La influencia del precio de mercado en las instalaciones fotovoltaicas del Recore

Durante los meses de marzo y abril el mercado eléctrico mayorista, el denominado “pool”, ha vivido una situación cuanto menos inquietante para los productores renovables, al registrar precios muy bajos de forma prolongada, que llegaron reiteradamente a los 0 euros el MWh durante marzo, e incluso a precios negativos, por primera vez en la historia, durante el mes de abril.

Aunque esta situación tiene un componente estacional, habiendo influido en la misma, sin duda, la borrasca Nelson y los fuertes temporales de lluvia y viento que, como consecuencia de esta, azotaron nuestro país durante la Semana Santa, también se debe a la alta penetración renovable, mientras que la demanda de energía no crece, por la falta de electrificación de los consumos energéticos.

Si bien podría pensarse que esta situación solo afecta a nuevos desarrollos renovables, lo cierto es que la misma también tiene influencia en las instalaciones del llamado Recore, es decir, aquellas instalaciones de producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, anteriores al año 2013, que integraban el anteriormente denominado régimen especial y que tienen derecho a la percepción del régimen retributivo específico regulado en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, y muy especialmente en las instalaciones fotovoltaicas.

En efecto, estas instalaciones, pioneras en la generación renovable y que contribuyeron de manera determinante al desarrollo de la tecnología fotovoltaica, tienen derecho a percibir una rentabilidad razonable, sin embargo, para calcular esta rentabilidad, se tienen en cuenta dos diferentes conceptos retributivos que sumados deben alcanzar dicha rentabilidad, la retribución específica en sentido estricto, integrada por la Retribución a la Inversión (RIV) y la Retribución a la Operación (RO), y el precio de mercado.

Ahora bien, como el precio del mercado se desvía siempre, en alguna medida, de las previsiones iniciales (al alza o a la baja), el sistema incluye revisiones cada tres años (semiperiodos regulatorios) para ver si con los ingresos que percibiría la instalación se obtiene la rentabilidad razonable establecida.

La última de estas revisiones —y la fijación del precio estimado de mercado para el semiperiodo regulatorio que va desde el 1 de enero de 2023 al 31 de diciembre de 2025, por las circunstancias en las que se realizó, pese a las medidas adoptadas—, ha tenido un efecto pernicioso para las instalaciones fotovoltaicas del Recore.

La forma de calcular el precio estimado de mercado se encuentra regulada en el artículo 22 del Real Decreto 413/2014, que establece que se calculará como la media aritmética de las cotizaciones de los contratos de futuros anuales negociados en el mercado de futuros de electricidad organizado por OMIP desde el 1 de junio al 30 de noviembre del año anterior al inicio del semiperiodo para el que se estima el precio del mercado.

Por tanto, para la fijación del precio estimado de mercado para el semiperiodo regulatorio 2023-2025, se ha dado la perversa situación de que las cotizaciones del mercado de futuros en el periodo fijado legislativamente para su cálculo eran excesiva y extraordinariamente altas, por coincidir con las consecuencias que para nuestra economía y para nuestro mercado eléctrico provocó el conflicto armado de Ucrania, pese a que en el momento de fijar dicha estimación, el mercado había ya iniciado una marcada tendencia a la baja y que todas las previsiones avisaban que dicha tendencia iba a ir acentuándose.

El gobierno, alertado por los actores principales del sector, entre ellos por Anpier, la Asociación Nacional de Productores de Energía Fotovoltaica, que aglutina a los pequeños productores fotovoltaicos del Recore, en el trámite de audiencia previa de la Orden TED/741/2023, de 30 de junio, que fijaba los parámetros retributivos del semiperiodo regulatorio 2023-2025, modificó excepcionalmente la forma de calcular el precio estimado de mercado.

Así el Real Decreto-ley 5/2023, de 28 de junio, fijó, con carácter extraordinario, la forma de calcular el precio estimado en dicho semiperiodo, como la media aritmética de los precios del mercado diario desde el 1 de enero al 31 de mayo del 2023, y como la media aritmética de las cotizaciones de los contratos de futuros negociados en el mercado de futuros de electricidad organizado por OMIP para entrega en el mes de junio de 2023, en el tercer y en el cuarto trimestre de 2023, respectivamente.

Con esta medida el valor del precio estimado de mercado bajó desde los 207,88 €/MWh inicialmente previstos, lo que hubiera supuesto un grave problema de tesorería a las plantas, a 109,31 €/MWh para 2023; 108,86 €/MWh para el año 2024; y 89,37 €/MWh para 2025.

Sin embargo, dicha medida ha resultado a todas luces insuficiente, como ha puesto de manifiesto el Acuerdo de la CNMC de fecha 25 de enero de 2024, por el que se publica el precio medio anual del mercado, que ha determinado un precio medio anual del mercado diario e intradiario para el año 2023 de 87,01 €/MWh, lo que en caso de las instalaciones fotovoltaicas, por el índice de apuntamiento, es considerablemente menor (considerando un índice de apuntamiento de 0,8287, el precio medio final obtenido por las instalaciones fotovoltaicas es de 72,10 €/MWh).

Ello ha supuesto que durante 2023 las instalaciones fotovoltaicas no hayan llegado a percibir la rentabilidad razonable que tienen reconocida, si bien dicha situación deberá regularizarse al acabar el presente semiperiodo regulatorio, en los próximos parámetros retributivos que se aprueben para el siguiente semiperiodo; lo cierto es que la percepción íntegra de la rentabilidad razonable que estas instalaciones tienen reconocida se va a ver diferida hasta el comienzo de 2026, cuando, además, la percepción de esta diferencia se aplazará durante el resto de vida útil regulatoria, con una evidente merma en la tesorería para estas instalaciones.

Lamentablemente, a la vista de las cotizaciones de los mercados de futuro, todo hace indicar que esta tendencia a la baja se va a acrecentar en los próximos años, aumentando esta diferencia entre el precio estimado y el precio real del mercado, y agravando este problema de tesorería para las instalaciones fotovoltaicas del Recore.

Teniendo en cuenta que esta forma de calcular el precio estimado de mercado fue aprobada en un escenario totalmente diferente, donde las variaciones entre el precio estimado y el precio real eran mínimas y dentro de unos márgenes racionales, previsibles y asumibles, lo recomendable para la estabilidad del sistema eléctrico y para la viabilidad de estas instalaciones, en tanto persista la actual inestabilidad en el mercado eléctrico, y mientras siga incrementándose la penetración renovable, sería realizar las estimaciones para menores espacios de tiempo y, en consecuencia, revisar anualmente los valores del precio del mercado estimado y el coeficiente de apuntamiento.

A este respecto, para terminar, no puede olvidarse que en 2022 cuando la situación fue a la inversa, por la inesperada y abrupta subida de precios provocada por el conflicto de Ucrania, el gobierno acordó una revisión extraordinaria, para que estas instalaciones devolvieran de una sola vez lo cobrado de más.

Sería un prudente gesto hacia estas instalaciones, tan necesarias para nuestro sistema eléctrico, y ya castigadas con los recortes retroactivos que sufrieron, la aprobación de una nueva revisión extraordinaria de sus parámetros retributivos y, consecuentemente, una regularización extraordinaria de los ingresos obtenidos por las mismas durante 2023, sin tener que esperar al comienzo del siguiente semiperiodo regulatorio.