El precio mayorista de la electricidad afronta el tercer otoño más caro de su historia

Madrid, 10 oct (EFE).- El precio de la electricidad en el mercado mayorista o 'pool' está registrando uno de los otoños más caros de su historia coincidiendo con un mayor empleo de los ciclos de gas, que han compensando la caída de la generación eólica en un momento de creciente demanda.

Según los datos elaborados por EFE a partir de la información del mercado ibérico OMIE, este inicio de otoño meteorológico, que comenzó el pasado 1 de septiembre, deja un precio medio de 147,6 euros/megavatio hora (MWh) hasta este sábado, solo superado en dos ocasiones desde que en 1998 comenzó a funcionar este 'pool'.

Para encontrar unos niveles superiores hay que remontarse a los 168,1 y los 238,2 euros/MWh que marcó de media este mercado mayorista, una de las referencias para los consumidores con tarifa regulada o PVPC, en las mismas fechas -entre el 1 de septiembre y el 10 de octubre- de 2021 y 2022, respectivamente.

Estos se produjeron en un contexto de crisis energética motivada por el aumento de la demanda internacional que siguió a la pandemia del coronavirus, agravado meses más tarde por la invasión rusa de Ucrania, que dejó unos precios nunca antes vistos y motivó la adopción de medidas extraordinarias como el tope al gas.

Sin esta iniciativa, que Bruselas autorizó para España y Portugal por su condición de isla energética por sus escasas interconexiones con el resto del continente, el 'pool' habría comenzado el otoño meteorológico de 2022 en unos 280 euros/MWh, un 15 % más de lo que finalmente se pagó.

Ahora la coyuntura está protagonizada por otro conflicto, la guerra en Irán y las tensiones en el estrecho de Ormuz, considerado un corredor energético mundial. Ello, unido a una demanda eléctrica al alza y a una aportación renovable inferior a la de años anteriores, ha desencadenado una tormenta perfecta en el mercado.

El martes 6 de octubre, el 'pool' rompió la barrera de los 200 euros/MWh por primera vez, precisamente, desde 2022, cuando este umbral se repetía con frecuencia e incluso alcanzó los 544,98 euros que, a día de hoy, continúa siendo su máximo histórico para una sesión.

Pero para entender por qué el mercado mayorista está en actualmente en estos niveles hay que tener en cuenta que el gas europeo sigue por encima de los 70 euros/MWh y que recurrir a él para producir electricidad resulta caro, cuenta a EFE el analista de mercados energéticos del Grupo ASE Juan Antonio Martínez.

"Venimos de un septiembre con un 14,46 % más de demanda que hace un año y una caída de la generación eólica del 17,7 %", prosigue Martínez, que explica que esa combinación aumentó la necesidad de recurrir a los ciclos combinados justo cuando el gas costaba más del doble en comparativa interanual.

La cuestión es que aunque la producción fotovoltaica -primera fuente de generación durante ese mes con el 26,3 % del total- ayudó durante las horas centrales, no pudo compensar las necesidades al final del día, indica este experto, que sitúa ahí una de las dificultades del mercado.

En octubre, la estadística diaria del sistema peninsular de Red Eléctrica muestra una caída de la aportación renovable hasta suponer en torno al 50 % del 'mix' (inferior al 53 % de los mismos días de 2025 y del 59 % de 2024), con la nuclear como líder con el 22,7 % de la producción.

En líneas generales, una menor necesidad de refrigeración por el alivio de las temperaturas, moderadas, y la recuperación del viento suelen dar cierto respiro al 'pool' en otoño.

Sin embargo, este año el suministro de gas sigue condicionado por las restricciones en Ormuz y Europa cerró septiembre con las reservas al 71,54 %, casi once puntos porcentuales por debajo de hace un año.

Por ello, "mientras haya que recurrir a ese gas caro, el cambio de estación por sí solo no basta para recuperar los precios de los últimos años", advierte el analista del Grupo ASE.

Sobre el papel, el histórico muestra que la producción eólica suele recuperarse en octubre, de modo que si este patrón se reproduce y se modera la demanda, habría margen para una bajada durante el mes.

"El alcance del alivio dependerá del gas y de cuántas horas sea necesario recurrir a los ciclos combinados", apunta Martínez, que avisa de que habrá que seguir la recuperación de las exportaciones de petróleo desde el Golfo, apoyada en rutas alternativas a través de Arabia Saudí y Emiratos Árabes Unidos.

Mientras que para el mercado mayorista español lo decisivo será si también se recuperan los flujos de gas natural licuado (GNL) y se reduce la tensión sobre el precio de gas, concluye el experto. EFE