El mercat elèctric està experimentat una gran transformació en els darrers anys. El desplegament de grans quantitats de nova potència renovable a molts llocs de l’Estat (per desgràcia, no a tots) ha comportat que ja es comencin a veure canvis en els patrons de fixació de preus i en les diferències de generació horària. La normalització de la situació energètica ha provocat que el preu mitjà es situï per sota els nivellsprevis a l’escalada de preus experimentada durant el 2021 i el 2022, que va portar el mercat del gas i, en conseqüència, el mercat elèctric, a xifres rècord.
Així, entre el 23 de febrer i el 4 de març, el preu mitjà del mercat majorista d’electricitat es va situar per sotadel llindar dels 10€/MWh. Després d’uns dies on va tornar-se a situar per sobre dels 30€/MWh va experimentar una forta caiguda, fins que els dies del cap de setmana del 9 i 10 de març es va enfonsar fins el 0,54€/MWh, un mínim històric. En 32 de 48 horesd’aquest cap de setmana, dues terceres parts, el preu va ser de 0€/MWh a causa d’una penetració renovable molt elevada i la menor demanda respecte dels dies entre setmana. En el que portem d’any ja hem tingut les mateixes hores amb preus de 0€/MWh que en tot el 2023, i en una de cada deu hores de l’any el preu s’ha situat per sota d’1€/MWh.
Això ha tingut com a conseqüència que algunes centrals nuclears hagin ajustat les seves ofertes, cosa que ha provocat una reducció de la disponibilitat de la seva potència, en alguns moments de manera molt pronunciada. Fins i tot Red Eléctrica, l’operador del sistema elèctric encarregat de vetllar per la seguretat del subministrament i garantir que l’energia que s’ofertaal mercat compleix amb els requisits tècnics i és compatible amb la capacitat de la xarxa, va haver d’intervenir per evitar que Ascó reduís la seva potència per adequar-se a les restriccions tècniques i minimitzareventuals riscos de subministrament. L’activitat de generació ha de compatibilitzar sempre les condicions comercials amb les que opera, que li permeten modular la seva activitat per maximitzar la rendibilitat, amb la seguretat del subministrament elèctric.
Els mercats de ‘només energia’ hauran de donar pas a mercats que assegurin la disponibilitat de tecnologies que proporcionin estabilitat al sistema elèctric. Per exemple, aquesta elevada penetració renovable farà que cada vegada sigui menys necessari que els cicles combinats de gas entrin en acció per generar electricitat, però seguiran essent necessaris per assegurar els moments de baixa disponibilitat del recurs eòlic i solar. Els propietaris d’aquestes centrals difícilment les voldran mantenir obertes si només operen un nombre reduït d’hores l’any que no els permet recuperar els costos de la inversió. És en aquest escenari on apareixen els anomenats ‘mecanismes de capacitat’, que assignen una retribució a la capacitat disponible, no a l’energia generada. En aquest mateix sentit, també serà necessari una política retributiva que asseguri una instal·lació sostenible d’emmagatzematge en forma de bateries, que permetrà guardar l’excedent de generació en moments d’elevada disponibilitat de recurs renovable i fer-lo servir quan aquest sigui baix.
És per això que cada vegada serà més important que hi hagi mecanismes retributius alternatius al mercat diari d’electricitat, com la retribució vinculada a les subhastes de potència a molt llarg termini, on els operadors presenten ofertes que reflecteixin els seus costos mitjans per cada MW ofertat. Això assegura que, a llarg termini, es recuperen els costos fixos d’executar la inversió i els costos variables d’operar la tecnologia. El mercat diari garantirà cada cop menys la recuperació dels costos totals de les inversions realitzades per cada tecnologia.
