El mercado mayorista de la electricidad en España atraviesa desde hace semanas un episodio de elevada volatilidad en los precios de la energía. Este fenómeno coincide con la inestabilidad registrada en los mercados internacionales del gas y del petróleo como consecuencia del conflicto que se desarrolla en Irán. Esta volatilidad tiene implicaciones directas para la competitividad empresarial, la planificación industrial y la estabilidad de costes de la economía española.

El precio medio diario ha llegado a multiplicarse por seis en la segunda semana de marzo frente a los niveles medios de enero. Pero el dato más revelador no está tanto en la comparación entre días como en lo que ocurre dentro de una misma jornada. Hoy el mercado puede ofrecer precios próximos a cero en las horas centrales del día y, apenas unas horas después, al caer la tarde, dispararse hasta triplicar el precio medio.

Para entender este comportamiento conviene recordar cómo funciona el mercado eléctrico. España opera con un sistema marginalista en el que las distintas tecnologías de generación ofertan energía en cada hora y el precio final lo fija la última tecnología necesaria para cubrir la demanda. Esto implica que, aunque una parte muy relevante de la electricidad se produzca con tecnologías de bajo coste, el precio final puede acabar determinado por una tecnología más cara que tenga un peso relativamente reducido en el total generado. Este funcionamiento, común en la mayor parte de los mercados eléctricos europeos, se ha vuelto ahora más visible como consecuencia del creciente peso de las energías renovables en el sistema.

Durante las horas de máxima radiación solar, la energía fotovoltaica aporta una generación abundante y con costes variables muy bajos. Como resultado, el precio del mercado mayorista tiende a caer con fuerza en esas horas. Sin embargo, cuando cae el sol, la demanda eléctrica alcanza un nuevo pico —impulsado principalmente por el consumo doméstico— y la generación solar desaparece prácticamente del sistema. En ese momento es necesario recurrir a tecnologías más caras para cubrir la demanda, fundamentalmente centrales de ciclo combinado que utilizan gas natural como combustible.

Este comportamiento se ve reforzado por el contexto internacional. Aunque el gas no es la tecnología dominante en el mix eléctrico español, sigue teniendo una influencia decisiva en la formación del precio porque suele actuar como tecnología marginal. Por ello, cualquier presión geopolítica o tensión en los mercados internacionales del gas se traslada con rapidez al precio mayorista de la electricidad.

Con todo, esta volatilidad podría verse progresivamente amortiguada en las próximas semanas por diversos factores. Entre ellos destacan el incremento de las horas de luz durante la primavera, una mayor aportación renovable en los meses de abril y mayo —tradicionalmente favorables para la producción solar, eólica e hidráulica— y la reincorporación progresiva de capacidad nuclear tras las paradas de mantenimiento programadas para estas semanas.

Conviene subrayar, en cualquier caso, que esta volatilidad no debe interpretarse como un fracaso de la transición energética. Es, en gran medida, una consecuencia natural de un sistema con mayor peso de energías renovables y, por tanto, con más horas de electricidad a muy bajo coste.

El verdadero reto pasa por gestionar esta nueva configuración del sistema eléctrico con mayor eficiencia. En este sentido, tres vectores serán clave en la siguiente fase del mercado eléctrico. El primero es el almacenamiento energético. España necesita acelerar el despliegue de baterías capaces de absorber electricidad en momentos de elevada producción renovable y devolverla al sistema en las horas de mayor precio. El segundo es una electrificación inteligente de la demanda, capaz de desplazar determinados consumos hacia las horas en las que la electricidad es más competitiva. El tercero son los contratos de largo plazo, especialmente los acuerdos de compraventa de energía renovable conocidos como PPAs, que permiten dar mayor certidumbre tanto a los grandes consumidores industriales como a los promotores de proyectos renovables.

Mientras estos elementos no estén plenamente desarrollados e integrados en el sistema, los consumidores particulares deberán permanecer atentos a la evolución de su factura eléctrica. Dependiendo del tipo de contrato, su factura se verá incrementada en mayor o menor medida por la evolución del mercado mayorista durante las próximas semanas. En el caso de la industria, el impacto será más inmediato. Muchas empresas intensivas en energía verán incrementados sus costes energéticos en el corto plazo, lo que obligará a una gestión cuidadosa de sus márgenes, como ya ocurrió en 2022 tras la invasión de Ucrania.

Para la economía española, la cuestión es aún más relevante. La energía barata ya no dependerá únicamente de tener una elevada capacidad renovable instalada, sino de saber gestionarla, almacenarla, transportarla y consumirla de manera más eficiente que otros países.

España no solo tiene el reto de producir electricidad limpia y abundante. Tiene también la oportunidad de convertir esa ventaja en una palanca real de crecimiento económico y mejora de su competitividad. Pero para lograrlo no basta con instalar más megavatios de capacidad renovable.

Hace falta un sistema energético preparado para gestionar las consecuencias de la nueva configuración del mix eléctrico y convertirlo en una ventaja competitiva. En el nuevo mercado eléctrico, no ganará quien solo produzca más energía barata, sino quien sea capaz también de gestionarla con mayor eficiencia.