La propuesta europea de reducir impuestos eléctricos puede aliviar la factura de la industria, pero no corrige por sí sola las causas estructurales: red, operación del sistema, tarifas de acceso, cogeneración y señales de coste que condicionan la competitividad a largo plazo.
La decisión de Stegra de desarrollar en Portugal un proyecto asociado al hidrógeno renovable vuelve a situar el foco en la red eléctrica. Pero antes de concluir que solo faltan infraestructuras, conviene preguntarse cuánta capacidad ya concedida permanece cautiva sin una utilización física equivalente.
El precio del mercado mayorista de la electricidad promedió 54,23 €/MWh en mayo, un 27,78% más que en abril. Las horas punta se encarecieron un 243% interanual, mientras España mantuvo un precio medio un 44,06% inferior al de Alemania.
Antes de concluir que la falta de capacidad en las redes eléctricas es solo un problema físico, conviene mirar la capacidad ya asignada: quién la usa, cuánto se utiliza y qué ocurre cuando permanece administrativamente ocupada sin una demanda equivalente.
La modificación del SRAD reabre el debate sobre si el mercado de flexibilidad de la demanda avanza hacia un modelo más administrado, con mayor intermediación obligatoria, menor acceso directo del consumidor industrial al precio marginal y nuevas dudas sobre competencia efectiva.
El aumento de los precios se concentra en las horas nocturnas, cuando más influyen los ciclos combinados. Los costes del sistema se moderan hasta los 22,67 €/MWh en abril, pero siguen un 33% más altos que hace un año. Los mercados de futuros repuntan en España por reducción de las reservas hidroeléctricas. El bloqueo de un posible acuerdo de paz en Irán eleva el riesgo de subida del precio del gas de cara al invierno. Tampoco debe subestimarse el impacto de la guerra sobre los precios de la electricidad en España.
