Javier Ruiz
Mientras el estrecho de Ormuz sigue tensionando petróleo y gas, el mercado eléctrico español está enviando una señal distinta. Para sorpresa de muchos, la luz no se ha disparado de forma sostenida, como ocurrió durante el inicio de la guerra en Ucrania.
La clave, no obstante, no es que España sea inmune a lo que ocurre en Oriente Próximo o al mercado mayorista, sino que el mix eléctrico del país permite amortiguar durante unas semanas parte del shock.
Nadie queda al margen de la geopolítica
La referencia internacional sigue siendo muy delicada. Reuters apuntaba esta semana que el Brent seguía moviéndose en niveles altos, cerca de los 95 dólares, en un contexto de tráfico muy restringido por Ormuz y de gran incertidumbre sobre el suministro regional.
En paralelo, el sistema español sigue apoyándose en un factor que hoy marca diferencias, pese a las suspicacias internacionales que despertaron hace algo menos de un año con el apagón masivo en la península.
Según datos de Red Eléctrica, la demanda eléctrica cayó un 1,8 % este pasado marzo y las renovables aportaron el 63,1% de la generación. Una combinación que ayuda a entender por qué España puede convivir, al menos por ahora, con un entorno energético internacional tenso sin trasladarlo automáticamente al pool.
La clave no es que España esté al margen de la geopolítica. La clave es que, durante muchas horas del día, manda el sol antes que el gas. El mercado mayorista español sigue mostrando un patrón muy claro: precios hundidos en las horas centrales y repuntes acusados cuando desaparece la fotovoltaica.
El Operador del Mercado Ibérico de Energía, OMIE, situó, el 14 de abril, el precio medio diario en España en 45,97 euros por MWh, con un mínimo de -0,60 y un máximo de 117,21 euros. La media todavía parece contenida, pero oculta una brecha enorme entre el mediodía y la noche.
El dato resume bien la “anomalía española”. El mismo mercado que paga por colocar electricidad a mediodía puede rozar las tres cifras cuando cae el sol: la crisis existe, pero entra por horas.
Ese comportamiento se ha intensificado en las últimas semanas. De hecho, a finales de marzo el mercado mayorista había caído a uno de sus mínimos históricos, con varias horas en negativo, gracias a una combinación de alta producción renovable y baja demanda. Llegaba en plena crisis energética asociada al conflicto entre Israel, EE. UU. e Irán.
Hoy, España no está evitando el golpe del exterior, pero sí lo está repartiendo de forma desigual a lo largo del día: muchas horas en las que las renovables toman la delantera frente al gas, que permiten capear el conflicto a nivel energético.
Cuando cambia la estación
Por si no queda claro, el alivio no es permanente. Los expertos apuntan a un margen limitado: a medida que avance junio, y se nos escape la primavera, confluirán factores que complican el escenario: más demanda en determinadas franjas (durante el día), menos holgura para las renovables en las horas sin sol y una mayor necesidad de recurrir a ciclos combinados.
En pocas palabras, cuanto más peso recupera el gas, más difícil será mantener el desacople. Hay margen para encarar el golpe mejor, pero, como suele ser habitual, la primavera y el verano son épocas para la compra y almacenamiento de gas, con unas reservas europeas en torno al 28 %, claramente por debajo de los últimos años y con la preparación para el próximo invierno condicionada por el contexto geopolítico.
No es una crisis inmediata, pero sí un entorno más frágil si el conflicto se prolonga o vuelve a endurecerse. A la vez, el mercado ibérico del gas no refleja hoy un escenario de pánico, pero tampoco uno especialmente cómodo.
MIBGAS (Mercado Ibérico del Gas) situaba los productos de abril, mayo, junio y julio en una banda de algo más de 41 a 42 euros por MWh. No es una explosión de precios, pero sí una señal de que el gas sigue en cotas relativamente elevadas para una época del año en la que el sistema respiraría con más tranquilidad.
España gana tiempo, pero no se blinda
Toca evitar la idea de que España “ignora” Ormuz en sentido literal. No puede. El mercado eléctrico español gana tiempo gracias a su estructura de generación, y puede amortiguar durante unas semanas parte del golpe que llega del petróleo y del gas, pero los ciclos combinados y la propia estructura del mercado siguen haciendo que España dependa también del gas cuando cambian las condiciones del sistema.
Si el estrecho sigue tensionado, el barril de Brent continúa caro y Europa afronta la campaña de inyección de gas con menos reservas de las habituales, el verano puede devolver al gas una mayor capacidad para marcar también el precio eléctrico en España. Y el invierno, en este contexto, plantea un escenario todavía más exigente.
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