Impacto de la pandemia del Covid-19 en el mercado europeo de PPAs – Parte III

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Virginia Canazza, directora general de la consultora italiana de energía REF-E, ha hablado con pv magazine acerca de las perspectivas para el sector europeo de PPA y el mercado italiano de energía renovable, que siguen siendo poco claras.

“Todavía estamos en medio de una tormenta y no tenemos demasiada información sobre la que fundamentar previsiones fiables”, dijo Canazza. “Tenemos que ser cautelosos y evitar un pesimismo excesivo o un catastrofismo”.

Italia fue el primer país europeo afectado por la pandemia de coronavirus. El gobierno decidió recientemente suspender alrededor del 60% de todas las actividades industriales y comerciales, imponiendo estrictos límites a los viajes y movimientos. El período de bloqueo estaba previsto hasta el 3 de abril, es probable que se extienda hasta el 18 de abril e incluso mayo, según algunos medios.

Impacto macroeconómico

Es importante observar el cuadro macroeconómico y ver qué está pasando con la demanda de energía, dijo Canazza. “Estamos tratando de evaluar el alcance de los diferentes impactos de esta crisis”, añadió.

Virginia Canazza, CEO de la consultora italiana REF-E / Imagen: REF-E

Las variables están relacionadas con las medidas de contención y sus posibles consecuencias económicas, que siguen siendo difíciles de cuantificar. “Tendremos que entender, por ejemplo, con qué rapidez reanudarán la actividad los diferentes sectores y con qué intensidad energética”, explicó Canazza. “Y si cambiará la estructura del sistema productivo italiano en vista de las posibles medidas destinadas a reactivarlo, y cómo lo hará”.

La demanda de electricidad alcanzó los 319,6 TWh en Italia el año pasado. Las medidas del gobierno italiano desencadenarán sin duda una importante caída de la demanda, pero todavía es difícil cuantificar con precisión la desaceleración, ya que siempre hay una caída estacional en esta época del año. “Incluso si estas medidas se levantan, será difícil entender si veremos una recuperación inmediata o si la demanda aumentará solo ligeramente”, dijo Canazza.

En el mejor de los casos, en el que la economía italiana vuelva a la normalidad a mediados de mayo, la demanda total de electricidad para este año sería un 5% menor que en 2019.

Bajo un escenario más realista, que Canazza definió como un posible “escenario base”, la demanda de energía podría disminuir alrededor de un 7% este año. Esto correspondería a una disminución del 9% del producto interior bruto en 2020, lo que sería mayor que el impacto que se sintió después de la crisis financiera mundial de 2009, cuando el PIB cayó un 5,3%. En este escenario no se produciría un repunte hasta 2021, cuando el PIB italiano crecería alrededor del 6%, con un crecimiento del 3% previsto para 2022.

Bajo un tercer y más pesimista escenario, la actividad económica no volvería a la normalidad hasta finales del verano de 2021. En este caso, la contracción anual de la demanda para este año estaría más cerca de una disminución del 13% del PIB.

La crisis de los productos básicos

Los precios del gas ya se encontraban en niveles bajos antes del inicio de la crisis de Covid-19, debido al exceso de oferta mundial relacionado con la ralentización de la demanda en Asia, una proporción cada vez mayor de carbón y la creciente disponibilidad de GNL, que ya había empezado a afectar a los mercados europeos el año pasado.

Los precios del gas italiano están ahora cerca de los niveles de costos de producción, pero durante la semana del 9 al 15 de marzo, se mantuvieron estables en alrededor de 10 dólares por MWh, un 46% menos que el año anterior. Durante todo el período comprendido entre el 16 y el 22 de marzo, los precios del gas cayeron aproximadamente 1 euro/MWh hasta alcanzar los 9,6 euros/MWh, en consonancia con la fuerte contracción de la demanda de gas, un fuerte escenario de exceso de oferta y el descenso simultáneo de los precios europeos.

Los precios de los certificados de CO2 en el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones también han disminuido de 25 euros/MWh a unos 15 euros/MWh. Esta es la consecuencia natural de la fuerte disminución de la demanda de electricidad.

El año pasado, cuando los precios del gas eran particularmente competitivos, los certificados de CO2 fueron apoyados por la Reserva de Estabilidad del Mercado (25 euros/tonelada). Como los precios del carbón eran bastante bajos en comparación con las tendencias históricas, la generación termoeléctrica estaba reemplazando lentamente a la basada en el carbón. Es probable que la reactivación de los certificados de CO2 sea limitada en los próximos meses, a pesar de la Reserva de Estabilidad del Mercado, ya que muchos comerciantes comenzarán a tratar de comprar tantos certificados como puedan. Esas condiciones también podrían ayudar al carbón a recuperar su competitividad frente al gas, frenando la transición a las tecnologías de bajo carbono.

Precios de la energía

Las recientes proyecciones de REF-E para 2020 predijeron que el precio de compra nacional de electricidad de base (PUN) -que es la media ponderada de los precios zonales sobre la demanda zonal en el Mercado del Día Siguiente (DAM)- caería por debajo de los 40 euros. “Durante las últimas semanas el PUN ha caído incluso por debajo de 30 euros/MWh”, dijo Canazza, señalando que esto se compara con un PUN medio de aproximadamente 52 euros/MWh en 2019.

Estos precios dependen en gran medida de la creciente competitividad de un mercado eléctrico en el que las centrales de ciclo combinado alimentadas por gas son la tecnología marginal que fija los precios para el usuario a lo largo del año. “En las actuales condiciones de mercado, los márgenes de DAM para los productores de energía son cada vez más pequeños”, dijo Canazza. “Eso podría compensarse con la posibilidad de recuperación de la marginalidad en el mercado de servicios auxiliares, considerando que con la persistente baja demanda, aumentan los requisitos de seguridad del sistema para los servicios de reserva y compensación”.

Paridad de la fotovoltaica

Antes de la aparición de la crisis del coronavirus, nos encontrábamos en una fase positiva en la que el escenario de paridad de mercado era favorable a las inversiones financiadas a través de los PPA.

“Los proyectos de energía renovable a paridad de mercado eventualmente verán algunos retrasos”, dijo Canazza. “Los precios actuales no justifican la inversión y los nuevos participantes pueden preferir esperar condiciones de mercado más estables”.

Cuando se le preguntó si 40 euros sigue siendo un buen precio de referencia para la energía fotovoltaica, Canazza dijo que el costo nivelado de la electricidad en Italia podría estar ya por debajo de este umbral, dependiendo de la ubicación geográfica y el tamaño del proyecto.

“Aunque no es demasiado bajo”, dijo, y añadió que los promotores de la energía solar deben hacer frente al complejo proceso de aprobación del país, así como a las difíciles condiciones de una financiación barata y a los altos riesgos normativos. “Lo que significa que el rango del LCOE solar en Italia puede ser muy amplio. Diría que va de unos 38 euros/MW a aproximadamente 52 euros/MWh, pero estos son solo valores indicativos y, como dije, la ubicación y otros parámetros financieros deben tenerse en cuenta”.

Los proyectos fotovoltaicos no subvencionados pueden seguir siendo financiables a través de los PPA, pero es probable que los inversores no estén dispuestos a correr el riesgo de enfrentarse a una ventaja competitiva tan pequeña, dijo Canazza.

“Pero todos los factores que afectan al mercado italiano de los PPA que mencioné anteriormente existían incluso antes de la crisis”, añadió. “El riesgo del mercado no es mayor ahora – tal vez son las percepciones de los inversores las que son diferentes.”