Precio capturado eólico: congestión, pérdidas e ingresos

Ilustración editorial generada con IA; no representa un proyecto verificado, precios reales ni datos de gráficos.

1. Decisión económica

La rentabilidad eólica depende del precio cuando realmente exporta. La media aritmética pondera igual horas tranquilas y ventosas; el precio capturado pondera MWh entregados. La congestión cambia volumen y composición de horas restantes. Valorar toda MWh perdida a la media anual oculta esa interacción. Una turbina barata en un nodo débil puede ingresar menos que otra cara con conexión sólida.

2. Datos y fechas

El Banco Mundial registra TTF de 21.11 USD/MMBtu en agosto y 25.42 en septiembre de 2026: gas, no un nodo eólico. La previsión EIA del 6 de octubre, cerrada el 1 de octubre, estima 52 USD/MWh mayoristas anuales de EEUU para 2026. Ninguna identifica el precio horario del proyecto. IRENA aporta costes históricos, no ofertas PPA eólicas verificadas de agosto–septiembre de 2026. Obtenga precios locales horarios antes de atribuir cambios del combustible a ingresos eólicos.

3. Límite de costes

El límite es el contador de liquidación; se usan USD nominales ilustrativos de un año sin impuestos, recuperación de capital ni financiación. Precio capturado es la suma de exportación horaria × precio dividida entre exportación total. Pérdidas reducen MWh; desvíos y descuentos contractuales reducen caja por separado. No reste pérdidas del transformador dos veces si la serie ya procede del contador de ingresos.

4. Cálculo ilustrativo

Suponga 60000 MWh brutos, 10000 MWh vertidos y pérdidas del 2% sobre los 50000 MWh restantes: entrega 49000 MWh. A 50 USD/MWh, ingreso de 2450000 USD. Operación de 8 USD por MWh entregada cuesta 392000 USD y deja 2058000 USD antes de capital. Si las horas vertidas habrían cobrado sólo 20 USD/MWh, el ingreso bruto perdido es 200000 USD, no 500000 USD calculados con la media de 50 USD/MWh.

5. Sensibilidad

Con volumen y coste constantes, precios capturados de 40, 50 y 60 USD/MWh producen contribuciones anuales de 1568000, 2058000 y 2548000 USD. Cambiar 10 USD/MWh mueve 490000 USD. Separadamente, bajar pérdidas del 2% al 1% añade 500 MWh; a 50 USD/MWh y coste variable de 8 USD/MWh suma 21000 USD. Esto no justifica gasto ilimitado en cables o transformadores.

Exportación ilustrativa anual de 49000 MWh y operación de 392000 USD; contribución sin recuperación de capital, impuestos ni financiación.

6. Pruebas contractuales y operativas

Solicite generación disponible y despachada, contador y precios nodales horarios en la misma zona horaria. Identifique compensación de congestión, suspensión de ayudas por precios negativos y quién paga desvíos y refuerzos. Un PPA fijo estabiliza ingresos por MWh entregadas mientras vertidos y volumen pueden seguir a cargo del generador. Confirme el punto de medición antes de aceptar pérdidas contractuales.

Mida correlación del precio capturado antes de atribuirla a congestión. Si todos producen en las mismas horas baratas, el precio bajo puede persistir sin restricción de exportación. Compare precios ponderados por generación disponible y entregada para aislar horas eliminadas. Separe indisponibilidad: turbina parada e instrucción de red pueden dar igual contador, pero distintos remedios y contrapartes.

7. Preguntas y próximos pasos

¿La media anual sustituye al precio capturado? Sólo si coinciden las ponderaciones horarias; verifíquelo. ¿Todo vertido cuesta igual? No, precios y compensación cambian por hora. ¿Más capacidad siempre aumenta ingresos? No con un nodo saturado en horas ventosas. Consulte la guía eólica y compare el límite solar.

8. Fuentes primarias

[1] World Bank October 2026 Pink Sheet

[2] EIA October 2026 STEO

[3] IRENA renewable costs methodology