Embalses al 85% y viento récord

 

Kim Keats y Simona Sacripante compartieron algunos datos para conocer la situación actual de precios y las tecnologías participantes. Los embalses españoles se sitúan en torno al 85% de su capacidad, tras semanas de lluvias intensas que han llenado las reservas a un ritmo poco habitual para esta época del año. Según los expertos, aún no ha comenzado el deshielo, lo que anticipa una abundante disponibilidad de agua para los próximos meses.

 

Sin embargo, el principal factor detrás del desplome reciente de precios no ha sido la hidráulica, sino la eólica. Las sucesivas borrascas han disparado la generación de viento, reduciendo drásticamente la necesidad de ciclos combinados y presionando los precios mayoristas a la baja.

 

En febrero se registraron precios medios históricamente bajos, con numerosas horas por debajo de 5 €/MWh y un 15–16% de horas en valores cero o negativos.

 

España, entre los mercados más competitivos de Europa

 

Sacripante destacó que la alta penetración renovable —superior al 80% en varias semanas— ha situado a España entre los mercados eléctricos más competitivos del continente, con saldos exportadores frecuentes y precios inferiores incluso a los de Francia.

 

La fotovoltaica también ha mostrado un comportamiento atípico para febrero, alcanzando ratios de cobertura de demanda superiores al 14%, algo poco común en invierno.

 

No obstante, los expertos advierten de una elevada volatilidad intradiaria, con spreads cada vez más pronunciados entre horas centrales (muy baratas o negativas) y horas punta.

 

La “bola de agua” aún no ha entrado en juego

 

Aunque la hidráulica mantiene una participación relevante, Kim Keats subrayó que su impacto más intenso podría sentirse en primavera y verano, cuando sea necesario desembalsar más agua. En esos escenarios, los precios podrían mantenerse contenidos incluso en horas tradicionalmente más caras.

 

Sin embargo, también recordó el papel estratégico de la hidráulica gestionable: puede retener producción en momentos de exceso renovable y liberarla en horas de mayor demanda, aprovechando el coste de oportunidad.

 

Impacto en renovables y almacenamiento

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La caída de precios ya está afectando al precio capturado por la fotovoltaica, que en enero fue un 33% inferior al precio medio del mercado. Además, el arbitraje para baterías muestra menores ingresos respecto a meses anteriores, lo que complica la rentabilidad esperada para el almacenamiento.

 

Los futuros eléctricos (OMIP) ya descuentan precios bajos para el segundo trimestre de 2026, reflejando la expectativa de abundante recurso hidráulico y renovable.

 

Servicios de ajuste: el nuevo protagonista tras el apagón

 

Tal y como analizaban Malpartida y Sacripante, a punto de cumplirse un año del apagón del 28 de abril, los costes de los servicios de ajuste han aumentado significativamente, superando los 25 €/MWh en febrero. Desde entonces, el sistema opera en “modo reforzado”, activando generación firme con mayor antelación para garantizar la estabilidad.

 

Aunque estos costes han subido, los participantes señalaron que el abaratamiento del mercado mayorista compensa parcialmente el incremento, manteniendo el coste total por debajo de los niveles de 2025.

 

El debate sobre la hidráulica y el mercado marginalista

 

Durante la charla también se reabrió el debate sobre si debería modificarse el tratamiento de la generación hidráulica para evitar rentas excesivas en determinados contextos.

 

Keats defendió mantener intacta la señal marginalista y, en caso de intervenir, hacerlo vía fiscalidad posterior y no alterando la formación de precios. Sacripante y Malpartida coincidieron en que cambios directos podrían distorsionar incentivos y desincentivar inversiones, apostando en su lugar por herramientas como contratos por diferencia o mecanismos de cobertura.

 

La demanda, la gran asignatura pendiente

 

Pese a que la demanda eléctrica creció cerca de un 5% en enero, los expertos consideran que todavía es insuficiente para absorber el fuerte incremento renovable. Coincidieron en que la electrificación —vehículo eléctrico, aerotermia, industria, centros de datos o hidrógeno— avanza más lentamente de lo previsto.

 

“Estamos jugando solo con la mitad de las cartas”, resumió Malpartida, en referencia al escaso protagonismo actual de la demanda en los mecanismos de flexibilidad.

 

¿Qué esperar para 2026?

 

De cara al cierre del año, las previsiones apuntan a:

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• Primavera con abundantes horas de precios muy bajos o negativos.

• Alta volatilidad intradiaria.

• Mayor peso estructural de los servicios de ajuste en la factura.

• Incertidumbre geopolítica que podría tensionar el último trimestre, especialmente el invierno 2026.

 

Aunque el inicio del año es extraordinariamente barato, los analistas advierten que el comportamiento de la hidráulica en verano y la evolución internacional del gas serán claves para determinar si 2026 cerrará significativamente por debajo de 2025.

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Fuente de la imagen: ChatGPT & IE​

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Por Andrés Muñoz, CEO de INFOENERGÉTICA

amunoz@infoenergetica.com