El mercado eléctrico en 2023 ha estado marcado por unos precios bastante inferiores al 2022, con una media de 90€ merced a un gas que ha seguido una tendencia a la baja desde los 77€ de enero hasta los 35€ de diciembre. Recordemos que en 2022 la media del precio diario fue de 168€ con un gas natural que llegó a estar a más de 300€. Es curioso lo de este combustible fósil, cuyo coste se disparó con la guerra de Ucrania y los sabotajes a los gaseoductos. Ni se han reparado estos ni ha finalizado la guerra pero el precio se está estabilizando alrededor de los 25€, como si la situación actual fuese de plena normalidad. Este coste, junto con el de las emisiones de CO2, sirve de orientación para saber el precio máximo que podemos tener en el mercado eléctrico.
Estamos inmersos en un proceso de descarbonización del sector eléctrico y, entre sus objetivos principales, tenemos la sustitución de generación fósil por renovable y el aumento de la electrificación de la demanda. Para lo primero tenemos grandes ayudas por parte de la Unión Europea a proyectos innovadores y a la instalación de nuevas plantas de generación renovable, ya sea eólica, fotovoltaica, marina… Para lo segundo, ayudas a la compra de vehículos eléctricos, sustitución de calderas de gas por bombas de calor, previsión de aumentar la conexión con Francia para poder exportar energía…
Pero hay un grave problema, ambos objetivos deben ir de la mano y sucede lo contrario. A la ingente cantidad de renovables que siguen entrado (más de 40GW con permisos de acceso tienen que estar instalados en los próximos 5 años) no le sigue el aumento de la demanda. Al revés, entre el autoconsumo y la caída de la producción industrial, la demanda ha disminuido. Esto hace que, poco a poco y sin pausa, estemos entrando en la largamente anunciada etapa de la canibalización de los precios eléctricos debido a que, en gran parte de las horas del día, la producción renovable supera la demanda. Desde hace un tiempo lo veíamos algunos fines de semana y ahora lo hemos visto durante más de dos semanas consecutivas, con muchísimas horas cercanas a 0€. Salvo algunos días a las 9 de la mañana y las 9 de la noche donde todavía ha sido necesario recurrir a combustibles fósiles para poder atender la punta de demanda. Todo un récord que, con toda seguridad, se superará en próximas fechas por los motivos comentados. Pero no vayamos a creer que no tendremos precios altos, el gas seguirá marcando el precio las horas que tengamos poca producción solar, eólica e hidráulica, y ayudado por el cierre progresivo de las nucleares.
Parece, en principio, una buena noticia para el consumidor que verá reducida su factura, pero conduce a un sistema insostenible que dificultará que las instalaciones de energías renovables (EERR) puedan recuperar su inversión.
Llegamos fácilmente a la conclusión de que, económicamente, en el sistema marginal de fijación de precios que tenemos, las EERR sólo son viables si no cubren la demanda. Visto de otra manera, las inversiones para reducir las emisiones de carbón sólo son viables mientras estas emisiones no se reduzcan demasiado. Esto es absurdo porque lo que se pretende es que cubran toda la demanda para poder descarbonizar la generación eléctrica. Hasta ahora lo habitual era que el precio lo cerrase el ciclo combinado, superior al coste de producción eléctrica de las renovables, lo que servía de estímulo para animar a los inversores a seguir proyectando parques eólicos y fotovoltaicos. Recordemos que incluso el Gobierno tuvo que topar estas ganancias «caídas del cielo» cuando el precio eléctrico se disparó debido al aumento del precio del gas. Curiosamente ahora, en la situación opuesta, no dicen nada. Parece que el gobierno sólo interviene el mercado eléctrico cuando el empresario gana más dinero de lo que al gobernante le parece bien, pero no se toca cuando los generadores pierden dinero.
El mercado se autoregula, pero para que lo haga a la velocidad adecuada será necesario que la legislación se adapte al ritmo necesario para favorecer los avances tecnológicos. Es necesario reforzar figuras como las comunidades energéticas, dar entrada al agregador independiente en los mercados de flexibilidad, acelerar los permisos para autoconsumos colectivos, publicar con antelación en Balears un precio eléctrico que sirva como señal para gestionar la demanda…
Algunas instalaciones de EERR invertirán en baterías para almacenar la producción y venderla en horas con mayor precio, reduciéndose al mismo tiempo la oferta renovable en horas solares, tal vez lo suficiente para que el precio vuelva a subir en esos tramos. Pero se necesita que haya suficientes horas con precios altos de la energía para poder amortizarlas. También hay que contar con la posible llamada de estos bajísimos precios a las industrias intensivas en demanda eléctrica, como grandes centros de datos o generadores de hidrógeno verde, cuyo principal coste es precisamente el eléctrico. Es todo muy especulativo, porque esos precios tan bajos que sirven de llamada subirán si responden demasiados consumidores, y/o a medida que los generadores vayan trasladando su producción a otras horas menos saturadas.
También afecta a nivel doméstico, pues al hundirse el precio en horas solares el tiempo de amortización de las instalaciones de autoconsumo se disparará. El reto al que se enfrenta el mercado es cómo gestionar la entrada masiva de renovables con una demanda inmóvil en un sistema marginal y con muchas trabas burocráticas.l