Los precios negativos de la electricidad abren una nueva era en el mercado
Las borrasca ‘Nelson’ dispara la producción de energía hidráulica y obliga a las centrales a abaratar tarifas
El precio del petróleo cruzó una línea inimaginable en los primeros compases del confinamiento. Era abril de 2020 y, con medio mundo encerrado en su casa, caía en terreno negativo por primera vez en la historia. Contraviniendo toda lógica económica, en lugar de cobrar las petroleras tenían que pagar por colocar en el mercado el petróleo que producían. El virus había desimantado por completo la brújula de los precios, traspasando una barrera que nadie pudo nunca prever.
Casi cuatro años después y ya sin virus mediante, esa brújula desnortada de los precios acaba de trasladarse al mercado eléctrico español. A primera hora de la tarde de ayer, los grandes generadores de electricidad han tenido que pagar por inyectar su producción a la red, un hecho inédito en estas latitudes —aunque no en el norte de Europa, con Alemania, Países Bajos y Escandinavia a la cabeza— y que supone la apertura de un nuevo capítulo en la ya dilatada historia del gran bazar ibérico de la luz.
Este aparente contrasentido es, por ahora, menor que en otros grandes mercados europeos. Tanto en términos temporales —se ha dado, únicamente, entre las dos y las cinco de la tarde de un Lunes de Pascua— como en términos de precios —ha sido apenas un céntimo de euro, una cantidad irrisoria—. Pero revela algo mucho mayor, un auténtico cambio estructural en las dinámicas de fondo del mercado, con los precios ultrabajos y la canibalización entre tecnologías renovables como nuevas notas predominantes. “Es un cambio de paradigma”, sustenta Christina Rentell, analista senior de la consultora sectorial Aurora Energy Research. “Este año y el que viene vamos a seguir viendo precios muy bajos y, muy probablemente, más valores negativos”. A medio plazo, en cambio, esta tendencia se frenará: “Habrá más baterías y, sobre todo, la demanda crecerá”, pronostica.
“Es una anécdota, pero histórica al fin y al cabo”, sostiene Natalia Fabra, catedrática de Economía de la Universidad Carlos III de Madrid y una de las mayores especialistas de España en el campo de la economía de la energía. “Sí dice, sin embargo, dos cosas importantes: que falta almacenamiento y que falta demanda”. En marzo, el consumo interno de electricidad ha sido un 7% menor que en el mismo mes de 2019, justo antes de la pandemia y de la crisis energética, según las últimas cifras de Red Eléctrica de España (REE).
Frente al viento y, sobre todo, al sol —junto con el aterrizaje en el precio del gas natural los dos factores estructurales detrás del cambio de tornas en el mercado eléctrico español desde los máximos de la crisis energética—, esta vez ha sido el agua la que ha roto los esquemas. Las precipitaciones que ha traído la borrasca Nelson, no solo han disparado las reservas en los muy necesitados pantanos españoles: también han elevado la aportación de la hidráulica a la matriz de producción y obligado a los titulares de las centrales a vender a precios muy por debajo de lo que les gustaría. “Este episodio de precios negativos tiene mucho que ver con el agua: hay mucha y muy barata. Es el gran hecho diferencial”, remarca Francisco Valverde, analista independiente del sector eléctrico. “El noroeste está que se sale, con embalses muy llenos en los que las confederaciones están forzando a desembalsar por seguridad… Y cuando las compañías eléctricas tienen que soltar sí o sí, ya no pueden jugar con el precio y eso hunde los precios. Cuando tienes necesidad de desaguar, te puedes pasar días desaguando”. Algo que le lleva a pensar que los valores negativos pueden repetirse a muy corto plazo, pero que luego pasará “mucho tiempo” hasta que vuelvan a aparecer en el mercado mayorista.
Hasta ayer, festivo en varias autonomías —un factor reductor de la demanda—, España era una excepción a una dinámica generalizada en el resto de Europa: cuando sopla fuerte el viento, la eólica hunde los precios de todo el sistema y provoca, en muchos casos, valores negativos de calado durante grandes tramos de la jornada. Sucede así por dos motivos, como sintetiza Pedro Linares, de ICAI: porque las renovables antiguas, primadas, prefieren pagar por inyectar su electricidad a tener que renunciar a una subvención que les obliga a producir esté como esté el mercado, o porque
las centrales nucleares o algunos ciclos combinados (gas), prefieren abonar una pequeña cantidad a tener que parar y volver a arrancar, una operación muy onerosa. Es el llamado coste de oportunidad, uno de los conceptos más importantes en economía. “Pagar por producir tiene sentido cuando son precios negativos muy pequeños y durante un periodo de tiempo corto”, sostiene el profesor de la Universidad Pontificia Comillas.