Glosario

Previsión eólica para el día siguiente

Una previsión de cuánto generará un parque eólico el día de entrega siguiente, elaborada antes de que se negocie la electricidad de ese día. En la mayor parte de Europa, la subasta del mercado diario cierra a las 12:00 CET, así que una previsión solo cuenta como previsión para el día siguiente si existe antes de ese cierre. Lo que se publique después puede ser más preciso, pero ya no es una previsión con la que nadie hubiera podido negociar.

Factor de carga

La generación dividida por la potencia instalada, expresada como una proporción entre 0 y 1. Un parque de 10 GW que produce 3 GW funciona con un factor de carga de 0,30. El factor de carga es la unidad natural para un historial de previsiones que tiene que seguir siendo comparable durante años, porque los parques crecen. Un historial en megavatios parecería mejorar cada vez que se conecta un nuevo parque eólico, mientras que el factor de carga mantiene fija la escala.

nMAE (error absoluto medio normalizado)

El tamaño medio del desvío de la previsión, expresado como porcentaje de la potencia instalada. Si una zona de 10 GW tiene un nMAE del 4 %, el desvío típico para el día siguiente ronda los 400 MW. Normalizar por la potencia y no por la producción es deliberado: un porcentaje de la producción real se vuelve inestable los días de poco viento, cuando un desvío absoluto pequeño se convierte en uno relativo muy grande, aunque el coste para un participante del mercado sea prácticamente el mismo en ambos casos.

Zona de oferta

El área geográfica dentro de la cual la electricidad se negocia a un único precio. Las zonas son la unidad que importa para una previsión eólica, porque es el nivel en el que la energía se compra, se vende y se liquida. Algunas zonas son países enteros y algunos países están divididos: Dinamarca en DK1 y DK2, y Bélgica, cuya eólica se publica por regiones. Una previsión que no coincide con el límite de la zona no puede compararse con nada de lo que usa el mercado.

TSO (operador de la red de transporte)

La entidad que gestiona la red de alta tensión de un país y mantiene en equilibrio la oferta y la demanda: Elia en Bélgica, Energinet en Dinamarca, Fingrid en Finlandia, Terna en Italia, Red Eléctrica en España, PSE en Polonia, NESO en Gran Bretaña y sus equivalentes en otros países. Los operadores de la red de transporte publican sus propias previsiones eólicas del día siguiente como un bien público, y esas previsiones publicadas son la referencia frente a la que se evalúa OpenWindCast.

Coste de los desvíos

Lo que cuesta que el volumen vendido en el mercado diario no coincida con el volumen realmente entregado. La diferencia se liquida al precio de los desvíos, que suele ser peor que el precio del mercado diario y puede serlo bastante. Es el mecanismo que convierte un error de previsión en dinero, y es la razón por la que la precisión de una previsión tiene un precio y no solo un porcentaje.

Recortes de producción

Producción que se mantiene deliberadamente por debajo de lo que permitiría el viento. Ocurre cuando la red no puede absorber la energía o cuando los precios caen tanto que no compensa generar. Los recortes importan en cualquier historial de previsiones porque la producción medida en un día con recortes queda por debajo de lo que habría producido el tiempo por sí solo, así que ese déficit aparece en el error medido de todas las previsiones de ese día.

Potencia instalada

La potencia nominal combinada de todos los aerogeneradores de un parque, es decir, lo que produciría el parque si todas las máquinas funcionaran a la vez a su máximo. La publica el operador de la red y es el denominador tanto del factor de carga como del nMAE, y por eso un historial de previsiones tiene que seguirla a medida que el parque crece.

Precio de la electricidad del mercado diario

El precio que fija la subasta del mercado diario para cada hora de mañana. En la mayor parte de Europa, la subasta cierra a las 12:00 CET, se celebra dentro del acoplamiento único del mercado diario y casa un precio por hora para cada zona de oferta. Es el precio de referencia con el que se negocia la mayor parte de la electricidad en Europa.

Precio de casación

El precio al que realmente casó la subasta del mercado diario para una hora determinada, también llamado precio marginal. Es definitivo una vez publicado, y por eso una previsión del precio del mercado diario puede evaluarse la misma tarde en que se conoce el resultado de la subasta.

Error absoluto medio (MAE)

El tamaño medio del desvío de la previsión, en cualquiera de los dos sentidos. En una previsión de precios se expresa en euros por megavatio hora: un MAE de 15 significa que la previsión se alejó, de media, 15 euros por megavatio hora del precio de casación.

Referencia ingenua

Una regla sencilla que prevé solo a partir del historial reciente, como «mañana será como ayer» o «como el mismo día de la semana pasada». Cualquier previsión que merezca la pena tiene que superarla. En los precios de la electricidad, para los que ningún operador de red publica una previsión con historial, la regla ingenua más sólida es el listón natural.

Precio negativo

Una hora en la que la subasta del mercado diario casa por debajo de cero, de modo que los generadores pagan por entregar energía. Ocurre cuando hay más generación con un coste de combustible casi nulo, sobre todo solar y eólica, de la que pueden absorber la demanda y las exportaciones, y cuando algunos generadores prefieren seguir funcionando en lugar de parar y volver a arrancar.

Estos términos se usan en la metodología y en cada página de zona.