Llevamos unos años convulsos en los mercados energéticos desde hace prácticamente 4 años, cuando nos visitó el maldito coronavirus y generó esa pandemia mundial que trastocó bruscamente los mercados. Y luego llegó el maldito de Vladimir Putin, que lo remató generando una de las mayores crisis de precios que se haya dado en la historia de la humanidad. Hemos visto de todo y la verdad es que poco a poco, ahora ya el mercado está volviendo a su ser. Parece ser que el gas va retrocediendo sus precios y eso se está trasladando a los mercados eléctricos.
De todo ello hemos hablado largo y tendido con Antonio Delgado, fundador y CEO de Aleasoft Energy Forescasting, la consultora especializada en previsión de precios que cumple nada más y nada menos que 25 años.
Comenzó el año un poco que parecía que iba a haber bastante incertidumbre, pero el Gobierno aprobó el Real Decreto en el que aprobó una modificación de los hitos de la tramitación, dándoles un mayor plazo para poder desarrollar los proyectos y llegar a tiempo. ¿Cómo lo habéis visto esto desde Aleasoft?
Bueno, esto es Real Decreto Ley 8/2023 que se aprobó en enero y fue muy positivo. Aumentar los plazos era fundamental. Si no hubiéramos perdido muchos proyectos, algunos de los cuales son buenos y que no hubieran llegado a tiempo. Entonces toda esta energía, vamos a decir, sigue viva y tiene mucho más plazo para poder llegar a tiempo y obtener financiación e implementarse.
Los mercados eléctricos están poco a poco recuperándose, llegando este mes de febrero a cerrar por debajo de los 45 €/MWh, lo que supone regresar al 21% de IVA en la factura de la luz. ¿A qué se debe esta bajada de los precios?
Sí, en febrero, como mencionas ha ido bajando. En la primera semana estábamos en 70, después en la segunda 50 y después terminamos en 30 con todo el viento que hemos tenido. Y esto sobre todo es fundamentalmente a la bajada del gas que hemos observado sobre todo desde finales de octubre. El gas estaba por encima de 50 €/MWh y a finales de febrero estamos viendo que estamos en 23. O sea, hemos roto la barrera del suelo de los €25 megavatio hora y eso es una senda en la que estábamos antes del COVID en gas históricamente.
Oscilaba entre 15 y 25 €/MWh. Y ahora hemos vuelto a esa senda, lo que es positivo. De octubre para acá ha bajado un 50%, no solo el TTF, sino también en Estados Unidos, y es la causa de esta bajada tan brusca que hemos tenido en febrero, tanto en el Spot como en los mercados de futuro. Entonces, estamos volviendo a recuperar la situación preCovid, por decirlo de alguna manera.
¿Ha influido de alguna manera también la bajada de los precios de los derechos de emisiones de CO2 y la caída de la demanda que ha habido en Europa?
El precio del CO2 estaba en octubre en unos 85 euros por tonelada. Ahora estamos en 50. Se ha bajado €35 en cuatro meses. Eso, evidentemente, es un un factor que que ha influido también. La demanda ha sido relativamente baja en este invierno. Ha sido un invierno relativamente suave comparado con otros que teníamos, y eso también influye en el consumo eléctrico y en el de gas. Teníamos, vamos a decir, mucho gas almacenado desde el otoño. Hemos ido almacenando durante el 2023, con lo cual no nos pasó como nos había pasado en el 2021 que nos habíamos quedado sin gas. Y ahora se afrontó bien el invierno que fue relativamente suave. Los mercados de futuros se influencian mucho por las bajadas bruscas del Spot. Todas estas causas hacen que estemos llegando a precios precovid de alguna manera.
Esta bajada de los precios estará afectando de alguna manera a los contratos de renovables a largo plazo o PPA.
En cuanto a PPAs, esto es bueno para los desarrolladores, para los sponsors es un desastre. Ahora estamos en una situación que podemos decir crítica, porque los offtaker, que son los que compran el PPA, están viendo precios de mercado muy, muy apetitosos, bajos. Y dicen, cómo me voy a comprometer yo a un PPA de 10 años con un precio que igual no es todo lo bajo que quiero, cuando ya tengo precios bajos que puedo ir al mercado? Entonces eso está haciendo que muchos contratos que estaban avanzados, se están congelando de alguna manera.
Y eso puede afectar también al desarrollo renovable futuro en el país.
Esto es grave porque si la señal de precio que están viendo los offtakers que son los compradores baja, es un momento que el PPA que se puede ofrecer a ellos no es rentable desde el punto de vista de la financiación, con lo cual puede ser complicado.
Hemos hablado mucho de la importancia del almacenamiento para el sistema eléctrico nacional. Vemos que la gran producción de energías renovables en el mercado hace que se estén dando precios muy bajos que hacen que las propias plantas se canibalicen y no puedan cubrir ni sus costes. Entonces sí se está viendo que hay una necesidad de poder atraer y de inyectar almacenamiento. ¿Pero está tardando? ¿Cómo lo veis vosotros desde Aleasoft? ¿Cuándo se va a dar este boom del almacenamiento de las baterías?
Las baterías son la salvación del mercado y de las renovables y por tanto de la transición. O sea, es un aspecto crítico. O sea, no tan importante es construir parques fotovoltaicos y eólicos como construir instalaciones de almacenamiento. Hablamos de energías que no son controlables y la única forma de hacerlo es con la batería, con el almacenamiento. Entonces este año esperamos que los pagos con capacidad se puedan implementar y ya a partir de 2025 veamos las primeras subastas. Es lo que lo que espera el sector. Es fundamental, que este vector, el del almacenamiento, se potencie.
En vuestras previsiones de precios para cuando llegue el almacenamiento, ¿cómo puede quedar la curva de precios en España?
El ingreso fundamental del almacenamiento es el arbitraje entre el día y la noche. Con lo cual, cuando empieza a haber más fotovoltaica, entonces las baterías empiezan a almacenar y el precio no baja tanto. Y al igual por la noche, la batería empieza a inyectar por la noche y el precio tampoco sube tanto, hay un equilibrio que va compensando estas oscilaciones.
¿Os están llamando los desarrolladores de baterías para saber más o menos cuánto van a poder cobrar por sus baterías?
Nosotros hemos creado una división en la empresa para todo el tema de almacenamiento, hacer una serie de herramientas para ayudar a lo que es la gestión de la batería en el corto plazo, para ver el ingreso que va a tener esa batería y para diseñar la batería como usarla, si son baterías de 4 horas, de 2 horas, 1 hora y también hay baterías stand alone y baterías como parte de la hibridación de un parque. Tenemos una serie de herramientas que hemos ido desarrollando para hacer estos cálculos. ¿O sea que cuál es la mejor batería que hay que poner? O la capacidad de batería que hay que poner para que sepa que sea lo más rentable posible.
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