¿Pronóstico de OMIE? Hagan sus apuestas

El mercado diario de electricidad en la Península Ibérica (OMIE) se ha caracterizado desde sus inicios por una fuerte volatilidad. Su propia base de funcionamiento, que ya explicamos hace un par de años en nuestro blog (Mercado Eléctrico Spot Ibérico: ¿Qué hay detrás?), hace que la composición del mix energético (Suma de las tecnologías que participan en mercado hora a hora) marque el precio. A ello se suma también una gran dependencia a las medidas regulatorias aplicables en cada periodo, que han influido considerablemente en la variabilidad de precios interanuales.

Para mostrar esta volatilidad, a continuación, mostramos la evolución del precio medio diario en el mercado spot en los últimos 6 años:

Un inicio de año marcado por la falta de agua

2018 ha empezado con valores altos en OMIE, en máximos de los últimos 7 años (a excepción de enero, cuyo máximo se registró el año pasado tras la crisis nuclear francesa). A pesar de la contribución de la renovable, y de una ligera recuperación de las reservas hidroeléctricas (ahora al 62%), el aumento de los precios de los combustibles fósiles y la situación aún de sequía, están elevando los precios de casación. La situación de sequía fue el principal factor que contribuyó a la escalada de precios en 2017, alcanzando un promedio anual de 52.24€/MWh. Todo ello, contribuyó a un mix energético con una importante reducción de la participación hidráulica, a favor del carbón y ciclo combinado (tal y como ya comentamos en nuestro artículo “Sin agua no hay paraíso”.

Las perspectivas para el resto del año se mantienen elevadas, pues todavía está pesando la falta de participación de la hidráulica. A día de hoy, hay  34.980 hm³  de agua embalsada, lo que representa un 62,4% de la capacidad máxima (56.074 hm³).

La dependencia de los precios con la meteorología se ha incrementado, por lo que el único factor que puede ayudar a aligerar los precios en lo que queda de año será una posible mayor participación de hidráulica si se recupera el nivel de los embalses en los próximos meses. Las referencias a futuro continúan en valores altos; para 2018 el pronóstico de promedio anual, en base a futuros OMIP, se sitúa en torno a 51-52€/MWh.

¿Vamos a continuar con este panorama de precios altos de ahora en adelante? ¿Se trata de una situación coyuntural o estamos delante de un comportamiento consolidado?

En este blog vamos a analizar los principales fundamentales que van a marcar el devenir del mercado spot en los próximos años.

1. Fuerte acelerón a las renovables

A partir del año 2020 se prevé la entrada de unos 10.000MW de nueva potencia renovable, entre energía eólica y fotovoltaica. Del total, 8.700MW provienen de las 3 subastas de renovables llevadas a cabo por el gobierno durante 2017, que tienen comprometido su inicio en 2020. Después del freno en la instalación de nueva renovable en España desde 2008, la penetración a partir de 2020 representará un aumento de más de un 30% respecto a la potencia actual instalada renovable. En el siguiente gráfico se muestra la potencia instalada y su porcentaje de crecimiento interanual.

 

La mayor participación de energía renovable en el mix de generación provocará una mayor volatilidad horaria de precios en el mercado diario OMIE, pues podrán hacer bajar los precios de forma considerable en momentos de fuerte viento y radiación solar, y es susceptible de bajar los precios promedio de mercado.

En la actualidad, se tienen tres objetivos en materia de energía que hay que tener presente a nivel español y europeo para el año 2020 (el denominado “triple 20” o “20-20-20”), éstos son:

• La disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero en un 20% con respecto a los niveles de 1990.
• La utilización de un 20% las energías renovables.
• El incremento en un 20% de la eficiencia energética.

La penetración de renovables se enmarca en las obligaciones con la EU para alcanzar el 20% de energía verde para 2020. Tras el parón en el desarrollo de energías renovables desde que se eliminaron las ayudas, el Gobierno está potenciando la incorporación rápida para cumplir objetivos.

Hay que apuntar que ya a finales de noviembre de 2016 se anunció el denominado “Paquete de Invierno “, el cual incrementaba para el año 2030 esos objetivos, llegando a una reducción de al menos el 40% las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a las de 1990, incrementar la participación de las energías renovables por encima del 27% y la mejora de la eficiencia energética en un 30%. Los anteriores objetivos para el año 2030 se contextualizan con los compromisos de la Unión Europea de acuerdo con el Acuerdo de París ya ratificado.

2. Demanda maxima de Petróleo

La demanda de petróleo mundial no ha dejado de crecer desde los años ochenta. Actualmente rozamos los 100 millones de barriles de consumo diarios, pero el mercado global empieza a notar la desaceleración de su apetito por el crudo. La entrada del shale oil y las renovables, junto con los objetivos medioambientales, están cambiando el contexto. A ello se suma el previsto incremento de los vehículos eléctricos y las crecientes presiones para descarbonizar el sector eléctrico, transportista e industrial. Las nuevas políticas podrían hacer cambiar la tendencia. Los escenarios de evolución de la demanda son muy variados, según la fuente:

3. Cambios de paradigma

La implantación en los próximos años del almacenaje de energía en grandes cantidades, asociadas a la red eléctrica, puede cambiar la forma de entender el mercado. Hoy en día el mejor ejemplo de un “acumulador” son las centrales hidroeléctricas reversibles (PSH). Sin embargo, la continua caída de los costes de las baterías está abriendo un nuevo camino. Esta nueva generación de baterías no solo tiene una mayor duración de funcionamiento, sino que también están resultando cada vez más baratas. Una bajada de precio posible por la disminución del coste unitario por mayor volumen de demanda e incremento de capacidad de fabricación. Los principales campos de actuación en el sistema eléctrico serían en regiones aisladas, autoconsumo, integración de las renovables y soporte al transporte y distribución. El almacenamiento podrá ser clave para solventar uno de los grandes frenos de la entrada de renovables: la falta de gestionabilidad. Un problema que se traduce en algunos países con precios incluso negativos o en excedentes de energía verde.

4. El carbón continuará estando presente

La previsión en la evolución de los combustibles fósiles empleados en la generación eléctrica (gas y carbón) es alcista. Los pronósticos de evolución de precios del carbón lanzados por la IEA hasta 2022 muestran un mantenimiento de los precios en valores elevados, similares a los acontecidos recientemente entorno a los 80-90$/ton. La demanda se prevé estable, pues a pesar de las medidas lanzadas en Europa y otros países de la OCDE para la reducción de emisión de gases de efecto invernadero, así como el cambio de modelo que China de abandono del carbón, se prevé un aumento del consumo de carbón en el sureste asiático e India. Por el lado de la oferta, se prevén posibles restricciones en Indonesia, que podrían incentivar también la subida de precios.

La entrada de renovables que comentábamos anteriormente implicará que las tecnologías que constituyen el hueco térmico participen en horas pico, en periodos más reducidos. Ello conllevará que el precio ofertante sea susceptible de elevarse en dichas horas pico, no únicamente por el incremento en el precio de la materia prima, sino también por motivos de rentabilidad económica y técnica.

Las últimas declaraciones del ministro de Energía, Álvaro Nadal, hacen mención a una proposición de ley para regular el cierre de centrales de generación eléctrica. El ministro se ha mostrado públicamente opuesto al cierre de algunas centrales térmicas de carbón por parte de Iberdrola, el pasado 10 de noviembre, argumentando que estos cierres incrementarían el precio de la electricidad. Con la nueva ley el gobierno podría tomar decisión en el cierre de ciertas centrales, manteniendo todavía el carbón en el mix energético.  Si esta ley se aplicará y el actual gobierno continua igual, tendremos carbón en nuestro mix energético para rato.

5. El gas, cada vez más protagonista

Las restricciones en la producción interna del campo de Groeningen y una menor flexibilidad por el cierre del almacenamiento Rough en UK, hacen que el sistema se vuelva más sensible y dependiente de la importación. Ello puede conllevar un aumento de precios de confirmarse la tendencia alcista en los precios de crudo y el aumento del precio de GNL asiático por mayor demanda. El único factor que podría aliviar una subida mayor de precios es el impacto que el GNL procedente de EEUU pueda acabar teniendo en la oferta global.

Con las políticas de descarbonización, el gas se quiere postular como la contraparte en el mix a la falta de gestionabilidad de las renovables, con menores emisiones de gases de efecto invernadero que el carbón.

6. Contaminar va a salir caro

Los costes para la generación térmica también se encuentran tensionados al alza por la subida esperada de los precios de los derechos de emisión de CO2. Las nuevas medidas adoptadas para revisar el sistema actual de ETS EUA, en el cual participan gran parte de los países europeos, tienen como objetivo la reducción del exceso existente de permisos, fomentando una subida de

los precios que contribuya a la reducción de emisiones para el cumplimiento de los compromisos medioambientales a nivel europeo.

De hecho, tras el anuncio de la aprobación de dicha reforma, los precios de los EUAs para diciembre de 2018 han escalado fuertemente hasta los 13€/ton, cotizaciones no alcanzadas desde 2012. El sentimiento en mercado se mantiene alcista, por lo que se espera que, en los próximos años, los precios vayan aumentando hasta que sean suficientes para incentivar el cambio del carbón al gas. Hoy en día, en base a los precios de carbón y gas actuales, el switching point se encuentra cerca de los 30€/ton.

Las reformas introducidas se basan en:

• El cap del volumen total de emisiones se reducirá anualmente en un 2,2% (factor de reducción lineal).
• El número de permisos que se colocarán en la Market Stability Reserve (reserva de estabilidad) se duplicará temporalmente hasta el final de 2023.
• Aplicación de un nuevo mecanismo para limitar la validez de los derechos de emisión en la Market Stability Reserve por encima de un cierto nivel, que entrará en funcionamiento en 2023.

Por lo visto el número de permisos que serán “almacenados” en la reserva de estabilidad se verá doblado entre 2020 y 2023. Pero en 2023 esta “migración” se acabará. Esto explicaría el trend bajista del gráfico a partir de 2023. Sin embargo, a su vez, a partir de 2023 se ejecutará otro mecanismo basado en limitar la “fecha de vencimiento” de los permisos entrados en la reserva de estabilidad. Esto incrementaría la “escasez” de los mismos y conllevaría a la subida de precios que se espera en 2025-2030.

El incremento de +20€/ton en el precio de los derechos de emisión desde 2018 a 2030, considerando un factor de emisión de CO2 característico para la quema de gas de 0.37tonCO2/MWhe, supone un sobrecoste en la energía eléctrica de +7.4€/MWh. Para el caso del carbón, el impacto será mayor, dado que el factor de emisión de CO2 característico para la quema de carbón se sitúa en 0.96 tonCO2/MWhe. Un incremento de +20€/ton en el precio de los derechos de emisión, supondrá un sobrecoste para esta tecnología en torno a +19.2€/MWh.

7. Las nucleares en cuestión

Nos vamos aproximando al fin de la vida útil de gran parte del parque nuclear instalado en la península. Las licencias de actividad empiezan a vencer en 2021 para Almaraz I y II (2.000MW) y terminan en 2024.  Por ahora, el gobierno ha anticipado que va a repercutir a los actuales operadores los costes de desmantelar de las plantas, pero no existe un claro plan para ello. La desaparición de la generación nuclear daría una mayor exposición de nuestro mercado al hueco térmico. Aumentará la volatilidad. Francia, también está en un plan de diversificación y disminuirá su dependencia de la generación nuclear en los próximos años.

Volatilidad: ¿riesgo u oportunidad?

De todo lo anteriormente comentado, podemos sacar 2 conclusiones:

1. La incertidumbre sobre la evolución futura de los precios de mercado es enorme, dada la influencia de muchos factores, y con una componente regulatoria también impredecible, justo ahora que se está planteando una reforma del sector.
2. Lo que sí tenemos claro, es que aumentará la volatilidad de mercado en los próximos años. Ello nos pone delante de un riesgo importante tanto para consumidores como productores. Pero esta volatilidad puede resultar también en una oportunidad si se lleva una adecuada gestión del riesgo. Habrá que reconfigurar estrategias y estar preparados para múltiples eventualidades.

 

Susana Gómez | Energy Consultant