Los precios negativos llegan a España. La presidenta de OMIE, Carmen Becerril, afirmó recientemente que, en las próximas semanas, se eliminarán 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.
¿Qué riesgos y oportunidades ofrecen los precios negativos para las tecnologías renovables?
En primer lugar, cabe resaltar que los precios negativos son algo relativamente frecuente en otros países europeos como Alemania, Bélgica o Francia. Esta anomalía del mercado eléctrico se produce cuando la oferta supera la demanda, por ejemplo en horas pico de producción renovable unido a la decisión de las eléctricas de mantener la producción de las centrales térmicas, puesto que el apagado y puesta en marcha es superior en coste al pago por el vertido de la energía generada. En España no se registran precios de 0€/MWh desde el año 2014, siendo el episodio más cercano en el tiempo el pasado mes de octubre, donde el precio descendió hasta los 1,95€/MWh durante algún tramo horario, asociado a la alta aportación eólica al mix y a la baja demanda asociada a la crisis post COVID-19.
La progresiva implantación de energías renovables no gestionables como son la eólica y solar es un hecho, y en concreto, como marca el PNIEC 2021-2030, para cumplir los requerimientos europeos con horizonte 2030, la producción eléctrica renovables deberá ser del 74% del total, coherente con el objetivo de la neutralidad en carbono del sector en 2050.
A medida que aumente la penetración de las renovables y en concreto de la fotovoltaica, el escenario más probable nos sitúa en una situación similar a la de California, donde se produce el fenómeno de canibalización de los precios, llegándose en tramos horarios de máxima radiación solar a valores negativos. Ello no será una constante, pero si se producirá de forma puntual.
Imagen: Jesús Vega
Para que esta circunstancia no genere incertidumbre a los inversores, deberá producirse una situación de equilibrio:
- En el que las Utilities implanten estrategias de almacenamiento tanto mediante bombeo hidroeléctrico (como el implantado en el Hierro, aunque éste en un sistema insular aislado), como mediante baterías, un mercado incipiente y con una clara tendencia a la reducción de precios. Con ello, los generadores serán capaces de gestionar en parte la oferta, reservando sus excedentes para ofertarlos en periodos pico.
- En la que el nuevo modelo de generación reconozca económicamente a los generadores la función de respaldo y equilibrio al sistema eléctrico proporcionada por el almacenamiento, (como ya ocurre en otros mercados europeos) y en especial con la progresiva retirada de las centrales térmicas, las cuales prestaban per se dichos servicios.
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