El 2017 ha sido un año caro para el precio de la electricidad. ¿Qué ha provocado tan significativo aumento de precios? ¿Qué perspectivas hay para este año 2018?
Desde 2008 no se habían registrado unos precios tan altos en el mercado SPOT, y los precios de futuro también se han disparado.
A lo largo de 2017, los precios del mercado SPOT han oscilado entre los 71,49 €/MWh registrados durante el mes de enero, y los 43,18 €/MWh registrados el pasado marzo. El precio medio de la energía para 2017 ha sido de 52,24 €/MWh, un 24,0% más que en 2016, y un 8,9% más caro que la media de los últimos 5 años.
Evolución del pecio medio SPOT/FUTURO anual entre 2012 y 2017. Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com
Evolución precio SPOT y Futuros 2017. Fuente: Indicadores de la Energía – Ipsom Manager www.ipsom.com.
El 2017 comenzó especialmente caro, con un final de 2016 poco esperanzador, en el que ya se empezaba a intuir la tendencia alcista de los precios, que ha marcado el 2017. Para entonces ya existían las dudas sobre la seguridad de los reactores nucleares franceses y el aumento de los precios de los combustibles fósiles era ya más que evidente.
En enero de 2017 ambos factores se dispararon, la producción hidráulica era alarmantemente baja, un tercio de los reactores nucleares franceses estaban parados y el precio de los combustibles fósiles aumentaba de forma alarmante. Y lo peor, es que este escenario se ha mantenido a lo largo de todo el año.
Mercado a plazos
Mientras que en 2016 los precios de futuro se mantuvieron bastante estables, a lo largo de 2017 han subido considerablemente. Los fundamentales que justifican este incremento son básicamente los mismos que han provocado el incremento en el mercado SPOT: incertidumbre sobre el futuro del parque nuclear en Francia, escasez de reservas hidráulicas y subida del petróleo y del gas.
El precio medio en el mercado de futuros en diciembre ha sido de 52,44€/MWh: Un 20,6% más que el pasado enero, que fue de 43,52€/MWh, lo que supone un aumento alarmante, teniendo en cuenta que en los últimos 5 años no se había producido una variación anual de futuros de estas dimensiones. No se registraban precios de futuros tan caros desde enero de 2012, que el precio medio en el mercado de futuros fue de 54,38€/MWh.
Demanda y Generación
Según el último informe de la REE, la demanda nacional de energía eléctrica para el conjunto del 2017 se estima que ha sido de 268,5 TWh, lo que supone un 1,3% más que en 2016, pero un 8% menos que hace diez años.
Demanda peninsular de energía eléctrica – Fuente: REE
Aunque el aumento de la demanda contribuye a la subida de precios, su influencia no ha sido tan significativa como la de los factores que han afectado a la generación.
El parque generador ha descendido por segundo año consecutivo, cerrando 2017 con 104.517 MW de potencia instalados, un 0.6% menos que en 2016 y debido principalmente al cierre definitivo de Garoña.
El saldo de intercambios internacionales ha resultado importador por segundo año consecutivo con un total de 9.160GWh importados. Teniendo en cuenta que diez años atrás España exportó electricidad por valor de 5.750GWh podemos afirmar que después de 13 años de saldo neto exportador, España se ha convertido en un país dependiente, energéticamente hablando, de combustibles extranjeros.
Entre enero y octubre del pasado 2017, España gastó 33.000 M€ en importaciones de petróleo, gas y carbón de países como Namibia, Catar, Argelia, y Oriente Medio.
Mix Energético: Menos renovables y más combustibles fósiles
Las renovables han registrado los peores datos de los últimos 5 años, reduciendo su cuota al 33% en la generación eléctrica de 2017. Recordamos que el mix en 2016 fue del 40,8%. Aún así, han sido la principal fuente de electricidad. Si las tomamos en conjunto, podemos decir que uno de cada tres kilovatios es autóctono y limpio.
Comparativa Mix energético 2016-2017 (hasta 15/12/2017). Fuente REE.
La producción eólica no ha variado significativamente respecto al año anterior (un -1,6%). Actualmente, es la segunda fuente de generación de nuestro sistema, con una cobertura de demanda cercana al 20%. El 10 de diciembre fue el día récord del año con mayor producción eólica (321 GWh), siendo la primera tecnología en el mix de generación, con una cobertura de la demanda de electricidad del 45%, según datos de Red Eléctrica Española.
La hidráulica en cambio, ha disminuido prácticamente a la mitad, y es la principal culpable del descenso que comentábamos de la cuota de generación de renovables debido a la fuerte sequía por las bajas precipitaciones de los últimos meses.
Fuente: REE
Las reservas hidroeléctricas han cerrado el 2017 con un nivel de llenado próximo al 31% de su capacidad total y un producible hidráulico muy por debajo del valor histórico y casi un 53% inferior al registrado en 2016.
El encarecimiento no se ha debido solamente a depender de una mayor producción a partir de combustibles fósiles. Hay que sumar, además, que los precios de éstos, per se, han sido mucho más caros:
El carbón comenzó su tendencia alcista en 2016, que arrancó entorno a los 50 $/Tn cerrando el año sobre los 85 $/Tn. Durante 2017 los precios que han oscilado entre los 75 $/Tn y los 100$/Tn.
El Brent cierra 2017 a 66,87€/Barril, 10€ más caro que el ejercicio anterior, que cerró a 56,82€/barril. Esto supone un alza de casi el 40% en su escalada a máximos de 2 años y 7 meses, desde su caída a mínimos de 11 años en 2015.
No se destaca en los informes del REE que tanto la energía termosolar como la fotovoltaica han batido registros históricos de producción, aun sabiendo que las medidas retroactivas del Gobierno ahuyentan a los inversores. El parque solar fotovoltaico ha crecido solo 1 MW en el período 2017, sin embargo ha producido un 4,7% más que el pasado 2016. Entre ambas, han cubierto el 5,2% de la demanda eléctrica peninsular.
En este contexto de fuertes precios y con el objetivo de reducir los costes energéticos de las empresas, consideramos importante hacer una mención especial a la actual viabilidad de los paneles solares destinados al autoconsumo (sin verter la energía generada a la red). La mejora de la eficiencia de los paneles con aumentos de la corriente fotogenerada por las células hasta en un 80% y las células de fosfuro de indio–galio-aluminio (AlGaInP) con eficiencias cercanas al 11%, el doble de lo alcanzado hasta la fecha. El candidato ideal para instalar y beneficiarse de esta tecnología son empresas y edificios con cubiertas orientadas al sur, y una base de consumo estable (ejemplo, neveras). A nivel normativo, aunque existe el famoso peaje de respaldo (conocido como peaje al sol) el gobierno se ha limitado a publicar su existencia pero continuamos pendientes de su desarrollo por lo que, a efectos prácticos y a fecha actual, no se está liquidando el peaje al no haberse realizado la publicación de su importe.
Actualmente los períodos de amortización de estas cubiertas solares fotovoltaicas rondan los 6-8 años. Con una vida útil de las placas que supera los 20 años, y unos precios energéticos al alza, los beneficios para las empresas que quieren reducir su gasto energético a largo plazo son evidentes.
Con la propuesta del Parlamento Europeo que eleva el objetivo de renovables hasta el 35%, parece señalar el principio del fin del impuesto al Sol, presentando un futuro posible para el autoconsumo, tras muchos años de lucha, y tras demostrar su viabilidad y bajo coste, ya que en los últimos 7 años, el mismo ha disminuido en un 85%.
Un escenario internacional incierto
A finales de 2016 comenzaron a encontrarse riesgos potenciales para la seguridad en algunas centrales nucleares francesas, que afectan también a otras centrales, ya que fueron construidas con el mismo tipo de reactor. Estos riesgos potenciales han llevado al cierre de 20 de los 58 reactores nucleares, para que se puedan realizar las revisiones correspondientes por parte de la ASN.
Un escenario internacional incierto
A finales de 2016 comenzaron a encontrarse riesgos potenciales para la seguridad en algunas centrales nucleares francesas, que afectan directamente a otras centrales, ya que fueron construidas con el mismo tipo de reactor. Estos riesgos potenciales han llevado al cierre de 20 de los 58 reactores nucleares, para que se puedan realizar las revisiones correspondientes por parte de la ASN.
Por otro lado, el cierre del mayor oleoducto de Reino Unido y el recorte de la producción de la OPEP y Rusia llevan a pronosticar que éste año podría haber problemas de suministro de petróleo, aunque los proyectos fuera de la OPEP, como los de hidrocarburos no convencionales de EEUU o los proyectos de crudo a gran escala de Brasil y Canadá dan un giro incierto al futuro del crudo para éste año.
Conclusiones
A lo largo del 2017, el precio ha aumentado considerablemente con respecto a 2016. Aunque hay que tener en cuenta que el 2016 fue especialmente barato, el 2017 ha sido excesivamente caro, y esto se debe, no tanto al aumento de la demanda, que no ha sido muy significativo, sino a que ha disminuido considerablemente la cuota de generación de las renovables, debido en gran parte a la fuerte sequía de este año. Esto ha provocado tener que compensar con importaciones y con producción a partir de combustibles fósiles, lo que se traduce en un aumento de precio, más aun teniendo en cuenta la subida del precio del carbón y del Brent, y el coste de las importaciones, que sólo entre enero y Junio de 2017 ha supuesto coste de más de 20.000 millones de euros, una dependencia del 70%, casi 20 puntos por encima de la media europea.
A todo esto, le sumamos el déficit de generación de Francia y nos da un cierre de 2017 lleno de incertidumbre no sólo en nuestro país sino en Europa en general.
Previsiones de futuro
No se puede predecir la climatología, ni tampoco los precios de los combustibles fósiles que no dependen sólo de su producción, sino también de decisiones políticas. Lo que está claro es que Francia pretende hacer una transición energética, y si esto no se compensa correctamente, va a afectar a toda Europa con un aumento de los precios. Grandes retos se prevén a medio plazo que afectarán a los precios energéticos, algunos al alza como el impacto del paquete de invierno, la electrificación del coche que incrementará la demanda de energía eléctrica, y otros a la baja, como el autoconsumo, las mejoras en eficiencia energética, la evolución de la red actual a una red “smart”… seremos testigos y observadores de todos cambios.
Otras notas que pueden ser de su interés:
Ver Comparativa de precios y estado de la energía en Europa
Octubre 2017 Se disparan los precios de la energía eléctrica para 2018
Octubre 2017 Consecuencias de la sequía en el precio de la electricidad
