El diferencial de precios es el margen bruto teórico que obtiene una central eléctrica a gas por la venta de una unidad de electricidad , tras haber comprado el combustible necesario para producir esa unidad de electricidad. Todos los demás costes ( operación y mantenimiento , capital y otros costes financieros) deben cubrirse con el diferencial de precios. El término fue acuñado por primera vez por el equipo comercial de Tony West en el parqué de National Power Ltd en Swindon, Reino Unido, a finales de los años 90 y rápidamente se convirtió en un término de uso común a medida que otros operadores se dieron cuenta de las oportunidades comerciales y de cobertura.
Los términos dark spread , quark spread y bark spread [1] [2] se refieren a las diferencias ("spreads") definidas de manera similar entre los flujos de efectivo de las centrales eléctricas de carbón, las centrales nucleares y las centrales eléctricas de biomasa, respectivamente. Estos indicadores de la economía de las centrales eléctricas son útiles para negociar en los mercados de energía . Para las decisiones operativas o de inversión, los datos de "spread" publicados no son aplicables. Se deben considerar las condiciones del mercado local, las eficiencias reales de la planta y otros costos de la planta. Un dark spread más alto es más beneficioso económicamente para el propietario del generador; un IPP con un dark spread de € 15 / MWh será más rentable que un competidor con un dark spread de solo € 10 / MWh.
Una definición más amplia de los indicadores de distribución limpia incluye el precio de los derechos de emisión de dióxido de carbono (véase: Comercio de emisiones ).
Conceptualmente, la propagación de la chispa (SS en megavatios-hora) es igual a: [3]
Una versión más refinada de este cálculo puede ser: [ cita requerida ]
Si bien las ecuaciones anteriores pueden ser suficientes para una sola central eléctrica o proveedor de electricidad, es posible que se necesiten cálculos más detallados según el análisis que se realice. Si los datos provienen de contratos de futuros para combustibles y contratos extrabursátiles para electricidad, se deben realizar cálculos adicionales para determinar la relación de cobertura adecuada entre electricidad y combustible. [4]
La fuente que publica dichos indicadores debe proporcionar una definición precisa de propagación de chispas. Las definiciones deben especificar los precios de la energía (electricidad y combustible) considerados (punto de entrega y condiciones) y la eficiencia de la planta utilizada para el cálculo. Además, deben indicarse los costos operativos de la planta que puedan incluirse. Por lo general, se considera una eficiencia del 50 % para las plantas de gas y del 36 % para las plantas de carbón. [5]
En el Reino Unido , se utiliza una eficiencia no redondeada del 49,13% para calcular la conversión de gas. En realidad, cada planta de gas tiene una eficiencia de combustible diferente , pero el 49,13% se utiliza como estándar en el mercado del Reino Unido porque proporciona una conversión fácil entre los volúmenes de gas y electricidad. El valor del diferencial de chispa es, por tanto, el precio de la electricidad menos el coste del gas dividido por 0,4913, es decir, diferencial de chispa = precio de la electricidad – (coste del gas/0,4913). En agosto de 2006, los diferenciales oscuros del Reino Unido estaban en el rango de 10 a 30 £/MWh, mientras que los diferenciales de chispa del Reino Unido estaban en el rango de 4 a 9 £/MWh.
Es bien sabido que estos valores subestiman sustancialmente la eficiencia real de las plantas modernas . Las mejores eficiencias de su clase (a partir de 2019) están cerca del 64%, [6] [7] y el desarrollo comercial es rápido.
En los países que están cubiertos por el Régimen de Comercio de Emisiones de la Unión Europea, los productores también deben considerar el costo de los derechos de emisión de dióxido de carbono que estarán sujetos a un régimen de topes y comercio . El comercio de emisiones comenzó en la UE en enero de 2005.
El Clean Spark Spread se calcula utilizando un factor de intensidad de emisiones de gases de 0,411 tCO2/MWh. Por lo tanto, el Clean Spark Spread se calcula restando el precio del carbono por tonelada (multiplicado por 0,411) del Spark Spread "sucio", es decir, Clean Spark Spread = Spark Spread – (Precio del carbono*0,411).
El diferencial de generación limpia o "diferencial de generación verde" representa el ingreso neto que obtiene un generador por la venta de energía, habiendo comprado gas y la cantidad requerida de derechos de emisión de carbono. Este diferencial se calcula ajustando el costo del gas natural en función de la eficiencia de la generación y aplicando posteriormente el costo de mercado de adquisición o el costo de oportunidad de reservar un derecho de emisión, como un derecho de emisión de la Unión Europea (EUA) en el Régimen de Comercio de Emisiones de la Unión Europea (EU ETS).
Sea S: propagación de la chispa, E: precio de la electricidad, G: coste del gas, Ng: número de créditos de carbono necesarios para cubrir la operación del gas, Pcc: precio de un crédito de carbono.
Entonces la propagación de chispa limpia se define como
El spread oscuro limpio o "spread verde oscuro" se refiere a un indicador análogo para la generación de electricidad a partir de carbón. El spread verde de chispa y el spread verde oscuro son especialmente importantes en áreas donde predomina la generación de electricidad a partir de carbón, ya que la convergencia de los spreads conducirá a un punto de decisión importante.
Sea D: diferencial oscuro, E: precio de la electricidad, C: coste del carbón, Nc: número de créditos de carbono necesarios para cubrir la operación a carbón (2–2,5 veces el del gas), Pcc: precio de un crédito de carbono.
Entonces, Limpiar la oscuridad = E - C - Nc*Pcc = D - Nc*Pcc
Spread climático : La diferencia entre el spread verde oscuro y el spread verde brillante se conoce como "Spread climático".
Propagación climática = Propagación oscura limpia - Propagación de chispa limpia = (D - Nc*Pcc) - (S - Ng*Pcc) = (D - S) - (Nc - Ng)*Pcc.
Nota: (D - S) y (Nc - Ng) son números positivos.
En una economía con limitaciones de carbono, un productor de energía en una zona geográfica donde el carbón es actualmente el método preferido para generar electricidad puede acabar encontrando un diferencial climático negativo si aumentan los precios de los créditos de carbono. Esto significaría que, al tener en cuenta el coste de producción más el coste de cumplimiento de un sistema de topes y comercio de emisiones (el carbón es en promedio 2,5 veces más contaminante que el gas natural para la misma producción de electricidad), el gas natural sería una mejor decisión. Esto comenzaría a provocar una mayor reducción interna a través del cambio de combustible para la generación de energía y una menor dependencia de mecanismos flexibles. Esto es importante debido a las preocupaciones sobre la complementariedad .
La dispersión climática también es interesante porque es el factor fundamental que determina el precio de los créditos de carbono. Dado que el sistema de topes y comercio del ETS cubre las principales industrias contaminantes, la generación de energía mediante centrales eléctricas a carbón y gas, con diferencia las mayores fuentes de energía, genera la mayor demanda de créditos de carbono dentro del ETS. Para cubrir las emisiones con una proporción cada vez más ajustada de derechos de emisión gratuitos de la EUA, una central eléctrica a carbón tendrá que reducir internamente sus emisiones o comprar créditos. Si el precio de la reducción marginal interna es inferior al precio de los créditos de carbono, la empresa optará por la reducción interna. Sin embargo, la reducción marginal se vuelve cada vez más cara, y en algún momento obliga a la planta a comprar créditos; por lo tanto, el precio de los créditos de carbono es igual al coste marginal de la reducción en la medida en que las centrales eléctricas europeas hayan optado por reducir.
Los Clean Dark Spreads son un reflejo del costo de generar energía a partir de carbón después de tener en cuenta los costos del combustible (carbón) y de los derechos de emisión de carbono. Un diferencial positivo significa efectivamente que es rentable generar electricidad sobre una base de carga base para el período en cuestión, mientras que un diferencial negativo significa que la generación sería una actividad deficitaria. Los Clean Spark Spreads no tienen en cuenta los cargos de generación adicionales (más allá del combustible y el carbono), como los costos operativos.
Tanto la tabla Dark Spread del Reino Unido como la de Alemania utilizan un factor de eficiencia de combustible del 35% para la conversión de carbón y un factor de conversión de energía de 7,1 para convertir toneladas/carbón en MWh/electricidad. En realidad, cada tipo de carbón tiene un valor energético diferente y cada planta de carbón tiene una eficiencia de combustible diferente, pero el 35% se acepta como un estándar general. En el momento de redactar este artículo (marzo de 2007), no existe un mercado líquido de Dark Spread en el Reino Unido ni en Alemania. El valor de Dark Spread es el precio de la energía menos el precio del carbón dividido por 0,35, es decir, Dark Spread = precio de la energía – (precio del carbón/0,35).
El Clean Dark Spread se calcula utilizando un factor de intensidad de emisiones de carbón de 0,971 tCO2/MWh. Por lo tanto, el Clean Dark Spread se calcula restando el precio del carbono (multiplicado por 0,971) del diferencial de chispas "sucias", es decir, Clean Dark Spread = Dark Spread – (Precio del carbono*0,971).
La propagación de la chispa se puede utilizar para evaluar la pérdida de ingresos si una central eléctrica pasa de un escenario de funcionamiento normal a uno en el que se mantiene en reserva para proporcionar energía cuando una gran población de generadores eólicos u otros generadores renovables no puede generarla.
En teoría, al operador de la central eléctrica le resultaría indiferente esa falta de funcionamiento, siempre que se le pagara el margen de beneficio que habría obtenido durante el número de horas de funcionamiento normalmente previstas. De hecho, si se le pagara el margen de beneficio esperado por las horas que esperaba que funcionara en modo de funcionamiento normal, el operador estaría en mejor situación, porque no incurriría en los costos variables de operación y mantenimiento (costes de O&M), que son proporcionales a la energía eléctrica producida.
Si algunas centrales eléctricas, como las turbinas eólicas, tienen prioridad absoluta (centrales que deben funcionar obligatoriamente), es necesario evaluar los ingresos perdidos. En este caso, la autoridad de distribución ordenará a las demás centrales que reduzcan la potencia. En algunos países, los operadores de las centrales tienen derecho a recibir una compensación por dichas intervenciones. En un mercado eléctrico competitivo , la situación se puede solucionar mediante un mecanismo de compensación, en el que cualquier desequilibrio con respecto a la programación (normalmente una programación diaria) se penaliza, ya sea utilizando el precio de un mercado de compensación o un precio calculado.
Por lo tanto, dado que los diferenciales de chispa en el Reino Unido estaban en el rango de 4-9 £/MWh (en promedio £6,5/MWh, o 0,65 p/kWh), podemos evaluar el costo probable de relegar las centrales eléctricas existentes a un papel de reserva para una gran penetración de energías renovables en alrededor de 0,65 p/kWh.
