El precio mayorista de la electricidad en Siberia sube un 13,63% en una semana
El precio libre de la electricidad en Siberia subió un 13,63% entre el 14 y el 20 de septiembre, hasta ₽1.736,86 por MWh, pese a que el consumo bajó un 0,19%. La menor participación hidroeléctrica y el mayor peso de las centrales térmicas elevaron la presión sobre los costes industriales.
Los precios suben en todas las zonas del mercado
Los precios mayoristas de la electricidad aumentaron en todas las zonas tarifarias de Rusia entre el 14 y el 20 de septiembre, con los movimientos más pronunciados en Siberia y el Lejano Oriente. El precio libre siberiano subió un 13,63% semanal, hasta ₽1.736,86 por MWh. En el Lejano Oriente, el índice avanzó un 16,02%, hasta ₽3.688,48 por MWh, mientras que en la Rusia europea y los Urales creció un 3,08%, más moderado, hasta ₽2.271,31 por MWh.
El aumento semanal no situó a todas las regiones por encima del mismo período del año anterior. Los precios todavía eran un 12,7% inferiores en Siberia y un 1,2% más bajos en la Rusia europea y los Urales. El Lejano Oriente siguió una trayectoria distinta: su índice superó en un 44,6% el nivel de un año antes. La comparación muestra una marcada divergencia regional en los costes mayoristas, incluso después del último repunte siberiano.
El cambio de generación pesa más que la menor demanda
El consumo eléctrico de Siberia disminuyó un 0,19% durante el período analizado, hasta 3,911 millones de MWh, por lo que la subida de precios no respondió a un incremento de la demanda agregada. El cambio se produjo en la matriz de generación. Las hidroeléctricas aportaron el 69,18% de la producción siberiana, mientras que la cuota de las centrales térmicas aumentó al 30,82%. Una mayor dependencia de la generación térmica puede elevar el coste marginal de la electricidad vendida en el mercado mayorista.
La demanda evolucionó al alza en otras regiones. El consumo en la Rusia europea y los Urales creció un 0,95%, hasta 14,331 millones de MWh, y en el Lejano Oriente aumentó un 1,95%, hasta 796.553 MWh. Las centrales térmicas aportaron el 67,81% de la generación del Lejano Oriente y las hidroeléctricas, el 32,19%. En la primera zona tarifaria, que comprende la Rusia europea y los Urales, la cuota nuclear bajó al 31,16%, mientras que la térmica ascendió al 60,41%.
La industria afronta una mayor brecha regional de costes
La mayor parte de la electricidad rusa se vende en el mercado diario, donde los precios reflejan la generación necesaria para cubrir el consumo previsto. Las desviaciones respecto a la demanda programada se negocian en tiempo real en el mercado de balance. Por ello, los cambios en la disponibilidad de cada tipo de central pueden alterar los precios mayoristas incluso cuando el consumo se mantiene estable o disminuye, como muestran los datos de Siberia.
La geografía del mercado también ha cambiado. Desde comienzos de 2025, la República de Komi y la región de Arcángel forman parte de la primera zona tarifaria, mientras que el Lejano Oriente se incorporó a la segunda. Los resultados de Siberia y el Lejano Oriente siguen calculándose por separado porque sus sistemas eléctricos interconectados pertenecen a distintas zonas síncronas.
El coste de la capacidad sigue en disputa
La subida semanal coincide con el debate entre generadores y consumidores industriales sobre el coste futuro de la capacidad. El 9 de julio se informó de que las compañías generadoras habían propuesto sustituir la inflación oficial por un índice sectorial de presión de precios en la fórmula de actualización de los precios de selección competitiva de capacidad. Alegaron un aumento del gasto en reparaciones y equipos. Los consumidores industriales rechazaron la propuesta y estimaron que podría añadir unos ₽135.000 millones a los costes del mercado.
En el ámbito empresarial, En+ Group aumentó su generación eléctrica un 5,1% en el primer semestre de 2026, hasta 41.100 millones de kWh. La producción hidroeléctrica creció un 8,2%, mientras que la térmica disminuyó un 3,1%. El segmento energético obtuvo ingresos de $2.890 millones y el EBITDA ajustado aumentó un 35,5%. Para los compradores industriales, sin embargo, los últimos datos confirman que las condiciones regionales de generación todavía pueden provocar variaciones bruscas del gasto eléctrico a corto plazo.
