España 'blinda' su mix eléctrico para ganar estabilidad tras el apagón: menos solar y más gas pero precios más altos

Tras el apagón que dejó sin suministro eléctrico a gran parte de la península ibérica, España ha reconfigurado su mix energético con el objetivo de reforzar la estabilidad del sistema. El nuevo reparto daría más peso a tecnologías como el gas y la hidráulica, en detrimento de la fotovoltaica.

"Ha cambiado la configuración del mix tras el apagón para dar más firmeza al sistema. Se ha activado una especie de modo a prueba de fallos, lo que implica una mayor atención y mayor redundancia en la configuración de la red", confirman fuentes del Gobierno. De momento, los datos de generación del martes y miércoles publicados por Red Eléctrica confirman el viraje señalado.

Pero, ¿cómo se ha modificado el mix desde el apagón según los datos? El lunes 28 de abril, justo antes del gran colapso que dejó sin luz a la península ibérica, la energía solar fotovoltaica alcanzaba 18 GW a las 12:30 del mediodía. En ese momento, las energías renovables representaban el 77% de la generación eléctrica y eran suficientes para cubrir el 100% de la demanda nacional.

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Por su parte, las fuentes no renovables y síncronas —como la nuclear o los ciclos combinados— aportaban en conjunto cerca del 20% de la generación. En concreto, la energía nuclear producía con 3 GW (más del 10%), mientras que los ciclos combinados con 1,6 GW (en torno al 5%). La hidráulica, 1 GW.

Un día después, el martes 29, y a la misma hora, la producción solar se redujo drásticamente: apenas había 9 GW. Si bien ese día las condiciones meteorológicas eran similares, según los datos previstos por Red Eléctrica, se esperaba una generación solar de unos 16 GW. "Si los datos son correctos, estos sugieren que alrededor de 7 GW de energía solar fotovoltaica fueron capados", señalan fuentes del sector energético a EL ESPAÑOL-Invertia.

En ese mismo momento, había 7 GW de ciclos combinados, 5 GW más que el lunes, y 5 GW de hidráulica, 4 GW más que el día anterior.

Esos 7 GW de "producción solar retenida" se habrían compensado con un mayor uso de tecnologías convencionales y síncronas. "En ausencia de 3 GW de nucleares que seguían sin operar, los 7 GW de fotovoltaica podrían haber sido suplidos por producción hidráulica y de ciclos combinados para garantizar la estabilidad del sistema", explican las mismas fuentes.

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El miércoles 30 de abril, la generación síncrona volvió a ganar protagonismo en el mix eléctrico español. La fotovoltaica siguió estando "limitada", alcanzando un máximo de unos 11 GW, pese a tener una capacidad de hasta 21 GW, basándose en las cifras del operador.

Por su parte, los ciclos combinados no bajaron en ningún momento de los 4 GW, cuando anteriormente llegaban a caer hasta los 2 GW. Además, se observó un cambio progresivo: parte de la generación hidráulica está siendo sustituida por energía nuclear, que desde el mediodía ya aportaba 1 GW.

Riesgos

Tal y como apuntan desde el sector, si las cifras son precisas y esta nueva configuración se mantiene sin medidas correctoras, podría traducirse en un encarecimiento del precio de la electricidad y en mayores dificultades para los promotores solares.

Uno de los principales efectos del nuevo equilibrio que se está intentando alcanzar tras el apagón es el encarecimiento oculto del sistema. A pesar de que durante las horas solares el precio del mercado diario puede situarse en cero o incluso en negativo, tecnologías como la hidráulica o los ciclos combinados —imprescindibles para garantizar la estabilidad— no encajan en ese mercado por sí solas.

"Esas tecnologías estarían entrando por restricciones técnicas, a petición de Red Eléctrica, y lo hacen a un precio muy superior al del mercado", explican fuentes del sector. "No se vería reflejado en el precio diario, pero sí aparecería más adelante, cuando se publiquen los datos de los servicios de ajuste", añaden.

Este cambio en el modelo podría tener un impacto directo en los precios. El martes el megavatio hora fue de 5,79 euros/MWh (las estrategias de oferta del martes fueron previas al evento del apagón). Sin embargo, el miércoles se disparó hasta los 31,32 euros/MWh, un 450% más. "En el precio del miércoles ya se empezarían a ver reflejadas las nuevas estrategias de oferta y la nueva realidad del sistema", añaden.

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Este jueves, eso sí, el mercado vuelve a caer hasta los 13,29 euros/MWh, marcando un mínimo histórico de -10 euros/MWh entre las 15:00 y las 16:00 horas. "Ese mínimo probablemente se deba a que las plantas fotovoltaicas estén pujando a precios muy bajos para asegurarse de que escapan a las limitaciones de la propia red", apuntan.

Todo esto abre la puerta a dos consecuencias: por un lado, un mercado más caro. "Si necesitamos tecnologías como la nuclear, los ciclos combinados o la hidráulica —que saben que son imprescindibles para el sistema—, no van a ofertar a precios bajos. Van a ofertar al precio acorde a su necesidad, el precio marginal", detallan las fuentes.

Por otro, un mercado más pequeño para la fotovoltaica. "Si antes, un lunes normal, cabían 18 GW solares en el sistema, ahora sólo caben 10. El resto queda fuera. Y muchos de esos proyectos tienen contratos PPA firmados o compromisos con inversores y clientes. Para mantenerse, van a tener que ofertar más barato, lo que generará una competencia feroz", inciden.

Aun así, desde el sector confían en que se trata de una fase de ajuste. "El 28 se sobrearriesgó, ahora se está sobreasegurando. Esto debería ser temporal, hasta que se encuentre un nuevo punto de equilibrio", concluyen.