El calor da la vuelta a la otra excepción ibérica: un verano con la luz más cara en España y Portugal que en la UE
La mayor demanda eléctrica en la Península por las altas temperaturas eleva los precios. Los países del centro y el norte consumen menos en julio y agosto
El calor revierte las tornas en los mercados eléctricos europeos. Tras una primera mitad del año con precios sustancialmente más bajos en España y Portugal que en el resto del continente —una suerte de excepción ibérica bis, en alusión al mecanismo que abarató sustancialmente la factura en los meses más crudos de la crisis energética—, el verano ha traído consigo valores mucho más altos. El movimiento, con todo, tiene mucho de coyuntural: todos los indicadores de largo plazo apuntan a un precio de la electricidad notablemente más bajo en la Península que en la mayoría de países europeos; una enorme oportunidad para atraer industria de gran consumo y centros de datos, entre otras actividades.
En julio, España y Portugal promediaron algo más de 70 euros por megavatio hora (MWh) en el mercado mayorista, del que beben en gran medida los millones de abonados que optan por la tarifa regulada (o PVPC) y también algunos de los que se inclinan por el libre. La cifra contrasta con los 47 euros de Francia, los 54 de Bélgica, los 65 de Países Bajos o los 68 de Alemania. Solo el Reino Unido —fuera de los Veintisiete— e Italia —brutalmente expuesta a las centrales de gas, que encarecen su recibo mes tras mes— registraron valores más altos: 82 y 112 euros por MWh, respectivamente, según los datos del grupo ASE.
La tónica se repite en lo que va de agosto, en el que tanto España como Portugal promedian casi 90 euros por megavatio hora, lejos de los 50 de Francia, los 63 de Bélgica, los 77 de Países Bajos y los 82 de Alemania. Fuera del club, el Reino Unido también queda por debajo (algo menos de 69 euros por MWh, al cambio). Italia, por su parte, sube hasta rozar los 127 euros y queda lejos de la cota ibérica.
“Mientras que en el centro y el norte de Europa la demanda de electricidad cae en verano, aquí la demanda crece, sobre todo por el mayor uso de aires acondicionados”, explica Juan Antonio Martínez, consultor de ASE. Al factor calor, el fundamental, hay que sumar otro: la mayor afluencia de turistas, en su mayoría procedentes de otras latitudes europeas, que reduce el consumo de electricidad en sus países de origen y lo incrementa en los de destino. En este caso, en España y en Portugal. “Un hotel se convierte en una gran industria durante unos meses: climatización, depuradoras de las piscinas... Por supuesto que influye en el consumo eléctrico; no es ni mucho menos despreciable”, remarca Martínez.
En lo que va de agosto, la demanda de electricidad en España acumula un aumento interanual cercano al 3%. Francia, en cambio, atraviesa estos días la fase de menor consumo de electricidad de 2024.
Hay, también, variaciones en la oferta que contribuyen a un cambio de tornas en el diferencial de precios que debería girar de nuevo con la llegada del otoño y, sobre todo, del invierno. “En España, la aportación de la eólica también disminuye más que en el resto del continente por el tiempo anticiclónico”, ilustra Martínez por teléfono.
“El mix español está eminentemente gobernado por las renovables: cuando funcionan bien, los precios se desploman. Y, en cambio, cuando no cubren tanta demanda, bien porque generen menos bien porque el consumo sube, los precios aumentan”, completa Antonio Aceituno, director y fundador de la consultora Tempos Energía.
Interconexión débil
Más que una península, España y Portugal constituyen una ínsula en lo energético. Ese fue el argumento esgrimido por ambos países en el duro tira y afloja para que Bruselas y el resto de Gobiernos europeos diesen su visto bueno a la citada excepción ibérica. Y ese es, también, uno de los factores que están contribuyendo a que el precio de la luz esté siendo, en lo que va de verano, más alto que en la fracción central y septentrional del continente.
“Si la interconexión [eléctrica a través de Pirineos] fuese mayor, ambos podrían absorber excedentes de otros países, como Francia”, sostiene Martínez. “Esta situación es un reflejo más de lo débil de la interconexión con el resto de Europa: cuando baja la generación renovable, España lo sufre más que el resto”. La estrechez de cable entre ambos países —sobre todo, por la reticencia a reforzarlo mostrada por los sucesivos Gobiernos franceses— impide, por ejemplo, que ese país pueda vender al sur su habitual electricidad sobrante en estas fechas. Lo que, además de revertir positivamente en sus exportaciones, reduciría la cotización de la luz en la Península.
Alivio para la fotovoltaica
Tras una primavera tan positiva para los consumidores de electricidad como aciaga para los dueños de plantas fotovoltaicas, con precios cero (y negativos) que han laminado sus ingresos, la reciente escalada está siendo un alivio para sus cuentas de resultados. Les permite, en definitiva, capturar un volumen extra de ingresos con los que ni soñaban hace unos meses. Frente a la proliferación de horas de precios mínimos en marzo y en abril, en las últimas semanas estos han quedado encapsulados únicamente en las horas solares de los fines de semana.
“Todas las tecnologías están aprovechando la menor oferta para casar más alto e ingresar más. También la fotovoltaica”, apunta Martínez, del Grupo ASE. A su juicio, una de las claves de este verano están siendo los vertidos económicos. “Sospecho que hay renovables que están ofertando parte de su producción a precios altos para que no case y que, así, el precio medio capturado sea más alto. Es algo legítimo, que no se puede medir con exactitud, pero que creo que está ahí”.
El calor también encarece el gas
El mercado eléctrico no es el único que está viéndose trastocado por las temperaturas más altas en el suroeste europeo. En el gasista, el calor se ha traducido en una mayor demanda ibérica por el aumento en el uso de las centrales de ciclo combinado (en las que se quema este combustible para obtener electricidad). Y esta ha hecho crecer, a su vez, su cotización a un ritmo más alto que en el resto del continente.
El año empezó con precios más altos en el índice holandés TTF —el que se utiliza como referencia para los Veintisiete— que en su par ibérico Mibgas. “En febrero eso ya cambió, pero el diferencial se mantuvo estable en los meses siguientes. Hasta agosto, cuando se ha disparado en paralelo al mayor uso de los ciclos combinados”, analiza Aceituno. El diferencial ahora es de algo más de un euro por megavatio hora, ya más cerca de la media histórica tras un periodo —el de la crisis energética— en el que las tornas se dieron la vuelta.
El llenado de los depósitos de gas, que hace aumentar la demanda, ya no es una explicación posible: España es el país de la UE que más rápido ha alcanzado el 100%, esta misma semana. “La clave es el calor: si no hiciese tanto, la fotovoltaica estaría produciendo más, porque su rendimiento cae a partir de los 25 grados; la eólica también porque haría más viento y la demanda para aire acondicionado caería. Y todo eso haría que la demanda de gas también fuese menor”, cierra el jefe de Tempos Energía.
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