Análisis y recomendaciones de la CRE sobre el fenómeno de los precios negativos de la electricidad – pv magazine Francia

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha realizado análisis y recomendaciones sobre el fenómeno de los precios negativos de la electricidad en Francia, tras el aumento de la frecuencia de su aparición. En su informe publicado el 26 de noviembre, la autoridad estableció que las horas a precios negativos nunca habían representado más de 102 horas por año hasta 2022 (es decir, el 1,2% del tiempo). Desde entonces, han representado 147 horas en 2023 (1,7% del tiempo) y 235 horas sólo en el primer semestre de 2024 (5,4% del tiempo). En el segundo trimestre de 2024, el 10,2% de las horas estuvieron marcadas por precios negativos, con un pico en abril (11,7% de las horas del mes).

Estos episodios se producen principalmente a primera hora de la tarde (entre las 12 y las 16 horas, la mitad de ellos) y los fines de semana (dos tercios de las ocurrencias). Desde principios de 2023 y hasta finales del primer semestre de 2024, el 45,5% de las 382 horas de precio negativo fueron horas con precios en el rango de -0,1 €/MWh a 0 €/MWh. El resto de horas se caracterizan por precios de media -15,5 €/MWh (mínimo -134,9 €/MWh).

“Si los precios negativos no son el resultado, por naturaleza, de una disfunción del sistema eléctrico o del mercado, pueden reflejar un uso subóptimo de la base de producción instalada, provocando una pérdida económica para la comunidad”, señala la CRE. Por tanto, considera necesario buscar el mejor uso posible de las instalaciones de producción, “para reducir los precios fuertemente negativos a un nivel cercano al coste marginal de las energías renovables”. Por lo tanto, sus recomendaciones se refieren específicamente a los mecanismos de apoyo, “en la medida en que sean palancas de acción importantes e inmediatas para el Estado”.

Introducir un incentivo en los contratos de obligación de compra.

Según la CRE, para las instalaciones que se beneficien de un contrato de obligación de compra, esto implicará introducir un incentivo, en particular mediante modificaciones de los contratos existentes para algunas de ellas, y reducir a partir de ahora 200 kW es el umbral a partir del cual las instalaciones pasan a remuneración adicional. Para las instalaciones que se benefician de una remuneración adicional, se tratará más bien de reforzar los sistemas de incentivos corrigiendo al mismo tiempo algunos sesgos existentes. Además del establecimiento de una obligación de programación en los contratos de acceso a la red de distribución, el organismo regulador también recomienda reforzar la contribución de las instalaciones de energías renovables al equilibrio del sistema eléctrico. En esto, la CRE retoma las principales orientaciones del gestor de transporte RTE.

Por el momento, los incentivos difieren según el modo de apoyo. En 2023, la producción eólica y fotovoltaica todavía estaba compuesta principalmente por parques bajo obligación de compra (OA). Sin embargo, estos parques (todavía) no están sujetos a ningún incentivo para reducir su producción en caso de un precio negativo. Por su parte, como especifica la CRE en un documento explicativo, las fincas que no reciben apoyo tienen un incentivo para cortar su producción en caso de una hora de precio negativo: la producción durante estas horas genera ingresos de mercado negativos. Sin embargo, determinados contratos de venta (productor agregador o productor-consumidor) pueden prever una remuneración fija en €/MWh, sin cláusula relativa a precios negativos. Al igual que en OA, el productor no tiene ningún incentivo para recortar la producción.

El caso de los activos sujetos a remuneración adicional

Finalmente, los parques que reciben una remuneración adicional tienen un doble incentivo para reducir su producción en caso de precios negativos:
• El CR (T-M0) se paga únicamente por el volumen de electricidad producida por la instalación durante las horas en las que el precio spot es positivo o cero. En caso de producción durante una hora a precio negativo, la comercialización de electricidad genera pérdidas, al igual que en el caso de los parques no subvencionados.
• Además, el productor recibe una compensación más allá de un cierto umbral por la aparición de precios negativos (“premio de precio negativo”). Esta compensación corresponde a una remuneración al nivel del tipo de referencia de una aproximación normativa del potencial de producción de la instalación. El pago de la bonificación está condicionado a la no producción de la instalación. Por tanto, esta condición constituye un incentivo adicional para detener la producción.

En 2023, la CRE señala que, en promedio, alrededor de 2/3 de la energía del parque bajo remuneración adicional se agotarán por completo (producción nula por hora) en caso de una hora a precio negativo (un poco más para la energía eólica que para fotovoltaica). Las instalaciones que casi nunca cerraron por completo en 2023 (<10% de las horas de precio negativo) representan alrededor del 10% de la base de energía.