Con la esperanza de que las vacunas marquen un mejor rumbo para 2021, este año los responsables de la formulación de las políticas energéticas y los participantes del mercado se centrarán en dar los pasos iniciales pero sustanciales hacia los objetivos netos cero.
Con esa música de fondo, Rory McCarthy, director de investigación senior de Wood Mackenzie, observa cinco grandes tendencia a seguir en los mercados eléctricos europeos en 2021. Y estas son:
- Sentar las bases para la ejecución del Pacto Verde de la UE
- Un año récord para las subastas de energías renovables
- El regreso de la demanda de energía
- El equilibrio de la oferta comienza a apretarse
- Los mercados de energía se vuelven más integrados
McCarthy dijo: “Desde lo más profundo de su peor crisis económica, los esfuerzos de la UE para concentrarse en la recuperación se han visto distraídos por la resistencia de dos de sus miembros a las cláusulas de estado de derecho adjuntas a la provisión de fondos para la recuperación, así como las negociaciones comerciales posteriores al Brexit”.
El primer problema se resolvió finalmente el 10 de diciembre, allanando el camino para que los fondos de recuperación se distribuyan en los 27 Estados miembros a partir del 1 de enero de 2021 y permitiendo que la UE evite comenzar el año con un presupuesto de emergencia.
Si bien la relación comercial duradera del Reino Unido con sus ex socios sigue siendo incierta, su gobierno ha participado activamente en la definición de los objetivos climáticos nacionales. Con una meta revisada de reducción de emisiones del 68% para 2030, el mercado energético del Reino Unido ahora necesita urgentemente detalles sobre las medidas políticas clave y los marcos comerciales.
En opinión de Wood Makenzie, a medida que el Reino Unido traza su propio rumbo fuera de la UE, los 27 Estados miembros restantes avanzarán por su cuenta. Habiendo resuelto las negociaciones presupuestarias, el Consejo Europeo pasó a respaldar un objetivo de reducción de emisiones vinculante regionalmente del 55% para 2030. Este fue un paso importante, que subraya las prioridades del Pacto Verde al comprometer el camino inmediato hacia las emisiones netas cero para 2050. El enfoque de la UE ahora debe pasar a la acción.
“El fortalecimiento y la expansión serán un tema clave en todas las políticas y los instrumentos de mercado en 2021, así que hay que estar atentos al progreso en los planes nacionales de energía y clima, y también en el Régimen de Comercio de Emisiones de la UE (ETS). El mecanismo de ajuste de la frontera del carbono más controvertido puede desarrollarse más lentamente. Mientras tanto, más legisladores nacionales se interesarán en los impuestos al carbono y las medidas relacionadas en los sectores que no pertenecen al ETS, apuntando a los emisores que de otro modo serían difíciles de alcanzar”, agregó McCarthy.
Crecen las subastas
A medida que comienza la carrera para cumplir los objetivos de 2030, 2021 está destinado a batir récords en las subastas de energías renovables en Europa, dice Wood Mackenzie (enlace subastas).
Según los datos de Woodmac , 45 GW de capacidad están en proceso de subasta en Europa, un total significativamente mayor que los previstos en los últimos años. El total consiste en 17 GW de energía eólica y 6 GW de energía solar fotovoltaica, y el resto de las subastas son tecnológicamente neutrales o se aplican a varias fuentes.
Los resultados de subastas anteriores destacan que no hay garantía de que se logren los volúmenes previstos. Durante los últimos tres años, las subastas europeas han tenido una tasa media de adjudicación del 70%. Si se alcanza este mismo nivel de éxito en 2021, podríamos ver más de 30 GW de capacidad adjudicados.
La energía eólica y la solar fotovoltaica representarán la mayor parte de la capacidad subastada en 2021. Y si bien estas tecnologías proporcionan abundante energía de bajo costo y bajo contenido de carbono, la naturaleza no despachable de estas tecnologías presenta un desafío de flexibilidad para los sistemas de energía. Esto ya ha comenzado a manifestarse en varios mercados, con precios negativos de la energía durante el día y durante períodos de alta generación renovable no despachable y baja demanda. Dejando a un lado los problemas de demanda relacionados con el coronavirus, se espera que aumente la frecuencia de precios negativos.
Esto plantea la pregunta: ¿están los responsables políticos conscientes del desafío de flexibilidad que se avecina? Si bien los precios negativos deberían recibir una atención mucho mayor durante el próximo año,Wood Mackenzie cree que es poco probable que las señales de precios por sí solas desencadenen nuevas inversiones en recursos flexibles muy necesarios.
Recuperación de la demanda energética
El invierno más suave registrado seguido de los confinamientos nacionales ejerció una enorme presión sobre la demanda de energía en Europa durante 2020. Las restricciones de la actividad y la posterior recesión económica se tradujeron en caídas de la demanda de energía nacional de entre el 10% y el 20% en los principales mercados de la región. La pérdida de tanta carga del sistema tuvo un impacto fundamental en el costo y la fuente de suministro marginal.
“Una vez que se alivien las restricciones gubernamentales y la actividad industrial se recupere en 2021, la demanda de energía volverá y esperamos que esto respalde precios más altos. A medida que el mundo vuelva a la normalidad, creemos que la recuperación de la demanda se hará notar más en la segunda mitad de 2021”, dijo McCarthy.
A medida que se recupere la demanda de energía, los operadores de la red se verán cada vez más desafiados por la necesidad de obtener suficiente capacidad despachable en medio de cortes y períodos de baja producción renovable, particularmente durante los meses más fríos. Este desafío de equilibrio de suministro salió a la luz en el cuarto trimestre de 2020 y continuará estrechándose en 2021. Las preocupaciones de suministro ya se han notado particularmente en Gran Bretaña este invierno con la reciente oleada de avisos de márgenes ajustados de National Grid, el primer evento de estrés del mercado de capacidad. Francia también se encamina hacia los meses centrales de invierno con un balance de oferta más débil.
“En ausencia de adiciones importantes de recursos flexibles, la presión de suministro en 2021 estará determinada por la disponibilidad de generadores existentes y la escala de cierres de plantas térmicas. La capacidad de los sistemas eléctricos de Europa para hacer frente a los desafíos del invierno será un indicador significativo de los futuros requisitos de suministro flexible y de la dirección política primordial en materia de seguridad y confiabilidad del sistema”, agregó McCarthy.
Durante 2021 continuará la construcción de interconectores HVDC. A diferencia de otras materias primas energéticas, la energía no se comercializa mucho a través de las fronteras. Solo el 3% de la electricidad mundial se comercializa entre países y la mayor parte se produce en Europa. Las interconexiones físicas y la integración del mercado han aumentado desde que se liberalizó el mercado.
“Con el continuo crecimiento de la producción eólica y solar, y su impacto en el equilibrio del mercado, existe una creciente necesidad de diversidad en el suministro nacional. La integración del mercado ocupará un lugar destacado en la agenda de los reguladores y los responsables políticos en 2021. Los desarrollos clave en esta área incluirán: el intercambio transeuropeo de reservas de reemplazo (TERRE), el acoplamiento del mercado diario, el desarrollo de interconectores físicos y, por supuesto, el Brexit”, dijo McCarthy.