Ya hemos contado qué son los precios negativos (en un reportaje que se ha convertido ya en una de las piezas más leídas de los últimos días), pero conviene quizá, siquiera sea sucintamente, sintetizar el concepto de precio negativo para empezar. Una empresa generadora (un parque solar o eólico, una central nuclear o de gas) puede estar dispuesta a asumir un precio negativo (es decir, a pagar, en vez de cobrar, por producir electricidad e inyectarla en la red) si por ejemplo a esa central le resulta más barato operar al ralentí durante unas horas que parar y arrancar. A algunas centrales de ciclo combinado o nucleares les sucede exactamente eso: les resulta mucho más caro parar por completo para arrancar ocho horas después que mantenerse al ralentí durante esas ocho horas a la espera de que el mercado ofrezca un precio más elevado por su electricidad.
Así, por ejemplo, pueden estar dispuestas a pagar 0,5 euros por megavatio hora (por inyectar en la red cada megavatio hora), es decir, pueden estar dispuestas a pagar (en vez de cobrar), si a esos cero coma cinco euros negativos (-0,5 €) le siguen en la hora punta de la noche 51,86 euros. Eso es lo que sucedió ayer: durante hasta ocho horas el megavatio hora cotizó a cero o en negativo, pero el precio de laelectricidad subió hasta por encima de los 50 euros mega en las horas punta de la noche (22.00, 23.00, 24.00).
Los precios cero no son nuevos. En el año 2010 ya hubo más de 300 horas en las cuales hubo precio cero. De hecho, en el año 2001 ya hubo una hora en que el megavatio hora en el mercado mayorista cotizó a cero. Eso sí, en este año 2024 se han disparado. Y ya son más de 500 las horas a ese precio (500 horas con precio entre cero y negativo). El motivo es que hay mucha oferta (a lo largo de los últimos años se ha instalado mucha fotovoltaica y este año además ha habido mucha hidráulica y mucha eólica). Mucha oferta y poca demanda. En 2010 por ejemplo había en el sistema peninsular menos de 100.000 megavatios de potencia instalados. Hoy hay más de 120.000. Y lo que más ha crecido es la solar fotovoltaica (FV). En 2010 España tenía menos de 3.500 megavatios de potencia al sol. Hoy hay más 25.000 megas FV generando a pleno rendimiento a las horas en que luce el astro rey.
Y es a esas horas cuando el precio cae a cero o se mete en negativos.
Las centrales de ciclo combinado y las nucleares pueden estar dispuestas a pagar por inyectar a esas horas por lo susodicho. "Si mañana hay cuatro, cinco, seis, ocho horas, en las cuales los precios van a estar por debajo de sus costes de generación, pues tendrían que parar y arrancar. ¿Eso cuesta dinero? Pues dependiendo del grupo de generación, dependiendo del precio del gas... estaríamos hablando de 30.000, 40.000 euros. ¿Están dispuestos a pagar un euro o euro y medio, como se ha llegado a pagar estos días, por cada megavatio para producir el mínimo técnico y no parar? Pues claro. Perfectamente. Lo han hecho siempre. Y una nuclear igual, si tiene mañana ocho horas de precio cero o precio muy bajo, pues esa nuclear va a lanzar una oferta negativa. Lo ha hecho siempre. No es excepcional". Lo dijo el pasado jueves Juan Bogas, director del área de Seguimiento del Mercado de OMIE, el operador del mercado ibérico de electricidad, en el marco de la jornada Precios Cero y Negativos que organizó en Madrid la Asociación de Empresas de Energías Renovables, APPA.
Con la eólica y la fotovoltaica pasa lo mismo. Pueden estar interesadas en pagar por inyectar. Por varios motivos (la casuística es muy diversa).
Hay instalaciones que cobran un precio regulado por el Gobierno, y ese precio no es cero (ese precio lo cobran porque el Gobierno consideró que tenían derecho a ello habida cuenta de que son útiles para combatir el cambio climático -no emiten CO2- y para cumplir con los compromisos internacionales adquiridos por España en materia de descarbonización). Así que algunos paques eólicos, muchas instalaciones fotovoltaicas y todas las termosolares inyectan independientemente del precio que salga de la subasta diaria que celebra el mercado mayorista (subasta a la que concurren todas las tecnologías para atender la demanda de ese día).
Otras instalaciones renovables no tienen esa retribución específica, pero sí que están interesadas en inyectar a precio cero o negativo porque, aunque no cobren por ese megavatio hora generado, sí que cobran por el sello GdO (garantía de origen).
Este sello, avalado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, lo que viene a hacer es certificar el origen limpio de esa electricidad. Y resulta que ese sello los productores renovables lo pueden vender a una comercializadora para que esa comercializadora pueda vender kilovatios verdes.
Lo explica Javier Revuelta, de la consultora Afry, que también ha participado en la jornada: "los GdOs se los comprará a un productor una comercializadora que quiera ser 100% renovable. La idea es respaldar todos los consumos que tenga esa comercializadora [todos los contratos de suministro a clientes finales que tenga suscritos] con una cifra equivalente de garantías de origen (...). Imagínate que eres una comercializadora que representa un teravatio hora en el año y compras garantías de origen de plantas solares por valor de un teravatio hora al año. Así puedes decir que eres una comercializadora cien por cien renovable".
¿Y qué ha sucedido?
"Pues que las garantías de origen -continúa Revuelta- se están vendiendo específicamente a entre un euro y tres euros por megavatio hora. Entonces, supongamos que tienes vendidas las garantías de origen para el año que viene, porque estos suelen ser contratos oportunistas o en general a un año. Pues si las tienes vendidas a dos euros por ejemplo -explica este consultor de Afry- y tienes unos costes de agente de mercado, más expectativa de desvíos, más etcétera... pongamos que de 0,5 euros... En fin, que si vendes las garantías de origen a dos euros, por ejemplo, y tienes costes de 0,5, pues puedes ofertar al mercado diario hasta -1,5 euros, que es concretamente el valor más bajo que hemos visto. ¿Qué ha ocurrido? Que la mayoría de los días que ha habido negativos, han sido del orden de céntimos". Por eso también la FV y la eólica han podido ofertar en negativo. Para cobrar por sus garantías de origen.
Otra posibilidad es que un parque eólico o fotovoltaico haya suscrito un PPA (power purchase agreement), un contrato bilateral de compraventa de electricidad de largo plazo. A esos generadores (a ese parque eólico o FV) le va a dar lo mismo ofertar a cero o en negativo (para asegurarse que puede inyectar en la red), porque sabe que va a cobrar el precio que acordó con su cliente hace meses a través de ese contrato PPA de largo plazo.
Otro motivo para ofertar a cero o en negativo es la regulación secundaria. Hay instalaciones renovables habilitadas para prestar ese servicio al sistema "y se está pagando por ello decenas de euros", apunta Bogas. "Una fotovoltaica puede decir yo oferto nada más que la mitad de mi previsión [la mitad de lo que prevé podría ofertar] y con el resto apuro precio, a riesgo de casar o no, porque luego voy a regular en secundaria y voy a cobrar. Hay un 10% si no me equivoco de fotovoltaicas habilitadas en Red Eléctrica para la secundaria. Y están dando ese servicio. Lo están dando efectivamente y sacando mucho más dinero que el -1,5 que a lo mejor han pagado en el mercado".
Los números del cero y los negativos son extraordinarios. Pero en diferente medida. Los ceros son más numerosos hoy que nunca, de acuerdo, pero llevan sucediéndose en el mercado (en muchas horas) muchos años (el primero en materializarse tuvo lugar en 2001). Pero es que los precios negativos -aunque son menos que los ceros- llevan también un tiempo siendo ofertados. Bogas ha presentado en la jornada de APPA varios gráficos extraordinarios. Este es el primero de ellos (abajo recogemos la explicación del propio Bogas).
Juan Bogas, director de Seguimiento de Mercado de OMIE: "estos datos son públicos. Difíciles de conseguir, porque hay que procesar una serie de datos, pero públicos. Vamos, que no estoy publicando nada confidencial. Veamos: el 39% de la energía ofertada por la eólica el año pasado, en 2023, fue un precio negativo. Es decir: el precio negativo al que hemos llegado ahora está de siempre. El 39% adicional lo ofertaron a precio cero. Es decir, que el 78% de la energía eólica el año pasado se ofreció a cero o negativo. Y esto afecta igual a la fotovoltaica: ¿inferior a cero? El año pasado, el 50% de la energía. ¿Ofertas a cero? El año pasado, el 37%. Es decir, que el 87% ya estaba siendo ofertado a cero o negativo en 2023. Y luego la solar térmica [termosolar], que está toda en retribución específica, pero que en cualquier caso he recogido aquí [en el gráfico de arriba]: el 57%, menor que cero; el 37, a cero, es decir, que el 94% ha estado ofertando a precios cero o negativos. Creo que el 6 que queda es de alguien despistado"
Así ha sido en 2023, según ha explicado Bogas. O sea, que los precios negativos llevan ya muchos muchos meses ofertándose. La diferencia es que en 2024 al aluvión solar fotovoltaico se le ha sumado la hidráulica, que ha tenido un invierno y primavera generosos (la producción hidroeléctrica ha crecido en abril del 23 un 168% con respecto a la del año 22). ¿Resultado? Las ofertas cero y negativas han crecido tanto que al final han casado.
"Este año -contaba el jueves pasado Bogas en la jornada de APPA- ha aumentado ese 39% de eólica ofertada a menos de cero hasta alcanzar un 60% en el mes de abril y un 67% en el mes de mayo. El 50 de fotovoltaica a precio menor que cero ha subido a un 67 en abril, a un 79 en lo que llevamos de mayo, hasta el día 13, que cerré la presentación. La solar térmica [termosolar] parece que ha espabilado, y ha subido a un 93 en abril, y a un 99 en mayo".
¿Beneficiarios?
Los consumidores que tienen contratada la tarifa regulada (Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, PVPC), porque esa tarifa está en gran medida indexada a ese mercado (el mercado mayorista diario de la electricidad, coloquialmente conocido como pool). Porque, grosso modo, y en síntesis, cuando sube el precio en el pool, sube la factura PVPC; pero cuando baja el precio en el mercado diario mayorista, baja el PVPC (y eso es lo que ha sucedido esta primavera).
Los demás consumidores también podrían verse beneficiados por el viento de cola de esos precios a medio plazo conforme vayan expirando sus contratos de suministro. Y se beneficiarán previsiblemente a medio plazo porque se supone que las comercializadoras, conforme vayan caducando los contratos que tienen esos clientes, ajustarán sus precios para que esos clientes no se les vayan al PVPC (o a otra comercializadora que haya ajustado mejor a la hora del renovar).
Los precios cero y/o negativos han sido calificados de "buenísima noticia en términos generales" por Greenpeace. Los ecologistas consideran que el precio negativo "manda señales de interés para acelerar la electrificación" de ciertos sectores todavía muy dependientes del gas o el petróleo, "como la industria y el transporte" (precios bajos de la electricidad animarán según Greenpeace a la ciudadanía a pasarse al vehículo eléctrico, en tanto en cuanto la electricidad sea mucho más barata que el gasóil, y la animarán presuntamente también a cambiar la calefacción de gas natural por la eléctrica).
"Gana el consumidor y gana el sistema", explican desde Greenpeace, que destaca el ahorro de emisiones de CO2 que supone el abandono de los combustibles fósiles (más hidráulica, eólica y fotovoltaica en el sistema es menos gas) y destaca también el ahorro económico que supone para familias y empresas -insisten desde esta oeengé- el dejar de consumir "gas caro y contaminante para usar electricidad barata y más limpia".
¿Futuro inmediato?
La tormenta perfecta (temperaturas primaverales, abundancia de agua y viento) va a dejar de ser este verano. Y los precios que se avecinan no serán tan benévolos con el bolsillo. "De hecho, si cogemos los precios futuros -apuntaba Bogas el pasado jueves-, el mes de junio está en 50 euros [el precio del megavatio hora en el mercado mayorista girará en torno a esa cifra, mientras que en abril no ha alcanzado siquiera los 14 euros], el mes de julio está en 71 euros; el trimestre julio-agosto-septiembre, en 74; el último trimestre de este año está en 82. Es decir, que hemos tenido un mes especialmente barato, pero que esa no es la perspectiva que hay el año que viene. El anual de 2025 está en 67, el anual de 2026 está por encima de 50. Es decir, los precios medios que se van a obtener en general en el mercado tienden a 50 euros".
Estamos hablando del precio medio.
El "problema" son las horas solares, cuyo precio tanto Bogas como Revuelta (y los demás participantes en la jornada) vaticinan seguirá siendo muy bajo. [Para saber cuáles son los riesgos que entrañan los precios cero o negativos para la transición energética y el despliegue de nueva potencia renovables léase ¿Qué son los precios negativos?].
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