Histórico mes de abril con la luz más barata que en el confinamiento
- El extraordinario aumento de la hidráulica (+168%) hunde el precio de la electricidad en la península a su mínimo histórico mensual.
- Casi en la mitad de las horas de abril se registraron precios “cero”, a pesar de que el parque nuclear funcionaba a sólo el 69%.
- La generación renovable ha cubierto el 67,3% del mix, rozando su récord de 67,7% establecido el mes pasado.
El precio diario de abril en el mercado mayorista de electricidad español (POOL) ha cerrado a 13,67 €/MWh, batiendo el récord de precio de abril de 2020 (17,65 €/MWh), cuando estábamos en pleno confinamiento. Baja un 32,67% respecto a marzo y es un 81,5% más barato que hace un año (73,73 €/MWh).
El precio español aumenta su diferencial respecto a Europa
Las grandes economías europeas también han visto descender sus precios eléctricos en abril porque su producción hidráulica y eólica ha estado por encima del promedio y se ha enfrentado a una demanda eléctrica débil. El precio promedio de los principales mercados eléctricos europeos cerró en 57,96 €/MWh. Francia registró el más bajo (28,23 €/MWh) e Italia el más alto (86,90 €/MWh). De enero a abril de 2024, el precio medio de Europa se sitúa en 71,37 €/MWh, un 92,8% por encima del español (37,02 €/MWh).
Un extraordinario aumento de la hidráulica hunde el precio de la electricidad
Según explican los analistas de Grupo ASE, el factor determinante del hundimiento de los precios que se ha producido durante marzo y abril ha sido el extraordinario aumento de la generación hidráulica.
Esta primavera, España ha experimentado un enorme incremento de la cantidad de energía almacenada en sus embalses hidroeléctricos. Alcanzó su punto máximo a mediados de abril con 15.367 hm3, que representan un 87% de su capacidad total máxima. Los embalses de las cuencas del norte, cerca de sus niveles de seguridad, se vieron presionados para desembalsar agua y esto ha provocado una situación extraordinaria.
Lo normal es que la generación hidráulica oferte a precios muy altos, cercanos a los ciclos combinados, dada su capacidad para regular su producción (embalses), que le permite rentabilizar su producción en las horas de precio más altas.
Sin embargo, la necesidad de desembalsar grandes cantidades de agua ha obligado a las centrales hidráulicas a ofertar en la subasta diaria (POOL) a precios cero y negativos para poder casar la energía y competir contra los precios de eólica, fotovoltaica y nuclear.
Casi en la mitad de las horas de abril se registraron precios “cero”
En abril, el mercado diario (POOL) registró 107 horas con precios negativos. Prácticamente el 15% de las horas se situó entre -0,1 y -1,5 €/MWh. También se produjeron precios “cero” en 156 horas, un 21,7% del total. En las horas con precios negativos, la hidráulica estuvo presente en el 77% de las horas, las renovables no regulables (eólica y fotovoltaica) en el 99,1% y las nucleares en el 4,7%. En las horas con precio “cero”, la hidráulica casó en el 98,7%, las renovables no regulables en el 100% y las nucleares en el 96,8%. Datos extraordinarios que los analistas de Grupo ASE nunca habían visto.
Los precios negativos se han dado sobre todo en las horas solares, cuando la generación fotovoltaica aporta hasta el 40% del mix, lo que supone una enorme cantidad de oferta que fuerza la competitividad entre las centrales para no quedarse fuera.
¿Por qué hay centrales que ofertan a precio cero?
Las centrales de generación que tienen precios cerrados a corto o largo plazo (PPAs) están obligadas a casar precio en el mercado diario (POOL) para poder cobrar la parte de energía que tengan cerrada mediante contratos bilaterales.
Lo mismo ocurre con las centrales renovables que están bajo un régimen de retribución con subvención, aunque estás tienen el límite de sus ofertas a 0 $/MWh. Es decir, no pueden ofertar en negativo.
Para entenderlo mejor, los analistas de Grupo ASE ponen un ejemplo. Muchas centrales fotovoltaicas tienen cerrados PPAs con comercializadores o consumidores industriales, mediante contratos de perfil “pay as produced”, en los que el pago de la energía está vinculado al vertido de la producción de la planta en el sistema eléctrico (porque productor y consumidor no están conectados físicamente).
Si la central no quiere quedarse “fuera” de la casación, tendrá que ofertar muy bajo para entrar al sistema y así producir durante el día y cobrar. Como en abril la producción hidráulica con ofertas a cero se disparó, muchas centrales solares y eólicas (no subvencionadas) que querían cobrar sus contratos bilaterales, se vieron obligadas a ofertar a precios negativos para no quedarse fuera de la casación.
El parque nuclear trabajó al 69% de su capacidad
El parque nuclear ha trabajado a sólo un 69% de su capacidad durante este mes, debido a las paradas programadas y a su limitada capacidad para recortar su producción, ante el exceso de oferta renovable. Actualmente Almaraz II se encuentra en parada por recarga de combustible desde el 30 de marzo y no se incorporará hasta el 6 de mayo. Por su parte, Vandellós se desconectó el 27 de abril (1 GW) por recarga y no reingresará al sistema hasta el 3 de junio.
Las renovables cubrieron el 67,3% del mix
En abril, la generación en España se ha reducido un 3%, a pesar de que la demanda ha crecido un 7%, debido a un descenso del 48,5% en las exportaciones.
Este mes la generación renovable ha cubierto el 67,3% del mix, muy cerca de su récord de 67,7% (establecido el mes pasado). El extraordinario aumento de la generación hidráulica (+168,5% respecto al año pasado) ha sido lo que, al igual que en marzo, ha disparado la presencia de las renovables en el mix.
La fotovoltaica incrementó su producción un 4,5%, mientras que la eólica la redujo un 5,2%. Los ciclos combinados de gas se han visto arrinconados por las renovables y han disminuido su producción en un 42,5% respecto a hace un año, reduciendo su aportación al mix a sólo un 6,9%.
