El aumento de los períodos de precios negativos en Gran Bretaña genera inquietudes sobre la rentabilidad de las energías renovables

Un análisis reciente de Aurora Energy Research revela un aumento de seis veces en los períodos de precios negativos en Gran Bretaña entre 2022 y 2024. Este aumento ha causado inquietud entre los desarrolladores e inversores sobre la rentabilidad futura de las inversiones en energías renovables, pero también destaca la oportunidad de una capacidad más flexible en el sistema.

Aurora atribuye la creciente frecuencia de precios negativos a las condiciones de exceso de oferta, impulsadas por una débil demanda de energía que coincide con una sólida producción renovable e incentivos económicos incorporados en los esquemas de subsidios renovables heredados en Gran Bretaña y los principales mercados europeos como Alemania y los Países Bajos.

La demanda energética se desploma

La demanda de energía en Gran Bretaña ha caído más de un 20% en comparación con 2010, debido principalmente a la disminución del consumo de energía industrial y comercial, causada por la mejora de la eficiencia energética y la reducción de la producción. Al mismo tiempo, la adopción de la electrificación en sectores clave como el transporte y la calefacción ha quedado por debajo de las expectativas.

Aurora cita los altos costos, las presiones de la cadena de suministro y las limitaciones de infraestructura como barreras para un progreso más rápido. Este ritmo más lento de electrificación plantea una amenaza significativa para el logro de los objetivos de cero emisiones netas en toda la economía de Gran Bretaña y también crea un entorno más incierto para los inversores en energías renovables debido a las preocupaciones sobre el exceso de oferta.

La formación de precios negativos se ve impulsada en particular por los activos renovables respaldados por esquemas de subsidios tradicionales, como el esquema de Obligación Renovable (RO) y los Contratos por Diferencia (CfD) de ronda temprana. Estos subsidios permiten que los activos reciban apoyo financiero incluso durante períodos de precios negativos, eliminando el incentivo económico para reducir la generación en tiempos de exceso de oferta.

Los contratos CfD actuales ya no ofrecen apoyo de subsidios durante períodos de precios negativos, lo que mejora el incentivo económico para que los activos respondan a las señales de precios y reduzcan la producción durante períodos de exceso de oferta, pero también aumentan la exposición al riesgo de los activos.

Además, condiciones similares de exceso de oferta, impulsadas por una débil demanda de energía en los principales mercados europeos como Alemania y los Países Bajos, y los contratos de subsidio heredados en estas regiones, han contribuido al aumento significativo en la frecuencia de precios negativos observados en el mercado de Gran Bretaña este año, y la mayoría de las ocurrencias en 2024 impulsadas por las importaciones.

Los márgenes de las baterías

El aumento de la frecuencia de los períodos de precios negativos también se ha compensado con la mejora de los márgenes de los activos de baterías en Gran Bretaña. Lograr la capacidad renovable descrita en los escenarios Clean Power 2030 de National Grid ESO requerirá una importante inversión del sector privado.

Mejorar la flexibilidad del sistema eléctrico apoyando la adopción de fuentes de demanda flexibles y que respondan a los precios, como los electrolizadores y los vehículos eléctricos, así como los sistemas de almacenamiento de energía de larga duración, será crucial para reforzar la justificación comercial de las energías renovables, así como para garantizar un funcionamiento eficiente del sistema, concluye el análisis de Aurora.

Pranav Menon, investigador asociado de Aurora Energy Research, afirma: “El aumento de la cantidad de períodos de precios negativos en el mercado eléctrico de Gran Bretaña este año ha provocado importantes preocupaciones entre los desarrolladores e inversores sobre la rentabilidad futura de las inversiones en energías renovables. Mantener un panorama de inversión propicio para las energías renovables requiere una aceleración del ritmo de electrificación en sectores como la calefacción y el transporte, que es clave para lograr el objetivo de cero emisiones netas en toda la economía, además de centrarse en mejorar la flexibilidad del sistema mediante el almacenamiento”.

“Si bien el objetivo Clean Power 2030 proporciona una visión clara para guiar las políticas durante los próximos años, mantener la rentabilidad de los activos renovables en los niveles de capacidad delineados en las vías de NESO requiere un enfoque adicional en desbloquear los cuellos de botella en torno a la infraestructura y las cadenas de suministro, que han limitado la adopción de la electrificación en Gran Bretaña en los últimos años, junto con un mayor enfoque en mejorar la flexibilidad del sistema”, concluye Menon.