El precio diario del mercado mayorista (pool) está en máximos históricos. En agosto, se colocó en 105,94 €/MWh, un 14,6% más alto que el pasado mes de julio y triplicó el de hace un año (+193%). Fue, además, un 126% superior (más del doble) a la media de los últimos cinco años de un mes de agosto, de manera que es el agosto con el precio de la electricidad más caro en España desde que hay registros.
Los analistas del Grupo ASE explican que este feroz aumento del precio de la electricidad, en España y Europa, está impulsado por dos factores fundamentales: el incremento de los precios de gas mundiales en un 1000% anual y la elevada cotización de las emisiones de CO2, que sigue escalando debido al impulso de la UE a las políticas de descarbonización. Lo que ya no tiene una explicación tan clara, añaden, es el irregular comportamiento este verano de la aportación eólica al mix de generación.
"El rápido crecimiento de la potencia instalada de eólica y fotovoltaica durante los últimos años en España, unido al estancamiento de la demanda, debería suponer una mayor presencia de tecnologías ´baratas´, que desplazaran a la generación hidráulica y de gas. Sin embargo, avanzado el verano, los precios en las horas punta de radiación solar se han mantenido muy altos, contradiciendo las previsiones", señalan.
La causa se encuentra en el comportamiento de la generación eólica. "Durante agosto –continuan– redujo un 50% su aportación en las horas diurnas respecto a las horas de la noche. Su escasez ha favorecido la entrada de las tecnologías más caras, como la hidráulica y el gas, que elevan los precios durante el día y que hacen que España haya resultado uno de los países más caros de Europa. El Pool español ha sido un 128% más alto que el alemán, que quema carbón".
A los analistas de Grupo ASE les extraña este comportamiento de la energía eólica, que no tiene una explicación climática, dado que el calentamiento diurno del terreno produce turbulencia térmica en la mayor parte de la península. Esta gráfica muestra la producción media horaria de agosto de hidráulica (azul), eólica (verde) y fotovoltaica (naranja). Se aprecia con claridad cómo la eólica desciende a medida que aumenta la fotovoltaica y cómo los precios se mantienen muy altos, mientras la hidráulica "dibuja" dos “jorobas” en su volumen, paralelas al precio del Pool. 
Sin embargo, el día 7 de agosto no se produjo reducción de la producción eólica (línea verde) coincidiendo con la abundancia fotovoltaica (línea naranja) y el precio del POOL (línea roja) se desplomó en las horas diurnas, llegando casi a valores de “cero”, como muestra la gráfica de ese día:
El hecho de que lo ocurrido el 7 de agosto sea una excepción en lugar de la tónica habitual resulta sorprendente y según los analistas de Grupo ASE debería ser investigado. En este sentido, recuerdan que más del 50% de la producción eólica española está en manos de cinco compañías eléctricas.
Señalan, asimismo, que la actividad hidráulica ha llevado a las cuencas del norte de España a mínimos, con sus reservas al 50% de su media de los últimos diez años.
Este descenso diurno de la producción eólica ha llevado a que, durante agosto, el precio del pool lo haya marcado el hueco hidrotérmico en el 80% de las horas. Es decir, una planta de ciclo combinado de gas (CCG) o una central hidroeléctrica. La hidráulica cerró con un precio medio de 107 €/MWh mientras que los CCG lo hicieron en 112 €/MWh.
Demanda aplanada y menor generación
Respecto a la demanda de electricidad, el informe de Grupo ASE señala que, a pesar de la recuperación de la actividad económica en España, con crecimientos cercanos al 20% del PIB interanual, la demanda de electricidad se estancó en un crecimiento del 0,4% en agosto con respecto al mismo mes de 2020. De hecho, si comparamos el dato con agosto de 2019, cae un 1,6%.
De esta forma, la curva de demanda se está “aplanando”. En las horas valle se incrementa en un 3,5%, mientras que durante el día y en las horas punta disminuye un 1,2%. En este caso, según Grupo ASE, la explicación se encuentra en dos factores. Por un lado, el aumento del autoconsumo. Por otro, el reciente cambio tarifario, que ha tenido algún impacto en los hábitos de consumo.
Desde ASE dicen que están observando con atención está tendencia, ya que "tiene una enorme trascendencia para el sistema eléctrico y la formación de los precios".
Otro dato recogido en el informe es que durante agosto en España se produjo un 5,2% menos de electricidad que hace un año por el aumento de las importaciones, la caída de las exportaciones a Francia y el estancamiento de la demanda. El saldo de interconexión, que en agosto de 2020 fue exportador (240 GWh), el mes pasado fue importador (775 GWh). A pesar del descenso en la generación, las renovables aportaron un 8% más que en agosto del año pasado, por el espectacular incremento (+32%) de la fotovoltaica. Las renovables cubrieron el 44,4% del mix.
La conclusión final de los analistas del Grupo ASE es que "los altos precios eléctricos que estamos viendo carecen de lógica y no se podrán mantener de forma sostenida. Con una demanda estancada, que se aplana y disminuye en las horas punta, hay suficiente capacidad renovable para que en este momento el precio eléctrico en España sea el más bajo de Europa".
Situación en Europa
En cuanto al conjunto de la UE, las emisiones han subido un 60%, impulsadas por la política europea de descarbonización y la consiguiente especulación de grandes fondos de inversión. Sin embargo, los analistas de Grupo ASE apuntan al gas, dado que las centrales de ciclo combinado (CCG) son las que marcan el precio marginal de los mercados eléctricos europeos.
El año pasado, en estas fechas, el coste de oportunidad que determina la oferta de un ciclo combinado era de 40 €/MWh. Ahora se mueve en torno a 100 €/MWh. Un 85% de esta subida se explica por el incremento del precio de su materia prima, el gas, en los mercados. La escasez de gas en Europa, por la combinación de las bajas importaciones de gas natural licuado (GNL), condicionadas por la presión de la demanda asiática, y un volumen muy bajo de flujo en los gaseoductos rusos, han disparado el precio del gas un 1000% en el último año.
"El gas ha subido tanto que ahora mismo las plantas de carbón resultan competitivas. En los últimos meses, Alemania ha reducido su producción eléctrica con gas en un 36% a la vez que ha duplicado su generación con carbón. Algo parecido ha ocurrido en Reino Unido y Holanda. Este tirón en la demanda de carbón ha elevado su precio un 1000% en el último año", destacan.
"En estos momentos las reservas europeas de gas se encuentran al 60% de su capacidad, más de 20 puntos menos que hace un año y muy por debajo de su media en estas fechas. Europa va a afrontar el invierno con unas reservas significativamente más bajas de lo habitual", añaden.
Si el invierno es frío en Europa o Asia, el precio del gas se podría elevar aún más que el año pasado, dado que entonces Europa contaba con una amplia reserva. Los mercados de futuros recogen esta fuerte prima de riesgo y el último trimestre de 2021 cotiza en 50 €/MWh (TTF), estableciendo un récord histórico.
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