Aerogeneradores en el dique del superpuerto de Bilbao, bajo un cielo de nubes al atardecer.
El mercado diario fijó para el lunes 9 de noviembre un precio medio de 179,67 €/MWh en España y de 334,12 €/MWh en Francia, según los resultados de OMIE y los precios spot por país que publica Red Eléctrica en e·sios. La diferencia, 154,45 €/MWh, es la mayor brecha de precios entre España y Francia desde el 17 de enero de 2023, cuando llegó a 173,57 €/MWh con 5,1 €/MWh en España y 178,7 €/MWh en Francia. El cálculo de Day-Ahead News parte de las series diarias desde el 1 de enero de 2023, de modo que la comparación no alcanza años anteriores. Alemania cerró el lunes en 345,64 €/MWh.
El martes 10 la distancia apenas se ha reducido: 171,38 €/MWh en España y 304,5 €/MWh en Francia, 133,1 €/MWh de diferencia, la cuarta mayor del periodo analizado. Con Alemania, que marcó 351,5 €/MWh, la brecha llegó a 180,1 €/MWh, la segunda más amplia desde 2023 después de la del 12 de diciembre de 2024.
La eólica pasa de 0,92 a 12,2 GW en tres días
El paso de las borrascas por la península multiplicó la producción eólica. La media eólica peninsular pasó de 0,92 GW el viernes 6 a 12,20 GW el lunes 9, cuando cubrió el 43,8 % de la demanda, y en esos mismos días los ciclos combinados bajaron de 12,34 a 4,44 GW de media, según la telemetría en tiempo real de Red Eléctrica, que todavía es provisional. La previsión de REE para el miércoles 11, jornada de huelga general, es de 11,47 GW eólicos.
Con menos gas marcando el precio, el mercado español se despegó en pocos días de unos niveles que a finales de octubre llegaron a superar los 200 €/MWh, cuando la reserva hidroeléctrica cayó a su mínimo en tres años. Francia y Alemania siguieron la trayectoria contraria y subieron por encima de los 300 €/MWh.
Por qué la interconexión no iguala los precios
España y Francia casan su mercado diario dentro del mismo algoritmo europeo, el acoplamiento único del mercado diario (SDAC, por sus siglas en inglés), que cruza a la vez las ofertas de todas las zonas y envía energía de la más barata a la más cara mientras quede capacidad de intercambio entre ellas. Por eso dos zonas solo cierran con precios distintos cuando la capacidad que las une se ha agotado. Como Francia fue más cara que España en los 96 cuartos de hora del lunes, la capacidad de exportación de España a Francia asignada al mercado diario quedó completa durante todo el día. La interconexión con Francia, saturada en sentido exportador, impidió que la eólica barata de la península llegara a rebajar el precio francés y que la demanda francesa tirara del español hacia arriba, así que cada mercado se quedó con el precio de su propia oferta y demanda.
La diferencia varió mucho a lo largo del día y en 27 de esos 96 cuartos de hora superó los 200 €/MWh. La máxima, 386,32 €/MWh, se registró en el cuarto de las 17:45, con 624,18 €/MWh en Francia frente a 237,86 €/MWh en España, donde el precio osciló entre 69,30 €/MWh a las 14:00 y 308,90 €/MWh.
El viento no explica toda la diferencia
Más eólica suele ensanchar la brecha con Francia, aunque rara vez hasta este punto. En los 1.409 días analizados desde enero de 2023, la diferencia mediana en los días en que la eólica cubrió al menos el 40 % de la demanda peninsular es de unos 29 €/MWh, y la del lunes fue 5,4 veces mayor. El 9 de noviembre coincidieron un sistema español con mucho viento y unos mercados vecinos con precios muy altos.
Entre las 16 zonas de precio europeas que ha comparado Day-Ahead News con datos de OMIE, e·sios y la plataforma alemana SMARD, España y Portugal fueron el lunes el mercado más barato, 67,9 €/MWh por debajo de la siguiente, la zona noruega NO2 (247,54 €/MWh). La más cara fue Hungría, con 373,20 €/MWh.
