Almacenamiento, hidrógeno y flexibilidad de la demanda, claves para evitar precios negativos

Los mercados europeos de la energía están experimentando más horas de precios negativos, una tendencia que suele asociarse a la rápida expansión de las energías renovables. Sin embargo, este aumento se debe a una mezcla de factores.

«Aunque el despliegue de más energía solar y eólica es uno de los principales impulsores, no es el único», dijo Antonio Delgado Rigal, director ejecutivo de AleaSoft Energy Forecasting, a pv magazine. «La demanda también desempeña un papel crucial».

Según él, los precios negativos suelen producirse al mediodía, cuando la producción solar es alta, en días ventosos con fuerte producción eólica o en periodos de alta producción hidroeléctrica. Estas condiciones suelen coincidir con una demanda baja, como fines de semana, vacaciones o estaciones más suaves como la primavera.

«Es la combinación de alta producción renovable y baja demanda lo que lleva a precios negativos», añadió. «El rápido aumento de la capacidad de energía renovable instalada que se observa en Europa, junto con una demanda de electricidad a la baja como resultado de la crisis de Covid en 2020 y la posterior crisis de precios de la energía en 2022 y 2023, ha llevado a que el número de horas de precios negativos aumente en los últimos años».

En ocasiones, los generadores ofrecen su energía a precios inferiores a cero para garantizar su venta en el mercado, lo que da lugar a precios negativos.

«Esto es posible debido al diseño marginalista del mercado eléctrico, donde las ofertas se listan en orden ascendente según el precio ofertado, y las más bajas son las primeras en casarse», explicó Delgado Rigal. «Aunque pueda parecer contraintuitivo, los generadores tienen razones para ofertar a precios negativos. Una de ellas es que reciben un pago fijo por producir energía, independientemente del precio de mercado, si tienen un [acuerdo de compra de energía] o han resultado ganadores en una subasta. Además, algunos generadores pueden tener un compromiso ineludible con una contraparte que compra esa energía. Otra razón es que algunos generadores, como las centrales nucleares, no pueden reducir fácilmente su producción, como ocurre en Francia y España, donde las centrales nucleares deben seguir generando por sus características técnicas».

Delgado Rigal reclamó más capacidad de almacenamiento para evitar que este fenómeno se produzca con más frecuencia. Las baterías pueden absorber el excedente de energía renovable durante las horas de baja demanda y liberarlo cuando sea necesario.

Dijo que es probable que el número de horas con precios negativos aumente en los próximos dos o tres años. Esto se debe principalmente a la rápida expansión de las energías renovables y a un crecimiento de la demanda más lento de lo previsto, lo que afecta a los objetivos de descarbonización y reducción de emisiones.

«Sin embargo, a largo plazo, no se espera que las horas de precios negativos representen un riesgo significativo para la rentabilidad de los proyectos», afirmó. «Aunque seguirán produciéndose precios negativos, no se espera que sean lo suficientemente frecuentes o recurrentes como para poner en peligro la viabilidad financiera de las inversiones en energías renovables».

Para que esto ocurra, las acciones clave incluyen la implementación de tecnologías de almacenamiento de energía, la mejora de la flexibilidad de la demanda, el aumento de la electrificación en sectores como la industria, el transporte y la calefacción, y el aumento de la producción de hidrógeno verde y sus derivados.

«Esto permitiría a las renovables seguir siendo competitivas y rentables, incluso en un entorno en el que ocasionalmente se registren precios negativos», dijo Delgado Rigal.

Los precios negativos han aparecido históricamente en mercados como Alemania, que despliega grandes capacidades de energía renovable. En cambio, mercados como el Reino Unido, que depende en gran medida del gas y el carbón, y Francia, que depende de la energía nuclear, han experimentado precios negativos con menos frecuencia.

«Los precios negativos solían producirse de forma esporádica, especialmente en épocas de baja demanda, como durante la crisis de Covid en 2020 o los años posteriores a la crisis financiera de 2008», señala Delgado Rigal. «En el caso del mercado español, los precios negativos no se habían producido hasta abril de este año y hasta ahora el precio más bajo ha sido de 2 euros (2,21 dólares)/MWh. Esto se debe a que en España, [los contratos de compraventa de energía] y las subastas tienen cláusulas de impago en caso de precios negativos, lo que desincentiva a las renovables a producir en esos momentos».

En países como Alemania, los generadores de energías renovables pueden seguir recibiendo los pagos acordados incluso si los precios de mercado se vuelven negativos, siempre que los precios negativos no duren más de tres horas consecutivas.

«A partir de 2023, el número de horas con precios negativos ha empezado a aumentar significativamente en casi todos los mercados», dijo Delgado Rigal. «El factor clave ha sido el rápido crecimiento de la energía solar fotovoltaica y la caída de la demanda tras la crisis de precios de 2022 y 2023. En la mayoría de los mercados, el número de horas con precios negativos en lo que va de 2024 ya ha superado el número de horas registradas durante todo 2023. Y también hay casos como el del mercado italiano, donde la mayor parte de la demanda se cubre con ciclos combinados de gas e importaciones de energía. En estos mercados, los precios negativos son muy raros y prácticamente inexistentes».

En el futuro, los mercados que integren y adapten más eficazmente sus sistemas energéticos estarán mejor protegidos contra el riesgo de precios negativos recurrentes.

«Los mercados con mayor capacidad de almacenamiento de energía, como baterías, almacenamiento hidráulico por bombeo o capacidad de almacenamiento de hidrógeno verde, podrán almacenar el exceso de energía renovable en momentos de baja demanda y liberarla cuando sea necesario», afirmó Delgado Rigal. «Esto ayudará a reducir la frecuencia de los precios negativos, ya que la energía no tendrá que venderse a cualquier precio en el mercado. Los mercados con más capacidad en las interconexiones eléctricas con sus países vecinos podrán exportar su exceso de producción cuando la demanda nacional sea baja, evitando así la saturación del sistema y los precios negativos. Esto permitirá equilibrar la oferta y la demanda, evitar derrames de energía y reducir la volatilidad de los precios».

La capacidad de producción de hidrógeno verde podría desempeñar un papel crucial utilizando el excedente de electricidad renovable para producir hidrógeno. Este hidrógeno puede almacenarse y utilizarse como fuente de energía o materia prima en sectores industriales, reduciendo la necesidad de vender energía en épocas de precios negativos.

«Los mercados que fomenten una mayor flexibilidad de la demanda, mediante programas de gestión de la demanda o tarifas dinámicas, podrán ajustar el consumo en función de la disponibilidad de energía renovable», añadió Delgado Rigal. «Esto permitirá que la demanda responda mejor a la oferta, reduciendo el riesgo de precios negativos. Estos elementos aportarán mayor estabilidad al sistema y permitirán aprovechar al máximo la generación renovable sin generar distorsiones en los precios del mercado».

Según él, los precios negativos, aunque no son ideales, no deben considerarse un problema que requiera una intervención directa en el mercado. Por el contrario, señalan una ineficiencia temporal del mercado, a menudo debida a un desajuste entre la oferta y la demanda de energías renovables. Intervenir para evitar los precios negativos distorsionaría las señales naturales del mercado y los incentivos necesarios para una autorregulación eficiente.

«En lugar de intentar evitar los precios negativos mediante normativas restrictivas, es mejor incentivar las coberturas y los contratos a largo plazo, como [los acuerdos de compra de energía]», afirmó. «De este modo, se mitiga el riesgo de precios tanto para los productores como para los consumidores, al tiempo que el mercado da, en todo momento, la señal de precios correcta. No es buena idea intervenir directamente en los mercados para evitar precios negativos, ya que son una señal de mercado importante para estimular la innovación y la inversión en soluciones como el almacenamiento y la gestión de la demanda».

Delgado Rigal también dijo que los precios negativos reflejan en gran medida la canibalización que existe actualmente en el sector de las energías renovables, especialmente la fotovoltaica.

«Las mismas plantas de energía solar compiten entre sí, haciendo bajar los precios cuando la producción es abundante», dijo, señalando que, especialmente para el sector industrial, los precios negativos representan una oportunidad para acceder a la energía a precios extremadamente competitivos. «Si las industrias pueden adaptarse y ajustar su consumo para aprovechar estas horas de exceso de oferta, o si se deslocalizan a mercados donde la energía renovable es más barata gracias a la abundante capacidad instalada, podrán reducir significativamente sus costes energéticos. Esta flexibilidad será clave para aprovechar la transición energética».

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