Los precios eléctricos se hunden un 50% en los tres primeros meses del año

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Hace dos años, la guerra de Ucranía disparaba el precio de la energía en el mercado mayorista a valores que superaban los 200 euros el megavatio hora (MWh). Ayer domingo, mientras Irán atacaba Israel y la alerta del un nuevo conflicto resonaba en todo el planeta, en España entre las 15 y las 17 horas ese precio estaba en 1,01 euros negativos. El precio más bajo de su historia.

Lo que ha ocurrido en este periodo, para beneficio de los clientes finales, es la implantación masiva de proyectos de energía renovable y unas condiciones meteorológicas favorables. El mercado marginalista que antes desesperaba a los consumidores se ha vuelto ahora el ogro de los productores, sobre todo los de energía solar a los que cada vez les cuesta más hacer rentables sus proyectos.

Esos precios negativos, que desde hace unos meses cada vez toman más protagonismo, son la punta del iceberg de una tendencia de precios a la baja que, según los empresarios del sector, puede llegar a poner en jaque incluso el sueño de que España se convierta en una potencia exportadora de energía.

Caídas de hasta un 60%

Solo en lo que va año el precio medio que ha marcado la electricidad en el mercado mayorista se ha desplomado un 53%, según un estudio de la evolución de los precios hora a hora realizada por APPA renovables, con datos de Omie entre el 1 de enero y el 10 de abril.

La patronal de las empresas renovables señala que en las horas centrales del día, donde más veces se registran precios cero o negativos, la media está en torno a los 30 euros MWh, mientras que los máximos se sitúan en algo más de 70 euros en el pico de la tarde. La caída de precios llega a superar el 60% en las primeras horas de la mañana. Estas cifras están muy lejos de la media del año pasado, de 87,1 euros el MWh, y todavía más de los 167,52 euros por MWh que se registraban en 2022.

Exceso de oferta, demanda insuficiente

“Tenemos una producción hidroeléctrica muy por encima de lo normal debido a las fuertes lluvias en gran parte de España; la eólica también está funcionando muy bien fruto de estos temporales, y la fotovoltaica ha incorporado mucha potencia en poco tiempo”, comenta el analista del grupo ASE, Juan Antonio Martínez, para explicar la situación actual.

Junto a las condiciones meteorológicas está el incremento de oferta renovable. Solo en el 2023, Red Eléctrica Española contabiliza 6.300 megavatios (MW) de energías verdes de nueva incorporación al sistema. De ellos, casi 5.600 MW corresponden a tecnología solar fotovoltaica. Además, hay que sumar el boom del autoconsumo tanto en el 2022 como en el 2023 y los 2.500 proyectos con más 100.000 MW que el año pasado recibieron autorizaciones.

Muchos de ellos todavía pelean con trabas burocráticas y costes como los avales que complican aún más conseguir la rentabilidad esperada .

Trabas burocráticas, avales también complican la rentabilidad 

“Estamos asistiendo a una absoluta sobreoferta que puede colapsar el sistema eléctrico. El Gobierno tiene que ser audaz, ampliar plazos para que todos los proyectos que están previstos entren de manera más ordenada en el sistema”, advierte Fernando Lacaci, jefe de operaciones de X-Elio.

Lacaci se suma al llamamiento general que hizo el sector esta semana en el encuentro Energyear 2024 que se celebró en Madrid. “Yo no sé si con este marco legislativo va a haber consumidor para los objetivos renovables que marca el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima”, apuntaba Carlos Relancio, director de energía renovable de Galp. De momento, no lo hay.

La escalada de precios tras la guerra y las denodadas campañas en favor del ahorro han dado sus frutos. “Los consumidores han implementado todas las medidas de eficiencia posibles y el autoconsumo se ha disparado. Eso explica, junto a la caída de la demanda industrial, el descenso del consumo”, explica Jon Macías, presidente de APPA Autoconsumo. En el caso del autoconsumo lo que se resiente son las instalaciones que se proyectaron pensando en la remuneración de excedentes, que ahora es baja o nula. “Para el resto la amortización se retrasa unos dos o tres años, pero dado que duran más de 30 no es un problema”, apunta Macías.

Baterías y la electrificación de la industria para garantizar rentabilidad

Christina Rentell, especialista en Energía para Iberia de la consultora Aurora Energy Research , sostiene que esta situación ha venido para quedarse. “La generación que se está instalando tiene poca flexibilidad, no hay sistemas de almacenamiento y no hay previsión de que la demanda vaya a aumentar”, analiza. En su opinión, los proyectos fotovoltaicos son los que están más en riesgo porque son los que generan más energía cuando los precios están más bajos. “Creo que seguirá habiendo interés inversor en las empresas españolas, pero quizás se hará un análisis más extendido del plan de negocio”, comenta Rentell. “Las empresas que tengan una cartera equilibrada y que minimicen su exposición a riesgo de mercado todavía aportarán mucho valor”, añade.

Pero no solo los fotovoltaicos claman por cambios. “Ya no es cuestión de buscar precios baratos, hay que buscar un modelo legislativo y de negocio que asegure la demanda tanto de fotovoltaica y eólica como de hidrógeno. El Gobierno debe dar peso a las plantas industriales para que consuman renovables si quiere sostener el sistema. De lo contrario todas las apuestas pueden peligrar”, advierte José Luis Moya, consejero delegado de Ric Energy.

Junto a ese impulso de la industria ya existente, directivos como Leonardo Moreno, consejero de Solarpack insisten en la necesidad de impulsar las baterías, reduciendo los avales que ahora exige la administración, y vender España como el destino perfecto para los centros de datos (consumidores del 5% de la demanda de energía mundial) e impulsar proyectos de hidrógeno y amoniaco que atraigan industria internacional.

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