La tendencia negativa de los precios en Europa podría prolongarse hasta el verano

Varios días consecutivos de precios bajos o negativos son típicos en primavera. Las situaciones de precios negativos también son habituales en verano, pero son relativamente más aisladas en fines de semana, festivos y, en algunos países, durante los periodos vacacionales, explicó la consultora energética española AleaSoft. Añadió que el verano de 2024 podría ser ligeramente diferente.

“La situación de este año, con una mayor contribución de la energía solar fotovoltaica, hará que el número de horas con precios negativos en verano sea mayor que en años anteriores, pero no prevemos una situación similar a la de esta primavera”, dijo Oriol Saltó i Bauzà, científico jefe de datos de AleaSoft, a pv magazine.

Los precios negativos suelen producirse en primavera debido a la baja demanda, típica de situaciones de temperaturas no extremas, y a la elevada producción de la energía hidroeléctrica, eólica y solar. Este año, la energía hidroeléctrica está en pleno apogeo debido a unas precipitaciones estadísticamente normales en invierno y primavera tras varios años de sequía.

“En verano, varios de estos factores no están presentes. Por un lado, la demanda es mucho mayor, excepto los fines de semana y festivos, y hay mucha menos energía eólica e hidroeléctrica”, añade Saltó i Bauzà. “Es cierto que la solar fotovoltaica es mayor que en primavera, pero por sí sola aún no es capaz de reducir el hueco térmico lo suficiente como para tener precios negativos todos los días”.

Pero no todo el mundo está de acuerdo. Según SolarPower Europe, es probable que la tendencia continúe en verano.

“Podemos esperar que el fenómeno de los precios negativos se intensifique este próximo verano, especialmente en mercados con una penetración creciente de electricidad renovable en la red, como España, Alemania y los Países Bajos”, declaró a pv magazine Simon Dupond, asesor político de SolarPower Europe.

Según las autoridades nacionales francesas, la demanda de electricidad es sistemáticamente menor cuando los paneles solares son más productivos. Esto tiende a provocar más desequilibrios entre la oferta y la demanda, pero sigue dependiendo en gran medida de los sistemas eléctricos locales.

En definitiva, las peculiaridades del sistema energético de cada país definirán si el fenómeno del precio negativo es más o menos frecuente en verano, con respecto a la primavera. También es razonable pensar que el aumento del aire acondicionado en los mercados del norte también podría modificar los perfiles de consumo en el próximo verano.

Opciones de batería
Saltó i Bauzà, que también es responsable de análisis de datos y modelización en AleaSoft, afirmó que los sistemas de almacenamiento de energía, la producción de hidrógeno verde, el aumento de la demanda de electricidad y la ampliación de la capacidad de interconexión internacional reducirán significativamente los precios negativos y el recorte de las energías renovables. En su opinión, la mala gestión y la escasa planificación energética son las razones estructurales de los precios negativos.

“La mayoría de los esfuerzos gubernamentales se han centrado en el desarrollo de las energías renovables, ignorando el hecho de que tanto el aumento de la demanda como la capacidad de almacenamiento y el hidrógeno verde deberían crecer a la par”, dijo Saltó i Bauzà. “La caída de la demanda durante la crisis de precios de la energía de los últimos años ha hecho que esta falta de previsión se manifieste prematuramente”.

El mercado de capacidad previsto en España, un elemento importante para garantizar la rentabilidad de las baterías, lleva más de dos años en fase de borrador. Se espera que el mercado se ponga en marcha a finales de este año, con las primeras subastas fijadas para 2025.

“El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) español prevé una capacidad de baterías de 9 GW para 2030 y, según nuestros colaboradores, el apetito inversor hace probable que se supere este objetivo”, dijo Saltó i Bauzà. “Sería una muy buena noticia para evitar precios negativos y recortes de las energías renovables”.

Dada la rápida adopción de soluciones de almacenamiento en todo el continente, los próximos dos años podrían protagonizar la mayor aparición de precios negativos.

“Más que complicados, 2024 y 2025 serán inciertos, porque no está claro cómo evolucionará cada uno de los factores clave, especialmente la recuperación de la demanda”, añadió Saltó i Bauzà.

La situación debería cambiar con más demanda y más capacidad de almacenamiento, pero los precios negativos han llegado para quedarse.

“Los precios negativos no desaparecerán; el auge de la energía solar y eólica tenderá a aumentar la volatilidad de los precios, mientras que el almacenamiento de energía tenderá a reducirla”, afirma Saltó i Bauzà. “A muy largo plazo, se espera que la volatilidad disminuya por término medio, pero es muy improbable que los precios negativos desaparezcan por completo, aunque ocurrirán con menos frecuencia”.

Dupond afirmó que los países europeos deberían ampliar masivamente las tecnologías de sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS) e incentivar a los inversores permitiendo los mejores casos de negocio para las baterías. También deberían diseñar planes de apoyo que fomenten la incorporación de activos de flexibilidad en las plantas solares nuevas y existentes.

“Europa necesita desesperadamente un marco político más favorable al almacenamiento, con menos fragmentación en lo que respecta a los diversos requisitos técnicos, como los acuerdos de conexión a la red, las normas de concesión de permisos, las normas de colocación de activos y muchos más”, dijo Dupond.

Consecuencias clave
Los precios negativos repercuten negativamente en la rentabilidad de los proyectos solares. Saltó i Bauzà dijo que espera que los precios muestren un aumento de la volatilidad a corto y medio plazo, con una “ligera” reducción de la volatilidad a largo plazo.

En el futuro, no se espera que los precios medios sean inferiores a las medias históricas, salvo en periodos extremos.

“Dependiendo del país, los precios dependerán menos de los precios del gas, pero deberían ser suficientes para que las inversiones en nuevas instalaciones sean rentables a largo plazo”, dijo Saltó i Bauzà.

Según Dupond, no hay que subestimar los precios negativos, ya que pueden afectar a la inversión en energía solar.

“Unos menores ingresos para las plantas solares corren el riesgo de disminuir la certidumbre de los inversores y, al mismo tiempo, hace que los acuerdos de compra de energía para empresas (CPPA, por sus siglas en inglés) sean menos atractivos para los consumidores corporativos de electricidad, especialmente si los precios de la electricidad siguen una curva de pato”, dijo Dupond. “Esto hace que haya menos recursos financieros privados disponibles para construir nuevas plantas solares y ralentiza automáticamente la transición energética. Si no se establecen a tiempo los marcos para desplegar soluciones de flexibilidad, la ralentización de las incorporaciones de capacidad de energías renovables será más pronunciada en los países con mayores cuotas de penetración de energías renovables y menor flexibilidad”.

También dijo que las autoridades europeas deberían fijar objetivos de almacenamiento, incluir sistemáticamente el almacenamiento en las subastas de energías renovables y permitir que los dispositivos de almacenamiento en batería operen en todos los mercados eléctricos.

“El hidrógeno verde aún no es viable en España y Portugal. El desarrollo de la tecnología y las infraestructuras necesarias lleva tiempo y una inversión significativa”, dijo Dupond. “Es algo a lo que no se ha dado prioridad inicialmente. En los próximos años, será clave para ver cómo despega el hidrógeno verde”. Pero, mientras que en el caso de las baterías hablamos de años, en el del hidrógeno verde estaríamos hablando de lustros o décadas”.

Saltó i Bauzà afirmó que, a pesar del aumento de la volatilidad, los países con mayor capacidad renovable serán más atractivos para la industria.

“La descarbonización de la industria llevará sin duda a la deslocalización en regiones con precios energéticos más competitivos”, añadió Saltó i Bauzà. “Las regiones del sur de Europa con abundante energía solar y las del norte con abundante energía hidroeléctrica serán polos de atracción para la industria en busca de energías renovables y precios competitivos”.

Según Dupond, el hidrógeno verde podría ser más competitivo ya en la próxima década.

“Los electrolizadores se convertirán en un importante factor de flexibilidad en la próxima década, a medida que mejore su argumento comercial gracias a las economías de escala y al apoyo político”, afirmó.

Vías alternativas
Dupond afirmó que las tarifas por tiempo de uso y otras formas de fijación dinámica de precios son formas eficaces de resolver los desequilibrios entre la oferta y la demanda, al tiempo que incentivan los modelos de negocio de electrificación inteligente.

“En la actualidad, sin embargo, la disponibilidad de este tipo de tarifas está desigualmente distribuida por el continente. Mientras que en los países nórdicos y en el Reino Unido están generalmente disponibles, la tarificación dinámica no suele ser una opción en Europa central y meridional”, dijo.

En cuanto a la flexibilidad de la demanda, la Unión Europea está avanzando con la creación de normas a escala comunitaria para que los mercados utilicen la flexibilidad local y de la demanda, dentro de un código de red sobre respuesta a la demanda.

“Sin embargo, hay mucho más que los mercados para movilizar la respuesta a la demanda; los operadores de red pueden incentivar el autoconsumo o utilizar la tarifa de red. Pero está claro que no hemos aprovechado todo su potencial”, dijo Dupond. “Un informe publicado en diciembre de 2023 por ACER (la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía de la UE) muestra que los operadores de sistemas de distribución (DSO) no disponen de señales de precios para desbloquear la flexibilidad. La redistribución basada en el mercado solo se aplica en Francia, Países Bajos, España y Suecia, mientras que los DSO de once Estados miembros utilizan algún tipo de medida no basada en el mercado para resolver las congestiones. En el resto de los Estados miembros, los DSO no aplican ninguna medida de gestión de la congestión aparte de solicitar al gestor de red de transporte que resuelva la congestión o el refuerzo y ampliación de la red”.

Dijo que otros instrumentos también limitan la volatilidad de los precios del mercado, como los contratos por diferencia.

“Aunque tenemos que asegurarnos de que tales contratos animan a las plantas solares a dejar de producir cuando los precios son negativos para no empeorar los precios negativos, será igualmente necesario seguir compensando a las plantas renovables por estar disponibles y no crear incertidumbre en la remuneración”, dijo Dupond. Estas características son importantes para evitar la lógica de “producir y olvidarse” de los contratos tradicionales, que conduce a la canibalización de los precios, al tiempo que se protege la inversión en energía solar”.

Según los expertos, los acuerdos de compra de energía son otros instrumentos para estabilizar eficazmente los precios de la electricidad.