{"id":135777,"date":"2023-07-21T10:30:48","date_gmt":"2023-07-21T08:30:48","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=135777"},"modified":"2023-07-21T10:30:54","modified_gmt":"2023-07-21T08:30:54","slug":"demanda-inteligente-adapta-cambios-perfil-precios","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/demanda-inteligente-adapta-cambios-perfil-precios\/","title":{"rendered":"La demanda es inteligente y se adapta a los cambios del perfil de precios"},"content":{"rendered":"

AleaSoft Energy Forecasting, 21 de julio de 2023. El crecimiento de la energ\u00eda solar fotovoltaica en los \u00faltimos a\u00f1os ha provocado cambios significativos en el perfil horario de los precios del mercado de electricidad. Los precios m\u00e1s bajos, que hist\u00f3ricamente se daban de madrugada, ahora se registran durante las horas de producci\u00f3n solar. Un ejemplo de c\u00f3mo la demanda se adapta a estos cambios es la evoluci\u00f3n del perfil de consumo de las centrales de bombeo. Por otro lado, el aumento del autoconsumo tambi\u00e9n est\u00e1 impactando en el perfil de la demanda.<\/strong><\/p>\n

La transici\u00f3n energ\u00e9tica<\/strong> acelerada que se est\u00e1 llevando a cabo en Europa est\u00e1 provocando cambios en muchos aspectos de la econom\u00eda, de la sociedad y, obviamente, tambi\u00e9n en los mercados de energ\u00eda<\/strong>. En este art\u00edculo se repasan algunos de los cambios m\u00e1s radicales en los \u00faltimos a\u00f1os en el mercado y el sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.<\/p>\n

El impacto de la energ\u00eda solar en los precios horarios del mercado<\/h2>\n

En las dos d\u00e9cadas y media de historia del mercado espa\u00f1ol de electricidad<\/strong>, el mayor cambio en el perfil horario de los precios<\/strong> se ha dado en apenas los tres \u00faltimos a\u00f1os. Durante m\u00e1s de veinte a\u00f1os, la variaci\u00f3n de los precios del mercado el\u00e9ctrico a lo largo de las 24 horas del d\u00eda ha seguido el perfil de la demanda: los precios m\u00e1s bajos se daban durante la madrugada, cuando la demanda es menor, y los precios m\u00e1s altos se registraban durante el d\u00eda y las primeras horas de la noche, cuando ten\u00edan lugar la jornada laboral y el prime-time en las primeras horas de la noche.<\/p>\n

AleaSoft - perfil horario promedio precios mercado electricidad espanna<\/a><\/div>\n

Esta configuraci\u00f3n habitual de los precios horarios cambi\u00f3, pr\u00e1cticamente de repente, en 2021. Ese a\u00f1o, los precios m\u00e1s bajos del d\u00eda empezaron a darse durante la tarde, entre las 15:00 y las 17:00. En el perfil promedio de los precios para la primera mitad del a\u00f1o 2021, los precios m\u00e1s bajos de la tarde llegaron al mismo nivel que los precios m\u00e1s bajos de la madrugada, con apenas una diferencia del 0,3%, mientras que, en la primera mitad de los a\u00f1os 2019 y 2020, los precios durante la madrugada hab\u00edan sido alrededor de un 8% m\u00e1s bajos que durante la tarde.<\/p>\n

En 2022 y 2023, este cambio sigui\u00f3 aceler\u00e1ndose. En la primera mitad de 2022, los precios en el nuevo valle de la tarde ya eran un 5,6% m\u00e1s bajos que durante la madrugada. En la primera mitad de 2023, esa diferencia creci\u00f3 hasta el 27%.<\/p>\n

La principal causa de los grandes cambios en el perfil horario de los precios ha sido el extraordinario aumento de la energ\u00eda<\/strong> solar fotovoltaica<\/strong>. Desde 2019, la capacidad instalada de solar fotovoltaica se ha multiplicado por 2,5, pasando de los 8,5\u00a0GW en 2019 a los 21,1\u00a0GW a principios de julio de 2023, seg\u00fan datos provisionales de REE (Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a). Eso ha llevado a un enorme incremento de la producci\u00f3n con esta tecnolog\u00eda, de los 8,9\u00a0TWh generados durante la primera mitad de 2019 hasta los 18,1\u00a0TWh de la primera mitad de 2023.<\/p>\n

La concentraci\u00f3n de la producci\u00f3n solar durante las horas en que el sol brilla produce una gran presi\u00f3n a la baja en los precios del mercado en esas horas, incluso llevando, en algunas ocasiones, los precios a valores de cero o muy cerca de cero. El cambio en el perfil de los precios horarios continuar\u00e1 en los siguientes a\u00f1os y ser\u00e1n muchos los factores que influir\u00e1n en esos cambios. Adem\u00e1s de la energ\u00eda fotovoltaica, el almacenamiento de energ\u00eda<\/strong>, la producci\u00f3n de hidr\u00f3geno verde<\/strong> y la demanda flexible<\/strong>, entre muchos otros, jugar\u00e1n un papel clave en esta evoluci\u00f3n.<\/p>\n

La demanda tambi\u00e9n cambia<\/h2>\n

Si bien los cambios en el perfil intradiario de la demanda de electricidad en los \u00faltimos a\u00f1os no han sido tan visibles como los cambios en el perfil de los precios, \u00e9stos tambi\u00e9n se han dado y los n\u00fameros son claros. El perfil de la demanda ha sido hist\u00f3ricamente bastante estable con una demanda menor durante la madrugada y una demanda mayor durante las horas de d\u00eda y las primeras horas de la noche, y una demanda mayor de lunes a viernes y una demanda menor durante los fines de semana.<\/p>\n

Si bien el perfil horario de la demanda var\u00eda a lo largo del a\u00f1o debido a los cambios en las temperaturas y en las horas de luz, en promedio, existe un valle de madrugada y dos picos durante el d\u00eda con un peque\u00f1o valle durante la tarde. Pues bien, independientemente de los cambios en el volumen total de la demanda, la altura relativa de los dos picos diarios en la demanda tambi\u00e9n ha cambiado claramente durante los \u00faltimos a\u00f1os.<\/p>\n

AleaSoft - Perfil horario promedio demanda electricidad Espana<\/a><\/div>\n

En 2019 y 2021, la altura de los dos picos en el perfil promedio de la demanda durante los seis primeros meses del a\u00f1o era pr\u00e1cticamente la misma, con diferencias del 0,1% como m\u00e1ximo. En 2020, el pico de la noche fue un 1,1% m\u00e1s bajo que el pico de la ma\u00f1ana, pero ese cambio estuvo principalmente relacionado con el impacto de las medidas de confinamiento por la COVID\u201119<\/strong> y se puede considerar una anomal\u00eda. En 2022 el perfil de la demanda empez\u00f3 a cambiar. La altura del pico de la ma\u00f1ana se redujo respecto al pico de la noche un 1,5% en la primera mitad del a\u00f1o. En la primera mitad de 2023, esa diferencia lleg\u00f3 al 6,7%.<\/p>\n

De nuevo, la energ\u00eda solar fotovoltaica ha sido el principal factor en el cambio la forma horaria de la demanda de electricidad. En este caso en forma de autoconsumo<\/strong>. El autoconsumo con placas fotovoltaicas reduce el consumo de electricidad de la red ya que la energ\u00eda autoconsumida es energ\u00eda que deja de consumirse de la red, con el consiguiente descenso de la demanda del sistema. Precisamente, el pico de la ma\u00f1ana, entre las 10:00 y las 14:00 es donde se concentra gran parte de la producci\u00f3n solar.<\/p>\n

El impacto del autoconsumo no sorprende teniendo en cuenta que la capacidad instalada de autoconsumo en la \u00faltima d\u00e9cada est\u00e1 creciendo de forma exponencial pasando de los 22\u00a0MW en 2014 a los 933\u00a0MW en 2019, hasta los 5342\u00a0MW en 2022. El autoconsumo continuar\u00e1 afectando el perfil de demanda en los siguientes a\u00f1os teniendo en cuenta que el borrador de actualizaci\u00f3n<\/a> del Plan Nacional Integrado de Energ\u00eda y Clima<\/strong> (PNIEC) propone 19\u00a0GW para 2030.<\/p>\n

Como en el caso del perfil de precios, adem\u00e1s del autoconsumo, el almacenamiento de energ\u00eda<\/strong>, la producci\u00f3n de hidr\u00f3geno verde<\/strong> y la demanda flexible<\/strong> tendr\u00e1n un importante impacto en el perfil de la demanda.<\/p>\n

La demanda es inteligente<\/h2>\n

Sobre el cambio en el perfil de precios horarios y la prevalencia de precios bajos durante las horas de sol, en la edici\u00f3n de julio<\/a> de la serie de webinars mensuales organizados por AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong>, Jorge De Miguel, Managing Director en Ben Oldman<\/strong>, coment\u00f3 que una situaci\u00f3n de precios bajos continuados en unas horas previsibles, como puede ser la canibalizaci\u00f3n de precios<\/strong> por parte de la fotovoltaica, representan una oportunidad para los consumidores intensivos de energ\u00eda<\/strong> que ser\u00e1 dif\u00edcil de no aprovechar para la industria que sea f\u00e1cilmente movible a esos mercados donde se den esas oportunidades. Aunque ahora pueda parecer extra\u00f1o, la demanda es inteligente y se mover\u00e1 para aprovechar las nuevas oportunidades de precios competitivos que est\u00e1n apareciendo.<\/p>\n

Durante el webinar, centrado alrededor de la financiaci\u00f3n de proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong>, se analiz\u00f3 que estas situaciones de precios bajos debidos al impacto de la producci\u00f3n solar pueden darse por ciertos per\u00edodos de tiempo. Pero es dif\u00edcil que se den durante un tiempo suficientemente largo como para que pueda llegar a afectar la TIR<\/strong> (Tasa Interna de Retorno) de los proyectos renovables o para que condicionen su financiaci\u00f3n.<\/p>\n

En este sentido, Antonio Delgado Rigal, CEO de AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>, coment\u00f3 en el webinar que el PNIEC original (2021-2030) marcaba unos objetivos muy ambiciosos para la capacidad instalada de energ\u00edas renovables. Estos objetivos, junto con los altos precios registrados en 2022, han provocado que la instalaci\u00f3n de nuevas plantas fotovoltaicas se haya acelerado porque es la tecnolog\u00eda m\u00e1s competitiva. El nuevo PNIEC debe enfocarse en promover la demanda y el almacenamiento para ser capaces de gestionar e integrar toda la producci\u00f3n renovable.<\/p>\n

M\u00e1s all\u00e1 de los objetivos del PNIEC, que deben de ser ambiciosos porque el potencial renovable en la pen\u00ednsula ib\u00e9rica es muy grande, ser\u00e1 el mercado, sus precios y la rentabilidad de los proyectos quien marque el ritmo y la cantidad de capacidad renovable que se acabe instalando. En el momento en que los proyectos dejen de ser rentables, no se instalar\u00e1n m\u00e1s renovables hasta que no suba la demanda, haya el suficiente almacenamiento y capacidad de interconexi\u00f3n.<\/p>\n

La adaptaci\u00f3n a los precios del consumo de las centrales de bombeo<\/h2>\n

Un claro ejemplo de que la demanda es inteligente y que se adapta a los precios es la evoluci\u00f3n en los \u00faltimos a\u00f1os del perfil de consumo de las centrales hidroel\u00e9ctricas reversibles, conocidas com\u00fanmente como centrales de bombeo<\/strong>. Estas centrales, que almacenan energ\u00eda en forma de energ\u00eda potencial del agua embalsada, consumen energ\u00eda de la red el\u00e9ctrica para bombear agua a un estanque superior cuando los precios del mercado el\u00e9ctrico son bajos. Posteriormente, dejan caer el agua de nuevo al estanque inferior para generar electricidad e inyectarla en la red, cuando los precios son m\u00e1s altos.<\/p>\n

El perfil de consumo de estas centrales ha cambiado dr\u00e1sticamente en los \u00faltimos a\u00f1os para adaptarse y aprovechar los precios m\u00e1s bajos que se dan actualmente en las horas con mayor producci\u00f3n solar. Hist\u00f3ricamente las centrales de bombeo consum\u00edan principalmente durante la madrugada cuando los precios eran m\u00e1s bajos. Con la ca\u00edda de los precios durante las horas de sol, en los \u00faltimos a\u00f1os, el consumo de energ\u00eda en las horas centrales del d\u00eda ha aumentado extraordinariamente.<\/p>\n

AleaSoft - Perfil horario promedio consumo bombeo Espana<\/a><\/div>\n

En la primera mitad de 2019, en promedio, el pico de consumo durante el d\u00eda fue un 56% m\u00e1s bajo que el pico de consumo durante la madrugada. En 2020 y 2021, esta diferencia se redujo hasta alrededor del 30%. Ya durante la primera mitad de 2022, el pico de consumo durante el d\u00eda super\u00f3 al pico de la madrugada en un 3%. El cambio m\u00e1s evidente se ha producido durante los seis primeros meses de 2023 cuando, en promedio, el pico de consumo del bombeo durante el d\u00eda ha sido pr\u00e1cticamente el doble de alto que durante la madrugada, en concreto un 96% m\u00e1s alto.<\/p>\n

An\u00e1lisis de AleaSoft Energy Forecasting sobre las perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa y la financiaci\u00f3n y valoraci\u00f3n de proyectos renovables<\/h2>\n

Anteriormente se ha comentado la serie de webinars mensuales<\/a> que organizan AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> y AleaGreen<\/strong>. En la pr\u00f3xima edici\u00f3n, edici\u00f3n n\u00famero 36<\/a>, se contar\u00e1 con la presencia del Director General de la AEGE<\/strong> (Asociaci\u00f3n de Empresas con Gran Consumo de Energ\u00eda), Pedro Gonz\u00e1lez para analizar el estado del mercado de los PPA para los grandes consumidores electrointensivos<\/strong>.<\/p>\n

Ya est\u00e1n abiertas tambi\u00e9n las inscripciones para la edici\u00f3n n\u00famero 37<\/a>, que tendr\u00e1 lugar el 19 de octubre y contar\u00e1 con la participaci\u00f3n de Deloitte<\/strong> para analizar con profundidad el estado de la financiaci\u00f3n de los proyectos de energ\u00edas renovables<\/strong> y la importancia de las previsiones en las auditor\u00edas y la valoraci\u00f3n de carteras<\/strong>.<\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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