La central de ciclo combinado del Besós (Barcelona), en una imagen de archivo.

La crisis energética es la sombra de lo que fue, pero el verano toca a su fin con precios de la luz más altos que en primavera. El encarecimiento del gas natural, una materia prima esencial en la generación eléctrica y que ha llegado a dispararse un 50% en el transcurso del estío, es el principal factor detrás de este moderado estirón. No es el único: el frenazo de la producción eólica, que solo creció un 1,5% respecto a agosto del año pasado pese a la mayor capacidad instalada, obligó a quemar más combustible fósil en las centrales de ciclo combinado. En sentido opuesto remó la fuerte generación fotovoltaica —junto con el viento, la fuente más barata—, que generó un 35% más que un año antes. Esta tecnología ya supera los 22 gigavatios (GW) de potencia instalada, cada vez más cerca de la eólica (30,4 GW) y de las centrales de gas (26,2 GW).

El precio medio de la luz en el mercado mayorista cerró agosto en 96,05 euros por megavatio hora (MWh), un 6,2% más que el mes precedente y casi un 8% más que en la primera mitad del año. La subida fue moderada, y los valores siguen lejos —muy lejos— de los registrados un año antes, cuando rondaba los 155 euros. Pero tiene importancia por tres motivos: porque el alza en la cotización de la luz se traslada directamente a casi cuatro de cada diez hogares (los que están en el mercado regulado, también conocido como PVPC), porque la energía es el principal factor detrás del reciente rebrote inflacionario y porque en más de la mitad de días de agosto el mercado superó la barrera de los 100 euros por MWh, prácticamente desconocida hasta el estallido de la crisis energética y que en los últimos meses parecía haber quedado atrás.

“La volatilidad ha sido elevada a lo largo del mes y en los días con altas temperaturas y escasa generación eólica, el soporte que ha proporcionado el gas a la generación de electricidad. Como está caro, ha impulsado hacia arriba el precio”, explican los analistas del grupo ASE en una nota. “Al flojear la aportación eólica, el crecimiento de la fotovoltaica no ha logrado expulsar a los ciclos combinados de gas durante las horas centrales, en las que mantuvieron una cuota 10% del mix. Esa participación, aunque mínima, fue suficiente para que muchos días los precios siguieran anclados al coste del gas y se mantuvieran más altos de lo esperado”. A la larga, no obstante, la mayor producción renovable —con la fotovoltaica a la cabeza— acabará desplazando al gas en cada vez más tramos horarios, presionando a la baja el precio de la luz.

La cotización del gas natural sigue siendo, en efecto, el principal pilar sobre el que orbita el coste de la luz. Esto es así por el diseño del mercado, de tipo marginalista, en el que el precio del último MWh que se casa hora tras hora es el que fija la retribución del resto de tecnologías. Y el gas, que entra en juego como sostén cuando las renovables y la nuclear no son capaces de cubrir por sí solas la demanda, presiona al alza en muchos tramos a lo largo de la jornada.

La reactivación de la excepción ibérica, lejana

La excepción ibérica, un mecanismo ideado por los Gobiernos español y portugués —con la aquiescencia de la Comisión Europea— para romper esta relación directa, permitió desligar los caminos del gas y de la luz durante prácticamente toda la segunda mitad del año pasado. Sin embargo, y a pesar de haber sido prorrogado hasta finales de 2023, este instrumento lleva inactivo desde el pasado febrero y todo apunta a que seguirá así durante más tiempo: el tope solo entraría en funcionamiento si el gas rebasase el umbral de los 60 euros por MWh.

Pese al reciente estirón del gas, ese nivel sigue lejano: el principal mercado europeo, el holandés TTF, ronda hoy los 33 euros. En otras palabras, para que la excepción ibérica volviese a entrar en la ecuación, la cotización de esta materia prima tendría prácticamente que duplicarse. En los días más duros de la crisis energética, hace justo un año, el precio del gas llegó a superar los 300 euros por MWh, pero en este momento nadie tiene esos valores en mente. Ni siquiera los más agoreros.

La demanda cae menos

El consumo de electricidad en España continuó a la baja en julio y en agosto: cayó un 1,3% intermensual, según los datos de Red Eléctrica de España. Este ritmo de bajada, sin embargo, es notablemente menor que el registrado en los meses precedentes: en abril había caído cerca de un 10%; en mayo casi un 5%; y en junio, un 6%. En esa caída influyen tanto las olas de calor registradas en las últimas semanas, que han aumentado el consumo de aire acondicionado, como el llamado efecto base: ahora, la comparación se establece respecto a meses en los que la explosión de los precios ya había empezado a laminar la demanda. También, aunque en menor medida, por la mayor afluencia de turistas extranjeros.

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