España se sitúa claramente a la cabeza de Europa en el mercado de los ‘megacontratos’ de venta de luz para grandes empresas procedente de plantas de energías renovables. El país es líder tanto por número de acuerdos de compraventa de energía, por volumen de electricidad comprometida y porque aquí se firman los contratos a precios medios más bajos de todo el continente. En plena volatilidad del mercado eléctrico y golpeados por la canibalización por el ‘boom’ de plantas solares, los precios de esos grandes contratos siguen cayendo. Tanto que está haciendo saltar las alarmas en el sector por ser ya un riesgo para la rentabilidad de las instalaciones y para captar nuevas inversiones verdes.
Este tipo de contratos, denominados en el sector como PPA (power purchase agreement), se firman entre eléctricas productoras y grandes empresas para garantizar el suministro de electricidad durante diez o quince años a un precio estable. El objetivo es que el precio no esté directamente marcado en cada momento por la volatilidad del mercado energético, aunque sí está condicionado por la coyuntura del sector.
El precio medio de los PPA españoles para venta de electricidad generada por energía solar han caído en el segundo trimestre de este año hasta los 34 euros por megavatio hora (MWh), un 8% menos que en el primer trimestre del ejercicio (37 euros por MWh) y casi un 12% menos que hace un año (38,5 euros por MWh), según el último informe de LevelTen Energy, gestor de la mayor plataforma tecnológica de compraventa de este tipo de contratos. La compañía incluso alerta de que se están negociando los PPA solares en el mercado español a precios aún más bajos, en el entorno de los 30-32 por MWh.
“El sector fotovoltaico español sigue haciendo frente a cambios drásticos en el mercado energético del país, con una creciente canibalización de los precios de la energía solar, restricciones y un aumento de los precios volátiles y negativos, todo lo cual dificulta los precios de captación de los proyectos y la rentabilidad de los acuerdos de compra de energía”, advierte LevelTen. “Teniendo en cuenta la inflación que se ha producido en los últimos cuatro años, estos precios pueden resultar difíciles de creer. Pero, en última instancia, las preocupaciones del mercado mencionadas anteriormente están frenando colectivamente los precios de captura de los activos solares en España”.
España ha venido registrando sistemáticamente los precios de PPA más baratos de Europa -lo sigue estando también ahora, con mucha diferencia- gracias especialmente a la cada vez mayor oferta de energía procedente de renovables en el mercado nacional. La alta producción de las renovables en general y especialmente el boom de nuevas plantas solares están haciendo, al mismo tiempo, que se dispare el número de horas en que el mercado mayorista de la electricidad marca precios de derribo, con una avalancha de precios negativos y de precios a cero euros en las horas centrales del día, lo que está afectando a los PPA por los problemas de los desarrolladores solares para fijar precio.
Desde el sector renovable se alerta del impacto en el negocio de esta canibalización de los precios eléctricos. Canibalización porque es el gran crecimiento de las renovables el que precisamente está haciendo que se ponga en peligro la rentabilidad de las plantas verdes -actuales y futuras- por la caída de los precios eléctricos y también el que puede acabar paralizando inversiones en nuevos desarrollos. “Existe un enorme exceso de oferta solar en España. A medida que el mercado se orienta hacia los activos híbridos y la energía eólica, los precios de los PPA puramente solares deben reflejar su valor percibido en este contexto más amplio y estos cambios continuos del mercado”.
Récord de horas a precios negativos
El precio de la electricidad está registrando con mucha frecuencia niveles de auténtico derribo. El mercado diario mayorista, en el que eléctricas y traders compran y venden la electricidad que se consumirá al día siguiente, marca precios diferentes para cada hora del día y en los últimos meses se han disparado el número de horas con precios negativos antes y también después del gran apagón que noqueó el país.
El mercado de la electricidad, también conocido como pool, fija los precios cada hora mediante un sistema marginalista, que hace que la última y más cara tecnología necesaria para cubrir la demanda marque el precio de todas las demás. En momentos de mucha producción de electricidad y de baja demanda, la competencia feroz por no quedarse fuera del mercado empuja a muchas plantas de producción a desplomar los precios hasta el punto de pagar por colocar su electricidad, en vez de cobrar por ella.
En lo que va de año se han registrado ya un total de 480 horas con precios negativos, casi duplicando las horas por debajo de cero euros que se alcanzaron en todo el año pasado. Entre enero y principios de agosto también se han acumulado en el mercado diario un total de 172 horas a precio cero, por debajo de los niveles de precios nulos que se alcanzaban el año pasado por la extensión de los momentos en que las empresas se deciden a pagar por volcar su producción de electricidad en la red, según los registros del Operador del Mercado Ibérico de la Energía (OMIE) y de Red Eléctrica de España (REE).
El coste extra post-apagón
A la volatilidad en el mercado eléctrico se le suma el impacto en el precio final de la electricidad de las medidas especiales para evitar otro apagón. Red Eléctrica de España (REE), el operador del sistema eléctrico, puso en marcha justo después del gran apagón mecanismos reforzados para evitar el riesgo de que se repitiera. Unas medidas que se siguen aplicando tres meses después del histórico ‘cero eléctrico’ y para las que no hay fecha concreta para dejar utilizarlas. La fórmula elegida para dar una robustez adicional a la red pasa por frenar un poco el uso de las renovables y primar la utilización de energías tradicionales, lo que está implicando un coste extra en el precio final de la electricidad y una subida en el recibo de luz de millones de hogares.
Red Eléctrica está utilizando desde el día posterior al gran apagón de manera más intensa las denominadas ‘restricciones técnicas’, un mecanismo que permite al operador intervenir el mercado eléctrico para que más plantas de generación de energías tradicionales estén disponibles para producir electricidad estos días, singularmente centrales de gas y centrales hidroeléctricas.
Los servicios de ajuste del mercado, que reflejan el coste de apremiar por parte de REE la entrada de los ciclos combinados -las centrales que queman gas para producir electricidad- para estabilizar el sistema, se han disparado. Y la decisión de reforzar el funcionamiento del sistema eléctrico tras el apagón y de priorizar el uso de centrales de gas reduciendo el de renovables tiene un coste adicional que se suma al precio que marca el mercado eléctrico diario.
Los costes provisionales del sistema eléctrico el pasado julio se situaron en 16,15 euros por MWh, lo que supone prácticamente duplicar los niveles de hace un año (8,19 euros por MWh en julio de 2024). De enero a julio, estos importes promedian los 16,87 euros por MWh, un 46% más que los 11,53 €/MWh registrados en el mismo periodo del pasado ejercicio, según el último informe mensual de la consultora Grupo ASE. “La elevación de los costes del sistema podría mantenerse durante los próximos años, en respuesta a la política de seguridad de Red Eléctrica de España (REE) para dar más estabilidad al sistema tras el apagón del 28 de abril a través de un mayor uso de los ciclos combinados de gas (CCG)”, advierten los analistas de la consultora.
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