El histórico desplome del precio del gas natural por las tensiones geopolíticas pone contra las cuerdas la rentabilidad y el crecimiento de las renovables en España

Un hombre saudí mira una planta solar al norte de Riad.
Un hombre saudí mira una planta solar al norte de Riad.
Reuters
  • Los bajos precios del gas natural, a partir del cual generan electricidad las centrales de ciclo combinado, presionan, a su vez, a la baja los precios del mercado ibérico de electricidad.
  • La rentabilidad de las inversiones en energías renovables está en jaque porque estas tecnologías verdes tratan de luchar con unos precios de la electricidad tensionados.
  • Con los bajos niveles del gas natural, los ciclos combinados pueden abastecerse de forma muy competitiva, lo que les permite pugnar con la fotovoltaica, la hidráulica y la eólica.
  • Esta situación obliga a las renovables a colocar la electricidad en el pool a un nivel más bajo que antes. Hay más oferta y menos demanda y una rebaja de las materias primas, lo que origina que el mercado eléctrico esté hundido.
  • Esta vorágine de acontecimientos pone contra las cuerdas la rentabilidad de las renovables, cuyo coste procede de la inversión inicial.
  • Para amortizar una inversión de una planta renovable con una vida de 15 años, se necesita un precio mínimo de la electricidad de 35 euros/MWh en el pool y los niveles actuales se sitúan en una media inferior a los 20 euros/MWh.
  • Todo ello ha provocado que el atractivo de inversión en renovables sea menor porque el retorno de inversión puede ser más bajo.
  • Antonio Delgado, director general de Aleasoft, reconoce que algunas entidades que están invirtiendo con un horizonte corto de inversión, podrían tener problemas pero “a largo plazo la instalación eólica y fotovoltaica siempre va a ser rentable y siempre va a tener financiación”. 
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Los bajos precios del gas natural, desplomados por un exceso de oferta y la caída de la demanda de electricidad, suscitan un agorero porvenir para las renovables en España. El precio de este combustible fósil, a partir del cual generan energía las centrales de ciclo combinado, presiona, a su vez, los precios de un mercado ibérico de electricidad que ya adolece de un excedente de producción renovable, —en parte por la parálisis económica del coronavirus—. Y el desenlace de todo ello es que la rentabilidad de las inversiones en energías renovables está en jaque.

El punto de partida: el precio del gas natural se ha desplomado a sus mínimos históricos. Y aunque arrastra este descenso desde hace meses, la caída de la demanda eléctrica —derivada del parón económico para contener el coronavirus— no ha ayudado precisamente a mitigar la situación.  El precio del gas natural “suele andar entre los 15 y los 20 euros/MW y esta semana bajó a 5 euros/MW”, señala el analista del sector de la energía, Francisco Valverde, en una entrevista con Business Insider.

Es un exceso de oferta el que ha provocado el descenso de precios del gas natural. El abaratamiento de este combustible fósil tiene un impacto directo en el precio de la energía en el mercado mayorista, también conocido como pool. Las plantas de ciclo combinado, que utilizan el gas natural como combustible, son la tecnología de referencia en el mercado eléctrico. En condiciones normales, los ciclos combinados marcan los precios del pool, explica el analista del Grupo ASE, José Antonio Martínez en una entrevista con Business Insider.

En esta cadena de acontecimientos entra en juego que la caída de la demanda de la electricidad ha coincidido con un aumento de la producción de las energías renovables. Ha crecido el parque de generación verde en España con respecto al pasado año impulsado, principalmente por la fotovoltaica. De hecho, la producción solar aumentó en abril un 74,4% en términos interanuales. 

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Este aumento de la capacidad renovable ha derivado en un exceso de oferta y, como cualquier otro mercado, el eléctrico también se basa en las leyes de oferta y demanda. En este contexto, “todas las energías deben intentar meter energía antes que el ciclo combinado de gas”, explica Martínez, lo que provoca que los precios de la energía renovable se vean presionado a la baja por los niveles marcados por los ciclos combinados. 

Con los bajos precios del gas natural, “los ciclos combinados pueden abastecerse de forma muy competitiva y luchar con la fotovoltaica, la hidráulica y la eólica”, explica el analista de Grupo ASE. "Esto presiona a las renovables a colocar la energía en el mercado mayorista a un nivel más bajo que antes". Hay más oferta, menos demanda y una rebaja de las materias primas, y esto ha desembocado en un mercado eléctrico que está hundido.

Esta vorágine de acontecimientos pone en entredicho la rentabilidad de las renovables, cuyo coste procede de la inversión inicial, no del coste de los combustibles que se queman para obtener energía. A su vez, los ingresos de las renovables proceden de la energía que estas tecnologías coloquen en el mercado.

Así es que las renovables se ven tensionadas por los bajos precios marcados por los ciclos combinados. “El precio de la electricidad es tan bajo que está por debajo de coste”, dice Martínez para referirse a los 18 euros por megawatio hora (euros/MWh) que marcó el mercado mayorista las dos primeras semanas de mayo y a los 25 euros/MWh que ronda los últimos días. “Hay tecnologías que no van a poder hacer frente a sus inversiones. El precio medio en los dos últimos meses se sitúa por debajo de los 20 euros/MWh. Estos niveles no son rentables para la solar”, analiza Martínez. 

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El analista de Grupo ASE matiza que para amortizar una inversión de una planta renovable con una vida útil de 15 años, se necesita un precio mínimo de la electricidad de 35 euros/MWh en el pool. Esta coyuntura plantea dificultades para que las energías limpias puedan hacer frente a sus costes. Y es que el precio de la electricidad supone, actualmente, una amenaza para que haya incentivos para invertir en renovables. “Si se mantiene este precio en el mercado mayorista va a ser difícil que crezca el parque de renovables porque no hay incentivos, no sale rentable”, advierte Martínez. 

“El atractivo de financiación es menor. No es que las condiciones hayan cambiado, sino que el retorno de inversión puede ser más bajo”, argumenta Tomás García, senior director de Energía e Infraestructuras en JLL, en un webinar organizado por Aleasoft.

García pronostica dos implicaciones derivadas de este escenario: "muchos sponsors, que han visto que algunos modelos financieros no tienen tan buena pinta, están esperando para invertir a que haya una recuperación de los precios de la electricidad y los precios de los PPA (Power Purchase Agrement por sus siglas en inglés)". Aún así en otros casos la financiación sigue adelante.

El otro efecto importante afecta la cadena de valor: “hay menos margen y menos dinero que ganar”, señala García. “El precio de los proyectos en desarrollo tira a la baja”. 

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Pero el analista de Grupo ASE es optimista y considera que los precios de la electricidad tendrán que recuperarse. “Todo el mundo se pregunta cuál será el precio estable de la electricidad en 2021”, observa. 

El precio del gas y el precio de la electricidad se va a restablecer a juicio de Antonio Delgado, director general de Aleasoft, que considera que “estamos en una situación excepcional, pero el sector de las renovables se va a recuperar. Los proyectos renovables a largo plazo siempre son rentables”, asegura. 

A tenor de este argumento, Delgado reconoce que algunas entidades que están invirtiendo con un horizonte corto de inversión, podrían tener problemas pero “a largo plazo la instalación eólica y fotovoltaica siempre va a ser rentable y siempre va a tener financiación”.  

“Creemos que las renovables son una inversión a largo plazo a pesar de la caída puntual continuamos estudiando operaciones”; señaló Roger Font, director global de Project, Asset y Negocios Especializados de Banc Sabadell, en su intervención en el webinar organizado por Aleasoft. "En los bancos se nos está incitando a tener más en cuenta la sostenibilidad y la energía y ese aspecto es positivo". 

“El mercado pondrá a cada uno en su sitio”, augura Martínez. En este sentido, el director general de Aleasoft, subraya que si bien el gas natural se encuentra en mínimos históricos “nuestra percepción es que el precio se irá recuperando paulatinamente hasta llevar a los 15 euros/MW. La demanda tras la salida de la crisis, primero sanitaria y luego económica, hará que vaya subiendo”. Una idea que comparte Valverde que considera que a partir de septiembre y octubre la demanda de gas natural se empezará a recuperar y se dará salida a todo el gas que hay en unos almacenes que, a día de hoy, están a reventar. 

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Las tensiones geopolíticas entre los productores de gas tradicionales y los de shale gas tiran los precios

Pero lo que ha sucedido con el gas, no tiene que ver directamente con el Covid-19 sino que se ha visto agudizado por él. “Ya veníamos de mediados del año pasado, que había una sobreoferta de gas. Los precios han ido bajando y el coronavirus lo ha potenciado”, argumenta Valverde. 

El precio del gas, como otras materias primas, viene determinado por la oferta y la demanda. “Se trata de mercados muy impactados por las condiciones y los conflictos geopolíticos”, explica Delgado, en el webinar organizado por Aleasoft. “Los grandes productores pueden modificar la producción y la oferta para afectar al precio”.

En este mercado existe una competencia entre los productores tradicionales, en los que se encuentran países como Arabia Saudí, y los productores de gas de esquisto, como Estados Unidos. La competencia entre ambos unida a un invierno especialmente suave ha propiciado un aumento en la oferta. Sin embargo, como con esta crisis no hay demanda, caen los precios. “Las reservas está muy llenas y la recuperación será más lenta de lo que se podría esperar”, avanza Delgado. “La demanda mundial está en mínimos en los últimos 70 años. Y condicionantes geopolíticos hacen que sean mercados inestables. Un bombardeo a una refinería podría implicar una subida considerable del gas y el petróleo”.

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