"Hay factores internos -explican desde esta empresa de previsiones- que tienen un peso importante a la hora de determinar el precio mayorista de la electricidad en España, factores como la temperatura, la nubosidad y la radiación solar, las precipitaciones, la velocidad del viento o la actividad económica e industrial". Y así como nos afectan el precio de los combustibles que importamos y el precio del CO2 que marcan los mercados internacionales (factores externos), también lo hacen -también nos influyen- estos "factores internos". Así lo explica AleaSoft: observando en el siguiente gráfico -comparación de los perfiles medios horarios de la demanda de electricidad en la España peninsular en 2018 y del precio del mercado ibérico MIBEL-, se entiende claramente -señalan desde AleaSoft- que la demanda es "el factor más importante a la hora de establecer el precio en el mercado eléctrico".
Los patrones de laboralidad diarios y semanales (días laborables, festivos, puentes, periodos vacacionales, etcétera) son los que definen el perfil medio, tanto de la demanda como del precio. La demanda de electricidad también se ve alterada por la temperatura y por la humedad, que en periodos cálidos hace aumentar la sensación de calor. En lo referente a la temperatura, 2018 ha sido un año relativamente cálido, que sigue la tendencia del aumento progresivo de la temperatura media en la España peninsular. Concretamente, entre los días 2 y 6 de agosto se registraron las temperaturas más altas de, al menos, los últimos 20 años, con un valor promedio de 28,2°C.
Más allá del perfil horario de la demanda, esta también se ve influida en el medio plazo por la actividad económica e industrial, y así mismo por el aumento de la eficiencia energética. Según datos de Red Eléctrica de España (REE), una vez corregidos los efectos de la temperatura y la laboralidad, el crecimiento de la demanda en 2018 está alrededor del 0,6%, lo que se puede atribuir a la actividad económica y la eficiencia energética.
Producción renovable y hueco térmico
La cantidad de electricidad producida a partir de fuentes renovables tiene una influencia clara sobre el precio del mercado eléctrico. La producción renovable no gestionable, como la eólica y la solar, precisamente por no poder gestionar su recurso, ofertan su producción a precio muy bajo en el mercado eléctrico y presionan el precio a la baja. Al depender básicamente de la meteorología, la producción renovable se considera un factor interno del precio.
Con datos provisionales, a falta de acabar el año, la producción eólica de este 2018 será la más alta de los últimos cuatro o cinco años. Principalmente gracias a una producción récord en el mes de marzo, de 7.651 gigavatios hora, nunca antes registrada, pero con una producción más bien baja en los restantes meses del año. Por su lado, la producción solar en 2018, incluyendo la fotovoltaica y la termosolar, con datos aún provisionales, será la más baja de los últimos 5 años.
La producción hidroeléctrica también es un factor interno, dado que su recurso, el agua, depende de la pluviometría. A diferencia de la eólica y la solar, la hidroeléctrica puede gestionar su recurso y optimizar el desembalsado del agua para aumentar ingresos. En este año, 2018, la producción hidroeléctrica será un 40% superior a la del año 2017, cuando dos años de sequía seguidos llevaron la producción a niveles históricamente bajos.
Análisis hidro
Precisamente esta situación de salida de un periodo de sequía prolongado ha hecho que las centrales hidroeléctricas empezaran el año hidrológico con los pantanos prácticamente vacíos y pudieran gestionar con margen sus ofertas en el mercado. En consecuencia, un aumento de la producción hidroeléctrica no ha derivado en una bajada del precio del mercado, como era habitual en los últimos años, sino que las centrales han adaptado el precio de sus ofertas a la de los ciclos combinados de gas, que son los que normalmente marcan el precio marginal del mercado.
Nuclear
También la producción nuclear se puede considerar un factor interno del precio del mercado eléctrico, dado que el precio de sus ofertas no está sujeto al precio de su combustible. Las centrales españolas terminarán 2018 con una producción aproximada de 53,8 teravatios hora (TWh), la producción más baja de los últimos nueve años, una caída de la producción debido principalmente a la parada de la central de Vandellós durante casi cinco meses, entre marzo y julio.
La producción renovable y la producción nuclear determinan el hueco térmico a rellenar por la producción térmica sujeta al coste de sus combustibles y de las emisiones de CO2 para determinar sus costes marginales, factores que se consideran externos y que se han tratado en el primero de los resúmenes de AleaSoft sobre el precio de la electricidad este 2018.
Otro factor que se puede considerar interno es la publicación del Real Decreto-Ley 15/2018, que suspende el impuesto sobre la generación eléctrica e incluye una exención del Impuesto Especial sobre Hidrocarburos. Esta reducción de la fiscalidad, sobre todo sobre las centrales térmicas que marcan el precio marginal del mercado, ha hecho que estas sean más competitivas frente a las importaciones de electricidad y hayan aumentado su producción.
Las previsiones de AleaSoft indican un aumento en los próximos años tanto de la demanda de electricidad por la recuperación de la economía, como de la producción eólica y solar por el aumento de la potencia que se espera para hacer frente a los objetivos medioambientales para 2030 y de descarbonización de la producción eléctrica.
