La presidenta de OMIE, Carmen Becerril, afirmó recientemente que se eliminarían los actuales topes máximos y mínimos de los precios del mercado mayorista de la luz. Esto permitirá, por primera vez, los generadores eléctricos proponer ofertas a precio negativo en España. Hemos preguntado a nuestros interlocutores su opinión acerca de este cambio.
¿Qué riesgos y oportunidades ofrecen los precios negativos para las tecnologías renovables?
La introducción de este cambio responde a la aplicación del reglamento UE 2019/943 sobre el mercado interior de la electricidad en la Unión, concretamente a la aplicación del artículo 10, que pretende eliminar los límites máximos y mínimos para los precios del pool en los mercados europeos.
El cambio sólo puede tener sentido si no es una medida aislada y forma parte de la aplicación integral en España de las directivas europeas más actuales sobre el mercado interior de la electricidad. Estás directivas van encaminadas a armonizar los mercados eléctricos en Europa y a aumentar la cuota de renovables, los servicios de flexibilidad, el almacenamiento energético y la gestión de la demanda.
En los mercados EPEX-Spot y Nordpool spot, que aglutinan a 14 países europeos, los precios negativos existen desde hace más de 10 años.
En el caso concreto de Alemania los precios negativos se permiten desde el 2008. Desde entonces, la frecuencia con la que se dan los precios negativos va en aumento con el incremento de la generación intermitente (eólica y solar).
Hacer que la generación renovable sea gestionable incorporando el almacenamiento, permite minimizar las situaciones que provocan esos precios negativos.
Pero para incorporar esos servicios de flexibilidad hace falta señales de precio en el mercado que promuevan las inversiones en almacenamiento. Y la realidad es que en el caso de España las últimas directivas europeas sobre el mercado interior de la electricidad del 2019 están todavía pendientes de ser traspuestas.
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