Madrid (EFE).- El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista, una de las referencias para la tarifa regulada, ha superado este mes los 100 euros/megavatio hora (MWh) por primera vez desde febrero de 2025, coincidiendo con una menor producción eólica y una mayor demanda por las olas de calor.
De acuerdo con el histórico elaborado por EFE, el MWh se ha pagado de media a 104,7 euros en julio, un 50 % más en comparativa interanual, una evolución que, más allá de las elevadas temperaturas y la subida del consumo, los expertos atribuyen al incremento de las exportaciones y al encarecimiento del gas, entre otros factores.
El ‘pool’ ha subido de los 100 euros/MWh en casi una veintena de sesiones. De hecho, el miércoles 22, el precio medio escaló hasta los 150,32 euros, máximo anual y su nivel más alto desde los 151,43 euros registrados el martes 21 de febrero de 2023, hace más de tres años.
Los motivos del encarecimiento
Según explica a EFE el analista de mercados energéticos de Grupo ASE Juan Antonio Martínez, el encarecimiento del ‘pool’ responde a una combinación de factores donde el calor «ha sido un catalizador, pero no la única causa».
Julio ha unido una mayor demanda (un 4,5 % más), mayores exportaciones a Francia y Portugal (un 24,5 % más) y un gas más caro (un 66 % más) por las tensiones en el estrecho de Ormuz a raíz de la guerra en Irán. También han contribuido unos precios contenidos al mediodía y mucho más altos en las horas sin sol.
El consumo por refrigeración ha coincidido, además, con una menor aportación eólica. Si se observa la estadística diaria del sistema peninsular hasta este jueves, la eólica ha generado un 14 % interanual menos, en tanto que la nuclear ha caído un 2,2 %.
Por el contrario, los ciclos combinados -tecnología que emplea gas para producir electricidad y que proporciona respaldo en momentos de alta demanda- han avanzado un 31 %.
Es decir, se ha necesitado más generación con gas justo cuando está más caro, relata Martínez, que recuerda que la incertidumbre por Ormuz y el riesgo sobre los flujos de gas natural licuado (GNL) de las últimas semanas han presionado al alza las referencias europeas.
El calor «endurece» el perfil horario
Mención aparte dedica a la evolución de la fotovoltaica, que «sigue conteniendo mucho el precio en las horas centrales», dejándolo en una media de unos 62 euros/MWh este mes; sin embargo, la franja tarde-noche, cuando la potencia solar cae, ha rondado los 156 euros.
«Las olas de calor no sólo aumentan la demanda total, también endurecen el perfil horario del sistema», cuenta este especialista, que insiste en que ante temperaturas extremas, menor viento y un gas caro, el mercado necesita más generación térmica justo en las horas en las que la solar ya no es suficiente para cubrir el consumo.
Demanda en julio
El jueves 16, la demanda máxima diaria peninsular alcanzó los 819 gigavatios hora (GWh), cerca del récord para estas fechas -Red Eléctrica separa los registros en función de si se dan en invierno o verano-, los 821,8 GWh del jueves 20 de julio de 2006.
Si se observa la demanda horaria, el techo de esta campaña estival son, de momento, los 39.116 MWh del miércoles 8, de 20:00 a 21:00 horas. Aquí, el máximo son los 40.934 MWh del lunes 19 de julio de 2010, de 13:00 a 14:00 horas.
En tanto que la potencia máxima instantánea de este verano son los 39.429 megavatios (MW) del lunes 6 de julio a las 20:58 horas. Este nivel sigue sin llegar a los 41.318 MW del lunes 19 de julio de 2010 a las 13:26 horas.
Los datos de demanda correspondientes a la actualidad no incluyen la energía del autoconsumo.
