La combinación de distintos factores han convertido el mercado eléctrico en un cóctel molotov este verano. Las continuas olas de calor han elevado la demanda (subió en julio un 14% y un 6% en agosto respecto a los mismos meses del año pasado, especialmente en las horas centrales del día) por el mayor uso de aires acondicionados y cambios en la producción de algunas industrias, a lo que se suman los incrementos de las cotizaciones del gas natural por el bloqueo del estrecho de Ormuz. El resultado son unos precios del mercado mayorista de la electricidad (pool) que, en muchos días de este mes y del pasado, han superado los 100 euros por megavatio hora (MWh) de media. Según datos del operador del mercado ibérico, OMIE, este alcanzó los 113,98 euros/MWh el pasado viernes y, tras bajar de la barrera de los 100 euros el fin de semana, ha vuelto a repuntar hasta los 120,35 euros/MWh en las subastas para hoy martes.
El precio de este mercado spot ya no se aplica en su totalidad al Precio Voluntario del Pequeño Consumidor (PVPC): un 60% se fija desde este año con una cesta combinada de precios de los mercados de futuros y un 40% con el pool. Pero otros componentes de esta tarifa regulada (a la que tienen derecho los consumidores con menos de 10 kV de potencia y que tienen contratada ocho millones de hogares) han hecho que tampoco se libre del fuerte repunte estival. También por el coste de la operación reforzada que aplica y mantiene el operador del sistema, Red Eléctrica (REE) desde el apagón de abril de 2025. Según datos de esta compañía, el PVPC se situó el viernes en una media de 177,77 euros/MWh y ayer lunes en 171 euros (MWh) con picos muy superiores a los 300 euros. En el caso del cliente que mantiene contrato fijo con una comercializadora en el mercado libre, a este no le afectan estos precios en este momento, pero sí a futuro, cuando deban revisar sus contratos, que habitualmente son de un año.
Lo más llamativo de la situación, según distintos analistas, es la fuerte volatilidad de unos precios con diferencias sustanciales entre las horas de producción masiva de fotovoltaicas (principalmente, entre las 10 y las 17 horas) en que bajan de manera sustancial, hasta rozar los cero euros algunos días, y el atardecer, en que se fijan precios desproporcionados, superando incluso los 200 euros y 300 euros/MWh. Niveles que recuerdan a los momentos más duros de la crisis energética derivada de la invasión rusa de Ucrania de 2022.
Estas oscilaciones se producen tanto en el pool como en el PVPC. Así, el comportamiento de esta tarifa el pasado viernes, que se fija por horas, es un buen ejemplo: frente a un precio de 339,70 euros/MWh en la más cara, las 21 horas, en las más baratas (entre las 12 y las 14) apenas superó los 36. Y esta ha sido la tónica en las últimas jornadas. En el caso del mercado mayorista, para hoy, martes, sobre las 14.30 el precio desciende a 3,43 euros y se dispara a 226,83 sobre las 21.30 horas.
Los costes de operación
La situación se complica por el coste de la operación reforzada de REE que consiste, esencialmente, en la programación masiva de centrales de ciclo combinado de gas, que, por ser síncronas, ofrecen control dinámico de tensión en las redes para evitar riesgos de apagones. Aunque no casan en el mercado, las utiliza el operador en sus servicios de ajuste a un precio muy superior.
Fuentes del sector critican que, después de más de un año y cuando ya hay instalaciones renovables que podrían ofrecer dicho control, el operador no las haya activado, y mantiene una operación reforzada que comienza a ser más cara que la propia energía. En julio, los costes del sistema situaron el precio final en 122,82 euros/MWh por un modo de operar que “excede la prudencia”, añaden. Red Eléctrica siempre ha defendido un impacto mínimo de este mecanismo sobre el mercado.
Así como la energía solar cubre el 60% de la demanda peninsular en las horas de mayor radiación, haciendo bajar los precios, los ciclos combinados hacen acto de presencia a partir de las 20 horas, o por restricciones o marcando el precio marginal en el mercado diario en esas horas, en que las centrales ofertan los actuales precios internacionales del gas, en muchas ocasiones por encima de los 200 euros/MWh. Por una vía u otra “los ciclos combinados están haciendo su agosto”, señala un analista.
Como ya se preveía, los futuros del gas y la electricidad están añadiendo una mayor prima de riesgo para el segundo semestre asociada al gas caro, la incertidumbre sobre las rutas de suministro de Oriente Próximo, las reservas europeas antes del invierno y la demanda del verano. El precio del hub holandés de gas (TRF) supera los 65 euros/MWh.
Fuentes del sector eléctrico reclaman medidas o un cambio regulatorio para que toda la demanda posible se traslade a las horas de precios más bajos o se aproveche dicha producción en la recarga de baterías y no se desperdicie la producción renovable con vertidos. La baja producción eólica, propia de los periodos anticiclónicos, ha contribuido al panorama que se vive este verano.
De la evolución negativa de los precios da cuenta el hecho de que el pasado junio el precio del pool se situó en 69,59 euros/MWh, incluso un 4,1% menos que en junio del año pasado, en que se alcanzaron los 72,60 euros. Ya en julio, la media subió a 104,75 euros/MWh, el nivel más alto en 16 meses, con un salto superior al 50%, por la demanda disparada y las grandes oscilaciones horarias.
Otro hecho excepcional que ha vivido el sistema en agosto ha sido la activación por parte del REE del llamado Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD), concretamente, ha parado a la industria por segunda vez en lo que va de mes. La última, a las 18 horas del pasado jueves, cuando el operador del sistema aplicó este servicio (conocido antiguamente como interrumpibilidad), según fuentes próximas a la compañía, por la ola de calor y la falta de energía eólica.
Concretamente, se pararon durante dos horas 832 MW de capacidad de la industria que ofrece este servicio para dejar de consumir unos 1.500 MWh aproximadamente en ese tiempo, por lo que han cobrado 116 euros/MWh.