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  "title": "Precio capturado eólico: congestión, pérdidas e ingresos",
  "summary": "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.",
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  "author": "Voltformer Análisis Energético",
  "category": "Economía eléctrica",
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    "Sensibilidad de contribución eólica anual",
    "Economía eléctrica"
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  "contentMarkdown": "![Ilustración editorial generada con IA: Paneles solares, aerogeneradores, armarios de baterías y una subestación eléctrica](/article-images/energy-economics-power-2026.webp)\n\nIlustración editorial generada con IA; no representa un proyecto verificado, precios reales ni datos de gráficos.\n\n### 1. Decisión económica\n\nLa 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.\n\n### 2. Datos y fechas\n\nEl [Banco Mundial](https://thedocs.worldbank.org/en/doc/74e8be41ceb20fa0da750cda2f6b9e4e-0050012026/related/CMO-Pink-Sheet-October-2026.pdf) 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](https://www.eia.gov/outlooks/steo/archives/oct26.pdf), cerrada el 1 de octubre, estima 52 USD/MWh mayoristas anuales de EEUU para 2026. Ninguna identifica el precio horario del proyecto. [IRENA](https://www.irena.org/Digital-Report/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024) 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.\n\n### 3. Límite de costes\n\nEl 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.\n\n### 4. Cálculo ilustrativo\n\nSuponga 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.\n\n### 5. Sensibilidad\n\nCon 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.\n\n![Sensibilidad de contribución eólica anual](/article-charts/wind-capture-price-grid-congestion-export-losses-2026-es.svg)\n\nExportación ilustrativa anual de 49000 MWh y operación de 392000 USD; contribución sin recuperación de capital, impuestos ni financiación.\n\n| Precio capturado | Contribución anual (USD) |\n|---|---|\n| 40 USD/MWh | 1568000 |\n| 50 USD/MWh | 2058000 |\n| 60 USD/MWh | 2548000 |\n\n### 6. Pruebas contractuales y operativas\n\nSolicite 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.\n\nMida 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.\n\n### 7. Preguntas y próximos pasos\n\n¿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](/articles/wind-turbine-tower-and-nacelle-transformer-vibration-and-compact-design) y compare el [límite solar](/articles/solar-lcoe-wacc-curtailment-interconnection-cost-2026).\n\n### 8. Fuentes primarias\n\n[1] [World Bank October 2026 Pink Sheet](https://thedocs.worldbank.org/en/doc/74e8be41ceb20fa0da750cda2f6b9e4e-0050012026/related/CMO-Pink-Sheet-October-2026.pdf)\n\n[2] [EIA October 2026 STEO](https://www.eia.gov/outlooks/steo/archives/oct26.pdf)\n\n[3] [IRENA renewable costs methodology](https://www.irena.org/Digital-Report/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2024)",
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