{"id":78105,"date":"2019-07-17T00:00:00","date_gmt":"2019-07-16T23:00:00","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/precios-co2-gas-carbon-ppa-titulares-mercados-electricos-2019\/"},"modified":"2019-07-17T00:00:00","modified_gmt":"2019-07-16T23:00:00","slug":"precios-co2-gas-carbon-ppa-titulares-mercados-electricos-2019","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/precios-co2-gas-carbon-ppa-titulares-mercados-electricos-2019\/","title":{"rendered":"Los precios de CO2, gas y carb\u00f3n y los PPA en los titulares sobre mercados el\u00e9ctricos en lo que va de 2019"},"content":{"rendered":"

AleaSoft, 17 de julio de 2019. En esta segunda parte del resumen de las noticias m\u00e1s destacadas durante los primeros seis meses de 2019, AleaSoft repasa las noticias sobre los mercados el\u00e9ctricos europeos y los factores que m\u00e1s han influido en sus precios y que m\u00e1s se han comentado en las noticias del sector, junto con otros temas como los PPA. En el art\u00edculo anterior se analizaron los dos principales temas de esta primera mitad de a\u00f1o: fotovoltaica y autoconsumo.<\/strong><\/p>\n

\"AleaSoft<\/a><\/p>\n

En el art\u00edculo anterior sobre los temas m\u00e1s destacados en el sector de la energ\u00eda<\/a> se mencionaba la fotovoltaica<\/strong> y el autoconsumo<\/strong> como los temas estrella en las noticias del sector durante la primera mitad de 2019, pero si hablamos del precio de la energ\u00eda, los conceptos m\u00e1s mencionados han sido CO2, <\/sub>gas y carb\u00f3n.<\/p>\n

El precio de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub><\/strong> ha arrastrado en 2019 la mala fama ganada durante 2018<\/a>, cuando su tremenda carrera alcista lleg\u00f3 a triplicar su precio en pocos meses y arrastr\u00f3 con ello el precio de los mercados de electricidad en toda Europa. En lo que llevamos de 2019, el precio del CO2<\/sub> ha continuado a niveles muy altos, superando incluso las cotas alcanzadas es septiembre del a\u00f1o pasado, pero al menos su explosiva carrera alcista se ha frenado. Aun as\u00ed, el CO2<\/sub> y el comercio de derechos de emisi\u00f3n han continuado presentes en las noticias del sector. Esto es debido a la estrecha relaci\u00f3n que los derechos de emisi\u00f3n guardan con la lucha por la reducci\u00f3n de las emisiones de gases de efecto invernadero y contra el cambio clim\u00e1tico<\/strong>.<\/p>\n

En enero se public\u00f3 el Real Decreto que preparaba ya el terreno para la cuarta fase del sistema de comercio de derechos de emisiones de CO2<\/sub> y otros gases de efecto invernadero de la Uni\u00f3n Europea (EU ETS) a partir de 2021. Ya en ese momento, AleaSoft<\/strong> mencion\u00f3<\/a> que, si bien los derechos de emisi\u00f3n son una herramienta imprescindible para la descarbonizaci\u00f3n<\/strong> de la generaci\u00f3n de electricidad, no hab\u00eda que infravalorar el impacto que tiene sobre la competitividad de la industria electrointensiva frente a otros pa\u00edses fuera del sistema europeo de comercio de derechos de emisiones, conocido como la fuga de carbono<\/strong>.<\/p>\n

La industria electrointensiva<\/strong> tambi\u00e9n ha ocupado muchos titulares estos mesesOferta de previsiones de precios a largo plazo para PPA<\/a>, sobre todo despu\u00e9s de los resultados de las \u00faltimas subastas de interrumpibilidad<\/a>. Seg\u00fan la Asociaci\u00f3n de Empresas con Gran Consumo de Energ\u00eda (AEGE), estos resultados, que han sido los peores de la historia de las subastas, agravan la p\u00e9rdida de competitividad de las empresas con gran consumo el\u00e9ctrico, por lo que ped\u00edan al gobierno tomar medidas urgentes para resolver esta desventaja competitiva.<\/p>\n

Otro aspecto que tambi\u00e9n preocupa a la industria electrointensiva es otro de los temas destacados en los titulares, sobre todo durante el mes de abril: el retorno del impuesto del 7% a la generaci\u00f3n<\/strong> de electricidad. As\u00ed es como se conoce popularmente al IVPEE<\/strong>, el Impuesto sobre el Valor de la Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica. Este impuesto, que grava con un 7% la energ\u00eda vendida en el mercado, se reintrodujo a partir del 1 de abril despu\u00e9s de una suspensi\u00f3n temporal de seis meses. Seg\u00fan las estimaciones de AleaSoft<\/strong> en ese momento<\/a>, el precio del mercado el\u00e9ctrico se podr\u00eda ver incrementado entre un 2% y un 5% en un primer momento.<\/p>\n

Adem\u00e1s de a la industria electrointensiva, la reintroducci\u00f3n del impuesto a la generaci\u00f3n ha afectado tambi\u00e9n a la competitividad de los ciclos combinados<\/strong> y plantas t\u00e9rmicas<\/strong> espa\u00f1olas frente a sus competidores portugueses y franceses que no tienen esa carga fiscal adicional y que, gracias a las interconexiones internacionales<\/strong>, pueden vender su energ\u00eda m\u00e1s competitiva en el mercado el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.<\/p>\n

Respecto a la capacidad de las interconexiones internacionales, el 26 de marzo, el Parlamento Europeo aprob\u00f3 definitivamente la reforma del mercado el\u00e9ctrico europeo<\/strong>, que ya ten\u00eda la aprobaci\u00f3n del Consejo de la Uni\u00f3n Europea y de los representantes permanentes del Parlamento<\/a>. Esta reforma clasifica como urgente la necesidad de aumentar la capacidad de estas interconexiones y que esta capacidad estuviera disponible para los mercados mayoristas, para poder integrar adecuadamente el aumento de la producci\u00f3n renovable y avanzar hacia la descarbonizaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico.<\/p>\n

Tambi\u00e9n en este 2019 ha sido noticia la confirmaci\u00f3n de la tendencia a la disminuci\u00f3n de la volatilidad de los precio en los mercados el\u00e9ctricos<\/a> gracias, entre otros, al aumento de la capacidad de las interconexiones internacionales, sobre todo con Francia. Las interconexiones act\u00faan como un amortiguador de los precios, aumentando el flujo de importaciones o exportaciones cuando los precios entre dos mercados tienden a separarse.<\/p>\n

Por otro lado, los precios de los combustibles gas y carb\u00f3n<\/strong> para la generaci\u00f3n de electricidad han sido protagonistas justo por lo contrario que lo ha sido el precio del CO2<\/sub>: por bajar. Durante 2018 el precio del gas TTF<\/strong> y del carb\u00f3n API\u00a02<\/strong> de referencia en el continente europeo subieron a la par que el precio de los derechos de emisi\u00f3n de CO2<\/sub> y tocaron m\u00e1ximos en septiembre. A partir de entonces, y durante toda la primera mitad de 2019, los precios de estos dos combustibles no han parado de bajar, llegando a valores m\u00ednimos de varios a\u00f1os.<\/p>\n

Tambi\u00e9n durante esta primera parte del a\u00f1o se anunci\u00f3 el calendario de cierre de las centrales nucleares espa\u00f1olas<\/strong>, despu\u00e9s de cincuenta a\u00f1os de la puesta en marcha de la primera central<\/a>. Este calendario, pactado entre los propietarios de las plantas y Enresa, sit\u00faa el cierre de la \u00faltima central en 2035. Si finalmente se cumple el calendario, la energ\u00eda nuclear habr\u00e1 estado presente en el mix el\u00e9ctrico espa\u00f1ol durante casi setenta a\u00f1os.<\/p>\n

Este acuerdo para terminar con la energ\u00eda nuclear en Espa\u00f1a ha hecho que se cuestionen los objetivos de reducci\u00f3n de emisiones para 2030, dado que la energ\u00eda nuclear representa una producci\u00f3n pr\u00e1cticamente constante de electricidad y sin emisiones de CO2<\/sub>. Su desaparici\u00f3n del mix de generaci\u00f3n dar\u00e1 m\u00e1s protagonismo a los ciclos combinados de gas como respaldo de las renovables no-gestionables, que, si bien son menos contaminantes que las centrales de carb\u00f3n, son emisores de CO2<\/sub>.<\/p>\nOferta de previsiones de precios a largo plazo para PPA<\/a>\n

El cierre completo o la disminuci\u00f3n de la potencia nuclear<\/strong> est\u00e1 previsto en varios pa\u00edses como Alemania<\/a>, Francia<\/a>, B\u00e9lgica<\/a> y Suecia<\/a> en sus planes para alcanzar los objetivos medioambientales de 2030. Sin embargo hay otros pa\u00edses, como Finlandia<\/a>, que tienen previsto aumentar su capacidad nuclear o, como Polonia<\/a>, empezar a usarla en los pr\u00f3ximos veinte a\u00f1os.<\/p>\n

Pero el cierre de las centrales nucleares no impactar\u00e1 solamente a las emisiones de CO2<\/sub>. La desaparici\u00f3n de una producci\u00f3n base estable que oferta a precio cero en el mercado va tener un impacto innegable sobre el precio del mercado el\u00e9ctrico<\/strong>. El cierre de cada reactor nuclear conllevar\u00e1 un aumento de precio en el mercado el\u00e9ctrico. La magnitud de ese aumento depender\u00e1 del estado de implantaci\u00f3n de la potencia renovable en ese momento. Una vez m\u00e1s, asoman previsiones inciertas y potencialmente catastr\u00f3ficas para los consumidores de electricidad.<\/p>\n

Ante estas incertidumbres, es fundamental gestionar adecuadamente el riesgo de precios de mercado<\/strong>. Para que un gran consumidor de energ\u00eda pueda gestionar ese riesgo y valorar sus opciones entre la compra en el mercado spot, los mercados de futuros y un PPA<\/strong><\/a>, debe tener ahora mismo una respuesta clara a la pregunta \u00bfcu\u00e1l es la probabilidad de que el precio promedio del mercado en 2030 est\u00e9 por encima de 50\u00a0\u20ac\/MWh?<\/p>\n

 <\/p>\n

Fuente: AleaSoft Energy Forecasting<\/strong>.<\/p>\n

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