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Mix horario de generación
Cómo leerlo
Si el bloque naranja (CCGT) aparece de día mientras hay excedente solar (vertidos en azul claro negativo), falta almacenamiento o interconexión. Si aparece de noche, falta despacho de baterías, bombeo o nuclear de base. El objetivo PNIEC 2030 es llevar la banda CCGT al mínimo técnico de respaldo (< 5% del mix).
Precio mayorista spot
Media aritmética{{ resultados.precioMedio.toFixed(1) }} €/MWh
Ponderada por demanda{{ resultados.precioMedioPonderado.toFixed(1) }} €/MWh
P10{{ resultados.precioP10.toFixed(0) }} €/MWh
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Horas < 0 €{{ resultados.horasPrecioNegativo }}
Horas > 150 €{{ resultados.horasPrecioAlto }}
Qué calcula
Cada hora se marca el precio como el coste marginal de la última tecnología necesaria para casar la demanda. La ponderada por demanda es el precio relevante para el coste real del consumidor (pondera horas pico de 0,70 €/kWh mucho más que horas valle de 0,01 €/kWh). La diferencia con la media aritmética mide cuánto se concentra el coste en horas caras.
Comparación con 2025
Gas
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CO₂
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Precio
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Renovable
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Demanda sectorial anual
| Sector | TWh anuales |
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LCOE solar{{ resultados.lcoeSolar.toFixed(0) }} €/MWh
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Hidraulicidad{{ resultados.hidraulicidadMedia.toFixed(2) }}x
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Mix horario de generación
Cómo leerlo
Si el bloque naranja (CCGT) aparece de día mientras hay excedente solar (vertidos en azul claro negativo), falta almacenamiento o interconexión. Si aparece de noche, falta despacho de baterías, bombeo o nuclear de base. El objetivo PNIEC 2030 es llevar la banda CCGT al mínimo técnico de respaldo (< 5% del mix).
Precio mayorista spot
Media aritmética{{ resultados.precioMedio.toFixed(1) }} €/MWh
Ponderada por demanda{{ resultados.precioMedioPonderado.toFixed(1) }} €/MWh
P10{{ resultados.precioP10.toFixed(0) }} €/MWh
Mediana{{ resultados.precioMediana.toFixed(0) }} €/MWh
P90{{ resultados.precioP90.toFixed(0) }} €/MWh
Horas < 0 €{{ resultados.horasPrecioNegativo }}
Horas > 150 €{{ resultados.horasPrecioAlto }}
Qué calcula
Cada hora se marca el precio como el coste marginal de la última tecnología necesaria para casar la demanda. La ponderada por demanda es el precio relevante para el coste real del consumidor (pondera horas pico de 0,70 €/kWh mucho más que horas valle de 0,01 €/kWh). La diferencia con la media aritmética mide cuánto se concentra el coste en horas caras.
Comparación con 2025
Gas
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Demanda sectorial anual
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LCOE solar{{ resultados.lcoeSolar.toFixed(0) }} €/MWh
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Hidraulicidad{{ resultados.hidraulicidadMedia.toFixed(2) }}x
{ nombreEscenarioComparacion }
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Mix horario de generación
Cómo leerlo
Si el bloque naranja (CCGT) aparece de día mientras hay excedente solar (vertidos en azul claro negativo), falta almacenamiento o interconexión. Si aparece de noche, falta despacho de baterías, bombeo o nuclear de base. El objetivo PNIEC 2030 es llevar la banda CCGT al mínimo técnico de respaldo (< 5% del mix).
Precio mayorista spot
Media aritmética{{ comparacionResultados.precioMedio.toFixed(1) }} €/MWh
Ponderada por demanda{{ comparacionResultados.precioMedioPonderado.toFixed(1) }} €/MWh
P10{{ comparacionResultados.precioP10.toFixed(0) }} €/MWh
Mediana{{ comparacionResultados.precioMediana.toFixed(0) }} €/MWh
P90{{ comparacionResultados.precioP90.toFixed(0) }} €/MWh
Horas < 0 €{{ comparacionResultados.horasPrecioNegativo }}
Horas > 150 €{{ comparacionResultados.horasPrecioAlto }}
Qué calcula
Cada hora se marca el precio como el coste marginal de la última tecnología necesaria para casar la demanda. La ponderada por demanda es el precio relevante para el coste real del consumidor (pondera horas pico de 0,70 €/kWh mucho más que horas valle de 0,01 €/kWh). La diferencia con la media aritmética mide cuánto se concentra el coste en horas caras.
Comparación con 2025
Gas
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Renovable
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Demanda sectorial anual
| Sector | TWh anuales |
|---|---|
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LCOE solar{{ comparacionResultados.lcoeSolar.toFixed(0) }} €/MWh
LCOE eólica{{ comparacionResultados.lcoeEolica.toFixed(0) }} €/MWh
LCOS baterías{{ comparacionResultados.lcosBaterias.toFixed(0) }} €/MWh
Hidraulicidad{{ comparacionResultados.hidraulicidadMedia.toFixed(2) }}x
Generación mensual por tecnología
Cómo leerlo
Esperas ver solar alto en mayo-agosto, eólica fuerte en invierno y primavera, hidráulica concentrada en abril-junio (deshielo y lluvias). Si el gas aparece en verano con solar abundante, falta almacenamiento intradiario. Si aparece en invierno, falta respaldo síncrono o interconexión.
Precio medio mensual
Curva de duración de precios
Qué calcula
El área bajo la curva es el coste total anual del sistema. El tramo horizontal cerca de 0 €/MWh son horas de excedente renovable (buenas para electrolizar H₂, cargar VE o bombeo). El tramo empinado del extremo son horas de escasez o gas marginal caro.
Lectura operativa
Si sube el porcentaje renovable pero también los vertidos, el cuello de botella ya no es generación sino absorción de excedentes: falta almacenamiento, interconexión o demanda flexible (H₂, VE smart charging).
Si caen las emisiones pero no el precio ponderado, sigues comprando pocas horas muy caras por gas marginal, importación de seguridad o falta de inercia síncrona.
Si aparecen muchas horas sin gas, el sistema se acerca a operación descarbonizada pero hay que vigilar reserva rodante y horas bajo mínimo síncrono.
Si la hidraulicidad baja y el precio se dispara, la sequía sigue siendo una de las vulnerabilidades estructurales más serias del mix peninsular (hidráulica aporta 10-15% y regula inercia).
Flujo energético — Gráfico Sankey
Cómo leerlo
Las tecnologías de la izquierda (nuclear, solar, eólica…) alimentan los sectores de la derecha (residencial, industria, VE…). Las bandas más anchas indican mayor flujo. Si los vertidos son una banda visible, hay excedente renovable que no se absorbe: es señal de necesidad de almacenamiento o demanda flexible.
Aún no hay trayectoria calculada
Pulsa Simular PNIEC 2035 para construir la senda multianual 2026-2035 y comparar cómo evolucionan precio, gas, nuclear y emisiones año a año.
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Capacidad instalada y cierres nucleares
Comparativa nuclear: cierre vs prórroga
Precio y emisiones año a año
Mapa de cumplimiento PNIEC
Tabla de trayectoria
| Año | Precio | Mt CO₂ | % Ren. | Gas | Nuclear |
|---|---|---|---|---|---|
| {{ row.year }} | {{ row.precio.toFixed(1) }} | {{ row.emisiones.toFixed(1) }} | {{ row.renovables.toFixed(0) }} | {{ row.gas.toFixed(1) }} | {{ row.nuclear.toFixed(1) }} |
Simulación Monte Carlo — Incertidumbre climática
{{ monteCarloProgreso }}%
Intervalos de confianza por KPI
| KPI | P5 (peor) | P50 (mediana) | P95 (mejor) | Rango | Amplitud P5-P95 |
|---|---|---|---|---|---|
| {{ kpi.label }} ({{ kpi.unit }}) | {{ fmt(monteCarloResultados.percentiles[kpi.key].p5, kpi.decimals) }} {{ kpi.unit }} | {{ fmt(monteCarloResultados.percentiles[kpi.key].p50, kpi.decimals) }} {{ kpi.unit }} | {{ fmt(monteCarloResultados.percentiles[kpi.key].p95, kpi.decimals) }} {{ kpi.unit }} | {{ fmt(monteCarloResultados.percentiles[kpi.key].min, kpi.decimals) }} – {{ fmt(monteCarloResultados.percentiles[kpi.key].max, kpi.decimals) }} | {{ fmt(mcAmplitud(kpi.key, monteCarloResultados), kpi.decimals) }} {{ kpi.unit }} |
Distribución de KPIs principales
¿Qué significa?
El P50 es el resultado más probable (mediana). El intervalo P5-P95 captura el 90% de los escenarios climáticos posibles. Una amplitud grande indica alta incertidumbre: el resultado depende mucho del año climático. Una amplitud pequeña indica que el sistema es robusto ante variabilidad climática.
Selecciona un escenario y ejecuta la simulación Monte Carlo
Los resultados dependen del escenario actual. Ajusta los parámetros en la pestaña Configuración → Modelo antes de ejecutar. Cada ejecución reemplaza los resultados anteriores.