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El precio de la electricidad en 2020 fue uno de los más bajos de la historia para los consumidores acogidos a la tarifa regulada (PVPC), aproximadamente el 40% del total. Sin embargo, en enero hemos asistido a un considerable encarecimiento de la luz, especialmente durante las dos primeras semanas. ¿Se mantendrá en este rango de precios durante el resto del año? El Grupo ASE, asesor energético para empresas, analiza las principales claves que incidirán en la evolución del mercado eléctrico en en 2021.
Uno de los motivos, aunque ni mucho menos el único, del bajo precio de la luz en 2020 fue la caída de la demanda (-5,1%) motivada por el Covid. En realidad, se viene reduciendo desde hace una década (-11%), pese a que en todos estos años el Producto Interior Bruto (PIB) ha tenido un comportamiento inverso. Y es que el crecimiento de la actividad económica de un territorio ha conllevado tradicionalmente un aumento de la demanda energética.
La conclusión es que «necesitamos consumir menos energía para producir más riqueza. Al ser la electricidad un gasto importante, se alienta la eficiencia energética de los hogares y empresas para ser más competitivo», sostienen los expertos del grupo asesor. Su previsión es que una recuperación del PIB del 5,1% para este año no bastará para alcanzar los niveles de demanda eléctrica previos al Covid. Por tanto, «no contemplamos un aumento de los precios de la electricidad basados en un crecimiento de la demanda·.
Otro aspecto que incide en la reducción de la demanda es el desarrollo del autoconsumo eléctrico. En los dos últimos años se han superado los 500 megavatios (MW) anuales instalados, un ritmo de crecimiento que se mantendrá en los próximos ejercicios. Estos supone restar un 0,3% anual a la demanda, «una cifra nada desdeñable».
En paralelo al retroceso de la demanda, el año pasado se produjo un aumento de la oferta de energía renovable (+13,3%). Los analistas del Grupo ASE creen que, «sin duda» este ha sido el principal motivo por el que los precios eléctricos se han hundido en 2020: un 28% respecto a 2019. La mayor participación de las tecnologías limpias en el 'mix' energético se traduce en un abaratamiento del mercado eléctrico mayorista ('pool'), cuyos precios sirven para configurar el recibo de la luz.
La eólica ha superado a los ciclos combinados (24.462 MW) es ya la tecnología con más potencia instalada en España (27.063 MW). En 2020 cubrió casi el 22,8% de la demanda, muy cerca de la nuclear (23,7%). Por su parte, la potencia fotovoltaica creció un 20,37%, hasta los 10.431 MW, aunque sólo es responsable del 6,3% de la demanda. Esta previsto, además, que ambas tecnologías sumen más de 40.000 MW instalados a finales de año.
Como esa nueva oferta renovable no vendrá acompañada de un crecimiento de la demanda, se prevé «una fuerte bajada del precio de la electricidad en los meses con menos demanda y elevada generación renovable». No obstante, «también esperamos más volatilidad del precio».
Para entender el precio de la luz es «fundamental» analizar el mercado de gas. Las centrales de carbón prácticamente ya no producen, así que los ciclos combinados de gas marcan el precio marginal del 'pool'. Es decir, que es la última tecnología que entra en el mercado mayorista para atender a la demanda. A su vez, «el gas que compran los ciclos combinados para producir electricidad representa el 60 y el 70% de su coste, de ahí la conexión de estos dos mercados».
En España existe desde 2015 un mercado organizado de gas, el MIBGAS. Sin embargo, sólo representa el 15% del gas que se negocia a nivel nacional. Así que el precio de este combustible depende sobre todo de los mercados internacionales. Estados Unidos (24%) y Rusia (19%) son los dos grandes productores mundiales. En medio de ellos está Europa, que se vio favorecida por el exceso de oferta mundial de los dos últimos años.
Además, la pandemia originada en China a finales de 2019 hundió la demanda de gas natural en todo el mundo, y «Europa se convirtió en receptora de todo el gas excedente por su alta capacidad de almacenamiento». La gran oferta llevó a este combustible a mínimos históricos en la primavera y verano de 2020. Estos dos factores -baja demanda y precios hundidos- «redujeron el interés de los productores por abastecer los mercados durante el verano». Así que cuando la demanda empezó a animarse de nuevo se registraon problemas de producción en Estados Unidos y de mantenimiento en Qatar, Australia y Noruega, con lo que la oferta se contrajo aún más.
La llegada del frío en invierno pilló a los productores «con el pie cambiado», lo que unido a otras circunstancias, hicieron disparar el precio primero del mercado asiático, y posteriormente del europeo. En las dos primeras semanas de enero, el TTF europeo (el 'hub' donde se negocia esta materia prima y que marca el precio para el continente) subió un 70% respecto al año pasado. Los expertos del Grupo ASE pronostican que el repunte actual «podría extenderse hasta febrero», aunque creen que los precios se corregirán a la baja en primavera». No obstante, la volatilidad del mercado es demasiado alta como para hacer pronóstico cien por cien fiables.
¿Cómo afectará todo esto a los precios en España? Los ciclos combinados entran en juego sobre todo en los meses de alta demanda y escasa oferta renovable. Por eso se podría producir «una fuerte volatilidad de los precios» en determinados momentos, sobre todo en los meses de invierno (bajas temperaturas) y verano (menor producción eólica).
En los próximos meses asistiremos a una serie de cambios regulatorios que tendrán su incidencia en los precios de la electricidad. En primer lugar, actualmente se tramita un proyecto de Real Decreto que establece la metodología de cálculo de los cargos del sistema eléctrico. Se pretende que lo que hasta ahora los consumidores pagan por concepto de tarifas de acceso a la red (ATR) se separe en dos conceptos: los peajes, que cubrirán las actividades de transporte y distribución de electricidad, y los cargos, a través de los que se pagará todo lo demás (incentivos a las renovables, deuda eléctrica, insularidad, etc.).
La reforma, explican los analistas del Grupo ASE, «tiene mucho calado», por lo que se podría retrasar más allá de 1 de abril, fecha prevista para su entrada en vigor. Y hasta que no esté listo el nuevo sistema, no tendrá efecto el recientemente aprobado FNSSE (Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico). Se trata de un fondo para financiar las políticas de fomento de renovables, cogeneración y residuos. Lo pagarán los comercializadores de todos los sectores energéticos, de manera que se reducirá la parte regulada de la factura. Como consecuencia de ello, el recibo se abaratará «alrededor del 10%».
Por otro lado, este año también entrará en vigor el estatuto de los consumidores electrointensivos, las empresas industriales para las que el suministro eléctrico «resulta especialmente crítico». Esta nueva figura normativa se aplicará a más de 60 actividades industriales diferentes y les dota de instrumentos que ofrecen «una mayor estabilidad, seguridad y certidumbre del precio de la energía», según el Gobierno.
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