¿Por qué la electricidad en España es ahora mismo la más barata de Europa?

El agua, el viento y el Sol han generado en España en el mes de abril más electricidad que todas las centrales nucleares, de gas, de carbón, de fuel y de cogeneración juntas (véase abajo el gráfico). Según el balance mensual que publicó ayer el operador del sistema eléctrico nacional, Red Eléctrica (REE), las fuentes renovables de energía han alcanzado en abril una cuota del 64,6% sobre el total de la generación mensual. Más aún: por primera vez en la historia de la electricidad en España, tres tecnologías renovables lideran el mix: eólica (22,2%), solar (21%, repartido en fotovoltaica, 18,8%, y termosolar, 2,2%) e hidráulica (19,7%). Las tres tecnologías quedan así en abril nítidamente por delante de la nuclear (16,8%) y muy-muy por delante de los combustibles fósiles (gas, fuel y otros), que sumados todos se quedan en torno al 15%. Las fuentes limpias de energía han generado concretamente 13.515 gigavatios hora en abril del 24, un 21% más que en abril de 2023. Los motivos de ese formidable crecimiento de la producción renovable son diversos. El parque solar fotovoltaico nacional es hoy casi 5.000 megavatios más potente que hace un año (en abril de 2023 había en España 21.562 megavatios de potencia solar FV generando electricidad, mientras que hoy ya son 26.261 los megavatios de potencia distribuidos por toda la geografía nacional en cientos de parques solares).

Además, las lluvias de marzo y, sobre todo abril, han llenado este año los embalses y pantanos de prácticamente toda España. Lo cuenta Grupo ASE, empresa especializada en el análisis de mercado, en su último informe mensual, el correpondiente al mes de abril: esta primavera -explican-, España ha experimentado "un enorme incremento de la cantidad de energía almacenada en sus embalses hidroeléctricos", hasta el punto de que ha alcanzado "su punto máximo a mediados de abril, con 15.367 hectómetros cúbicos, que representan un 87% de su capacidad total máxima". Los embalses de las cuencas del norte, cerca de sus niveles de seguridad, se han visto presionados para desembalsar agua y esto ha provocado lo que los analistas de ASE han calificado de "situación extraordinaria", o coyuntura que ha derivado en "la necesidad de desembalsar grandes cantidades de agua". La generación hidráulica ha sido en este mes de abril un 168% mayor que en abril del año pasado.

Las subastas que han lugar todos los días en el mercado mayorista de la electricidad en España han tenido así, en este mes de abril, como principales protagonistas a las energías renovables.

[Bajo estas líneas, precios de hoy. Fuente: OMIE].

Un aparte sobre cómo funciona el mercado mayorista antes de entrar en la coyuntura actual
Ya lo hemos contado en más de una ocasión, pero quizá conviene repetirlo aquí, siquiera sea grosso modo. El operador del sistema eléctrico nacional -Red Eléctrica de España- prevé una demanda dada para cada día. Por ejemplo, mañana necesitaremos 100 megavatios hora cada hora del día (es solo un ejemplo). A continuación se celebra una subasta en la que pujan todas las tecnologías (nuclear, eólica, fotovoltaica, termosolar, gas) con el fin de ofertar su electricidad y venderla.

Imaginemos -hipótesis de trabajo- que la demanda estimada (la electricidad que va a necesitar el país) es 100, por ejemplo. Pues bien, la nuclear y las renovables pujan en la subasta que se celebra en ese mercado (coloquialmente conocido como pool) a cero. ¿Por qué a cero? Pues porque las renovables tienen que vender lo que producen cuando lo producen (no se puede almacenar el viento) y porque a la nuclear, dadas sus características técnicas, le resulta más barato operar en modo fijo, y no andar parando y arrancando, parando y arrancando, parando y arrancando en función de la demanda.

Así las cosas -y dicho sea grosso modo-, la nuclear y las nuevas renovables (entendidas estas por fotovoltaica y eólica) pujan siempre a cero euros (0€) para que siempre entre en el mercado la electricidad que producen, o sea, para vender toda la electricidad que generan.

Si entre todas ellas (nuclear y renovables) no suman las 100 unidades que el operador ha previsto que vamos a necesitar (suman 90, por ejemplo), entran a continuación otras tecnologías, aquellas que usan una fuente de energía que sí puede almacenarse (residuos que podemos almacenar en vertederos, agua que podemos almacenar en pantanos, gas que podemos almacenar en tanques). Todas esas fuentes de energía pueden esperar para entrar en el último minuto de la subasta (a diferencia de lo que ocurre con la eólica y la fotovoltaica -no almacenables- o la nuclear -condicionada técnico/económicamente-, como se ha dicho).

¿Y cómo operan las tecnologías que usan materia prima almacenable? Pues si faltan 10 unidades para casar demanda y oferta ya no dicen "oferto a cero", sino que suben el precio. Y dicen por ejemplo yo oferto una unidad a 100 euros. A continuación, un competidor oferta por ejemplo a 90; otro, a 80; otro, a 70, y así hasta que nadie oferta por debajo de un precio dado. El que oferta ese precio menor es el que tiene derecho a inyectar y vender su producto, su megavatio hora. Y así hasta que suman las 10 unidades que faltan. Los que ofertaron por encima de ese precio no pueden vender su megavatio.

El gas y la hidráulica (almacenables) han estado cerrando durante mucho tiempo ese hueco que no cubrían las renovables. Y han estado fijando el precio.

¿Y qué está ocurriendo?
Pues que las renovables suman cada vez más producción (ha crecido en el último año la potencia solar, pero también la eólica) y ese hueco es cada vez más pequeño, por lo que al precio no le da tanto tiempo a calentarse, a subir. Bajo estas líneas, producción, por tecnologías, en el día de hoy, según OMIE.

Además, en este mes de abril se ha sumado un factor adicional: la meteorología, que ha dejado abundantes lluvias. Y ha sucedido que las centrales hidráulicas -apuntan desde ASE- han empezado a ofertar en la subasta diaria (pool) a precios cero y negativos para poder inyectar. En abril -concretan los analistas-, el mercado diario (pool) registró 107 horas con precios negativos. Prácticamente el 15% de las horas se situó entre -0,1 y -1,5 €/MWh. En las horas con precios negativos, la hidráulica estuvo presente en el 77% de las horas, las renovables no regulables (eólica y fotovoltaica) en el 99,1% y las nucleares en el 4,7%.

Además, se produjeron precios “cero” en 156 horas, un 21,7% del total. En las horas con precio “cero”, la hidráulica casó en el 98,7%, las renovables no regulables en el 100% y las nucleares en el 96,8%. "Datos extraordinarios -concluye el informe mensual de ASE- que los analistas de Grupo ASE nunca habían visto".

Los precios negativos se han dado sobre todo en las horas solares, cuando la generación fotovoltaica aporta hasta el 40% del mix, lo que supone una enorme cantidad de oferta que fuerza la competitividad entre las centrales para no quedarse fuera.

[Bajo estas líneas, a la derecha, precios de hoy. Nueve horas con precio cero. Fuente: OMIE].

ASE explica por qué hay centrales que ofertan a precio cero
Las centrales de generación que tienen precios cerrados a corto o largo plazo (vendieron hace meses a sus clientes la generación que preveían para este mes) están obligadas a casar precio en el mercado diario (pool) para poder cobrar la parte de energía que tengan cerrada mediante contratos bilaterales.

Lo mismo ocurre con las centrales renovables que están bajo un régimen de retribución con subvención (algunos parques eólicos y parques solares fotovoltaicos). Estos tienen el límite de sus ofertas en los cero euros por megavatio hora (0 €/MWh), es decir, que no pueden ofertar en negativo.

Para entenderlo mejor, los analistas de Grupo ASE ponen un ejemplo. Muchas centrales fotovoltaicas tienen cerrados PPAs (contratos bilaterales de largo plazo) con comercializadores o consumidores industriales, mediante contratos de perfil “pay as produced”, en los que el pago de la energía está vinculado al vertido de la producción de la planta en el sistema eléctrico (porque productor y consumidor no están conectados físicamente).

Pues bien, si la central no quiere quedarse “fuera” de la casación, tendrá que ofertar muy bajo para entrar en el sistema y así producir durante el día y cobrar. Como en abril la producción hidráulica con ofertas a cero se ha disparado -apuntan desde ASE-, muchas centrales solares y eólicas que querían cobrar sus contratos bilaterales se han visto obligadas a ofertar a precios negativos para no quedarse fuera de la casación.

Es decir, que han pagado por producir (entre un céntimo y euro y medio por megavatio hora) y han cobrado a sus clientes los precios que acordaron hace un año (o dos, o tres, o hace unos meses) cuando cerraron sus contratos de suministro, es decir, 40, ó 50, ó 38 euros, o los que corresponda.

El parque nuclear ha trabajado a sólo un 69% de su capacidad durante este mes, debido a las paradas programadas y a sus taras técnico-económicas para modular su producción. Almaraz II ha estado en parada por recarga de combustible desde el 30 de marzo y no se incorporará hasta el 6 de mayo. Vandellós sí ha operado durante casi todo el mes, pero se desconectó el 27 de abril (también por recarga) y no reingresará al sistema hasta el 3 de junio.

La conclusión de todo ello ha sido el mes más barato de toda la historia. El precio diario de abril en el mercado mayorista de electricidad español (pool) ha cerrado a 13,67 €/MWh, batiendo el récord de precio de abril de 2020 (17,65 €/MWh), cuando estábamos en pleno confinamiento. Abril del 24 baja un 32,67% con respecto a marzo y es un 81,5% más barato que hace un año (73,73 €/MWh). Además, la electricidad made in Spain es así mismo más barata, mucho más barata, que los precios que están registrado estos días los mercados mayoristas de las principales economías europeas. A saber: el precio medio del megavatio hora en los principales mercados eléctricos europeos -apuntan desde ASE- ha superado, en este primer tercio de año (enero-abril), los setenta euros (71,37), mientras que en España ese precio ha quedado en 37,02 euros el megavatio hora (€/MWh). ¿Conclusión? La electricidad europea ha resultado en el mercado mayorista un 92,8% más cara en este primer tercio de año que la española.

[Sobre estas líneas, precios en Europa, hoy, a diferentes horas. Fuente: REE].