National Grid pagó algunos de los precios más altos este invierno por energía generada a gas el martes por la noche mientras se esforzaba por mantener las luces encendidas durante una de las semanas más frías del año.
Los datos del administrador del sistema eléctrico, Elexon, mostraron que la central eléctrica de Coryton en Essex había aceptado ofertas para producir energía a 1.950 libras esterlinas por megavatio hora (MWh) el martes por la noche.
Las sumas están muy por encima de los precios promedio de entre £ 200 y £ 400 por megavatio hora, aunque siguen siendo inferiores a las pagadas el 12 de diciembre, cuando National Grid pagó £ 27 millones en un solo día para que las centrales eléctricas aumentaran el suministro. En diciembre, la central eléctrica de Rye House en Hertfordshire recibió un récord de 6.000 libras esterlinas por MWh.
En total, el costo de equilibrar el sistema el martes de esta semana se estimó entre 5 y 10 millones de libras esterlinas.
Una fuente de la industria dijo que el precio del abastecimiento de energía de las plantas de pico de gas había “levantado las cejas”.
El clima frío y tranquilo redujo la energía eólica y aumentó la demanda esta semana, mientras que las huelgas en las plantas nucleares de EDF en Francia también ejercieron presión sobre la red.
Para contrarrestar esto, National Grid llamó a las plantas de carbón que se pusieron en espera durante el invierno por primera vez, así como a obtener energía de Dinorwig, una gran planta de energía hidroeléctrica bombeada en el norte de Gales apodada “Electric Mountain”, que es la fuente de electricidad más rápida del Reino Unido.
Fuentes de la industria dijeron que Coryton, propiedad de InterGen, podría haber ganado hasta 2 millones de libras esterlinas el martes, pero no entregó toda la energía ofrecida originalmente. InterGen fue comprada por el grupo de inversión Creditas del financiero checo Pavel Hubáček en enero.
National Grid se basa en ofrecer los precios correctos para incentivar a las plantas de energía para ayudar a equilibrar la oferta y la demanda. Los generadores ofertan para proporcionar energía a un precio específico.
Las siguientes ofertas más altas aceptadas después de Coryton fueron la central eléctrica Connah’s Quay de Uniper en el norte de Gales, que recibió 999 libras esterlinas por MWh y la central eléctrica Rocksavage en las cercanías de Liverpool, también propiedad de InterGen, que recibió 750 libras esterlinas por MWh.
Se entiende que Rye House, propiedad de VPI, una subsidiaria de la multinacional comercial suiza Vitol, hizo una oferta de £ 5,750 por MWh, pero su oferta no fue aceptada.
Las ganancias de las plantas de punta a gas, llamadas así porque tienden a encenderse en los momentos de mayor consumo cuando otros contribuyentes a la red, como los parques eólicos, tienen un rendimiento inferior, han sido el centro de atención durante el invierno.
Sus tasas se han disparado desde la invasión de Ucrania, lo que ha llevado a pedir que se limiten sus beneficios. A pesar de la creciente cantidad de generación de electricidad renovable, Gran Bretaña sigue dependiendo del gas.
Se espera que Ofgem publique pronto propuestas diseñadas para evitar que los generadores de respaldo reciban ganancias “excesivas” como parte de las condiciones de su licencia.
Los propietarios de las plantas que alcanzan su punto máximo argumentan que brindan una fuente rápida de suministro de electricidad y solo producen ganancias esporádicamente, mientras que los detractores dicen que son propiedad de comerciantes sofisticados que maximizan los beneficios cuando el mercado está ajustado.
National Grid advirtió en octubre pasado que Gran Bretaña podría sufrir apagones este invierno debido a que los suministros de gas rusos fueron rechazados después de la guerra en Ucrania. Sin embargo, el clima templado y el fuerte almacenamiento de gas en Europa han disipado esos temores.
The Grid espera pagar entre 220 y 420 millones de libras esterlinas para mantener cinco unidades de carbón en espera este invierno.
Un portavoz de InterGen dijo: “Las plantas de InterGen cumplen una función crucial en el sistema energético al mantener las luces encendidas cuando la demanda es alta y la generación renovable es baja.
“Esta flexibilidad reduce la necesidad de que muchas centrales eléctricas funcionen continuamente, lo que reduce el costo general y la intensidad de carbono de la red”.
National Grid y Uniper se negaron a comentar.
