Almacenar electricidad barata

El mes de marzo se ha cerrado con un precio medio de la electricidad en el mercado mayorista de 20,31 euros por MWh. Es el precio medio mensual más bajo desde abril de 2020, cuando estábamos encerrados en nuestras casas en medio de la pandemia de covid. El mes ya debutó con buena pinta: la semana que empezó el lunes 26 de febrero y terminó el domingo tres de marzo tuvo un precio medio de 4,53 euros por MWh, el precio semanal más bajo desde la creación del mercado, el uno de enero de 1998.

La estructura de la generación en el mes de marzo pasado en el sistema eléctrico peninsular explica los bajos precios:

Los precios baratos de la electricidad son siempre una buena noticia, pero la mejor noticia es la comparación de nuestros precios con los precios medios de otros mercados europeos.

La conclusión es clara. Gracias a la generación renovable, España tiene una potencial ventaja competitiva respecto a sus socios europeos. Es cierto que en este mes de marzo hemos disfrutado de una generación hidráulica cuya aportación ha sido muy superior a la media del año pasado, pero también lo es que a la vista de los bajos precios las empresas eléctricas han reducido la generación nuclear, cuya participación suele ser algo superior al 20%. Si hacemos abstracción de los datos mensuales, el mensaje básico es que la generación eléctrica española puede tener, de forma sostenida, un precio medio inferior al europeo.

Desde un punto de vista teórico, nuestro consumo eléctrico debería estar aumentando. Circulan -aunque sean pocos- vehículos eléctricos y, en general, la tendencia futura -tecnología y costes mediante-, es sustituir combustibles fósiles por electricidad. Sin embargo, la demanda eléctrica en España está estancada desde hace años. El consumo peninsular alcanzó su techo en 2008 con 264 TWh (Terawatios por hora) y, desde entonces, no ha dejado de caer, aunque entre 2014 y 2018 se produjo una cierta recuperación. La demanda de 2023 en el mercado peninsular ha sido de 230 TWh, semejante a la que teníamos hace veinte años. Era lógica una reducción de la demanda entre 2021 y 2022 derivada de la crisis provocada por la guerra de Ucrania, pero se entiende con dificultad una caída adicional del 2,1% entre 2022 y 2023, coincidiendo con una reducción significativa de los precios. Lo peor, la demanda industrial, que, según datos disponibles, se ha reducido entre un 5 y un 6%. La reducción del peso de la industria en nuestro PIB aflora a través de los diferentes indicadores.

Para los inversores en energías renovables la situación empieza a ser compleja: bajan los precios y baja la demanda

Para los inversores en renovables la situación empieza a ser compleja: bajan los precios y baja la demanda. Aunque marzo haya sido un mes especial, en 134 horas de las 744 que tiene el mes el precio ha sido cero, es decir, un 18% de las horas producir electricidad no ha generado ingresos. Para los consumidores es siempre una buena noticia, pero lo que es bueno para el comprador no suele serlo para el vendedor, y necesitamos seguir invirtiendo en renovables. No siempre vamos a disponer de tanta aportación hidráulica. Es más, los episodios de sequía serán más recurrentes en el futuro. El gobierno sigue firme en su decisión de cerrar las nucleares y necesitaremos sustituir la electricidad nuclear por electricidad renovable. Seguir invirtiendo en renovables es condición necesaria para que podamos materializar y mantener en el tiempo la ventaja competitiva derivada de unos precios comparativamente bajos de la electricidad.

Una solución posible es confiar en que la demanda acabará creciendo. El transporte se electrificará en buena medida, del mismo modo que lo harán los consumos energéticos en todo tipo de edificios. En los procesos industriales la electricidad se irá haciendo hueco, junto con el hidrógeno. Producir hidrógeno para consumo directo o para fabricar nuevos combustibles supondrá una demanda creciente de electricidad. El problema es ajustar los tiempos entre inversión y demanda, cuestión crucial para determinar el rendimiento de los fondos invertidos.

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Marcos Lema

El mercado también proveerá soluciones. En algún momento, productores y consumidores de electricidad podrán encontrar acomodo entre sus aspiraciones y la realidad, y cerrar contratos de venta a plazo. Volumen, plazo y precio pueden acordarse a satisfacción de ambas partes. El productor tendrá que aceptar la progresiva maduración de su mercado y el comprador entender que la ausencia de volatilidad en un nivel de precios adecuado es un valor que perseguir en la gestión de su negocio.

La otra solución disponible es invertir en almacenamiento. Instalar baterías puede incrementar las horas de producción y no verter al mercado en las horas de precio cercano a cero. Las baterías deberían reducir su coste para que su instalación sea rentable. Hasta entonces, necesitan soporte. Ese es el objetivo de los mecanismos de capacidad, cuya aprobación se espera para este año: ayudar financieramente y de forma temporal a los activos que aporten estabilidad al sistema eléctrico, que garanticen producción cuando no hay ni sol ni viento. Aplica a las baterías, pero también a los ciclos combinados de gas. Con los datos de marzo, los ciclos combinados funcionaron, por término medio, 62 horas al mes. Un negocio ruinoso, pero imprescindible para garantizar que tenemos luz en todo de momento y lugar.

La otra solución disponible es invertir en almacenamiento. Instalar baterías puede incrementar las horas de producción

No son sólo las baterías. España tiene la posibilidad de invertir en bombeo hidráulico. Donde sea posible, hacer reversibles las centrales hidroeléctricas: que produzcan cuando la electricidad sea cara y bombeen agua a la presa superior cuando la electricidad sea barata. Sean baterías o bombeo, el almacenamiento subirá el precio en las horas de precio cercano a cero y lo bajará en las de precio alto, pero mantendrá el precio medio lo más bajo posible.

Podemos equivocarnos y tomar un atajo: garantizar una rentabilidad mínima a las inversiones en renovables a través de subastas. Con toda la producción vendida a precio fijo, no habrá mercado a plazo ni inversión en almacenamiento. Ambas iniciativas serán innecesarias. El inversor ya tendrá la vida resuelta. Podemos insistir en el error y subvencionar permanentemente las baterías y el bombeo, pero subvención tras subvención, acabaremos matando nuestra ventaja competitiva, porque las subvenciones hay que pagarlas y, como siempre, todo acaba en la tarifa.