Los precios del gas y del carbono son los dos principales factores que influyen en los precios de la electricidad en Gran Bretaña. Los precios del gas se han reducido a menos de la mitad desde los niveles alcanzados en 2022, y los precios del carbono también han caído considerablemente.
Pero, ¿cuánto ha contribuido esto a reducir los ingresos del almacenamiento de energía en baterías?
Los precios del gas y del carbono juegan un papel clave en la fijación de los precios de la electricidad, debido a las CCGT
Las energías renovables están aumentando rápidamente su participación en la generación eléctrica en Gran Bretaña. Sin embargo, un tercio de la electricidad sigue siendo suministrada por centrales alimentadas con gas, principalmente Turbinas de Gas de Ciclo Combinado (CCGT).
Incluso en los días más ventosos, aún se necesita algo de energía de las CCGT, ya sea a través del mercado mayorista o del Mecanismo de Balance. Como la central que marca el precio marginal fija los precios, las CCGT son responsables de fijar los precios gran parte del tiempo, incluso cuando las renovables de bajo coste están generando mucha energía.
Por lo tanto, los precios de la electricidad en Gran Bretaña están fuertemente ligados a los costes subyacentes del combustible para las CCGT: precios del gas y del carbono. Ambos habían subido significativamente en 2021 y 2022, pero han caído este año.
Los precios del gas dominan los cambios en el precio de la electricidad en Gran Bretaña
El principal factor de coste de las CCGT es el precio del gas. Como las CCGT suelen ser responsables de fijar los precios de la electricidad, existe una relación directa entre los precios de la electricidad y los precios del gas en Gran Bretaña. Esta relación hizo que los precios de la electricidad se dispararan en 2022 y llevó a los gobiernos a buscar soluciones para apoyar el pago de las facturas eléctricas.
Los precios del carbono también influyen
Como las CCGT fijan los precios gran parte del tiempo, los precios de la electricidad también están vinculados a los precios del carbono, que deben pagar las centrales eléctricas de gas y otras que emiten carbono.
El Reino Unido tiene dos “precios del carbono”. El primero lo marca un producto cotizado activamente dentro del Sistema de Comercio de Emisiones (ETS), que actualmente cotiza a £40/tonelada de CO2. El Reino Unido también cuenta con el Carbon Price Support (CPS), fijado en £18/t CO2. Existen exenciones para plantas más pequeñas, pero las grandes centrales emisoras de carbono pagan ambos conceptos.
La cantidad que pagan los generadores depende de la intensidad de carbono de su combustible: aproximadamente 0,2 t CO2/MWh para el gas. Debido a este factor, los precios del carbono tienden a tener un vínculo más débil con los precios de la electricidad que el gas. Actualmente, los precios del carbono representan alrededor del 30% del coste de quemar combustible para una CCGT.
Las baterías dependen de los diferenciales de precios, que están ligados al gas y al carbono
La relación entre los precios del gas y del carbono y el precio medio de la electricidad es clara. Sin embargo, el precio base de la electricidad no es lo que importa para el almacenamiento en baterías. Las baterías generan ingresos negociando los diferenciales diarios de estos precios, en el Mecanismo de Balance o mediante contratos para prestar servicios de respuesta de frecuencia.
Pero los diferenciales de precios en el mercado diario sí tienen relación con los precios del gas y del carbono. Aunque las CCGT fijan los precios la mayor parte del tiempo, su eficiencia varía en el parque de centrales. Diferentes eficiencias implican que los operadores deben vender electricidad a precios ligeramente distintos para obtener beneficios, lo que genera diferenciales incluso cuando las CCGT fijan el precio mayorista durante todo el día.
En esencia, la combinación de los precios del gas y del carbono establece un “suelo” para los diferenciales en el mercado diario de electricidad, en proporción a estos dos productos básicos.
Condiciones más extremas del sistema, ya sea por alta demanda o por un exceso de energía renovable, tienden a aumentar los diferenciales desde este punto.
Históricamente, duplicar el precio del gas ha supuesto aproximadamente duplicar los diferenciales diarios de precios. El vínculo con el precio del carbono es más débil: un cambio en el precio del carbono implica una variación en los diferenciales de solo una quinta parte.
Entonces, si los diferenciales de negociación para baterías están ligados a los precios del gas y del carbono, ¿esto ha provocado cambios en los ingresos del almacenamiento de energía en baterías?
La respuesta de frecuencia ha neutralizado el vínculo entre los ingresos de baterías y los precios de las materias primas
Históricamente, no ha habido una conexión clara entre los ingresos del almacenamiento de energía en baterías y los precios de las materias primas. Esto es lo esperado, ya que los ingresos han estado dominados por la respuesta de frecuencia. Los precios de los servicios de Contención Dinámica y otros han estado determinados por la oferta y la demanda, no por el mercado mayorista.
Este vínculo está cambiando con el giro hacia el arbitraje energético
Sin embargo, los ingresos de la flota están dejando de depender de la respuesta de frecuencia. Ahora, más ingresos que nunca provienen de acciones de “arbitraje energético”, ya sea negociando en el mercado mayorista o siendo despachados en el Mecanismo de Balance.
Los ingresos por negociación están muy ligados a los diferenciales en el mercado diario. De igual forma, existe un vínculo en el Mecanismo de Balance (BM). Las CCGT aportan la mayor parte del volumen de balance, a precios ligados al gas y al carbono. A medida que las baterías compiten por ser despachadas, esto también crea un vínculo ahí.
Esto significa que los ingresos del almacenamiento en baterías ahora están mucho más relacionados con estos productos negociados que nunca antes.
Las caídas en los precios del gas y el carbono han contribuido a menores ingresos en 2023
La saturación de los mercados de respuesta de frecuencia ha provocado una caída en los precios desde los máximos de 2022. Por lo tanto, muchos operadores de baterías esperaban que la volatilidad del mercado mayorista compensara esto. Sin embargo, no ha sido así: los diferenciales diarios en 2023 han caído un 58% respecto a 2022, promediando £66/MWh.
La disminución de los precios del gas y del carbono ha contribuido a esa caída. Los precios más bajos de ambos han explicado al menos el 25% de la reducción de diferenciales en 2023.
El 33% restante se puede atribuir a una menor volatilidad general del sistema eléctrico. Este año, la prima sobre los diferenciales diarios basada en la volatilidad ha sido la más baja desde antes de 2018.
Esto ilustra lo poco volátil que ha sido el año 2023 para los precios mayoristas. Los precios diarios, y por tanto los diferenciales, se han mantenido dentro del rango mínimo esperado según los precios del gas y del carbono. Solo unos pocos días se han desviado de esto, principalmente debido a una alta generación renovable en la red.
Aún hay tiempo para que cambie la situación en 2023
A medida que nos acercamos al otoño, los precios del gas parecen haber tocado fondo según los precios mundiales del Gas Natural Licuado (GNL). La caída de los precios del carbono en el Reino Unido también se ha frenado. Por ello, es poco probable que veamos nuevas caídas en los diferenciales de negociación por estos dos productos este año.
Con el inicio de la temporada de calefacción en Europa, serán necesarias importaciones de GNL para mantener los niveles de almacenamiento, y se espera que los precios del gas aumenten. Las curvas de futuros recientes indican un incremento de alrededor del 30% en los precios del gas durante el invierno. Si el invierno es más frío de lo esperado, la demanda y los precios del gas podrían aumentar significativamente, lo que también elevaría los diferenciales de negociación para el almacenamiento en baterías.
No solo influyen las condiciones en Europa: también hay competencia por el GNL de compradores en Asia y otras regiones. Debido al vínculo entre los precios del gas y los diferenciales de negociación, los ingresos del almacenamiento en baterías ahora están más expuestos que nunca a los mercados globales del gas.
Por último, aunque la volatilidad diaria de los precios ha sido especialmente baja en 2023, los dos años anteriores muestran lo rápido que puede cambiar esta situación al llegar el invierno. Cualquier pico de precios, como el ocurrido en diciembre de 2022, puede cambiar rápidamente la suerte de la flota de baterías.
