El precio más alto para la jornada se dará en las últimas horas del día, especialmente entre las 21.00 y las 22.00 horas, horas en las que el megavatio hora superará los 140 euros (el techo de ayer quedó fijado a las diez de la noche -22.00 horas-, cuando el megavatio hora costó 138 euros). En el otro extremo, la hora más barata del día de hoy se dará entre las 15.00 y 16.00 horas, con 91,81 €/MWh. Así, el precio del mercado mayorista supera este viernes la cota de los 100 €/MWh por cuarto día consecutivo, convirtiéndose en el segundo precio más alto para una jornada en este 2024. Ayer, la aportación renovable fue del 46,9% sobre el total de electricidad generada, según datos de Red Eléctrica. Las centrales térmicas de ciclo combinado, que queman gas natural para generar electricidad, fueron las principales fuentes de electricidad, con 168 gigavatios hora, por delante del parque nuclear nacional, que produjo 164 GWh. Eólica y fotovoltaica se quedaron en 141 y 131 gigavatios hora, respectivamente. La hidráulica solo produjo 82 gigavatios hora, pero marcó precio en 14 de las 24 horas del día. Las tres horas más caras fueron suyas.
[Bajo estas líneas, precio horario del mercado diario. Fuente: Operador del Mercado Ibérico de Electricidad].
[Bajo estas líneas, tecnologías que marcan el precio marginal del mercado diario. Como se aprecia en la imagen, la generación hidráulica de bombeo y la generación hidráulica convencional mandan en 14 de las 24 horas. Las compañías que operan las centrales de bombeo e hidroeléctricas aprovechan su condición de instalaciones generadoras con sistema de almacenamiento -un embalse es eso, un almacén de agua-; cierran el grifo -no generan- cuando la electricidad es barata, y lo abren cuando la electricidad es más cara. Según Red Eléctrica (REE), que es el operador del sistema eléctrico nacional, actualmente hay en el país 17.096 megavatios de potencia hidráulica. Iberdrola controla más de 10.000. Endesa, 4.746. Naturgy, 2.062. O sea, que tres empresas manejan los grifos de prácticamente el 100% del parque hidroeléctrico nacional].
[Bajo estas líneas, previsión de OMIE de la producción de electricidad, por tecnologías, a lo largo de todo el día de hoy. Como se aprecia en la imagen, la hidráulica reduce generación en las horas centrales del día y pisa a fondo (vende todo el megavatio hora que puede) cuando sabe que la fotovoltaica deja de producir (al caer la noche) y la demanda sube (los picos de demanda siempre suceden a las nueve, diez, once de la noche en verano].
Los precios de la electricidad en el mercado mayorista se trasladan de manera directa (en un 75%) a la factura de aquellos usuarios cuyos contratos de suministro de electricidad están indexados al mercado mayorista (por ejemplo, aquellos que tienen contratado el denominado Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor, PVPC, que es el precio regulado por el Gobierno). El otro 25% del precio toma como referencia los mercado de futuros. La proporción de vinculación con el precio del pool se irá reduciendo progresivamente, para incorporar las referencias de los mercados de futuros, de modo que éstos representen el 25% en 2024, el 40% en 2025 y el 55% a partir de 2026.
En la actualidad -y según Red Eléctrica de España-, se calcula que existen en España cerca de 29 millones de consumidores domésticos (el 94% del total de los contratos de suministro eléctrico), de los que 8,5 millones (dato Gobierno de España) están acogidos al PVPC.
Los efectos del incremento del precio de la electricidad en el mercado mayorista en todo caso van más allá del PVPC, pues los demás consumidores también podrían verse arrastrados por el viento de cola de esos precios a medio plazo, conforme vayan expirando sus contratos de suministro. Y se verán afectados previsiblemente a medio plazo porque se supone que las comercializadoras, conforme vayan caducando los contratos que tienen esos clientes, ajustarán sus precios, o sea, repercutirán esa subida en sus clientes finales, los minoristas.
