Modelo, no dato. Todo lo que ves aquí es una simulación del mercado ibérico
(despacho horario Iberia + Francia). Calibrado contra 2022-2025 y validado fuera de muestra en 2026:
correlación horaria 0,82-0,95; el precio medio de un año concreto puede desviarse 5-10 €/MWh y el capture rate
solar sale algo optimista. Úsalo para comparar escenarios, no como previsión.
Los escenarios del repositorio no se sobrescriben: guárdalos con otro id (minúsculas, números y _).
Se editan los años hasta 2030 y después 2035 y 2040: los años intermedios (2031-2034, 2036-2039) se calculan
en línea recta entre ellos. Las celdas son el valor a final de año. «lineal» rellena en línea recta entre el primer
y el último año de la fila.
Generación y almacenamiento
Demanda por elementos
Solo cuenta el incremento sobre la «base» de cada elemento (lo que ya está en la
demanda histórica). El resto de la demanda crece al CAGR de cada año.
Costes y red
Potencia instalada (GW)
Demanda: base + elementos (TWh)
Centros de datos y electrolizadores = GW × horas de funcionamiento. Los centros de datos consumen
plano; los electrolizadores consumen esa energía cada mes en las horas que elige el modelo.
Crecimiento de la demanda (%)
Crecimiento interanual y CAGR acumulado de la demanda total (base + elementos, H₂ incluido) frente al CAGR que has puesto al resto de la demanda.
Demanda por año (TWh)
Lanzar cálculo
Los cálculos van de uno en uno. Un año completo tarda unos minutos; la primera vez que se usa un año
base se descarga (más lento). Contraste: el año es el año real que se reproduce.
Hidrología: la energía hidráulica de cada mes y el llenado de embalses son la media de los años secos
(2022, 2017, 2023), normales (2019, 2021, 2020, 2025) o húmedos (2024, 2018, 2016) de 2016-2025, por
terciles de producción anual. El año base solo aporta los perfiles horarios de sol, viento, demanda y Francia.
Evolución por años
Precio medio (€/MWh)
TB4 medio (€/MW·día)
Capture rate solar FV (%)
Horas con precio ≤ 0
Generación por tecnología (TWh)
Horas equivalentes por tecnología (h)
Ciclos equivalentes de almacenamiento (ciclos/año)
Spread capturado por el almacenamiento (€/MWh)
Generación por tecnología (TWh) y energía no suministrada
Horas de producción por tecnología: horas equivalentes (energía / potencia) · horas en marcha (producción > 1 % de la potencia) · factor de carga
Almacenamiento: ciclos equivalentes (descarga / capacidad en MWh), rendimiento y spread capturado
Solo proyecciones de año completo terminadas; si hay varias del mismo año, la más reciente.
Las proyecciones anteriores a v0.56 no tienen ciclos, factor de carga ni precio capturado (aparecen como —): relánzalas para verlos.
Capacidad firme añadida sobre el escenario
Ciclos combinados: escenario + añadidos (MW)
MW firmes: necesidad frente al escenario y acumulado añadido
Por cada año: cobertura con 2019-2025 × hidrología seca/normal/húmeda, estándar 1,5 h y VOLL 22.879 €/MWh
(Resolución DGPEM 7-jul-2025). Lo añadido no se retira. Los ciclos son un sustituto de cualquier potencia firme
gestionable. Tarda alrededor de un minuto por año. Modelo, no dato.
Trabajos
Detalle
Precio medio mensual (€/MWh)
Energía por tecnología (TWh)
Precio medio diario del modelo (€/MWh)
Funcionamiento por tecnología
Estrategia de oferta del cliente
Subasta pay-as-bid de la Orden TED/966/2026. Se barre el precio de oferta del cliente
y, con Monte Carlo sobre los competidores, se calcula la probabilidad de adjudicación y la renta esperada.
Suelo de cada oferta = coste fijo evitable (+ anualidad del CAPEX si es nueva) − margen de energía (despacho de EDGE)
− margen de servicios de ajuste (rango que das tú: EDGE no lo modela). Modelo, no dato.
Mercado
Cliente
Competidores
Resultado
Probabilidad de adjudicación (%) y renta esperada (k€/año) según el precio ofertado (€/MW firme·año)
Tornado: oferta óptima del cliente (€/MW firme·año) con cada supuesto en su extremo