El descenso de la producción eólica y nuclear ha elevado el precio de la electricidad por encima de los 100 euros/MWh. Hasta pasado domingo se situó en 104,03 euros el megavatio/hora (MWh), un 51,78% más alto que el mes pasado (68,54 euros/MWh) y un 64% superior al de hace un año (63,45 euros/MWh). De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, este aumento en el precio se debe a que la reducción de la generación eólica y nuclear coincide con un incremento del precio del gas, que encarece la producción de los ciclos combinados. Por eso, en los últimos días el precio de la electricidad ha estado por encima de 120 euros/MWh.

El frío y la ausencia de viento ha provocado picos de máximos en Europa, con los precios de la energía al alza en todo el continente. Así, los mercados diarios eléctricos alcanzaron su punto máximo el miércoles 6 de noviembre a las 17.00 horas. En ese momento, Alemania marcó 820 euros/MWh y Holanda, 550 euros/MWh, niveles que no se veían desde la crisis energética.

A día 17 de noviembre, el precio medio de la electricidad se situaba en 124,70 euros/MWh en Alemania y en 106,56 euros/MWh en Francia, ambos por encima de España (104,03 euros/MWh). Los ciclos combinados de gas (CCG) han aumentado su producción un 43,5% y dominan en la fijación de los precios. De su lado, la generación eólica de la primera parte de noviembre ha sido un 60% inferior a su promedio de los últimos cinco años.

A ello se ha unido la parada programada de dos centrales nucleares (Ascó I y Ascó II). Además, en esta época del año desciende la aportación fotovoltaica. En lo que va de mes, la generación de los ciclos combinados se ha situado en un promedio diario de 123 gigavatios/hora (GWh), su nivel más alto desde septiembre del año pasado (141 GWh/día). Ocupan la tercera posición en el mix en noviembre, con una aportación del 18,5%, solo por detrás de la nuclear (18,8%) y de la eólica que, a pesar de su descenso, continúa primera con el 19,7%.

Según recuerdan los analistas de Grupo ASE, los ciclos combinados desempeñan un papel fundamental para satisfacer la demanda. Su alta disponibilidad y flexibilidad se hacen imprescindibles, sobre todo cuando las renovables no entran al sistema. Esta capacidad es la que permite a los CCG fijar los precios y ampliar sus márgenes de beneficios en momentos como este, cuando la nuclear, la eólica y la solar reducen su aportación. Por ello, con la práctica desaparición del carbón, los CCG se han convertido en la única tecnología capaz de garantizar las “luces encendidas” del sistema eléctrico estatal, y esto supone que están marcando el precio marginal del mercado en prácticamente todas las horas de noviembre. De hecho, los precios se han incrementado en todas las horas del día, en un promedio cercano a los 40 euros/MWh (+64%).

Así, algunos días los precios en las horas punta se han situado en 140 euros/MWh, algo que no se veía desde los meses más duros de la crisis energética (2021-2023). La causa es el encarecimiento del gas (TTF y Mibgas) y de las emisiones de CO2, que ha llevado los costes de generación de los CCG a sus niveles máximos del año y que se acaba trasladando al mercado eléctrico.

EN CORTO

Al rescate. Según las previsiones de los analistas, de cara a fin de mes, el aumento que se espera de generación eólica debería moderar los precios. En concreto, a partir de mañana, las predicciones meteorológicas apuntan a un incremento de la generación eólica por encima de los 300 GWh/día en la península. Además, está previsto que la central nuclear de Ascó II se acople de nuevo al sistema. La suma de estos factores debería devolver los precios a un rango de 70-90 euro/MWh, más acorde con la tendencia de los últimos meses.