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El coste marginal al que opera un ciclo combinado y su impacto en el mercado eléctrico

Miércoles, 27/10/2021

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Kim Keats

Director EKON SC

El precio spot de la electricidad en Europa sigue alto y la razón principal es que la última línea de defensa (antes de que se apaguen las luces) han sido los ciclos combinados (“CCGT”) que usan gas natural como combustible principal.  Dado que sus costes operativos han aumentado significativamente, el precio de la electricidad se ha disparado en los mercados diarios europeos.

La regla general

Hay una regla general que les ayudará a calcular el coste marginal de operar un CCGT y que se puede usar para tener una idea del precio de la electricidad en el mercado diario. Primero, tomen el precio del gas en €/MWh(f) y divídalo por la eficiencia térmica de CCGT (alrededor del 50%). En otras palabras, comiencen doblando el precio del gas.

 

A esto se suma el coste de emisión de CO2 tomando el precio de los derechos de emisión de la Unión Europea (“EUA”) y multiplicando por el factor de emisión de carbono del CCGT usando gas natural (~0.4tCO2/MWh). La suma será el Coste Marginal a Corto Plazo (“SRMC”) del CCGT, es decir, el mínimo que requieren para cubrir sus costes básicos y ser despachados. Para ser más precisos, se deberían incluir algunos costes menos importantes asociados con los peajes de acceso (gas, electricidad), el coste variable de generación, etc. pero sigamos con el cálculo simple por ahora.

Su aplicación en España

Veamos cómo se aplica esto a España. Los precios diarios para el día viernes 22 de octubre de 2021 (fijados el día anterior), por ejemplo, están en el rango de 173,23-255,50€/MWh con una media simple de 203,54€/MWh (fuente ENTSO-E). Si utilizáramos el precio diario del día anterior del gas natural de 88,24€/MWh(f) (fuente MIBGAS) y EUA de 58.70€/tCO2, el SRMC sería de 199,96€/MWh (=88,24*2+0,4*58,70) que está en el rango de precios horarios. Técnicamente, deberíamos también tomar en cuenta la contribución de otras formas de generación de electricidad que incluyen autogeneradores, nuclear, carbón, hidroeléctrica y las energías renovables, especialmente eólica y solar, pero este no es el lugar para una “master class” de modelación del mercado eléctrico. Solo recuerden esto: a pesar de los esfuerzos de otros, si hay un hueco térmico que solo las CCGT más caras pueden satisfacer, los precios se dispararán.

Pero su papel también funciona para empujar los precios a la baja. Después del primer confinamiento de COVID19 que empezó el 15 de marzo de 2020, los precios spot del gas natural llegaron a solo 5€/MWh(f) y los precios del CO2 a 15€/tCO2.  El 1 de mayo de 2020, por ejemplo, cuando los precios del gas natural eran de 5,69€/MWh(f) y los EUA estaban a 18,90€/tCO2, el precio mínimo exigido por una CCGT debería haber sido de 18,94€/MWh (= 5,69*2+0,4*18,9). El precio medio diario de ese día fue 4,63€/MWh, con un rango entre 1,02 y 15,39€/MWh, y si bien se despacharon algunas CCGT, la cifra fue relativamente baja ya que era un día en el que la energía solar y eólica contribuían más de la mitad de la generación.

Así que en lo que respecta reglas generales, esta no está nada mal. Recuerden que las excepciones a la regla ocurrirán cuando las energías renovables estén en ascenso, algo que se aplicará más a medida que se despliegue más capacidad eólica y fotovoltaica como parte de nuestros esfuerzos por descarbonizar el sector eléctrico.

A cargo de Kim Keats, Director de la Consultora EKON Strategy Consulting

Fuente de la imagen: Siemens Energy