Ningún comentario La semana pasada se aceleró la caída de los precios de los permisos de emisiones de carbono europeo (ETS), después de haber alcanzado el máximo de los €92,2 por tonelada el pasado 15 de enero. El viernes el precio se estabilizó por encima de los €72 por tonelada, después de haber perdido casi €9 en la semana.
El precio de los permisos de emisión británicos también se desplomaron hasta los £45,1 por tonelada del jueves, desde los £57,5 de principios de la semana. Esta caída arrastró casi todos los precios forward a un año en Europa. El forward ibérico perdía €1 por megavatio hora, y el alemán más de €4 por megavatio hora en la semana.
No ha sido una buena semana para los valores eléctricos europeos. Las acciones que retrocedieron más de un 2% el viernes fueron RWE, Verbund, Enel, Endesa y EDP Renovaveis. Son los valores que los inversores consideran que tienen más exposición a generación eléctrica y los que más están afectados por una caída en los precios de la electricidad a largo plazo, ya que su mix de generación se caracteriza por tecnologías de costes fijos, como hidráulico, nuclear o energías renovables en general. Precios menores contratados con una estructura de costes fijos, se traducen en márgenes brutos de explotación menores.
La UE vuelve a abrir el debate sobre cómo reducir la factura eléctrica
Tal y como informó El Periódico de la Energía la semana pasada, la comisaria europea Ursula Von der Leyen abrió la puerta a una reflexión sobre el mercado eléctrico, incluyendo cambios en el mercado de ETS europeo. Esto fue uno de los factores que provocó nuevos episodios de volatilidad en el precio de las emisiones.
También tuvo lugar el European Industry Summit 2026 en Amberes, como reportó este diario, donde hubo peticiones de abaratar el precio de la ETS europea como una de las medidas para que Europa no siga perdiendo competitividad respecto a Estados Unidos y China.
La propuesta italiana añadió más leña al fuego
Tampoco contribuyó a la estabilidad de los mercados la propuesta concreta de Italia en forma de un borrador de ley energética para reducir las facturas del gas y de la electricidad de los consumidores italianos. Entre otras medidas, el gobierno encabezado por Giorgia Meloni propone la exención del pago de derechos de emisión para las centrales de ciclos combinados.
Aunque la UE sí ha dado el visto bueno a medidas concretas para deducir de las facturas eléctricas el coste del carbono en determinados sectores productivos, como los metalúrgicos alemanes, la propuesta italiana supone una medida más disruptiva de cara al debate sobre los mecanismos de funcionamiento del mercado eléctrico europeo.
Los ciclos combinados fijan el precio marginal de la electricidad la mayor parte de las horas en el mercado spot, y además es factor determinante para fijar el precio del contrato forward italiano. Eximir el coste de los permisos de emisiones de ciclos combinados reduciría automáticamente el precio forward eléctrico italiano en €26 por megavatio hora. No sorprende que el precio forward italiano haya perdido €12 por megavatio hora en las últimas semanas. Italia, junto con el Reino Unido, tienen históricamente los precios más altos del contrato forward a un año. La cuestión es que esta propuesta puede marcar un precedente para que otros países miembros sigan esta ruta.
El coste de las renovables como referencia de precio eléctrico futuro en Europa
Como es habitual en todos los debates sobre competitividad y los altos precios energéticos pagados en Europa, volvió a salir el coste de las renovables como objetivo al que deberían aspirar los precios eléctricos en un futuro.
Con estas comparaciones, los políticos vuelven a cuestionar el mercado de precio marginal de la electricidad y, en general, una curva de costes marginales con pendiente positiva, típica de cualquier mercado. Según esta pendiente positiva, el productor al coste mayor fija el precio para el resto de productores, generando un margen e incentivando al resto a producir más eficientemente. Una pendiente plana sería el fin de una industria: todos producirían al mismo coste y no habría margen operativo para ninguno.
El sector eléctrico ha tenido un atractivo histórico: la curva de costes marginales ha tenido siempre una pendiente positiva. Para generar la misma electricidad, existen diferentes tecnologías que producen a diferentes costes. La tecnología más ‘’ineficiente’’, la generación con gas, sigue fijando el coste marginal para todo el resto de generadores hidráulicos, nucleares y térmicos.
Las renovables perpetúan la pendiente positiva de la curva de costes
El sector de energías renovables ha creado un mercado paralelo al marginal eléctrico. Este mercado ha intentado desafiar el concepto del mercado marginalista, introduciendo el contrato a largo plazo, el PPA, que cubre los costes totales de un proyecto eólico, por ejemplo, a través de un precio de contrato semifijo durante parte parte de la vida útil del proyecto, frente al mercado marginalista que refleja únicamente los costes variables de la electricidad.
Dada la gran proporción de costes del capital sobre el coste total, en un principio, se esperaba que no hubiese grandes diferencias entre el precio de un contrato a largo plazo con una planta solar y el precio de un contrato con una planta eólica.
La realidad hoy en día es que las diferencias entre un PPA eólico y uno solar ronda en Europa entre los €20 y €25 por megavatio hora. Si algún día en un futuro lejano las energías renovables se convierten en la tecnología que fijen el coste de entrada al mercado eléctrico, definido como coste total de la tecnología entrante, seguirá prevaleciendo una curva de costes ‘’totales’’ con pendiente positiva. Y los políticos del futuro seguirán debatiendo esta pendiente en la curva.
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