Hasta 500 MW fotovoltaicos, obligados a parar por los precios eléctricos negativos
Desde el 1 de abril se acumulan 330 horas de cotizaciones cero o por debajo de cero en el ‘pool’, lo que equivale a casi 14 días. REE niega que la situación provoque problemas técnicos
Entre los efectos perniciosos del fenómeno de precios negativos o cero que se están registrando en el mercado mayorista de la electricidad, uno de ellos es que muchas plantas fotovoltaicas no pueden ofertar en las subastas que organiza a diario el operador del mercado eléctrico (OMIE) cuando se registran esas cotizaciones. Según fuentes del sector, esto está afectando en determinadas horas a una capacidad de entre 300 y 500 MW fotovoltaicos de capacidad correspondientes a muchas instalaciones a las que no les resulta rentable vender su energía y funcionar con esos precios.
Hasta el pasa...
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Entre los efectos perniciosos del fenómeno de precios negativos o cero que se están registrando en el mercado mayorista de la electricidad, uno de ellos es que muchas plantas fotovoltaicas no pueden ofertar en las subastas que organiza a diario el operador del mercado eléctrico (OMIE) cuando se registran esas cotizaciones. Según fuentes del sector, esto está afectando en determinadas horas a una capacidad de entre 300 y 500 MW fotovoltaicos de capacidad correspondientes a muchas instalaciones a las que no les resulta rentable vender su energía y funcionar con esos precios.
Hasta el pasado 1 de abril nunca se había producido dicho fenómeno en el mercado ibérico de la electricidad (Mibel), cuyos precios se deciden en las citadas subastas para cada una de las 24 horas del día de OMIE. Pero, desde ese día hasta hoy, se han acumulado 130 horas con precios negativos y otras 200 horas con precios cero, en total, 230 horas, que equivaldrían a casi 14 días de electricidad gratis o con devolución.
Hasta ahora, el precio más negativo (-1,50 euros/MWh) se produjo a las 15 horas del pasado 21 de abril. En cuanto a la última cotización negativa, esta se registró el 14 de mayo a las 16 horas.
En este punto, hay que distinguir varios tipos de plantas: las que tienen garantizado un precio mediante una retribución en los peajes de la factura de la luz, el llamado sistema Recore (Renovables, Cogeneración y Residuos), que no pueden ofertar a precios negativos; las que reciben una retribución por la operación y el mantenimiento de la instalación y las que tienen firmados contratos a largo plazo (o PPA). Las plantas que cobran una prima por la operación y mantenimiento podrían ofertar precios negativos (sin perder) hasta -15 euros/MWh y, en el caso de las que tienen PPAs, están obligadas a cumplir con sus contratos aunque sea a precios negativos, si bien, tienen asegurado un precio mediante coberturas por lo que la coyuntura le afecta menos que al resto.
El problema se plantea con las plantas fotovoltaicas que cobran el precio del mercado sin retribución regulada; las que no reciben nada por su coste de operación y mantenimiento y las que no tienen contratada su energía a largo plazo con distintos clientes.
Como el fenómeno es nuevo, el operador del sistema eléctrico, REE, podría enfrentarse a un problema técnico si el volumen de parada aumenta hasta 2.000 MW, según fuentes del sector. Porque, así como otras tecnologías, como las centrales de ciclo combinado de gas tienen rampas de parada (para las horas en que no funcionan) de dos horas y la termosolar y la eólica de varios minutos, la fotovoltaica para de forma automática.
Sin problema técnico
Desde el operador del sistema eléctrico niegan que se pueda producir algún problema de tensión o desequilibrio de las redes, “aunque los megavatios fotovoltaicos que no casen por falta de demanda fuesen muy elevados”. En este sentido, fuentes empresariales aclaran que, “si en el mercado diario estas plantas no casan con precio cero o negativo es porque no hay demanda que esté dispuesta a pagar por esa energía. Y si no hay demanda, no hace falta esa energía”.
Se da la circunstancia de que en abril, habiendo sido el mes más barato hasta ahora, dar firmeza al sistema eléctrico (servicios de ajuste) costó más que producir la energía (coste del mercado mayorista), subrayan en el sector. Esto es porque en las horas de mucha generación renovable, REE necesita tener más centrales de ciclo combinado de gas a mínimo técnico por si estas plantas paran de golpe, lo que encarece los servicios de ajuste.
Ayer a las 12 del mediodía estaban funcionando un total de 17.000 MW, por lo que 500 MW fotovoltaicos no suponían mucho proporcionalmente. Y ello, a pesar de que en estos momentos están desacopladas dos centrales nucleares, Trillo y Vandellós.
Respecto a las previsiones de precios, Juan Antonio Martínez, analista de Grupo ASE, asegura que con estas centrales paradas y una producción solar que va a seguir “muy fuerte”, es muy probable que “sigamos viendo precios muy bajos o negativos durante un tiempo”. También la nuclear y la hidráulica han ofertado en abril a precios negativos: en el primer caso, porque tienen contratos a largo plazo y la hidro porque a lo largo del mes de abril ha tenido que dar salida a sus excedentes.
El consumo de electricidad ha retrocedido a niveles de hace 20 años: en lo que va de año ha caído un 0,8% respecto a 2023 y los últimos cinco años lleva acumulado un descenso del 7,6%. La demanda eléctrica se ha desvinculado del crecimiento de la economía, a la que históricamente había ido pareja. A esta caída se la considera la causa principal del derrumbe de los precios, amén del fuerte despliegue de plantas fotovoltaicas, la actual situación meteorológica que ha favorecido una mayor generación eólica e hidráulica, el almacenamiento estratégico de gas y la condición de isla energética de España.
La coyuntura está poniendo en una difícil situación a muchas plantas fotovoltaicas incapaces de afrontar el pago de sus inversiones.
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