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02/09/2021

El mercado eléctrico: influencia de las energías renovables

Últimamente el mercado eléctrico está en boca de todo el mundo, sus subidas y fluctuaciones, el cambio de régimen de facturación, la influencia de las energías renovables, pero… ¿sabemos cómo funciona realmente este mercado?

El objetivo de este artículo es aportar una visión global y objetiva de cómo se fijan los precios de la electricidad y cuál es el papel que juegan las energías renovables. Y para ello, empezamos por el principio:

Antecedentes del Mercado Eléctrico

El mercado eléctrico español se liberaliza en 1998. En 2007, el sistema eléctrico español se integra con el portugués para formar el Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), el cual forma parte del Mercado Interior de la Energía de la Unión Europea desde el año 2014 para el horizonte diario.

¿Quién está implicado?

  • Generación: productores de energía eléctrica.
  • Transporte: en España esta función la desempeña Red Eléctrica de España se encarga de garantizar la continuidad y seguridad/fiabilidad del suministro. “restricciones técnicas”
  • Distribución: gestionan la energía hasta el punto de suministro, corresponde una distribuidora específica a cada zona geográfica de España.
  • Comercializadoras: empresas que se encargan de comprar energía en el mercado eléctrico y venderla al cliente final.

La empresa comercializadora acude diariamente al mercado eléctrico, que en España es gestionado por el OMIE (Operador del Mercado Iberico de la Electricidad), para comprar la electricidad necesaria para abastecer a sus clientes.

¿Cómo funciona la operación de compra-venta?

Dia anterior al consumo de electricidad, se realiza una subasta y se fija un precio para cada hora del día (precio referencia). Después, REE (Red Eléctrica de España) lo revisa y si no es factible técnicamente incluye modificaciones.

Por otro lado, existen mercados intradiarios, para solventar modificaciones e incidencias en las previsiones de oferta y demanda. Y también, un mercado intradiario continuo que se encarga de gestionar el intercambio de energía entre países, haciendo posible el ajuste de desbalances entre zonas de Europa (siempre que haya posibilidad técnica y conexión entre ellas).

¿Cómo se fija el precio en la subasta?

Para la compra de electricidad (por parte de las comercializadoras o grandes consumidores) se realiza una oferta a un precio elevado para garantizar que cubren la demanda de sus clientes. De esta forma, se cubre la curva de demanda hasta que se alcanza el precio por encima del cual no hay más compradores dispuestos a pagar.

Por parte de la generación, una central productora, oferta una cantidad de energía al precio mínimo que puede y está dispuesta a generar. De este modo, el precio final que fija la última tecnología en entrar en la subasta es el precio que se paga a todas las demás tecnologías.

El resultado, es lo que conocemos por precio mayorista o pool eléctrico, el cual está sujeto a enormes fluctuaciones, que posteriormente explicaremos.

 

El precio promedio del año 2019 fue de 47 €/MWh, 34 €/MWh en 2020 y este último año, ha variado desde menos de 30 €/MWh hasta sobrepasar los 83 €/MWh del mes de junio.

En este contexto, hacemos hincapié que cada tecnología de generación eléctrica entra a un precio diferente, en función de sus costes de operación, variables y su capacidad de gestión:

  • Energías Renovables: tienen que asegurarse entrar en la casación ya que no tienen capacidad de generación. Entran a precio bajo o 0€.
  • Hidráulica: ofertan a un precio alto en comparación con el resto, porque pueden generar cuando les convenga. Pero claro, si hay época de lluvias fuertes, con exceso de acumulación en los embalses, ofertan a precio bajo para garantizar producir energía con el agua que deben evacuar.
  • Nucleares: tienen poca posibilidad de regulación, poca capacidad de variar su producción con respecto al tiempo, por ello, son centrales de base y dejan que el precio lo marquen otras tipologías que fijan el precio mayor.
  • Centrales térmicas: son las centrales que fijan finalmente el precio de la electricidad. Dependiendo de la fluctuación de precios del combustible y de los derechos de emisión de CO2, de los que hablaremos posteriormente.

Se define entonces la siguiente gráfica:

 

Del cruce de ambas curvas, se obtiene la casación inicial, como se muestra en la gráfica anterior que se corrige y modifica con las condiciones técnicas, finalmente, este resultado es el precio que se paga a todos los generadores, y si la interconexión es posible, en este caso el precio Portugal es el mismo que España.

Ejemplo Real de fijación (€/MWh) del coste. Miércoles 21 de Julio 2021

Para ayudar a entender el concepto de forma más exacta, se muestra un ejemplo real para asimilar la fijación del mismo y la influencia de las tecnologías renovables.

Para el miércoles 21 de julio de 2021, se toman de la página web oficial de OMIE la curva de demanda y generación para las 14h:

 

 

Como se puede apreciar, el precio fijado es de 107,4 €/MWh. Valor extremadamente elevado, teniendo en cuenta los valores promedio de anteriores años.

La idea es comparar el precio fijado con el desglose de energía generada en esa franja horaria, teniendo en cuenta los datos facilitados por la web de la red eléctrica de España:

 

En esta franja horaria, las tecnologías que no producen CO2 cubren un (75%) desglosado en tecnologías renovables (eólica, solar térmica y fotovoltaica, biomasa, hidráulica) y a la tecnología nuclear. El 25% restante de la generación total, se ha cubierto con centrales térmicas de carbón y ciclo combinado.

Claramente, llama la atención de forma notable que dichas tecnologías contaminantes sean las más influyentes en el precio acordado.

Es más, si recordamos el pasado mes de enero de 2021, cuando España se vio azotada por la potente borrasca Filomena, podemos entender qué debido al temporal y caídas de temperaturas, la demanda eléctrica de la población subió. Y esto, ligado a una baja producción por parte de las energías renovables … derivó en un aumento del precio de pool eléctrico.

¿Cómo influyen las EERR en este mercado?

El aumento de energías renovables (EERR) dentro de nuestro parque de generación hace que la curva de oferta se desplace a la derecha y el precio de casación sea más bajo. Llegando en ocasiones a quedar casado en 0 €/MWh, aun así, como hemos visto, el precio de la electricidad depende fuertemente de la situación de las energías gestionables y contaminantes. Y esto, recientemente, es lo que hace que el valor de la electricidad se mantenga en permanente fluctuación e inestabilidad. En el presente año 2021:

  • El precio del gas ha alcanzado sus valores máximos en 10 años.
  • Los derechos de emisión de CO2 alcanzaron sus valores máximos históricos.

Los derechos de emisión, de forma resumida, son el motor para llegar a la descarbonización. Las empresas que emiten “x” toneladas de CO2, están obligadas a comprar derechos de emisión por las mismas. Como todo, este precio lo fija la oferta y la demanda, pasando de valores de 15 €/toneladaCO2 en 2018 a los actuales 55 €/tonelada CO2 en mayo de 2021. Por ello, en este caso, las plantas de generación eléctrica con combustibles fósiles aumentan sus costes, derivando en un aumento del precio al que están dispuestos a generar electricidad.

Gracias al progreso tecnológico y avance en las EERR, estas son más baratas y rentables, sin embargo, debido al método marginalista que acabamos de definir, el precio final que se paga es mucho más elevado de lo que marcan estas tecnologías.

Por tanto, es legítimo preguntarnos: ¿cuál es el siguiente movimiento dentro de este mercado?, y la respuesta es la convocatoria de subastas para aumentar el parque de generación renovable.

¿Qué son las subastas de Energías Renovable?

Para cumplir con los objetivos marcados por la Unión Europea para reducir emisiones y mitigar el efecto del cambio climático, anualmente se convocan subastas para adjudicar cierto volumen de GW a centrales de energía renovable.

El pasado 26 de enero de 2021, se adjudicaron 3.034 MW, de los cuales, 2.036 MW corresponden a la tecnología fotovoltaica y 998 MW a la tecnología eólica.

Se trata de una subasta en la que los promotores pujan por el precio que están dispuestos a cobrar por la energía que generen en sus plantas y ese es el precio que se les asigna si su proyecto ha sido adjudicado durante, al menos, 12 años en función de la tecnología.

Los precios obtenidos en esta subasta quedan recogidos en la siguiente tabla:

 

Como se comprueba en la anterior tabla el precio medio ponderado es de 24,47 €/MWh para fotovoltaica y 25,31 €/MWh para Eólica, ambos valores, alejados de los elevados precios del actual mercado mayorista.

¿Cómo influye el pool en el precio final de la electricidad?

Una vez conocemos como funciona el mercado eléctrico, ya podemos abordar la siguiente cuestión: ¿Cómo influye en el precio final que pagamos? Pues bien, el precio mayorista de electricidad tiene un peso de entre 25-35% en las facturas finales, eso sí, para consumidores que pertenecen al mercado regulado, y por tanto, que estén acogidos al PVPC (precio voluntario para el pequeño consumidor). No sucede lo mismo con los millones de clientes que han dado el salto a las tarifas del mercado libre, cuyo precio depende de lo que hayan pactado con su compañía eléctrica.

Por tanto, es importante entender que estas fluctuaciones del precio pool no influyen a todos los consumidores finales.

El resto de costes que faltan para completar el precio final que pagamos, son cargos para hacer frente al transporte, distribución, mantenimiento de la red eléctrica e impuestos. En este punto, recientemente (20 junio 2021), la actual ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, hablaba de “Suspender impuestos fiscales como el impuesto del 7% a la generación eléctrica y reducir el IVA al 10%”.  Pero este tema ligado a los cambios de método de facturación, se abordarán en otro artículo.

Actualmente, estamos sufriendo una transición energética en forma de descarbonización y además, debemos ser conscientes de que arrastramos unas deudas que no se pueden eliminar a corto plazo. Es el caso de las primas a las renovables o el déficit tarifario del sector eléctrico en los años 2000.

¿Cuál es la hoja de ruta y qué podemos hacer desde Eurocontrol?

En España se ha diseñado el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) que pretende ser la hoja de ruta a seguir con el fin de cumplir las exigencias marcadas por la Unión Europea. Por ello, en lo que al sector eléctrico se refiere, se plantea un cambio sustancial en el parque de generación. Se pronostica la instalación de cerca de 30 GW entre plantas de generación y autoconsumo, en los próximos 10 años de tecnología Fotovoltaica y cerca de 20 GW de Eólica, además de apuestas por otras tecnologías EERR menos maduras y acumulación eléctrica.

Toda esta situación político-social ligada a la caída de precios en el sector y a una inestabilidad real en el mercado eléctrico, propician que la inversión en Autoconsumo sea una solución real para reducir costes del suministro eléctrico.

Con el objetivo de avanzar hacia una generación de energía distribuida, eliminando pérdidas por transportes kilométricos, dando elevado peso al autoconsumo y almacenamiento de energía; Eurocontrol ofrece servicios para asesorar y acompañar a nuestros clientes en todo el proceso de evaluación, diseño, instalación, certificación o tramitación de nuevas instalaciones de Autoconsumo. Además, desde Eurocontrol también realizamos servicios de asistencia técnica, testing y commissioning en grandes plantas de generación eléctrica.

 

Ponte en contacto con nosotros en: energiasrenovables@eurocontrol.es