Las renovables y las restricciones de la red disparan los costes de los servicios de ajuste en la factura

El mercado eléctrico no deja de sorprender. En los últimos años se han vivido situaciones sin precedentes como consecuencia de la crisis energética y la entrada masiva de energías renovables, autoconsumo, almacenamiento y otros sistemas. Las señales de cambio en el mercado se suceden y la última está relacionada con el coste de las restricciones, que por primera vez en la historia ha superado al del precio de la electricidad en el mercado mayorista.

Los datos del operador del mercado Omie reflejan un coste de las restricciones de 15,39 euros megavatio hora (MWh) en abril, frente a los 14,26 euros/MWh del 'pool' diario. La componente de restricciones incluye tanto las técnicas al mercado diario como las de tiempo real. Fuentes del sector explican a La Información que la evolución del coste de los mercados de ajuste va en aumento, lo que resulta paradójico porque a más renovables y a más barata la energía, más servicios de ajuste y más caros. Estos costes repercuten de manera directa en la factura de la luz, si bien incluso con costes de restricción tan altos sigue saliendo a cuenta para el consumidor.

Las mismas fuentes argumentan que, inicialmente, la subida en los precios hasta mediados de 2022 podría explicarse por el incremento en los costes de la electricidad, influenciada tanto por unos mayores precios del gas como por la invasión de Rusia a Ucrania. Sin embargo, apuntan que la tendencia alcista se ha consolidado entre 2023 y principios de 2024, mientras que, por el contrario, los precios en el mercado diario de electricidad han experimentado una fuerte bajada. En concreto, los mercados de ajuste han pasado de un promedio histórico de 2-3 euros/MWh a alcanzar cifras de 10-13 euros/MWh durante los últimos dos años. Una posible reforma de los mercados de ajuste y la entrada de baterías también podría ayudar a bajar los costes.

Cambio estructural ligado a la transformación del 'mix'

En opinión de las fuentes consultadas, esta situación responde a un cambio estructural asociado a la transformación en el 'mix' de generación eléctrico en España, dominado por las renovables y precios de derribe con más de 500 horas entre cero euros y cotizaciones negativas. En esta línea, desde el sector indican que la intermitencia inherente a la producción renovable, sumada a la diversificación de sus ubicaciones y las restricciones propias de la red eléctrica, conlleva un aumento en los costes de los servicios de ajuste necesarios para asegurar la estabilidad de la red eléctrica.

Tras el cierre del 'pool', los costes de los mercados de ajuste se distribuyen de manera equitativa entre todos los consumidores, basándose en el volumen de energía que cada uno consume. En este sentido, desde algunas comercializadoras advierten de que si carecen de medios efectivos para protegerse de estos costes, acabarán trasladando la inestabilidad a los consumidores y se verán obligadas a incorporar una prima de riesgo tan elevada que neutralice la ventaja del bajo coste de la energía renovable en España.

Perjuicioso para la contratación a largo plazo

Insisten en que esto podría desincentivar la contratación de tarifas a precio fijo e imposibilitar la viabilidad de los contratos de largo plazo. De este modo, si la prima de riesgo anual cobrada en el precio fijo sube de un 5% a un 30% los consumidores preferirán realizar contratos indexados.

Históricamente, cuando los precios de la energía rondaban los 50 euros/MWh y los del mercado de ajuste se situaban en 2-3 euros/MWh, este coste adicional no representaba un problema significativo para el consumidor. Durante la crisis energética, con precios alcanzando los 150 euros/MWh y costes de ajuste de 11 euros/MWh, esta cuestión tampoco tomó un cariz de gran relevancia. Sin embargo, en febrero-marzo de 2024, con el precio de la energía a 25-45 euros/MWh y el del mercado de ajuste en 10-13 euros/MWh, empieza a ser algo a tener en cuenta, señalan algunas voces del sector. 

De este modo, las fuentes consideran que los costes de ajuste comenzarán a constituir una porción considerable de la factura eléctrica y que, por tanto, es necesario explorar alternativas para mitigar el impacto en consumidor final. De hecho, se puede observar cómo los costes han subido de un 3-5% histórico hasta alcanzar un 12,4% en 2023 y un 23,7% en los tres primeros meses de 2024. Solo en marzo se alcanzó un pico de 64,7%. Aunque se prevé una disminución en los meses sucesivos, el sector anticipa que a cierre de año se sitúe entre un 25% y un 40%.

El sector demanda alternativas

También alertan las fuentes de que de persistir la repercusión de costes en el actual esquema, el panorama podría deteriorarse aún más con la introducción de los nuevos servicios de control de tensión o con la celebración de nuevas subastas de renovables o de mercados de capacidad. En este sentido, lo que consideran más favorable es la inclusión del coste de ciertos servicios de ajuste dentro de un concepto regulado, similar a los cargos eléctricos. 

"Nos gustaría que se explorara la posibilidad de pasar a costes regulados aquellos segmentos en los que no participe la totalidad de la demanda, de manera que se pueda dar estabilidad de precios a los clientes y que se eviten las elevadas primas de riesgo que en estos momentos tienen que utilizar las comercializadoras. Entendemos que este tipo de segmentos, donde la totalidad de la demanda no participa en los mercados, se pueden asimilar a los costes de los residuos radiactivos o los sobre costes de los sistemas no peninsulares, los tiene que pagar la demanda, pero al no participar en el mercado se fijan regulatoriamente evitando encarecer la factura del consumidor", argumentan las fuentes. 

Asimismo, solicitan que se considere esta circunstancia en la implementación de nuevas herramientas. Por ejemplo, proponen que las futuras subastas de energías renovables o mecanismos de capacidad adopten un modelo de distribución de costes análogo al de las renovables, cogeneración y residuos (Recore), "en vez de repartir el coste en un segmento de mercado que no es posible ofrecer con un precio fijo al cliente final".