Tal parece que en España estemos haciendo realidad la visión de Nikola Tesla, energía eléctrica gratuita, y logrando el anhelo de los satanizadores del carbono, generación sin emisiones. Digo esto por la frecuencia de horas con un precio cero en el mercado eléctrico mayorista que se vienen registrando en las últimas semanas y que, muy probablemente, seguirán siendo frecuentes en las horas solares de los próximos meses. Se han registrado incluso precios negativos; o sea, pagar para poder despachar energía.
¿Era impredecible? ¿Es una anomalía transitoria y difícil de explicar? En modo alguno, era perfectamente predecible y, de hecho, ya había sucedido anteriormente, aunque de forma muy aislada. La explicación es muy sencilla para cualquiera que posea un mínimo rudimento de microeconomía o algo de perspicacia: en condiciones de competencia, los precios tienden hacia el coste marginal, que es el coste de producir una unidad adicional. Los parques fotovoltaicos y eólicos, una vez instalados los equipos –y finalizada la generación de empleo local– se telegestionan a distancia y de forma centralizada, y sólo requieren labores poco frecuentes de conservación, mantenimiento o reparación. Esto significa que sus costes variables son irrelevantes a la hora de determinar el precio al ofrezcan la energía que produzcan y, por eso, se comportan como precio aceptantes. Habitualmente les va bien con el precio que para cada hora se fije en el mercado, por el de aquellos generadores que sí incurren en coste variable para generar electricidad y que no es otro que el del combustible que utilicen: gas natural, o carbón hasta hace poco tiempo. El caso de las nucleares es singular, ya que no pueden regular su oferta, ésta es necesaria como energía de base y sus costes variables (combustible y operación) son muy reducidos en relación con la inversión realizada. Es una energía barata, aunque algunos prefieran que no lo parezca. Los hidroeléctricos, por su parte, tienen como criterio el coste de oportunidad salvo que se vean obligados a turbinar debido al volumen de agua embalsado.
Lógicamente, para el consumidor el coste de la energía va acompañado de cargas y peajes por distintos conceptos. Entre ellos, los correspondientes al transporte y a la distribución de electricidad y las primas a la generación renovable, además de otros conceptos asociados a la gestión de esta forma de generación, cuyo importe está siendo creciente a medida que aumenta la cantidad de energía renovable que se despacha. Este es, por ejemplo, el coste de las restricciones técnicas derivadas del control de tensión, que han supuesto 600 millones de euros (M€) en 2023, frente a 372 millones el año anterior, aunque en este importe es también influyente el propio precio de la electricidad.
En cuanto a las mencionadas primas, su importe total es muy elevado y, sobre todo, es consecuencia directa del atolondrado diseño de los incentivos y primas derivados del Plan de Energías Renovables 2006-2010, que puede simplificarse diciendo que se pretendía ampliar el parque renovable con toda celeridad, costara lo que costase. Pues claro que cuesta; por ejemplo (2023), Solar fotovoltaica: 2.111 M€ y Solar termoeléctrica: 1.017 M€. En total, las entregas a cuenta para renovable, cogeneración, y residuos (Recore) han ascendido a 4.685 M€ en 2023 (CNMC, Liquidación 13/2023). Como recordará el lector, tras el cambio de Gobierno en 2011 y para minorar el importe total de estos incentivos, se redujo el número de horas computables con derecho a prima, lo cual fue muy criticado, tal como era de esperar. Esta reducción fue asumida sin más remedio por los inversores españoles, pero no por los extranjeros cuyas reclamaciones han sido admitidas por instancias internacionales de arbitraje tribunales y organismos foráneos. A mediados de 2023 había 55 reclamaciones pendientes (más de 10.000 millones de euros) y 15 resueltas, de las cuales sólo una había sido abonada. El Gobierno se muestra bastante renuente a pagar estas reclamaciones, según las noticias a este respecto que aparecen con cierta frecuencia.
Esas primas eran insensatas, porque las prisas por ampliar el parque renovable no animaban a la competencia entre promotores y, desde luego, impidieron que se aprovechase la acusada reducción de costes que ya se estaba manifestando en las tecnologías fotovoltaica y eólica. Afortunadamente, el sistema de estímulo ha cambiado por completo desde hace unos años y es mucho más racional. Se establecen subastas competitivas en las que lo determinante para la asignación de potencia es la menor diferencia respecto al precio del mercado eléctrico solicitada por cada uno de los concursantes. En algunos casos, esta diferencia ha sido cero.
Si se tiene en cuenta la existencia de estas primas se comprende mejor que sus beneficiarios puedan ofrecer energía a cero euros, incluso por debajo de cero, ya que les basta con producir y despachar para asegurarse ese ingreso. También hay que tener en cuenta que una proporción muy importante de la producción se vende mediante contratos preestablecidos con grandes consumidores, conocidos como PPA, que pueden estar vinculados o no con los precios del mercado. Es el caso también de las tarifas planas ofrecidas a los consumidores domésticos. Salvo que haya una conexión directa generación-cliente, la entrega de energía la red basta para que el generador cumpla con su obligación. Los PPA se han generalizado no sólo porque sean interesantes para ambas partes, sino porque son lo que garantiza el pago de los préstamos con los que se haya financiado la inversión.
No eran algo imprevisible, como he dicho, las anomalías en un mercado marginalista en el que una creciente proporción de la oferta sea precio aceptante (la denominación inframarginales es correcta, pero desagrada a los generadores renovables). Tampoco eran imprevisibles los costes adicionales que conlleva la gestión de un gran volumen de generación renovable (véase, por ejemplo, la Planificación de la red de transporte de electricidad 2021-2026 o su modificación puntual recientemente aprobada), o también los costes que conllevará la extensión del autoconsumo con evacuación del excedente.
El problema para lograr la ampliación deseada del parque renovable (PNIEC) no es sólo el grado de aceptación social que tengan las nuevas instalaciones que serán necesarias, sino abordar la resolución de las anomalías en el mercado y la resolución de los muy diversos problemas técnicos que conlleva la generación renovable a gran escala; entre ellos, la inevitable necesidad de almacenamiento de la energía. Estos tres asuntos van a requerir toda la atención y la inteligencia del Ministerio de Transición Ecológica, y sus homólogos en otros países de la UE, ya que la recentísima reforma del mercado europeo de la electricidad sólo los resuelve parcialmente, aun siendo muy acertada.