El precio medio del mercado mayorista sigue la tendencia de los \u00faltimos meses, aunque con mayor volatilidad alcanzando valores m\u00e1ximos de 319 \u20ac\/MWh y m\u00ednimo de 15 \u20ac\/MWh a finales del mes de octubre. Son ampliamente conocidas las razones de estos elevados precios, los derechos de CO2 en el entorno de los 59 \u20ac\/MWh con clara resistencia a la baja y el precio spot del GN, no coincidente con el de los contratos de largo plazo que usan los CCGT, que en el a\u00f1o 2021 se situ\u00f3 en 37,45 \u20ac\/MWh el m\u00e1s alto de la UE excluido Portugal, mercado con el que, sin embargo, se producen, muy pocas horas de desacoplamiento. Los precios medios se siguen ubicando en los valores m\u00e1s altos de la UE. Todos estos datos fueron analizados en la \u00faltima reuni\u00f3n del Comit\u00e9 de Agentes del Mercado, a la que asisti\u00f3 Alberto Ce\u00f1a, asesor t\u00e9cnico de AEE.<\/p>\n\n\n\n
La hidr\u00e1ulica sigue siendo la principal tecnolog\u00eda que fija el precio del mercado en Espa\u00f1a en el a\u00f1o 2021, toda la que opera en la pen\u00ednsula, aproximadamente un 56%, frente a solo un 15% del CCGT, tecnolog\u00eda de referencia para fijar el precio de oportunidad. La e\u00f3lica fija precio un 9,2% de las horas, pr\u00e1cticamente igual que la mini-hidr\u00e1ulica y el doble que la fotovoltaica.<\/p>\n\n\n\n
Desde la perspectiva de la operaci\u00f3n f\u00edsica del sistema el\u00e9ctrico esta ha estado marcada por una reducci\u00f3n de la demanda de un 3,4% con respecto al mes anterior, en parte corregida por las elevadas temperaturas del mes, para alcanzar un valor de 2,3%. Todo ello ha supuesto que a lo largo del a\u00f1o 2021 el incremento haya alcanzado el 2,8%, en l\u00ednea con la reactivaci\u00f3n econ\u00f3mica post pandemia. En cualquier caso, este valor es el inferior de todos los meses de octubre desde el a\u00f1o 2017 y notablemente menor que el del a\u00f1o 2020.<\/p>\n\n\n\n
La e\u00f3lica ha supuesto a lo largo del a\u00f1o 2021 un 22,8% del total de la generaci\u00f3n peninsular, superior al valor correspondiente al a\u00f1o 2020, pero marcado por la baja eolicidad de los meses de septiembre (3.123 GWh), un 19% inferior al mismo mes del 2020, y octubre (4.229 GWh), este \u00faltimo mes un 25% inferior al valor correspondiente al 2020.<\/p>\n\n\n\n
Por lo que respecta al conjunto de los servicios de ajuste utilizados para la gesti\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico, estos han supuesto un 8,2% del total de la electricidad servida a los consumidores en el mes de octubre, alcanzando un valor de 1,6 TWh y en l\u00ednea con la media anual hist\u00f3rica, teniendo un mayor peso las Restricciones T\u00e9cnicas en el PDBF.<\/p>\n\n\n\n
La energ\u00eda e\u00f3lica sigue manteniendo una presencia testimonial en la regulaci\u00f3n secundaria tanto a bajar como a subir merced a las zonas de regulaci\u00f3n mono-tecnolog\u00eda, ya que los parques e\u00f3licos en zonas de regulaci\u00f3n generales no afloran su participaci\u00f3n en la banda ni en la regulaci\u00f3n posterior. En cualquier caso, tanto el precio de la banda como el coste total de la regulaci\u00f3n secundaria, un total de 19,7 M\u20ac, han pr\u00e1cticamente duplicado su valor en l\u00ednea con el resto de los precios del suministro el\u00e9ctrico, contribuyendo a su elevado impacto para los consumidores finales.<\/p>\n\n\n\n
Por lo que respecta a las Restricciones T\u00e9cnicas en Tiempo Real (RRTR) se observa un nuevo incremento de la participaci\u00f3n de la e\u00f3lica a bajar en el mes de octubre, frente a la bajada del mes de septiembre, siendo la tecnolog\u00eda con una mayor participaci\u00f3n en este servicio con un total 234,2 GWh seguido por la regulaci\u00f3n del bombeo con 197,5 GWh siendo la contribuci\u00f3n del resto de las tecnolog\u00edas pr\u00e1cticamente inexistente. El coste de este servicio para los consumidores finales se ha multiplicado tambi\u00e9n para alcanzar los 18,4 M\u20ac, triplicando el valor del a\u00f1o 2020. La raz\u00f3n fundamental de este servicio sigue ligada a congestiones y re-despachos en la RdT, lo que en cierta medida soporta el nuevo servicio de reducci\u00f3n autom\u00e1tica de potencia de las instalaciones de generaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n
Por lo que respecta a las energ\u00edas de balance se observa un fuerte incremento de la participaci\u00f3n en el RR a bajar por parte de la e\u00f3lica para alcanzar los 269 GWh a lo largo del a\u00f1o 2021, la mitad de los correspondientes a los intercambios transfronterizos ligados al nuevo servicio IGCC (International Grid Control Cooperation). La misma tendencia se observa en la participaci\u00f3n de la e\u00f3lica en la energ\u00eda de regulaci\u00f3n terciaria a bajar, donde ha duplicado su contribuci\u00f3n a lo largo del a\u00f1o 2021 hasta alcanzar los 237 GWh, similar al servicio anterior. Los precios m\u00e1ximos alcanzados han llegado a 308 \u20ac\/MWH para la terciaria subir y ligeramente inferiores para el servicio RR.<\/p>\n\n\n\n
Los precios medios ponderados de todos los servicios se han, por lo tanto, incrementado a lo largo del a\u00f1o en l\u00ednea con la subida de precios en el mercado mayorista, superando todos los servicios a subir estos precios, especialmente las RRTT tanto el PDBF como en TR. En este escenario se ha producido un fuerte incremento del precio de los desv\u00edos de los comercializadores, superando los valore del PMHMD en el caso de los desv\u00edos a bajar que han llegado a superar los 300 \u20ac\/MWh en algunas horas, lo cual afecta a la imputaci\u00f3n de los costes del conjunto de los agentes que participan en el sistema.<\/p>\n\n\n\n
Los servicios de balance y regulaci\u00f3n supusieron 2,49 \u20ac\/MWh para los servicios de balance y regulaci\u00f3n y 4,29 \u20ac\/MWh para las RRTT en el mes de octubre, valores bajos en comparaci\u00f3n con el Precio medio del mercado mayorista, pero con una clara tendencia al alza lo que supone un estr\u00e9s adicional para los consumidores el\u00e9ctricos.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"
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