¿Qué podemos esperar de los precios de la electricidad?

Con la electricidad y los precios hay que tener un ojo en el cielo y otro en la cartera. Así se enfoca un mercado bipolar, ciclotímico, espasmódico e inestable en el que las energías renovables eólica y fotovoltaica —40% de la generación— ganan peso cada día y la meteorología marca el ritmo. Mucha agua, buen viento y días soleados convierten a España en primavera en el país de jauja de la energía con la luz más barata de Europa —precios medios de 37 euros el megavatio hora (MWh) en el primer cuatrimestre, la mitad que la media europea— y con un sistema que ha superado desde hace tiempo la marca del 50% de generación ”verde”. Pero tras la primavera llega el verano y el país de jauja se evapora. Con menos viento, la energía eólica renquea y, de pronto, el agua vale tanto como el gas que regresa para mover las turbinas de las centrales de ciclo combinado a precio de oro. Y jauja se convierte durante el estío en uno de los países con la electricidad más cara, con precios medios en el mercado mayorista por encima de los 90 euros MWh; lejos de las marcas de 2022, cuando estalló la guerra de Ucrania, pero con balcón y vistas a la preocupación.

“Es un mercado endemoniado” resume el director de Próxima Energía Jorge Morales. “Si entra una gota de gas o agua en el estío los precios se disparan”. Tanto que en el mercado mayorista eléctrico (pool), donde se casan la oferta y la demanda diaria de electricidad, en agosto se registraron picos máximos de precios desde 2020. Según los analistas de Grupo ASE, el precio diario del mercado mayorista español cerró en agosto en 91,05 euros MWh, un 25,9% más alto que en julio (72,31 euros por MWh), aunque todavía un 5,2% más bajo que hace un año gracias a la generación solar fotovoltaica.

Arriba y abajo. Precios muy altos o precios hundidos. Volatilidad e incertidumbre. Así está el mercado pero ¿por qué? y ¿a quién afecta? Si se atiende a lo más cercano en el tiempo, el repunte veraniego de los precios se debió a una suma de factores. Iberdrola enumera varios: las altas temperaturas, el repunte de la demanda —en parte por el turismo en un año que apunta a récord de 95 millones de visitantes— y la subida del gas en un contexto geopolítico complicado. Pero conviene profundizar. La principal clave está en el funcionamiento del mercado mayorista eléctrico. Es simple: el precio final de la electricidad lo marca la energía más cara necesaria para cubrir la demanda.

La presidencia española de la UE intentó cambiar el modelo y en enero de 2023 propuso una reforma integral del mercado energético comunitario para limitar de forma permanente el impacto del gas en la factura de la luz y fijar un precio regulado para las centrales nucleares e hidráulicas. La ministra Teresa Ribera envidó y perdió. No siempre se gana. Ribera, junto a Portugal, sí había logrado que Bruselas aprobara en 2022 la llamada excepción ibérica para poner un límite al precio del gas utilizado para producir electricidad y disparado por la guerra de Ucrania. La excepción ibérica, que finalizó en diciembre de 2023 y la rebaja del IVA de la luz del 21% al 10%, que se ha vuelto a activar en junio por las subidas del recibo, actuaron como diques para contener el tsunami de los precios de la energía.

“Con el modelo actual, el mercado es una lotería” abunda Morales. Y ¿quiénes son los afectados por los vaivenes? En lo inmediato, los que más notan los movimientos son los clientes domésticos y microempresas acogidos a la tarifa regulada (PVPC), para clientes con contratos de suministro de baja tensión. La tarifa fue reformada el pasado mes de enero y depende en tres cuartas partes del precio diario en el pool. El resto (25%) se reparte entre el mercado de futuros mensual, trimestral y anual. Así, los 8,6 millones de usuarios acogidos al mercado regulado —el 17% del total— según datos de la CNMC, se beneficiaron en primavera y pagaron más en verano. El resto de clientes, con contratos a precio fijo, no notan los vaivenes de forma inmediata aunque un funcionamiento anómalo o excepcional del mercado acaba por afectar a los contratos con las suministradoras.

Juan Antonio Martínes, analista de Grupo ASE, una compañía agregadora de demanda que gestiona 1.200 puntos de suministro de alta tensión y 1.000 de baja, destaca el papel de las renovables en la evolución de los precios y la gran volatilidad de un mercado prácticamente aislado de Europa con poco más de un 5% de capacidad de intercambio en interconexiones. “Una posibilidad [para contener las oscilaciones bruscas de los precios] es elevar la demanda eléctrica” asegura Martínez. Pero la cosa no es tan fácil. Aunque la demanda eléctrica creció ligeramente este verano, en la última década la demanda nacional ha caído más de un 6%, de 260,5 GWh a 244,6 GWh, según el Informe del Sistema Eléctrico que elabora Redeia.

La Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (Aelec), a la que pertenecen entre otras compañías Endesa, Iberdrola y EDP, también remarca la importancia de las renovables en la evolución de los precios. “Son las garantes de reducir los precios de la energía eléctrica en nuestro país” sostiene la asociación. “El potencial desarrollo renovable que se espera también en este año, así como los sucesivos, tal y como apunta el PNIEC, va a facilitar que sigamos contribuyendo a reducir los precios de la electricidad como lo estamos viendo este año, donde ya se dan sucesivas horas seguidas de precios cero. Esto nos está facilitando garantizar un suministro eléctrico más competitivo que en Europa, hasta un 20%-30%, contribuyendo a que España pueda seguir desarrollando una industria sostenible” añade Aelec. El Banco de España, en su informe El impacto de las energías renovables sobre el precio mayorista de la electricidad confirma el análisis al concluir que las renovables pueden reducir los precios eléctricos un 50% en 2030 si se cumplen los planes de despliegue de más parques.

Las empresas son optimistas. Fuentes de Endesa apuntan a que, con todas las cautelas, los modelos apuntan a que “para el conjunto del año 2025, la previsión [de precios] podría ser ligeramente inferior al que cotizan los mercados forward [de futuros]”, en torno a los 75 euros. Manda la meteorología. Un otoño-invierno seco puede subir los precios. Por el contrario, un final de año húmedo —los embalses hidroeléctricos rondan el 70% de su capacidad, 30 puntos por encima del agua embalsada para consumo— puede reducirlos significativamente. Depende del cielo porque el modelo se mantiene. La Comisión Europea ha aprobado y publicado recientemente la Directiva (UE) 2024/1711 y Reglamento (UE) 2024/1747, sobre la configuración del mercado de la electricidad. Las normas mantienen el sistema de fijación de precios y la retribución a las instalaciones ociosas —llamados pagos por capacidad—, lo que quiere decir, explica el experto en modelos energéticos Javier García Breva en el informe La Naturaleza del Pacto Verde Europeo, que en caso de nuevas crisis los consumidores volverán a sufrir. Porque “mientras no se reforme el mercado, el despliegue rápido de las renovables que promueve la directiva (...) no será suficiente para lograr precios asequibles en futuras crisis de precios elevados de la electricidad”. Pese a todo, el futuro —y la energía verde— es imparable. “El avance de las renovables, de la eficiencia energética y de los recursos energéticos distribuidos acabará con el diseño actual del mercado, independientemente de lo que digan las directivas europeas. Solo es cuestión de tiempo” concluye García Breva.