¿Son posibles los precios negativos en el mercado eléctrico?

La pregunta viene al caso de solventar una duda que surgió en la presentación que realicé sobre mercado eléctrico y fijación de precios en el la Jornada sobre Análisis y Debate sobre el  Mercado Eléctrico, donde en un momento presenté esta gráfica:

Captura de pantalla 2014-05-03 a la(s) 00.35.43

La gráfica, procedente del Informe de Seguimiento de Mercados a Plazo de la CNMC, donde se muestra la evolución de los mercados diarios de España, Alemania y Francia desde diciembre 2013 hasta febrero 2014. 

El primer aspecto destacable es el elevado precio registrado en el mercado diario español, debido a varias circunstancias que la propia CNMC ya explicó (paradas programas de dos centrales nucleares, otras paradas imprevistas y aprobadas por el CSN, baja eolicidad, baja producción hidráulica…). Sin embargo, la pregunta no vino por el mercado español, sino por el alemán y francés:

¿Por qué, según la gráfica, existen precios negativos en los días 24 y 25 de diciembre?

Ciertamente, se registraron precios negativos, pero no en ambos mercados, sino sólo en el alemán. Las erratas están a la orden del día, y a la CNMC se le coló claramente esta: si os fijáis, la curva de precios del mercado spot alemán es simétrica a la francesa, e incluso no llega hasta el final del mes. Obviamente, a alguien se le olvidó coger el rango de datos correctos. La gráfica correcta es la siguiente:

Mercado eléctrico aleman y francés

La fuente es el mismo informe, pero de unos meses atrás. En ella se observa que sólo el mercado alemán presentó precios negativos, concretamente el día 24 de diciembre, según EPEX Spot. Ese día, la durante la madrugada y concretamente desde la 01:00 hasta las 07:00 horas, se registraron precios negativos que oscilaron desde un máximo de -0,02 €/MWh hasta un mínimo -62,03 €/MWh. El mercado alemán (EEX), integrado con el francés en el EPEX SPOT, permite tener precios negativos, a diferencia del español, donde el mínimo es 0 €/MWh. Y significa exactamente lo que uno piensa: el generador, paga por verter a la red su producción eléctrica.

Según el propio EPEX SPOT, estos episodios han sido cada vez más comunes últimamente, especialmente cuando se une una alta penetración renovable (eólica o fotovoltaica en Alemania) y un escenario horario de baja demanda. Esto provoca que las plantas generadoras de base (nucleares y térmicas con baja flexibilidad para disminuir su potencia) sopesen los costes que conlleva parar la producción para luego arrancar de nuevo cuando las condiciones de mercado sean favorables, con los costes de pagar en ese momento para producir. Y lo significativo es que terminan pagando por generar.

A continuación se muestra lo que ocurrió el día 24 en el mercado spot alemán:

EPEX SPOT

Y las tecnologías que participaron en ese mismo día generando:

Captura de pantalla 2014-05-02 a la(s) 22.38.28

 

En amarillo está resaltado de forma aproximada la madrugada del día 24, donde efectivamente se ve una demanda por debajo de la habitual, una elevada producción eólica (casi 24.000 MW) y cómo las térmicas y nucleares tuvieron que reducir o parar (19.000 MW). Incluso se observa una reducción de potencia de alguna de las nucleares activas.

Fuentes:

EPEX SPOT – Q & A about negative prices

EPEX SPOT

Anuncios

Responder

Introduce tus datos o haz clic en un icono para iniciar sesión:

Logo de WordPress.com

Estás comentando usando tu cuenta de WordPress.com. Cerrar sesión / Cambiar )

Imagen de Twitter

Estás comentando usando tu cuenta de Twitter. Cerrar sesión / Cambiar )

Foto de Facebook

Estás comentando usando tu cuenta de Facebook. Cerrar sesión / Cambiar )

Google+ photo

Estás comentando usando tu cuenta de Google+. Cerrar sesión / Cambiar )

Conectando a %s