España ha experimentado una situación nunca antes vista en el mercado eléctrico durante el pasado año 2021 que ha sido el extraordinario incremento del precio de la electricidad, superando todos los récords históricos mes a mes, y culminando en diciembre con la electricidad más cara de la historia de nuestro país. En las próximas líneas vamos a entender por qué, y qué soluciones se podrían implementar tanto a corto como a medio y largo plazo para erradicar este problema.
El gráfico de la figura 1 representa, desde agosto a diciembre de 2021, el precio diario del mercado eléctrico (en verde) frente a la evolución del precio del gas natural (en rojo). Se observa que ambas curvas están muy relacionadas, con un coeficiente de correlación cercano al 90%, de lo que indudablemente se concluye que el precio del gas está marcando el precio de la electricidad en España.
¿Esto quiere decir que el gas natural es la energía que casa la demanda eléctrica en España?
Los precios en el mercado mayorista de electricidad, también conocido como pool por su término en inglés, se fijan a través del sistema marginalista de precios que se utiliza en toda la UE. Consiste en un proceso de casación de las ofertas de compra y venta de energía eléctrica en el que primero entran las fuentes más baratas, siendo la última tecnología que casa su oferta la que marca el precio de todas las demás. Es decir, todas las tecnologías reciben el precio de la última oferta que cubre la demanda -la más cara- independientemente de sus costes de producción.
Este sistema marginalista que, a priori, puede no parecer del todo justo, consigue sin embargo que se produzcan incentivos de eficiencia que motivan la entrada de tecnologías renovables que no especulan, pues su recurso es gratuito e ilimitado. Además, de alguna manera modula el comportamiento de las eléctricas que, de otro modo, incluirían en sus estrategias el coste de oportunidad y podrían utilizar su poder de mercado para obtener precios más elevados aprovechando condiciones de demanda.
Para responder a la pregunta anterior, se han analizado cuáles son las tecnologías que han marcado el precio del pool utilizando los datos de los informes mensuales que publica OMIE [1], así como los propios precios del mercado diario que publica Red Eléctrica de España [2].
Figura 2. Tecnologías que marcan el precio marginal de la electricidad en el mercado diario en diciembre 2021
Tomando diciembre -por ser el mes más caro- como ejemplo, se observa en la figura 2 que la hidráulica fue la tecnología que fijó el precio en el 46,1% de las horas, el bombeo el 7,7%, mientras que las centrales de ciclo combinado y las renovables lo hicieron en 21,9% y 22,8% respectivamente.
En el tramo diurno (9:00 – 18:00) la hidráulica y el bombeo marcaron el precio en el 49% de las horas, el gas en el 30,8% y las renovables en el 19,4%. Durante la noche (18:00 – 9:00) la hidráulica y el bombeo llegaron a determinar el precio en el 56,8% de las horas, mientras que el gas lo hizo en el 16,6% y las renovables en un 24,9% de ellas.
Figura 3. Precio de la electricidad para cada hora durante diciembre de 2021
Coincide, además, que las horas más baratas fueron las que casaron las renovables, y que gran parte de las horas en las que la hidráulica y el bombeo marcaron el precio del mercado son algunas de las más caras del mes (figura 3). Así sucedió el 22 y el 23 de diciembre, los más caros del año, en los que la hidráulica y el bombeo fijaron los precios en 20 de las 24 horas de ambos días.
Parece que la hidráulica ajustó su oferta de modo que en algunas casaciones en las que el gas se quedó fuera ésta ocupó su lugar, basándose en el precio que habría si ella no estuviera y el gas entrase en el sistema, siendo, no obstante, los costes de generación de las hidroeléctricas bastante reducidos en la actualidad.
¿Cuál es la solución?
A nivel del funcionamiento del mercado marginalista, en el momento en que penetren suficientes fuentes de energía sin costes de combustible (sujeto a variaciones), está claro que la oferta podrá cubrir la demanda sin necesidad de recurrir a los combustibles fósiles como el gas. El hecho de desplazar, aunque sea parcialmente, el aporte del gas natural en el mix energético no sólo redundará en que nuestro precio eléctrico no se determine por el coste de los derechos de emisión de CO2 asociados a quemar gas natural, o a las oscilaciones de precio según la oferta que nos brinden terceros países, destacando Argelia. El beneficio inducido será que, desplazando parte del gas, el coste de oportunidad de otras tecnologías como la hidráulica disminuirá hasta casar con los costes de operación de tecnologías que ejerzan la carga base del sistema (nuclear y algunas renovables gestionables como termosolar).
¿Qué medidas concretas puede ofrecer la tecnología termosolar a corto y medio plazo?
En primer lugar, en España existen 870 MW de potencia de almacenamiento termosolar de 8 horas de duración, esto es casi el equivalente a una planta nuclear. Sin embargo, la regulación actual no incentiva que dicho almacenamiento se despache según la necesidad del mercado, sino inmediatamente tras la puesta de sol.
- La primera medida, de implementación inmediata y sin ningún coste regulado adicional para el sistema eléctrico, consiste en que sea el operador de red quien decida cuándo descargar el almacenamiento térmico. Sin embargo, probablemente estos casi 7 GWhe no sean suficientes para desplazar de forma significativa la contribución fósil a la casación del mercado.
- La segunda medida, a implementarse en un año aproximadamente, consiste en duplicar el almacenamiento térmico reutilizando las plantas existentes. Muchas de las centrales termosolares están diseñadas para que se les añada almacenamiento térmico. Bien mediante la aplicación de fondos europeos o bien con un sistema similar a las futuras subastas de cogeneración, se podrían establecer mecanismos de concurrencia competitiva para alcanzar unos 12 GWhe de almacenamiento nacional a un coste marginal.
- Por último, en un plazo de varios años, las nuevas centrales termosolares contarán con almacenamiento de al menos 6 horas de duración en línea con los objetivos del PNIEC y las convocatorias de subastas.
Aunque el PNIEC prevé 5 GW de nueva termosolar, y suponiendo que ésta instalase una media de 8 horas de almacenamiento -el mínimo parece que se establecerá en 6, sin perjuicio de diseños mayores- se alcanzarían los 50 GWhe de almacenamiento térmico. Desgraciadamente, el ritmo de convocatoria de subastas termosolares hace pensar que se instalará algo menos. En abril de 2022 tendremos la primera subasta termosolar de la historia de nuestro país, veremos los resultados y si éstos animan a que se celebren subastas con mayor frecuencia y con cupos de potencia mucho mayores.
Desde Protermosolar defendemos que la tecnología termosolar es la verdadera alternativa renovable que ejerza de carga base. España, al tener un recurso solar envidiable, no tiene que instalar más gas o nucleares, sino fomentar la gestionabilidad renovable.
Por Sandra Cubero, Ingeniera de proyecto en Protermosolar y responsable de la gestión de la Plataforma Tecnológica Solar Concentra.
Referencias
[1] OMIE, «Publicaciones». Available: https://www.omie.es/es/publicaciones.
[2] Red Eléctrica de España, «ESIOS Análisis «PRECIO MERCADO SPOT DIARIO»». Available: https://www.esios.ree.es/es/analisis/600.
