El precio diario del megavatio hora de electricidad en el mercado mayorista nacional español (coloquialmente conocido como pool) cierra octubre al filo de los setenta euros: 68,54 €/MWh. Así, la electricidad ha resultado este mes pasado cinco puntos más barata que en septiembre (-5,62%), cuando ese precio quedó fijado en los 72,62 euros. La diferencia a la baja es mayor aún si comparamos el precio ahora registrado con el de octubre del 23, que superó los noventa euros (90,03 €/MWh). La caída pues ronda los veinticuatro puntos (-23,9%), con respecto al precio de la electricidad del octubre de hace un año. Según los analistas de Grupo ASE, el motivo principal de esa significativa bajada está en la mucho mayor generación hidroelectricidad registrada este octubre. Según los datos que también acaba de publicar el operador del sistema eléctrico nacional, Red Eléctrica, el parque hidráulico nacional generó el año pasado, en octubre, 1.456 gigavatios hora (GWh) y ha generado este año (octubre del 24) 2.975 GWh, es decir, que la generación hidráulica ha crecido más de un 100%.
Globalmente, las renovables (eólica, fotovoltaica, termosolar, biomasa, minihidráulica, gran hidráulica, etcétera) han producido en octubre de este año un 15,5% más que en octubre del año pasado, crecimiento que va en sintonía con el acumulado anual. "No se trata de un fenómeno aislado -explican desde ASE-, puesto que en lo que llevamos de 2024 [la generación renovable] acumula un incremento del 16,4%". Los analistas destacan en su balance de octubre que, "en esta ocasión, la gran protagonista ha sido la generación hidráulica, con un extraordinario crecimiento del 104,3%". Además -advierten-, en este momento el nivel de las reservas hidroeléctricas es un 26,2% superior al del año pasado por estas fechas, volumen que "garantiza que la generación de los grandes embalses seguirá teniendo un peso importante en nuestro mix durante los próximos meses".
El análisis de Grupo ASE
«La mayor parte de la energía hidráulica (85%) es la que se genera en los grandes embalses, que son capaces de regular su producción. Esta capacidad les permite optimizar su producción, generando electricidad en las horas pico (más caras), cuando hay menos energía renovable»
En esos períodos, cuando no brilla el Sol y no genera el gran parque fotovoltaico nacional (en España ya hay casi 30.000 megavatios de potencia FV instalados), las energías "almacenables" (el gas que acumulan las centrales térmicas de ciclo combinado en sus tanques o el agua que almacenan las presas en sus embalses) aprovechan su oportunidad para vender su electricidad a precios mucho más elevados que los que obtiene la solar a mediodía, cuando la demanda no es tan elevada y sin embargo la oferta es mucha (todos los parques solares producen a pleno rendimiento -en días soleados, se entiende). El coste de generar un megavatio hora en una gran hidráulica puede rondar los 10, 15 euros, y el precio al que cotiza ese megavatio hora a las diez de la noche (cuando está "apagado" el parque nacional fotovoltaico) puede superar los 100 euros.
Este año, además, la generación hidráulica está siendo, según ASE, "extraordinaria: es un 64,1% superior a la de 2023 y un 20,8% más alta que su promedio de los últimos cinco años" y, además, "es probable -añaden- que cerremos 2024 con récord de generación hidráulica de los últimos 20 años".
Respecto al resto de fuentes renovables, la eólica ha reducido su producción un 2% respecto al año pasado, si bien, aun así, su producción (la generación eólica de octubre) ha sido un 13,9% superior a su promedio de los últimos cinco años. Mientras tanto, la solar fotovoltaica ha crecido nada más y nada menos que nueve puntos (+9%), incluso a pesar de las lluvias que se han registrado en este húmedo octubre en dos zonas clave para la solar, la zonas sur y este de España. En todo caso, el crecimiento que registra la fotovoltaica este año es extraordinario: 18,5% de aumento de promedio en 2024, según los datos facilitados por Grupo ASE.
En cuanto a las fuentes de electricidad contaminantes, el parque nuclear ha trabajado casi a plena carga, a excepción de la central de Almaraz I, en parada programada por recarga desde el 7 de octubre. Y las centrales de ciclo combinado (que queman gas, o sea, metano, para producir electricidad) han generado un 35% menos que en octubre de 2023. El año pasado aportaron al mix eléctrico nacional más de cuatro mil gigavatios hora de electricidad (4.087 GWh, concretamente), mientras que en este mes de octubre (octubre del 24) han aportado solo 2.646 GWh. "Se trata de un descenso sostenido -explican desde ASE-, puesto que, de enero a octubre, ha retrocedido un 35,5%".
También ha caído levemente la aportación de las centrales térmicas de cogeneración, que también queman esencialmente gas natural. Su producción ha descendido de los 1.263 gigavatios hora de 2023 a los 1.247 GWh de 2024.
Al norte de Pirineos
El precio medio de la electricidad en las grandes economías europeas se ha situado este mes en 90,96 €/MWh. "Se incrementa -concretan desde ASE- un 9% respecto a septiembre por el repunte en la cotización del gas y por el aumento de la demanda eléctrica que llega con el invierno energético".
El precio de la electricidad del mercado alemán, el de referencia en Europa, ha sido de 83,22 €/MWh, es decir, que ha estado más de veinte puntos por encima del español (+21,27%). Solo Francia ha marcado un precio inferior (62,06 €/MWh), gracias a su elevada producción nuclear, toda la cual es estatal (el parque nuclear francés, que tiene más de 50.000 megavatios de potencia es 100% estatal). En cambio, Italia, que es muy dependiente de la generación de electricidad a partir del gas, registra el precio más alto, con mucha diferencia, de las grandes economías europeas: 125,12 €/MWh.
Según el análisis de precios de octubre de Grupo ASE, "los países más dependientes del gas y del carbón son los que más suben su precio eléctrico". La generación de electricidad a partir de estos dos combustibles fósiles "es el principal impulsor -explican- de los precios de la electricidad en Europa, por eso España y Francia, con un hueco térmico muy reducido, tienen unos precios muy por debajo del resto de países, cuyo mix todavía es muy dependiente de las energías fósiles para producir electricidad".
Además -añaden desde ASE-, en estos países también incide más el incremento de los costes de generación de los ciclos combinados de gas como consecuencia del encarecimiento tanto del gas como de las emisiones (EUA) durante los últimos meses. A final de octubre, un CCG con una eficiencia del 50% fijaba su coste de oportunidad teórico en casi 110 €/MWh, su máximo en el último año.
[Bajo estas líneas, a la derecha, tabla que muestra los precios del megavatio hora de electricidad en las principales potencias ecónomicas de Europa. Tanto el gráfico anterior como este son de Grupo ASE].
La opinión de ASE
«La relevancia y el impacto de los ciclos combinados de gas en el mercado eléctrico se debe, tal como recuerdan los analistas de Grupo ASE, a que son los ciclos combinados de gas quienes fijan el precio marginal de referencia cuando la suma de la oferta de generación de las energías renovables, la nuclear y las interconexiones no es suficiente para satisfacer la demanda»
El precio spot (al contado) del gas en el mercado holandés TTF, el de referencia en Europa, se ha situado en octubre en un promedio de 40,16 €/MWh. Esto supone un aumento del 6,9% sobre el mes pasado y su precio más alto desde noviembre de 2023. En esa misma línea, el precio spot español (MibGas) ha cerrado octubre en 40,41 €/MWh, con una subida del 5,3%. "Sin embargo -matizan los analistas-, la cotización del gas se mantiene estacionaria en el mercado de futuros, trasladando esa estabilidad al mercado de futuros eléctricos".
