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La inestabilidad en los mercados de gas y electricidad amenaza la seguridad de abastecimiento en Europa



MADRID, ESPAÑA// Capgemini, uno de los principales proveedores mundiales de servicios de consultoría, tecnología y outsourcing, con el apoyo de Exane BNP Paribas, CMS Bureau Francis Lefebvre y VaasaETT Global Energy Think Tank[1], ha anunciado los resultados del 15º Observatorio Europeo de los Mercados de Energía (EEMO). El informe muestra que la combinación de una larga crisis económica, la desregulación de los mercados de gas y electricidad y el papel del Paquete de Medidas sobre Energía y Clima de la Unión Europea[2], promocionando la rápida expansión de las energías renovables ha creado mucha perturbación en los mercados europeos del gas y la electricidad. Esta inestable situación supone una amenaza potencial para la futura seguridad del abastecimiento energético de la región, tanto a corto como a largo plazo.

Hay múltiples factores que se presentan como causa principal de la inestabilidad que afecta a clientes y a las compañías:

La crisis económica

El primer factor que contribuye a la turbulenta situación es la crisis económica que ha afectado de manera significativa tanto al consumo de electricidad y como al de gas. En 2012, en Europa, el consumo de electricidad disminuyó un 0,2 % sobre el año anterior, y un 1,2 % en el primer semestre de 2013 comparado con el mismo periodo de 2012. Más significativa ha sido la caída en el consumo de gas, con una reducción del 2,2 por ciento en 2012 aunque se ha estabilizado en el primer semestre de 2013.

Paquete de Medidas Clima-Energía de la Unión Europea

En segundo lugar, el objetivo para el 2020 del 20 % de energías renovables en el mix final de consumo de energía que figura en el Paquete de Medidas Clima-Energía de la UE ha provocado que los proyectos de energías renovables continúen su desarrollo en la Unión Europea, sometiendo a una enorme presión a las plantas de gas. Al ser los costes de inversión subsidiados, sus bajos costes operativos han colocado a las energías renovables en una atractiva posición entre las plantas de generación de energía. Como resultado, la tasa de utilización de las instalaciones alimentadas por gas (que siguen a las renovables) ha descendido de forma drástica. Por ejemplo, en países con una alta participación de las energías renovables, la tasa media de utilización de la planta de gas se redujo significativamente: en España al 11 % durante el primer semestre de 2013 y a menos del 21 % en Alemania en 2012. Estos datos resultan preocupantes ya que la Agencia Internacional de Energía estima que las plantas de gas requieren una tasa de utilización del 57 % para ser rentables.

Impacto en el desarrollo de gas no convencional en EE.UU.

Gracias al espectacular desarrollo del gas no convencional en el otro lado del Atlántico[3], el precio al contado del gas en los EE.UU. es bajo[4] , contribuyendo a la reactivación económica e industrial del país[5]. Estos bajos precios del gas se han traducido en una mayor utilización del gas y menor del carbón en las plantas de combustibles fósiles, lo que conlleva un exceso de carbón y un aumento de las exportaciones a Europa. Esto ha hecho que los precios del carbón en la región hayan llegado a caer en un 30% entre enero de 2012 y junio de 2013, lo que ha generado tasas más altas de utilización de las plantas de carbón en Europa en comparación con las plantas de gas[6].

De acuerdo con este Observatorio, las consecuencias de esta inestabilidad son muy serias

Cierre de plantas de gas

Uno de los factores que más ha contribuido a la perturbación de los mercados del gas y la electricidad es el rápido cierre de numerosas plantas de gas en la región. Un estudio reciente realizado por IHS estima que alrededor de 130.000 MW de plantas de gas en Europa, (en torno al 60 % de la generación total de gas en la región), no están recuperando actualmente sus costes fijos y se encuentran en riesgo de cierre para el año 2016[7]. Estas plantas -esenciales para salvaguardar la seguridad del suministro en las horas punta – están siendo reemplazadas por instalaciones de energías renovables volátiles e impredecibles que cuentan con importantes subsidios.

Subsidios muy altos para las energías renovables

Aunque muchos gobiernos son menos optimistas con respecto a las subvenciones de las renovables, el aumento de la participación de estas energías en el mix energético está provocando cada vez más mayores subsidios. Esto se está convirtiendo en un grave problema para los países muy endeudados y el consiguiente aumento del precio de la electricidad que pagan los consumidores está dañando su nivel de vida ya amenazado por la crisis económica. Por ejemplo, en Alemania, el EEG Levy[8] aumentó de ct € 1.31/kWh en 2009 a ct € 5.28/kWh en 2013 y representa una proporción significativa (más del 18 %) de los precios[9] de la electricidad doméstica.

Caída de los precios de los certificados de CO2

El Observatorio también subraya otro gran problema en el sector. Se trata de los precios de los Derechos de Emisión de CO2, cuyos precios se encuentran actualmente demasiado bajos, lo que socava las ventajas económicas de invertir en tecnologías que no emiten gases de efecto invernadero. En cinco años, el precio del CO2  ha disminuido desde unos  20 €/t en 2007 a menos de 5 €/t en agosto de 2013. En comparación con el precio estimado para hacer competitivos los sistemas de CCS[10] a implementar (40-55 €/t para las plantas de carbón frente a  80 a 110 €/t para las plantas de gas[11]) – el precio actual del CO2 es preocupantemente bajo.

Presión financiera sobre Utilities

Esta inestable situación del mercado ha conducido a bajos y erráticos precios mayoristas de electricidad, la reducción de los picos de los precios positivos y mayores alzas de los precios negativos. Como resultado, las Utilities están luchando financieramente. Los ingresos están disminuyendo estructuralmente, como comentó recientemente, Peter Terium, CEO de la Utility alemana RWE: “el 80 % de los ingresos de la compañía se habrán ido en 2-3 años”.

Los márgenes EBITDA de las Utilities también están bajo presión debido al deterioro de los márgenes de generación de energía, el aumento del exceso de capacidad debido al estancamiento del consumo y la creciente carga de impuestos.

5. Inversiones críticas bajo amenaza

A largo plazo, las Utilities necesitan hacer importantes inversiones en infraestructura en varias áreas con el fin de garantizar la seguridad del suministro de la región sin dejar de ser competitivas. Estas inversiones incluyen la sustitución del gas o de las plantas de carbón que se están cerrando[12], la construcción de nuevas redes de transmisión eléctrica en particular, para poner en práctica las políticas de transición energética. Con plazos de provisión típicos de entre cinco y diez años este tipo de proyectos de infraestructura, las Utilities podrían enfrentarse a una difícil llamada de atención si la economía mejora y el consumo aumenta de nuevo. Estas inversiones se estiman por encima de 1 billón €[13] de aquí al 2020. Sin embargo, en este mercado tan incierto y dentro del marco regulador – con las Utilities afrontando una situación de deterioro financiero – el Observatorio teme que estas inversiones críticas no se sucedan al ritmo adecuado.

Recomendaciones del Observatorio para los mercados europeos de energía

Según el Observatorio, hay una necesidad urgente de reformar los mercados energéticos radicalmente. Estos cambios incluyen la reforma del sistema ETS[14] para introducir algunas normativas relacionadas con el mercado o replicar el modelo del Reino Unido de un precio mínimo de CO2.

Además, la creación de mercados[15] de capacidad coordinada a nivel europeo es inflexible.

Es necesaria la implementación de un nuevo diseño de mercado al por menor que permita la financiación de las redes inteligentes.

Por último, es crucial establecer un ritmo de crecimiento más razonable en la capacidad de energías renovables, y es crucial limitar el aumento de los subsidios relacionados.

Colette Lewiner, Experta mundial de Energía y Utilities de Capgemini asegura: “La situación actual representa una clara amenaza a la seguridad de abastecimiento de Europa. Las plantas de gas – capaces de hacer frente a los picos de carga – están cerrando rápidamente. Los factores amortiguadores, tales como el gas almacenado para el invierno en depósitos subterráneos, son significativamente más bajos que en años anteriores. A corto plazo, estos factores hacen que un invierno muy frío pueda conducir a graves problemas para un suministro equilibrado de la red. Además, el crecimiento de las energías renovables y del precio de los derechos de emisión de CO2,  que está demasiado bajo, ha hecho descender los precios de la electricidad al por mayor y las Utilities están bajo una fuerte presión”.


[1] Exane BNP Paribas, CMS Bureau Francis Lefebvre y VaasaETT Global Energy Think Tank son socios del Observatorio Europeo de los Mercados Energéticos de Capgemini. Más información disponible al final de la nota de prensa.

[2] La Directiva Europea de la Energía-Clima adoptada el 23 de enero de 2008, impone los objetivos “3×20” para 2020; el 20% de la participación de energías renovables en el mix energético, la reducción del 20% de las emisiones de CO2 y un 20% de mejora de la eficiencia energética

[3] Desde el comienzo del siglo XXI, la producción estadounidense de gas de esquisto ha crecido de una forma espectacular. En 2000 representaba sólo el 2% de la producción de gas de EE.UU. En 2012, su cuota aumentó hasta el 34% y debería crecer hasta un 50% en 2040.

[4] Los precios del gas de Estados Unidos son alrededor de 3 veces menores que los precios de los contratos de gas a largo plazo de Europa.

[5] Se han creado alrededor de 600.000 nuevos puestos de trabajo industriales, además de los más de 1 millón de empleos directos vinculados a las actividades no convencionales del petróleo y el gas.

[6] Por ejemplo, en Alemania, en 2012, la tasa de utilización de las plantas de carbón pasó de un 43 a un 71% en el rango de utilización; una mucho mejor utilización que la de las plantas de gas (véase más arriba).

[7] Estudio IHS de mayo 2013

[8] Impuesto EEG para la promoción de las energías renovables

[9] En Francia la cuota es de alrededor de un 10%

[10] Captura y almacenamiento de carbono

[11] Estimaciones ZEP « Plataforma cero emisiones»

[12] Directiva de Instalaciones de Gran Combustión adoptada en 2001 para implementarse en 2015

[13] Estudio de la Comisión Europea

[14] Sistema de Comercio de Derechos de Emisión (el mercado europeo donde se comercializan los derechos de emisión del CO2 y otros gases de efecto invernadero)

[15] Un mercado de capacidad remunera la capacidad disponible (incluso si no está produciendo electricidad) y medidas de recorte de picos



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