Resumen 2018: El precio de la electricidad en España

El precio de la electricidad sigue subiendo en 2018. ¿Qué ha provocado este aumento? ¿Cómo se establece el panorama para 2019?

Desde la caída de la demanda de energía en 2014 (Figura 1), la tendencia en los siguientes años ha sido de recuperación, y 2018 ha seguido la misma línea. Cabe destacar que, aunque la demanda ha crecido un 0,6% respecto 2017, el crecimiento es muy bajo comparado con 2017 o 2015. Esto se aprecia mejor comparando los meses de 2017 y 2018 (Figura 2), donde se puede apreciar que la demanda se mantiene prácticamente constante respecto 2017 en general.

Demanda Anual de Energía en EspañaFigura 1: Demanda Anual de Energía en España.

Comparativa de la demanda entre 2017 y 2018Figura 2: Comparativa de la demanda entre 2017 y 2018.

A partir de estos datos de demanda, se observa como han variado los precios de la electricidad (Figura 3). El precio medio en 2018 ha sido de 56,4 €/MWh, un 8% mayor que en 2017, un 42,7% mayor que el de 2016 y un 24% mayor que la media de los últimos 6 años.

Si comparamos 2017 y 2018 por meses (Figura 4), se puede observar que el inicio de año en enero no ha sido tan brusco como lo fue en 2017, con un precio de 50 €/MWh. Los siguientes meses hasta abril, los precios se han mantenido bastante similares a los de 2017, siendo incluso algo inferiores. Sin embargo, con la llegada de mayo, se observa un incremento de un 18% respecto al mismo mes de 2017, lo cual se debe al repunte registrado en el mercado mayorista de la electricidad. El ministerio de energía destaco que pese las abundantes lluvias en esas fechas, la producción hidráulica fue escasa, la producción eólica tampoco pudo generar lo deseado debido a un menor viento y hubo 3 reactores parados.

Precio Medio SPOT AnualFigura 3: Precio Medio SPOT Anual [Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com]

Precio Medio SPOT MensualFigura 4: Precio Medio SPOT Mensual [Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com]

Desde un punto de vista genérico hay diversos factores que se atribuyen al 2018 sobre esta subida. En primer lugar, el precio de los derechos de emisión de CO2 se ha disparado, lo cual ha supuesto un incremento de 14€ por tonelada de CO2 emitida para las centrales de generación. Esto provoca que las centrales de carbón aumenten su coste en 12 €/MWh y las centrales de ciclo combinado aumenten su coste en 5 €/MWh con respecto a enero.

Las medidas adoptadas por la comisión europea indican que el precio de los derechos de emisión de CO2 se mantengan en niveles elevados.

En segundo lugar, el precio del gas se ha disparado, debido en gran parte a que la mayoría de contratos de suministro de gas están referenciados al precio del petróleo, que ha ido aumentando notablemente. Además, se referencian también al incremento precio SPOT del gas en los mercados internacionales.

Otro de los motivos que es menos relevante, pero que, sin duda afecta, es el aumento de la demanda comentado anteriormente. Dicho aumento viene acompañado en parte por las condiciones climatológicas extremas (ola de calor) presentes en agosto. Esto ha hecho que la demanda de electricidad en los meses de agosto y septiembre sea superior a la de los mismos meses de 2017, y donde se registra el precio máximo SPOT del año, el cual ha sido de 68,92 €/MWh.

Mercado a plazos

El pasado año se observó que el precio del mercado de futuro había pasado de mantenerse estable en 2016 a subir considerablemente a lo largo de 2017. Como se puede observar en las figuras 5 y 6, no solo ha mantenido la tendencia alcista, sino también se ha incrementado la ratio de aumento. Si observamos las variaciones anuales entre 2017 y 2018, el precio del mercado de futuro aumentó de enero a diciembre de 2017 en un 20,5%, mientras que, en el mismo periodo de 2018, ha aumentado un 26%. Las causas que justifican este incremento son básicamente las mismas que han provocado el incremento en el mercado SPOT.

El precio medio en el mercado de futuros en diciembre ha sido de 61,89€/MWh, un 26% más que el pasado enero, que fue de 49,15€/MWh. Esto indica un estado de alarma incluso más grave que el año pasado, puesto que estos precios tan elevados estan muy por encima de los existentes en los últimos años (Figura 5).

Comparativa Anual de los mercados SPOT & FWDFigura 5: Comparativa Anual de los mercados SPOT & FWD [Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com]

Comparativa del mercado FWD de los últimos 3 añosFigura 6: Comparativa del mercado FWD de los últimos 3 años [Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com]

Demanda y Generación

Aunque el aumento de la demanda (Figura 1) 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 saldo de intercambios internacionales ha resultado importador por tercer año consecutivo con un total de 10.624 GWh importados, lo cual representa en torno al 4,2% de la demanda peninsular. Esto indica que España se ha convertido en un país energéticamente dependiente de la importación, al contrario del periodo de hace más de diez años, en el que se exportaban más kilovatios hora de los que se importaban.

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: Más renovables que 2017

Tras los malos resultados de la generación de renovables en 2017, con una cuota del 33,7% (Figura 7), para el 2018 se han obtenido datos más normales siguiendo la línea de años anteriores, con una cuota del 40% de generación eléctrica, 99,1 TWh. Como ha sido común los últimos años, las fuentes de energía renovables se sitúan como la mayor fuente de electricidad en España.

Comparativa de uso de energías renovablesFigura 7: Comparativa de uso de energías renovables [Fuente REE]

Si se observa el mix de energía de 2018 comparado con el de 2017 (Figura 8), se observa a simple vista que el uso de energías no renovables como la nuclear, carbón y ciclo combinado han disminuido considerablemente frente a un aumento de casi el doble de la energía hidráulica.

Comparativa del mix 2017 y 2018Figura 8: Comparativa del mix 2017 y 2018 [Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com]

Aunque la producción eólica ha aumentado respecto al año anterior en un 6 %, lo cual la sitúa como la segunda fuente de generación de nuestro sistema a solo un 1% de diferencia de la nuclear, con una cobertura de demanda del 20%.

A diferencia del pasado año, la hidráulica ha doblado los valores de 2017, siendo los meses de marzo y abril los más beneficiosos (Figura 9). Cabe destacar, que 2018 ha destacado por las abundantes lluvias que han estado presentes, lo cual ha ayudado en gran medida a la generación hidráulica.

Energía producible hidráulica en 2018Figura 9: Energía producible hidráulica en 2018 [Fuente REE]

Agua embalsada en España en 2018Figura 10: Agua embalsada en España en 2018 [Fuente: www.embalses.net]

Las reservas hidroeléctricas han cerrado el 2018 con un nivel de llenado próximo al 55% de su capacidad total (Figura 10) y un producible hidráulico por encima de la media y muy superior al de 2017.

El parque generador de energía eléctrica en España es cada vez más renovable y menos dependiente de tecnologías contaminantes. Según REE, los parques de generación eólica, solar fotovoltaica y otras renovables han incrementado su potencia instalada en un 0,5%, 0,4% y 0,6% respectivamente, aumentando la capacidad de generación renovable.

Aun habiendo aumentado la producción de energía renovable, el precio de la energía ha aumentado, lo cual se debe a que los precios de los combustibles fósiles han sido más caros:

El carbón mantiene su tendencia al alza manteniéndose a 100$/Tn durante 2018, lo cual supone una continuidad de los precios más elevados de 2017, que oscilaban entre los 75 $/Tn y los 100$/Tn.

El Brent cierra 2018 a 47,13€/Barril 20€ más barato que en el cierre de 2017, que cerró a 66,87€/Barril. Aun así, si miramos como ha ido variando el precio a lo largo del año (Figuras 11 y 12) y hacemos la media total, observamos que ha seguido la tendencia a aumentar de 2017, siendo el precio medio anual de 2018 de 73,21 €/Barril. La bajada de precio del barril a finales de año se debe a diversas causas, como por ejemplo el aumento

Comparativa 2017/2018 del precio del barril BrentFigura 11: Comparativa 2017/2018 del precio del barril Brent [Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com]

Comparativa anual del precio del barril BrentFigura 12: Comparativa anual del precio del barril Brent [Fuente: Indicadores de la energía – Ipsom Manager www.ipsom.com]

del suministro de gas de esquisto por parte de Estados Unidos, el empuje de las exportaciones de crudo de Arabia Saudí y Rusia, y un temor generalizado a una ralentización de la economía global que provoque una disminución de la demanda de crudo. A esto se suma que EE.UU. ha levantado las sanciones a varios países europeos por comprar petróleo a Irán.

En España siempre ha existido un peaje o “impuesto al sol” a la hora de instalar una red de autoconsumo en la vivienda con placas solares. La meteorología y ubicación de España en el mapa europeo la sitúa como uno de los países más ricos en sol y, aun así, el número de instalaciones fotovoltaicas en viviendas ronda el millar, mientras que, en países como Alemania, con menos disponibilidad solar que en España, existen más de un millón de viviendas con paneles solares. En octubre de 2018, el Gobierno de España ha anunciado que se derogará dicho “impuesto al sol” para facilitar e incentivar el desarrollo de la energía solar y el autoconsumo eléctrico. Este decreto reconoce el derecho al autoconsumo y derechos como generar, almacenar y vender el exceso de energía eléctrica a la red.

El coste de la interrumpibilidad eléctrica ha bajado a 315 millones, que, a diferencia de los 525 millones de 2017, supone una bajada del 40%. El coste desglosado en 2018 ha sido de 155 millones de enero a mayo, y 275 millones de junio a diciembre (2.600 MW de potencia interrumpible). Por primera vez, este año se han organizado dos subastas y se ha reducido el tamaño de los bloques de potencia a interrumpir, para incentivar una mayor competencia.

Escenario internacional

El pasado 27 de julio, Francia, Portugal y España firmaron la declaración de Lisboa, un compromiso para el refuerzo de las interconexiones entre los tres países y remarcaron su apoyo al proyecto de interconexión con Francia por el golfo de Vizcaya, donde REE y su homóloga Francesa (Réseau de Transport d’Electricité), están trabajando en la actualidad.

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 de 2018, el precio de la energía eléctrica ha aumentado ligeramente respecto 2017, aunque la subida no ha sido tan pronunciada como de 2016 a 2017. La demanda de energía ha aumentado respecto a 2017, pero no lo suficiente como para poder atribuir la subida de precios a dicha demanda, ya que hay otros factores que han encarecido el precio, siendo este excesivamente caro. Por otra parte, la producción de energías renovables ha crecido, lo cual ha hecho que disminuyan las emisiones de CO2, pero, aun así, el precio de la energía ha subido. Ha habido diferentes factores afectando la subida de precio entre los cuales destacan: el aumento de tarifas a pagar por emisiones de CO2, el aumento de precios de los combustibles fósiles (gas, petróleo, carbón) y las condiciones climatológicas presentes en verano, con una ola de calor que registro un máximo de demanda eléctrica en agosto.

Previsiones de futuro

Las previsiones para los próximos años no son nada prometedoras, ya que los precios seguirán siendo elevados y posiblemente aumenten. En el periodo comprendido entre 2019 y 2028, la gran mayoría de centrales tradicionales de producción eléctrica en España entran en edad de jubilación. Esto significa que la vida útil de estas centrales empezará a llegar a su fin el próximo año, con lo cual es necesario encontrar una alternativa viable ya que se trata de las fuentes que más producen en España. Es cierto que las energías renovables pueden empezar a abastecer un mayor porcentaje de la energía generada, pero en cierta medida dependen de factores meteorológicos, y en años de sequía o de poco viento podría llegar a ser un problema. Por otra parte, recurrir a las centrales de ciclo combinado de gas para suplir la falta de las centrales cerradas no solo aumentaría el precio del recibo de la luz, sino que se aumentarían las emisiones de CO2.

Aun así, el hecho de que por parte del gobierno y la unión europea se incentive el autoconsumo facilitando la instalación de paneles fotovoltaicos en las viviendas, indica que en los próximos años el número de placas solares instaladas crecerá en gran medida, ayudando a suplir la falta de centrales eléctricas que cierren. Además, 2019 será el año en que se materialicen los esfuerzos de situar a España en la vanguardia de las renovables, ya que se prevé que en 2019 8.000 nuevos MW de potencia eólica y solar fotovoltaica.

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