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La Diputación Provincial de Zaragoza ha adjudicado a Urbener la realización de una auditoria que analizará el coste energético de 40 municipios de Zaragoza; se analizara el coste que cada municipio paga en el periodo de un año y se comparara con el precio de la energía en el mercado mayorista eléctrico, haciendo el supuesto de compra Directa en el Mercado de Producción.

Desde la liberación del mercado eléctrico en 1997, los consumidores pueden comprar directamente su electricidad en el Mercado Mayorista, a través de las figuras de Consumidor Directo y Gestor de Cargas, esto significa que acceden al mercado en las mismas condiciones administrativas y económicas que las comercializadoras eléctricas, consiguiendo un precio equiparable al suyo.

 

Urbener es la única empresa de España que ejerce como Representante del Sistema Eléctrico Español en nombre propio, (Representación Indirecta), con sus propias unidades de programación de energía. En este caso, los efectos del negocio jurídico realizado por el representante se imputan directamente a éste, sin perjuicio de la relación interna que le ligue con su representado.

El Ministerio de Hacienda y Función Publica en el “Real Decreto 596/2016, de 2 de diciembre, en la Disposición adicional tercera.  Facturación de determinadas entregas de energía eléctrica. Define a URBENER como. “El operador del sistema podrá habilitar a un tercero para que se interponga como contraparte central entre las entidades suministradoras y las adquirentes de modo que se entenderá, a todos los efectos, que las entregas de energía eléctrica son efectuadas por las entidades suministradoras a dicho tercero y que son adquiridas al mismo por las entidades adquirentes. En este caso, se sustituirán los datos relativos a la identificación del destinatario de la operación y del expedidor por los de dicho tercero habilitado como contraparte central, el cual asumirá las obligaciones relativas a la facturación que esta disposición adicional asigna al operador del sistema que le haya habilitado para actuar como contraparte central”.

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Dos de las patronales de referencia de las renovables en nuestro país, AEE y APPA, han denunciado recientemente las pérdidas millonarias a las que se están enfrentando las renovables por la mala estimación del precio del mercado eléctrico por parte del Ministerio, y las que sobrevendrán a partir de ahora, pues ya se han publicado los nuevos parámetros económicos, confirmando que no se han solventado los errores de cálculo del primer semiperíodo.

A comienzos de mes, APPA hacía pública una nota de prensa en la que ya denunciaba que entre 2014 y 2016 (primer semiperíodo) las renovables perdieron 930 M€ de la retribución esperada, 574 M€ definitivamente por corresponder a retribución no reconocida y 356 M€ que se devolverán a lo largo de la vida útil de las instalaciones, y anunciaba que de cometerse el mismo error las pérdidas del período 2017-2019 podrían elevarse a 664 M€, acumulando un total de 1.238 M€ en el periodo 2014-2019.

Los cálculos de AEE indican que las pérdidas de la eólica en el primer semiperíodo se habrían elevado a 630 M€, de ellos el sector recibirá una compensación de 212 M€, apenas el 36% de lo que dejó de ingresar, y que además al repartirse a lo largo de la vida útil de las instalaciones supondrá en torno a 22 M€/año.

Pues bien, los peores temores del sector se han confirmado, y pese a que ambas patronales entienden que el nuevo cálculo del Ministerio debería tomar como base los precios que manejan los mercados a futuro, el gobierno ha vuelto a repetir error, dado que la propuesta de orden ministerial que modifica los parámetros retributivos enviada a la CNMC, vuelve a tomar como referencia un precio de 52 €/MWh–el mismo que en el semiperiodo anterior, que ha resultado ser erróneo– en vez de los 41,32, referencia que marcan los precios de los mercados de futuros. Por este motivo, la eólica ingresará en los próximos tres años unos 400 M€ (38%) menos de lo que le correspondería.

El final del primer semiperiodo de tres años marca el primer hito desde la entrada en vigor la Reforma Energética y ha demostrado tanto la inestabilidad del sistema como su arbitrariedad, ya que las empresas no están alcanzando la rentabilidad razonable, y por tanto los ingresos, que establece la propia ley, ahondando en la incertidumbre y falta de confianza de los inversores, que viene reinando en el sector en los últimos años.

Enerray, subsidiaria de SECI Energía, cabecera de los negocios del Grupo Maccaferri, acaba de asistir a la Mexico Power Finance and Investment Summit, que ha tenido lugar los días 28 al 30 de junio, en el Affinia Hotel, Manhattan, Nueva York: El tema principal de estos 3 días de duración de la cumbre fue el momento crítico del mercado eléctrico de México.

A finales de 2016 Enerray tendrá  1 GW de capacidad solar instalada en todo el mundo, en 12 países, así como la cantidad equivalente de contratos de operación y mantenimiento. Gracias a estas cifras, Enerray está entre los líderes instaladores de energía solar en varios países, lo que demuestra su experiencia en el desarrollo solar: en efecto, Enerray está construyendo una planta solar de 254 MWp en Brasil, el más grande de Latinoamérica, y otros 100 MWp adicionales están en fase de diseño.

México se encuentra ahora en el comienzo del paradigma del nuevo mercado energético mayorista: el Senado aprobó que en 2018 México deberá generar el 25% de su energía de fuentes limpias, y de esta manera México planea 24 proyectos de transmisión y distribución, y más 25.000 km en líneas de transmisión en los próximos 15 años por una inversión total de 13.400 MUSD. El pasado enero comenzaron oficialmente las operaciones de una nueva era del mercado, seguido por el lanzamiento de las primeras subastas de contratos de electricidad a largo plazo.

Enerray estableció una completa estructura mexicana para su comercialización, distribución y operaciones técnicas en México en 2014 invirtiendo 500.000 US$ en una instalación solar en la azotea de sus oficinas en Querétaro, lo que representa su primer paso como una empresa de EPC en México. proyectos de tejado en instalaciones comerciales e industriales que actualmente dominan el negocio principal de Enerray en el país también ofrece servicios para parques solares a escala comercial.

En México, parte de su estrategia consiste en acercarse a los productores energéticos internacionales que están dispuestos a entrar en el mercado, ofreciéndoles sus servicios EPC: MOU ha firmado casi 100 MWp y la construcción comenzará en diciembre de este año. En México Enerray ha desarrollado varios proyectos, que ya están funcionando con éxito: entre otros se encuentra la instalación solar desarrollada por Cinépolis, una de las mayores cadenas de cine de México.

Este proyecto fue particularmente intenso y requirió una propuesta de la ingeniería de alta complejidad: 300 KWp con una capacidad de producción de 526 MWh de energía limpia al año, evitando las emisiones de carbono de 296 t/año. Este proyecto, significativo en términos de ahorro relativo a la energía eléctrica, pueden ser integrados en otros cines y otras instalaciones de entretenimiento.

Teniendo en cuenta las nuevas regulaciones y nuevas oportunidades, México es sin duda un interesante mercado para cualquier actor de esta industria y para los inversores.

El próximo 10 de mayo estaremos en Madrid con la jornada “Mercado Eléctrico”, que organiza la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) con la colaboración de la Asociación de Empresarios de Fontanería, Saneamiento, Gas, Calefacción, Climatización, Mantenimiento, Electricidad y Afines de Madrid (ASEFOSAM).

El objetivo de la jornada es dar una visión sobre el mercado eléctrico de producción, sus particularidades y profundizar en los aspectos de interés para los productores fotovoltaico. No obstante, esta jornada resulta de interés para cualquier profesional del sector que quiera tener un conocimiento del mercado.

La agenda de la jornada se puede consultar AQUÍ.

Organiza: UNEF, UNION ESPAÑOLA FOTOVOLTAICA
Fecha: 10 de mayo de 2016
Lugar: ASEFOSAM, calle Antracita 7, 2ª Planta (Madrid), Salón de Actos
Formalización de asistencia:

Confirmación y pago antes del día 3 de mayo:

Socios UNEF y socios ASEFOSAM: 150€  + IVA (181,50€)

No socios: 275€  + IVA (332,75€)

Las empresas con 3 o más  inscritos obtendrán una entrada gratuita.

Confirmación y pago el día 3 de mayo o posteriores:

Socios UNEF y Socios ASEFOSAM: 190€  + IVA (229,90€)

No socios: 350€  + IVA (423,50€)

Las empresas con 3 o más  inscritos obtendrán una entrada gratuita.

 

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) organiza para el próximo 10 de mayo una Jornada Técnica sobre el Mercado Eléctrico en la sede de ASEFOSAM en Madrid.

La jornada, que será inaugurada por el Director General de UNEF, José Donoso, y el Presidente de ASEFOSAM, José María de la Fuente, tiene como objetivo explicar el funcionamiento del mercado mayorista de la electricidad en España ilustrando, además, los procesos de presentación de ofertas y de formación de precios en el ámbito del mercado diario e intradiario.

A continuación, de la mano del Operador del Sistema, Red Eléctrica de España, y de los principales representantes que operan en el mercado eléctrico nacional, el encuentro profundizará en los temas de la liquidación en el mercado, de los servicios de ajuste, con un enfoque especial en los requisitos de participación en los mismos de la fotovoltaico. Asimismo, se pretende desarrollar las posibilidades que ofrecen los derivados financieros aplicados en el mercado de la electricidad.

El encuentro, se dirige a productores fotovoltaicos, empresas instaladoras y operadoras de plantas fotovoltaicas, así como a todas las personas interesadas en el conocimiento del mercado eléctrico y del sector fotovoltaico.

El desarrollo del sector solar en México probablemente será un reflejo de el de su vecino del norte y otros países desarrollados, pero con características locales específicas y algunos obstáculos únicos. Con el lanzamiento del mercado eléctrico mayorista en México, está emergiendo una hoja de ruta clara para el desarrollo solar en el país. Sin embargo, hay vientos en contra del mercado, los ponentes y panelistas en la cumbre Solar Summit organizada por GTM y celebrada en Ciudad de México los pasados 27 y 28 de enero, están de acuerdo.

Y si bien se pueden aprender importantes lecciones del desarrollo solar en otras partes, México se enfrenta a algunos obstáculos únicos, como aprendieron los asistentes a la cumbre. Los obstáculos incluyen la falta de concienciación entre los clientes potenciales de los beneficios de cambiar a la energía solar, la falta de capital entre los residentes y el acceso a la financiación para proyectos a gran escala, además de la incertidumbre en cuanto a cómo funcionará el recién nacido mercado eléctrico mayorista.

Es probable que el crecimiento solar sea más lento en México que en EE.UU., que pasó de un acumulado de 2 GW en 2010 a alrededor de 26 GW a finales de 2015, en México actualmente la capacidad instalada es de menos de 1 GW y es probable que sólo se sumen alrededor de 2 a 3 GW para el año 2020. “Si comparamos el desarrollo siguiendo una línea temporal, México se encuentra actualmente en el 2004, en términos de la capacidad instalada en Estados Unidos en ese año y está en la etapa que estaba Alemania hace 20 años“, dijo Shayle Kann de GTM Research durante la cumbre. En ese momento, en EE.UU., el mercado fotovoltaico que mayor crecimiento en el país fue comercial, que alcanzó 203 MW en 2009. Sin embargo, en México, se espera que las instalaciones solares a gran escala lideren el crecimiento, al menos durante la próxima década.

Los panelistas de la cumbre han identificado la política y la incertidumbre regulatoria como los mayores obstáculos para el crecimiento de la energía solar a gran escala, seguidas de la falta de competitividad y la disponibilidad de capital. “La energía solar tendrá dificultades para competir en México en los próximos dos o tres años debido a la falta de capital disponible“, declaró el ponente Pablo Otín, Vicepresidente de mercados emergentes de 8minutenergy.

En comparación con EE.UU., donde la solar residencial ha superado los 2 GW y ha visto cuatro años consecutivos de crecimiento del 50%, los panelistas estuvieron de acuerdo en que es probable que veamos un crecimiento más lento del sector solar residencial en México. La caída mes a mes de los precios de la electricidad de la CFE a lo largo de todo el 2015, ha eliminado los incentivos de los residentes para cambiar a la energía solar. Además, el gasto de instalación supera la factura media anual de electricidad, haciendo que sea mucho más duro el trabajo de los promotores para conseguir clientes. “Los residentes aún no están convencidos de los ahorros que la energía solar podría ofrecer“, dijo durante la cumbre Rogelio Nochebuena, Director de Operaciones de la firma de energías renovables Servicios Ambientales de Baja California (SERAMBC). Pero a medida que se liberalice el mercado y las empresas privadas opten a contratos de generación en las subastas, la primera de las cuales está prevista para el 31 de marzo, se espera que aumenten los precios de la electricidad, lo que revivirá el incentivo para pasarse a la energía solar.

Los ponentes citaron el aumento de precios de la electricidad al por menor como el mayor motor del crecimiento solar en México, seguido por un mayor acceso al capital y un proceso de licitación revisado, con subastas específicas para cada recurso. “Dejemos que la solar compita contra sí misma y no contra otras fuentes de energía“, dijo Marco García, Director Comercial de NEXTracker con sede en California, que ya fabrica componentes en su planta de México.

El contenido de energía solar de la primera subasta aún no se ha revelado, pero los ponentes prevén que la solar podría suponer alrededor del 10% del total de proyectos en juego.

La falta de competitividad económica también fue citada como uno de los mayores obstáculos para el desarrollo del sector solar residencial en México.

Pero México también es un mercado atractivo para la fabricación de componentes solares, según Shayle Kann de GTM Research. La fabricación de componentes solares se está moviendo a los mercados internos en otros países, y existe la posibilidad de que eso suceda en México, dijo, citando el actual arancel del 15% a las importaciones de paneles como incentivo, además de la proximidad de México a EE.UU., uno de los mayores mercados de energía solar del mundo, que podría convertirse en un destino de exportación. “El país tiene un enorme potencial, pero carece de clusters de fabricación,” dijo Nochebuena de SERAMBC.

Los ponentes mostraron su escaso optimismo con respecto a lo grande que podría ser la cuota de mercado para los fabricantes nacionales a corto plazo. “Sólo se puede construir un cierto número de fábricas en cinco años“, declaraba Otín de 8minutenergy, prediciendo que el porcentaje de fabricación nacional se mantendrá muy por debajo de 25% en 2020.

Los ponentes también fueron conservadores en sus estimaciones de potencia solar instalada de México, para 2020 se estima probable un total de entre 2 y 3 GW. Pero hay ambición de superar esa cantidad, y el gobierno se ha comprometido a limar las cuestiones relativas a la regulación que están causando actualmente cuellos de botella, según el analista senior del mercado solar Mohit Anand de GTM Research. “A pesar de todos los desafíos, la solar está a punto de ser un jugador clave en México“.

solar-summit2FuturENERGY en Solar Summit México

FuturENERGY ha estado presente en el evento Solar Summit México, además de la distribución de ejemplares en el evento, que los asistentes pudieron recoger, por ejemplo, en las mesas de acreditación, FuturENERGY también ha tenido una participación directa gracias a la presencia de nuestra delegada en México.

Gloria Ortiz, ha mantenido encuentros con diferentes empresas, tomando el pulso al sector solar mexicano de primera mano. En la imagen Gloria con Héctor Olea, Presidente de Asolmex y CEO de Gauss Energía.

Solarpack, compañía multinacional española que desarrolla, construye y opera parques de generación solar fotovoltaica, ha sido seleccionada para suministrar hasta 110 GWh anuales (el equivalente a 7 millones de dólares americanos), por un periodo de 20 años, a las distribuidoras eléctricas chilenas que abastecen al mercado eléctrico regulado de aquel país. Esta Licitación de Suministro por un total de 1.200 GWh/año, de los cuales 550 son en horario diurno, ha sido promovida por las distribuidoras eléctricas chilenas bajo la supervisión de la CNE, el Ministerio de Energía de Chile y la Superintendencia de Electricidad y Combustible.

Para alcanzar esta producción, Solarpack, a través de su filial Amunche Solar SPA, construirá un campo solar fotovoltaico de 55 MWp que deberá estar finalizado el 1 de enero de 2017. La compañía ha sido la adjudicataria de 10 sub-bloques tipo 4b para vender hasta 110 GWh de la Licitación de Suministro 2015/02. Los otros adjudicatarios de este sub-bloque han sido sociedades filiales de First Solar y Aela Energía.

El futuro campo solar

La Constitución abastecerá de energía limpia a los consumidores de electricidad regulados chilenos, que se beneficiarán del mejor precio de venta de entre los licitantes, el ofertado por Solarpack en 64,849 USD/MWh. Destaca en esta licitación el que los precios ofrecidos por las empresas de energías renovables han sido más competitivos que los de las grandes compañías energéticas tradicionales, que han quedado fuera de las adjudicaciones.

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Solarpack ya cuenta con otras tres plantas solares fotovoltaicas en Chile: Calama Solar, la primera planta solar industrial solar de Sudamérica y con una potencia total instalada de 1,1 MWp; Pozo Almonte Solar 2-3, que con una potencia de 25,4 MWp produce el 13 % de la energía que la Compañía Minera Doña Inés de Collahuasi necesita; y Pozo Almonte Solar 1 que cuenta con 10,5 MWp y que está interconectada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).

Además de proyectos en Chile, Solarpack gestiona una amplia cartera de MW en España, India, Perú, Estados Unidos, Uruguay, México y Sudáfrica. La compañía ha puesto en marcha, también, proyectos de 62 MWp en Perú y de 34,6 MWp en España.

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La compañía eléctrica Coffeyville Municipal Light and Power (CMLP) de Kansas ha contratado a Wärtsilä el suministro de una central eléctrica de 56 MW del tipo “Smart Power Generation”. La central eléctrica estará constituida por tres motores de gas del modelo Wärtsilä 50SG, y está previsto que entre en funcionamiento comercial en enero de 2017. La nueva central eléctrica mejorará la posición de CMLP en el mercado eléctrico. “Nuestras centrales actuales tardan de seis a ocho horas en ponerse a plena carga. Necesitamos una flexibilidad mucho mayor para operar en el mercado de Southwest Power Pool (SPP). Nos gusta el hecho de que los motores de Wärtsilä puedan llegar a plena carga en menos de 10 minutos, porque eso nos hace mucho más competitivos”, explica Gene Ratzlaff, director de CMLP.

SPP, un operador regional del sistema eléctrico que trabaja en nueve estados del sudoeste de EE.UU., creó en marzo de 2014 un mercado spot en tiempo real. Los precios de la electricidad en este mercado en tiempo real son muy volátiles. Los motores de arranque ultrarrápido se pueden usar para capturar los picos imprevistos en los precios de la electricidad, consiguiendo beneficios en el mercado de despacho dinámico. Durante el primer año de funcionamiento de este mercado en tiempo real, algunas de las centrales existentes del tipo “Smart Power Generation” de Wärtsilä en la zona de SPP han multiplicado por 10 sus horas de operación.

Según el reciente libro blanco realizado por Ascend Analytics y Wärtsilä, una central eléctrica basada en motores puede obtener un beneficio 740% mayor que el de las centrales con turbinas de gas en ciclo simple. Esto se debe al hecho de que los motores pueden seguir las fluctuaciones de los precios de la electricidad de una forma más rápida y eficiente que las turbinas de gas. La comparativa se ha hecho con los precios reales del mercado eléctrico entre marzo y septiembre de 2014.

La nueva central eléctrica de Coffeyville dará potencia en puntas y respaldará a la energía eólica. “Tenemos tanta eólica que si el viento deja de soplar, se pueden perder cientos de megavatios de potencia. Se necesita un respaldo rápido para compensar esta pérdida”, dice Ratzlaff.

Para CMLP, un beneficio adicional de los motores Wärtsilä es la fiabilidad: “En 2012 tuvimos tres horas de apagón después de que fallaran dos líneas de transporte. Con estos motores podemos restablecer el suministro en 10 minutos. Esto es muy importante para nuestros clientes industriales”.

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El bajo precio del mercado eléctrico en 2014 con relación a la estimación del Ministerio de Industria, Energía y Turismo (MINETUR) a la hora de calcular la llamada rentabilidad razonable a las energías renovables afectará negativamente en cerca de 200 M€ a las cuentas de las empresas eólicas, según denuncia la Asociación de Empresas de Energías Renovables-APPA.

El precio estimado del mercado eléctrico (pool) por el MINETUR en base a la rentabilidad razonable y el precio del mercado eléctrico durante el año pasado que fue de 42,1€/MWh, se situó en los 48,21€/MWh, dicha cifra fue criticada por la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA) al considerar que era elevada. Esta estimación, que establece la retribución a las energías renovables, ha sido 6,11€/MWh más baja de la que se estimó, lo que traduce en un recorte de cerca de 200 M€ en dicha retribución, lo que supone un 16% de la misma.

El mecanismo de compensación existente para estas situaciones establece unas bandas que implican que sólo una mínima parte de esta diferencia sea reconocible a efectos de futuras actualizaciones de las retribuciones a la inversión. Esto unido al bajo precio del mercado eléctrico en 2014 afectó negativamente al conjunto de las energías renovables en más de 300 M€.

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El borrador de Real Decreto de energías renovables que, previsiblemente, se aprobará mañana en el Consejo de Ministros contiene un error que supondrá un importante perjuicio económico para la eólica, de 200 millones de euros en 2014. Este error se refiere a la previsión de los precios del mercado eléctrico para 2014, un factor fundamental a la hora de fijar la retribución de la eólica: cuanto mayor es el precio estimado, menor es la retribución. Y viceversa.
En la propuesta de orden de parámetros el precio estimado por el regulador para 2014 es de 48,21 €/MWh, un valor muy superior al precio medio de 26 €/MWh registrado en el pool en los cuatro primeros meses de este año. Dado que el real decreto va a entrar en vigor prácticamente a mitad de año, debería ser aprobado incluyendo ya los precios reales de 2014 y no con unos precios estimados hace un año, un criterio a todas luces arbitrario.
Por otro lado, AEE considera que para los años posteriores se deben eliminar los límites inferior y superior de precios previstos en la norma, de modo que la retribución se aplique según el precio medio real del mercado al final del periodo.
La normativa contenida en la Reforma Energética, que culminará con la aprobación del real decreto de renovables y la orden ministerial de parámetros, convierte a la eólica en la tecnología más perjudicada, de ahí que el sector haya solicitado reiteradamente su reformulación.

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