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sábado, mayo 18, 2024
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El autoconsumo reduce la demanda eléctrica un 4,6% y hunde los precios

El precio de la electricidad baja un 32,14% respecto a febrero. Aumenta la volatilidad mientras la producción fotovoltaica altera la curva de los precios

El precio diario del mercado mayorista (POOL) español ha sido de 89,61 €/MWh. Como el precio diario del gas en España (MIBGAS) ha cotizado todos los días por debajo del límite fijado para marzo (55 €/MWh), el coste para los consumidores del ajuste por el “tope del gas” ha sido cero. Por tanto, el precio de la electricidad desciende un 32,14% respecto a febrero y baja un 68,38% en comparación con marzo de 2022.

De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, la tendencia bajista de los precios del gas, la reducción de la demanda (-4,6%) y el aumento de la generación fotovoltaica (+108,6%) explican este descenso.

Por debajo del precio del confinamiento

El crecimiento de las instalaciones de autoconsumo en España durante el último año se ha unido a que marzo ha sido un mes muy cálido y poco lluvioso, de manera que el consumo eléctrico se ha reducido a valores mínimos históricos en las horas solares. Por eso, en las horas de máxima radiación, la demanda ha caído más del 10% y, en conjunto desciende un 4,6% en marzo. Se coloca incluso un 2,3% por debajo de su nivel en marzo de 2020, cuando se produjo el confinamiento y “se congeló” la economía por la Covid-19.

Según la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), en 2022 se instalaron 2.507 MW de nueva potencia de energía solar para autoconsumo. Es un incremento del 108% respecto a 2021 que coloca la potencia total instalada para autoconsumo en 5.249 MW. La mayor parte de la nueva potencia corresponde al sector industrial (47%) que también es el que más crece. Le siguen el residencial (32%) y el comercial (20%). En 2023 se espera un crecimiento de entre 2.500 y 3.000 MW.

Mix renovable

La generación proveniente de fuentes renovables ha representado el 54,6% del mix, frente al 47,1% de marzo del año pasado por el aumento de eólica y fotovoltaica. La eólica y la nuclear han liderado el mix de generación de marzo y, a lo largo del mes, la eólica ha dominado el mix todas las horas, salvo las de radiación solar, en las que ha predominado la fotovoltaica.

Una curva de precios cada vez más volátil

En los días con abundante generación eólica, cuando se ha unido el crecimiento de la producción fotovoltaica y la caída de la demanda eléctrica, el precio ha registrado precios muy bajos.

La generación eólica ha sido un 9,95% superior a su promedio de marzo de los últimos 5 años y los analistas de Grupo ASE también señalan la importancia de la generación nuclear que, al trabajar a plena carga, ha favorecido esta reducción de los precios.

Sin embargo, aunque el precio de gas se ha moderado, sigue muy por encima de sus rangos históricos. Por eso, en las horas “no solares”, los días con escasa generación eólica se disparan los precios.

La fotovoltaica modifica la curva de precios horaria del ‘pool’

La producción fotovoltaica ha crecido un 108,6% respecto a marzo del año pasado. En las horas de máxima radiación (entre las 12 y las 16 horas) ha establecido récords de producción, con picos de 12.000 MWh que han cubierto el 50% de la demanda. En esas horas, la fotovoltaica ha desplazado a los ciclos combinados de gas, provocando la caída de los precios. Incluso, algunos días coincidiendo con elevada producción eólica, los precios se han acercado a cero.

En la última veintena de marzo, el precio de las horas de máxima radicación (entre las 10:00 y las 18:00 horas) se situó en 47,93 €/MWh, un 50% por debajo de su cota en las horas punta.

La ola de inversiones en nueva potencia fotovoltaica ha permitido superar este mes la barrera de los 20.000 MW instalados (actualmente, 20.203 MW). Se convierte en la tercera tecnología con más potencia instalada, después de la eólica (30.061) MW y de los ciclos combinados de gas (26.250 MW).

Los bajos precios en las horas solares favorecen el bombeo

Impulsados por la mayor generación fotovoltaica, en marzo han aumentado el consumo para bombeo (+120%) y el saldo exportador de electricidad (+215%).

Las centrales de bombeo cuentan con dos embalses, situados a distintos niveles. Cuando el precio de electricidad es muy bajo, el agua del embalse inferior se bombea al embalse superior, consumiendo una elevada cantidad de electricidad.

Posteriormente, cuando el precio es muy alto, el agua del embalse superior se envía al inferior para generar electricidad (turbina) y abajo se vuelve a almacenar. Este proceso solo es eficiente si el precio de electricidad es muy bajo porque bombear agua del embalse inferior al superior consume aproximadamente el doble de electricidad de la que luego es capaz de generar.

Durante marzo, el consumo promedio de bombeo en las horas “solares” ha superado los 3.000 MWh, con picos de 4.200 MW (equivalente al 25-30% de la generación fotovoltaica), provocando la intervención de los ciclos combinados de gas y de la hidráulica regulable y evitando que la sobreoferta de renovables llevara el precio del POOL a cero.

Según los cálculos de los analistas de Grupo ASE, estas centrales bombearon el agua a un precio medio de 40-50 €/MWh. Posteriormente, en las horas punta, llegaron a generar hasta 1.500 MWh, con picos de 2.100 MWh, a un precio promedio del POOL de 120-130 €/MWh.

De esa forma, las centrales de bombeo han funcionado como grandes pilas, almacenando la energía renovable, y han permitido una asignación eficiente de los recursos, reduciendo la producción de los ciclos combinados de gas en las horas punta y evitando que el precio se elevará aún más.

El otro canal de salida de la generación renovable han sido las interconexiones. La elevada oferta de generación renovable en España, con un coste de oportunidad “cero”, es un atractivo para atraer la demanda de nuestros países vecinos. Por eso España ha aumentado un 215% sus exportaciones respecto a hace un año. Francia ha absorbido 1.207.250 MWh y Portugal, 1.259 MWh.

La generación exportada en las horas de radiación solar ha alcanzado un promedio de 6.000 MWh, que supone algo más del 50% de la producción fotovoltaica. La capacidad máxima de exportación es de 10.275 MW (5.490 MW a Portugal, 3.885 MW a Francia y 900 MW a Marruecos). Muchos días de marzo, la interconexión con Francia ha alcanzado la congestión del 100% durante las horas solares, en las que se han concentrado mayormente las exportaciones.

“Canibalización” de precios en horas de máxima radiación solar

En las últimas semanas se viene hablando de un posible hundimiento de los precios en las horas solares (entre las 10,00 y las 16,00 horas), como consecuencia de la sobreoferta de generación fotovoltaica y eólica.

Según los analistas de Grupo ASE, en los días laborables de marzo, el precio de las horas solares se ha reducido notablemente en unas condiciones de producción eólica y fotovoltaica que han superado una potencia simultanea de 20.000 MW. Aunque no siempre que se ha alcanzado dicha potencia los precios han bajado, por lo que no se puede establecer un patrón.

Por tanto, no invitan a sacar conclusiones precipitadas, dado que las ofertas de casación de las distintas tecnologías que intervienen en el mercado eléctrico trabajan en condiciones de disponibilidad sumamente complejas, que pueden alterar cualquier previsión.

Lo que sí aseguran es que, con el crecimiento de la potencia instalada fotovoltaica es cada vez más probable que se den las condiciones para que haya precios solares cercanos a cero. Sobre todo, en primavera, cuando la producción eólica y solar suelen ser abundantes y además la potencia nuclear trabaja a plena carga. Pero no en verano, cuando se reduce la producción eólica y coincide con algún programa de mantenimiento nuclear.

Otro aspecto será la evolución de la caída de la demanda en las horas de radiación por el aumento del autoconsumo, según los analistas de Grupo ASE.

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