Gestión energética: las lecciones de 2020

La “excepción ibérica” ya es una realidad, al menos hasta que Europa diga se la aprueba o no. El RD para limitar el precio del gas y rebajar el precio de la electricidad en la Península Ibérica no lleva grandes sorpresas, tal y como se analizó en el webinar que realizamos recientemente. Con una duración de 12 meses, se espera que beneficie a todos los consumidores, especialmente a los hogares acogidos a la tarifa regulada (PVPC) y a la industria indexada a OMIE. El resto, con tarifas fijas, lo notarán según vayan renovando sus contratos según indica el Ministerio. Así, la medida ejercerá de cortafuegos ante la volatilidad de los precios del gas.

Límite e impacto esperado

La medida emplea una fórmula matemática para limitar el precio del gas consumido por las centrales térmicas que es repercutido en las ofertas que fijan el precio del mercado mayorista de la electricidad, también conocido como pool. Establece un precio de referencia del gas de 40 €/MWh durante seis meses, que se incrementa en 5 €/MWh al mes a partir de entonces, terminando en 70 €/MWh para que haya una convergencia a la normalidad.

El precio de la electricidad resultante tras aplicar el mecanismo dependerá, principalmente, del precio del gas en el Mercado Ibérico del Gas (MibGas) y del precio del CO2. Considerando 96 €/MWh para el gas y 80 €/t para el CO2, el mecanismo dejará el precio medio del pool en menos de 130 €/MWh durante los 12 meses, frente a los más de 210 €/MWh que se registrarían en su ausencia. De este modo, la única electricidad que los consumidores pagarán a coste de gas será la producida con centrales de gas.

Esta reducción beneficiará a todos los consumidores de electricidad, tanto a los que tengan contratos con precios variables, indexados al pool -como el PVPC-, que lo notarán inmediatamente, como a los que tengan contratos con precios fijos, que lo percibirán si los renuevan o los cambian durante el año de vigencia del mecanismo. Únicamente los consumidores con contratos a precios fijos a largo plazo que venzan después del año de aplicación de la medida no se verán afectados por la medida.

Así, el 37% de los hogares, acogidos al PVPC, experimentarán una reducción inmediata en las facturas. En el caso de la industria, la rebaja dependerá del grado de indexación al pool de sus suministros energéticos, normalmente mayoritarios. Para los demás consumidores, con contratos de precio fijo, la rebaja final dependerá de las condiciones pactadas con la compañía eléctrica, pero obtendrá precios más bajos porque la medida reduce los precios mayoristas que sirven de referencia. Este efecto reductor en cascada también ayudará a contener el IPC, afectado por las tensiones en los costes energéticos, afirma el MITECO.

El impacto en los ciclos combinados

Las centrales térmicas de gas, los ciclos combinados, seguirán cobrando lo necesario para garantizar el suministro eléctrico. Este coste se repercutirá únicamente sobre los consumidores beneficiados por la medida en cada momento y siempre será menor que el ahorro final proporcionado por ella.

Adicionalmente, la rebaja de los precios del pool recortará los beneficios extraordinarios que están obteniendo las empresas generadoras de electricidad con la coyuntura actual. La medida es complementaria con la minoración de gas, para frenar la escalada de precios y revertir parte de esos beneficios extraordinarios a los consumidores.

El aumento de las horas de luz diarias que lleva la entrada de la primavera en España ha hecho que Mayo, con la fotovoltaica anotando un 15,1% de la producción energética peninsular, se haya sumado a la eólica, entre otras, para conducir a las renovables a alcanzar un 49,8% de la generación nacional “verde”. Para el mercado eléctrico esto supone una menor dependencia de la quema de combustibles y, por ende, un menor precio de la electricidad.

En España; menos demanda energética, mayor cobertura con renovables

En los cinco primeros meses de 2022 la demanda se estima en 104.070 GWh, un 2% menos que en el mismo periodo de 2021. Como se ha explicado en anteriores artículos, la producción con eólica y fotovoltaica logra que la curva agregada de oferta de los productores en el “pool” horario comience a elevarse a mayor cantidad de energía negociada. Si la demanda, además, es menor, la curva de oferta casa con la curva de demanda en valores más bajos de kWh y a un precio menor. Gracias a las renovables. 

En el mes de mayo, y según datos estimados por Red Eléctrica de España, la generación procedente de fuentes de energía renovable representó el 49,8% de la producción. Por su parte, la generación de origen eólico fue de 4.641 GWh y supuso el 21% del mix, lo que la ha situado a la cabeza de la producción eléctrica de España por tercer mes consecutivo. Por detrás se posicionó la nuclear con el 18,5%, y el ciclo combinado, que generó el 17% de total. 

Concretamente en la península, durante este mes y según datos estimados por el operador del sistema a principios de Junio, el 51,7% de la generación peninsular fue de origen renovable y el 72,3% procedió de tecnologías que no emiten CO2 equivalente. Por su parte, la eólica aporto el 21,7% de la electricidad, siendo la primera tecnología de generación, por delante de la nuclear que aportó el 19,6% del total. La solar fotovoltaica (15,4%), el ciclo combinado (con el 14,9%), y la hidráulica y cogeneración (9,2%) completan el ranking de las tecnologías que más han generado este mes. Estos porcentajes reflejan un importante dato; las renovables no paran de aumentar su cuota de participación y eso asegura que el precio de la electricidad regrese a valores menos elevados. 

El único aspecto que permite ahorrar es el precio

Aunque el porcentaje de capacidad solar instalada en los países europeos es diferente, la tendencia de su crecimiento es general. Durante el mes de Mayo, la producción con esta tecnología ha crecido en prácticamente todo el continente. En concreto, Francia registró un aumento del 41%, España y Alemania sendos 28%, Portugal un 14% e Italia, un 4,5% más. Estos kWh generados con tecnología “verde” ayudan a minimizar, ligeramente, la dependencia del gas. 

Por otro lado, las temperaturas más cálidas y la menor necesidad de luz artificial ha hecho que la demanda eléctrica en el pasado mes de Mayo baje considerablemente en todos los mercados del viejo continente. En concreto, el Reino Unido anotó un 10% menos, Francia un 6%, España un 1,2% y Alemania un 0,8%.  

El mercado “respira” 

Estas cifras han influido directamente en el precio de la electricidad. En casi todos los mercados, el precio ha estado por debajo de los 195 €/MWh, algo que no se ha dado en los meses anteriores del año. Según algunas consultoras, los únicos mercados que no han logrado ese descenso han sido el francés (con 197 €/MWh) y el Italiano (con 230 €/MWh). El mercado ibérico, por su parte, ha registrado de media 187 €/MWh. Aunque siguen siendo valores muy altos (no olvidemos que antes de la pandemia la electricidad en España variaba en una horquilla de 45 – 55 €/MWh) cualquier bajada de precio, por pequeña que sea, supone un respiro para los consumidores. 

Por tanto, estos valores del mes de Mayo resultan de la mayor producción renovable y el descenso en el precio del gas, especialmente en España, que ha logrado tener las reservas a valores más cercanos a los que pide la Unión Europea para este año (80% de la capacidad). 

Los próximos meses se antojan aún complicados de prever. La eólica no suele registrar grandes cifras en verano y, aunque las horas de luz continuarán siendo elevadas, el calor no es el mejor aliado para la producción fotovoltaica, que suele rendir más y mejor en primavera. Además, la ausencia de lluvias en los primeros meses del año aún genera dudas en la capacidad de los embalses para el verano. Mientras tanto, seguiremos quemando gas. 

Lo que se esperaba de las renovables se va cumpliendo, una vez más. La producción fotovoltaica y eólica en España amortigua durante las primeras semanas de la primavera el precio de la electricidad, y en consecuencia el de los futuros en el mercado OMIP.

España, a partir de la consecución junto a Portugal de la llamada “excepción ibérica” con el tope al precio del gas aprobado por la UE, ha logrado que los futuros bajen un 20% según las últimas cifras publicadas por el Grupo ASE.

Más capacidad “verde” que da sus frutos

Los primeros 4 meses de 2022 tuvieron una media en Europa por encima de los 200 €/MWh con valores récord en mercados como el francés (también ocasionado por el parón nuclear), el alemán y/o el italiano, entre otros. Ahora, entrada la primavera, la fotovoltaica brilla más que en los meses anteriores y la constancia de buenos vientos hace que la eólica también logre que los mercados eléctricos disfruten de un “respiro”.

En España la producción solar creció un 33%. Un incremento que se debe al aumento de 661 MW de nueva capacidad instalada de fotovoltaica en el país, que empezó el año con 14.888 MW y que ya supera la barrera de los 15 GW, concretamente, 15.549 MW conectados al sistema eléctrico.

La eólica también aumentó su potencia instalada en 223 MW, aunque su producción fue un 5% menor a la del mismo periodo del año pasado, algo que evidencia la aleatoriedad de los vientos. Un año con más potencia instalada que produce menos electricidad, aunque con una diferencia casi insignificante.

Con los objetivos del PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) de alcanzar los 50 GW de eólica y 30 GW de fotovoltaica para 2030, las previsiones auguran que el precio de la electricidad vaya cayendo a medida que ambas tecnologías se vayan implantando más y más en el sistema eléctrico nacional.

Otro motor para bajar el precio

La menor demanda energética es otro factor que reduce el precio de la electricidad. De ahí la importancia de la eficiencia energética; menor consumo implica contaminar menos y también reducir el precio de la luz.

Las temperaturas registradas en los primeros cuatro meses del año fueron menos frías que las del año pasado y que las de principios de 2022, lo que hizo que la demanda energética se redujera.

Precios ahora y en el futuro

Evidentemente, los precios actuales comparados con los del mismo periodo del año pasado son mucho mayores. En el mercado MIBEL, de España y Portugal, el incremento se traduce en un 338%.

Durante este primer cuatrimestre los valores futuros han variado mucho en todos los mercados europeos, pero es en el español en el que menos fluctuación han sufrido. Este hecho se debe gracias, en parte, al anuncio de la aceptación por parte de la Comisión Europea de la aplicación de un tope en los precios del gas en el mercado ibérico de electricidad, que entrará pronto en vigor, por el cual el precio del recurso se limitará a 50 €/MWh durante los próximos 12 meses (pese a que España y Portugal habían solicitado que fuera a 30 €/MWh).

Próximamente conoceremos cómo se aplicará dicho tope, aunque las primeras estimaciones indican que la diferencia de precios entre las ofertas y al que compran el gas los productores deberá ser compensado por los usuarios. De todos modos, la medida podría ahorrar hasta un 30% de la factura eléctrica de los usuarios residenciales acogidos a PVPC, así como beneficiar a las industrias con contratos indexados. El precio de la electricidad podría caer hasta los 130 €/MWh, aproximadamente.