Fuente: El Periodico de la Enegía
El precio de los derechos de emisión de CO2 ha arrastrado en 2019 la mala fama ganada durante 2018, cuando su tremenda carrera alcista llegó a triplicar su precio en pocos meses y arrastró con ello el precio de los mercados de electricidad en toda Europa. En lo que llevamos de 2019, el precio del CO2 ha continuado a niveles muy altos, superando incluso las cotas alcanzadas es septiembre del año pasado., pero al menos su explosiva carrera alcista se ha frenado. Aun así, el CO2 y el comercio de derechos de emisión han continuado presentes en las noticias del sector. Esto es debido a la estrecha relación que los derechos de emisión guardan con la lucha por la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y contra el cambio climático.
En enero se publicó el Real Decreto que preparaba ya el terreno para la cuarta fase del sistema de comercio de derechos de emisiones de CO2 y otros gases de efecto invernadero de la Unión Europea (EU ETS) a partir de 2021. Ya en ese momento AleaSoft mencionó que, si bien los derechos de emisión son una herramienta imprescindible para la descarbonización de la generación de electricidad, no había que infravalorar el impacto que tiene sobre la competitividad de la industria electrointensiva frente a otros países fuera del sistema europeo de comercio de derechos de emisiones, conocido como la fuga de carbono.
La industria electrointensiva también ha ocupado muchos titulares estos meses, sobre todo después de los resultados de las últimas subastas de interrumpibilidad. Según la Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía (AEGE), estos resultados, que han sido los peores de la historia de las subastas, agravan la pérdida de competitividad de las empresas con gran consumo eléctrico, por lo que pedían al gobierno tomar medidas urgentes para resolver esta desventaja competitiva.
Otro aspecto que también preocupa a la industria electrointensiva es otro de los temas destacados en los titulares, sobre todo durante mes de abril: el retorno del impuesto del 7% a la generación de electricidad. Así es como se conoce popularmente al IVPEE, el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica. Este impuesto, que grava con un 7% la energía vendida en el mercado, se reintrodujo a partir del 1 de abril después de una suspensión temporal de seis meses. Segun las estimaciones de AleaSoft en ese momento, el precio del mercado eléctrico se podría ver incrementado entre un 2% y un 5% en un primer momento.
Además de a la industria electrointensiva, la reintroducción del impuesto a la generación ha afectado también a la competitividad de los ciclos combinados y plantas térmicas españolas frente a sus competidores portugueses y franceses que no tienen esa carga fiscal adicional y que, gracias a las interconexiones internacionales, pueden vender su energía más competitiva en el mercado eléctrico español.
Respecto a la capacidad de las interconexiones internacionales, el 26 de marzo, el Parlamento Europeo aprobó definitivamente la reforma del mercado eléctrico europeo, que ya tenía la aprobación del Consejo de la Unión Europea y de los representantes permanente del Parlamento. Esta reforma clasifica como urgente la necesidad de aumentar la capacidad de estas interconexiones y que esta capacidad estuviera disponible para los mercados mayoristas, para poder integrar adecuadamente el aumento de la producción renovable y avanzar hacia la descarbonización del sistema eléctrico.
También en este 2019 ha sido noticia la confirmación de la tendencia a la disminución de la volatilidad de los precios en los mercados eléctricos gracias, entre otros, al aumento de la capacidad de las interconexiones internacionales, sobre todo con Francia. Las interconexiones actúan como un amortiguador de los precios, aumentando el flujo de importaciones o exportaciones cuando los precios entre dos mercados tienden a separarse.
Por otro lado, los precios de los combustibles gas y carbón para la generación de electricidad han sido protagonistas justo por lo contrario que lo ha sido el precio del CO2: por bajar. Durante 2018 el precio del gas TTF y del carbón API 2 de referencia en el continente europeo subieron a la par que el precio de los derechos de emisión de CO2 y tocaron máximos en septiembre. A partir de entonces, y durante toda la primera mitad de 2019, los precios de estos dos combustibles no han parado de bajar, llegando a valores mínimos de varios años.
También durante esta primera parte del año se anunció el calendario de cierre de las centrales nucleares españolas, despues de cincuenta años de la puesta en marcha de la primera central. Este calendario, pactado entre los propietarios de las plantas y Enresa, sitúa el cierre de la última central en 2035. Si finalmente se cumple el calendario, la energía nuclear habrá estado presente en el mix eléctrico español durante casi setenta años.
Este acuerdo para terminar con la energía nuclear en España ha hecho que se cuestionen los objetivos de reducción de emisiones para 2030, dado que la energía nuclear representa una producción prácticamente constante de electricidad y sin emisiones de CO2. Su desaparición del mix de generación dará más protagonismo a los ciclos combinados de gas como respaldo de las renovables no-gestionables, que, si bien son menos contaminantes que las centrales de carbón, son emisores de CO2.
El cierre completo o la disminución de la potencia nuclear está previsto en varios países como Alemania, Francia, Bélgica y Suecia en sus planes para alcanzar los objetivos medioambientales de 2030. Sin embargo hay otros países, como Finlandia, que tienen previsto aumentar su capacidad nuclear o, como Polonia, empezar a usarla en los próximos veinte años.
Pero el cierre de las centrales nucleares no impactará solamente a las emisiones de CO2. La desaparición de una producción base estable que oferta a precio cero en el mercado va tener un impacto innegable sobre el precio del mercado eléctrico. El cierre de cada reactor nuclear conllevará un aumento de precio en el mercado eléctrico. La magnitud de ese aumento dependerá del estado de implantación de la potencia renovable en ese momento. Una vez más, asoman previsiones inciertas y potencialmente catastróficas para los consumidores de electricidad.
Ante estas incertidumbres, es fundamental gestionar adecuadamente el riesgo de precios de mercado. Para que un gran consumidor de energía pueda gestionar ese riesgo y valorar sus opciones entre la compra en el mercado spot, los mercados de futuros y un PPA, debe tener ahora mismo una respuesta clara a la pregunta ¿cuál es la probabilidad de que el precio promedio del mercado en 2030 esté por encima de 50 €/MWh?