La electricidad a precios negativos se extiende por Europa

Alemania registra un precio horario de -80 euros MWh. España prohíbe ofertas por debajo de cero

Belén Trincado / Cinco Días

Entre los días 20 y 22 de abril hasta cinco países de la Unión Europea registraron precios negativos, algunos récord, en los mercados spot diarios de la electricidad. Destacaron el negativo de Bélgica (-90 euros/MWh en una hora); Alemania (-80 euros MWh) y, en menor medida, Reino Unido, Francia, Holanda y Austria, con cotizaciones en el entorno de los -8 euros MWh (ver gráfico). Por el contrario, en esas franjas horarias, España y Portugal (que comparten mercado eléctrico, el denominado Míbel) registraron un ­precio positivo de 7,57 euros MWh.

Aunque se trata de precios horarios (las subastas en los mercados se hacen para cada una de las horas del día siguiente) también se han registrado precios medios diarios negativos: en Francia, el pasado 13 de abril (-6,51 €/MWh) y en Alemania, en dos días: el 13 de abril (-15,97 €/MWh) y el 21 de abril (-16,15 €/MWh). En esos dos días, el pool español marcó 22,26 y 9,24 euros MWh, respectivamente.

El hundimiento de la demanda debido al confinamiento de la población por la pandemia de coronavirus y el consiguiente exceso de oferta de energías renovables, así como la decisión de las eléctricas de mantener la producción de sus centrales térmicas (especialmente, la nuclear) para evitar parar las plantas, cuyo arranque posterior resulta más caro que los precios negativos, es la primera explicación de consenso de los expertos, aunque hay que añadir algunos matices.

Por el momento, los precios spot en Europa han caído una media del 20% y la volatilidad seguirá dejando un escenario volátil en que pagar por producir no será algo excepcional.

¿Por qué en España no se han producido, pues, precios negativos? Porque las reglas del operador del mercado (OMIE) prohíben a las generadoras ofertar por debajo de cero en el mercado diario, de la misma manera, que existe un techo de precio máximo de 180 euros MWh (sí se admiten en los mercados de ajustes, de ahí que alguna vez haya sido noticia un precio puntual por encima de 1.000 euros MW en una hora. En Europa, por su parte, tampoco existe ese límite superior de precios o, como en el caso de Alemania, es muchísimo más elevado: hasta 3.000 euros MWh.

Al igual que ha ocurrido con los precios del petróleo del mercado del WTI (West Texas International) de Estados Unidos, las eléctricas europeas pagan por producir y el comercializador cobra por comprar. En este sentido, no faltan voces que reclaman que España permita precios negativos: “si pretendemos tener un mercado único de la energía hay que eliminar los límites por arriba y por abajo”, aseguran fuentes del sector. En momentos en que haya escasez (lo contrario del momento actual), lo lógico sería también eliminar el techo y dejar libre la cotización.

En un incipiente mercado continuo que comenzó a funcionar el año pasado con Europa (el Mercado Intradiario Transfronterizo Europeo o XBID) el pasado 5 de abril se registraron en dos horas precios negativos, por lo que los traders españoles no pudieron negociar. Los críticos también se preguntan por qué en el mercado de desvíos se consienten precios negativos y no en el diario.

Alemania

Entre las razones de por qué las tecnologías renovables en Europa se pueden permitir precios negativos, los expertos apuntan está en su sistema de subvenciones, que reciben en función de los megavatios que produzcan. Se trata del antiguo sistema de primas que regía en Europa hasta la reforma energética de 2013 en que se cambió el mecanismo de incentivo a la producción por otro a la inversión a pagar durante la vida regulatoria de la planta.

En este sentido, a las plantas de renovables alemanas les interesa producir incluso a precios negativos mientras la prima que reciben les compense dicho precio. Quienes sostienen esa razón recalcan que los costes negativos no existen, por lo que las ofertas en el mercado, que deben recoger dichos costes, no serían negativas si las renovables no recibieran dichas primas o el sistema fuese como el que rige actualmente en España.

Por el contrario, si cuando en España se subvencionaba la generación nunca se produjeron precios negativos no fue solo porque nunca se produjera un hundimiento de la demanda como ahora, sino por la prohibición de cotizar en negativo. De hecho, sí se registraron precios cero, en el límite permitido.