​Los precios del gas han estado en el centro de atención en los últimos años. Y para los operadores de baterías, siguen siendo más importantes de lo que muchos quisieran admitir. Los precios del gas y del carbono continúan fijando el precio en las horas más relevantes, definiendo los precios máximos que las baterías logran capturar.

Esa exposición no va a desaparecer, y es poco probable que la volatilidad del gas lo haga tampoco. La nueva dependencia de Europa del mercado global de GNL implica que los precios del gas pueden cambiar rápida y fuertemente en reacción a eventos internacionales.

La sensibilidad de los ingresos de los BESS a los cambios en los precios del gas es considerable. Una caída del 50% en los precios del gas, combinada con una reducción del 40% en los precios de los derechos de carbono, reduciría los ingresos diarios de las baterías en un 37%. Al mismo tiempo, el potencial al alza es menor: un aumento del 50% en los precios del gas y un incremento del 40% en los precios del carbono solo elevan los ingresos en un 28%.

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Este artículo forma parte de una serie sobre el riesgo de ingresos y la sensibilidad a los fundamentos:

• Qué significa un crecimiento de demanda 50% menor para las baterías
• Cómo los precios del gas y el carbono afectan los ingresos de los BESS
• Cómo la sobreconstrucción de BESS podría canibalizar los ingresos

Los precios del gas en Europa presentan riesgos significativos al alza y a la baja

Se prevé que los precios del gas caigan a corto plazo, a medida que avanza la expansión de la capacidad de GNL, especialmente en Estados Unidos. A largo plazo, la producción de gas europea disminuirá, mientras que el crecimiento de la demanda en países en desarrollo se espera que mantenga equilibrado el mercado global de GNL.

Pero los riesgos al alza son relevantes. Cualquier cambio en los plazos o rentabilidad de las terminales de licuefacción, sumado a choques geopolíticos en la cadena de suministro, podría dar lugar a precios estructuralmente más altos. Incidentes recientes, como el posible retraso en la expansión del North Field de Catar y el riesgo de cierre del Estrecho de Ormuz tras los ataques iraníes a mediados de 2024, subrayan la vulnerabilidad del mercado.

Los riesgos a la baja son igualmente importantes. Un crecimiento más lento de la demanda en el Sur Global —por ejemplo, cuando la incorporación de renovables más baratas reduce las horas de funcionamiento de las plantas de gas— podría llevar a un exceso de oferta en el mercado de GNL. El regreso del gas ruso por gasoducto a Europa relajaría aún más el equilibrio, reduciendo significativamente los precios.

Para analizar cómo esta incertidumbre se traduce en ingresos para baterías, modelamos un conjunto de escenarios de precios simétricos. En el Escenario Alto, aumentamos los precios del gas en un 50%; en el Escenario Bajo, los reducimos en un 50%. Dada la fuerte correlación histórica entre los precios del gas y del carbono, incrementamos los precios del ETS en un 40% en el Escenario Alto y los reducimos en un 40% en el Escenario Bajo.

Finalmente, sometemos los ingresos a pruebas de estrés frente a resultados extremos pero observados. Los precios del gas cayeron a unos 3 €/MWh en 2020 y alcanzaron casi 250 €/MWh durante la crisis del gas de 2022. Modelamos estos casos como eventos de choque de un año, manteniendo constantes los precios del ETS, para aislar el impacto de la volatilidad extrema en los ingresos.

Los precios del gas y el carbono influyen en los spreads al fijar los precios máximos

Dado que la generación térmica sigue estableciendo el precio máximo la mayoría de los días mientras que las renovables mantienen el suelo justo por debajo de cero, los cambios en los precios del gas y el carbono se traducen directamente en los spreads de los que dependen las baterías.

Pero este efecto no es lineal: precios bajos de gas y carbono comprimen más los spreads de lo que los precios altos los expanden.

En Alemania, el gas compite con varias alternativas que fijan precios. El carbón y la lignita siguen activos en el orden de mérito, y las importaciones se cotizan de forma competitiva frente a la generación térmica nacional.

Cuando los precios del gas y del carbono bajan, el gas fija el precio con más frecuencia, alcanzando niveles similares a los de las plantas de lignita y carbón más baratas.

Por el contrario, cuando suben los precios del gas, las importaciones más caras y la generación a carbón pueden fijar el precio máximo durante más horas. Esto limita el aumento de los spreads disponibles para las baterías cuando los precios del gas y del carbono son altos.

Los cambios en la matriz de generación limitan el potencial al alza y profundizan el riesgo a la baja en los spreads

En todos los escenarios, el spread anual previsto TB2 sigue en líneas generales la trayectoria combinada de los precios del gas y del ETS.

En el Escenario Central, los spreads se suavizan a corto plazo a medida que caen los precios del gas, y luego vuelven a subir cuando se endurecen los precios del carbono, se retira capacidad de carbón y lignita de bajo coste, y aumenta la demanda eléctrica.

Esta narrativa general es consistente entre los escenarios.

Pero en el escenario de precios altos, la trayectoria del spread diverge ligeramente a finales de la década de 2030. Una vez que el carbón y la lignita dejan de estar disponibles, los precios altos del gas empiezan a atraer tecnologías alternativas costosas, como las plantas de picos alimentadas por hidrógeno (que no pagan precios de carbono), a la matriz de generación. Esto hace que el aumento derivado de precios altos del gas sea menos extremo.

En el escenario de precios bajos, los spreads aumentan más lentamente a principios de la década de 2030. Como muchas plantas de gas ya están más abajo en el orden de mérito al fijar precios máximos, el impacto del retiro de carbón y lignita en los precios máximos es menos marcado.