Los precios negativos de la luz se han vuelto una constante en los últimos dos meses. La situación, que en España no se había producido nunca, se ha repetido en multitud de ocasiones desde el mes de abril, y los expertos ya avisan de que no será algo aislado y que cabe esperar más precios negativos durante el verano. ¿A qué se debe esta situación, hasta cuándo durará y cómo afectará al bolsillo de los consumidores?
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Los expertos de Rabobank han analizado en un informe lo que está ocurriendo no solo en España, sino en toda Europa, con los precios de la electricidad, y explican cuáles son las razones de que esté habiendo tantos días en negativo. "Los precios por hora de la energía en la Unión Europea experimentaron un número récord en negativo en 2023", dicen citando un informe de la Agencia para la Cooperación de los Reguladores de Energía (ACER) de la Unión Europea.
En concreto, junto con los precios negativos en el mercado del Reino Unido, esta cifra alcanzó casi 6.690 en 2023, en comparación con solo 558 horas el año anterior. Y este año va por el mismo camino, ya que desde enero hasta el pasado 11 de mayo, Francia, Alemania, España, Países Bajos, Bélgica, Finlandia y el Reino Unido ya han registrado un total de 766 horas de precios negativos, frente a las 412 horas del mismo período en 2023.
La causa, dicen desde Rabobank, es clara: "La creciente participación de las energías renovables en el sistema eléctrico europeo está generando precios de energía por hora más negativos", comentan los estrategas de la firma, que añaden que esta situación "se ve exacerbada por una menor demanda general de energía" en Europa.
La mayoría de los casos de precios negativos se producen en las zonas de oferta nórdicas, "gracias a su alta dependencia de la energía hidroeléctrica y su baja dependencia de los combustibles fósiles", comentan desde el banco holandés. Pero ahora mismo "incluso países como Alemania y España contribuyen a la caída" a pesar de la mayor participación del gas en el mix energético.
"La invasión rusa de Ucrania aceleró el cambio de la región hacia las energías renovables, mientras que los efectos de la guerra redujeron simultáneamente su demanda de energía y -temporalmente- aumentaron las estructuras de precios negativas", apuntan estos analistas, que recuerdan que la capacidad solar y eólica de la UE creció un 20% y un 8% en 2023, respectivamente, de forma que la capacidad renovable total (incluidas la biomasa y la hidráulica) ascendía a 538 GW a finales del año pasado.
Según apuntan, la capacidad instalada para la generación a partir de combustibles fósiles "está cayendo gracias a la eliminación gradual del carbón en toda la región, al igual que la dependencia del mercado energético de estos combustibles". Y por otro lado, señalan, la demanda de energía europea cayó un 3,4% en 2023 "a pesar de los menores precios de la electricidad".
"Todos estos acontecimientos han contribuido al aumento de los precios negativos", dicen, que seguirán dándose en los próximos meses. ¿Hasta cuándo puede durar? Pues según Rabobank, durante todo el verano. Y es que "a medida que la proporción de energías renovables de Europa en el sistema eléctrico aumenta a un ritmo más rápido que la demanda interna, también lo hacen las horas de precios negativos de la energía".
Si a esto se añade que el "entorno macroeconómico debilitado" en Europa y la "baja proporción del uso de energía para refrigeración" durante el verano, cabe esperar que los precios negativos de la energía "también serán una parte clave del sistema este verano". Tal y como explican estos analistas, los precios negativos de la energía "son una función del exceso de oferta e incentivan a los operadores de centrales eléctricas a reducir la generación, a los interconectores a aumentar los flujos de energía y, en algunos países, a los clientes a aumentar la demanda de energía".
Pero, de momento, la demanda está bajo mínimos. Ya ha caído un 4% por debajo del promedio de 2015-2023, y el inicio de los meses de verano significa, indica Rabobank, que la demanda "seguirá su ciclo descendente habitual hasta septiembre". "Este desajuste entre oferta y demanda solo se ampliará mientras no tengamos suficientes fuentes flexibles para absorber el exceso, como el almacenamiento o mecanismos de respuesta del lado de la demanda para cambiar el uso de la electricidad", explica el banco holandés.
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EL PAPEL DEL GAS
Además, indica que la creciente participación de las energías renovables en la combinación "también significa que los precios del mercado spot seguirán siendo mucho más volátiles que antes de la crisis energética". "Dada la mayor competencia de Europa por el gas natural licuado (GNL) en el mercado global desde la reducción de los flujos de gas por gasoducto ruso, esto también es válido para el resto de la curva de energía", dicen los estrategas de la firma.
Cabe recordar que, en el mercado spot, el ajuste entre oferta y demanda basado en los costes marginales de la central eléctrica más cara en operación es lo que determina el precio de la electricidad. Esto se conoce como 'orden de mérito'. Los parques solares y eólicos pueden producir electricidad a costes marginales muy bajos, ya que no requieren combustible para producir electricidad ni derechos de carbono para compensar las emisiones producidas por la quema de combustibles fósiles.
Sin embargo, los operadores de centrales eléctricas alimentadas con carbón y gas natural tienen que pagar por el combustible y comprar derechos de emisión de carbono, lo que encarece el funcionamiento de estas centrales. "La posición exacta de estas plantas en el 'orden de mérito' siempre depende de los precios actuales del carbón, el gas natural y los derechos de emisión de carbono, así como de la eficiencia de las plantas", explica Rabobank.
Para fijar los precios mayoristas de la energía se usa el coste de producir la última unidad de electricidad necesaria para satisfacer la demanda. Y dado que predecir la producción de energía de un parque solar o eólico con un mes o más de anticipación "es muy difícil", entonces suele ser habitual que en la mayoría de los casos sea una central eléctrica alimentada por gas y carbón la que lo marque.
Por lo tanto, las plantas alimentadas con gas y carbón "son más importantes para fijar los precios de contratos futuros". Según el banco holandés, "cuanto más cerca estén de vencer los contratos de futuros, más convergerán con el precio al contado y mayor será la incertidumbre sobre los precios".
Europa, recuerda, busca eliminar completamente el gas ruso para 2027, por lo que "la dependencia del GNL no hará más que crecer a partir de ahora, al igual que la potencial volatilidad de los precios", lo que a su vez se une a que la volatilidad en los mercados del gas "sigue siendo alta, principalmente como resultado de la incertidumbre geopolítica" por los conflictos en Ucrania y en Gaza.
"Las persistentes preocupaciones sobre las interrupciones del suministro y la alta demanda de Asia mantendrán los precios del gas en Europa ligeramente elevados durante todo el año, y se espera más apoyo una vez que la propia demanda de Europa comience a establecerse", comentan estos estrategas, cuya previsión para los precios del TTF holandés hasta fin de año "se mantiene sin cambios, con un aumento de media de 30 €/MWh en el tercer trimestre y de 33 €/MWh en el cuarto trimestre".
