Claves para evitar que el mercado eléctrico no ahogue a los nuevos proyectos de renovables

En los próximos años la incorporación de las renovables influirá a la baja en el precio del mercado mayorista de la electricidad, produciéndose el llamado 'efecto caníbal', es decir que cuanto más renovables hay, más baja el precio de la luz, y por tanto, más bajan los ingresos. Para evitar la fuga de inversores por esa posible falta de rentabilidad de los proyectos y si el gobierno quiere que para 2030 se hayan instalado hasta 50 GW de tecnologías limpias, habrá que pensar en cambiar las normas de funcionamiento del mercado.

A mediados de octubre, la ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera, anunció la creación de un grupo de trabajo para abordar esa reforma, pero ¿cuáles son las opciones que se podrían manejar? "Los cambios en el mercado eléctrico dependerán de lo que crezca la demanda y las baterías", explica Javier Colón, gerente de la consultora Neuroenergía y experto en mercados eléctricos, "se supone que si seguimos como hasta ahora, con más renovables que tienen costes variables tendentes a cero, el precio en el mercado mayorista caerá".

"El 'efecto caníbal' ya ocurre en Alemania con la fotovoltaica, hay precios negativos en picos durante el día, incluso por debajo de los precios valle de la noche", añade, "pero si baja el precio, podría ser que hubiera un efecto llamada y aumentara la demanda, por lo que se autoregularía el mercado, habría un punto de equilibrio, y se instalaría tanta renovable que desincentivaría más producción. Pero en un mercado ideal, y tal y como está el mercado en España, no es factible el objetivo renovable a 2030 si no hay otra pata, como puede ser el bombeo u otro tipo de almacenamiento".

Por eso, propone "más acuerdos bilaterales que garanticen el precio y la producción, como ya está ocurriendo en otros países, pero luego también habrá que primar a las renovables de alguna forma, el coste de instalación tiene que ser retribuido mediante subastas por precio de energía producida, porque lo que es seguro es que habrá más volatilidad de mercado, habría días de más viento, más hidráulica, más bombeo, como está ocurriendo en Bélgica o Alemania, y otros días se producirá lo que se llama precio de escasez, que es cuando hay déficit de generación". En su opinión, para equilibrar esta situación,  también "será muy importante incentivar los mecanismos de capacidad".

En definitiva, "mercado marginalista sí pese a ser un sistema con muchas debilidades, pero además un mercado de potencia, porque los países desarrollados necesitan potencia disponible y ésta vendrá de tecnologías como los ciclos, la cogeneración, la biomasa o el bombeo, y por supuesto, tendría que ser homogéneo en toda Europa".

"Es difícil hacer un pronóstico a largo plazo porque actualmente en las horas centrales del verano el gas y el carbón están quemando entre 12 y 14 GW con la fotovoltaica que tenemos", apunta Francisco Valverde, consultor energético y analista del mercado eléctrico, "tenemos todavía un margen de todos esos gigavatios hasta que veamos cambios tan dramáticos en el pool. Solo se esperan 4 GW con la subasta de hace año y medio, pero si el gobierno actual quiere agilizar y acortar los plazos y los trámites administrativos, entonces habría que darle una pensada al mercado marginalista, pero a nivel europeo. Y el primero que lo tendría que plantear es Alemania, o debería, porque sufre precios negativos con las renovables, una aberración desde el punto de vista empresarial".

Otro factor que va a desencadenar esos cambios es el autoconsumo. "Si las empresas y los hogares apuestan claramente por ponerse paneles solares en sus tejados, irá en contra del suministro mientras ganan en su factura eléctrica, porque te vas a ahorrar la energía y los peajes, y las empresas que no autoconsuman van a pagar más", añade, "y si hablamos de largo plazo, incluso se aplanaría la demanda en las horas pico de la noche, entre las 20 y las 22, con baterías (y no necesariamente solo para autoconsumidores), pero para que saliera rentable habría que contratar la tarifa de discriminación horaria porque el ahorro estaría sobre todo en los peajes".

"Desde el sector eólico lo llevamos avisando desde hace cinco o seis años", señalan fuentes del sector, "el momento más crítico fue en 2013 con una baja demanda y mucha hidráulica, ahí se produjeron caídas importantes". Sin embargo, hay que tener en cuenta otro factor más: las interconexiones con Francia. "Han aumentado en estos años pero al mismo tiempo se van a ir cerrando centrales de carbón, con lo que entrarían más ciclos combinados".

La influencia ya se percibe en los futuros. "Hasta 2023 los futuros no dan ningún problema, se mantienen en precios entre 50/52 euros/MWh, así que no solo no es un problema, es más de lo que esperábamos", añaden las fuentes del sector eólico.

Pero, ¿y más allá de esa fecha? "En la próxima década, si además del carbón se cierran las nucleares (si es que así se decide), nos estaremos quitando bloques importantes de generación, que deberán ser sustituidos por renovables", añaden, "y si todo eso se hace en los próximos cinco años, se desplomarían los precios en el pool, pero es demasiado hipotético porque la mayoría de los promotores preferirán pasar por un proceso de subastas para que les salgan los números".

"Mientras tanto, se debería pensar cómo reformar el mercado eléctrico. Por ejemplo, una opción son los contratos por diferencia, que son los más utilizados en muchos países pero que a algunos no les gusta porque creen que no hay proceso de mejora, y otra opción sería poner un suelo pero no necesariamente un techo, y es que en definitiva, el mercado marginalista no tiene sentido si todas las tecnologías que compiten tienden a cero en sus costes variables o marginal", advierten, "pero ¿cuándo va a ocurrir todo esto? Alrededor de 2027 quizás, pero podría ser mucho más tarde".

Mientras tanto, ven positivo que se pongan en marcha los mecanismos de capacidad que se están diseñando en Europa, aunque el problema es que "la tecnología base habrá que sustituirlas por otras no contaminantes, así que la solución estaría en pensar hibridación de tecnologías que puedan dar lo mismo que una central de carbón, y es que el futuro está en las empresas agregadoras".

"España es el país europeo que mejor combinación renovable tiene", concluyen las fuentes eólicas, "y si lo ves como lo vería un país petrolífero, podríamos convertirnos en el país megaexportador no solo de fotovoltaica, o de eólica, incluso de hidrógeno renovable".