Los precios de la energía: Un análisis sobre la fluctuación de los precios del mercado energético
El mercado de la energía ha sido objeto de mucha atención en los últimos meses, lo que ha hecho saltar las alarmas debido a la acumulación de horas a cero euros y con precios negativos. Esta situación ha surgido tras una crisis energética que ha elevado los precios a niveles sin precedentes. Sin embargo, Juan Bogas, director de seguimiento del mercado del Operador del Mercado Ibérico de la Energía (OMIE), ha restado importancia a la situación en una jornada organizada por la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA).
Bogas recordó que no es la primera vez que el mercado eléctrico registra precios cero. La primera vez que esto ocurrió fue en 2001, aunque solo duró una hora. Una década después, la situación se volvió casi tan intensa como la actual, con 331 horas a precio cero en 2010 y 478 horas en 2013, una cantidad no muy lejana a las 513 horas acumuladas hasta este viernes.
El cruce histórico de la barrera de los precios negativos
Este año se ha cruzado, por primera vez, la barrera de los precios negativos, algo que nunca había sucedido antes. Esto no podría haber ocurrido hasta el 6 de julio de 2021, ya que el mercado eléctrico diario no podía superar los 180 euros ni ser negativo. A partir de ese día, entraron en vigor nuevos límites de entre -500 y 3.000 euros (este último ha pasado a ser 4.000 durante la crisis energética).
Según Bogas, estos precios bajos no serán una cuestión estructural, sino que son característicos de los primeros meses del año, como reflejan los datos históricos del OMIE. Esta tendencia se debe a épocas de baja demanda y, sobre todo, a mucha agua. “La situación de precios muy bajos se da en primavera. No es por la fotovoltaica y la eólica, sino por la hidráulica. La fotovoltaica y la eólica apoyan la bajada de los precios, pero cuando sucede durante muchas horas del día se debe a la enorme hidraulicidad”, afirmó.
En abril, se registró el precio medio mensual más bajo de la historia de este mercado. Pero esta “no tiene por qué ser la situación futura”, según Bogas. El mercado de futuros, que sirve de referencia de lo que pagan las empresas por energía que se entregará dentro de unos meses, prevé para julio, agosto y septiembre un precio de 83 euros y el último trimestre, 92. Para 2025, el precio previsto se sitúa en 75 euros. El precio medio entre 2010 y 2019 rondaba los 50 euros.
Las energías renovables siempre ofertan su energía a precios cero y negativos. El año pasado, el 39% de la energía ofertada por la eólica en el mercado diario fue a precio negativo y el 39% adicional a precio cero, según Bogas. En el caso de la fotovoltaica, el 87% de la energía fue ofertada a precio cero o negativo. Y la solar térmica, el 94%.
Existen tres perfiles distintos de centrales eléctricas que ofertan en el mercado. Por un lado, los que tienen una retribución específica, a los cuales les da igual ofertar a cero o a cinco porque tienen una retribución mínima garantizada. Por otro lado, las centrales que tienen firmado un contrato de largo plazo de venta de energía -Power Purchase Agreement (PPA)- a un precio determinado por lo que el precio del mercado les es indiferente. “A quien no les es indiferente es al tercer grupo, los que van a mercado directamente a competir. Efectivamente, no están dispuestos a producir a pérdidas”, agregó.
Sin embargo, en el caso de estos últimos, hay dos motivos que hacen que puedan ofertar en negativo sin perder dinero, según Bogas. Uno es el de la eólica que va a mercado, pero también vende garantías de origen, que ahora se pagan alrededor de 1 euro, según explicó. “Si no producen, no tienen garantías de origen, pero si producen cobrarán 1 euro o 1,5 euros y de ahí puede venir el límite de -1,5 euros. Por debajo del -1,5 posiblemente no bajemos”, añadió, en relación con el precio más negativo registrado hasta ahora, que fue el 21 de abril a las 3 de la tarde. Otro caso es la regulación secundaria, que es el mercado posterior al diario en el que se realizan los ajustes, y donde “se están pagando decenas de euros”. “Hay un 10% de fotovoltaica habilitada en Red Eléctrica para la regulación secundaria y están dando este servicio. Ahí están dando más dinero que el -1 euro que a lo mejor han dado en el mercado”, añadió.
Lo que sí está sucediendo es que muchas centrales optan por no vender su energía porque sus costes de funcionamiento superan el precio del mercado mayorista de electricidad. Es lo que se conoce como ‘vertidos económicos’. El año pasado, en el caso de la eólica los vertidos fueron un 1,8% de la producción y un 0,5% en el caso de la fotovoltaica. Este año han subido hasta el 11% de la eólica y el 8% de la fotovoltaica, según los cálculos de Bogas. Abril ha sido el peor mes, con un 20% de eólica y un 16% de fotovoltaica.
Otra cosa que sí será cada vez más frecuente, a medida que se instalen más renovables, es el agujero a mitad del día que provoca la energía fotovoltaica, con precios bajos entre las 12 de la mañana a 5 de la tarde y un pico a primera hora de la mañana (sobre las 9 de la mañana) y otro a última hora de la tarde (sobre las 9 de la noche). Aunque también en este caso será mucho más pronunciado en los meses de primavera que durante el resto del año.
«Variará en función de los meses. En enero habrá un pico por la tarde, en febrero también. En marzo más y en abril más. En mayo bajará y en junio y julio será plano. Ese apuntamiento tan diferencial entre (las horas) valle y punta se dará en la primavera. En marzo, abril y mayo. El resto del año no», agregó.