La eólica abarata la electricidad en toda Europa en agosto, pero el gas y el CO2 encarecen el gasista
El fuerte empuje de la generación eólica en el conjunto de los principales mercados eléctricos europeos durante la cuarta semana de agosto se tradujo en un alivio generalizado de los precios mayoristas. Sin embargo, el contexto de fondo sigue mostrando la persistente presión de los combustibles fósiles y el CO2, con el gas TTF cerrando su nivel más alto desde enero de 2023 y las reservas europeas de gas al 65%.
La producción eólica marca el ritmo y abarata la electricidad en casi toda Europa
Entre el 24 y el 30 de agosto, los precios medios semanales del mercado eléctrico cayeron en la gran mayoría de los principales mercados europeos en comparación con la semana anterior, según el análisis de AleaSoft Energy Forecasting. El mercado nórdico lideró los descensos con una caída del 20%, seguido de Portugal (-17%) y los Países Bajos (-16%). En el resto de los grandes mercados, las bajadas han oscilado entre el 12% de España y el 14% de Alemania, con Francia recortando un 13,1% y Bélgica un 8,1%.
El principal motor de esta tendencia bajista en los precios fue el aumento generalizado de la producción eólica. Alemania y Francia cuadruplicaron su generación eólica respecto a la semana anterior, con avances del 55% y el 34%, respectivamente. España y Portugal también registraron incrementos notables del 23% y del 21%.
Este aluvión eólico se ha traducido en registros históricos. Portugal alcanzó su producción eólica más alta para un día de agosto con 81 GWh el 24 de agosto, mientras que Francia generó 218 GWh el 29 de agosto, su mejor marca para un mes de agosto desde 2023. El caso de España es especialmente destacable por la magnitud del avance que supone para la integración de renovables en la red.
Italia, la excepción que confirma la regla: la demanda alta y la poca eólica sostienen los precios
Sin embargo, no todos los países han seguido la misma senda descendente. Italia se erigió como la gran excepción, al registrar una subida del 15% en su precio medio semanal, alcanzando los 194,14 €/MWh, la cifra más alta de todos los mercados analizados. Esta subida se explica por dos factores: la menor subida de su producción eólica de la semana, de solo el 4,6%, y el mayor aumento de la demanda eléctrica de Europa, que se disparó un 15%.
Este comportamiento contrasta fuertemente con la evolución de sus vecinos europeos y con su propio mercado ibérico. En el polo opuesto se situaron los países nórdicos, con un precio medio semanal de 89,81 €/MWh. España y Portugal, por su parte, registraron un precio medio de 106,46 €/MWh, en la parte baja de la tabla.
La producción solar fotovoltaica también jugó un papel. Mientras España e Italia encadenaron su cuarta semana consecutiva de descensos, todos los mercados vieron descender su producción, a excepción de Alemania, que aumentó un 20%. Este incremento, sin embargo, no fue suficiente para contrarrestar el efecto de la eólica en el cómputo general.
Gas y CO2 al alza: la otra cara de la moneda que lastra la factura
A pesar del alivio renovable, los mercados de combustibles fósiles y derechos de emisión siguen mostrando una elevada tensión que amenaza con trasladarse a la factura eléctrica en las próximas semanas.
Los futuros del gas TTF en el mercado ICE alcanzaron su máximo semanal el lunes 24 de agosto, cerrando en 68,32 €/MWh, el precio más alto desde el 11 de enero de 2023. Al cierre de la semana, el TTF se situaba en 66,98 €/MWh, un 1,7% más que el viernes anterior. Las reservas de gas europeas se encuentran en solo el 65% de su capacidad, muy por debajo de lo habitual en estas fechas, y las tensiones geopolíticas en el estrecho de Ormuz amenazan con colapsar los flujos de GNL.
En paralelo, los precios de los derechos de emisión de CO2 subieron a máximos desde finales de julio. El precio de cierre más alto de la semana fue de 84,43 €/t, alcanzado el 25 de agosto, cerrando la semana en 82,74 €/t. La combinación de un gas caro y un CO2 al alza presionan al alza los costes de las centrales de ciclo combinado, que suelen ser las que fijan el precio marginalista en los momentos de menor generación renovable.
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