El precio diario de marzo en el mercado mayorista español (POOL) ha cerrado en una media de 20,31 euros el megavatio hora (€/MWh), lo que supone una bajada del 49 % respecto a febrero y un 77,4 % en comparación con su nivel hace un año (89,70 €/MWh). Desde abril de 2020 no se daban precios tan bajos en la electricidad (17,65 €/MWh), según indican desde el Grupo Ase, que añaden cómo el aumento extraordinario de la generación renovable está detrás del hundimiento de los precios en marzo de 2024. Una producción renovable que ha cubierto el 67,6 % del mix de generación en marzo, fulminando el récord que había establecido el mes pasado (61,7 %), gracias principalmente al aumento de la generación hidráulica, que ha crecido un 141,6 % respecto a hace un año. La eólica se redujo un 9 % y la fotovoltaica se contrajo un 1,7 % por la menor radiación solar y quizá también por el aumento de los vertidos técnicos y económicos, aunque desde el grupo Ase no disponen de datos concretos.
Un aumento que, a su vez, ha provocado un descenso del 41,6 % en la actividad de los ciclos combinados de gas, que apenas alcanzaron un 7 % del mix, y una bajada de la producción nuclear del 31,7 % respecto a marzo del año pasado ya que las eléctricas españolas han mantenido parados tres de sus siete reactores nucleares por fallos técnicos y por los bajos precios. Endesa detuvo Ascó I (996 MW) por el cierre no previsto de una válvula. Iberdrola hizo lo propio con Almaraz I (1 GW) porque no casó en la subasta eléctrica. A estas indisponibilidades se sumó la parada programada del reactor nuclear de Iberdrola en Cofrentes (1,1 GW).
Las lluvias de marzo
Los embalses hídricos españoles se encuentra al 69,2 % de capacidad por las intensas lluvias de los últimos días de marzo. Se trata de uno de los datos más elevados de los últimos años y supera en más de 15 puntos el del año pasado (54,1 %) y en casi 11 a su promedio de los últimos diez años (58,4 %). Esta cifra -según indican desde el Grupo Ase- garantiza un fondo de reserva hidráulica extra de 4.000 GWh de cara al verano en comparación con el año pasado, lo que supondría reducir en más de un tercio la previsión de generación de los ciclos combinados de gas durante el verano. En todo caso, los analistas de Grupo ASE no esperan que esta reserva tenga demasiado impacto en los precios de la electricidad porque cuando la hidráulica regulable de los embalses no tiene la necesidad de desembalsar, en las horas punta eleva su coste de oportunidad al de las centrales de ciclo combinado de gas.
Precios bajos
La sobreoferta de generación intermitente ha provocado que en el 18 % de las horas el precio de la electricidad casara a "cero", y en el 32 % de las horas el precio se haya situado por debajo de 1 euro durante el mes de marzo. Una situación que ha continuado como, por ejemplo, el pasado 1 de abril el mercado mayorista eléctrico, el denominado pool, registraba por primera vez en la historia precio negativo durante tres horas, con el megavatio hora (MWh) a -0,01 euros entre las 14.00 y las 17.00 horas.
Por su parte, los ciclos combinados de gas sólo estuvieron presentes en el 3,68 % de las horas de casación de marzo y, además, lo hicieron con un precio medio de 43,4 €/MWh. Sin embargo, aún fue más reseñable la presencia de las nucleares en el 15,24 % de las horas de casación, algo que nada frecuente, que fue posible por el gran número de horas de este mes en las que el precio se casó a "cero". Las energías renovables, cogeneración y residuos dominaron la casación de los precios con el 38,44 % de las horas y un precio medio de 10,54 €/MWh, seguidas por la hidráulica, con el 31,44% de las horas y un precio medio de 17,56 €/MWh.
Asimismo, un mes más el precio eléctrico español es un 41 % más barato que la media europea. Los países del norte de Europa también han visto reducidos sus precios de forma significativa, pero siguen anclados en niveles mucho más altos por su mayor dependencia de las energías fósiles (carbón y gas) para generar electricidad. En el primer trimestre, la producción de electricidad con carbón y gas en Alemania sigue suponiendo alrededor de un 35 % de su mix. Sin embargo, en España ha descendido a sólo un 10,1 %. Esto ha sido posible gracias al aumento de la generación renovable (60 %) y a otras tecnologías, como la nuclear (20 %), que suponen una aportación muy estable de carga base al sistema eléctrico.
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