y aquí es donde pueden intervenir los bombeos (nuestras baterías) y las interconexiones, ya que estas fuentes (si así las podemos clasificar) actúan en función de los precios.

Activando bombeos

En el caso de haber excedentes de FV se podrían activar los bombeos. En la simulación se ha tenido en cuenta el bombeo horario de todo el año con respecto al máximo posible, de tal forma que si en una hora determinada se estuviera bombeando, sólo se considera la cantidad de energía restante hasta el máximo. Esto es equivalente a provocar un aumento de demanda.

Esto es un poco ficticio porque el bombeo depende exclusivamente de los interesas de las compañías  y no se las puede obligar a realizarlo (de siempre he pensado que la energía del agua debería gestionarla el Operador del Sistema - REE), pero si existen horas baratas en el mercado, lo lógico es que éstas lo aprovechen...

De hacerlo, vemos que el panorama cambia radicalmente. Ahora la potencia crítica empieza a partir de casi 7 GW de FV, pero aumentando bastante la potencia, las horas críticas aumentan muy poco y con 10,5 GW solares tendríamos sólo 24 horas complicadas en todo el 2018 (el 0,3% de las horas) dándose en Abril, Mayo y Octubre.

Para obtener las 111 horas del caso anterior, tendría que haber instalados unos 14,3 GW de FV.

Exportando a nuestros vecinos

Pero podemos ir un paso más y pensar que si en estas horas, nuestra energía es barata, seguramente también podríamos exportarla a nuestros vecinos utilizando las interconexiones. En este caso, al igual que los bombeos he mirado el saldo horario de cada país para todas las horas del año. En el caso de, para una hora/país concretos fuera importador, lo he tenido en cuenta y lo he sumado hasta el máximo exportador. Si ya fuera exportador, sólo he tenido en cuenta la energía restante hasta el máximo exportador.

Con el resultado de aplicar lo anterior, junto con bombeos y las fuentes caras obtenemos unos resultados mucho más favorables a la introducción de nueva potencia fotovoltaica y hasta 14 GW no habría problemas. Se pueden añadir considerables cantidades de GW más incrementando sólo un poco las horas problemáticas y con 22 GW sólo serían estas del orden de 43 (el 0,5% de las horas) dándose principalmente en los mismos meses que el caso anterior: Abril, Mayo y Octubre (y 1h en enero). Para obtener las 111 del primer caso, harían falta instalar 25,5 GW de FV

¿Y para el año 2017?

Montando el mismo modelo y sólo retirando agua, carbón y ciclos, hasta 4,2 GW no habría problema, pero a partir de ahí habría alguna hora problemática:

 
  • El miércoles 19 de abril de 13 a 15h. 2 horas donde la demanda es baja por ser abril y con vientos fuertes (unos 11 GW)
  • Domingo 31 de diciembre de 13 a 14h con vientos de 12,2 GW. 

Las siguientes gráficas resultan de activar bombeos y exportando por las interconexiones respectivamente:

 

Observamos una vez más que según vamos gestionando estas fuentes, la potencia fotovoltaica a instalar sin que se produzcan problemas en el sistema, aumenta  de manera muy considerable, aunque para este año sale una cantidad menor.

Conclusiones


A la hora de hacer este estudio me he llevado alguna que otra sorpresa y de cambio de pensamiento ya que siempre que hablaba sobre este tema veía sólo la tan necesaria reducción del hueco térmico del verano, época en la que la mayoría de los días se podría introducir mucha solar sin necesitar el uso de interconexiones ni bombeos y además es la forma más eficaz ya que en estos meses la eólica no "tira".

En el ejemplo de la gráfica anterior, vemos 3 días de julio de 2018 en los que sólo reduciendo hueco térmico y generación con agua en horas solares, caben sin problema 14,5 GW de nueva solar (serían 32,5 GW activando bombeos y conexiones)

Sin embargo no es lo mismo "la mayoría de los días" que todos los días en todas sus horas y aquí es donde se me han roto los esquemas ya que algunos días ventosos de baja demanda puede haber horas problemáticas para el sistema. La primera sorpresa es la poca FV nueva que "cabe" en el sistema antes de que haya alguna hora problemática (4,2 GW en el 2017 o 5,8 GW en el 2018). Curioso que 2017 a pesar de haber sido un año eólico/hidroeléctrico mediocre y especialmente bueno en solar, sin embargo, contra todo pronóstico, empieza a presentar problemas bastante antes que en 2018.

Siempre decía que con la FV no hacía falta ampliar interconexiones, pero cuando ves que usándolas puedes duplicar o triplicar la cantidad de potencia a instalar, pues.... bienvenidas sean (de hecho no he considerado las nuevas con Francia y Marruecos).

No he contemplado la reducción de otras fuentes, pero sería interesante ver que se puede hacer con la cogeneración/residuos/biomasa de tal forma que también pudieran reducir energía en las horas solares. También sería interesante contemplar la posibilidad de transformar nuestro parque nuclear desde potencia base a potencia flexible (realizando modificaciones en las centrales). Con ambos cambios el potencial para la nueva FV (o eólica) se abriría de manera muy, muy importante.

En un futuro, tal vez no tan lejano, las nuevas instalaciones deberían realizarse con algunas horas de almacenamiento. Hasta que llegue ese momento (aún deben bajar muchísimo de precio, si hablamos del Litio), y si resulta imposible lo planteado en el párrafo anterior, no cabrá más remedio que desperdiciar energía renovable algunas horas al año. El hándicap estará en minimizar estas.

Por último creo que según se vaya incorporando nueva FV, se debería favorecer el consumo en estas horas para que los problemas se minimizaran. La manera de realizar esto es mediante los periodos horarios de las tarifas eléctricas debiendo ponerse las horas solares como valle. Esto podría ser especialmente interesante de cara a poder recargar el coche eléctrico y muchísimo más si se termina de implantar la tecnología V2G (Vehicle to Grid). Quizás con esto no haría falta lo dicho en el párrafo anterior y sería el propio conductor quién pondrá esa necesaria capacidad de almacenamiento.

Con este ejercicio ha aumentado, si cabe, mi admiración por nuestro Operador del Sistema (Red Eléctrica de España) que cuadra la generación con el consumo TODAS LAS HORAS DEL AÑO y que hace posible el milagro de que siempre que le damos al interruptor se encienda la luz: ¡menudo trabajo os espera chic@s !