Fuente: El Economista
El mes de mayo tenía todos los ingredientes para batir récords en cuanto a precios de la electricidad se refiere. España nunca tuvo tanta potencia renovable como hasta ahora, con más de la mitad representada por la solar y la eólica. Además, las intensas lluvias de las últimas semanas permitieron a las reservas hídricas llenarse hasta el 74% de su capacidad, posibilitando a las centrales hidroeléctricas verter agua sin apenas restricción. Sin embargo, el mix energético se topó con un invitado no esperado que obligó a cambiar su hoja de ruta: el apagón del pasado 28 de abril.
La recuperación del sistema eléctrico, además de en los aportes de Francia y Marruecos, se sostuvo principalmente en los sistemas hidroeléctricos y en las centrales de ciclo combinado. Ahora, casi veinte días después del incidente y con el sistema completamente recuperado, lo cierto es que el gas sigue desempeñando un papel fundamental en la generación eléctrica, pese a no ser tan necesaria según la teoría que conocíamos hasta la fecha, por un criterio «lógico» de precaución.
Sin saber exactamente qué propició el cero energético, una de las hipótesis que se manejan es que pudo estar motivada por una falta de energía síncrona en la red, debido a la alta presencia de renovables en el mix y la ausencia de fuentes más estables, como el almacenamiento, las nucleares o las centrales de gas.
Bajo una gestión de crisis, Red Eléctrica (REE) está dando la orden desde que el sistema se recuperó del apagón de que el sistema se nutra de ciclos combinados a través de los servicios de ajuste, con el objetivo de estabilizar la red. Es decir, mediante un principio de cautela, está dando mayor prioridad al gas en detrimento de la fotovoltaica y la eólica, que se encuentran actualmente topadas, con el fin de evitar en la medida de lo posible otro nuevo cero energético.
“Hasta que no tengamos el problema aislado, no podremos tomar una solución concreta. Hasta entonces, REE está tomando una medida de contención cautela, para que si surge un nuevo problema tener tecnologías síncronas con las que poder mantener el sistema”
Mientras que durante los meses anteriores estos servicios han estado en una media de 12 o 13 euros MW/h, tal y como se aprecia en la franja amarilla del gráfico, en mayo se ha producido un alza considerable de estos servicios, haciendo que pasen a ser la primera magnitud del precio final de la electricidad para los consumidores. De los 43 euros que, de media, alcanza el precio final de la luz, más de la mitad (25,3 euros) corresponden a este mecanismo de ajuste.
Si bien este mes de mayo podría haber registrado los menores precios finales de la electricidad –con permiso del año de la pandemia–, esta posible situación se ha desvanecido como consecuencia de este aumento de los servicios de ajuste. Por contextualizar, el mes de mayo actual avanza con un mercado diario de media en los 17,7 euros el MWh. Si echamos un vistazo a los últimos años, en mayo de 2024 este mismo componente se situó en 30,1 euros; en 2023, en 74,3 euros, mientras que en 2022, en 187,9 euros.
“Aunque el mercado diario o pool esté registrando récords de precios negativos debido a la alta penetración de renovables, el precio final no baja en la misma proporción por dos contrapesos importantes: el término de ajuste de mercados a plazo, que reduce la volatilidad moderando los extremos del pool, y los servicios de ajuste, que se encarecen con la mayor intermitencia de las energías renovables y las diferencias entre lo previsto y lo real”