ANÁLISIS DE LA EVOLUCIÓN DEL PRECIO EN EL MERCADO ELÉCTRICO DE REINO UNIDO EN LOS ÚLTIMOS MESES

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18 de enero de 2017- El precio de la electricidad en el mercado N2EX ha subido sustancialmente en los últimos meses después de mantenerse en niveles bajos durante la primera mitad del año 2016. La principal causa se encuentra en la gran dependencia del gas para la generación eléctrica en Reino Unido. El gobierno británico tiene en marcha sus planes de “descarbonización” que pasan por sustituir la producción con carbón por producción con gas en el mix energético. Además, la parada de centrales nucleares en Francia durante los últimos meses de 2016 ha presionado también los precios al alza.

La generación de energía eléctrica en el Reino Unido ha estado tradicionalmente dominada por las centrales de carbón y de gas, representando en 2014 alrededor del 30% de la generación las primeras y otro 30% las segundas. En segundo término quedaban las fuentes renovables y las centrales nucleares, con el 20% cada tipo aproximadamente. En 2016 la generación con carbón queda por debajo del 10%, las renovables entorno al 25% y el gas por encima del 40%, con datos hasta el tercer trimestre. El país se encuentra en una situación de transición hacia una generación eléctrica con bajas emisiones de CO2 que está, sin duda, alterando el mercado N2EX.

El precio del carbón CIF ARA ha subido considerablemente en los últimos meses llegando a un promedio mensual de 87,23 $/t el pasado diciembre. La alta oferta de carbón a nivel mundial había hecho bajar el precio del carbón durante 2015 y, hasta el mes de mayo de 2016, los precios mensuales se mantuvieron por debajo de los 50 $/t. Desde entonces, el precio ha ido subiendo mes tras mes, principalmente por la decisión de China de rebajar los días de trabajo en las minas de carbón de 330 días/año a 276 días/año, y también por una reducción generalizada de la oferta motivada precisamente por los bajos precios.

En el caso del gas NBP, de referencia en Reino Unido, también hay una situación de exceso de  oferta mundial que ha mantenido los precios bajos durante la mayor parte de 2016. A partir de octubre, el precio mensual del gas subió por encima de las 65 £/MWh debido a la escalada del precio del carbón. El incremento continuado del precio del carbón contribuye a aumentar el precio del gas, ya que aún con el aumento, sigue siendo más rentable usar gas que carbón para la generación de electricidad. Además, el salto del precio en octubre estuvo reforzado por el incremento estacional de la demanda.

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Fuentes de datos: CIF ARA – EEX, NBP – ICE ENDEX.

Por otro lado, las políticas gubernamentales del Reino Unido están apoyando activamente la sustitución de la generación eléctrica con carbón por generación con gas. Para reducir significativamente las emisiones de CO2 tienen previsto cerrar todas las centrales de carbón antes de 2025. Sólo en 2016, han cerrado tres grandes centrales (Longannet, Ferrybridge C y Rugeley) que suman 4,2 GW de potencia. También tienen un impuesto propio que consiste en un precio mínimo de las emisiones (Carbon Price Support), fijado en 18 £/t hasta 2020/21.  Como la producción con gas provoca aproximadamente la mitad de emisiones que el carbón por unidad de electricidad, usar gas está claramente favorecido.

Así, la producción con gas ya ha sido muy superior a la producción con carbón en todo 2016. Destaca el aumento de la producción mensual en octubre de 2,6 TWh respecto al mes anterior, quedando en 12,5 TWh y que se mantiene en noviembre (12,7 TWh) y diciembre (12,5 TWh), coincidiendo con el aumento estacional de la demanda. También se observa un incremento de la producción con carbón aunque más paulatino.

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Fuente de datos: National Grid.

El incremento en la producción con gas y carbón también ha tenido que sustituir las importaciones, que se han visto reducidas desde el mes de septiembre. Las importaciones se han reducido sobre todo en el enlace con Francia. El saldo mensual en esta interconexión fue claramente importador hasta agosto de 2016. Entonces disminuyó hasta ser ligeramente exportador a partir de octubre. A finales de noviembre un accidente inutilizó parte de los cables submarinos de esta interconexión reduciendo su capacidad a la mitad. Desde entonces aunque los intercambios son menores el saldo en diciembre sigue siendo exportador. Se espera recuperar la capacidad de interconexión original el próximo febrero.

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Fuente de datos: National Grid.

A finales de junio tuvo lugar el referéndum del “Brexit”, a partir de entonces se aceleró la debilitación de la moneda británica frente al euro encareciendo la importación de los combustibles. El precio de la electricidad en el mercado N2EX subió significativamente desde agosto hasta noviembre y descendió en diciembre, en términos mensuales.

En septiembre, el precio en el mercado francés EPEX SPOT-Francia ya estaba subiendo junto con el precio del carbón. Fue en ese mes que bajaron las importaciones y empezó a subir la producción con carbón en Reino Unido.

La parada de varias centrales nucleares en Francia tuvo su mayor efecto en el precio francés en octubre y noviembre, coincidiendo con la subida de la producción con gas y del precio del gas. El precio del carbón aumentó todavía más y también se incrementó su producción. El resultado fueron unos precios de la electricidad muy altos, llegando en noviembre a un precio promedio de 59,71 £/MWh.

En el último mes de 2016, aunque la producción con gas y carbón se mantuvo, el precio de Francia descendió y, según datos de National Grid, la generación a partir de fuentes renovables aumentó. Esto permitió que el precio mensual en el mercado británico volviera a bajar en diciembre.

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Fuentes de datos: EPEX SPOT-Francia – EPEX SPOT, N2EX – NORD POOL. Los precios del mercado EPEX SPOT-Francia están expresados en £/MWh, calculados a partir de los valores originales en €/MWh.

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