El viento abarató la electricidad un 68% en la primera semana del año

Sopla el viento, baja el precio de la electricidad. Es una máxima del mercado eléctrico que se ha puesto de manifiesto en los últimos días de diciembre y en la primera semana del año. Según datos de la Asociación Empresarial Eólica (AEE), en los siete primeros días de enero -caracterizados por una gran ventosidad- el precio medio del mercado eléctrico o 'pool' se situó en 20 euros por megavatio a la hora (Mwv/h), frente a los 63,64 euros de media que se registraron en el pasado mes de diciembre. Es decir, un 68,5% por debajo.

La energía generada en los parques eólicos entra en las subastas diarias a un precio marginal -cero euros- debido a que el coste de la materia prima -el viento- es nulo, por lo que desplaza a tecnologías más caras. Por ejemplo, a las centrales que queman carbón o a los ciclos combinados de gas, que entran al mercado con el precio más alto. Por tanto, cuanto más viento, más bajos son los precios de la electricidad.

Del 1 al 7 de enero (ambos inclusive) la producción horaria eólica media fue de 10.232 Mw/h y cubrió casi el 40% de la demanda de electricidad, mientras que en diciembre fue de 6.622 Mw/h, según datos de Red Eléctrica de España (REE). Sin embargo, en la última semana de diciembre, la ciclogénesis explosiva que cruzó España y gran parte de Europa originó que por ejemplo la eólica cubriese el 47,5% de la demanda de electricidad el martes de Nochebuena, y el 53,8% en Navidad.

En el resto de diciembre pasó exactamente lo contrario. El anticiclón que se situó sobre España en el primer tercio del mes tuvo como consecuencia unos niveles de viento inusualmente bajos para esa época del año. Fue uno de los motivos por los que el 'pool' se disparase -en momentos puntuales- hasta los 112 euros Mw/h. No fue el único, desde luego, ya que la escasez de lluvia y la parada de varias centrales nucleares a un mismo tiempo contribuyó a hacer de los ciclos combinados la tecnología más decisiva a la hora de marcar precio.

La AEE advierte de que los consumidores domésticos no podrán beneficiarse de los bajos precios que marca el 'pool' estos días en la misma medida que los grandes consumidores industriales, que tienen otras formas de abastecerse de energía. Estos «se agrupan a veces en asociaciones de grandes consumidores para contratar electricidad al por mayor para sus asociados. Y otros tienen acuerdos de compra con comercializadoras con una indexación al precio del mercado diario», explica Heikki Willstedt, director de Políticas Energéticas de la AEE. Por eso el precio al que adquieren la energía está más relacionado con el 'pool'.

Sin embargo, la tarifa de millones de hogares y pequeños consumidores (de menos de 10 kilovatios de potencia contratada) para todo un trimestre se decide en las subastas Cesur, como la que se suspendió el 20 de diciembre. Es cierto que la evolución del mercado diario guarda bastante relación con el resultado posterior de la subasta, tal y como quedó patente en el último mes de 2012: el 'pool' marcó registros históricos en los días previos a la puja, que se saldó con un precio de la electricidad base de 61,83 euros Mw/h.

Previsión a largo plazo

También lo es que los 'traders', entidades financieras y eléctricas que venden el producto a futuro, pueden tener una idea más o menos aproximada de la meteorología que reinará en el trimestre para el que van a negociar la electricidad. Lo normal es que el primero del año sea lluvioso y con viento, lo que daría lugar a un mayor peso de la eólica y la hidráulica en el mercado diario y, por tanto, una rebaja del precio de la electricidad. Sin embargo, estos actores «pueden ver una volatilidad del mercado, ya sea por circunstancias metereológicas, bien por regulatorias», explica Willstedt.

Es lo que sucedió en diciembre. Los intermediarios habían vendido la electricidad para el último trimestre de 2013 a un precio de 47,58 euros Mw/h (precio de la subasta Cesur de finales de septiembre). Sin embargo, el 'pool' se disparó en la primera parte de diciembre (en algunos días, por encima de los 90 euros). En consecuencia, los 'traders' y entidades financieras perdieron bastante dinero ese mes, porque el precio medio de la energía diaria (75,26 euros Mw/h) fue superior al marcado por la subasta de septiembre, y se vieron obligados a pagar la diferencia. «Por eso, lo que al final hacen es añadir una prima de riesgo a sus previsiones», remacha Willstedt.