Los precios más baratos del mes de septiembre, 10 €/MWh, los han fijado los ciclos combinados de gas.
En septiembre los precios de la electricidad han sido muy volátiles, con altas variaciones entre los precios máximos y mínimos horarios cada día.
El precio mínimo ha bajado hasta los 10 €/MWh algunas jornadas y el máximo ha alcanzado los 300 €/MWh.
Los precios más altos se dan fundamentalmente en el entorno de las 22:00 horas, mientras que los precios más bajos son más dispersos, pero fundamentalmente se dan a las 17:00 horas.
Esto se produce porque la demanda tiende a bajar después de las 14.00 horas y la producción solar se mantiene en niveles elevados.
Sin embargo, la producción solar prácticamente desparece a las 20.00 horas y la demanda vuelve a crecer, llevando a que los precios más elevados se den en el entorno de las 22:00 horas.
Precios caros
Tras la aprobación del límite de ingresos de las tecnologías inframarginales en el RDL 17/2021 y con la aprobación del tope al gas en el RDL 10/2022, por el que se establece con carácter temporal un mecanismo de ajuste de costes de producción para la reducción del precio de la electricidad en el mercado mayorista, cabría esperar que los precios máximos fueran fijados por los ciclos combinados y que ese precio vendría determinado por el cap de gas natural, actualmente en 40 €/MWh.
Sin embargo, los precios máximos que han oscilado entre los 168 €/MWh y los 300 €/MWh han sido fijados todos los días por la hidráulica o por la energía renovable o cogeneración (RECORE) tal y como se puede ver en la tabla siguiente.
Las energías inframarginales, sin coste variable, están maximizando el valor de su recurso marcando los precios máximos diarios.
Cabría esperar por el contrario, que fueran las energías renovables quienes marcasen los precios más bajos. Pero, como el mercado está como está, son los ciclos combinados quienes están marcado los precios mínimos, que se dan mayoritariamente en el entorno de las 17:00 horas, momento en el que menor aportación de ciclos combinados necesita el sistema eléctrico por la mayor oferta de energías renovables y la reducción del hueco térmico.
Un ciclo a 10 €/MWh
Veamos un claro ejemplo. El pasado día 17 de septiembre, sábado, el precio alcanzó a las 12.00 horas los 10 €/MWh.
Según los datos que ofrece OMIE, la tecnología que fijó ese precio fue un ciclo combinado.
Tal y como se puede ver, a las horas solares con menor demanda, es decir, entre las 16.00 y las 17.00 horas, dos de cada tres horas fija el precio el ciclo combinado.
Por tanto son los ciclos combinados los que están ofertando a precios por debajo de sus costes, a pérdidas.
Pero esto, ¿por qué sucede?
Fuentes del mercado han señalado a El Periódico de la Energía que las paradas y arranques de los ciclos combinados consumen muchas horas de vida del ciclo combinado, obligan a adelantar mantenimientos y en general aceleran las inversiones necesarias para mantener su capacidad productiva. Por este motivo, como ha ocurrido en septiembre, estas instalaciones se ven abocadas a producir a pérdidas ante la expectativa de que serán necesarias tan solo unas horas después.
“El impacto a nivel de estrés operativo de parar/arrancar en cuestión de horas puede llegar a ser más dañino y costoso a largo plazo, por lo que se opta por hundir precios para no tener que recurrir a eso”, señalan estas fuentes.
Necesidad de mercado de capacidad
Y eso que los ciclos llevan un tiempo que no paran de producir y son la primera fuente eléctrica en España durante 2022. La excepción ibérica, el parón nuclear francés, y de cogeneración en España, han provocado que los ciclos produzcan en el tercer trimestre de este año el doble que un año antes.
“Esta situación debería ser retribuida convenientemente por mecanismos contemplados en la legislación europea como los pagos por capacidad. Los mercados de capacidad son la herramienta que autoriza Europa para mantener operativa la potencia existente de respaldo necesaria para garantizar el suministro, así como para incorporar nuevas tecnologías como por ejemplo baterías”, señalan estas fuentes.
“Es urgente que el Gobierno determine la regulación de los mercados de capacidad tanto si quiere atraer inversiones en baterías, bombeo, etc. como si quiere mantener operativos los ciclos combinados actuales, que están siendo sometidos a un fuerte estrés operativo en la situación actual. Estas instalaciones tendrán que afrontar fuertes inversiones para mantenerse operativos y difícilmente lo harán si no existe dicho mercado”, apunta.
En definitiva, por si fuese poco lo que ya sucede en el mercado eléctrico, son ahora los ciclos los que se ven en la obligación de seguir en marcha y fijan los precios más bajos del día en el pool.
Fuente: El Periódico de la Energía. Autor: Ramón Roca.