En el contexto actual, la transición energética hacia fuentes de energía más sostenibles se ha convertido en una prioridad para muchos países. Sin embargo, la demanada creciente de energía renovable ha generado un nuevo desafío para los sistemas eléctricos. La red eléctrica, que ya enfrenta restricciones importantes, se ve sobrecargada por la incorporación de nuevas fuentes de energía renovable. Esto ha llevado a un aumento significativo en los costos de los servicios de ajuste, que repercuten directamente en la factura de los consumidores. A continuación, se analizarán las implicaciones de esta situación y se explorarán posibles soluciones para abordar este desafío.
La creciente demanda de energía renovable y los costos de ajuste aumentan la factura eléctrica
Un nuevo desafío para los consumidores de energía renovable
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.
Un cambio estructural ligado a la transformación del 'mix'
Fuentes del sector explican 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.
Un perjuicio para la contratación a largo plazo
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.
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.
La necesidad de explorar alternativas
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.
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.
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