Transición verde, mix energético y escasez de suministro

El reconocimiento global sobre la necesidad de garantizar una rápida transformación hacia una economía verde se encuentra en un momento histórico en Europa, donde los Estados miembros se preparan para conseguir el objetivo de cero emisiones en 2050. El mix energético (porcentaje de participación de las diferentes tecnologías de producción eléctrica dentro de la producción total de un país) es un componente muy relevante para entender la evolución de un país hacia un modelo sostenible. En este post tratamos de explicar la relación existente entre el mix energético y el precio de la electricidad en el proceso de transición.  En posts posteriores profundizaremos sobre los principales factores que han afectado a la escalada de precios, y otros que transformarán en el futuro a la estructura del mix de generación, como los ambiciosos objetivos de descarbonización.

En el contexto actual de transición energética, los miembros de la sociedad necesitan herramientas para monitorizar la evolución hacia una producción eléctrica más verde. Para realizar este seguimiento de forma rigurosa la plataforma 360smartvision.com ha desarrollado el indicador sintético EGMX (Efficiency in Generation Mix), el cual mide cualitativamente la contribución de un país a la emisión de gases efecto invernadero tomando valores entre 0 y 1 (cuanto más contaminante es un país más cercano es el valor a 1 y viceversa).

La evolución de este índice, ya comentada en posts anteriores,  muestra que:

1. La eficiencia del mix energético de España es, en general, mejor que la del benchmark de la UE.
2. Hay una tendencia positiva en la reducción de emisiones.

Esto se debe principalmente a la apuesta por la generación renovable (como dato a destacar, las tecnologías renovables contribuyeron a más del 43.6% del total de la generación eléctrica en España en 2020 con la tecnología eólica en primera posición, seguida de la hidroeléctrica y la fotovoltaica) y la eliminación de generación de tecnologías contaminantes.

El núcleo de la información de entrada para el indicador EGMX está constituido por los datos sobre el mix energético. La Figura 1 mide la combinación del mix energético en España y muestra cómo a partir de 2019 se sustituye la producción en base a carbón por la producción en base a gas. También se incrementa la proporción de generación de energía eólica y solar.

Si bien es verdad que el gráfico muestra que nuestro mercado eléctrico ha sido capaz de integrar progresivamente elevados volúmenes de renovables desde la década pasada, esto tiene ciertos riesgos, ya que típicamente muchas de las energías renovables -y en particular la eólica, que es la predominante en España- tienen un claro componente estacional, tal y como se explicó en posts anteriores y en nuestro tercer webcast del panel interactivo 360 Smartvision. Esto hace que, en momentos de baja producción renovable, haya que satisfacer la demanda con generación no renovable. En el caso de España, dada la eliminación de las centrales de carbón, la falta de generación renovable tiene que suplirse con los ciclos combinados de gas.

Este hecho tiene un efecto muy relevante en el mercado eléctrico mayorista, el cual es la herramienta que utilizan los grandes productores y consumidores de energía para la compra y venta de electricidad. En el mercado eléctrico, para cada hora del día, los productores y consumidores envían ofertas de compra y venta de electricidad (cada uno indica la energía que está dispuesto a comprar/vender a un precio determinado). Todas las ofertas se agregan y se crea una curva de oferta y una curva de demanda. El punto donde se cruzan las dos curvas definirá el precio final de la electricidad en esa hora. Esta configuración de mercado se denomina marginalista, es decir, que la central de generación más cara que entra en el mercado es la que fija el coste de la energía, que es una parte fundamental de la factura eléctrica.

La combinación de la estructura del mercado de la electricidad y la dependencia en España de las centrales de gas para cubrir la demanda hacen que los precios de la electricidad sean sensibles al sistema de los mercados globales de commodities, en este caso del gas. La Figura 2 muestra cómo, debido a la coyuntura energética global, el precio del gas se ha disparado durante el 2021 elevando su valor en un 500% en el periodo comprendido entre el mes de enero y octubre.  Esta escalada ha estado vinculada a factores que afectan a otros mercados europeos, como los precios del gas natural y los derechos de emisión de CO2, que repercuten directamente en los costes de generación de las plantas que están expuestas al precio de estas commodities, como las de ciclo combinado que utilizan gas natural. Además, la actual escasez de fuentes energéticas como el gas, el petróleo o el carbón contribuyen significativamente a los cuellos de botella que dificultan la recuperación post COVID.  El resultado de todo esto es que los precios de la electricidad en España están desbordados y recientemente hemos alcanzado precios horarios históricos, con una media mensual en el mercado diario de septiembre de 2021 de 156,1 €/MWh, frente a una media en septiembre de 2019 de 42,1 €/MWh, según datos de OMIE.

La transición hacia una economía verde ha aumentado la demanda del gas, reconocido por la industria como la fuente “puente” entre los hidrocarburos y renovables (ver artículo). Los países europeos compiten por su abastecimiento al observar que naciones como Rusia o Noruega reducen sus exportaciones. El nivel de inventario de gas en Europa se encuentra muy por debajo de los niveles usuales. En España, la previsión de exportación de gas limitada por parte de Argelia agrava el problema. No es de extrañar que el precio del gas haya multiplicado su valor por cinco durante el último año, lo que claramente está repercutiendo (de forma proporcional) al mercado de la electricidad y en la tasa de inflación en España que según los datos de Blomberg se sitúa en el 5.5%, marcando su valor récord de la última década.

Si bien se prevé que la generación eólica recuperará fuerza en invierno, el mercado eléctrico todavía seguiría siendo sensible a los precios de gas. Para evitar una situación de debilidad estructural derivada de la dependencia del gas importado es necesario avanzar hacia un mix energético con alta penetración de renovables y diversificado. Según los datos proporcionados durante la conferencia sobre el precio de la electricidad celebrada recientemente por el Instituto de Investigación Tecnológica (ICAI, Universidad Pontificia Comillas) el pasado 7 de octubre, el precio de la electricidad bajará cuando los porcentajes de renovables estén en 60% o 70% (ver noticia).

La transición energética será uno de los factores que más impacte en esta década en la transformación del mix de generación. Serán necesarios instalar más de 60GW de renovables hasta 2030 para cumplir con los objetivos del Plan Nacional de Energía y Clima. Este objetivo podría incrementarse con el reciente paquete “Fit-for-55,” el cual refuerza el compromiso con la neutralidad climática de la UE en 2050, pasando de un objetivo de reducción de emisiones a 2030 del 40% al 55%. Esto supondrá todavía una mayor presión para integrar renovables en el mercado eléctrico.

Por otro lado, está claro que el proceso de transición energética planteará retos en el mercado eléctrico que requieren soluciones eficientes, pero también oportunidades derivadas de la actividad económica vinculada al despliegue renovable. Estos retos y oportunidades deben motivarnos a redoblar nuestros esfuerzos por conseguir el objetivo de cero emisiones en 2050, así como a renovar nuestra ambición de cara a la transición a 2030 y a la descarbonización progresiva del mix de generación eléctrica, impulsando a las renovables para alejarnos del uso de combustibles fósiles, cuyo uso ha tenido una influencia muy relevante en la escalada de precios del mercado mayorista eléctrico.