Pool Electrico Hunde
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ENCUESTA ¿Crees que a las cajas hay que exigirles más 'core capital' que a los bancos? IBEX 35 +0,63% EUROSTOXX 50 +0,93% FTSE +0,90% S&P 500 +0,56% DOW JONES +0,57% EURO/DÓLAR 1,3594$ EURÍBOR 1,684% Por qué no cotiza la energía Además COMPRE LA EDICIÓN DE HOY EN PDF Sectores relacionados Energía Las comercializadoras a tarifa duplican su margen El 'pool' eléctrico se hunde y registra 200 horas a precio cero en 2010 Lo nunca visto: desde fin de año unas 200 horas de la energía subastada en el pool han casado a cero euros y el precio medio diario se derrumbó un 37%, hasta 28,5 MWh en enero y febrero. La situación, provocada por el hundimiento de la demanda, la entrada masiva de renovables y el duro invierno, no beneficia al consumidor, ya que la tarifa para el semestre está fijada en 60 euros/MW. Carmen Monforte - Madrid - 09/03/2010 Las comercializadoras que compran en el mercadomayorista de la electricidad (pool) la energía que después venden a sus clientes están haciendo el agosto invernal. Desde los últimos días de diciembre y hasta hoy mismo, 202 horas de la electricidad subastadas en este mercado han casado a cero euros (aproximadamente el 10% de lasmismas). Las subastas diarias las realiza el operador del mercado, Omel, para cada una de las 24 horas del día siguiente y es habitual que en las horas valle (nocturnas), con escasa demanda, el precio baje. Lo que no había sucedido hasta ahora, salvo de forma esporádica, es que el precio marginal horario cerrase a cero de forma tan persistente. El fenómeno se inició en las navidades y fue especialmente significativo el 1 de enero, en que 15 horas cotizaron a cero, y el 28 de febrero, en que se llegó a 18. Para hoymismo, según la subasta celebrada ayer por Omel, cinco horas no han superado ese umbral. Esto no significa, sin embargo, que las generadoras que venden su energía en el pool no cobren nada, ya que reciben el precio medio diario de las 24 horas. Este precio también se ha resentido en los dos meses ymedio de un duro inviernomarcado por sucesivas borrascas y fuertes vientos: en enero el precio medio descendió casi un 42%, hasta 29,06 euros MWh, y en febrero, en un 32%, hasta cerrar en 28 euros MWh, según los datos del operador del mercado. ¿Por qué se produce esta situación? Los expertos consultados lo achacan a la coincidencia de dos factores: por un lado, el derrumbe de la demanda, que ha provocado que las energías más caras (el gas y el carbón, que eran las que marcaban el precio marginal) no lleguen a casar en el pool y, por otro, la abundancia de agua y viento, que se ha traducido en un gran volumen de producción renovable (eólica, esencialmente) e hidráulica. Toda la generación renovable está obligada a pasar por elmercado, aunque tiene asegurado un precio regulado o una prima y, en el caso de la hidráulica (cuando el agua abunda) o la nuclear (que no puede parar, pues el arranque de las centrales resultaría más costoso) se ofrecen a cero, pues si no casan deben tirar su producción. Todas ellas han cobrado en los dos últimos meses un precio medio marginal de 28,5 euros MWh. El consumidor, sin beneficio Lo paradójico de la cuestión es que este derrumbe del precio del pool no se puede traslada al consumidor, sino que pasa a engrosar el margen de las comercializadoras (además, tras la desaparición de la tarifa integral, tampoco se puede destinar a recortar el déficit de tarifa). En el caso de los clientes en el mercado libre, mantienen contratos con plazos generalmente de un año. Y en el de los consumidores con derecho a tarifa de último recurso (TUR), ésta se fija en diciembre para el primer semestre. El precio de la TUR lo determinan las subastas Cesur, que toman como referencia el precio de los mercados financieros de la energía, y a ella acuden los comercializadores a tarifa (CUR). La última, celebrada en diciembre, marcó un precio de la energía (sin contar los peajes por uso de las redes) de 42,16 euros MWhpara el primer trimestre y de 41,51 eurosMWh, para el segundo. A ese precio hay que añadir los sobrecostes por servicios de ajustes, primas de riesgos y un coeficiente por pago por capacidad, de lo que resulta, según datos oficiales, un total de 60,24 euros y de 59,20 euros MWh, respectivamente, para el primer y segundo trimestre de este año. LO MÁS LEIDO LO ÚLTIMO Cómo evitar seguir pagando al banco tras perder la casa 1. Carrefour se lanza a competir con Ikea con una línea de muebles de bajo coste 2. Las redes sociales se vuelcan en la 'wakafoto' 3. Las pequeñas inmobiliarias se disparan en Bolsa 4. 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ENCUESTA ¿Crees que a las cajas hay que exigirles más 'core capital' que a los bancos?
IBEX 35 +0,63% EUROSTOXX 50 +0,93% FTSE +0,90% S&P 500 +0,56% DOW JONES +0,57% EURO/DÓLAR 1,3594$ EURÍBOR 1,684%
Por qué no cotiza la energía
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Energía
Las comercializadoras a tarifa duplican su margen
El 'pool' eléctrico se hunde y registra 200 horas a precio cero en 2010
Lo nunca visto: desde fin de año unas 200 horas de la energía subastada en el pool han casado a cero euros y el precio medio diario se derrumbó un 37%, hasta 28,5 MWh en enero y febrero. La situación, provocada por el hundimiento de la demanda, la entrada masiva de renovables y el duro invierno, no beneficia al consumidor, ya que la tarifa para el semestre está fijada en 60 euros/MW.
Carmen Monforte - Madrid - 09/03/2010Las comercializadoras que compran en el mercadomayorista de la electricidad (pool) la energía que después venden a sus clientes están haciendo el agosto invernal. Desde los últimos días de diciembre y hasta hoy mismo, 202 horas de la electricidad subastadas en este mercado han casado a cero euros (aproximadamente el 10% de lasmismas). Las subastas diarias las realiza el operador del mercado, Omel, para cada una de las 24 horas del día siguiente y es habitual que en las horas valle (nocturnas), con escasa demanda, el precio baje.
Lo que no había sucedido hasta ahora, salvo de forma esporádica, es que el precio marginal horario cerrase a cero de forma tan persistente. El fenómeno se inició en las navidades y fue especialmente significativo el 1 de enero, en que 15 horas cotizaron a cero, y el 28 de febrero, en que se llegó a 18. Para hoymismo, según la subasta celebrada ayer por Omel, cinco horas no han superado ese umbral.
Esto no significa, sin embargo, que las generadoras que venden su energía en el pool no cobren nada, ya que reciben el precio medio diario de las 24 horas. Este precio también se ha resentido en los dos meses ymedio de un duro inviernomarcado por sucesivas borrascas y fuertes vientos: en enero el precio medio descendió casi un 42%, hasta 29,06 euros MWh, y en febrero, en un 32%, hasta cerrar en 28 euros MWh, según los datos del operador del mercado.
¿Por qué se produce esta situación? Los expertos consultados lo achacan a la coincidencia de dos factores: por un lado, el derrumbe de la demanda, que ha provocado que las energías más caras (el gas y el carbón, que eran las que marcaban el precio marginal) no lleguen a casar en el pool y, por otro, la abundancia de agua y viento, que se ha traducido en un gran volumen de producción renovable (eólica, esencialmente) e hidráulica.
Toda la generación renovable está obligada a pasar por elmercado, aunque tiene asegurado un precio regulado o una prima y, en el caso de la hidráulica (cuando el agua abunda) o la nuclear (que no puede parar, pues el arranque de las centrales resultaría más costoso) se ofrecen a cero, pues si no casan deben tirar su producción. Todas ellas han cobrado en los dos últimos meses un precio medio marginal de 28,5 euros MWh.
El consumidor, sin beneficio
Lo paradójico de la cuestión es que este derrumbe del precio del pool no se puede traslada al consumidor, sino que pasa a engrosar el margen de las comercializadoras (además, tras la desaparición de la tarifa integral, tampoco se puede destinar a recortar el déficit de tarifa). En el caso de los clientes en el mercado libre, mantienen contratos con plazos generalmente de un año. Y en el de los consumidores con derecho a tarifa de último recurso (TUR), ésta se fija en diciembre para el primer semestre.
El precio de la TUR lo determinan las subastas Cesur, que toman como referencia el precio de los mercados financieros de la energía, y a ella acuden los comercializadores a tarifa (CUR). La última, celebrada en diciembre, marcó un precio de la energía (sin contar los peajes por uso de las redes) de 42,16 euros MWhpara el primer trimestre y de 41,51 eurosMWh, para el segundo. A ese precio hay que añadir los sobrecostes por servicios de ajustes, primas de riesgos y un coeficiente por pago por capacidad, de lo que resulta, según datos oficiales, un total de 60,24 euros y de 59,20 euros MWh, respectivamente, para el primer y segundo trimestre de este año.
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Página 1 de 2El 'pool' eléctrico se hunde y registra 200 horas a precio cero en 2010 en Cincodias....
07/02/2011http://www.cincodias.com/articulo/empresas/pool-electrico-hunde-registra-200-horas-...
Este precio que es el que pagan los consumidores en la tarifa choca con los 28,5 euros demedia que han pagado las comercializadoras en el pool (más del doble). Para evitar estos márgenes, la CNE ha reclamado a Industria subastas mensuales. Omel, que es el encargado de las subastas, secunda la petición.
Por qué no cotiza la energía
El pool eléctrico se basa en un sistema marginalista en el que el precio (para todas las centrales) lo fija la más cara que resulta casada. ¿Por qué este invierno en 202 horas el precio ha sido cero? Porque las energías que se han ofrecido a cero (las llamadas de precio aceptante) han sido suficientes para cubrir una demanda deprimida por la crisis económica.
Esas tecnologías que pujan sin precio en las subastas de Omel son las del régimen especial, la gran hidráulica y la nuclear. En estos dos últimos casos, no pueden parar su producción (la tirarían, de lo contrario) y con costes variables reducidos (o casi inexistentes, en el caso del agua) se pueden permitir pujar a cero para cobrar después el marginal.
En el caso de las renovables (eólica, fotovoltaica y termosolar), están obligadas a ir al mercado si quieren vender su producción y aceptan el precio resultante. Eso sí, no arriesgan nada porque están protegidas por dos sistemas de retribución: o cobran una tarifa o van al mercado, en el que reciben el precio de éste y una prima. Por tanto, en las horas con cotización cero, la eólica, que ha registrados récord sucesivos este año por los fuertes vientos, que ha ido al mercado ha cobrado sólo la prima.
De los 659 GWh de demanda registrada el domingo, 215 GWh correspondieron a hidráulica; 184 GWh al régimen especial y 121 GWh a la nuclear. El gas sumó 109 y el carbón apenas 20,5 GWh.
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