Normalmente lo que más se comenta del mercado eléctrico para un año en concreto es su precio medio. Este valor señala cómo ha sido de caro el mercado ese año, pero informa poco sobre la evolución de los precios hora a hora. Un ejemplo muy claro ha sido este año 2018. Se han escrito 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 al analizar el precio horario más alto alcanzado durante el año, 84,13 €/MWh, 2018 está en el lugar dieciséis, el sexto por la cola, y si se tiene en cuenta solamente la última década es el segundo más bajo. Al analizar 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. Estos datos dan una idea de que 2018 ha sido un año con precios horarios poco volátiles y relativamente estables. Un claro ejemplo es la comparación de los precios horarios en diciembre de los años 2018, 2013 y 2005, los tres diciembres más caros de la historia.

Para determinar la volatilidad o la dispersión de los precios horarios se puede usar la diferencia entre el precio horario máximo y mínimo de cada día. Esto muestra el rango en que varía cada día el precio del mercado eléctrico y permite observar en qué años o en qué meses los precios han sido más volátiles o más regulares, independientemente de si el precio en sí es más bajo o más alto que el de otro mes u otro año.

Si se compara el precio promedio anual y el promedio del rango de precios dentro de cada día, se pueden establecer 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 alcista, 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 desde 2009, el panorama ha cambiado. La tendencia alcista del precio ha frenado un poco y la dispersión de los precios ha ido disminuyendo. Es decir, aunque el nivel de los precios ha seguido aumentando ligeramente, la diferencia entre los precios más bajos del día, habitualmente durante la madrugada, y los precios más altos, normalmente en el pico de la tarde-noche, se ha ido reduciendo.

Este comportamiento de los precios horarios en la última década viene dado por varias causas. Entre las principales destaca 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 incremento de la capacidad de las interconexiones. Las interconexiones internacionales actúan como un amortiguador de los precios horarios: si el precio tiende a aumentar mucho comparado con el de los mercados vecinos, entonces se deja de producir y se pasa a importar electricidad a un precio menor. Del mismo modo, si el precio tiende a disminuir más que el de los mercados conectados, entonces se pasa a producir más y a exportar electricidad, impidiendo que el precio disminuya más.

La volatilidad o la regularidad de los precios horarios del mercado eléctrico tiene un claro componente estacional. Los precios más 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 en la determinación 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 siguientes años y décadas, se deben tener en cuenta todos los factores. Por un lado, está el incremento de la capacidad de las interconexiones entre los mercados europeos. Como se ha mencionado anteriormente, las interconexiones amortiguan y reducen los precios extremos. El incremento de la capacidad de las interconexiones para una mayor integración de los mercados europeos de electricidad conllevará precios más estables y menos volátiles.

Por otro lado, también se debe tener en cuenta que el incremento de la potencia renovable, principalmente fotovoltaica, planificada para alcanzar 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 la producción renovable se deberá compensar con la flexibilización de la demanda y el incremento de la capacidad de almacenaje de energía en baterías o en forma de hidrógeno, que trasladará la demanda de las horas con precios más altos hacia horas con precios más bajos, haciendo la curva diaria de precios más plana y éstos, menos volátiles.

Para más información, se puede consultar el siguiente enlace:

https://aleasoft.com/es/2018-confirma-tendencia-precios-menos-volatiles-mercado-electrico/