En 2019 el gas natural se convirtió en la tecnología de respaldo de las pujantes energías renovables, al duplicar su peso en el mix de producción y representar en el último ejercicio casi un 21%% del total, algo por debajo de la estable nuclear, con un 22,63%, y casi a la par que la eólica, que supuso otro 21,38%, según los datos del informe anual del mercado del Grupo ASE.

Las borrascas registradas el pasado mes de diciembre rompieron una tendencia creciente del gas natural que encabezó la producción durante los meses de verano, con un peso del 26% en el mes de junio; del 31,50% en julio; del 33,40% en agosto y del 27,30% en el de septiembre.

El hueco que ha ocupado el gas es el que ha dejado libre el carbón, incapaz de competir en el mercado tras la fuerte subida de los derechos de emisión de CO2 que se prolonga desde hace más de un año. La producción térmica con carbón ha desaparecido prácticamente del mercado, hasta representar un 4,33% en 2019, la aportación más baja desde que hay registros, y con una tendencia clara a su desaparición, en opinión de los analistas de ASE.

Según datos de REE, en diciembre hubo un día entero en que, por primera vez, la producción con carbón fue cero. Las compañías eléctricas ya ha solicitado ya oficialmente el cierre de todas las plantas (las últimas peticiones, las de As Pontes y Almería, de Endesa), excepto la pequeña de Aboño, de EDP.

Sin embargo, pese a la tan esperada recuperación de los ciclos combinados por parte de las eléctricas propietarias, la competitividad del gas responde también al hundimiento del precio de este combustible en los mercados internacionales, que cayó a la mitad en el año que ha terminado, lo que los hace poco rentables pese a la mayor generación, según fuentes del sector.

Sea como fuere, este descenso de la cotización y dado que el gas marca precio en el mercado mayorista, beneficiando al resto de tecnologías con menor coste variable, los ciclos han contribuido de manera sustancial a la caída de los precios del pool eléctrico.

Según señala el informe de Grupo ASE, en 2018 las fuentes de respaldo (carbón y gas) fueron las causantes de la fuerte elevación del precio de la luz. Esto se debió al efecto del alza de los derechos de emisión de CO2 en los costes de producción de las tecnologías fósiles, el carbón y el gas, que por emitir (el gas la mitad que el carbón) están obligadas a comprar derechos para producir.

Por cada euro que se incrementaba el precio de la tonelada de CO2, las centrales de carbón experimentaban un sobrecoste de 0,9 euros MWh que se trasladaba a sus ofertas. El impacto fue mucho menor en el gas (0,4 euros MWh), lo que hizo que aquel combustible perdiera peso frente al gas, añade.

En 2019 esta tendencia se confirmó: la aportación del carbón, el citado 4,33%, retrocedió un 68% respecto a 2018. Un hueco que ha aprovechado el gas natural, que prácticamente ha duplicado su aportación al mix, más del 99%.

Adiós al carbón

A lo largo del año pasado el mercado de CO2 se mantuvo en unos 25 euros/tonelada, pero el del gas se abarató. Esto “ha permitido que los ciclos combinados, que ya han absorbido el hueco dejado por el carbón, competir con el resto de tecnologías y convertirse en la principal fuerte de generación en 2019”, según el informe de ASE.

El gas, materia prima que utilizan las centrales de ciclo combinado, vio reducida su cotización prácticamente a la mitad el año pasado, entre el 45% y el 50%. Para 2020, a la vista de la evolución de los mercados de futuros, se prevé que se mantenga en niveles similares, “por las circunstancias que afectan tanto a su demanda como a su oferta”.

La caída se debe, fundamentalmente, a que el gas natural licuado (GNL) de Estados Unidos, extraído a través de las técnicas de fracking, inundó el mercado a lo largo de 2019. Algo que coincidió con una reducción de la demanda en Asia, por lo que los barcos de GNL han desembarcado especialmente en Europa, hasta el punto completar su elevada capacidad de almacenamiento, actualmente al 97%, según la consultora.

Así, el pool español cerró 2019 en torno a 47,8 65 euros MWh, un 13,5% más barato que en 2018. Esta cifra está “por debajo de lo esperado, dado que no se han producido cambios significativos en el mix de generación, salvo el protagonismo puntual que ha logrado ocasionalmente la eólica”, explican los analistas.

De hecho, “los mercados de futuros habían mantenido a lo largo de todo el año una expectativa más elevada de precios en relación con el mercado diario, hasta hace apenas unas semanas”. El gran cambio fue el hundimiento del precio del gas.

La efervescencia de las energías renovables se han dejado notar con el incremento en un 10% de la potencia instalada, lo que ha hecho crecer su peso en el mix de producción más del 10%, lo que hace más necesaria la tecnología del respaldo, un papel que los expertos reservan al gas.

Junto a la eólica, con un 21,38% de la generación en el último año, destaca la hidráulica (10,53%); fotovoltaica y termosolar (un 3,54% y un 2,21%, respectivamente) y la cogeneración y residuos, con un 13,07%.

Fuente: Cinco Días