Fuente: El Economista
Las eléctricas se enfrentan al precipicio de los precios cero de la energía. La elevada producción eólica y las lluvias han provocado que la cotización diaria del mercado mayorista haya caído a niveles históricamente bajos y vuelve a generar una alerta sobre la rentabilidad de los proyectos de renovables.
Del 8 al 10 de marzo, hubo 38 horas con un precio de 0 euros/MWh. En el caso de los precios diarios, el domingo 10 de marzo, el mercado Mibel de España y Portugal alcanzó un promedio de 0,54 euros€/MWh, lo que supone el nivel más bajo desde febrero de 2014.
Esta situación, coinciden los expertos consultados por elEconomista.es, muestra el potencial renovable de España pero, a la vez, constata la falta de demanda.
Según Jesús Heras, “en el corto plazo, los precios bajos de la electricidad pueden llevar al ‘canibalismo’ energético y producir fuertes caídas de la rentabilidad sobre todo en grandes plantas utility scale que inyectan a la red a las horas de menor demanda y por lo tanto de menor precio. Por el contrario, en el autoconsumo industrial, la producción renovable y la curva de demanda tienden a solaparse mejor. En ese caso, la rentabilidad no se verá tan afectada por los ahorros del autoconsumo sobre peajes y cargos de la factura de la luz”.
Primera advertencia
La primera advertencia sobre estas caídas de precios llegó el año pasado de la mano de S&P. La agencia de rating explicó que, a partir de 2026, era muy probable que los precios bajasen de forma abrupta por el crecimiento de la eólica y fotovoltaica en los principales países europeos (Alemania, Francia, Italia, España y Reino Unido). Para S&P, el aumento resultante en la producción renovable superará la demanda de electricidad, que se espera que crezca anualmente en un solo dígito, y diluirá la influencia del gas.
Un repaso por las cotizaciones de los futuros de la electricidad muestra ya que este segundo trimestre España tendrá unos precios anormalmente bajos gracias a las renovables. Por contra, se espera que se incremente la cantidad de vertidos en algunos nudos, lo que provoca un creciente desasosiego para los inversores de renovables.
Según Óscar Barrero, “el contexto actual de precios bajos realmente tiene un impacto muy limitado sobre las renovables en funcionamiento dado que bien por PPA, subasta o retribución tienen garantizados los ingresos. Por el contrario, si generan una gran incertidumbre sobre los nuevos proyectos (incertidumbre a nivel de precios, vertidos) dado que afecta negativamente en la estructuración de nuevos PPA (sobre todo los solares) y, por tanto, a la financiación. Tampoco ayuda a la falta de visibilidad sobre los nuevos mecanismos que pueden equilibrar la balanza dando una señal de precio más positiva (el almacenamiento)“.
Antonio Hernández, sostiene que “para evitar que situaciones de precios cero desincentiven las inversiones en renovables, es esencial aprobar cuanto antes la regulación de los mercados de capacidad y aprovechar nuestra ventaja competitiva en fuentes renovables para atraer nueva industria a nuestro país a medio plazo”.
Eduardo González, indicó que “los precios bajos son un problema grave para este tipo de compañías tanto desde el punto de vista de la obtención de liquidez suficiente para atender sus obligaciones a corto plazo como en el medio plazo porque de consolidarse la tendencia puede afectar a la rentabilidad de los proyectos si estos precios difieren de las expectativas previstas cuando se realizaron las inversiones. Todo ello puede suponer un freno a las inversiones en nuevos desarrollos, con lo que esto puede suponer para el cumplimiento de los objetivos establecidos en el PNIEC“.
Las eléctricas tienen claro que no están dispuestas a perder dinero y han comenzado a poner sobre la mesa medidas reactivas que no se había visto antes en el mercado español. La mitad de las centrales nucleares, que afrontan importantes pagos de impuestos, comenzaron a reducir su aportación diaria el pasado 22 de febrero cuando frente a los habituales 170 GWh producidos se redujo la generación hasta los 141 GWh. El 9 de marzo esa producción volvió a sufrir un importante recorte y bajó a los 104 GWh y el 10 de marzo se extendió hasta los 87 GWh.
Esta situación está provocando un creciente interés por los promotores y las eléctricas de avanzar en los contratos a largo plazo y el almacenamiento.
