Las renovables generan el 55 % de la electricidad y bajan su precio un 20,24 %
Energía | 4 de octubre de 2024
El precio diario del mercado mayorista español (POOL) ha cerrado septiembre en 72,62 €/MWh. Baja un 20,24% respecto a agosto y está un 29,7% más barato que hace un año (103,34 €/MWh).
Solo la electricidad francesa es más barata que la española
Entre las grandes economías españolas, solo Francia, gracias a su elevada producción nuclear, que cubrió el 69,92% de su mix, marcó el precio más bajo (51,86 €/MWh). Sin embargo, el precio de la electricidad en el mercado alemán, el de referencia en Europa, fue de 78,31 €/MWh, un 7,8% superior al español. Por su parte, Italia volvió a colocarse como el mercado más caro, a 117,13 €/MWh.
El clima favorece la generación renovable y la moderación del precio eléctrico
Como ya adelantaron los analistas de Grupo ASE en su avance de septiembre, la caída del precio de la electricidad ha estado ligada a unas condiciones climatológicas favorables para la generación eólica, en comparación con los meses de verano, cuando disminuye a causa de la situación anticiclónica. La entrada de las primeras borrascas de la temporada elevó significativamente la producción eólica media a 148 GWh/día, esto es, un 27% más que hace un año y un 17,8% por encima de su promedio de los últimos cinco años.
También la fotovoltaica ha aumentado su rendimiento un 25,7% respecto a septiembre de 2023. Y, a la vez, la hidráulica casi ha duplicado su producción (+93,8%), gracias al nivel de las reservas hidroeléctricas, que es un 20,1% superior al del año pasado en estas fechas.
La generación renovable ha crecido un extraordinario 32,9% y ha representado un 55% del total de la electricidad producida en España, 12 puntos más que en septiembre del año pasado (43%). En el total del año, la generación renovable ya representa el 59,5% del mix energético.
La actual potencia instalada fotovoltaica en España alcanza los 28.665 MW y la eólica 31.532 MW, lo que representa el 47% del total de generación (127.969 MW). Las inversiones en nueva potencia fotovoltaica no dejan de crecer, a pesar de que los precios de la electricidad se han desplomado en 2024, especialmente en las horas de radiación solar.
Hundimiento de los precios solares
Los analistas de Grupo ASE señalan que lo lógico sería que los precios bajos y el incremento de los vertidos renovables (debido a la canibalización de los precios) ralentizaran la inversión en nueva capacidad renovable. De hecho, apuntan a que el sector corre el riesgo de falta de rentabilidad de los proyectos ya operativos. Los precios diarios de la electricidad en España promedian en 2024 los 51,38 €/MWh, pero los precios de los generadores solares se sitúan en los 37,89 €/MWh, lo que puede ser una línea roja para algunos parques.
Contradictoria actualización del PNIEC
La actualización del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030, que envió España a Bruselas la semana pasada, mantiene el objetivo de alcanzar 62 GW eólicos y 76 GW de solar. De acuerdo con los analistas de Grupo ASE, resulta sorprendente porque, este mismo documento, también confirma el retraso (hasta 2035) de los proyectos de interconexión con Francia a través de los Pirineos para incrementar la conexión eléctrica hasta los 8.000 MW.
En la actualidad, España sólo cuenta con 2.800 MW de conexión con el país galo, que se espera que aumenten hasta los 5.000 MW en 2028, con la línea submarina de Vizcaya, que se está construyendo ahora.
Según explican los analistas de Grupo ASE, la falta de una mayor capacidad de interconexión es claramente una señal bajista para el mercado eléctrico español, especialmente para la generación fotovoltaica (que solo interviene en las horas solares).
El plan enviado por el Gobierno prevé una demanda un 35% superior a la inicial (plan redactado en 2019) y un 50% más alta que la actual. Sin embargo, la demanda eléctrica se ha desplomado casi un 11% en los últimos cinco años.
Los analistas de Grupo ASE recuerdan el boom de los ciclos combinados de gas (CCG) durante la primera década de 2000. En total, se instalaron casi 27.000 MW de nueva generación eléctrica, respaldados por la expectativa de un fuerte incremento de la demanda. Al principio funcionó, con grandes producciones, pero la economía se paró en seco y las expectativas de una demanda alta se desvanecieron. Actualmente, decenas de miles de megavatios están infrautilizados y trabajan a apenas al 11% de su capacidad.
La demanda de electricidad sigue débil
La demanda de electricidad ha registrado un ligero incremento del 1% respecto al año pasado, pero se mantiene un 4,1% por debajo de su promedio de los últimos cinco años.
La débil demanda, junto al aumento de la generación renovable, está afectando sobre todo a la actividad de los ciclos combinados, que han reducido su producción un 47% en septiembre y un 40,6% en lo que va de año. Si extendemos el análisis de los datos respecto a los últimos cinco años, el descenso es del 95,6%.
Los futuros apenas reaccionan a la escalada en Oriente Medio
Los futuros europeos sobre la energía (gas y electricidad) bajaron en septiembre a causa de la débil demanda energética y de la expectativa de oferta cómoda. Estos fundamentos se impusieron al recrudecimiento del conflicto en Oriente Medio, tras el ataque de Irán a Israel.
En política energética, Europa ha sido capaz de reducir estructuralmente su demanda de gas en un 25% respecto a los niveles previos a la crisis (corte de suministro ruso), aunque ha supuesto un elevado coste económico industrial, como la deslocalización y la pérdida de competitividad.
Además, Europa ha diversificado sus fuentes de aprovisionamiento, incrementando su capacidad para importar gas natural licuado (GNL) norteamericano y aumentando sus reservas de gas hasta el 93% de su capacidad antes de iniciar el invierno, lo que le permite estar menos expuesta.
Por otra parte, el crecimiento de la potencia renovable (+ 30%) y la mejora de la disponibilidad nuclear francesa van a reducir la necesidad de intervención de los ciclos combinados de gas este invierno. Todo esto en medio de la paralización de la principal economía industrial europea, la alemana, lo que reduce aún más las expectativas de crecimiento de la demanda de electricidad y gas.
El mercado de futuros eléctrico español ha registrado un fuerte descenso (-13,7%) de los productos para el año 2025, que vuelven a cotizar por debajo de los 70 €/MWh, cuando a mediados de agosto superaban los 80 €/MWh. También el Yr-25 alemán retrocedió hasta los 86,61 €/MWh. Así, aunque se ha reducido en los últimos meses, el mercado español mantiene una elevada prima de descuento de casi 20 €/MWh,
Respecto al gas, el principal mercado de referencia europeo (TTF) registra en septiembre una bajada del 6% en su cotización del año 2025, hasta los 38,02 €/MWh, mientras el PVB español disminuye un 5,7% hasta los 37,20 €/MWh.
