Una luz en máximos desde 2023, más gas y los futuros impulsan la factura más cara en años

Madrid, 31 ago (EFE).- La electricidad en el mercado mayorista ha marcado este agosto su precio medio más alto en tres años, lo que ha contribuido a que la factura para un consumidor tipo con tarifa regulada (PVPC) suba a máximos desde finales de 2022, coincidiendo con una alta demanda, más gas y la escalada de los futuros.

Según el histórico elaborado por EFE, los 118,24 euros/megavatios hora (MWh) que ha marcado, de media, el 'pool' en el último mes suponen su nivel más alto desde los 132,05 euros/MWh de febrero de 2023, una circunstancia que ha acompañado el encarecimiento de los recibos con periodo de facturación hasta el 31 de agosto.

En esos casos, la factura de un consumidor PVPC tipo con una potencia de 4,4 kilovatios (kW), un consumo mensual de 60 kilovatios hora (kWh) en horario punta, 70 kWh en llano y 120 kWh en valle ha sido de 69,61 euros, casi dos euros más que en julio y su techo desde los 74,14 euros de octubre de 2022.

En aquellas fechas -y como sucede ahora con la guerra en Irán-, los mercados energéticos recogían el impacto de las tensiones geopolíticas por la invasión rusa de Ucrania.

Ahora bien, España y Portugal -previa autorización de Bruselas por su condición de "isla energética" dada su limitada capacidad de interconexión con el resto del continente- aplicaban por entonces el tope temporal al precio del gas destinado a la generación eléctrica.

Esto abarató un 'pool' que, de no haber contado con esta medida extraordinaria, hubiera arrojado un coste superior, elevando, por tanto, la factura, que todavía estaba referenciada en su totalidad a la evolución del mercado mayorista.

La subida se produce en paralelo al alza del MWh, que ha superado los 100 euros en 27 sesiones, y ha acabado con el precio medio más alto desde los 132,05 euros de febrero de 2023. De hecho, el lunes 17 de agosto, logró su máximo anual: 157,35 euros/MWh.

Como en julio, este repunte ha respondido a una concatenación de factores donde el calor ha influido en la demanda, pero en la que ha repercutido, asimismo, un encarecimiento del gas TTF -referencia europea-, que ha pasado de promediar unos 53 euros/MWh durante el mes anterior a superar los 66 euros a cierre de la última semana.

El avance del TTF ha coincidido con una elevada entrada de los ciclos combinados, tecnología que proporciona respaldo en momentos de alto consumo -por ejemplo, en verano-, pero que acarrea un coste mayor al emplear gas para producir electricidad.

Estos ciclos, cuya aportación al 'mix' energético ha crecido a raíz de la operación reforzada del sistema eléctrico tras el apagón peninsular del 28 de abril de 2025, se han convertido en la segunda fuente de generación eléctrica de este agosto, con el 19,6 % del total, después de incrementar su aportación un 30 % interanual.

Por delante, solo figura la solar fotovoltaica, responsable del 30,6 % de la electricidad producida en el mes.

A pesar de su creciente peso en el 'mix', la naturaleza intermitente de esta tecnología, que depende de la radiación solar, y unos sistemas de almacenamiento todavía poco extendidos, dejan un hueco para que los ciclos combinados se consoliden por las noches. En estas franjas, el MWh ha llegado a los 240 euros este agosto.

Por su parte, las temperaturas han vuelto a impulsar unos picos de demanda que, aunque por debajo de los vistos en julio, han sido los más altos para un agosto en años.

Así, la potencia máxima instantánea de las últimas semanas han sido los 37.189 megavatios (MW) del jueves 13 a las 21:32 horas, máximos para este octavo mes del año desde los 37.850 MW del 27 de agosto de 2020 a las 13:48 horas.

El propio día 13, pero de 19:00 a 20:00 horas, el sistema eléctrico peninsular alcanzó la demanda máxima horaria del mes en curso, 37.125,2 MWh, su techo desde los 39.701,4 MWh del 3 de agosto de 2018, entre las 13:00 y las 14:00 horas.

Mientras que la demanda máxima diaria de este mes fueron los 764,3 gigavatios hora (GWh) de ese mismo jueves, un umbral inferior a los 768,1 GWh del 1 de agosto de 2024.

Impuestos y costes fijos (peajes, cargos y ajustes del sistema) al margen, el precio para los usuarios con tarifa PVPC depende en un 45 % del mercado diario y en un 55 % de una cesta de futuros.

En un escenario condicionado por la incertidumbre geopolítica, los futuros de la electricidad de OMIP continúan subiendo y están a 126,25 euros/MWh para septiembre, a 121 euros/MWh para el último trimestre (un 15 % más que a cierre de julio) y a 75,7 euros/MWh para 2027 (un 12 % más).

Este mercado proporciona señales de precios a inversores e industrias. De hecho, los futuros ya anticipaban un coste medio de 118,7 euros/MWh para este agosto a finales del mes pasado. EFE

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