La hidráulica genera un 140% más y la luz baja un 49% en marzo con un tercio de las horas por debajo de 1 euro

El precio diario de marzo en el mercado mayorista español de electricidad ha cerrado en 20,31 euros/MWh. Baja un 49% respecto a febrero y se desploma un 77,4% en comparación con su nivel hace un año (89,70 euros/MWh).

Los analistas de Grupo ASE señalan que hay que remontarse a los meses más duros de la pandemia, hasta abril de 2020 (17,65 euros/MWh) para encontrar un precio más bajo.

Según explican en su Informe del mercado energético, este hundimiento de los precios obedece a un aumento extraordinario de la generación renovable, que ha relegado a las grandes centrales de generación convencional a adoptar un papel residual.

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La producción renovable ha cubierto el 67,6% del mix de generación en marzo, fulminando el récord que había establecido el mes pasado (61,7%). Ha sido gracias al extraordinario aumento de la generación hidráulica, que ha crecido un 141,6% respecto a hace un año.

La eólica se redujo un 9% y la fotovoltaica se contrajo un 1,7% por la menor radiación solar y quizá también por el aumento de los vertidos técnicos y económicos, "aunque no disponemos de datos concretos", señalan los expertos.

El aumento renovable provocó un descenso del 41,6% en la actividad de los ciclos combinados de gas, que apenas alcanzaron un 7% del mix, y parte del parque nuclear se desconecta para dar entrada a las renovables.

Parada de nucleares

Durante gran parte de marzo, las eléctricas españolas han mantenido parados tres de sus siete reactores nucleares. En parte, por fallos técnicos, pero también por los bajos precios.

Endesa detuvo Ascó I (996 MW) por el cierre no previsto de una válvula. Iberdrola hizo lo propio con Almaraz I (1 GW) porque no casó en la subasta eléctrica. A estas indisponibilidades se sumó la parada programada del reactor nuclear de Iberdrola en Cofrentes (1,1 GW).

A pesar de que la producción nuclear se redujo un 31,7% respecto a marzo del año pasado (a lo que supone su funcionamiento a plena carga), el precio de la electricidad continuó en mínimos por la elevada producción hidráulica.

Mix marzo 2024 Grupo ASE

Según explican los analistas de Grupo ASE, aunque las posibilidades que tienen las centrales nucleares para modular su generación son limitadas (por haberse diseñado para funcionar en carga base), no es la primera vez que los reactores nucleares recortan su producción durante períodos de poca demanda y mucha generación renovable.

Falta almacenamiento

Ante la imposibilidad de almacenamiento y la limitada capacidad de exportación de la península, la sobreoferta de generación intermitente ha provocado que en el 18% de las horas el precio de la electricidad casara a "cero".

También ha resultado insólito que en el 32% de las horas el precio se haya situado por debajo de 1 euros. Esta situación continuada de precios muy cercanos a cero se inició a finales de febrero, por una sucesión continuada de borrascas, y ha tenido como factor desencadenante la extraordinaria producción de los embalses hidrológicos.

La generación hidráulica de este mes ha sido un 141,6% superior a la de marzo del año pasado y un 37% mayor que su promedio de los últimos cinco años. La continuidad, o no, de esta caída generalizada de precios durante las próximas semanas dependerá en gran medida del caudal de los ríos y de la necesidad de seguir desaguando los embalses hidrológicos de las cuencas del Duero y del Miño-Sil, que rondan el 90% de su capacidad.

Precio del mercado diario eléctrico español (OMIE) Grupo ASE

Con respecto a la capacidad general de los embalses hídricos españoles, se encuentra al 69,2%. Se trata de uno de los datos más elevados de los últimos años y supera en más de 15 puntos el del año pasado (54,1%) y en casi 11 a su promedio de los últimos diez años (58,4%).

Esta cifra garantiza un fondo de reserva hidráulica extra de 4.000 GWh de cara al verano en comparación con el año pasado, lo que supondría reducir en más de un tercio la previsión de generación de los ciclos combinados de gas durante el verano.

En todo caso, los analistas de Grupo ASE no esperan que esta reserva tenga demasiado impacto en los precios de la electricidad porque cuando la hidráulica regulable de los embalses no tiene la necesidad de desembalsar, en las horas punta eleva su coste de oportunidad al de las centrales de ciclo combinado de gas.

Los ciclos combinados de gas sólo estuvieron presentes en el 3,68% de las horas de casación de marzo y, además, lo hicieron con un precio medio de 43,4 €/MWh. Sin embargo, aún fue más reseñable la presencia de las nucleares en el 15,24% de las horas de casación, algo que nada frecuente, que fue posible por el gran número de horas de este mes en las que el precio se casó a “cero”.

Las energías renovables, cogeneración y residuos dominaron la casación de los precios con el 38,44% de las horas y un precio medio de 10,54 euro/MWh, seguidas por la hidráulica, con el 31,44% de las horas y un precio medio de 17,56 euros/MWh.

Un 41% más barato que en la UE

Mientras el precio español ha cerrado el primer trimestre en 44,80 euros/MWh, a un nivel similar al previo a la crisis energética, en cambio el precio promedio de las grandes economías europeas se ha situado en 75,83 euros/MWh.

Los países del norte de Europa también han visto reducidos sus precios de forma significativa, pero siguen anclados en niveles mucho más altos por su mayor dependencia de las energías fósiles (carbón y gas) para generar electricidad.

En el primer trimestre, la producción de electricidad con carbón y gas en Alemania sigue suponiendo alrededor de un 35% de su mix.

Sin embargo, en España ha descendido a sólo un 10,1%. Esto ha sido posible gracias al aumento de la generación renovable (60%) y a otras tecnologías, como la nuclear (20%), que suponen una aportación muy estable de carga base al sistema eléctrico.

La demanda eléctrica

La demanda eléctrica ha mantenido su tendencia, retrocediendo un 0,6% frente al año pasado y un 4,8% respecto a su promedio de los últimos cinco años.

Esta caída pudo ser más elevada, pero la menor radiación solar (por las lluvias en la mitad sur de España) redujo la capacidad de autoconsumo fotovoltaico en industria y hogares.

Así lo reflejan los datos, explican los analistas de Grupo ASE, si los comparamos con los del año pasado: un aumento moderado durante las horas solares, pero una reducción general en el resto de las horas.