La pandemia por COVID-19 ha afectado a todos los sectores económicos y la energía no ha sido una excepción. La caída de la actividad productiva y las limitaciones a la movilidad de los ciudadanos han provocado un descenso generalizado en la demanda de recursos energéticos, lo que ha motivado a su vez el desplome de su valor. El petróleo llegó a cotizar a precios negativos en Estados Unidos a finales de abril, mientras que el precio de la electricidad en España se ha hundido de media un 43% en los cuatro primeros meses del año en comparación con el mismo periodo del año anterior.
Aunque el comportamiento de los mercados energéticos se mantiene volátil y la incertidumbre sigue presente en las previsiones de recuperación económica, ya se pueden advertir algunas claves que ayudarán a las empresas del sector energético a definir sus estrategias en los próximos meses.
La caída de la demanda ligada a la pandemia por COVID-19 vino paradójicamente acompañada de un incremento de la producción, resultado del enfrentamiento comercial entre Arabia Saudí y Rusia. A pesar del compromiso al que llegaron los países productores el pasado 12 de abril para reducir sus extracciones, se prevé que la sobreoferta se mantenga durante varios meses. El excedente que se ha generado ya ha provocado problemas de almacenamiento en Estados Unidos, incrementando la presión a la baja sobre los precios.
Alberto Martín, socio responsable de Energía de KPMG en España, señala que esta presión podría ser duradera, a pesar de que la acumulación de excedentes debería desacelerarse una vez que los recortes acordados por los productores se hayan implementado y la demanda se reactive. “Es necesario tener en cuenta que la demanda de combustibles fósiles se verá lastrada por productos como el queroseno o la gasolina, pues es poco probable que en el corto plazo volvamos a los niveles de millas de aviación o kilómetros de vehículo por pasajero previos a la pandemia”, explica.
Además, es necesario considerar la posibilidad de que no todos los países productores cumplan con sus compromisos de reducción de producción, especialmente aquellos que presentan una mayor dependencia económica con respecto al petróleo.
Desde 2014, el shale oil actúa como un amortiguador en el mercado: al ser inversiones menores en pozos de corta vida, si los precios caen, las compañías productoras cierran los pozos no rentables, mientras que, si los precios aumentan, tienen capacidad para incrementar la producción de forma significativa en pocos meses. De este modo, el shale oil ha permitido reajustar la oferta y la demanda en los últimos años, manteniendo los precios en un rango de 55 a 75 dólares el barril.
Sin embargo, este modelo no resulta rentable en el escenario actual, con los precios en el entorno de los 30 dólares el barril. Las compañías no llegan a cubrir siquiera sus costes variables, por lo que se están viendo obligadas a cancelar inversiones. Incluso la Reserva Federal americana ha tenido que intervenir para evitar la quiebra del sector con el objetivo de asegurar que las empresas se encuentren en operación cuando los precios vuelvan a subir.
La paralización de la actividad durante la pandemia ha afectado a los drivers que determinan el precio de la electricidad (demanda, participación de renovables en la generación y precio de las commodities).
La demanda de electricidad en 2020 está siendo un 7% inferior a la registrada en el mismo periodo de 2019. Si tenemos en cuenta las previsiones del Banco de España, que contempla en su escenario medio una caída del PIB del 9,5% en 2020 y crecimientos del 6,1% y 5,4% en 2021 y 2022, respectivamente, la demanda de electricidad descenderá en España un 8% este año para incrementarse a un ritmo del 5,7% anual en los dos años siguientes.
Los niveles bajos de demanda impulsan al alza la cuota que representan las energías renovables en el mix de generación, ya que la casación de ofertas en el sistema de fijación de precios español se realiza por orden de mérito económico (se prioriza la generación más barata). Es lo que ha ocurrido durante el estado de alarma: la caída de la demanda se ha traducido en un aumento de la cuota de renovables, que en marzo representó el 50% y en abril, el 47%, por encima de los registros de enero y febrero (42% y 43%, respectivamente). Esto ha contribuido a la caída del precio de la electricidad.
La pandemia también ha presionado a la baja el precio de las commodities, entre ellas el CO2 y el gas natural. A pesar de que comenzó el año registrando un incremento del 9%, el precio del CO2 se ha desplomado un 20% desde la declaración del estado de alarma hasta mediados de abril. Lo mismo ocurre con el gas natural: los precios descendieron un 25% en abril con respecto al mes de febrero, reflejando la caída de la demanda, que en España ha alcanzado el 22% en abril. En lo que queda de año, el consumo de gas natural podría mantenerse en niveles de 2019 o desplomarse hasta un 12% en el peor de los escenarios. En el sector eléctrico (ciclos combinados) ese consumo de gas natural podría caer entre un 12% y un 44% entre abril y diciembre. La caída de los precios de futuros del CO2 y el gas natural han hundido la cotización de los futuros de electricidad de corto plazo, que ha descendido de media un 12% en abril con respecto a la media de enero, manteniendo la cotización de los futuros de electricidad de largo plazo en torno a los 40 €/MWh.
Todos estos factores han contribuido a que los precios de la electricidad se hayan desplomado hasta los 17,4 euros/megavatio hora. La evolución que experimente en los próximos meses vendrá marcada por el ritmo al que avance la recuperación, aunque es probable que los mercados presenten una alta volatilidad en los próximos meses.
Ante esta situación de mercado, Marta Castro, Socia de Economics and Regulation de KPMG destaca “la necesidad de gestionar los riesgos de mercado, evaluando las posiciones adoptadas por los agentes y las tendencias a futuro con el objetivo de minimizar los impactos negativos del hundimiento de los precios del corto plazo y encontrando a su vez medidas que mitiguen los impactos negativos en la cartera de aprovisionamiento”. Castro también considera recomendable que los agentes revisen sus estrategias de aprovisionamiento “analizando todas las palancas que hoy por hoy el mercado ofrece para poder amortiguar el impacto de los precios”.
El escenario a medio plazo de elevada incertidumbre sobre el precio del barril de petróleo se traslada al precio de las commodities y, por tanto, al de la electricidad. En este contexto, el precio de la electricidad podría oscilar entre valores de 37 a 50 euros/megavatio hora en 2027.
El impacto de la caída de la demanda sobre sobre los ingresos regulados del sistema, llevaría al sistema a una situación de déficit en el corto plazo, de menos de 600 millones en 2019 y de alrededor de 735 en 2020, que se no provocaría un ajuste insalvable, ya que se pueden compensar con los superávit de los cinco años anteriores. A partir de 2021, los ingresos por peaje aumentarán por el incremento de la demanda, lo que impulsaría al sistema a registrar nuevas situaciones de superávit. Además, hacia 2030, los costes se reducirán, por el descenso en las retribuciones específicas de las renovables y la cogeneración y los gastos ligados al déficit del sistema.
En este contexto, Carlos Solé, socio responsable de Consultoría en Energía de KPMG en España, recomienda a productores y consumidores llevar a cabo una serie de acciones para mitigar los efectos de la pandemia. “El nuevo contexto invita a revisar la situación contractual y a anticipar la evolución de los costes regulados, dentro de una actualización completa de la estrategia, en la que que se deberán analizar las nuevas oportunidades y tendencias, evaluar nuevos riesgos y seguir la evolución de fundamentales y precios, así como diversificar el porfolio, con un enfoque de digitalización, descarbonización y descentralización, atendiendo a los cambios tecnológicos y regulatorios”.
A pesar del impacto del COVID-19 en la actividad productiva y, a su vez, en la riqueza del país, el proceso de transición energética seguirá avanzando en lo que respecta a la generación de electricidad. “El parque estaba saliendo del carbón de forma voluntaria y contemplaba una salida gradual de la producción nuclear en los términos que establecía el PNIEC. El hueco generado lo ocuparía la renovable que se vería apoyada por el ciclo combinado hasta que tuviese suficiente capacidad”, recuerda Juan Lasala, exconsejero delegado de REE.
Actualmente, la renovable tiene una capacidad instalada de 25.000 megavatios eólicos y 10.000 solares y la perspectiva era que incrementase esta capacidad hasta los 50.000 megavatios en cada modalidad. Si la recuperación económica no se ve afectada por un nuevo rebrote, Lasala considera que el escenario energético “será similar al que contempla el PNIEC, con una fuerte penetración de la energía renovable, que se convertirá en una fuente barata de producción”. Si, por el contrario, la emergencia sanitaria se hace crónica, afectando con ello al PIB, prevé que “seguirá habiendo inversores interesados, aunque los proyectos podrían sufrir algún retraso”. Lasala apuesta por un parque de generación esencialmente verde muy similar en ambos escenarios.
En el escenario de la generación distribuida y de la electrificación de la sociedad, las dificultades para la transición son mayores por el impacto de la emergencia sanitaria en las cuentas del Estado y de los hogares. “Ante una situación de mayor déficit y deuda pública, no habrá suficientes fondos para apoyar este tipo de iniciativas. Además, en una situación de crisis y altas tasas de desempleo, el consumidor, que es el que tiene que hacer la inversión en un coche eléctrico o en instalar una batería o una placa fotovoltaica en su casa, se hace más conservador y atiende a sus necesidades más inmediatas”, señala Lasala.
A la situación económica, hay que sumar los precios que se están registrando en los mercados de la electricidad y el petróleo. Si se mantienen bajos los precios de la electricidad, los incentivos de los hogares para participar en el proceso de electrificación disminuyen. El actual precio del petróleo también reduce esos incentivos, sobre todo en un contexto en el que los vehículos consumen cada vez menos gasolina.
A pesar de la emergencia sanitaria, los actores del mercado energético han mantenido su actividad, aunque con diferencias entre activos en funcionamiento y en desarrollo.
En el primer ámbito, Manuel Santillana, socio responsable de Transacciones y Renovables en KPMG España señala que “los procesos de venta que se iniciaron antes del estado de alarma han continuado sin retrasos significativos, más allá de la flexibilidad que impone la situación por la que estamos atravesando, aunque lo más destacable es que hay procesos que se están activando ahora”.
En este mercado, hay una elevada cantidad de fondos dispuestos para invertir, tanto nacionales como extranjeros. Asimismo, los precios y las tasas de descuento se mantienen en los niveles de principios de año, cuando experimentaron un gran crecimiento frente a los seis meses anteriores. No obstante, las operaciones podrían verse ralentizadas por la regulación sobre adquisiciones de activos estratégicos por parte de inversores extranjeros.
En el mercado de activos en desarrollo, por el contrario, sí se observa un desajuste entre la comprador y vendedor. “Los promotores prefieren trabajar más el proyecto y esperar hasta conocer cómo evolucionan las expectativas en el mercado”, explica Santillana. Crece el interés por soluciones híbridas, que combinan fotovoltaica y eólica, en un entorno en el que los inversores se muestran convencidos de la rentabilidad en desarrollar nuevos proyectos.
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