¿Es posible cambiar nuclear por renovables?

Hace unos días había un debate en twitter sobre cómo se podría cambiar el parque nuclear por renovables. Me preguntaron cómo lo veía y esta será mi respuesta.

Antes que nada quiero aclarar, para el que no lo sepa ya, que no me considero radical de nada en esta vida, y menos de tecnologías de generación de electricidad, pero si que tengo mis "querencias" como todo el mundo:

• Con respecto a la energía nuclear, no me gusta demasiado y menos como está organizada en la mayoría de los países, incluida España, con las centrales en manos privadas, ya que suponen un riesgo presente y futuro y en caso de problemas muy serios, la inmensa mayoría del "marrón" nos lo comemos los de siempre. Dicho lo cual, también reconozco que detrás de todo lo nuclear, hay una seguridad e ingeniería impresionantes y dignas de mi admiración. Pero sobre todo, tienen un poder de generación de electricidad, libre de emisiones de CO2, fabuloso.
• Con respecto a las renovables....son la niña bonita de mi corazón, sobre todo la fotovoltaica. Me encantan todas ellas aunque tal vez la que menos, sea la biomasa, porque aunque está catalogada como emisora de CO2 "neutra", emitir... emite.
• Con respecto a las fósiles, creo que cumplieron su papel y ahora se vuelve urgente eliminarlas lo antes posible, en especial el carbón, debido a la alta tasa de emisiones de GEI y otros contaminantes.

Sobre las mencionadas preferencias, antepongo siempre la lógica, el sentido común y sobre todo, la realidad de cada tecnología, factores que también he ido cambiando de pensamiento con el tiempo.

Bueno pues después de todo este rollo, vamos al meollo: ¿es posible sustituir, con las tecnologías renovables actuales, una central nuclear? La respuesta creo que es obvia: ¡rotundamente sí! aunque el quid de la cuestión no es si es posible o no, sino ¡el cómo y el cuánto! 

Hagamos un repaso a cómo funcionan las diversas fuentes a considerar, suponiendo condiciones ideales de funcionamiento:

Nuclear

Van a piñón fijo y funcionan como energía de base para el sistema eléctrico, normalmente sólo disminuyen potencia o se paran completamente en caso de recarga de combustible. Cada central  (o grupo para el caso de centrales con varios de ellos) genera 1GW de electricidad, lo cual significa que una nuclear trabajando con normalidad proporciona 1 GWh en 1 hora, 24 GWh al día, 720 GWh al mes ó 8.760 GWh al año... una pasada de energía y recordemos, libre de emisiones.

Eólica

La energía generada depende del recurso eólico en cada momento, pero hay que tener presente que los aerogeneradores no se ubican en cualquier sitio, sino en las zonas donde hay más viento. Si tomamos el parque eólico en su conjunto y generamos una representación de cuánta energía se genera de media a lo largo del año por unidad de potencia instalada (MWh/MW) y para los últimos 3 años, la gráfica resultante es la siguiente:

Vemos que de media, las peores condiciones para la eólica son las horas cercanas al mediodía de junio a septiembre, mientras que las mejores se dan en las primeras horas de la tarde de febrero. Como pretendemos sustituir una nuclear que genera de manera constante, debemos fijarnos en los casos peores de generación mínima, que serán los más críticos y definirán cuanta potencia sustitutiva se deberá instalar. Evidentemente los promedios mensuales son eso, promedios, esto quiere decir que habrá días puntuales mucho peores a los representados y que deberán cubrirse con alguna otra fuente.

Solar fotovoltaica

Nuevamente tomo datos del 2014 al 16, toda la península y tanto de sistemas fijos como con seguidores...pero ¡es lo que REE proporciona! Si hacemos la misma representación que con la eólica, obtenemos:

Aquí podemos ver de manera muy visual lo que todos ya sabemos: la fotovoltaica sólo produce de día y la energía con la que contaremos puede servir para cubrir las peores horas de la eólica que vimos anteriormente, porque es justo cuando más produce la solar.

Termosolar

Problemática de obtención de datos similar a la fotovoltaica y mismos datos representados en la siguiente gráfica:

A pesar de ser una tecnología solar, se aprecian grandes diferencias a la fotovoltaica: curva mucho más plana y ¡producción nocturna! aunque se ve que de 7 a 9 ya flojea mucho y la generación nocturna los meses de noviembre a febrero es casi es inexistente.

Anteriormente mencioné que no me gusta mucho la biomasa, y creo que la forma más inteligente de incorporarla al sistema, es hibridándola con la termosolar, para que la generación y por tanto la emisión de GEI se reduzca al mínimo. Las centrales así hibridadas podrían considerarse como generación de base ya que podrían estar disponibles en cualquier momento. Hasta donde sé, en España sólo tenemos la central Termosolar Borges en Lleida, la primera en construirse de este tipo... ¡en el mundo!

Hidroeléctrica reversible

Son los sistemas de almacenamiento más capaces en la actualidad y deberían utilizarse en aquellas horas en que el resto de renovables no pueden entrar y de seguro, por la noche también: cuando hay precios bajos se bombea agua a un embalse superior para que en los momentos de necesidad, se invierta el sentido y se turbine al inferior.

Biomasa

Es una generación térmica al viejo estilo, sólo que su combustible es biomasa en vez de gas o carbón, por lo tanto puede ser utilizada cuando se requiera sea día o noche. Ya he mencionado que es la renovable que menos me gusta

Apagando una nuclear

Llegó el momento de apagar una nuclear y sustituirla... ¿por qué fuente? evidentemente sería estúpido cambiarla por una única fuente puesto que alguna de ellas sería incapaz totalmente. Por ejemplo, no podría sustituirse por fotovoltaica porque la gente también quiere electricidad de noche, así pues hay que ingeniárselas para que las carencias de unas sean suplidas por excesos de otras. Aunque quizás podría hacerse una excepción con la eólica ya que esta genera de día y de noche, pero ¿cuánta eólica haría falta?

Tomando los datos de generación horaria de los últimos 3 años, vemos que con nuestro parque eólico instalado, 23 GW, de media hay unas 250 horas al año en que la producción es inferior a 1GWh y por tanto no serviría como única fuente, siendo absurdo en pensar en instalar aún más eólica para intentar alcanzar ese umbral: ¡una relación de 23 a 1 ya es demasiado!

Vemos pues que todo pasa por equilibrar un mix de fuentes renovables, para que con el mínimo de instalación posible, se pueda generar, al menos, lo que produce una nuclear. Para cuantificar ese mix, me he construido un modelo estadístico aproximado y que, como siempre, tiene un montón de carencias en cuanto a datos, por lo que lo siguiente debe considerarse como aproximaciones, con validez para la inmensa mayoría de las horas del año, pero siendo conscientes de que puntualmente, en algún día de carencia de recursos renovables, podría fallar en cuanto a generación.

Modelo

Mis datos son todos provenientes de REE con medias de generación horaria de los últimos 3 años para la eólica peninsular, la fotovoltaica y la termosolar. Para ellas he construido la carga horaria diaria para cada mes del año, estos es lo que habitualmente llamo rendimiento: MWh/MW (producción de cada fuente entre su potencia instalada).

He considerado también termosolar hibridada con biomasa asignándole un factor de 1, esto es, capaz de generar 1 MWh por MW instalado a cualquier hora. Aquí el que quiera puede cambiar el nombre de esta fuente por biomasa sólo, pero como ya he explicado, a mí no me gusta tanto.

También he considerado la instalación de hidráulica reversible, que tras varias pruebas, he ajustado como mejor opción el turbinar (generar) de 03 AM a 10 AM y embalsar (y por tanto consumo de energía) de 10 AM a 18 AM. Son más horas bombeando que turbinando para compensar pérdidas. El resto de horas, estaría en reposo.

Por simplicidad del modelo estas dos últimas fuentes las he considerado constantes todos los meses del año, evidentemente se podría ajustar esto y sólo he ido al caso peor (generación < de 1,1 GWh en cualquier hora)

A la hora de asignar pesos (potencia instalada) a cada fuente, he centrado el peso sobre la eólica al ser la que genera de manera más constante y lo primero que he visto al montar el modelo, es que las horas más críticas de la noche, corresponden al mes de septiembre, mientras que las diurnas se corresponden al mes de diciembre. También mencionar que para mayor seguridad, el mínimo horario de generación lo he puesto en 1100 MWh (factor de 1,1)

Resultados

Al poder jugar con las fuentes de manera muy sencilla, veo que no hay una solución especialmente buena y habrá tantas como queramos jugar con ellas, así que paso a exponer algunos ejemplos:

Solución 1. Se basa en darle mucho peso a la eólica. Es difícil encontrar una solución sin añadir la termosolar con biomasa, la cual he añadido el mínimo posible.

Como se ve, se consigue el objetivo de tener todas las horas por encima de 1,1 GWh, aunque en febrero, mayo y julio tenemos picos de sobreproducción de 1,9 GWh. La potencia a instalar en total sería de 5,4 GW

Solución 2. Eliminamos 2 fuentes: hidráulica reversible y termosolar normal

Ha habido que aumentar la termosolar con biomasa. Al eliminar el bombeo, se puede reducir también la FV y vemos como se eliminan los saltos bruscos de generación. Nuevamente la mayor sobreproducción la tendremos en febrero con 1,9 GWh. En este caso la potencia total a instalar sería de 4,9 GW.

Solución 3. Reducimos la eólica hasta 1,9 GW

Hay que aumentar drásticamente la termosolar con biomasa para compensar. El máximo de sobreproducción esta vez lo encontramos en julio y superaría los 1,7 GWh. La potencia a instalar en este caso sería de 3,5 GW

Conclusiones

Estos han sido algunos ejemplos, pero como digo, no existe una única solución y podemos hacer infinidad de combinaciones, todas ellas válidas. Sin embargo el papel lo aguanta todo y quiero recalcar, por un lado la precariedad de datos y por otro el conocimiento de que algún día habrá problemas por falta de recursos. Además, tampoco he hecho un análisis de costes o incluso de si es posible o no utilizar dicha fuente (estoy pensando en la hidráulica reversible), pero tampoco es la intención de este artículo, donde analizo sólo la parte técnica.

Como ensayo ha estado bien y me he entretenido bastante, pero sigo pensando que antes de cambiar nucleares por renovables, habría que sustituir fósiles por renovables: es más sencillo y más urgente, porque nos están matando al planeta y a nosotros mismos.

Si quieres saber cómo quedaría la generación con alguna combinación en la que estés interesad@, no tienes nada más que pedírmela por twitter y gustosamente te paso tu gráfica: @FranValverdeS

Subastas de renovables "Nadal Style": ¿Transición energética o cubrir el expediente?

Actualización
Aunque técnicamente los sistemas de seguimiento solar a 2 ejes es lo mejor para optimizar la producción fotovoltaica, la realidad dice que quizás lo más conveniente a día de hoy sería un sistema de seguimiento a 1 eje Este-Oeste (instalación Norte-Sur): la producción es sólo ligeramente inferior pero el coste, robustez y mantenimiento del sistema son mucho mejores, por lo que en la actualidad sería la mejor alternativa. Además, para un sistema medio, el ROI (retorno de la inversión) es de sólo unos pocos meses más en comparación con un sistema fijo, y hablando de una vida media de como mínimo 25 años, lo hacen muy rentable, más teniendo en cuenta un futuro escenario con alta penetración solar.

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Mogollón de gigas renovables subastados y por subastar para incorporar al mercado eléctrico español. Ale, todos de golpe, como les gusta a nuestros políticos hacer las cosas... ¿planificación?¿progresividad?¿capacidad para rectificar? ¿para qué? si hay problemas, el que venga detrás que arree.

Recientemente, se han estado echando órdagos a la UE supeditando la incorporación de nueva renovable al incremento de interconexión con Francia, y la verdad es que tiene su lógica...si es que tuviéramos algún tipo de plan para seguir incorporando renovables con un objetivo de renovables elevado. Le veo tres explicaciones a eso: 

1. Querer incorporar más energía barata al sistema (de Francia) aunque la conexión cueste cara.
2. Tener otra excusa para seguir paralizando el desarrollo renovable otro puñadito de años.
3. La que espero sea la buena, reactivar el tema sabiendo que vencer la lógica reticencia de Francia llevará un tiempo y la construcción de las infraestructuras también, para mientras hacer y empezar a desarrollar ese plan de transición energética que es tan necesario.

El sentido de las subastas

Volviendo a las subastas, cabe preguntarse, toda esa cantidad de gigas a instalar ¿con qué finalidad se hace? Está claro que es para incorporar más renovable al sistema algo bueno sin duda, pero ¿por qué se quiere incorporar más renovable al sistema? Según lo veo, podría haber 2 explicaciones:

• El actual gobierno, ese que se vanagloria de que somos líderes en luchar contra el cambio climático, por fin está cambiando de pensamiento de verdad y puede ser un inicio de transición hacia un sistema más sostenible.
• El 2020 y el plan europeo del 20/20/20 de obligado cumplimiento están a la vuelta de la esquina y aunque no estamos lejos (nos faltan 4 puntos porcentuales), no llegamos. ¿Podría haber multa?¿Cómo quedaríamos diciendo que somos líderes contra el Cambio Climático pero incumpliendo el 20/20?

Apuesto por lo segundo y es una pena porque me gustaría que fuera lo primero, porque tampoco tendrían que ser excluyentes, pero no, la nueva potencia renovable se ha pensado exclusivamente para cubrir el expediente. Explico por qué.

Desequilibrio del sistema eléctrico

Actualmente nuestro sistema de generación, lo he dicho infinidad de veces (mira esta entrada de mi blog), tiene un desequilibrio muy grande con respecto a las renovables, generándose mucha energía  de este tipo en unos meses y poca en otros. Esto es debido a que hay 2 fuentes predominantes, eólica e hidráulica que tienen una estacionalidad muy parecida, generando mucho en los primeros meses y poco el resto:

En la gráfica podemos ver lo comentado: existe una gran cuota de renovables hasta mayo que ronda el 50%, para luego bajar progresivamente hasta el 30% a finales del verano. También puede observarse como la generación con agua y viento se parecen en el tiempo y poseen una estacionalidad parecida. Sin embargo cuando estas empiezan a flojear se puede ver cómo el Sol recoge el testigo y es cuando empieza a generar más.

Esto nos da una idea de lo que sucede también con las emisiones de CO2. Los primeros meses al generarse tanto con viento y agua, el parque térmico (los principales causantes de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero ó GEI) funciona en menor medida que los meses centrales/finales del año y la generación de emisiones, por tanto, se comporta de igual forma:

Si en los primeros meses se emite a razón de unas 15 toneladas de CO2 por MWh (línea discontinua roja, escala derecha), a partir de julio se emite el doble. Implantar un sistema de transición hacía fuentes limpias, implica tener las emisiones GEI bajo control todo el año, cosa que no se está haciendo con el diseño de las recientes subastas, donde se ha buscado el máximo de energía renovable, no importando cuando se genere esta, es más, incorporando tanta eólica lo que se va a conseguir es más días problemáticos de excedentes de energía, malvendiéndosela a Francia, parando parte de la propia generación eólica o reduciendo carga base nuclear, cuando realmente lo que se necesita con urgencia es reducir el hueco térmico del centro/fin de año.

Más energía solar

Ya hemos visto que la fuente que soluciona esto es la energía solar, pero ¿vale cualquiera de sus modalidades? (termosolar o fotovoltaica fija o con seguidores). Diría que no, veamos por qué.

Para valorizar la energía eólica y termosolar he utilizado los datos peninsulares disponibles de REE que son mezclas de diversas tecnologías, ubicaciones, eficiencias, potencias, etc. que no es muy exacto en detalle, pero da una idea global. Como necesitaba distinguir entre fotovoltaica fija y con seguidor a 2 ejes y esa info no está disponible en REE, he utilizado datos de la herramienta europea PVGIS ampliamente conocida y utilizada para hacer previsiones aproximadas de energía solar.

Si utilizamos los datos de potencia instalada/energía generada, podemos ver mejor cómo se comporta cada tecnología en el tiempo y cuantificar fácilmente las necesidades a instalar de cada fuente:

Ahora podemos ver claramente como para reducir emisiones, de manera efectiva en los meses centrales del año, realmente las tecnologías a incorporar deberían ser la termosolar o como segunda opción, la fotovoltaica con seguidores a 2 ejes. La fotovoltaica con paneles fijos tiene sólo un poco más de eficiencia en estos meses que la eólica, por lo tanto daría un poco igual incorporar una que otra.

¿Pero cuánta más energía solar?

Si quisiéramos hacer funcionar al parque térmico casi todo el año como si fuera abril o mayo, vemos que habría que reducir su generación en los meses centrales del año, nada menos que del orden de 4 TWh mensuales (es la diferencia que hay de los 7 del verano a los 3 de la primavera que puede observarse en la segunda gráfica). Esto podríamos hacerlo de varias formas:

• Incorporando eólica o fotovoltaica fija: harían falta nada menos que 26,7 GW para cubrir ese hueco térmico en estos meses... estás 2 subastas, aunque la segunda salga también eólica, sumarían 6 GW y sólo le harían cosquillitas al parque térmico y desde luego no bajarán de manera considerable ni los precios del verano ni las emisiones de CO2.
• Incorporando 11,4 GW de Termosolar. Esto sería lo más efectivo para el sistema y no sólo por el aporte diurno, sino también por el nocturno. La pega es que esta tecnología aún requiere de ayudas, aunque si se quiere contar con la mencionada transición, habrá que contar ella sí o sí.
• Incorporando 16 GW de fotovoltaica con seguidores a 2 ejes. A día de hoy la mejor opción ya que es una tecnología madura y podría encajar con los esquemas de subastas que maneja el actual gobierno.

Conclusiones

Los valores vistos han sido para reducir nuestra dependencia de la energía fósil de manera notable, no para eliminarla, porque intervienen otros factores como es la capacidad de cada fuente, algo que no es el objetivo de este artículo, aunque si complementario.

Un horizonte renovable 100% será posible y debemos aspirar a conseguirlo cuanto antes si queremos que nuestra descendencia viva de manera sólo algo peor a como lo hemos hecho nosotros, pero requiere de unas inversiones colosales y de un trabajo continuado. Si de verdad se cree en ella, no podemos permitirnos el lujo de volver a tener un parón de varios años como hemos sufrido recientemente, ni tampoco ir a trompicones, algo nada bueno para la industria.

Si de verdad está en la mente de nuestros dirigentes esa transición, también deben mentalizarse a que tiene un coste, infinitamente menor al de no actuar, pero coste al fin y al cabo, y debe promocionar, sin caer en errores del pasado, ciertas tecnologías, como la termosolar, hasta que estas puedan competir libremente.

Incorporar esta energía solar en su formato de termosolar o fotovoltaica a 2 ejes, reducirá nuestras emisiones de manera importante y no requerirá, de momento, tocar las interconexiones ya que irán directamente contra nuestro equipo térmico ¿quizás es esto lo que no quieren desde el ministerio de energía?

Restricciones técnicas a subir del mercado eléctrico en enero de 2017

Hace un año analicé cómo se comportaron las Restricciones Técnicas fase 1 a subir de enero en el mercado eléctrico, por lo chocante de los precios que se alcanzaban (aquí puedes verlo), aunque, todo hay que decirlo, tampoco se gestiona demasiada energía en este mercado (en enero del 2016 fue el 2,8% de la energía generada ese mes mientras que en el 2017 ha sido del 3,2%), por lo que el coste de este servicio tampoco es muy relevante en el monto total del sistema eléctrico, sin embargo si cobra cifras interesantes si nos fijamos sólo en las tecnologías que acuden a él, básicamente térmicas de carbón y de ciclos combinados. Veámoslo.

Bajada de precios

Lo primero que llama la atención es que desde febrero del 2016, fecha en que se introdujeron cambios normativos, el coste de las RRTT a subir han bajado de precios y si en enero del 2016 costaron de media casi 144 €/MWh (OMIE en 36,53 €/MWh), en enero de este 2017 han bajado a casi 116 €/MWh (OMIE en 71,49€/MWh).

En la gráfica podemos observar, como el diferencial de precios entre OMIE (azul claro) y el coste diario de las RRTT a subir (azul oscuro) disminuye bruscamente a partir del 11 de febrero, debido a la entrada en vigor de la mencionada normativa, evitándose grandes picos (excepto para el 21 de junio de este año).

Este diferencial que en enero del 2016 fue de 107,3 €/MWh en el 2017 lo fue de 44,2 €/MWh

Participantes

Este es el listado de las Unidades de Programación (UP) que acudieron a las RRTT a subir del mes completo de enero de 2017, que incluye la fuente, propietario, energía generada en el mes, y el precio medio ponderado de esa energía:

Desgloses

Lo primero que llama la atención es lo poco que han entrado en este mes las térmicas de carbón, predominando el ciclo combinado, tanto en UP (25 de 27) como en la energía generada:

• Carbón: 35,7 GWh (representa el 4,9% del global generado por RRTT a subir). En enero de 2016 fueron 230,6 GWh, representando un 39% del total.
• Ciclo Combinado: 693,3 GWh (representa el 95,1% del global generado por RRTT a subir). En enero de 2016 fueron 360,7 GWh, representando un 61% del total.

En este mes, se generaron en la península 5.166 GWh con carbón y 2.932 GWh con ciclos, luego el 0,7% de la energía generada con carbón fue debida a RRTT mientras que el caso del gas fue del 23,6% cifra nada despreciable: casi la cuarta parte de lo que se generó con gas ese mes, fue debido a RRTT y por consiguiente a un coste bastante más elevado que OMIE.

La energía generada por RRTT a subir en enero representa al 9% de la energía peninsular generada exclusivamente con carbón y ciclos, porcentaje que cobra una cierta importancia.

Otro dato interesante que podemos obtener, sería el precio medio ponderado de cada tecnología:

• Carbón: 79,8 €/MWh (en ene'16 fue de 71,2)
• Ciclo Combinado: 115,9 €/MWh (en ene'16 fue de 158,5)

Otro posible desglose sería por eléctricas/tecnologías, para ver quién ha aportado más energía en cada una de ellas:

 En carbón sería Viesgo y en ciclos el líder indiscutible sería Gas Natural Fenosa con un 63%.

Sumando el carbón a los ciclos, esto es, desde un punto de vista global de RRTT a subir, el reparto de energía total y los precios medios ponderados (PMP) que han obtenido las distintas empresas que han participado este mes fueron:

 

Vemos que las compañías que más energía aportaron en este mercado, fueron principalmente las grandes GNF, Iberdrola y Endesa: sólo entre estas 3 empresas, se reparten el 88% de toda la energía.

Con respecto a los precios, la empresa que mejor ha sabido colocar su energía este mes fue Alpiq, al obtener un PMP de 153,8 €/MWh (2,2 veces OMIE), mientras que la más modesta ha sido Bizkaia Energía con 82,7 €/MWh (sólo un 20% superior a OMIE):

Compañía	PMP (€/MWh)	Veces OMIE
ALPIQ	153,8	2,2
HC	142,8	2,0
ENGIE CARTAGENA S.L	139,2	1,9
BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD	138,6	1,9
ENDESA	128,5	1,8
GNF	115,7	1,6
IBERDROLA	104,8	1,5
VIESGO	93,7	1,3
BIZKAIA ENERGIA	82,7	1,2

Conociendo la energía que ha aportado cada compañía y su PMP, podemos hacernos una idea de cuánto han ingresado por este servicio, en este mes. Por una mera cuestión de cantidades, al ser GNF la que más energía ha aportado, con muchísima diferencia y como ya lo hiciera en enero del año pasado, es la ganadora absoluta en ingresos con un 60,4% de la totalidad de ingresos por este tipo de RRTT en este mes, mientras que la que menos ingresó fue Engie Cartagena:

Compañía	Ingresos
GNF	50.219.167 €
IBERDROLA	14.224.032 €
ENDESA	9.147.218 €
VIESGO	4.861.625 €
BAHIA DE BIZKAIA ELECTRICIDAD	1.905.117 €
ALPIQ	1.287.500 €
HC	713.735 €
BIZKAIA ENERGIA	653.642 €
ENGIE CARTAGENA S.L	172.596 €

 Sólo entre las 4 grandes se reparten el 94,3% de los ingresos, que ascienden a un monto aproximado de 83,2 M€

Conclusiones

Sigo pensando que este es un mercado necesario para solucionar problemas técnicos puntuales, pero también sigo pensando, que aunque se han bajado bastante las retribuciones a las centrales que intervienen y ahora hay menos "cachondeo" siguen siendo altas y la participación desde luego no es para nada puntual: todas las centrales que han participado en este mercado son las que lo hicieron en enero del 2016 (salvo 2: Escombreras y Tarragona Power).

De vez en cuando a lo largo del año, echo un vistazo algún día y siempre suelen ser las mismas, con pocas variaciones, lo que parece indicar que si es cierto que hay zonas con problemas de satisfacer la demanda, tampoco hay mucho interés en resolverlo primandose muy por encima del mercado a determinados agentes...

¡Veremos qué pasa en enero de 2018!

Resumen del mercado eléctrico en Junio: ¡normalidad de precios!

Pasada la primera mitad del año nos encontramos que, por fin, este junio hemos disfrutado de los precios correspondientes a su mes, tanto a nivel doméstico como en el mayorista, y eso a pesar de los 10 días de ola de calor que sufrimos del 13 al 23 y que han hecho que tengamos una demanda más parecida a un mes de julio que no de junio.

Este aumento de demanda ha implicado una gran generación con energías fósiles, con el predominio de los ciclos combinados, por lo que si mayo lo anunciaba como el mes del gran aumento de las emisiones de GEI (Gases de Efecto Invernadero), en junio se han incrementado aún más. Me temo que este año será nefasto y tiene pinta que nos volverán a sacar los colores desde Europa el año que viene...

Precios regulados domésticos - PVPC

Ligera alza, de un 1,1%, en la factura doméstica pasando de 60,9 € en mayo a 61,6 € en junio. Y si comparamos con la media de facturas de los 3 últimos junios, 62,7 €, nos encontramos que este año ha sido ligeramente mejor que un junio "normal" puesto que la factura es un 1,8% inferior (bajada bastante mejor que mi última estimación que la cifraba en un 0,5%). La factura es igual a la de junio de 2013 siendo 2014 y 2015 superior y 2016 inferior. Así pues estamos ante un mes que, aun habiendo subido precio con respecto a mayo, resulta algo más barato que años anteriores (excepto 2016 que fue muy bueno) y podemos calificarlo, por fin, como un mes "normal" (tirando a barato), el primero de este año!

 

Según los datos de futuros y por cómo se han comportado los precios de ajustes del sistema, para los próximos meses, todo apunta a que serán como junio o incluso alguno mejor, siendo la factura inferior a las medias de los últimos 3 años ¡esperemos que sea así!

La estimación de precio anual para el PVPC desciende 5€ hasta los 761€ con una media anual de 0,11929975 €/kWh. Esto supone una subida de 60 € más que la del 2016.

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Junio ha superado a mayo en cuanto a estabilidad de precios y se convierte en el mes de menor volatilidad del año. Ha terminado en 50,22 €/MWh lo que supone una subida con respecto a mayo (47,11 €/MWh) del 6,6% pero un incremento con respecto al mismo mes de 2016 de un 29,1% (recordamos que el año pasado fue especialmente bajo y cerró este mes a 38,90 €/MWh). Si comparamos con la media de los 3 últimos junios, 48,19 €/MWh la subida es de un 4,2% incremento bastante mejor que meses pasados y podemos afirmar que estamos ante un mes sólo ligeramente más caro a un junio "normal" ,y desde luego supera a mayo, al "mejor" mes que teníamos hasta entonces y siendo, de momento, el menos caro del año.

 

Los precios más altos del mes se concentran coincidiendo con la mayor demanda de electricidad por la ola de calor entre el 14 y el 24.

De nuevo no ha habido sobrepasamientos de precio con respecto a los extremos, ni por arriba, ni por abajo. El precio medio anual en estos 6 primeros meses, se sitúa en 51,28 €/MWh y el previsto para el año completo baja, por primera vez, hasta los 50,58 €/MWh (en mayo estaba en 51,37 €/MWh)

Futuros

Nuevamente ¡por fin! bajadas de precios en todos los horizontes temporales del año, sobre todo para los meses de julio-agosto-septiembre. La bajada del Q4 es muy ligera, tan sólo 0,15 €/MWh, pero confío en que se acentuará algo en estos meses que restan.

Finalmente Q2 cerró mejor de lo que me esperaba: 47,01 €/MWh. La última estimación del Q3 se situó en 50,42 €/MWh ¿será el primer periodo que cierre por debajo de su estimación? Lo veremos en octubre.

Fuentes de generación y emisiones

Subidón impresionante de la generación con ciclos, de nada menos un 103% con respecto a mayo y su uso se ha utilizado en el incremento de la demanda por la ola de calor, sobre todo los días 21 y 22. El carbón, que el mes pasado ya tuvo una subida importante (87%), sube otro 20% y la generación con residuos otro 33% Estas 3 fuentes, junto con la cogeneración y el gasoil (para las islas) son los causantes de las emisiones GEI de nuestro sistema eléctrico, así que nos encontramos frente a otro mes de importante incremento: si en mayo nuestro factor de emisión era de 0,285 toneladas de CO2 por MWh en junio este factor ascenderá hasta un estimado de 0,322 tCO2/MWh (el dato oficial lo publicará REE a mediados del mes de julio), lo que supone un incremento de un 16,3% con respecto a la media de los últimos 4 años, justo al revés de lo que debiéramos hacer, que no es sino reducirlas!

Y es que este año está siendo realmente malo con la generación renovable y el factor de emisión medio para estos meses asciende a 0,261, un 28% superior a la media de los últimos 4 años para el mismo periodo...mal vamos

Este mes, las fuentes que más han generado han sido, por orden, Carbón, Nuclear y Ciclos. En el año, se mantienen sin cambios las principales fuentes, que han sido: Nuclear, Eólica y Carbón.

Los embalses hidroeléctricos siguen bajo mínimos de capacidad (39,5%) y la cuota de generación con agua, como es lógico, sigue siendo inferior a lo habitual, pero aunque la situación es grave, en estos meses venideros tampoco debería influir mucho en los precios, ya que la generación con agua se reduce mucho.

Como comentado anteriormente, la generación renovable este año está siendo muy escasa debido al pobre aporte del agua y en menor medida del viento, y hasta ahora todos los meses han proporcionado una cuota bastante inferior a los valores habituales: en junio un 16,1% menos que la media de los últimos 4 años y un 20,5% menos en la media de lo que llevamos de año:

También la importación desde Francia se ha reducido un 20% con respecto a mayo, pasando de 1,8 a 1,4 TWh, mientras que con Portugal, el saldo también sigue siendo importador y se ha incrementado desde los 172 hasta los 241 GWh

Mercados europeos

He quitado de mis estadísticas a Polonia porque tras hacer cambios en su plataforma de trading, sólo muestran los resultados en moneda local (Zloty). Una pena porque por lo que he podido observar TGE funciona muy bien y siempre son de los primeros en mostrar los resultados, no como el OM italiano, GME, que tarda una eternidad...

España y Portugal adelantamos a Reino Unido y nos colocamos como la región europea con los precios de la electricidad mayorista más caros de junio. Italia y Reino Unido se colocan en 2ª y 3ª posición. En el lado opuesto se colocan los países nórdicos (como es habitual), Alemania y Bélgica.

Los ibéricos también hemos sido los países que más han incrementado precios con respecto a mayo, siguiéndonos Alemania e Italia. El resto han disminuido precios.

Si nos fijamos en la media de los 3 últimos junios como valor normal, vemos que este ha sido un mes caro para los países nórdicos, Italia, Francia, Portugal y España. Alemania casi se mantiene en dicha media y sin embargo ha sido un mes barato en Reino Unido, Bélgica y Holanda.

La media para esta gran zona del estudio se ha situado en 38,4 €/MWh

Con respecto a la estabilidad de precios, Alemania sigue siendo el país con mayores contrastes, aunque los ha reducido considerablemente desde mayo al pasar de un 36,3% a un 22,8%. Le siguen en volatilidad Francia y Bélgica. A la cabeza están pues los mismos países que el mes pasado, aunque intercambian posiciones el 2º y 3º. En el lado opuesto y con mayor estabilidad en precios, nos situamos España y Portugal, los países nórdicos y el Reino Unido.

Resumen del mercado eléctrico en Mayo: vuelven las emisiones de CO2

Las esperanzas depositadas en mayo para recibir las últimas aportaciones significativas de lluvias en esta temporada, se esfumaron sin que se produjeran y como las otras variables renovables influyentes, léase la eólica, tampoco han brillado mucho que digamos, pues ha sido un mes parecido a abril, algo más caro en el mercado mayorista y solo un poquito en el doméstico.

Veamos qué ha pasado.

Precios regulados domésticos - PVPC

Ligera alza, de un 0,8%, en la factura doméstica pasando de 60,5 € en abril a 60,9 € en mayo. Y si comparamos con la media de facturas de los 3 últimos mayos, 59,1 € la subida con respecto a un mayo "normal" es de un 3,1%. La factura es muy parecida a la de mayo del 2014 que fue de 61€. Así pues estamos ante un mes que, siendo algo más caro de lo normal, no ha sido tan desorbitado como los anteriores y parece que poco a poco van normalizándose los precios y son parecidos a cuando el precio regulado se llamaba TUR y existían las subastas CESUR:

 

La estimación de precio anual para el PVPC se mantiene sobre los 766€ con una media anual de 0,12032475 €/kWh. Esto supone una subida de 65 € más que la del 2016. También se sigue manteniendo junio como el mes en que la factura tomará unos precios "normales" ya que hasta ahora todos los meses pasados han tenido un coste superior al de sus medias correspondientes de los 3 últimos años. De momento junio parece que será incluso algo más barato, del oren de un -0,5%

Si al final la factura de 2017 se mantiene en esos precios (766 €) supone unos 32 € más que la mejor oferta existente en el comparador de ofertas de la CNMC que había vigente en enero de este año (734 €)

Mercado mayorista de electricidad - OMIE

Mayo ha sido el mes con precios más estables en lo que va de año y ha terminado en 47,11 €/MWh lo que supone una subida con respecto a abril (43,69 €/MWh) del 7,8% pero un incremento con respecto al mismo mes de 2016 de nada menos un 82,9% (recordamos que el año pasado fue especialmente bajo y cerró este mes a 25,76 €/MWh). Si comparamos con la media de los 3 últimos mayos, 37,76 €/MWh la subida es de un 24,8% luego podemos afirmar que estamos ante un mes muy malo y caro, aunque, todo hay que decirlo, de momento ha sido el menos caro del año

Las subidas en el mes comenzaron a darse sobre todo los últimos 10 días donde la variación de precios máximos/mínimos se redujo muy notablemente por la franja de precios bajos y al subir estos, esto es, subió porque los precios mínimos subieron, no porque lo hicieran los máximos. Esto se ve muy claramente en la gráfica con la línea de tendencia de máximos y mínimos

Este mes, los precios se han mantenido alejados de los records tanto superiores, como inferiores.

El precio hasta junio es de 51,51 €/MWh y la estimación de precio anual no da tregua y sigue subiendo de 50,97 a 51,37 €/MWh. 

Futuros

Incremento de precios en todos los horizontes temporales, sobre todo para el mes de Julio, excepto junio que baja ligeramente después de haberse tirado buena parte del mes oscilando sobre los 50 €/MWh, termina en 51,13 €/MWh casi 0,6 € menos de como cerró en abril (51,7).

De momento hay poca diferencia entre el último valor previsto para el Q2 (45,13 €/MWh) y su valor real (45,59 €/MWh) aunque según avance junio se irá incrementando y seguramente termine sobre los 47,1/47,4 €/MWh

Fuentes de generación

Mes de grandes, por no decir impresionantes, cambios. Buena parte del mes hemos estado sin 2 nucleares, paradas por recarga (Trillo a primeros y Ascó I a mediados de mes), la eólica siguiendo su estacionalidad, aunque más de lo normal, también ha bajado generación, nada menos que un 16,6% desde abril, así que se ha generado un gran hueco térmico que no han podido cubrir ni por asomo el incremento de la solar, ni de la biomasa y lo ha hecho en su inmensa mayoría el sucio carbón, con un aumento de un 87,1% en generación y el también sucio, pero menos, Gas Natural de los ciclos, con un aumento de un 31,2%.

Aún no tengo los datos de emisiones de CO2 para mayo, pero
el incremento va a ser de órdago y contrasta con las declaraciones de nuestro presidente diciendo que somos líderes en la lucha contra el cambio climático, cuando parece olvidar que en 2015 fuimos el país que más incrementó sus emisiones y este 2017 tiene toda la pinta de que volveremos a ser los campeones en incremento de emisiones...¿dónde está ese liderazgo? desde luego no en una subasta diseñada para la eólica, que si disminuirá emisiones en los primeros meses, pero en menor medida que empezar a apostar por la gran odiada, pero que es complementaria: la solar. Nuestros políticos destacan por sus palabras, pero no por lo realmente importante: sus hechos.

En mayo las fuentes que más han generado han sido, por orden, nuclear, carbón y eólica. Para lo que llevamos de año, han sido: Nuclear, eólica y carbón.

Así las cosas, los 2 grandes generadores renovables de estas fechas, Hidráulica y Eólica, estando de capa caída ambos este mes, han provocado una pobre cuota renovable, en línea con lo que va de año, situándose en el 37,7% en mayo (12 puntos porcentuales por debajo de la media de los últimos 4 años) y en un mediocre 39% (10 puntos por debajo) para lo que llevamos de año, y a sabiendas que esta cifra bajará notablemente los próximos meses. Mal vamos.

En cuanto al comportamiento de las interconexiones, aumenta el saldo neto importador de Francia con respecto a abril y se sitúa en niveles algo superiores a marzo, pero es curioso comprobar como la última semana del mes, coincidiendo con el alza de precios, la importación desciende notablemente. Ligero repunte de importación con Portugal.

Mercados europeos

Un mes más seguimos en el pelotón de cabeza en cuanto a precios altos se refiere y los ibéricos somos los segundos tras Reino Unido. Detrás a cierta distancia nos sigue Italia. Este mes los países/regiones que han subido precios, según importancia de la subida, han sido Polonia, los ibéricos, Alemania e Italia. Los más baratos han sido: Países Nórdicos, Alemania y Francia.

La media de los principales mercados europeos se ha situado en 38,6 €/MWh (recordemos que nuestro precio medio fue de 47,11 €/MWh).

Casi todos los países han tenido unos precios anormalmente más caros, especialmente (por orden): Francia, ibéricos, nórdicos y Alemania, sin embargo en el lado opuesto Polonia y Reino Unido se han comportado mejor, mientras que Holanda e Italia han estado en la media de los últimos años.

Con respecto a la volatilidad, una vez más el mercado más dinámico ha sido el alemán, seguido a mayor distancia de Bélgica y Francia, mientras que los más estables repiten: Holanda, Reino Unido y países nórdicos.