Normalmente lo que más se destaca de un determinado año sobre el mercado eléctrico es su precio medio. Ese valor nos indica cómo ha sido de cara la electricidad ese año, pero poco nos dice sobre el comportamiento de los precios hora a hora. Un ejemplo muy claro ha sido este año 2018. Hemos leído ya muchas noticias destacando que 2018 ha sido el segundo año más caro de la historia del mercado ibérico de electricidad MIBEL con un precio promedio de 57,29 €/MWh, pero si nos fijamos en el precio horario más alto registrado durante el año, 84,13 €/MWh, 2018 está en el lugar dieciséis, el sexto por la cola, y mirando solamente la última década es el segundo más bajo. Fijándonos en el precio horario más bajo del año, 2,06 €/MWh, 2018 se encuentra en la mitad de la tabla, en el puesto número doce y el décimo por la cola. Con estos datos, ya nos podemos hacer una idea que 2018 ha sido un año con precios horarios relativamente estables y poco volátiles. Un claro ejemplo es la comparación, que mostrábamos en nuestra última publicación la semana pasada, de los precios horarios en diciembre de los años 2018, 2013 y 2005.
Para medir la volatilidad o la dispersión de los precios horarios podemos usar la diferencia entre el precio horario máximo y mínimo de cada día. Eso nos indicará el rango en que varía cada día el precio del mercado eléctrico y podremos ver en qué años o en qué meses los precios han sido más regulares o más volátiles, independientemente de si el precio en sí es más alto o más bajo que el de otro año u otro mes.
Observando el gráfico siguiente con el precio promedio anual y el promedio del rango de precios dentro de cada día, se pueden observar dos tendencias muy claras en el mercado español de electricidad. Durante la primera mitad de la historia del mercado, hasta 2007 aproximadamente, el precio medio anual tuvo una clara tendencia al alza, y también la tuvo el rango de precios horarios dentro de cada día. En esta primera etapa del mercado, donde éste era menos maduro y con pocos agentes participantes, los precios venían marcados básicamente por los costes variables de las centrales térmicas. En esos años, el rango promedio de precios era proporcional al precio medio anual.
Pero a partir de 2009, el panorama cambia. La tendencia al alza del precio frena un poco y, lo que más nos interesa ahora, la dispersión de los precios empieza a disminuir. Es decir, a pesar de que el nivel de los precios ha continuado subiendo ligeramente, la distancia entre los precios más bajos del día, habitualmente durante la madrugada, y los precios más altos, normalmente en el pico de la tarde-noche, ha ido disminuyendo.
Este comportamiento de los precios horarios en la última década viene dado por varias razones. Entre las principales cabe destacar la madurez del mercado y el aumento de participantes en el mismo, que lo hace más estable y menos sensible a las ofertas de un solo agente, y también, muy importante, al aumento de la capacidad de las interconexiones. Las interconexiones internacionales actúan como un amortiguador de los precios horarios: si el precio tiende a subir mucho comparado con el de los mercados vecinos, entonces se deja de producir y se empieza a importar electricidad a un precio más bajo. Del mismo modo, si el precio tiende a bajar más que el de los mercados conectados, entonces se empieza a producir más y a exportar electricidad, impidiendo que el precio baje.
La dispersión o la regularidad de los precios horarios del mercado eléctrico tiene un claro componente estacional. Los precios más regulares y estables se dan entre mayo y septiembre para la mayoría de años. Mientras que los precios más volátiles se dan en invierno, entre noviembre y febrero normalmente. Esta estacionalidad de la volatilidad de los precios coincide con la estacionalidad de la producción eólica, que al ser una tecnología no gestionable introduce una variabilidad extra en la casación del precio horario.
Perspectivas sobre la volatilidad de los precios
De cara a cómo va a evolucionar la volatilidad de los precios del mercado eléctrico en los próximos años y décadas, hay que tener en cuenta todos los factores. Por un lado, está el aumento de la capacidad de las interconexiones entre los mercados europeos. Como ya hemos comentado, las interconexiones amortiguan y reducen los precios extremos. Cabe pensar que el aumento de la capacidad de las interconexiones para una mayor integración de los mercados europeos de electricidad llevará a precios más estables y menos volátiles.
Pero también hay que tener en cuenta que el aumento de la potencia renovable, sobre todo fotovoltaica, planificada para conseguir los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero introducirá en el mercado una mayor variabilidad, al ser la radiación solar un recurso no gestionable. Esta variabilidad de las renovables se deberá compensar con la flexibilización de la demanda y el aumento de la capacidad de almacenaje de energía en baterías o en forma de hidrógeno, que trasladará la demanda de las horas con precios más caros hacia horas con precios más bajos, haciendo la curva diaria de precios más plana y éstos, menos volátiles.
Fuente: AleaSoft
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