La factura de la luz se dispara en plena ola de calor. De nada sirve que se incremente la generación fotovoltaica si, mientras tanto, no hay viento (como está ocurriendo) y sube la demanda por el aire acondicionado. Este martes 12 de agosto, el precio medio es de 89,70 euros/MWh, con un pico máximo de 154,93 euros a las 9 de la noche y sin bajar de los 26,28 euros.

"Hasta el viernes, que es festivo, todas las horas serán caras menos las solares, que estarán muy lejos del precio cero", como ha ocurrido en estos dos últimos años en primavera, señala Francisco Valverde, experto en mercados eléctricos.

"Hace mucho calor, lo que dispara la demanda. Y la solar todavía no es capaz de cubrirla toda", apuesta. Pese a que se están produciendo récords de generación diaria, añade, hay que encender los ciclos combinados (gas). Y aunque la solar genere mucho, el gas fija el precio al ser el último en entrar en el mercado.

Con datos de julio, la demanda eléctrica nacional experimentó un aumento del 1,5% con respecto al mismo mes del año anterior, una vez descontados los efectos de laboralidad y temperatura. En términos brutos, se estima una demanda de 23.249 GWh, un 2,1% mayor a la registrada en julio de 2024, según el último informe de Redeia.

Por segundo mes consecutivo, el sistema eléctrico español ha registrado un nuevo máximo de generación solar fotovoltaica al producir 6.293 GWh (un 8,1% más que en el mismo mes de 2024), una cantidad con la que lidera el mix mensual con una cuota del 25%. Esta tecnología superó también su récord de producción diaria el 16 de julio, día en el que alcanzó los 241 GWh.

Producción vs. demanda

Según OMIE (Operador del Mercado Ibérico de Energía), este lunes 11 de agosto se vendieron en el mercado 22.415,20 MWh fotovoltaicos a las 14 horas, pero en la programación dispuesta por Red Eléctrica, el operador del sistema, sólo aparecen 10.384,2 MWh en esa misma franja horaria.

"Lo que aparece en OMIE es el mercado y no tiene por qué coincidir con lo real, que es la programación P48 de REE, que incluye todas las modificaciones posteriores", señala Valverde. Es decir, el operador del sistema activa las restricciones técnicas, una herramienta cuyo uso se ha disparado desde el apagón general del 28 de abril.

REE cuenta con cierto margen de maniobra para decidir qué tecnologías suministran finalmente la electricidad para asegurar que llega a toda la población. Las restricciones técnicas le permiten ordenar a un parque solar que deje de producir o a un ciclo combinado de gas que se ponga a funcionar. Pero este movimiento hay que retribuirlo. Y ese coste se traslada a la factura de la luz.

"El modo de operación reforzado que aplica Red Eléctrica desde el 29 de abril ha disparado el coste de restricciones técnicas, lo que supone que una parte sustancial de la ventaja de precio de las renovables desaparece", señala por su parte Joaquín Coronado, experto energético y presidente de Build to Zero, en redes sociales.

Congestión de nudos

Las decisiones del operador se basan en garantizar la seguridad, la calidad y la fiabilidad del suministro de electricidad cuando la programación del mercado diario no es compatible con las condiciones reales de la red.

Pero, a veces, tienen que ver sencillamente con la congestión de los nudos o subestaciones eléctricas por excesiva generación renovable en zonas donde la red no puede evacuar toda la energía.

"En julio, hay nudos en los que más de un 40% de su energía no es integrable", señala, por su parte, Jorge Antonio González Sánchez, director de Energía y Proyectos de Losán, una multinacional fabricante de productos derivados de la madera.

Eso significa que, aunque haya producción, la capacidad de transmisión en ese punto de la red se ve superada por la energía que intenta evacuar. Ello provoca que no se pueda transportar toda la electricidad generada hacia los centros de demanda y que se pierda. Lo que se conoce como 'curtailment' técnico.

Hay unos 30 nudos calientes, casi todos ellos concentrados en las provincias de Cáceres, Badajoz, Toledo y Ciudad Real. "En julio pasado más de la mitad de los curtailments fueron de fotovoltaica, unos 392 GWh", puntualiza Rodrigo García Ruiz, Energy and Risk Management analysis manager en Optimize Energy.

Este fenómeno suele ser más frecuente en zonas de alta generación renovable y baja demanda local, o allí donde la infraestructura de red no se ha reforzado al ritmo del despliegue de nueva capacidad.

Y las empresas generadoras, especialmente renovables, ven afectada la rentabilidad de sus proyectos, pues no pueden vender toda la energía producida.

En definitiva, para avanzar hacia una factura más asequible en olas de calor, España necesita más gestión de demanda, pero también que reformar el sistema con más baterías e interconexiones. Y una reforma del mercado eléctrico que refleje mejor el peso real de las renovables en el precio final.