Wood Mackenzie destaca 5 tendencias clave a seguir en los mercados eléctricos
Con la esperanza de que las vacunas marquen un mejor rumbo para 2021, este año los responsables de la formulación de políticas y los participantes del mercado se centrarán en los pasos iniciales pero sustanciales hacia los objetivos netos cero.
¿Cuáles son las principales tendencias a observar en los mercados eléctricos europeos en 2021? Rory McCarthy, director de investigación senior de Wood Mackenzie, ve cinco temas clave:
- 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.
“Sobre el primer problema, este punto muerto 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 estado activo en la definición de 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.
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 Acuerdo Verde al comprometer el camino inmediato hacia las emisiones netas cero para 2050. El enfoque de la UE ahora debe cambiar a la entrega.
“El fortalecimiento y la expansión serán un tema clave en todas las políticas y los instrumentos de mercado en 2021, así que esté atento 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.
A medida que comienza la carrera para cumplir los objetivos de 2030, 2021 se establece como un récord para las subastas de renovables en Europa, dice Wood Mackenzie.
“Una gran capacidad de 45 GW está en proceso de subasta para Europa, un total significativamente mayor que los previstos en los últimos años. El total consiste en 17 GW de viento 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.
Capacidad de subasta de energía renovable en Europa, 2018 a 2021
“Claramente, la energía eólica y solar fotovoltaica representarán una gran mayoría de la capacidad obtenida en 2021. Si bien ofrece energía de bajo costo y bajo contenido de carbono en abundancia, 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 de energía negativos diarios e intradiarios que ocurren 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: ¿son los responsables de la formulación de políticas conscientes del desafío de flexibilidad que se avecina? Si bien los precios negativos deberían recibir una atención mucho mayor durante el próximo año, creemos que es poco probable que las señales de precios por sí solas desencadenen nuevas inversiones en recursos flexibles muy necesarios ”, dijo McCarthy.
El invierno más suave registrado seguido de bloqueos nacionales ejerció una enorme presión sobre la demanda de energía en Europa durante 2020. La actividad restringida y la posterior recesión económica vieron reducciones en la demanda nacional de energía 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. Las energías renovables estaban cada vez más al margen, empujando al carbón y al gas fuera del dinero. La situación del carbón se vio agravada por el gas barato, lo que hizo que incluso las plantas de carbón más eficientes no fueran competitivas.
“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 surgirá como un tema más importante 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 llamadas y productos adicionales de equilibrado del sistema que se comercializan. Francia también se adentra en los meses centrales de invierno con un equilibrio 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 predominante en materia de seguridad y confiabilidad del sistema ”, agregó McCarthy.
Los mercados de equilibrio y de día por delante verán una mayor armonización, mientras que continuará la construcción de interconectores HVDC en 2021.
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. en la habitación ”, dijo McCarthy.
