Sin agua no hay paraíso

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Sin agua no hay paraíso

Hace un año, escribí un artículo sobre el impacto de la energía nuclear francesa en el sistema energético español, y su capacidad para influir significativamente en los precios eléctricos Spot (OMIE) de la Península Ibérica y otros países vecinos.

La pesadilla vivida el invierno pasado ha sido provocada por la aglutinación de varios infortunios:

  • Crisis nuclear en Francia, que afectó parte de la capacidad disponible necesaria para el consumo interno y de exportación;
  • Temperaturas extremadamente frías, que causaron una gran demanda de gas y electricidad para calefacción;
  • Invierno seco, con pocos períodos lluviosos;
  • Aumento de los precios del petróleo, debido al acuerdo de reducción de cuotas de producción de crudo establecido entre miembros y no miembros de la OPEP;
  • Tendencia alcista de los precios del carbón, debido a políticas ambientales drásticas aplicadas por China para reducir las emisiones de CO2;
  • Interrupciones de suministro en el gasoducto de Argelia, que conecta el continente africano al sur de Europa – principal proveedor de gas de la Península Ibérica.

Afortunadamente, la primavera llegó con temperaturas más suaves que redujeron la demanda de energía en Europa y dieron un poco de espacio para que el parque nuclear en Francia se recuperara de las disrupciones no programadas, generando esperanzas de una cierta relajación de los precios durante el resto del año.

Figura 1 – Evolución de los precios Spot OMIE 2016 vs 2017. Fuente: MTEC

Ahora estamos en noviembre y el promedio anual es de 51,12 €/MWh, uno de los precios más altos de la electricidad Spot jamás registrado en España.

Según diferentes noticias y opiniones de analistas, este año nos hemos visto afectados, principalmente, por tres factores clave:

  1. La situación nuclear en Francia que afecta directamente a los niveles de importación y exportación de energía desde España;
  2. La falta de participación de las centrales hidroeléctricas en el mix energético, debido a los bajos niveles de reservas de agua;
  3. Los altos precios del carbón.

Pero,… ¿Cuál es el más relevante?

La energía nuclear y las importaciones como amortiguador de precios

Francia puede suministrar el 75% de su demanda eléctrica confiando sólo en sus 63 GW de capacidad de energía nuclear. España y, en consecuencia, Portugal, aprovechan esta fuente de energía barata importándola diariamente, hecho que minimiza los picos en los precios de energía Spot en la Península. Como se puede ver en el gráfico, desde el último semestre de 2016, las importaciones de Francia significan precios más baratos en comparación con los períodos en que España se convierte en un exportador neto a su vecino. Aunque una gran cantidad de energía importada no significa obtener directamente precios bajos, es posible afirmar que las importaciones funcionan como un amortiguador para evitar que los precios de la energía aumenten. Aun así, la situación de 2016 ha sido diferente, ya que se obtuvo precios mínimos en OMIE desde enero a mayo y, mostrando buenos niveles de exportación de energía. Esto se puede explicar por los niveles robustos de energía renovable (eólica e hidroeléctrica) disponible en ese periodo.

Figura 2 – Niveles mensuales de importación y exportación España – Francia. Fuente: ESIOS & Magnus CMD

Wake up call para el carbón

Figura 3 – Evolución del precio del carbón API2. Fuente: MTECH

El sector del carbón fue golpeado duramente entre 2014 y 2016 con el precio API2 alcanzando un precio por tonelada inferior a los 38$, lo que hizo pensar que la era del combustible más sucio del planeta estaba cerca de su fin. Pero en 2016 todo cambió, o mejor dicho, China cambió (su política energética) y la recuperación del carbón disparó de tal modo que alcanzó los 87$/tonelada en menos de 2 años.

La crisis nuclear en Francia obligó a varios países a quemar carbón y gas para generar suficiente energía para uso interno e incluso para abastecer a Francia en el pico del invierno pasado. Situación que se suponía que sería puntual, pero perduró, y se sigue dando hasta el día de hoy.

Figura 4 – Impacto de la participación del carbón en el precio Spot. Fuente: OMIE & Magnus CMD

Cruzando los precios mensuales del Spot con la participación mensual del carbón en el Mix Energético Español se observa que un menor uso de carbón corresponde, o a una mayor participación de tecnologías de energía renovable, o a una menor demanda, lo que lleva a precios Spot más baratos. Por otro lado, un mayor uso del carbón afecta directamente los precios del producto diario. PERO, el precio del carbón no afecta directamente al precio final de OMIE, como podemos ver para los diferentes periodos estivales presentados en la Figura 4, donde incluso teniendo precios significativamente distintos para el producto, los volúmenes utilizados fueron los mismos dando como resultado los mismos niveles de precios de la electricidad.

Por favor, ¡Necesitamos que empiece a llover!

La Península Ibérica se enfrenta a una de las peores temporadas de sequía de la historia, ya que España tiene que mirar 20 años atrás para experimentar escenarios similares y, Portugal 87 años (¡SÍ, 87!). Esta situación catastrófica ha estado evitando que las plantas de energía hidroeléctrica participen en el mix energético en los mismos niveles saludables que se han visto en los últimos años (2015-2016).

Figura 5 – Niveles de agua embalsada en España. Fuente: Embalses.net

En España, la capacidad disponible de energía hidroeléctrica puede generar de 5 a 7 GWh y representar del 20 al 30% del mix energético. Sin embargo, estos valores óptimos sólo se producen si los niveles de agua son significativamente altos, por encima de los 400.000 hm3. La Figura 6 muestra la evolución de la participación de la energía hidroeléctrica en el mix energético español, así como la evolución del precio spot.

Figura 6 – Impacto de la participación hidráulica en el precio Spot. Fuente: OMIE & Magnus CMD

Es posible afirmar que la evolución de la curva de precios Spot sigue la cantidad de uso de energía hidroeléctrica, con los precios más bajos correspondiendo exactamente a los meses en que la participación de la hidroeléctrica ha sido mayor. Esto es causado por el llamado “hueco térmico” que es la cantidad de demanda de energía que debe llenarse con combustibles fósiles, una vez asignada toda la generación renovable disponible.

Estás en lo cierto si estás pensando que sucede lo mismo cuando se trata del carbón; que se explica fácilmente por el uso de este combustible como la primera tecnología en participar en la combinación energética como reemplazador de la energía hidroeléctrica. Sin embargo, el precio del carbón no afecta directamente al precio de la electricidad, por lo tanto, ¿Cuál es el principal motor?

Las centrales hidroeléctricas como fabricantes de precios

La energía hidroeléctrica es una fuente renovable de energía y, como otras tecnologías renovables, esta debería ayudar a reducir el precio de la electricidad. Sin embargo, eso no es exactamente lo que está sucediendo o al menos no es la mejor manera posible.

Como explicamos en un artículo sobre el mercado SPOT, el precio OMIE es el resultado de varios ajustes de precios entre el suministro y la demanda de cada hora del día. En términos de lógica de esta estrategia de mercado, las tecnologías renovables deberían ser las primeras en vender sus volúmenes a precios más bajos, dejando la demanda de energía restante para las tecnologías térmicas basadas en carbón y gas, tecnologías con mayores costes, aumentando el precio final de la energía.

Sin embargo, eso no es lo que está sucediendo en España según los cuadros 7 y 8.

El gráfico número 7 muestra que en el 45% de las horas de 2016, el precio de casación fue establecido por la energía hidroeléctrica (34% Hidro con sistema de bombeo y 11% sin), y en términos de rango de precios, las hidroeléctricas definieron el precio de la electricidad a niveles máximos el 65% de las veces.

Todavía podemos decir que de alguna manera es lógico porque 2016 fue un buen año hidrológico, con grandes niveles de reservas de agua, y que permitió a las compañías de energía usar sus represas libremente. Además de eso, los niveles saludables de otras participaciones de energía renovable les permitieron marcar el precio fuera de las horas pico.

Ahora echemos un vistazo a 2017 analizando la Figura número 8. El escenario es bastante similar, la energía hidroeléctrica es responsable por definir el precio de la energía en el 47% de las horas entre enero y octubre del año en curso, ¡47%! Y como recordarán, ¡Enfrentamos una de las peores estaciones secas de la historia! Por lo tanto, tenemos MUCHA menos agua en nuestros ríos y represas, pero todavía tenemos esta tecnología que define el precio incluso más veces que en 2016.

Figura 7 – Horas de marcación de precio por rango de mercado diario. Fuente: OMIE & Magnus CMD

Figura 8 – Horas de marcación de precio por rango de mercado diario. Fuente: OMIE & Magnus CMD

Echando un vistazo a los rangos de precios, el valor promedio actual del precio Spot de 2017 es de 51,21 €/MWh, por lo que, si pasamos al gráfico 9, podemos ver que en ese rango de precios, el 66% de los precios están definidos por la hidroelectricidad con alguna participación del gas natural.

Figura 9 – Distribución de las tecnologías que marcan el precio por rango de mercado diario. Fuente: OMIE & Magnus CMD

Más preguntas que hacerse

Para responder a la pregunta inicial, la energía hidroeléctrica es, sin duda, el principal impulsor de precios del Mercado Spot Español, lo que plantea algunas preguntas sobre la forma en que esta fuente de energía RENOVABLE está siendo gestionada por las principales compañías energéticas. Es interesante lo que hemos estado presenciando con respecto a la participación de la energía hidroeléctrica en la combinación energética con la actual crisis del agua que está afectando a la Península. España tiene exceso de capacidad y alternativas a esta tecnología, como el gas natural, entonces, ¿Por qué están usando el agua? ¿Se trata de problemas ambientales? ¿Qué pasa con las restricciones de suministro de agua que ya se están aplicando en el centro de España? ¿Qué pasa con los ríos secos y los efluentes del río Duero que están secos?

En términos de casación de precios, además de la pregunta obvia de cómo puede un precio ascender a los 100 €/MWh cuando los precios de los productos básicos necesarios para producir electricidad son alcistas, pero no extremadamente caros (a excepción del carbón), debemos preguntarnos, ¿Cómo pueden las hidroeléctricas marcar los precios en niveles tan altos?

¿La oportunidad de mercado es realmente atractiva para los propietarios de las centrales hidroeléctricas que son (permítanme decir) los mismos propietarios de las centrales eléctricas de carbón y gas, pero al mismo tiempo, podría tratarse de un posible caso de peor escenario en el que esta situación de sequía continúa más allá de este invierno? ¿Están tratando de compensar un posible período sin agua para generar electricidad?

Sin descartar las otras opciones analizadas en este artículo (energía nuclear de Francia y la participación del carbón a los niveles actuales de precios) necesitamos lluvia y necesitamos una buena temporada de nieve para llenar nuestras represas para la próxima primavera o es poco probable que el escenario cambie a menos que …

Jorge Seabra | Energy Consultant

By | 2018-06-12T15:38:46+00:00 noviembre 22nd, 2017|Categories: Destacado, Electricidad, M·Blog|Tags: , , |Comentarios desactivados en Sin agua no hay paraíso