Lo ha dicho el director general de Aleasoft Energy Forecasting, el analista de mercados Antonio Delgado Rigal, durante la Jornada Precios Cero y Negativos, que ha organizado en Madrid la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA). Durante la misma, han sido varios los expertos que han destacado que los precios cero y negativos que se están dando de manera frecuente en esta primavera han llegado para quedarse en el mercado eléctrico nacional, pero fundamentalmente en las horas solares y sobre todo durante la primavera, cuando las temperaturas son más amables. Han llegado para quedarse porque la aportación de energía fotovoltaica al sistema eléctrico en esas horas va a ser cada vez mayor y ello va a llevar el precio del megavatio hora (en el horario solar) hasta esos horizontes: los de los precios cero y negativos. Sin embargo, todos han coincidido también en destacar que durante el próximo verano va a haber muchas horas en las que el precio de la electricidad (el precio del megavatio hora en el mercado mayorista diario) va a subir de manera considerable. Los mercados de futuros ya lo apuntan así.
El precio con el que el operador del mercado ibérico de la electricidad (OMIE) ya está trabajando para el mes de junio ronda los 50 euros (el precio medio diario del megavatio hora en el mercado mayorista español está previsto gire en torno a esa cifra el mes que viene, cuando que en abril -cabe recordar- ese precio no ha alcanzado siquiera los 14 euros). El director de Seguimiento del Mercado de OMIE, Juan Bogas, también ponente en la Jornada de APPA, ha repasado esos precios futuros: 71 euros, en julio -ha dicho-, 74 euros se estiman para el trimestre julio-agosto-septiembre; y 82 para el último trimestre del año (octubre-noviembre-diciembre). "Es decir -ha insistido Bogas-, que hemos tenido un mes especialmente barato [por abril], pero que esa no es la perspectiva" para el resto del curso. Ni tampoco para el año que viene: "el anual de 2025 está en 67 -ha añadido-, el anual de 2026 está por encima de 50", muy por encima en todos los casos de los 13,3 registrados en abril.
Mucho más allá de esos guarismos ha ido Delgado Rigal, que ha dicho que "podríamos ver precios extraordinariamente altos" durante el estío. "Tenemos otra situación incluso más dramática -ha apuntado-; cuando se calientan los ríos o el mar, donde se enfrían las nucleares, puede que tengamos paradas [las centrales necesitan refrigeración, sin ella deben parar] y no solo en España, sino a nivel de Francia, y eso sería también dramático, pudiendo ver otra vez precios de 150 o 200 euros", ha concluido.
Prolegómenos
El precio medio del megavatio hora (MWh) en el mercado diario mayorista nacional (coloquialmente conocido como pool) fue de 73,7 euros en abril de 2023, subió en verano hasta los 103,3 y retornó al nivel setenta en diciembre-enero. Desde entonces, sin embargo, la cotización del MWh en el mercado mayorista ha caído en picado, hasta situarse por debajo de los veinte euros durante toda esta primavera (marzo, abril y lo que llevamos de mayo). El descalabro del precio se ha debido a (1) el enorme incremento de producción solar (el parque fotovoltaico nacional, que no ha cesado de crecer en todos estos años, inyecta lógicamente cada vez más energía eléctrica en el sistema) y se ha debido así mismo a (2) el formidable aumento de la aportación hidroeléctrica (la hidráulica ha generado este pasado mes de abril un 168% más que en abril de 2023). Ambos factores, y la producción eólica, que también ha sido muy generosa durante toda la primavera, han propiciado que el precio de la luz (precio medio en el mercado mayorista diario de electricidad) haya caído hasta los trece euros susodichos.
Más aún
Según los expertos en análisis de mercado de Grupo ASE (empresa que se dedica a agregar demanda, es decir, a unir la demanda de grupos de clientes para comprar grandes paquetes de electricidad a un mejor precio), en lo que llevamos de mayo, en las horas solares (entre las diez de la mañana y las siete de la tarde, 10.00 - 19.00), el precio medio del megavatio hora en el mercado mayorista español ha caído aún más, hasta situarse -ojo- por debajo de los cuatro euros (3,91 €/MWh). La energía solar además está siendo la primera fuente de electricidad en España en lo que llevamos de mayo, según el análisis de ASE.
Pues bien, para escapar de la volatilidad del mercado diario (que si ayer cotizaba a 103, hoy lo hace a trece ó a 3,91), son muchas las voces que apuestan por los contratos bilaterales de largo plazo (power purchase agreement), PPAs a dos, tres, cinco, diez años. El gigante siderúrgico alemán Salzgitter (la siderurgia es una industria fuertemente electrointensiva) acaba de anunciar por ejemplo que ha contratado 900 gigavatios hora de electricidad verde a quince años vista. La electricidad procederá -informaba recientemente la compañía- de un parque solar del estado de Sajonia-Anhalt.
Aquí, sin embargo, la tendencia sería inversa, según Delgado: "estamos viendo que grandes consumidores electrointensivos están regresando al mercado, para los próximos años". Lo estarían haciendo a medida que los precios se han ido hundiendo: "los electrointensivos ya no quieren comprar un PPA (un PPA caro, me refiero, y ya hasta un 35 les parece caro) porque están viendo que el precio [en el mercado mayorista] ha bajado mucho, y entonces tienen expectativas de ir a mercado a comprar más barato".
La consecuencia -adelanta el director general de AleaSoft, es que muchos desarrolladores que están esperando firmar un PPA para obtener financiación "no encuentran una contraparte" (a los desarrolladores de parques solares fotovoltaicos les resulta mucho más sencillo obtener un crédito para ejecutar su proyecto si llegan al banco con un contrato PPA o similar bajo el brazo; mucho más sencillo que si no lo llevan, porque lógicamente el banco se fiará más de aquel desarrollador que tiene un cliente que le va a comprar su electricidad durante dos, tres, cinco o diez años que de aquel otro que no tiene firmado contrato alguno y no sabe si va a poder vender o no su producto, que no es otro que el megavatio hora). "Desde hace tres meses -ha dicho Delgado en la Jornada Precios Cero y Negativos- hay un drama con estos nuevos entrantes (...). Y el que no tenga una financiación potente va a tener problemas en los próximos meses".
Y los precios altos no se van a dar en las horas solares. Se van a dar precisamente fuera de ese horario, cuando no hay tanta oferta renovable y hay que tirar de nuclear y ciclos combinados. Y el gas está subiendo de precio, por culpa de una geopolítica que no cesa de dar disgustos.
Las soluciones que plantean los expertos que ha reunido APPA en esta jornada (soluciones para que la instalación de más potencia solar fotovoltaica siga siendo atractiva) pasan por el almacenamiento (sobre todo el bombeo). Si somos capaces de almacenar esa electricidad solar diurna y aprovecharla por la noche el problema estaría resuelto. Pero hace falta que la Administración apoye de algún modo esos bombeos (como se hizo con las renovables en un principio) para que a las empresas les resulte atractivo montar un bombeo (dos embalses entre los que circular el agua: cuando hay demanda de electricidad soltamos el agua desde el embalse superior y generamos con ella la energía eléctrica; cuando "sobra" energía solar fotovoltaica bombeamos el agua desde el embalse de abajo y la "guardamos" en el de arriba para repetir la operación cuando sea menester).
Más soluciones de almacenamiento
"Hay soluciones de almacenamiento térmico que requieren un consumo importante de electricidad en ciertas horas y esto debe ser hecho con unos peajes que hagan viables los números", ha dicho Ignacio Soneira, director general de Axpo Iberia (las centrales termosolares podrían usar electricidad fotovoltaica para calentar las sales térmicas que tienen en sus tanques, y usar esas sales calientes para generar electricidad con su calor por la noche). Sería "una pena" -ha dicho- no incrementar esa demanda y desperdiciar "las condiciones que tenemos para que una parte importante de nuestra demanda sea cubierta con renovables". La termosolar presenta así una doble condición: demandante de electricidad cuando "sobra", y almacén de kilovatios verdes que podremos usar a demanda, por la noche, en los veranos de canícula y sueños imposibles, cuando ni todos los aires acondicionados del mundo son suficientes en media España.
Otras soluciones de las citadas que también pasan por incrementar la demanda son "localizar" aquí nuevas industrias. Hay mucho interés en cierta industria (electrointensivas, por ejemplo) por instalarse en España para aprovechar esos precios bajos, pero la conexión de nueva demanda a las redes de distribución debe pasar por ciertos requerimientos técnicos y regulatorios (otra vez la Administración, que debe engrasar su maquinaria) que están demorando mucho la toma de decisiones y están matando ese interés.
"Se requieren algunos cambios de legislación", ha insistido el director de Operaciones de Mercado de Acciona Energía, Jorge Moreno, que ha señalado el caso de instalar baterías en un parque solar. Ese paso (lógico) está lastrado por la regulación, que le quita al parque solar ciertos derechos que sí que tiene si no instala las baterías. Es decir, que el regulador está tarando, lastrando, la transición energética, con una medida que no beneficia al almacenamiento, que es una de las soluciones a esos precios cero, y/o una solución al problema con el que podemos encontrarnos: que los desarrolladores de nuevos parques solares se marchen a otros países a continuar con la transición energética.
Moreno también ha sugerido que se apoye de algún modo retributivamente a la biomasa: "una muy buena tecnología que da carga base, que da síncrono, que da capacidad, que da servicios de regulación y equilibrio con el máximo nivel". Porque la biomasa no está al albur del Sol, o del viento, es una solución almacenable, como lo es el agua de un bombeo o como lo son las sales térmicas de la termosolar, una solución renovable (y ahí está la clave) que puede dar luz por la noche, cuando el Sol se apaga.
Y hace falta, por fin, flexibilidad, han coincidido todos. Flexibilidad en todos los sentidos. Hay que regular la agregación de demanda, por ejemplo.
Y hay que ser flexibles, también por ejemplo, a la hora de dar el sí a un nuevo demandante.
El profesor de la Universidad Pontificia Comillas Antonio Canoyra ha sido muy claro: "la red tiene dos problemas. El primero es que la concesión de accesos [Red Eléctrica es quien concede acceso] ha sido tremendamente garantista para el que pedía ese acceso. Lo ha sido, tremendamente garantista, durante muchísimo tiempo. Cuando tú pedías acceso a un punto, tu consumo, tu demanda, o tu producción, o tu manera de operación con el activo que ibas a conectar siempre iba a tener, o en el 99% de las horas, iba a tener capacidad para poder funcionar sin ninguna limitación por ningún tipo de problema en la red. Pues bien: eso hay que rebajarlo forzosamente, porque si no no cabe nada. Y siguiente: cuando haya que hacer nuevas inversiones... pues hay que ver con qué esquema las hacemos. El problema que tenemos en este sector es que la planificación nos sale muy bien a treinta años, pero para el mes que viene lo tenemos un poquito complicado".
¿Problema? Hay cada vez más oferta renovable (lo cual es positivo), pero demasiado concentrada en las horas solares. ¿Soluciones? Muy diversas, como se ha dicho. Pero casi todas pasan ahora mismo por el marco regulatorio. Hay que incentivar de algún modo (o de todos los modos posibles) el almacenamiento, y hay que incentivar de algún modo (o de todos los modos posibles) la electrificación (que usos antaños satisfechos con gas los satisfagamos mañana con electricidad limpia), y hay que incentivar de algún modo (o de todos los modos posibles) el incremento de la demanda. Porque tenemos mucha energía solar (y renovables en general) que ofertar. Y a muy buen precio además.
Hay hueco. Mucho hueco. Más del 50% de la electricidad que circula por la red española es electricidad sucia (gas, nuclear), electricidad que hay que sustituir por imperativo legal (la nuclear tiene que estar toda desenchufada en 2035), y/o electricidad que hay que sustituir por mor del cambio climático. Y toda esa electricidad a sustituir debe ser mañana 100% renovable y estar más cerca de un precio razonable que de los 200 euros de un verano-infierno.
