La volatilidad de precios ha marcado el 2024, un año que el mercado energético español recordará como un punto de inflexión con un mix cada vez con más renovables pero poca flexibilidad. 

El precio medio anual de la electricidad fue de 63,04 €/MWh, con un máximo histórico en diciembre de 111,24 €/MWh y un mínimo en abril de tan solo 13,67 €/MWh. 

En el análisis de los precios horarios, el mercado alcanzó picos de hasta 193 €/MWh, mientras que en algunos momentos los valores fueron negativos, llegando a -2 €/MWh. Esta extrema volatilidad es una señal de los desafíos estructurales del sistema eléctrico español.

Carlos Martín Graña, Responsable de Operaciones de ENERJOIN, subraya que “este año hemos aprendido a convivir con una volatilidad máxima que parece haber llegado para quedarse”». 

Los diferenciales de más de 100 €/MWh entre horas del mismo día o meses consecutivos reflejan una tendencia que pone en riesgo la estabilidad del mercado energético y la competitividad de la economía española.

El auge de la energía fotovoltaica ha sido una de las características principales de 2024, con un precio de captura solar promedio anual de 39,59 €/MWh. 

Sin embargo, el apuntamiento de la fotovoltaica sobre la carga base anual fue de apenas un 37,2 %, destacando que en abril alcanzó un máximo de 63,6 %, mientras que en enero apenas llegó al 8,8 %. 

“Necesitamos mucha más energía renovable, pero sobre todo almacenamiento, y todavía no sabemos si es realmente viable”, enfatiza el especialista en diálogo con Energía Estratégica España.

La falta de capacidad de almacenamiento genera debilidad en el sistema y aumenta la dependencia del gas en momentos de intermitencias, lo que se traduce en mayores costos energéticos y una vulnerabilidad ante las tensiones en los mercados internacionales.

El gas: protagonista y problema de la política energética

La dependencia del gas natural ha sido y es uno de los factores más determinantes en el mercado eléctrico español, agravada por la incertidumbre derivada de la invasión de Ucrania y las tensiones en los mercados globales. 

“Es un suicidio porque la política energética nos está llevando a depender de un gas que no tenemos, haciéndonos más vulnerables y aumentando nuestros costos energéticos», afirma Graña.

Además, indica que las reservas actuales de gas están disminuyendo rápidamente, y a partir de abril será necesario competir por gas natural licuado (GNL) en el mercado global para alcanzar niveles de almacenamiento suficientes antes del próximo invierno. 

En este sentido, sostiene que “la situación es muy complicada y la decisión de cerrar plantas nucleares, como ha hecho Alemania, sólo empeorará el problema al aumentar la dependencia de las renovables sin suficiente respaldo”.

El cierre progresivo de plantas nucleares será a partir de 2027. La ex Ministra Teresa Ribera antes de convertirse en comisaria de la CE, sostuvo que son las empresas quienes continúan con la intención de cerrar las plantas por falta de rentabilidad. 

No obstante, desde el sector se manifiesta una alta preocupación por ello. En palabras de Graña: “Imagina lo que hubiera pasado este invierno, con precios de más de 100 €/MWh, si hubiéramos eliminado 2 o 3 gigavatios nucleares”. 

Esta situación plantea la necesidad de estrategias inmediatas y a largo plazo que combinen renovables, almacenamiento y posibles soluciones como los pequeños reactores modulares (SMR).

El panorama energético español exige una revisión profunda de las políticas actuales y el referente de ENERJOIN concluye que “la única salida viable pasa por una combinación sólida de renovables y almacenamiento eficiente”.