Fuente: Invertia
Los componentes del precio final de la energía o costes del sistema se situaron en los 16,98 euros por megavatio hora (MWh) en noviembre.
Esto representa un incremento del 33,78% con respecto al mismo mes del año pasado, en que se situaron en los 12,69 euros/MWh, debido, principalmente, a la operación reforzada que el operador del sistema –Red Eléctrica (REE)– aplica desde el apagón del pasado 28 de abril.
Desde el apagón del 28 de abril, estos costes -restricciones PBF, restricciones TR, reserva de potencia, banda secundaria y coste de desvíos- se han incrementado de forma muy significativa por la política operativa de REE, orientada a reforzar la estabilidad del sistema mediante una mayor presencia de generación síncrona -principalmente ciclos combinados de gas-.
A este respecto, todo indica que esta política se mantendrá durante bastante tiempo, “por lo que es previsible que los costes continúen situándose en niveles elevados”.
En el mes de noviembre los ciclos combinados se situaron como segunda fuente de generación del mes con un 18,4% del ‘mix’, manteniéndose su producción por encima del promedio histórico para noviembre (+6,2%).
Fueron impulsados por la menor disponibilidad hidráulica, la reducción temporal de la generación nuclear y el aumento de las exportaciones.
Así, en las horas punta, los precios superaron con facilidad los 100 euros/MWh, pese a la caída del precio del gas, debido al recalentamiento de la demanda en días laborables.
No obstante, la expansión renovable marca un nuevo récord en el mes -eólica (+43,4%) y fotovoltaica (+35,4%)- e impulsó la caída del precio de la electricidad, situando el precio diario del mercado mayorista en noviembre en un promedio de 58,65 euros/MWh, lo que supone una bajada del 22,55% respecto al mes de octubre y del 43,8% frente a hace un año.
Senda bajista
Por otra parte, el precio del gas de TTF, de referencia en Europa, cayó a mínimos de dos años, por debajo del umbral de 30 euros/MWh, ante la abundancia de GNL y marca el inicio de una senda bajista en el mercado eléctrico.
Así, los mercados de futuros de electricidad en Europa continúan estrechamente vinculados a la evolución de los precios del gas y de las emisiones de CO2.
De esta manera, los futuros para 2026 en España han roto a la baja la barrera de los 60 euros/MWh, situándose en 57 euros/MWh, lo que supone un descenso del 5,7% respecto al cierre de octubre.
Sigue la ‘operación reforzada’
Por su parte, Red Eléctrica de España (REE) mantendrá la aplicación del modo operación reforzada, en el que opera el sistema eléctrico desde el apagón del 28 de abril, “mientras no esté segura de que todo el mundo cumple con los requisitos normativos de control de tensión”, según indicó la presidenta de Redeia, Beatriz Corredor.
En su participación en un desayuno informativo organizado por el Club Diálogos para la Democracia, Corredor aseguró que este modo reforzado ha supuesto un coste para todo el sistema de 486 millones de euros hasta noviembre, “aproximadamente unos cuatro céntimos de euro al día para los consumidores del PVPC”.
“No es que esté diciendo que me parece poco. Cuatro céntimos de euro al día puede ser una cantidad astronómica según para qué consumidor. Pero sí que quería decir que de estos cuatro céntimos de euro al día, de estos 486 millones, ni un solo euro va a la cuenta de resultados de Red Eléctrica, sino que van a la cuenta de resultados de las compañías generadoras de electricidad“, subrayó.
Respecto al cero eléctrico del pasado 28 de abril, Corredor insistió en defender en que “la verdad es una, y la verdad en la física es muy tozuda,” y que los datos dejan claro que ese día los equipos de Red Eléctrica “cumplieron en todo momento, tanto antes como durante y después”, y que se programó la generación necesaria para cubrir la demanda y se cumplieron con los criterios de seguridad establecidos normativamente.
“La programación del día 28 fue correcta y ajustada a derecho”, destacó, añadiendo que a las 12.03 horas se registraron “dos fenómenos anómalos y peligrosos para el sistema, uno de ellos una oscilación forzada provocada por un funcionamiento anómalo de una planta fotovoltaica”, frente a los que el operador del sistema aplicó los protocolos establecidos para hacer frente a estas oscilaciones y que la tensión y la frecuencia volvieran a los parámetros normativos.
Sin embargo, indicó, posteriormente, siguieron una serie de desconexiones masivas, “intempestivas e indebidas” en las redes de distribución, “que no opera” Red Eléctrica.
“Y digo indebidas porque se produjeron estas desconexiones mientras los requisitos de tensión de la red de transporte se encontraban en los parámetros normativos”, añadió al respecto.
Resaltó que todos los informes presentados sobre el incidente respaldan que la tensión “era correcta y que el comportamiento de los grupos convencionales en España y en Portugal fueron distintos”.
En este sentido, manifestó que, mientras que en Portugal siguieron estrictamente la normativa de control de tensión, en España “se produjeron vaivenes bastante evidentes”.
“Estos son datos, de ahí no nos hemos movido”, dijo, considerando que, “evidentemente, cada agente del sistema tiene su propio relato, pero que el relato no es la verdad, la verdad se constata con hechos y ha habido diferentes explicaciones supuestamente técnicas”.
Vertidos renovables
Asimismo, Corredor aseguró que los vertidos de renovables, los denominados ‘curtailments‘, en España son inferiores a los que la Unión Europea determina como óptimos en un sistema con más del 50% de energía renovable en su ‘mix’.
Así, indicó que hasta el año pasado estos vertidos no llegaban al 2% y ahora, a pesar de la operación reforzada, están en un 3,5%, en ambos casos muy por debajo del hasta 5% que fija Bruselas como óptimo. “Esto es sumamente eficiente”, estimó.
Por otra parte, consideró “crítico” que se aumente la capacidad de interconexión de la Península Ibérica con Europa por los Pirineos para poder aspirar a tener “un mercado único de la energía” en el Viejo Continente.
Y es que Corredor señaló que, sin las renovables de la Península Ibérica, “Europa no va a cumplir con sus propios objetivos de eficiencia energética, de integración de renovables, de descarbonización y, por tanto, de autonomía estratégica energética”.
La presidenta de Redeia aseguró que esa interconexión con Europa, a través de los Pirineos, todavía representa “una cuenta pendiente”, ya que se cuenta con apenas un 3% de interconexión cuando en Europa se considera un sistema integración con un nivel del 15%.
Corredor también puso en valor el papel esencial de Red Eléctrica desde su creación como “el primer TSO (Transmission System Operator)” de Europa, en un modelo que ha sido después replicado en el resto de países, como el “operador del sistema, el cerebro, y de la red de transporte, la columna vertebral”.
“Esto vino a sustituir un modelo que se había demostrado que era ineficiente y era que el sistema de transporte español de electricidad estaba en manos de compañías privadas que construían y gestionaban sus propias redes, pero entre ellas no se comunicaban”, dijo.