El Sistema de Precios Marginales hace que las tecnologías fotovoltaica y eólica sean las primeras en cubrir la demanda, ya que entran a 0 EUR/MWh. Últimamente, estas tecnologías incluso pagaban por verter energía a la red.
Como se observa en el gráfico a continuación, dado que el precio ha bajado en las últimas semanas, la cogeneración, la hidroeléctrica y la nuclear han contribuido cada vez menos al sistema de generación debido a la baja demanda de electricidad. Esto ha provocado que la mayor parte de la producción se cubra con energías renovables, principalmente fotovoltaica.
Cuando surge un problema debido a una parada de planta, ¿qué tecnología síncrona puede cubrir la demanda y cuál debería ser? Las centrales nucleares proporcionan una demanda constante al sistema eléctrico, algunas con más o menos capacidad de adaptarse a la demanda; sin embargo, no pueden reaccionar ante un corte de demanda de 1,5 segundos. Normalmente se utilizan centrales hidroeléctricas o de ciclo combinado.
Las centrales hidroeléctricas no tienen interés en agotar los embalses cuando la energía se paga muy barata. Tampoco las de ciclo combinado quieren quemar más gas, tenerque acelerar los generadores y adaptarse a la falta de demanda si no hay compensación económica.
Precios bajos en el mercado
Por lo tanto, se puede concluir a la vista de las últimas noticias proporcionadas por Red Eléctrica que:
El sistema actual de precios, basado en el precio marginal, implica que, cuando hay mucha radiación solar y poca demanda eléctrica, la fotovoltaica domina la generación eléctrica en la península, con precios muy bajos. Estos precios bajos desincentivan económicamente a los generadores síncronos a cubrir la demanda cuando surge un problema con una central eléctrica renovable asíncrona. Además, una alta demanda de electricidad, junto con la falta de radiación solar, como puede ocurrir en invierno, y los altos precios de la energía, pueden incentivar a los generadores hidroeléctricos a vaciar los embalses.
El coste de aumentar la base nuclear o de obligar a las centrales hidroeléctricas a ofrecerse como reguladores del sistema en días de alta generación de energía renovable sería más económico que cubrir con incentivos o compensaciones la regulación que tendría que asumir el ciclo combinado.
Red Eléctrica Española no puede pretender tener una alta generación de energía renovable con muy poca generación nuclear e hidroeléctrica, casi nada de ciclo combinado, con desincentivos económicos a la regulación cuando fallan las renovables y al mismo tiempo estar exportando energía y bombeando agua, incapacitando al sistema para autorregularse importando energía o turbinando agua en un corto periodo de tiempo.
Así como tampoco puede pretender que sean los generadores de otros países los que tengan que lidiar con la gran generación asíncrona de energía renovables que están en España, sin incentivar económicamente a nadie por ello. Es por ello que la generación renovable puede ser más barata, pero conlleva un coste adicional para aquellos generadores que estarían dispuestos a cubrir esa demanda en caso de fallo.
Falta de interés económico
Una mayor generación de ciclo combinado, de hidroeléctrica dispuesta a corregir las desconexiones de las plantas solares, o una mayor generación nuclear de base podrían haber evitado un apagón eléctrico en España el 28 de abril de 2025, pero la falta de interés económico de los generadores ha dejado a España en un apagón.
Probablemente veamos en las próximas semanas estos incentivos en forma de subvenciones por parte del gobierno a estos generadores síncronos nacionales, sin tener claro un sistema técnico-económico de compensación, ni para los generadores nacionales, ni para países vecinos.
Miguel Sánchez-Arjona González es Ingeniero para Sistemas de Gestión de Baterías De Litio en Enersys Inc.
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