España / Perspectivas 2021 / mercado eléctrico

España / Perspectivas 2021 / mercado eléctrico

Al acercarse el cierre de año es un ejercicio clásico tratar de sacar conclusiones que puedan servir de guía para abordar el futuro. ¡Y más todavía tratándose de este 2020 tan inusual !

Aquí os presentamos nuestras reflexiones con respecto al 2020, y temas que creemos serán relevantes en el 2021:

2020

• Caída en la demanda eléctrica: la consecuencia directa de la pandemia y de los confinamientos sucesivos ha sido una brusca caída en la demanda eléctrica. El 2020 empezaba con un nivel de demanda ligeramente superior a la del 2019, pero con el estado de alarma del 14 de marzo la demanda se derrumbó hasta niveles en un 25% inferiores a los del 2019 en los momentos más duros de confinamiento (primera quincena de abril). Desde entonces la demanda eléctrica se sitúa de media en 6% por debajo de la del 2019. Este 6% representa cada hora en torno a 1,5 GWh de energía que no necesita producirse, lo cual equivale a algo más que la producción de una central nuclear.
• Derrumbe de las commodities: La caída de la demanda eléctrica ha sido un fenómeno global que ha acompañado las recesiones económicas en todos los países. Con ello la demanda de todo tipo de combustibles también se redujo de forma muy importante, provocando caídas sustanciales en los precios de todos los combustibles fósiles: petróleo, gas, carbón, etc. Esto tiene una consecuencia directa en el mercado eléctrico: con el carbón y el gas más baratos, es obviamente más barato generar electricidad con centrales térmicas.
• Más renovables operando en España: el 31 de diciembre de 2019 fue la fecha límite para la entrada en operación de todas aquellas centrales que resultaron adjudicadas en las subastas del 2017. Algunas se retrasaron unas semanas, pero en total entre finales del 2019 y principios del 2020 entraron en operación comercial casi 4.000 MW de centrales solares y 2.300 MW de centrales eólicas. Posteriormente a lo largo del 2020 se sumaron casi 2.000 MW de centrales solares y 1.400 MW de centrales eólicas. Es decir que en un poco más de un año han entrado en el sistema más de 6 GW de nuevas centrales solares y más de 4 GW de nuevas centrales eólicas. Con todo ello la capacidad total de solar fotovoltaica instalada en España asciende a 10,3 GW y la eólica a 26,7 GW, representando respectivamente un 10% y un 26% de una capacidad total de generación eléctrica instalada en España (que es en sí ligeramente superior a 100 GW). Esto supone un paso decisivo hacia la tan anunciada transición energética, y el principio del cambio en la forma de producir energía en España. Este cambio tendrá obviamente impactos en el precio de la electricidad.
• Máximos históricos en la generación eólica: la entrada en operación de toda esta nueva capacidad de generación eólica permite obviamente alcanzar niveles récord de generación eólica, como ocurrió el pasado 2 de octubre con 356 GWh de energía eólica generada en 1 sólo día (casi repitiendo el récord absoluto del 13 de diciembre de 2019 con 384 GWh).
• La energía solar fotovoltaica forma parte permanente del mix de generación: con el importante incremento de la capacidad instalada hasta superar los 10 GW, la energía solar fotovoltaica ha sido un actor importante en el mix de generación a lo largo de todo el año, y especialmente en primavera y verano. Los cambios importantes que esta situación ha producido son 3:

1. Menor necesidad de generación térmica en horas solares, lo cual redujo el carbón a mínimos absolutos y el gas a mínimos técnicos en varias ocasiones
2. Posibilidad de exportar energía en horas solares: en una gran mayoría de días de primavera y verano, gracias al aporte de la producción solar, España ha tenido precios inferiores a los de Francia lo cual ha permitido exportar energía en horas que era tradicionalmente de importación
3. Apuntamiento solar inferior a 1: hasta este año el peso de la generación solar no incidía en el precio observado en horas solares, pero con lo descrito anteriormente el perfil de precios ha empezado a cambiar, y con ello el resultado de dividir el precio promedio observado en horas solares por el precio promedio del año, comúnmente llamado “apuntamiento solar”. Este siempre había sido superior a 1, y se sitúa en el 2020 en un nivel cercano al 0,98. Nada dramático todavía (el apuntamiento eólico se sitúa de media en torno a 0,95), pero esto marca el principio de una tendencia que se agudizará a medida que más centrales solares entren en operación.

• Subasta portuguesa marcando precios históricamente bajos: el mes de agosto nos trajo los resultados de la subasta portuguesa, que fue una subasta pequeña (670 MW), compleja en su configuración y pensada para introducir almacenamiento en el sistema. Una vez estudiados y depurados los resultados pudimos observar ofertas de energía solar a precios históricamente bajos, por debajo de los EUR 10/MWh. Cada año una subasta en algún lugar del mundo nos sorprende con precios siempre cada vez más bajos. Siempre es necesario depurar resultados absurdos fruto de ofertas de jugadores inexpertos, desesperados o especuladores. Pero la tendencia es siempre claramente a la baja, y en este caso nos ofrece un spoiler de lo que puede llegar a pasar en la futura subasta española.
• Anuncio de subasta en España: en octubre nos llegaron los primeros indicios de la muy esperada subasta, que según parece se convocará en la primer mitad del 2021. Los términos y condiciones más críticos están todavía pendientes de definición por parte del gobierno, pero ya se sabe que será pay as bid, es decir una fórmula de retribución bastante más amable que el complejo floor de las últimas subastas. Lo que también se sabe es que hay 120 GW de proyectos con conexión aprobada por REE, que la gran mayoría está buscando una solución de comercialización de energía que les permita levantar financiación, y que para muchos la subasta es una luz de esperanza.
• Consolidación de bancos: primero la fusión Caixa-Bankia, y luego el anuncio de fusión entre Sabadell y BBVA (de momento frustrada) hace que se vaya reduciendo la cantidad de bancos a los cuales pueden acudir los desarrolladores en búsqueda de financiación. Ya son escasas y difíciles de acceso las fuentes de financiación para las renovables en España, y con estas fusiones lo serán todavía más. Esto tiene dos consecuencias: primero, el número cada vez más limitado de bancos interesados en financiar energía se va a concentrar en los proyectos más “obvios” (= desarrollador muy solvente + PPA a largo plazo de tipo subasta), y segunda, los desarrolladores menos solventes y/o los proyectos que no puedan/quieran vender su energía a través de PPAs o subastas estarán obligados a buscar vías alternativas de financiación.

2021

• Recuperación de la demanda: se suceden los anuncios de vacunas, algunos proveedores ya están empezando a suministrar dosis a ciertos países, y es de esperar que a finales del primer trimestre ya existirá un plan de vacunación claro en la Unión Europea y en España. Con todo ello se levantarán las restricciones de movilidad, la actividad económica volverá a una cierta normalidad, y la demanda eléctrica debería recuperar sus niveles del 2019. 

• El mix de generación seguirá cambiando: 

1. Por una parte sigue adelante el cierre programado de casi todas las centrales a carbón. Según los anuncios de los grandes operadores (mayoritariamente Endesa y Naturgy) entre finales de 2020 y la totalidad del 2021 deberían salir del mix de generación casi 5GW de centrales a carbón.
2. Por otra parte siguen entrando en operación comercial centrales eólicas y solares, también en su mayoría propiedad de grandes incumbentes que logran financiar su construcción con deuda corporativa. Se esperan para el 2021 unos 500 MW adicionales de eólica y algo más de 1,5 GW adicional de solar fotovoltaica.

• El gas se convierte cada vez más en el gran protagonista de la formación de precios de la electricidad en España, por la suma de los dos efectos anteriores, ya que es – junto con la hidráulica de embalse – la única tecnología que permite dar flexibilidad al sistema y responder a la volatilidad de la demanda. Por lo tanto el precio del gas será clave, junto con el precio de los derechos de emisión de CO2, compañero obligado de la generación fósil. 
• Habrá subasta, y veremos precios extremadamente bajos: todo aquel que participa en el mercado de renovables: desarrolladores, IPPs, fondos de infraestructura, petroleras con ambiciones de participar en la transición energética, y utilities, se ha ido preparando para la gran fiesta que va a empezar, acumulando enormes carteras de proyectos en desarrollo (más o menos ready-to-build). Hoy no se puede pretender ser alguien en el sector si no se tiene como mínimo un buen gigawatio de proyectos en cartera. Para construirse, todos estos proyectos necesitan algún tipo de PPA, hoy en día un bien extremadamente escaso. Las subastas son la gran solución a esta escasez de PPAs y por lo tanto la gran luz de esperanza para todo el sector. Esto ya ha sucedido en toda una variedad de mercados: la ansiedad de muchos participantes nos hará ser espectadores de precios extremadamente bajos, ya que en este tipo de subastas el precio más bajo gana.
• Con todos estos cambios, esperamos volatilidad en los precios tanto del pool como de los mercados de futuros: 

1. En la formación de precios en el pool confluirán dos fuerzas: por un lado un mix cada vez más renovable (menos carbón y más eólica y solar) y por lo tanto teóricamente más barato, y por el otro lado unos generadores tocados por un 2020 de precios bajos y que buscan/necesitan cualquier excusa para presionar sus ofertas al alza. Así esperamos unos precios artificialmente más altos de lo que deberían ser, con caídas solo en aquellos días con mucho viento y sol.
2. En los mercados de futuros también se espera mucha volatilidad: las subastas tendrán sin duda un efecto a la baja en los precios a largo plazo. Y esto irá una vez más en contra de los intereses de los generadores que seguirán interesados en precios altos. Ecuación difícil de resolver…

• Por la parte de la financiación de nuevas centrales, esencialmente renovables, esperamos ver aparecer soluciones alternativas al project-finance. Esto vendrá impulsado por lo que describíamos más arriba: cada vez menos bancos con apetito por energía, y que de forma natural se deberán enfocar en sponsors sólidos y en proyectos que cuenten con PPA o contrato de subasta. Todos los demás desarrolladores y proyectos deberán buscar caminos alternativos para financiarse, y uno de ellos será la financiación a través de esquemas híbridos, como por ejemplo a través de fondos de deuda, otro puede ser la emisión de bonos-proyecto. Creemos también que los prestamistas empezarán a considerar coberturas con futuros como alternativas viables (y de hecho más rentables!) a los PPAs o las subastas.
• Y por último es probable que el año nos sorprenda con alguna noticia relevante en el mundo de las baterías, el almacenamiento en general y la producción de hidrógeno verde. Todas ellas son soluciones que hacen todavía más viable la entrada masiva de renovables en los sistemas eléctricos, a la vez que aportan una solución al “pecado original” de la canibalización. Con cada vez más coches eléctricos y más mega-factorías de producción de baterías, es altamente probable que asistamos a caídas bruscas del precio del almacenamiento de energía.

España está claramente lanzada en la senda de la transición energética. En el 2021 se celebra su puesta en largo con una capacidad instalada eólica y solar que supera por primera vez en la historia el umbral del 30%, y con una gran subasta renovable. El desafío será una vez más ver cómo se logra pagar la fiesta, es decir financiar de forma sostenible y a largo plazo toda esta transición.