Las reglas del operador del mercado eléctrico designado para la gestión del mercado diario e intradiario de electricidad en la Península Ibérica (OMIE) prohíben a las generadoras ofertar por debajo de cero en el mercado diario. La escasez de la demanda (por ejemplo, la que ha provocado la pandemia de coronavirus) y exceso de oferta de energías renovables, sumados al mantenimiento de la producción por parte de las eléctricas (Javier Revuelta, Senior Principal en AFRY, ya analizó en este articulo el elevado coste de mantener la producción nuclear con una alta penetración renovable) explican por qué no es descabellado que determinados productores estén dispuestos a pagar por verter al sistema la energía que generan.
En 2019 se aprobó el nuevo reglamento europeo sobre el mercado interior de la electricidad, cuyo artículo 10 afirma que “no habrá un límite máximo ni un límite mínimo para los precios al por mayor de la electricidad”.
La presidenta de OMIE, Carmen Becerril, ha afirmado hoy en el Congreso Nacional de Energías Renovables organizado por la Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA) que, en las próximas semanas, se eliminarán los actuales topes máximos –180 €/MWh- y mínimos –0 €/MWh– de los precios del mercado mayorista de la luz. La nueva horquilla, según Becerril, quedaría fijada entre -500 euros y 3.000 euros/MWh, como en muchos países europeos
Los precios negativos en el mercado mayorista son relativamente habituales desde hace años en muchos mercados europeos como Alemania, Francia, Bélgica, Suiza o Dinamarca, así como en Estados Unidos y Australia. Ahora que España y Portugal parecen abocados a implantarlos, se abre la incógnita de cómo afectarán estos precios a la tarifa semirregulada del Precio Voluntario al Pequeño Consumidor (PVPC), donde el coste de la energía está indexado al precio horario del ‘pool’.
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