El precio medio diario del mercado mayorista de la electricidad (pool) cerró en junio en 56,08 euros/MWh, un 84,47% por encima de mayo. Según el informe mensual de Grupo ASE, aunque se trata de una subida relevante, este precio fue un 39% inferior al de hace un año y el promedio de junio de los últimos cinco años. Sin embargo, el alza contrasta sobremanera con los de la pasada primavera en la que, por primera vez, se acumularon el equivalente a varias semanas de horas a precios negativos. Como es sabido, al bajar el precio de los 45 euros/MWh el IVA de la electricidad baja de manera automática del 21% al 10%.
En junio, la renovable y la nuclear no fueron capaces de cubrir la demanda en las primeras horas de la mañana y fue necesaria la intervención de los ciclos combinados de gas, lo que elevó los precios, según el informe. A medida que iba avanzando la jornada y la fotovoltaica alcanzaba su plena producción, el gas se iba reduciendo hasta casi desaparecer, aunque la situación se invertía en las últimas horas de la tarde: al decrecer la fotovoltaica, coincidiendo además con el pico de demanda, el sistema eléctrico volvía a recurrir a los ciclos combinados y el precio subía con fuerza al anochecer.
Esta entrada y salida de las diferentes tecnologías, y el consiguiente vaivén de los precios, “produce una peculiar forma, similar a un pato nadando”, señalan los analistas de Grupo ASE. En su opinión, este año los precios de las horas solares caen con más fuerza que en 2023 (un 62%), lo que hace aún más pronunciada esta curva.
Mientras los precios de las horas solares se situaron por debajo de los 30 euros/MWh, los de horas pico se triplicaron, hasta 90 euros/MWh, lo que muestra un diferencial cada vez más acusado por “el extraordinario aumento de la generación fotovoltaica y el autoconsumo”. El fuerte ritmo de crecimiento de las renovables, con 2.328 MW nuevos de capacidad en lo que va de año, reforzará la caída de precios en las horas solares, salvo que se produjera un fuerte repunte de la demanda, lo cual no es previsible.
Según el informe, la elasticidad de la demanda para acoplarse a la señal del precio es prácticamente nula, porque depende de hábitos de consumo difíciles de cambiar y de la actividad económica. Y sostiene que “solo un aumento de las inversiones (en redes, interconexiones o bombeo) y el desarrollo del almacenamiento pueden devolver el equilibrio entre oferta y demanda a largo plazo”.
Por segundo mes consecutivo, la fotovoltaica lidera el mix, con un 23% de la electricidad total producida. Le siguen la nuclear y la eólica, ambas con el 22%. El parque nuclear funcionó gran parte del mes a plena carga y aunque la eólica descendió en mayo, produjo un 24% más que su promedio de junio de los últimos cinco años.
El papel de la hidráulica
Con la llegada del verano, la hidráulica ha reducido su aportación al sistema, pero ha generado un 28% más que hace un año (los ciclos solo aportaron un 7% del mix). Aunque el agua sólo generó el 12% de la electricidad producida, marcó el precio en el 39% de las horas. Esta tecnología aprovechó para aumentar sus ofertas de casación hasta un promedio de 76,11 euros/MWh (frente a los 36,30 euros/MWh de abril).
Según el informe, este alza se debe a que algunos embalses del norte, que en marzo y abril se vieron obligados a desaguar porque superaban sus niveles de seguridad, ahora “solo vierten cuando los precios están altos y esperan obtener el máximo beneficio”. También la nuclear, que tuvo su influencia en los precios cero de abril, ya en junio favoreció la subida de los precios en que marco cotización en 109 horas. Grupo ASE considera que podría tratarse de un cambio en la política de ofertas de las centrales nucleares para evitar los cero euros por la “desaparición” de los ciclos combinados en muchas horas, y así garantizar su rentabilidad.
Por su parte, el saldo exportador con Portugal ha sido de 51 GWh/día (supera su máximo histórico de 48 GWh al día de febrero de 2022) y ha influido en la subida de los precios de la electricidad porque, para satisfacer la demanda portuguesa durante las horas sin radiación solar, aumentó la producción de las plantas de gas. Esta situación es muy diferente a la de marzo y abril, cuando Portugal exportaba hidráulica y eólica a España, y acentuó el hundimiento de los precios. En cambio, en los dos últimos meses, la demanda de electricidad desde Portugal, debida a la reducción de su generación hidráulica, produce ahora el efecto contrario y actúa como impulsora de los precios a este lado de la frontera.
Con todo, el precio de la electricidad en España sigue muy por debajo del resto de países del entorno. Solo Francia marca un precio inferior (37,60 euros/MWh), mientras que Alemania, el mercado de electricidad de referencia en Europa, se sitúa en 72,58 euros/MWh.
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