Las alternativas al alcance de los productores para reducir el impacto de los precios negativos

La primavera de este año será de las que recordaremos de aquí un tiempo, como el momento en el que el mercado diario de electricidad rompió la barrera del cero y se sucedieron los primeros precios negativos. Esta situación, nunca acontecida en el mercado diario de la electricidad (sí en intradiarios), se ha hecho frecuente esta primavera y está generando incertidumbre en la rentabilidad de muchos proyectos renovables. Este abril se sumó el efecto fotovoltaico —cada vez más producción solar concentrada en horas centrales del día — y el notable incremento de generación hidráulica, que desembocaron en 156 horas de precios cero y 107 horas de negativos durante todo el mes.

Para llegar a esta situación excepcional han entrado en juego muchos factores: una mayor oferta de generación renovable, derivada de la gran entrada de potencia fotovoltaica de estos últimos años, capacidad hidroeléctrica elevada en muchas regiones, junto con una demanda bajo mínimos históricos de los últimos veinte años. De hecho, en los últimos diez años solo se habían registrado 112 horas con el mercado diario a cero euros, por lo que se entiende que lo que pasó esta primavera es una situación excepcional hasta ahora y claramente estacional. De hecho, debido a la evolución del mix de generación y hasta que no repunte la demanda, se puede repetir con cierta frecuencia.

Desajuste entre oferta y demanda

No obstante, el desbalance entre la masiva entrada de renovables y la demanda contraída es una situación que ya venimos sufriendo estos últimos años y que se espera aún se mantenga a corto y medio plazo. Y es que, por el lado de la demanda, el avance de la electrificación o la implantación del vehículo eléctrico están yendo a un ritmo insuficiente en comparación con el escenario que vislumbraba el PNIEC.

Por el lado de la oferta, la solar fotovoltaica ya suma más de 26 GW, con 7 GW más estimados de autoconsumo, y la eólica supera los 31 GW. Por tanto, la oferta renovable, especialmente la solar, está siguiendo la senda marcada por el PNIEC. Sin embargo, este crecimiento no está siendo acompañado por la demanda, dando lugar a esta fuerte volatilidad en el mercado y a desbalances en la red, derivando también en un aumento de las restricciones técnicas, o famosos curtailments.

Frente a esta situación, muchas soluciones se ponen encima de la mesa, como el fomento de grandes consumidores energéticos como los centros de datos, el hidrógeno verde, la implantación de almacenamiento a través de hibridación o plantas stand-alone, el aumento de la capacidad de interconexión, etc. Todas ellas medidas que, claramente, ayudarán a rectificar este balance y a evitar los vertidos económicos que se están sucediendo, donde no toda la generación es capaz de entrar en el mercado. No obstante, todas estas soluciones tienen su rampa de implantación y no serán una realidad a corto plazo.

Gestionabilidad de las plantas renovables

Los precios negativos se registran en las horas centrales, cuando se concentra la producción de las plantas solares, disparándose la oferta de electricidad y forzando la competencia entre tecnologías para no quedarse fuera del mercado. Es en estas situaciones, cuando las plantas pueden ofertar a precios cero o negativos. Puede ser el caso que algunas plantas puedan preferir pagar por inyectar su electricidad a la red porque les sale más a cuenta que parar sus instalaciones y volverlas a activar, ya sea por falta de gestionabilidad o porque tengan una garantía de ingresos por cobertura física, PPAs o ingresos por garantías de origen.

Es en este punto cuando se pone de relevancia la importancia de la gestionabilidad de las plantas a través de sistemas tecnológicos que permitan controlar la generación en función de las señales de precio, e incluso que, para instalaciones de mayor potencia, desde los centros de control de generación se puedan lanzar consignas para parar la generación cuando los precios se sitúan por debajo del umbral de rentabilidad en cada caso.

Las coberturas, una buena medida para blindarse de la volatilidad

En estos momentos, la gestión activa de la generación renovable es esencial. Cada vez toma mayor sentido la diversificación del riesgo si lo que se pretende es buscar una cierta estabilidad en los ingresos, y buscar coberturas que permitan asegurar un precio fijo a la electricidad generada. Y esto no solo se traduce en establecer contratos a largo plazo tipo PPA, cuya articulación se hace más compleja en muchos casos, sino también a través de coberturas físicas de precio más a corto y medio plazo que puede contratar a través de su representante de mercado, como Nexus Energía.

En este caso, el productor se asegura un precio fijo de venta para toda su producción (“pay as produced”) durante un período determinado, que puede ser un trimestre o un año. Se trata de una especie de seguro que contratan los productores para asegurar un precio a su producción.

Mercados de balance, la alternativa para mejorar la rentabilidad

Existen otros mercados de Red Eléctrica donde los productores pueden participar de la mano de expertos y donde pueden mejorar su rentabilidad y generar ingresos extras al mercado diario. En estos mercados complementarios, el productor ofrece su flexibilidad para contribuir al balance entre generación y demanda a cambio de una retribución extra a la del mercado diario. En función de los horizontes temporales de respuesta, se estructuran los diferentes mercados: secundaria, terciaria, y reserva de sustitución.

El mercado de regulación secundaria es el que está presentando un mayor crecimiento. Se organiza en dos retribuciones: una por la capacidad a subir y a bajar puesta a disposición del sistema (reserva) y otra por la energía de regulación efectivamente entregada. El servicio de regulación secundaria se gestiona a través de las Zonas de Regulación.

Las plantas que participan en nuestra zona de regulación secundaria tienen la opción de participar en la banda de regulación secundaria, pudiendo obtener unos ingresos extra a la participación en el mercado OMIE. Por ejemplo, días como el 4 de abril, con muchas horas a cero, los ingresos obtenidos por el productor fotovoltaico de aproximadamente 40 MW si su participación hubiera sido solo en el mercado diario se hubieran limitado a 250 € por la presencia de muchas horas a 0€ en horas centrales del día, en cambio, a través de la casación en la banda secundaria para las mismas horas, sus ingresos alcanzaron los 13.000 €.

Susana Gómez es Head of Renewable Energy en Nexus Energía.