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Energetica177

ENTREVISTA meses de verano, que es cuando menos llueve. Es posible que con las reservas de los embalses altas en Q3 el precio se relaje un poco. España y Portugal son países que desde el punto de vista eléctrico están bastante aislados si se comparan con los países centroeuropeos, que están conectados con países del norte con un Nord Pool con precios bajos de forma estable todo el año. Otro factor diferenciador aparte del tema del relativo aislamiento con mercados más baratos está relacionado con los impuestos. La generación eléctrica tiene como impuestos el céntimo verde y el impuesto eléctrico, que la encarece entre 9 y 12 €/ MWh respecto a la misma producción en otros países de Europa cuando el precio marginal lo marca el gas o el carbón. P: Tradicionalmente hemos asociado una mayor generación hidráulica con la bajada del precio del pool, pero en los últimos meses no ha sido así. ¿Por qué cree que se ha producido esta situación? R: El precio al que las centrales hidroeléctricas que utilizan agua embalsada ofertan depende tanto del estado del nivel de las reservas de agua, como de la necesidad que tengan de desembalsar agua fluyente. En marzo y abril de este año, con muchas precipitaciones y crecidas de ríos importantes, se ofertó energía hidráulica a precio cero en muchas horas. Como planteamos anteriormente, Q3 es el trimestre en que menos llueve y la planificación de la producción hidráulica se optimiza para todo el período hasta el 1 de octubre en que los embalses deberían estar en su punto más bajo. En este proceso de optimización el hueco hidrotérmico no se cubre completamente con producción hidráulica manteniendo siempre una parte para los combustibles fósiles. Desde mediados de abril hasta el presente la producción renovable ha disminuido a niveles por debajo de lo habitual, dejando este hueco hidrotérmico “abierto” y propiciando estos precios más altos. Analizando los datos históricos, la tecnología hidroeléctrica desde el año 2012 ha marcado el precio marginal del mercado en un porcentaje muy elevado de las horas (generalmente más del 40% de las horas del mes), ya sea en meses con mucha o con poca producción hidroeléctrica, ya que sus ofertas se adecuan al precio del gas y el carbón teniendo en cuenta el CO2. P: ¿Si en los próximos años se redujera la generación con carbón y gas en el mix y aumentara la generación renovable, qué incidencia cree que tendría sobre el precio final? R: Un aumento de la producción renovable haría reducir la producción térmica con gas y carbón, lo que inicialmente presionaría los precios del mercado mayorista de electricidad a la baja. Sin embargo, el aumento previsto de los precios de los derechos de emisiones de CO2 propiciaría precios punta más altos, cuando la generación térmica entrara para cubrir la falta de cobertura de la demanda por parte de la producción renovable intermitente, lo que haría subir el precio promedio del pool eléctrico. También hay que tener en cuenta que un precio demasiado bajo en el largo plazo no es sostenible, porque haría que la producción dejara de ser rentable, también la producción renovable, lo que haría disminuir la oferta y presionaría los precios al alza. También precios bajos estimularían el incremento de demanda eléctrica e incluso que en muchos sectores se sustituyera el gas por la electricidad o la gasolina y el diésel en el transporte terrestre por el uso de vehículos eléctricos. Es el equilibrio del mercado entre oferta y demanda. P: ¿Qué influencia ha tenido el incremento del precio del CO2 en el mercado europeo sobre los precios de la electricidad? R: El precio de los derechos de emisiones de CO2 es un coste más de la producción térmica, por lo que sin duda hace encarecer la oferta de producción térmica. En menos de un año este precio se ha multiplicado por tres y combinado con el aumento de los precios del gas y el carbón, que también han crecido significativamente en el mismo período, han influenciado directamente en el aumento de precios de la electricidad. El coste de producción de una central de carbón, sólo por CO2, sin contar la caída del tipo de cambio ni el incremento del precio de la tonelada de carbón, ha aumentado 10 €/MWh respecto a mayo 2017. P: Hasta el momento, ningún Gobierno ha realizado una verdadera reforma del ‘pool’ y el sistema marginalista de fijación de precios, ¿cree que es necesaria a la vista de la mayor aportación de las renovables en el futuro? En tal caso, ¿cómo debería enfocarse esta reforma? R: Cabe la opción de pensar que el actual sistema marginalista se podrá adaptar por si solo al esperado importante aumento de la producción renovable. Hay que tener en cuenta que el mecanismo de mercado actual ha vivido ya un importante aumento de la capacidad renovable desde que empezó a funcionar hace ya veinte años, cuando la capacidad renovable era prácticamente inexistente. Hay otras opiniones que predicen que un sistema marginalista como el actual no va a sobrevivir y deberá desaparecer y empezar a funcionar con otros mecanismos de mercado. Y existen otras opiniones a medio camino, que proponen que el actual sistema marginalista funcione sólo para tecnologías gestionables para cubrir la demanda residual no cubierta por la generación renovable. Mientras que esta última debería regirse por otros mecanismos. El precio marginal se debe mantener como señal de un despacho eficiente, es decir, que entren al despacho las energías más baratas. Sin embargo, puede perder su significado como señal para realizar inversiones, en renovables y convencionales de respaldo, que se pudieran adjudicar por otra vía, por ejemplo, mediante pagos por capacidad o subastas de capacidad. Una cosa fundamental en cualquier mercado es la seguridad jurídica y la estabilidad. El mercado eléctrico actual tiene veinte años y ha funcionado correctamente integrado al resto de mercados europeos. Para garantizar las inversiones hay que transmitir un mensaje de que los principios básicos de los mercados liberalizados se van a seguir cumpliendo y que las reglas no van a cambiar. P: ¿Cree que veremos crecer con rapidez los PPA relacionados con plantas renovables en España? R: Sin duda. Ahora mismo los PPA son una opción que tienen los proyectos de plantas renovables para asegurarse un precio de compra que les permita obtener financiación bancaria. energética XXI · 177 · JUN-JUL18 43


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