Los precios negativos En 2023 se han convertido en un fenómeno no episódico pero recurrente en varios países europeos.. La desalineación entre la oferta y la demanda, la mala planificación y los errores humanos son las principales causas. El segundo de los tres análisis de Michele Soldavini dedicados a los precios negativos en los mercados eléctricos europeos rastrea los principales casos ocurridos en 2023 en Suecia, Noruega, Finlandia y Países Bajos.
En lo que respecta a los precios horarios de la electricidad, 2023 representó el primer año en Europa en el que la posibilidad de precios negativos como consecuencia de la imposibilidad de alcanzar el equilibrio (compensación del mercado) en el mercado diario.
Estos fallos en el soporte psicológico, que pueden parecer contradictorios para los no expertos (de hecho, se paga al usuario por retirar energía de la red), tienden a producirse en horas en las que la generación no modulada -o no modulada- es sobreabundante, según a la ley del mercado de configuración.
Reiteré que las fuentes renovables con costos marginales cero tienen prioridad en el despacho frente a carga base (que deben intentar adaptarse cuando el sol y el viento “trabajan demasiado”), son en realidad casi siempre limitaciones de interconexión internas o externas a una red nacional, los “cuellos de botella” derivados de una capacidad de transmisión inadecuada hacia otras zonas u otros nodos , para provocar precios negativos.
Un problema de red, que no afecta a quienes producen con fuentes renovables
Entonces, cuando esto ocurre, muchos productores de energías renovables (especialmente los más pequeños) no tienen incentivos para dejar de generar, dado que sus ingresos muy a menudo no están vinculados a la curva de precios horarios sino a planes de apoyo (tarifas de alimentación, medición neta etc.) que se han concedido en los últimos años (o décadas). Por lo tanto, no existe ningún freno endógenosobregeneración y son los gestores de la red quienes tienen que intervenir, caso por caso, con la reducciones.
Debido a la mala o inexistente calibración de los distintos sistemas de incentivos en toda Europa, la atención de los productores y desarrollador siempre se ha centrado en maximizar la producción total, lo que ha llevado a una subestimación sistémica de los riesgos asociados con la canibalización y curvas de pato.
Demasiada generación y muy poca capacidad para “canalizarla” hacia otros lugares: de ahí los resultados negativos, de ahí el “contagio” a los países vecinos por el efecto acoplamiento de mercado. (En un mercado intercontinental ideal donde no hay insuficiencias de transmisión, la oferta y la demanda recogidas en los mercados diarios europeos se casan de manera compatible con las capacidades de las redes; de esta manera se definen precios únicos de equilibrio y la capacidad de transporte transfronterizo es asignados simultáneamente en un mercado subóptimo que, sin embargo, intenta evolucionar hacia una integración más perfecta, esto sucede cada vez con menos frecuencia).
Nótese bien. Los datos escandinavos son medias ponderadas del total de horas negativas alcanzadas en las diferentes zonas en las que se dividen los territorios nacionales.
Fuente: Reprocesamiento de Fedabo de datos ENTSO-E, vía EnAppSys/Montel.
Sin embargo, un análisis más prosaico no escapará al hecho de que muchos de los acontecimientos negativos de los precios europeos en 2023 se derivaron en realidad de errores humanos reales o de supuestos fallos de información, como ocurrió en los Países Bajos en abril y, sobre todo, en Finlandia en noviembre, cuando todo el 24 horas se desplomó hasta el mínimo técnico de -500 €/MWh debido a una licitación incorrecto por un orden de magnitud ingresado por un operador.
Desajustes entre oferta y demanda, mala planificación, errores humanos
El mayor número de precios negativos se registró en Finlandia y Suecia, mientras que los precios negativos promedio más bajos se observaron en los Países Bajos. El período continuo más largo con precios negativos se registró en Alemania del 24 al 25 de diciembre: 36 horas consecutivas permitidas por la baja demanda (clima templado el domingo, antes de Navidad) y la alta generación eólica.
En Suecia y Noruega también incidió el exceso de lluvia tanto al principio como al final del verano, siendo necesario vaciar los embalses (enviando agua a la turbina) ya que la lluvia seguía llenando los reservorio. Esta práctica fue llevada a cabo por los operadores incluso a precios moderadamente negativos, ya que las Garantías de Origen reconocidas a las hidroeléctricas compensaron los ingresos negativos. (Sobre todo teniendo en cuenta que durante gran parte de 2023 se han movido con precios superiores a 5 €/MWh; en cualquier caso, mucho menos, en promedio, que los distintos sistemas de subvenciones a la energía eólica y fotovoltaica con tarifas gratificantes (tarifas de alimentación), legado de todos aquellos años en los que los costes unitarios de estas tecnologías todavía estaban por encima del mercado).
En Finlandia, más allá del sensacional error de ofertas mencionado, el número récord de horas negativas se debió también a la entrada en funcionamiento del reactor Okiluouto 3: un ejemplo de vanguardia de una de las tecnologías inflexibles por excelencia, en un sistema eléctrico nacional que ya carece de flexibilidad. En los no raros momentos de viento o de exceso de agua, el carísimo autoapagado de los reactores (que prefieren generar algunas horas con pérdidas en lugar de apagarse y volverse a encender) ha provocado una compensación del mercado negativo.
Para los Países Bajos, el exceso de capacidad fotovoltaica que entra en funcionamiento en las horas centrales de los días soleados, cuando el clima no es tórrido (un hecho quizás subestimado por los operadores de redes locales) ha influido: cuando el sol se combina con el viento típico de las dunas de arena del Mar del Norte, sobre todo durante las vacaciones, las interconexiones con Bélgica y Alemania -que deben mejorarse- se llenan y los holandeses “se desconectan”, con el compensación del mercado negativo hasta los mínimos técnicos de -200 €/MWh, alcanzados por ejemplo el pasado 1 de mayo. En Alemania, Dinamarca y Gran Bretaña ocurre lo mismo, aunque con menos frecuencia, especialmente en caso de viento excesivo.
¿Las energías renovables reducirán los precios de la electricidad de manera uniforme y eficiente?
En cualquier caso, en un continente donde (a pesar de los récords ya establecidos) la trayectoria de los objetivos cero neto todavía es muy difícil, todavía no parece haber llegado el momento en que el “efecto multiplicador” de las intermitentes sea capaz de reducir de manera uniforme y eficiente el precio de la electricidad.
Los casos citados (de desalineación oferta-demanda, de mala planificación, de error humano) no impidieron que los precios medios diarios de 2023 fueran los de un año caro, que poco a poco salía de la crisis de precios de 2021-2022, cuando los resultados Los aumentos descontrolados del gas natural, hábilmente precedidos por una estrategia de no llenar el almacenamiento europeo por parte de Gazprom a finales de 2021, habían amenazado con hacer insostenible el precio del principal vector de bienestar y sustento para los ciudadanos europeos.
Leer el primer análisis Caníbales, patos y cañones del mercado eléctrico.
El tercero Precios negativos: la primavera de 2024 y el “despegue” de la excepción ibérica será lanzado en los próximos días.
Michele Soldavini es analista senior del mercado energético en Fedabo SpA
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