Que todo vuelva a la normalidad es lo que la gran mayoría de comercializadoras eléctricas anhela ante la situación, desgraciadamente prolongada, de crisis en el mercado eléctrico.
Mientras que los futuros de países como Alemania o Francia, que históricamente han disfrutado de un precio de la electricidad más económico, marcan valores para los años 2023 y 2024 por encima de los 200 €/MWh, OMIP (a fecha de 11 de Abril), estipula que la luz costará 138 €/MWh en 2023 y 92,5 €/MWh en 2024, precios muy bajos comparados con los reflejados hace semanas, ¿por qué?
Con la fotovoltaica produciendo más al tener días más largos y la cada vez mayor cantidad de capacidad eólica instalada, queda evidente que la transición energética beneficiará más a España que al resto de países europeos, y no sólo a la hora de reducir las emisiones de gases de efecto contaminantes (también sumamente importante), sino también en bajar el precio de la electricidad.
Y es que en todos los escenarios analizados, la incorporación masiva de renovables en España a través de las subastas y con la evolución de los PPA, entre otros mecanismos, parece indicar que serán las principales bazas para defender la operativa del mercado marginalista.
Tabla 1. Evolución de la capacidad ERNC en España según el PNIEC. Fuente: MITECO
Durante el primer trimestre de 2022, la solar fotovoltaica en España aumentó 340 MW superando la cifra de los 15.183 MW según datos de UNEF – Unión Española Fotovoltaica, mientras que la capacidad eólica, por su parte, creció en el mismo periodo de tiempo con 290 MW nuevos, llevando a la tecnología a continuar siendo la fuente con más potencia instalada con 28.063 MW, según cifras de AEE – Asociación Empresarial Eólica. Y aunque su producción sea más variable y tenga periodos donde mengua como en invierno, el incremento de capacidad anual asegura que la producción eléctrica en valores totales sea mayor cada año.
Impulsar renovables conlleva necesitar menos tecnologías convencionales y, hasta la incorporación masiva del almacenamiento energético, habrá que mantener la capacidad nuclear y parte de los ciclos combinados. No obstante, a medida que la generación “verde” aumente, ésta desplazará la necesidad de aporte de los ciclos combinados, haciendo que los precios finales de la electricidad acaben siendo fijados por la hidráulica, una tecnología más que amortizada en España y que según diversos estudios tiene una rentabilidad garantizada en valores próximos a los 10 €/MWh (incluso menores).
Hasta entonces, se seguirá quemando gas, aunque estos próximos meses será (seguramente) con la medida propuesta de los Gobiernos de España y Portugal a la Unión Europea para fijar el precio del combustible en 30 €/MWh.
Esta propuesta de precio fijo significa que el límite máximo de las ofertas de las centrales de gas se estipularía en 30 €/MWh, pero únicamente a la hora de casar el precio de la electricidad para España, dado que para la interconexión con Francia la medida no afectaría en alas de no perturbar el mercado eléctrico europeo.
La duda que surge en esta propuesta es cómo se les va a abonar a las centrales de ciclo combinado el sobrecoste que tiene la compra del gas, que para nada se aproxima a 30 €/MWh. Según la propuesta, este sobrecoste quedará repartido entre todas las ofertas y lo pagarán los consumidores.
Los primeros 3 meses del año han marcado precios por encima de los 200 €/MWh en todos los sistemas de Europa. Italia fue el país con una media más alta, con cerca de 250 €/MWh según los datos del IPEX, le siguió el Reino Unido con 238 €/MWh y Francia con 230 €/MWh.
El mercado MIBEL, por su parte, correspondiente a España y Portugal, registró un aumento de casi un 9% respecto al anterior trimestre, finales de 2021, logrando nuevamente el triste récord de tener los 3 meses con la electricidad más cara de la historia.
Es cuestión de tiempo que el mercado recupere la normalidad, por lo que no hay que perder de vista los futuros de OMIP para aprovechar cualquier oportunidad. De momento ya hay señales.