Detrás de la subida del precio de la electricidad de las últimas semanas hay principalmente factores coyunturales, como la ola de frío, la escasez de reservas de gas, la baja hidraulicidad o el parón nuclear francés, pero también estructurales. Uno de ellos es que desde 2013 no se ha instalado nueva potencia renovable en España (desde la moratoria verde de 2012, las nuevas instalaciones renovables no llegan a 100 MW). Si se hubiesen instalado los 2.500 MW de eólica previstos para finales de 2016 en la Planificación Energética 2015-2020, España se podría estar beneficiando de los nuevos, más modernos y más eficientes aerogeneradores, lo que generaría una mayor generación eléctrica a bajo coste y, por lo tanto, menores precios de la electricidad. Es decir, que se podría haber prevenido en cierta medida la subida de los precios del mercado eléctrico al evitarse la entrada en funcionamiento de aquellos ciclos combinados de gas, que tienen una estructura de costes de generación más elevada por funcionar pocas horas al año.
La menor generación eólica en lo que va de enero, un 25,9% inferior a la del mismo periodo del año anterior y un 8% por debajo de la media del mes, se cita como uno de los factores meteorológicos que han provocado esta crisis. Y, sin duda, cuanto más sopla el viento, más bajo es el precio de la luz. Si en 2016 en España no hubiese 23.000 MW eólicos que proporcionan energía limpia y autóctona a los consumidores, el precio del mercado eléctrico hubiese sido 15,26 euros/MWh más alto –un 28%–, según los cálculos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE).
Otro factor estructural que está afectando al pool español es que actualmente Francia necesita importar electricidad por el parón nuclear y nuestro país tiene una gran capacidad de generación adicional para exportar concentrada en una sola tecnología, los ciclos combinados, que se utiliza generalmente en picos de demanda y que depende del gas natural, un recurso de precio muy volátil, especialmente en invierno. En los picos de demanda, Francia está importando algo más de 2.000 MWh de España, entre otras cosas, porque en el mercado francés el precio alcanza los 200 euros/MWh
La ola de frío ha llegado con los embalses en mínimos de reservas: la hidráulica está generando un 26% menos que la media de los últimos 6 años. Obviamente, la coincidencia de estos factores meteorológicos con el parón nuclear francés no estaba prevista en la modelización de la demanda de gas y electricidad a ambos lados de los Pirineos. Esta combinación ha disparado la demanda de electricidad en Francia y España, y de gas en España, sin las existencias de gas natural necesarias para hacerle frente con el margen habitual y a la vez exportar electricidad a Francia. En Francia, el sistema de calefacción está basado mayoritariamente en la electricidad (en España predominan el gas y el gasóleo). Es decir, que en Francia la ola de frío incrementa la demanda y el precio de la electricidad, mientras que en España aumentan la demanda y el precio del gas, lo que también tensiona al alza el precio eléctrico. Como las centrales marginales españolas que pueden utilizarse para exportar a Francia utilizan gas, tienen que competir con la mayor demanda del sector residencial, su coste y el de todo el mercado eléctrico se dispara (el precio spot en MIBGAS está alrededor de 40 €/MWh (térmico), frente a principios de mes en que se situaba en 20 €/MWh. En otros mercados europeos está entre 20 y 21 €/MWh).
Evolución generación y precio mercado (primeros 23 días de enero, 2012-2017)
Fuente: REE y OMIE
Generación media horaria por tecnologías hasta el 23 de enero
Fuente: REE
Demanda de gas en enero 2017
Fuente: Enagas
*Demanda prevista enero 2017, escenario superior: frío extremo y máxima demanda industrial y sector eléctrico.
Situación del almacenamiento de Gas Natural a 21/01/2017
Situación del almacenamiento de gas en España (a 23/01, 2014-2017)
Fuente: Enagas
Comparativa precio medio diario de los mercados eléctricos de Francia y España en enero (del 1 al 23)
Fuente: REE y OMIE
