Dos propietarios de centrales eléctricas recibirán más de 12 millones de libras esterlinas por tres horas de electricidad | Industria energética

Dos propietarios de centrales eléctricas de gas recibirán más de 12 millones de libras esterlinas para suministrar sólo tres horas de electricidad el miércoles por la noche, después de que el clima helado provocara algunos de los precios de mercado más altos desde que comenzó la crisis energética.

Gran Bretaña enfrentó un aumento en los precios de la energía después de que el operador de la red británica advirtiera que necesitaría que las plantas de energía se encendieran temprano en la tarde para tener suficiente electricidad para alimentar hogares y negocios dentro de sus límites normales de seguridad.

El Operador Nacional del Sistema Energético (Neso) –que gestiona Los sistemas energéticos de Inglaterra, Escocia y Gales. – dijo que enfrentaba un déficit de alrededor de 1.700 megavatios (MW), aproximadamente el equivalente a la cantidad de electricidad necesaria para alimentar a unos 850.000 hogares.

Se espera que la reducción del suministro de electricidad suponga una ganancia inesperada para los propietarios de dos centrales eléctricas en Hertfordshire, Inglaterra, y Flintshire, en el norte de Gales, a las que se les pagará más de 6 millones de libras cada una para hacer funcionar sus turbinas de gas entre las 16.00 y las 19.00 horas, cuando la demanda de electricidad Se prevé que alcance su punto máximo.

La empresa alemana Uniper y una filial del gigante suizo del comercio de materias primas Vitol ofrecieron a principios de esta semana encender sus plantas de gas durante las horas de la noche a cambio de pagos “súper altos” de más de 50 veces el precio de mercado, según los expertos.

Bajo el sistema para equilibrar la red británica cuando el suministro de electricidad es corto, Neso alienta a las compañías de energía a ofertar precios a los que estarían dispuestas a alimentar sus plantas.

La planta de gas Rye House en Hertfordshire, propiedad de VPI Power, una filial de Vitol, generará electricidad a un precio de 5.000 libras esterlinas por megavatio hora (MWh), lo que debería generarle a su propietario 6,15 millones de libras esterlinas en tres horas, según datos oficiales del mercado. . La planta de gas más grande de Connah’s Quay en Flintshire, propiedad de Uniper, ganará poco más de £6 millones después de acordar generar energía a un precio de £2.900/MWh.

Se ha contactado a VPI Power y Uniper para solicitar comentarios.

Los pagos son muchas veces mayores que las tasas de mercado registradas el miércoles, que alcanzaron su nivel más alto en más de tres años debido a una combinación de clima helado y bajas velocidades del viento, según Karsten Walke, científico de datos senior de la agencia de informes de precios ICIS. .

El precio de mercado de la electricidad generada durante las horas de máxima demanda en el Reino Unido alcanzó máximos de casi 1.000 £/MWh en una subasta de energía paneuropea, el precio intradiario más alto registrado en la subasta desde diciembre de 2021 y más de 12 veces el precio medio pagado en enero del año pasado para la electricidad generada al día siguiente. En algunos casos, el miércoles se registraron transacciones de 2.000 £/MWh durante determinados períodos, según una fuente.

“Estos son precios súper altos”, dijo Walke. “Nuestros modelos muestran que no nos queda mucha capacidad eléctrica en el mercado; No hay mucha energía eólica disponible y falta interconexión (por cable) con los países vecinos”.

Walke advirtió que Gran Bretaña debería prepararse para nuevos aumentos de los precios de mercado hacia el final de la semana, cuando la demanda de electricidad y los débiles niveles de energía eólica “parecen más o menos iguales que hoy”.

El miércoles por la mañana, la energía del gas representaba el 53% de la electricidad producida en Gran Bretaña, mientras que la energía eólica representaba el 18%, según datos de Neso. Los reactores nucleares aportaron el 12% de la electricidad del Reino Unido, los quemadores de biomasa el 6% y el resto se importó.

Shivam Malhotra, consultor senior de LCP Delta, dijo que las opciones del operador de la red para mantener un suministro saludable de capacidad eléctrica eran “relativamente limitadas” porque los cables de importación de energía y las plantas de energía de gas disponibles en el Reino Unido ya están funcionando a plena capacidad.

Un portavoz de Neso dijo: “Esta es una herramienta de rutina que utilizamos la mayoría de los inviernos y significa que estamos pidiendo a los participantes del mercado que pongan a disposición cualquier capacidad de generación adicional que puedan tener. (Esto) no significa que el suministro de electricidad esté en riesgo”.

Es el primer invierno que el recién nacionalizado Al operador de la red se le ha encomendado la tarea de satisfacer la demanda de energía del país dependiendo más de las centrales eléctricas alimentadas por gas desde que el Reino Unido cerró su última central eléctrica de carbón en Ratcliffe-on-Soar en Nottinghamshire.