La energía se clasifica en renovable y no renovable en función de su capacidad de renovación. Se define como “recurso renovable” aquél que no se agota con su utilización debido a que vuelve a su estado original después de su uso o se regenera a una tasa mayor o igual a la tasa con que el mismo es disminuido por su utilización. Atendiendo a esta definición, es cierto que algunos recursos renovables podrían dejar de serlo si su tasa de utilización fuera tan alta que se impidiera su total renovación; sin embargo, algunos de esos recursos renovables se pueden clasificar como perpetuos, ya que no es posible su agotamiento por muy intensivo que sea su uso[1]. Normalmente, la utilización de un recurso o energía renovable tiene la característica intrínseca de producir un impacto mucho menor en el medio ambiente respecto a la utilización o transformación de energía no renovable.[2]
Recursos o energía renovable. Caracterización y tecnologías. Con fines ilustrativos, se pueden citar algunos de los recursos renovables actualmente utilizados para la producción de energía renovable, que son: agua, biomasa, radiación solar y viento. De esta manera (ver Tecnologías y costes de generación eléctrica):
- El agua se utiliza para producir energía eléctrica en centrales hidroeléctricas. La cantidad de energía que se puede extraer del agua, en una zona geográfica concreta, depende del volumen disponible, así como de las características orográficas del terreno por el que transcurre. Las centrales hidráulicas se subdividen en: regulables, fluyentes y de bombeo.
- La biomasa se define como “todo material de origen biológico excluyendo aquéllos que han sido englobados en formaciones geológicas sufriendo un proceso de mineralización”. La caracterización de la biomasa es muy compleja debido a la diversidad de sustancias que se incluyen bajo esta denominación: cultivos energéticos (especies leñosas y herbáceas), residuos forestales y de la industria forestal, residuos procedentes de la ganadería y lodos, etc. La combustión de la biomasa es un proceso exotérmico que permite obtener vapor de agua y posteriormente energía eléctrica de forma análoga a lo que se hace en las centrales térmicas convencionales. En general, se considera que la emisión neta de CO2 de la energía producida por la biomasa es nula, ya que el CO2 emitido (en su combustión) ha sido previamente captado en la formación de la materia orgánica. Se puede afirmar, por tanto, que la biomasa es un recurso renovable, siempre que los ritmos de explotación sean los adecuados para la zona geográfica de la cual se obtiene, evitando un mal uso de este recurso que pueda conducir a su agotamiento.
- El aprovechamiento de la energía del viento da lugar a lo que se conoce como energía eólica. La energía se obtiene mediante aerogeneradores que aprovechan la energía cinética del viento transformándola en energía eléctrica. Este recurso puede calificarse como perpetuo, y la cantidad potencialmente obtenible en una zona geográfica concreta depende del régimen de vientos y de la orografía del lugar.
- El aprovechamiento de la energía de la radiación solar para la producción de energía eléctrica se concreta en dos tecnologías diferentes: fotovoltaica y solar térmica; y su potencial está directamente ligado a la latitud geográfica del lugar (horas de luz diaria) así como al régimen de nubosidad y al índice de claridad de la zona.
- En la tecnología fotovoltaica se produce energía eléctrica directamente mediante paneles solares, que son unos dispositivos de material semiconductor que transforman la energía de la radiación solar en energía eléctrica de corriente continua[1].
- La tecnología solar térmica utiliza la energía térmica de la radiación solar para producir vapor de agua y, a partir del mismo, producir energía eléctrica, de forma análoga a lo que se hace en una central térmica convencional.
Adicionalmente se puede decir que, de los cuatro tipos de recursos renovables descritos, dos de ellos, el eólico y, en menor medida, el solar presentan un elevado nivel de aleatoriedad e impredecibilidad en su producción. Estos dos tipos de energía renovable podrían clasificarse como intermitentes y de carácter poco gestionable. Su papel se limita a disminuir el consumo de combustibles fósiles y las emisiones de CO2 pues, al ser intermitente su producción, no aportan seguridad de suministro al Sistema Eléctrico en un instante concreto (no tenemos garantizada su disponibilidad en las puntas de demanda). La seguridad de suministro que requiere la demanda no gestionable debe ser aportada por otras tecnologías cuya disponibilidad es firme. Tampoco son energías síncronas[2] ni tienen la inercia[3] necesaria para contribuir a estabilizar parámetros como la tensión o la frecuencia de la red. Estas características intrínsecas de estas energías tienen gran importancia a la hora de integrarlas en el Sistema Eléctrico, como se verá más adelante (ver Seguridad de suministro).
Economía de las energías renovables. De acuerdo con lo anterior, puede decirse que cada tecnología renovable presenta unas características propias que condicionan su desarrollo, así como los apoyos económicos que resultan necesarios.
Tal como muestra la figura siguiente, los costes de generación con energías renovables se han reducido drásticamente desde el año 2010, situando a la eólica terrestre y a la solar fotovoltaica como las tecnologías más competitivas, incluso por delante de las convencionales, en algunos países.
Fuente: IRENA (2024): Renewable power generation costs in 2023, International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi
Según datos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), comparando 2023 con respecto a 2010, los costes de la electricidad generada con energía solar fotovoltaica cayeron un 90%, situándose en 0,044 dólares estadounidenses (USD) por kilovatio-hora (kWh).
En ese mismo periodo, la eólica marina y la terrestre han registrado un descenso del 63% y del 70% respectivamente en sus costes totales de generación, alcanzando los 0,075 USD/KWh y los 0,033 USD/kWh, respectivamente, en los proyectos que se pusieron en marcha en 2023. Los costes de la solar termoeléctrica cayeron un 73%, sobre todo por su mayor utilización, situándose en 0,117 USD/kWh; a pesar de ello, y según se observa en la tabla, sigue siendo la tecnología renovable con mayores costes medios.
La energía hidroeléctrica sigue siendo competitiva (el coste de generación estuvo en torno a los 0,057 USD/kWh en 2023, según el análisis de IRENA), si bien su coste se ha incrementado en un 33% desde 2010.
De esta forma, según los datos de que dispone IRENA, el 81% del total de la capacidad de generación de energía renovable de gran tamaño puesta en marcha en 2023 fue más competitiva que la opción a base de combustibles fósiles.
El coste de la utilización de la biomasa, especialmente aquélla procedente de instalaciones industriales del sector agrícola y de cultivos energéticos, que en el pasado fueron las fuentes más consumidas, depende de la disponibilidad del recurso y de que se pueda establecer un sistema de recogida y transporte del mismo hasta el lugar de quemado que sea competitivo económicamente.
La situación actual de cada una de las energías renovables en España y sus horas de utilización anual se resume en lo siguiente:
- Hidráulica: durante el año 2023, la capacidad instalada hidráulica era de 17.097 MW, y la producción hidráulica fue de 25,3 TWh, lo que representa un 9,5% de la generación de electricidad en España (con una utilización media de casi 1.500 horas/año a plena carga). Si bien esta cifra es muy matizable ya que hay que destacar la variabilidad anual en la producción hidráulica debido al régimen de pluviosidad que da una variabilidad grande. Existe potencial para el desarrollo de bombeos y ampliación de las centrales existentes, aunque existe una limitación importante de nuevos emplazamientos debido a motivos medioambientales.
- Eólica: la terrestre es ya una tecnología competitiva, y en 2023 fue la primera tecnología en generación en España (un 24%). La capacidad instalada es de 27.485 MW a finales de 2023, con una producción de 62.569 GWh (horas implícitas de utilización, 2.276 horas/año a plena carga).
- Biomasa: en nuestro país, su desarrollo dependerá de si se resuelven de forma satisfactoria las barreras de integración existentes para este tipo de energía, entre las que se pueden citar:
- Falta de continuidad o de seguridad en el suministro de biomasa.
- Inexistencia de un mercado de logística de suministro de biomasa.
- Elevados costes del recurso (la biomasa procedente de cultivos energéticos tiene un precio muy superior al coste del carbón).
- Problemas de competencia con el sector agrícola.
- Resolución de los problemas técnicos existentes para la combustión de biomasa en las grandes centrales de generación eléctrica.
En cualquier caso, el coste de producción con biomasa, al margen del coste de combustible, sale penalizado respecto al de las grandes plantas de generación debido al pequeño tamaño de sus plantas (economía de escala del coste de inversión) y relativamente bajo rendimiento de su ciclo termodinámico.
- Solar fotovoltaica: en la actualidad esta tecnología es ya también competitiva, a gran escala. La capacidad instalada a finales de 2023 era de 25.549 MW, con una generación de 37.332 GWh (las horas de utilización de la potencia instalada fueron por tanto de 1.461 horas/año a plena carga en 2023). Supuso un 14% de la generación en España.
- Solar térmica: en la actualidad están identificadas tres tecnologías de concentración solar como las de mayor viabilidad técnica y económica. En orden inverso a su posible desarrollo: discos parabólicos, sistemas de torre y concentradores cilindro – parabólicos, y, como extensión de esta última tecnología, se encuentran los concentradores tipo Fresnel; en la actualidad se espera mejorar la tecnología de todas ellas. Los aspectos más importantes a mejorar, de cara a aumentar el rendimiento tecnológico, son la reducción de los costes en los procesos de fabricación, la mejora de los sistemas de limpieza de los concentradores y el desarrollo de nuevos fluidos portadores de calor que permitan el almacenamiento del mismo. Aparte, cada una de las tecnologías presentan sus propios retos; así, para los receptores cilindro parabólicos es necesario desarrollar receptores más eficientes, de forma que se minimicen las pérdidas de captura, se aumente su vida útil y se generen menos pérdidas al final de cada lazo; mientras que, para las centrales de tipo “torre”, es fundamental encontrar materiales que trabajen a mayores temperaturas. Las horas de utilización de la potencia instalada varían en función de si la instalación dispone o no de almacenamiento térmico, suponiendo en el año 2023 una media de 2.037 horas/año a plena carga, con una capacidad instalada de 2.304 MW y una producción de 4.694 GWh (un 1,8% de la generación total nacional).
Integración de las energías renovables. El crecimiento de la energía inyectada al Sistema Eléctrico procedente de energías de origen renovable y, en particular, las de origen no gestionable (principalmente la de origen eólico y, en menor medida, la de origen solar) supone un reto para los agentes involucrados en la operación y desarrollo del Sistema Eléctrico. La necesidad de equilibrar en todo momento la generación y la demanda del Sistema, unido a la falta de firmeza de las energías renovables -que además son asíncronas y sin inercia-, exige disponer de una oferta de generación convencional y de una demanda flexible.
En el caso de que la energía producida sea superior a la demanda y las medidas tomadas a cabo no fueran suficientes como para corregir este desequilibrio, se causaría un excedente de energía desaprovechada, denominado “vertido”. Este término solo hace referencia a excedentes de energía de origen renovable. La capacidad del Sistema Eléctrico es limitada a la hora de integrar este tipo de energías en función de las condiciones del Sistema y de diversos otros factores. Por tanto, los vertidos en España suelen ocurrir cuando la producción energética es muy alta, fundamentalmente en horas valle, cuando la energía demandada es muy reducida y no hay otros medios disponibles, distintos a los renovables, que puedan reducir su producción. El aumento de las interconexiones internacionales es una posible solución para evitar los vertidos.
Figura 3‑18. Ejemplo ilustrativo de vertido eólico.
Fuente: Elaboración propia.
Alternativamente, la firmeza que la demanda exija al suministro debe ser aportada por otras tecnologías (ver Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico), o por un desarrollo de la gestión de la demanda y de las tecnologías de almacenamiento (ejemplos: aumentar la potencia instalada en bombeo, promover la utilización del vehículo eléctrico, baterías, etc.).
De hecho, en los últimos años el coste de las baterías se ha ido reduciendo, de acuerdo con los análisis de BloombergNEF (BNEF), hasta situarse en los 115 $/MWh de media para los distintos tipos de baterías, tal como muestra la siguiente figura.
Precio de las baterías de ion-litio 2013-2024 ($/kWh reales de 2024)
Fuente: BloombergNEF
La reducción de precios se debe al aumento del tamaño de los proyectos, que aprovechan economías de escala, a la sobrecapacidad que deriva de la desaceleración de la demanda para vehículos eléctricos y a la reducción del precio de los componentes por la utilización, entre otros, de productos químicos de mayor densidad energética (litio-ferrofosfatos).
Aun así, tanto la CNMC como el operador del sistema Red Eléctrica siguen trabajando para una mejor integración de las energías renovables. REE tiene en funcionamiento el Centro de control de energías renovables (CECRE), que gestiona y controla las instalaciones o agrupaciones de generación renovable mayores de 5 MW y recibe, cada 12 segundos, información en tiempo real de los centros de generación renovable.
Según datos de REE, ahora habría conectados y en servicio 52 MW de baterías (41 MW conectados a la red de transporte y 11 a la red de distribución), pero hay solicitados casi 22 GW de capacidad para conectarse a la red.
Integración de la energía eólica. Al considerar las implicaciones que la generación eólica o la solar tendrán en el Sistema Eléctrico conviene pensar en que son una fuente de energía y no una fuente de potencia garantizada, ya que no se puede predecir en ningún momento del tiempo concreto cuál será la potencia inyectada en el Sistema. Solamente en términos estadísticos se puede afirmar que la energía producida será la correspondiente a un factor de carga[1] del orden del 24% en el caso, por ejemplo, de la eólica.
La Figura 3‑14 muestra la evolución cronológica de la potencia utilizada (expresada como porcentaje de la potencia instalada) en el Sistema Eléctrico durante 2021, a modo de ejemplo. Su valor medio histórico es del 24%; pero con una considerable volatilidad.
Figura 3‑14. Curva cronológica del factor de carga de las centrales eólicas en las 8.760 horas del año 2016.
Fuente: Elaboración propia.
Dado que la energía primaria de estas instalaciones es el viento, y éste se produce como consecuencia de diferencias en presiones atmosféricas, es muy improbable que pueda haber tales diferencias a lo largo de toda la geografía española, por lo que no es posible que en un instante concreto estén produciendo a la vez todas las instalaciones que estén operativas a su potencia nominal. Asimismo, es prácticamente imposible que el porcentaje de utilización de la potencia de un año presente similitudes, a nivel horario, con las de otro año. También, por otro lado, es prácticamente imposible que no esté produciendo ninguna tecnología en ningún momento; siempre habrá alguna que está generando algo de electricidad.
En el Sistema Eléctrico español todas las centrales eléctricas están obligadas a presentar ofertas en el mercado diario por la energía no comprometida a través de contratos bilaterales. Ciertamente, para una instalación eólica resulta muy difícil predecir cuál será su producción en un instante concreto, si bien presentando ofertas de forma agrupada se disminuye la incertidumbre asociada a la predicción del conjunto. Posteriormente, se compara la producción real con la previsión (la diferencia entre ambas se denomina “desvío”) y los costes que dicha diferencia ha producido en el Sistema se imputan a los agentes que se han desviado.
Por otro lado, la volatilidad del régimen de vientos y, en consecuencia, de la producción eólica resultante implica que, de una hora para otra, pueden producirse elevados gradientes de demanda neta (demanda de consumo menos aportación eólica) en el sistema.
A modo ilustrativo, en la Figura 3-19 se muestra una estimación, realizada con el perfil de producción eólica de 2008 escalada a 2020, de la magnitud de las rampas que podrán presentarse en ese horizonte. Se han tabulado los saltos de generación eólica que resultan de considerar 1, 2 ó 3 horas consecutivas.
Figura 3‑19. Rampas en la producción eólica.
Fuente: Elaboración propia.
Como conclusión importante se puede observar que, en el caso de considerar la rampa de una hora pueden presentarse valores a subir/bajar del orden de los 4.500/-3.200 MW respectivamente. Estos valores podrían alcanzar los 8.000/-6.000 MW en el caso de las tres horas.
Es importante resaltar que las rampas resultantes en la demanda horaria actual son mucho más suaves que las anteriores, por lo que no es correcto extrapolar los resultados de los análisis de rampas realizados hoy día al escenario de 2020. Sin embargo, hay que señalar que se ha comprobado, con la experiencia de los parques existentes, que las rampas resultantes de la demanda neta (demanda de consumo menos aportación eólica) son del mismo orden de magnitud que las existentes sin incorporar la eólica.
El Operador del Sistema (OS), como encargado de equilibrar en todo momento la generación y la demanda, tendrá que hacer frente a dos posibles situaciones:
- Que se incremente bruscamente la producción eólica. En este caso el OS puede reducir la producción de centrales convencionales. Si esto no fuera suficiente daría la orden de desconectar instalaciones renovables[1], si bien esto supone desaprovechar la energía renovable producida durante el tiempo que dura la desconexión.
- Que disminuya bruscamente la producción eólica. En este caso el OS puede dar orden de incrementar la producción de las centrales convencionales y, si ello no fuera posible[2], desconectar parte de la demanda del Sistema.
Actualmente se ha mejorado mucho en las herramientas de predicción de las horas de funcionamiento de la energía eólica.
Integración de la energía solar. La energía solar presenta también problemas de integración en el Sistema Eléctrico, si bien presenta diferencias respecto a la energía eólica. Así pues:
- Es más predecible que la energía eólica. A nivel extraterrestre la energía solar está totalmente determinada para cada instante de tiempo en función de la latitud geográfica. El índice de claridad asociado a cada localización concreta así como la nubosidad introducen cierta aleatoriedad en su predicción, si bien mucho menor que la asociada al régimen de vientos.
- De las dos tecnologías existentes, fotovoltaica y térmica, la primera es menos sensible al efecto de las nubes dispersas (que ocultan el sol momentáneamente) dado que aprovecha mucho más la energía del albedo[1]. Por el contrario, la solar térmica es más sensible a la nubosidad; si bien en la actualidad existen diseños con cierto grado de almacenamiento de energía térmica, lo que permite a estas instalaciones suministrar energía incluso en aquellas horas en las que no hay radiación solar. En definitiva, se puede decir que estas tecnologías presentan una mayor garantía de potencia, desde el punto de vista de la cobertura de potencia del Sistema, que la energía eólica. También son menores los gradientes de producción.
Estas tecnologías no están disponibles en los momentos de máxima demanda, que suelen presentarse entre las 8 y las 10 de la noche en días de invierno (podrían participar en la cobertura de la máxima demanda aquellas instalaciones que dispongan de almacenamiento térmico); si bien pueden participar de manera importante en la cobertura de la punta de demanda de la mañana y en las puntas de demanda del verano.
Efecto sobre las redes de transporte. El desarrollo de la red de transporte se debe realizar de forma que sea posible evacuar la energía de todos los parques en condiciones normales.
Así pues, es necesario diseñar y ampliar la red de transporte para conectar las nuevas instalaciones de origen renovable, así como el nuevo parque térmico necesario para cubrir la demanda y satisfacer los nuevos requerimientos de cobertura de la punta de potencia del Sistema, asegurando su operatividad en los momentos en los que la energía renovable sea residual y sea necesario suplir su carencia con las instalaciones de generación convencionales. Ello supondrá, sin duda, un mayor coste de desarrollo de la red de transporte, incluyendo la interconexión, como se ha mencionado ya.
De hecho, el Consejo Europeo estableció como objetivo que los países miembros alcanzasen un nivel de interconexión (definido como la suma de las capacidades de importación frente a la potencia de generación instalada) de al menos el 10% en el año 2025 y del 15% en 2030 con el resto de la UE. La Península Ibérica tiene un grado de interconexión con el sistema europeo muy inferior al objetivo y al del resto de países de la Unión, con 3 GW de conexión con Francia (puerta de conexión de la Península con el resto de Europa). Por su parte, la capacidad de la interconexión de la Península con Marruecos es inferior a 1 GW.
La UE tiene en marcha la política de Redes Transeuropeas de Energía (RTE-E) para vincular la infraestructura energética de los países de la Unión y lograr la neutralidad climática de aquí a 2050, promoviendo entre otros la integración de las energías renovables y las nuevas tecnologías de energía limpia en el sistema energético. Y el Reglamento RTE-E aprobado en 2022 establece normas para las infraestructuras energéticas transfronterizas, identifica once corredores prioritarios y tres áreas temáticas prioritarias, define los nuevos proyectos de interés común (PCI) entre los países de la Unión, introduce proyectos de interés mutuo entre la Unión y terceros países, destaca el papel de los proyectos de energía eólica marina y excluye la financiación de la Unión para futuros proyectos de gas natural.
Efecto en el precio de mercado. En la actualidad, las energías renovables tienen un efecto importante en el precio de mercado a corto plazo al desplazar la curva de oferta y hacer que el precio de mercado quede fijado por tecnologías más baratas[1], tal como se pone de manifiesto en la Figura 3-20.
En los casos en los que la demanda se cubre en su totalidad con energía nuclear y renovable, el precio del mercado mayorista de la electricidad es de 0 €/MWh, o incluso negativo (desde el año 2021, las reglas de mercado permiten esta posibilidad). Esto suele ocurrir en situaciones de alta disponibilidad de energía renovable (hidráulica, eólica y solar) y bajo consumo (ver El mercado mayorista).
Figura 3‑20. Efecto en el precio de la entrada de energías renovables.
Fuente: Elaboración propia.
Este hecho está ocasionando que centrales térmicas que se construyeron sin considerar la alta penetración actual de plantas renovables y con unos factores de utilización previstos de más de 5.000 horas, actualmente funcionen muy pocas horas y tengan dificultades para recuperar sus costes. Este problema no sólo afecta a las instalaciones actuales sino también a las futuras. Cuando sea necesario incorporar nuevo parque térmico, los promotores tendrán miedo de que esas centrales tengan un funcionamiento diferente al que puedan prever, si no se establece un esquema que dé una certeza razonable a las previsiones. Por ello, son varios los países de la UE que han establecido en su regulación sistemas de incentivación a la inversión (ver Seguridad de suministro).
En este sentido, el gobierno ha sacado a consulta una propuesta de regulación para la creación de un mercado de capacidad en el sistema eléctrico español. Éste se articularía mediante subastas en las que participarían la generación, el almacenamiento y la demanda, con instalaciones tanto existentes como nuevos proyectos de inversión. La propuesta incluye tres tipos de subastas (principales, de ajuste y transitorias), y un mercado secundario para dotar de liquidez al esquema.
Es conveniente señalar que las tecnologías renovables tienen un patrón de funcionamiento que no es acorde con los precios del mercado. Es decir, no pueden elegir cuándo funcionar. Por tanto, el precio que perciben del mercado es función de la correlación que existe entre su perfil de producción y el perfil de precios del mercado. Por ejemplo, en el caso de la tecnología eólica, esta correlación implica que esta tecnología percibe del mercado del orden de un 7-8% menos que el precio medio en términos anuales (si bien este porcentaje depende de cada año, siempre es positivo, es decir, la eólica “ve” un precio de mercado inferior al medio) (ver Seguridad de suministro).
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[1] A escala humana se encuentran dentro de esta categoría los recursos renovables: eólico y solar.
[2] Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía (IDAE). “Impactos Ambientales de la Producción Eléctrica: Análisis de Ciclo de Vida de ocho tecnologías de generación eléctrica”. Madrid, 1999, Y el informe de la Comisión Europea “New research reveals the real costs of electricity in Europe” .2001.
[3] Posteriormente se convierte en corriente alterna y se inyecta al Sistema Eléctrico.
[4] La generación síncrona es aquélla en la que hay un eje que gira a la misma velocidad que la frecuencia de la red eléctrica (50 Hz).
[5] Las instalaciones de generación que tienen un eje con una gran masa girando se dice que tienen inercia.
[6] El factor de carga es el ratio entre las horas de funcionamiento medio a plena carga y el número total de horas del año. En España, las horas de utilización media histórica de la potencia eólica instalada es del orden de 2.100 horas. Por tanto, el factor de carga es del 24% (=2.100/8.760)
[7] Esta acción de desaprovechar energía renovable se conoce con el nombre de “vertidos eólicos”.
[8] Para que ello sea posible, el OS debe asegurar que las centrales convencionales, cuya producción sí es gestionable, están en todo momento en disposición de cubrir la disminución de potencia producida. Por ese motivo, en horas de baja demanda y alta producción eólica, el Operador del Sistema recurre a programar por Restricciones Técnicas la capacidad de generación que considera necesaria (reserva a subir) para cubrir eventuales disminuciones imprevistas de la producción renovable
[9] Albedo es el porcentaje de radiación que cualquier superficie refleja respecto a la radiación que incide sobre ella. Los paneles solares fotovoltaicos aprovechan mejor la radiación solar reflejada en el suelo que las instalaciones solares térmicas.
[10] Las energías renovables son, a día de hoy, una de las tecnologías más competitivas del mercado. Si, además, sumamos los objetivos de la Unión Europea a 2030, se espera que la capacidad de energía renovable aumente cada año provocando que las centrales más caras se desplacen hacia la derecha de las curvas de oferta. Esta situación hace que los Ciclos Combinados funcionen marcando precio en numerosas ocasiones o no funcionen, lo que les impide recuperar sus costes fijos.
