Así lo ha explicado el máximo responsable de Tempos Energía en su último análisis del mercado eléctrico nacional, en el que la demanda peninsular ha alcanzado los 27.230 megavatios, un 6,9% menos que en julio. Según Aceituno, este descenso «no logra absorber la fuerte generación renovable, lo que ejerce presión bajista sobre los precios». A su parecer, “estamos ante un sistema sobrado de energía: la demanda ya no es factor de tensión, sino de depresión”.
La fotovoltaica, pese a caer un 8,5% respecto a agosto, ha aportado una media de 14.199 megavatios entre las 8 y las 20 horas, con picos de más de 18.000 a mediodía. Desde la consultora energética señalan que su importante peso provoca excedentes diarios que expulsan del mercado a tecnologías más caras, lo que explica los precios negativos.
Un mercado partido en dos
Aceituno ha señalado que «la situación cambia radicalmente al ponerse el sol», ya que la llegada de la noche abre hueco en el sistema y dispara los precios. Según sus datos, la eólica, con un repunte del 26,8% respecto a agosto (6.286 MW de media), amortigua parte de la tensión en las noches,» especialmente entre las 21 y las 23 horas», cuando supera los 7.900 MW.
Por el contrario, la hidráulica se ha desplomado un 11,4%, hasta los 2.190 MW, «dejando sin apoyo al sistema». Los ciclos combinados de gas redujeron un 23,5% su producción (3.566 MW), desplazados de las horas centrales, aunque siguen actuando como “tecnología de emergencia” en el tramo de 18 a 22 horas. De ahí nacen los picos de hasta 160 €/MWh.
Perspectivas: otoño como punto de inflexión
Tempos Energía prevé que «con unas renovables fuertes y gas débil, el mercado mantendrá una tendencia bajista». No obstante, «el escenario podría cambiar en otoño: menos horas de sol, más demanda térmica y un posible repunte del índice TTF del gas». Y es que el precedente es claro: en noviembre de 2024, el precio medio superó los 100 €/MWh, el doble del actual.