Pagar por producir luz: las eléctricas urgen a impulsar la demanda ante la amenaza de los precios negativos

Nuevo paradigma. Esta lluviosa primavera ha traído un fenómeno hasta ahora inédito en España y habitual en otros países europeos: precios negativos en el mercado mayorista de electricidad en las horas centrales del día. Esta situación, que tiene al sector en alerta, se dio por primera vez en España el pasado 1 de abril. Desde entonces, el denominado pool acumula 130 horas de cotizaciones del megavatio hora (MWh) por debajo de cero: como cinco días completos en los que los productores deben pagar para evacuar su electricidad en las horas de más consumo.

La última vez que se dio esta situación fue el pasado domingo. Entre las 16 y las 18 horas, el MWh costó -62 céntimos de euro. No es algo exclusivo de fines de semana o festivos: el 58% de las horas se han dado en días laborables. Siempre con valores muy pequeños, de entre -0,01 y -1,29 euros/MWh.

Los precios negativos son una posibilidad a la que España se resistió durante años. Los acabó incorporando a su regulación por imperativo de la UE, donde (con excepciones como Italia), llevan años a la orden del día. En 2023, según un reciente informe del regulador europeo ACER, vivieron una “explosión”, con un récord de 6.470 precios negativos en el conjunto de países de la UE, 11,5 veces más que en 2022. Varios mercados de los países nórdicos, tuvieron más de 400 horas con esos precios, una cifra sin precedentes. En Alemania, 300 horas. En Francia, 147.

Ahora ha llegado a España esta situación, que ha propiciado algo tan inusual como una reducción conjunta de la producción de las nucleares que hasta hace poco parecía imposible. Ante un fenómeno nuevo por estos lares, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) sacó a consulta hace unas semanas una nueva normativa para ampliar la posibilidad de ofertar a precios negativos en el denominado mercado de restricciones técnicas (donde se ajustan hora a hora la oferta y la demanda), a la vista de un “nuevo contexto con mayor probabilidad de aparición de períodos prolongados con precios bajos, incluso nulos o negativos”.

En abril el pool español llegó a encadenar dos semanas con precios negativos en algún momento del día. Y se han sumado a muchas horas con la electricidad a cero euros (más de 300 desde enero) en los momentos de más producción fotovoltaica, en lo que el sector denomina “curva de pato”, por la forma que produce la gráfica de precios. 

Por eso, en abril el precio medio del mercado mayorista fue el más bajo de la historia, 13,67 euros/MWh. En mayo, se ha situado hasta ahora en 28,04 euros, el segundo más barato para este mes, solo por detrás de mayo de 2020, en pleno confinamiento.

Estos precios negativos, que se explican por el auge de la producción eólica, fotovoltaica e hidráulica, que tienen preferencia de despacho y no tienen coste variable, previsiblemente remitirán cuando el calor y la menor producción eólica obliguen a reactivar las centrales de gas. Aunque muy beneficiosos para los consumidores, en particular, los acogidos a tarifas indexadas al ‘pool', como los domésticos con el precio regulado (PVPC), generan preocupación en el sector.

Las grandes eléctricas llevan semanas urgiendo a impulsar la demanda para que esta situación de precios negativos se quede en anécdota y no entorpezca el despegue renovable, ante la necesaria electrificación de la economía, clave para eliminar emisiones contaminantes.

Mario Ruiz-Tagle, consejero delegado de Iberdrola España, apuntaba el lunes en un acto organizado por Cinco Días que la explicación a los bajos precios mayoristas “es bastante simple”: falta demanda, con el consumo eléctrico en mínimos de 20 años desde hace meses por efecto, entre otras causas, del boom que vivió el autoconsumo tras la explosión de precios de la crisis energética. 

El directivo de Iberdrola pidió “calma” porque las señales de estas semanas “son extremadamente confusas”, con un año “excepcionalmente lluvioso” que ha disparado la producción hidroeléctrica por los niveles históricamente altos de las reservas de agua en las cuencas clave (Duero, Tajo y Galicia). 

Pero, según el ejecutivo chileno, para que los precios no sean negativos o “salgan de cero” hay que aumentar el consumo: estamos “muy adelantados en la oferta de energía”, gracias al empuje renovable, “pero muy atrasados en demanda”.

Una gran pata son los grandes centros de datos alimentados por grandes parques fotovoltaicos o eólicos. Las eléctricas llevan meses presionando para agilizar su conexión eliminando los actuales topes a la inversión en distribución, vinculados al PIB. Ruiz-Tagle indicó que Francia “está invirtiendo el triple que nosotros en la red” y deslizó el riesgo de que “su energía nuclear barata” arrebate industria a España. “No tiene sentido que la industria esté mendigando conexión a la red”. 

El mensaje es recurrente. En Irlanda, estos centros, altos consumidores de energía, llegaron a suponer el 20% de la demanda, cuando en España son un 0,3%. Según dijo hace unas semanas el consejero delegado de Endesa, José Bogas, “cada vez hay más casos” de empresas que descartan instalarlos en España, paraíso europeo de las renovables, por falta de red. Las grandes eléctricas defienden que son inversiones con periodos de ejecución muy breves que generan alto valor añadido y productividad. 

Es previsible que la CNMC tenga en cuenta sus demandas en la nueva metodología de cálculo de la retribución de la distribución para el periodo 2026-2031 que acaba de sacar a consulta. El regulador reconoce que hay que aumentar la capacidad de acceso a la red a “corto y medio plazo” para las instalaciones de generación, almacenamiento y demanda y cumplir los objetivos de descarbonización. Apunta que “a esta situación, cabe sumar la necesidad de incrementar el ritmo de electrificación de la demanda ante la evolución negativa que ha registrado en estos últimos años”, en un país que está a la cola en Europa en el despliegue del coche eléctrico.

El pasado lunes, Francisco Reynés, presidente de Naturgy, calificaba de “quimera” el precio cero porque “ningún negocio” querría operar en esas condiciones. Lo atribuyó a falta de demanda y sobreoferta. “Hay una potencial demanda futura que tiene que ver con la mayor electrificación del consumo energético”, pero la tapona la “no disponibilidad de todas las infraestructuras necesarias”.

El antecesor de Reynés, Rafael Villaseca, ex ejecutivo de Gas Natural, apuntaba hace unas semanas la necesidad de clarificar la regulación europea en energía y enmarcaba la situación del mercado en un contexto estratégico mundial que calificaba de “hervidero de problemas, de incógnitas y de inquietud”. Un mercado en el que “por vender se paga, no se cobra”, lo que según el presidente de la Fundación Naturgy contrasta con las “horribles” acusaciones de oligopolio al sector hace un año y medio, en plena emergencia energética por la guerra en Ucrania.

Tendencia a estabilizarse

Menos dramático que los ejecutivos de las eléctricas se mostraba también el lunes el director general de Forestalia, Carlos Reyero, que confiaba en que la tendencia de los precios sea “estabilizarse en lo razonable” gracias a la mejora de las redes y al impulso del almacenamiento. “No tiene sentido económico a largo plazo” que un bien “que es imprescindible y por su propia naturaleza es limitado”, como la electricidad, tenga precio cero o negativo. “El sistema encontrará rápidamente un punto de equilibrio y hablaremos de esto como de una anécdota”.

En una línea parecida se pronunciaba el presidente de Ence, Ignacio Colmenares, que vinculaba estos precios negativos a un “momento coyuntural en el que ha llovido mucho y hay mucho viento”. Con un precio medio de 34 euros/MWh en el 'pool' en el conjunto del año y la previsión de 55-60 euros para 2025 y 2026, según los futuros de Omie, “se puede invertir y la industria es competitiva”. “Salimos todos ganando, generadores y consumidores. No se puede uno poner nervioso por que en un momento dado haya cinco días con precios bajos. No pasa nada”, señaló Colmenares.

Pero la preocupación existe. A corto plazo, España está lejos de las previsiones de instalación de renovables que fija el nuevo borrador del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC): 42,1 gigavatios (GW) de eólica para 2025 (ahora hay 31 en funcionamiento) y 56,73 GW de fotovoltaica, frente a los 26,3 GW actuales. Un entorno de precios de derribo no parece el más propicio para fomentar esas inversiones multimillonarias. 

El jueves, la patronal de renovables APPA organizó un evento específico sobre precios negativos en el que su presidente, Santiago Gómez, dijo que el mercado debe adaptarse a una “nueva situación” que es “posible” que se reproduzca “con mayor frecuencia”. Especialmente en primavera, como dijo el directivo de Omie Juan Bogas. Javier Revuelta, de la consultora Afry, pronosticó que el sector tendrá que lidiar con una situación “problemática” en los próximos dos o tres años, mientras no se atraiga demanda ni se disponga de capacidad para almacenar energía para gestionar la intermitencia de las renovables.