El precio medio de la electricidad en el mercado mayorista (POOL) español durante el mes de mayo se ha situado en los 16,93 €/MWh, es decir, un 36,85% por debajo del nivel de abril y un 44,3% por debajo del registrado hace un año. Esto se ha conseguido gracias una generación hidráulica de récord, una débil demanda de electricidad y una sobreoferta de la generación fotovoltaica que ha llegado a originar una vez más precios negativos en las horas solares de -3,12 €/MWh (entre las 10:00h y las 18:00h). A pesar de que el precio medio haya bajado, el precio final para los consumidores en libre mercado en mayo se ha elevado hasta los 44,13 €/MWh ya que REE está operando con extrema precaución desde el apagón del 28 de abril, adoptando medidas de refuerzo del sistema a través de tecnologías sincrónicas fósiles, como los CCG. Pero como estas fuentes son menos eficientes y más caras, los costes del sistema eléctrico se han disparado un 59,4% respecto a abril, hasta los 27,20 €/MWh.
La generación hidroeléctrica aumentó en mayo en más de un 42% respecto a hace un año y también respecto al promedio del último lustro, llegando a triplicar la de 2023. Pero este crecimiento también viene acompañado por un cambio en el perfil de la generación de energía hidráulica, que ahora se concentra fuera de las horas de radiación solar, según informan desde el Grupo ASE. El motivo es que la sobreoferta de generación fotovoltaica está originando precios negativos, mientras que la hidráulica, gracias a su capacidad de modular la producción, obtiene más rentabilidad fuera de estas horas.
No obstante, que la generación fotovoltaica desplace a la hidráulica a las horas fuera de radiación solar "provoca que el sistema eléctrico sea más competitivo y eficiente". En momentos como el actual, con abundantes reservas en los embalses, la generación hidráulica pasa a cubrir el hueco que en otras condiciones cubrirían los CCG, cuyos costes de producción son más caros. Todo ello explica el derrumbe de los precios, sobre todo en las horas valle de la noche, respecto al año anterior. En 2025, el precio medio entre las 0:00 y las 10:00 se sitúa en 22,01 €/MWh frente a los 41,36 €/MWn de 2024. Todo esto -añaden desde ASE- se produce con muchos embalses a rebosar: el nivel actual supera en un 33% el promedio de los últimos cinco años y con la vertiente atlántica a más del 90% de su capacidad. Con todo, la energía disponible en los embalses hidroeléctricos a 29 de mayo se situaba en 15.894 GWh, el máximo desde que existen registros (últimos 10 años).
Generación renovable
En cuanto a la aportación eólica y solar solo supuso el 40,68% de la generación total del mix de mayo, casi 7 puntos menos que la del abril, cuando alcanzó un 47,55%, el valor máximo desde que existen registros. También retroceden respecto a mayo del año pasado: un 18,3% en el caso de la eólica y un 3,0% en el de la fotovoltaica. Destaca especialmente la reducción de esta última, ya que la potencia solar instalada ha aumentado cerca del 20% en el último año.
Por su parte, los ciclos combinados de gas (CCG) incrementaron su producción en un 23,6% respecto a abril y un 64,3% respecto al año pasado. La mayor participación de los CCG obedece a las medidas adoptadas por Red Eléctrica de España (REE) para reforzar la seguridad del sistema tras el apagón, echando mano de energías síncronas. De no ser por la abundancia hidráulica (otra tecnología síncrona pero más barata), el incremento de los precios habría sido aún mayor.
Las importaciones de Francia y Portugal
El apagón del día 28 llevó a los operadores de Francia y Portugal a limitar los intercambios con España como medida para aumentar la seguridad de sus sistemas eléctricos. El TOS portugués REN cortó por completo los intercambios de electricidad con España entre el 29 de abril y el 8 de mayo. Desde entonces, la capacidad de intercambio ha ido aumentando gradualmente, pero manteniendo una limitación en las horas de radiación solar (8:00h - 18:00h) que en la actualidad es de 2.200 MW, frente a una potencia nominal de 4.500 MW.
Por su parte, el TSO francés RTE reaccionó al apagón con una limitación de las exportaciones españolas en las horas de radiación, situando hasta mediados de mayo la máxima capacidad de intercambio en alrededor de 1.000 MW en esa franja, frente a la potencia nominal de casi 3.000 MW. Desde entonces, la capacidad de intercambio ha seguido aumentando progresivamente.
Sobre la demanda
La demanda eléctrica se ha mostrado históricamente poco sensible a los precios y los datos de mayo así lo corroboran. Los valores negativos en las franjas de máxima radiación no han servido para atraer la demanda hacia estas horas. De hecho, se ha reducido un 1,8% respecto a mayo del año pasado. Sin embargo, en las horas punta más caras del día, entre las 21:00h y las 22:00h, se observa un ligero repunte de la demanda, lo que evidencia que el patrón de consumo de hogares y de industrias, por lo general, tiene escaso margen de modificarse. "Que la demanda eléctrica en abril y mayo haya vuelto a tasas negativas de crecimiento contrasta con la tendencia positiva iniciada en el primer trimestre de 2025. De enero a mayo, apenas crece un 0,8%", señalan desde ASE.
La IA pronostica
Las previsiones del Grupo ASE, basadas en los modelos de inteligencia artificial de NOÛS y el conocimiento de nuestros analistas, revelan que los precios para junio deberían situarse entre los 57,59 €/MWh y los 70,08 €/MWh, muy por encima de lo que cotizaba el mercado de futuros español (OMIP) el pasado 30 de mayo (41 €/MWh). De cara al resto del verano, OMIP se muestra alineado con nuestras previsiones bajistas, lo que revela una oportunidad para proteger una parte del consumo eléctrico.
