Cuatro temas que dan forma al futuro del tormentoso mercado eléctrico europeo
Markus Schülde consultor de la oficina de McKinsey en Munich, Xavier Veillard socio de McKinsey que trabaja en la oficina de Paris y Alexander Weiss socio senior en la oficina de Berlín, han plasmado en un artículo las que, a su juicio, son las 4 tendencias que marcan el futuro del mercado eléctrico europeo. Reproducimos a continuación dicho artículo.
El último año ha sido tumultuoso para los mercados energéticos europeos, debido a una volatilidad extrema y al aumento vertiginoso de los precios de la energía para consumidores y empresas. Esta volatilidad pone de relieve los desafíos estructurales a los que se enfrenta Europa mientras avanza en la transición energética limpia. En un momento en que los esfuerzos de descarbonización están impulsando la demanda de electricidad en toda Europa, el mercado se tambalea a causa de unas restricciones de suministro sin precedentes. La guerra en Ucrania, las paradas de las instalaciones nucleares francesas y la baja producción de las plantas hidroeléctricas se han combinado para reducir significativamente la energía gestionable del continente.
Debido principalmente a la sequía, la producción hidroeléctrica se redujo un 19% entre enero y septiembre de 2022 en toda Europa, en comparación con el mismo período de 2021. En Francia, donde 32 de los 56 reactores del país estuvieron fuera de servicio por mantenimiento en septiembre, la producción de energía nuclear disminuyó un 14% durante el mismo período. Aún más desestabilizadora es la disminución del suministro de gas ruso. Antes de la invasión de Ucrania, Rusia suministraba el 30% del gas natural que consume Europa, un recurso que ejerce una gran influencia en los precios de la electricidad y un pilar del mix energético del continente. Esa proporción se redujo al 15- 20% en 2022 y es probable que disminuya aún más este año.
Al mismo tiempo, la demanda de electricidad continúa aumentando debido a la descarbonización y la electrificación en varios sectores. Estas tendencias estructurales significan que los europeos están usando más electricidad que nunca. Las ventas de vehículos eléctricos y bombas de calor eléctricas para edificios y viviendas, por ejemplo, aumentaron más de un 30%, mientras que la demanda de electricidad para la fabricación de hierro y acero aumentó un 17%.
Como resultado, Europa se enfrenta a una posibilidad real de escasez de energía gestionable, fundamental para equilibrar las cargas en todo el sistema eléctrico y garantizar que haya suficiente electricidad disponible en los momentos de máxima demanda. Para evitar este escenario y reemplazar la generación gestionable que no ha generado el gas natural, la energía nuclear y la hidroeléctrica, muchas energéticas europeas han aumentado la producción quemando carbón, que estaba programada para disminuir drásticamente. Una variedad de partes interesadas también está invirtiendo en fuentes alternativas de energía gestionables y bajas en carbono, como hidrógeno, baterías, respuesta del lado de la demanda y biomasa.
Muy conscientes de las implicaciones de las elevadas facturas energéticas que están pagando los consumidores, los legisladores y reguladores europeos están discutiendo activamente soluciones para aliviar el impacto económico de los altos precios de la energía y para continuar reduciendo los costes para las empresas y los consumidores. Casi todos los gobiernos de la UE aplican pagos directos a los hogares o reducciones temporales de las facturas a través de la bajada de impuestos y otros gravámenes. Además, la Unión Europea adoptó recientemente un impuesto temporal sobre las ganancias extraordinarias de las energéticas fósiles y sobre los ingresos excedentes derivados del aumento de los costes de la electricidad. En diciembre, los ministros de energía de la UE también acordaron un precio tope para el gas natural que se activa cuando los contratos de gas del mes anterior europeo superan los 180 €/MWh durante tres días.
Aunque todos estos esfuerzos, sin duda, tendrán impactos positivos, es probable que los desafíos no terminen pronto. Dado que se espera que aumente la frecuencia de las olas de calor de alta intensidad, las interrupciones adicionales planificadas para las instalaciones nucleares en 2023 y las reducciones adicionales esperadas en las importaciones de gas ruso, los analistas de Rystad Energy esperan que los precios mayoristas de la energía no se reduzcan sustancialmente (lo que implica que serán tres veces más altos que los niveles previos a la crisis) hasta al menos 2027.
El futuro del mercado eléctrico europeo: cuatro temas clave
- Cada vez más potencia
A pesar del reciente impulso a la generación a carbón y nuevas infraestructuras de gas natural, Europa sigue comprometida con sus objetivos de descarbonización. Estos esfuerzos estimularán la demanda de electricidad en Europa hasta al menos 2030. Entre 2021 y 2030, la demanda aumentará casi un 3% anual, frente al aumento anual de la demanda del 2% de 2018 a 2021. Inicialmente, gran parte de este aumento de la demanda vendrá de la electrificación del transporte, donde la demanda aumentará un asombroso 13% anual. Después de 2030, el uso de hidrógeno verde o potencialmente rojo (hidrógeno creado con energía nuclear) para la fabricación aumentará sustancialmente. La demanda del sector manufacturero, que necesitará electricidad para la electrólisis, ascenderá a 200 TWh para 2030. En total, se espera que el consumo total de electricidad en toda Europa aumente de 2.900 TWh en 2021 a 3.700 TWh en 2030.
- El auge de la intermitencia
La penetración de las energías eólica y solar en el mix energético europeo crecerá de forma espectacular. Para 2030, se espera que estas fuentes renovables, que son componentes críticos de los esfuerzos de descarbonización de Europa, proporcionen el 60% de la capacidad energética del continente. Esto representa casi el doble de la participación en 2021, o 760 GW adicionales entre 2021 y 2030. Sin embargo, enfrentar este desafío requerirá la construcción masiva de nuevas instalaciones. Por ejemplo, en Alemania, las tasas anuales de nueva construcción deberán triplicarse en comparación con el período 2018-21. Pero esto no será fácil: los formuladores de políticas, los reguladores y los desarrolladores de energías renovables tendrán que sortear la escasez de terrenos adecuados y de talento con las habilidades necesarias, así como los problemas persistentes de la cadena de suministro y la escasez de materias primas.
Además, debido a que la generación eólica y solar está sujeta a variaciones naturales y, por tanto, son fuentes intermitentes de energía verde, también se requerirán recursos de equilibrio (como hidrógeno, baterías, respuesta del lado de la demanda y biomasa).
- No hay suficiente potencia gestionable
Durante los próximos años, se creará una brecha entre las puntas de demanda máxima y la capacidad de energía gestionable que se puede encender para satisfacerlas. Se espera que esta escasez empeore a medida que la producción de gas natural, nuclear e hidroeléctrica continúe disminuyendo mientras que las cargas máximas aumentan. Para 2035, la brecha de Europa será equivalente al 19 por ciento de la capacidad gestionable, o 116 GW. Esto, sin embargo, es el peor de los casos y supone que no se construye nueva capacidad.
Se están realizando esfuerzos para cerrar esta brecha con fuentes limpias y gestionables. Durante la última década, se han realizado inversiones considerables en sistemas de baterías, biomasa e hidrógeno a gran escala. El modelo de Rystad Energy sugiere que para 2035, se necesitarán más de 100 GW de baterías, 5-6 GW de biomasa y 20-30 GW de electrolizadores para cubrir las demandas máximas. Sin embargo, estas tecnologías deben escalarse aún más, y las construcciones siguen siendo muy inciertas debido a que dependen del apoyo regulatorio, la disponibilidad de incentivos gubernamentales y la necesidad de materias primas escasas, como el ion de litio.
- Normas nuevas y normas que evolucionan
El rediseño a largo plazo del mercado eléctrico europeo se considera fundamentales para evitar la volatilidad de los precios en el futuro, equilibrar las necesidades de los consumidores y los productores y reforzar la inversión en nueva capacidad de generación. Además de las medidas inmediatas y temporales destinadas a reducir los precios para los consumidores de energía, los legisladores y reguladores europeos están considerando varias opciones a más largo plazo para reformar fundamentalmente el funcionamiento del mercado energético de la UE. Cada uno de estos deberá equilibrar las tres dimensiones de seguridad, asequibilidad y sostenibilidad:
- Modelo de comprador central. En lugar de que los compradores compitan en un mercado abierto y fluctuante, una sola agencia reguladora nacional o de la UE compraría electricidad de fuentes gestionables a precio fijo bajo contratos a largo plazo. La agencia luego vendería esta energía al mercado a precios que representen un coste promedio. Este modelo puede reducir los efectos de los picos de precios y garantizar un suministro directo y constante de energía a los minoristas de energía y a los grandes clientes.
- Mercados diarios desacoplados. Debido a que los precios de la electricidad en Europa están estrechamente vinculados al precio del gas natural, los consumidores de energía no pueden aprovechar los beneficios económicos de las energías renovables de bajo coste. Al separar los recursos energéticos con costes marginales cero (como la eólica y la solar) en un mercado y los recursos de coste marginal (como el carbón) en otro, los operadores de la red pueden priorizar el suministro de energías renovables, dejando que la generación de combustibles fósiles satisfaga la demanda residual.
- Mecanismo de retribución de la capacidad. Para garantizar un suministro constante de electricidad gestionable cuando los clientes más lo necesitan, un operador de la red proporciona subsidios a los productores en función del coste previsto de mantener la capacidad de energía en el mercado. Esto garantiza un suministro de energía seguro y evita que los consumidores paguen por más capacidad de la necesaria.
- Rediseño a largo plazo del mercado eléctrico europeo. Se considera fundamental para evitar la futura volatilidad de los precios y reforzar la inversión en nueva capacidad de generación.
