La combinación de una mayor demanda por las altas temperaturas, el repunte del gas natural y los costes adicionales de operación del sistema eléctrico está elevando los precios de la electricidad este verano. La situación también provoca fuertes oscilaciones horarias, con valores próximos a cero durante el día y picos superiores a 300 euros por megavatio hora (MWh) al anochecer.
Las olas de calor impulsan la demanda eléctrica
El consumo de electricidad aumentó un 14% en julio y un 6% en agosto respecto a los mismos meses del año anterior. El incremento se concentra especialmente en las horas centrales del día debido al uso intensivo del aire acondicionado y a cambios en la producción de algunas industrias.
A esta presión se suma el encarecimiento del gas natural por el bloqueo del estrecho de Ormuz. Como resultado, el precio medio del mercado mayorista de electricidad, conocido como pool, ha superado los 100 euros/MWh durante numerosas jornadas.
Según datos del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), el precio alcanzó los 113,98 euros/MWh el pasado viernes. Tras situarse por debajo de los 100 euros durante el fin de semana, volvió a subir hasta los 120,35 euros/MWh en las subastas correspondientes al martes.
El PVPC también registra un fuerte repunte
Desde este año, el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC) ya no depende completamente del mercado diario. El 60% se calcula mediante una cesta de precios de los mercados de futuros, mientras que el 40% permanece vinculado al pool.
Sin embargo, otros componentes han impedido que la tarifa regulada, contratada por unos ocho millones de hogares con una potencia inferior a 10 kW, quede al margen del encarecimiento. Entre ellos figura el coste de la operación reforzada aplicada por Red Eléctrica desde el apagón de abril de 2025.
El PVPC alcanzó una media de 177,77 euros/MWh el viernes y se situó el lunes en 171 euros/MWh, con máximos muy superiores a 300 euros. Los clientes del mercado libre con contratos de precio fijo no perciben de inmediato estas variaciones, aunque podrían afrontarlas cuando revisen sus contratos, normalmente de carácter anual.
Precios mínimos al mediodía y máximos por la noche
La volatilidad constituye uno de los elementos más destacados del actual escenario energético. Entre las 10:00 y las 17:00 horas, la elevada generación fotovoltaica reduce considerablemente el precio, que algunos días llega a rozar los cero euros.
La situación cambia al atardecer, cuando cae la producción solar y entran en funcionamiento tecnologías más caras. En esas horas, los precios pueden superar los 200 o incluso los 300 euros/MWh, niveles similares a los observados durante la crisis energética posterior a la invasión rusa de Ucrania en 2022.
El viernes, por ejemplo, el PVPC alcanzó 339,70 euros/MWh a las 21:00 horas, mientras que entre las 12:00 y las 14:00 apenas superó los 36 euros. Para el martes, el mercado mayorista marcó 3,43 euros/MWh alrededor de las 14:30 y 226,83 euros hacia las 21:30.
Los costes de operación elevan el precio final
La operación reforzada de Red Eléctrica implica programar centrales de ciclo combinado de gas para aportar control dinámico de tensión y reducir el riesgo de apagones. Aunque estas plantas no siempre participan directamente en el mercado diario, el operador las utiliza mediante servicios de ajuste, generalmente a precios más elevados.
Fuentes del sector cuestionan que, más de un año después, no se hayan incorporado instalaciones renovables capaces de prestar algunos de esos servicios. En julio, los costes del sistema situaron el precio final en 122,82 euros/MWh mediante una forma de operar que, según estas fuentes, “excede la prudencia”. Red Eléctrica sostiene que el impacto del mecanismo sobre el mercado es mínimo.
Durante las horas de mayor radiación, la energía solar llega a cubrir el 60% de la demanda peninsular. A partir de las 20:00 horas, los ciclos combinados ganan protagonismo y trasladan al mercado los elevados precios internacionales del gas, en ocasiones por encima de 200 euros/MWh. Según un analista, por una vía u otra, “los ciclos combinados están haciendo su agosto”.
El gas caro y la falta de viento aumentan la incertidumbre
Los mercados de futuros del gas y la electricidad están incorporando una mayor prima de riesgo para el segundo semestre. Entre los factores se encuentran la incertidumbre sobre las rutas de suministro de Oriente Próximo, el nivel de las reservas europeas antes del invierno y el aumento estacional de la demanda. El precio del gas en el mercado neerlandés TTF supera los 65 euros/MWh.
La escasa generación eólica durante los periodos anticiclónicos también ha agravado la situación. El precio medio del pool, que en junio fue de 69,59 euros/MWh, subió en julio a 104,75 euros/MWh, su nivel más alto en 16 meses y un incremento superior al 50%.
Red Eléctrica también activó en agosto el Servicio de Respuesta Activa de la Demanda por segunda vez en el mes. Durante dos horas se desconectaron 832 MW de capacidad industrial, reduciendo el consumo en aproximadamente 1.500 MWh. Las industrias participantes recibieron 116 euros/MWh.
El sector reclama cambios regulatorios para trasladar más consumo a las horas baratas, impulsar el almacenamiento en baterías y evitar el desperdicio de energía renovable. Sin estas medidas, la dependencia del gas durante la noche seguirá alimentando la volatilidad y presionando la factura eléctrica.
Ricardo Navarro es colaborador de ONU Noticias MX, donde cubre temas de actualidad, política, negocios, tecnología, deportes, entretenimiento y estilo de vida. Se enfoca en brindar información clara, relevante y fácil de comprender, ayudando a los lectores a mantenerse informados sobre los acontecimientos y tendencias más importantes del momento.
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