Por Íñigo Pérez, Financial Manager de Opengy Capital
En las primeras semanas de este año, la volatilidad del mercado mayorista de electricidad ha vuelto a estar en el foco de la atención, debido a los altos precios registrados a principios de enero, que han alcanzado niveles récord de 94,9€/MWh y también la dispersión de precios horarios en un mismo día.
Analizamos cómo ha evolucionado el mercado mayorista de electricidad a lo largo de 2020 y cuáles han sido los principales factores que han determinado dicha evolución. Además, explicaremos por qué los PPA (Power Purchase Agreement) pueden ayudar a los consumidores y las empresas a protegerse de estas fluctuaciones en el precio de la energía.
2020, año marcado por una extrema volatilidad de los precios del mercado mayoristaEl año pasado el mercado mayorista de electricidad en España (OMIE), también conocido como “pool”, ha tenido una evolución marcada por la menor demanda de electricidad (-5,2%) y la incorporación de nuevas instalaciones de generación renovable (2.706 MW entre eólica y solar fotovoltaica). Lo cual, ha permitido alcanzar dos hitos históricos: i) las energías renovables han alcanzado su mayor cuota de generación (43,6% del mix) y; ii) el Precio Medio de la Electricidad (34€/MWh) ha sido el más bajo desde la creación de este mercado en el año 2002.
En cifras interanuales, los niveles de precios han pasado de un extremo a otro, lo que representa una muestra de la alta volatilidad que tiene este mercado en periodos cortos de tiempo según le afecten distintos factores coyunturales y que, sobretodo, afecten a la última tecnología de generación en “casar” su oferta.
A modo de ejemplo, en un extremo tendríamos los meses de abril y mayo de 2020, periodo con la mayor caída de la demanda (-15,2% vs mismo periodo de 2019) debido a medidas como el confinamiento de la población un significativo aumento de la generación fotovoltaica (35% vs 2019) y de la eólica en (8% vs 2019) y, sobretodo, el menor precio del gas, que en su mercado MIBGas marcó mínimo histórico (5,3€/MWh). Con estos ingredientes, el pool obtuvo un precio medio de 19€/MWh en ese periodo (casi 3 veces menos que la media anual de los últimos 5 años).
En el extremo opuesto, se sitúa el mes de diciembre de 2020, que tuvo una demanda un 1,7% superior a la de diciembre de 2019 y que, pese a tener una generación de origen renovable un 8% mayor a la de diciembre de 2019, el precio medio obtenido fue de 42€/MWh (33,8€/MWh en diciembre de 2019).
Si ha aumentado la producción renovable y la demanda eléctrica ha sido más baja durante el transcurso del año 2020, ¿por qué ha subido tanto el precio del pool en diciembre (…y enero 2021)?
Gráfico 1: Precio Medio Mensual del Pool
Gráfico 2: Demanda de Distribucio?n
Los altos precios del gas y de los derechos de emisión de CO2, entre las principales causas
Existen factores coyunturales que están afectando al mercado eléctrico desde finales de 2020 y que han pasado desapercibidos debido al COVID19. Estos factores han venido para quedarse durante un tiempo y el aumento de la generación renovable es la mejor solución para evitar que sigan aumentando el precio del pool.
Por un lado, se encuentra la rápida subida del precio del gas (las centrales de gas son quienes suelen marcar el precio del pool al ser la última tecnología en “casar”), provocada por razones exógenas, entre otras:
Demanda de gas en máximos históricos en China, Corea del Sur y Japón provocado por la adición de nuevas centrales y un invierno más frio de lo normal.Disminución de fletes de buques LNG a Europa debido al mayor suministro en Asia.Cierre centrales de carbón en Alemania y sustitución por centrales de gas.Brexit: Menor nivel de suministro de gas al Reino Unido y consecuente aumento de intercambios eléctricos provenientes de Francia.
Gráfico 3: Precio Medio Mensual del Gas (MIBGas) CO2 (ETS)
Gráfico 4: Precio Derechos
Además del precio del gas, conviene destacar otro factor que ha influido en el precio del pool en diciembre. Se trata del precio de los derechos de emisión de CO2 por tonelada (EU ETS) que ha marcado su precio máximo histórico (31€/ton de media mensual) en diciembre de 2020 y que ha contribuido a encarecer el precio de producción ofertado por las centrales de gas en el pool. Alemania es el principal emisor de estos derechos dentro de la UE y el día 16 de diciembre, el Gobierno de este país estableció un nuevo precio para la adquisición de derechos de emisión de CO2 (25€/ton) a partir del 1 de enero de 2021, siendo este precio significativamente más alto que el anunciado previamente en mayo (10€/ton). Además, su política medioambiental establece un encarecimiento gradual de estos derechos hasta los 55€/ton en el año 2025. De esta manera, se pretende que las industrias más contaminantes tengan que asumir este extracoste y se vayan transformando en industrias “limpias”.
Como puede verse en el gráfico de precios de los ETS, durante 2020 el precio ha estado siempre por encima del rango de precios 2016-2019, menos en los meses de mayor parálisis económica, así que se trata de un factor que ha estado oculto por el COVID19, pero que puede tener una importancia significativa para la evolución del precio en circunstancias normales del mercado.
El eléctrico, sector “refugio” de la pandemiaPese a estos cambios repentinos en el precio del pool provocados por factores exógenos, conviene recordar que el volumen de electricidad negociado (demanda) tan solo ha disminuido un 5,2% hasta los 232,7 TWh en el conjunto del año pasado.
Esta caída de actividad es significativamente menor a la que se ha producido en otros mercados o sectores de la economía española y que se han visto también afectados por las imprevisibles circunstancias surgidas a raíz de la pandemia global producida por el COVID19. El sector eléctrico, por lo tanto, ha demostrado ser uno de los pocos sectores “refugio” que han mantenido tasas de crecimiento o de decrecimiento menor a la del conjunto de la economía española (-11,6%). Esto es gracias a la naturaleza de bien primario que tiene la producción eléctrica al ser indispensable para cualquier otra actividad económica o humana.
Gráfico 5: Evolución distintos sectores en 2020
Gráfico 6: Participación renovables en el pool 2020
El precio de los futuros de electricidad para el resto del año 2021, año 2022, año 2023 y año 2024 se encuentran a enero de 2021 por encima del precio medio obtenido en diciembre de 2020 (42€/MWh). Esto quiere decir que el mercado ya se ha recuperado de los efectos provocados por el COVID19, principalmente una menor demanda eléctrica. En este sentido y de cara a futuro, el mercado eléctrico va a estar influenciado por dos fuerzas que empujan el precio en sentido contrario. Por un lado, hacia precios altos, provocado por la alta demanda mundial de gas y el elevado precio de los derechos de CO2, y por otro lado, la entrada de nuevas instalaciones renovables, con un coste de generación menor. De tal manera que la última tecnología en “casar” va a tener mayor relevancia que en años anteriores dado la mayor dispersión de costes de generación entre térmicas y renovables.
Los PPA, solución que protege a los consumidores de la alta volatilidad del precio del poolPor lo tanto, ante estas expectativas de precios altos y aumento de fluctuaciones del precio del pool derivados de factores exógenos o meteorológicos, tiene más sentido si cabe que los consumidores realicen coberturas del precio de la electricidad a largo plazo. Estas coberturas, en el sector se conocen como PPAs, y aquéllos que están soportados por activos de generación fotovoltaica son los más beneficiosos para los consumidores dada la alta predictibilidad de esta tecnología y su bajo coste de generación.
A modo de ejemplo, cabe destacar que el coste de generación (LCOE) de una planta fotovoltaica de nueva construcción es inferior al precio medio anual del pool obtenido en 2020 (34€/MWh). Además, esta tecnología no necesita adquirir derechos de CO2 ni está expuesta al precio del gas en los mercados internacionales.
En Opengy, llevamos desde el año 2017 proporcionando a consumidores industriales soluciones basadas en la tecnología fotovoltaica, mediante la construcción de instalaciones de autoconsumo y la posibilidad de contratar PPA On-Site y PPA Off-Site. Este tipo de soluciones ha contribuido a que nuestros clientes ya hayan podido sortear de una mejor manera las fluctuaciones del precio de la electricidad de los últimos meses y el precio máximo histórico diario obtenido en enero de 2021 (94,9€/MWh) y estén mejor preparados para soportar el alto coste de la electricidad que se prevé que va a continuar en los próximos años.
Nuestras soluciones de PPA On-Site permiten que una empresa cubra un porcentaje de la electricidad que consume a través de la energía generada por medio de una instalación de autoconsumo fotovoltaico normalmente ubicada en la cubierta de la empresa, sustituyendo así parte de la electricidad importada de la red eléctrica y generando un importante ahorro económico en la factura de la luz.
Las principales ventajas económicas de este tipo de soluciones son:
La instalación de generación es construida sin necesidad de aportaciones económicas – nosotros nos hacemos cargo de la inversión inicial, así como del coste de mantenimiento y operación de la instalación;La electricidad adquirida a la instalación tendrá un precio menor a la adquirida a la comercializadora;El precio de la electricidad consumida de la instalación será fijo durante un periodo largo de tiempo.Nuestra solución no computa en CIRBE.Al final de la vida del PPA On-Site – que suele ser entre diez y quince años - el cliente se queda con la instalación de autoconsumo fotovoltaico sin tener que pagar una cuota final, por lo que podrá seguir disfrutando de una energía eléctrica muy barata durante muchos años más.Si quieres saber más sobre las ventajas de los PPA para tu empresa, ¡no dudes en contactarnos!