Qué está pasando con la energía, por Francisco Reynés

Francisco Reynés

Desde que el presidente y consejero delegado de Naturgy, Francisco Reynés, participase a principios de abril en un acto organizado por la Fundación CEDE (Confederación Española de Directivos y Ejecutivos), la actualidad energética no ha parado de sumar titulares: “Bruselas permite a España y Portugal intervenir el precio del gas”, “Argelia amenaza con romper el contrato de gas con España si parte de lo que envía se deriva a Marruecos”, “Rusia corta el gas a Polonia y Bulgaria tras negarse a pagar en rublos”… Realidades, todas ellas, que agravan y complican aún más el “momento de volatilidad extrema en el precio del gas que estamos viviendo”, tal y como expresaba Reynés. 


En Naturgy tenemos un firme compromiso con la descarbonización, pero desde el pragmatismo de dónde estamos 


Durante su intervención, el directivo se sirvió –exclusivamente– de datos para intentar explicar qué está pasando con la energía en el mundo, que le está sucediendo al mercado del gas y, como consecuencia, a la electricidad. Estas son algunas de sus declaraciones que, a pesar de las circunstancias cambiantes, resultan más útiles, si cabe, para clarificar lo ocurrido hasta ahora y comprender mejor por qué los diferentes “giros de guion” afectan tanto al escenario energético:

UN ENTORNO INTERCONECTADO

A nivel mundial, el petróleo –hoy fuente de energía indispensable– está sufriendo una gran volatilidad. Su precio empezó a subir desde el verano de 2021 y no ha parado. Este es un dato esencial, porque el petróleo preside las diferentes referencias de los costes energéticos. 

Otro dato es que el gas se ha desacoplado respecto a su habitual paridad con el petróleo. En las últimas cuatro décadas, ambos han permanecido en una correlación de precio perfecta y constante de alrededor del 17% del gas, pero ya no existe esa paridad. Además, así como el petróleo tiene un índice mundial principal, el Brent; en el mundo del gas hay varios índices según las cuencas (TTF Europa, JKM Asia y Henry Hub EE.UU.), que se han desacoplado; lo cual ha provocado que el gas arbitre y se pueda mover entre ellas (máxime cuando, mayoritariamente en el caso español, se mueve por barco). 

A esto se añaden tres circunstancias en Europa: un incremento del precio del gas desde el verano y una volatilidad aún mayor a partir de la guerra de Ucrania; una subida del coste del CO2, ya que los derechos de emisión cada vez cuestan más; y, como consecuencia de los dos factores anteriores, un importante incremento del precio de la electricidad.

Si tenemos en cuenta el sistema marginalista de fijación de precios de la UE, obviamente en un momento en el que el gas y el CO2 han subido de precio, el de la energía generada también.  

¿Por qué tienen tanta influencia el gas y el CO2? Para producir un megavatio de electricidad se necesitan dos megavatios de gas. En el mejor de los casos, el rendimiento de una turbina de gas es inferior al 50% (pero dejémoslo en 50%). Por lo tanto, si el gas vale X, la electricidad valdrá 2X, solo por el factor del gas. Y para producir un megavatio de electricidad, se necesitan aproximadamente 0,4 toneladas de CO2. Es decir, si el gas ha subido un 300% y el CO2 un 200%, es evidente que la electricidad habrá subido aproximadamente un 350%.

Esto provoca incrementos relevantes del gas y la electricidad, que afectan a las familias en sus recibos y a las industrias en su competitividad.  

Francisco Reynés

SITUACIÓN DEL MERCADO DE GAS

Si atendemos a la evolución prevista de los principales índices de mercado, podemos concluir que, incluso en el caso más optimista, los niveles para finales de 2023 siguen estando sustancialmente por encima del 21%; y que están más altos a corto que a largo plazo. En los próximos 10 meses, los niveles en el TTF se sitúan por encima de 100 euros/MWh. Esto ratifica la falta de paridad con el Brent –en el momento actual (principios de abril), el desacople entre el TTF y el Brent es del 34%–.  

Esta situación se debe a dos efectos producidos en los dos últimos años. Por un lado la pandemia, que desacopló todos los inventarios de gas en el mundo y, cuando en 2021 retornó la nueva actividad, tuvieron que volver a ponerse a nivel y reponer almacenamientos, lo que provocó un shock de demanda. Por otro, porque el mensaje que está lanzando la UE a los productores de gas es que no quiere tener que comprarles a medio ni largo plazo; algo que desalienta la inversión y que, en un estado de shock de oferta y sin suficientes inversiones, está incentivando al productor a subir sus precios. 


Aun siendo solo responsable del 12% de las emisiones de CO2 en el mundo, la UE tiene los objetivos de descarbonización más importantes


En el mundo se consumen 1.200 bcm (billón de metros cúbicos) de gas. Rusia produce casi un 20%, como primer productor mundial (238 bcm) y principal proveedor de Europa. Le siguen EE.UU. (10%); Catar (10%), Noruega (10%), etc. Ninguno de ellos son miembros de la UE que, aun siendo solo responsable del 12% de las emisiones de CO2 en el mundo, tiene los objetivos de descarbonización más relevantes. 

Argelia es el principal suministrador de España, y de Naturgy (15 bcm de los 35 totales y 7 bcm de 29 totales, respectivamente), pero tiene una particularidad. Mientras en el mundo (60%) y en Europa (80%) el aprovisionamiento del gas suministrado viene fundamentalmente en tubo, sobre todo por gasoductos, en España solo el 46%, y en Naturgy el 34%. ¿Por qué? Además de tener muchos kilómetros de costa, nuestro país hizo una gran inversión en almacenamientos y regasificadoras; por lo tanto, es posible obtener vía barco una gran cantidad de suministro de gas, comparado con otros países de Europa. 


Aunque en España es posible obtener vía barco una gran cantidad de suministro de gas, también en el mercado de los fletes marítimos ha habido gran volatilidad de precio


Pero esta flexibilidad también incorpora volatilidad, porque igualmente en el mercado de los fletes marítimos ha habido gran volatilidad de precio, y ahora hay una restricción de oferta. Es decir, por el lado de los suministros por barco existe un limitante en el coste energético.

Los precios promedio del pool eléctrico de España, Francia, Alemania e Italia en los últimos dos años muestran un comportamiento casi idéntico. Esto quiere decir que el mercado eléctrico tiene unas reglas de juego definidas por parte de Europa, con un algoritmo único y una forma de trabajar que ha funcionado, desde ese punto de vista de fijación del precio.

En España se consumieron en 2021 247 TWh de energía al año en forma de electricidad. 64 TWh se generaron en turbinas de gas; eso es más que todos los aerogeneradores (59 TWh) que tenemos instalados, más que toda la energía nuclear (54), que todos los embalses y plantas de generación hidráulica (32), y más que todos los parques solares (25). Decir que se puede prescindir de esto a corto plazo es una opinión, no un dato, porque a día de hoy la energía que se ha producido en España ha sido, primero de todo, en turbinas de gas. 

NECESIDAD DE LOS CICLOS COMBINADOS

El “corazón” de Naturgy está dividido entre el gas y la electricidad. Contamos con una gran dotación de turbinas de gas y de plantas cogeneradoras en España, habiendo producido la mitad de la energía eléctrica en turbinas de gas. Evidentemente, nuestro compromiso firme está en la descarbonización, pero desde el pragmatismo de dónde estamos. No podemos pretender solo pensar en dónde debemos estar en 2030, sino que tenemos que producir energía para que esta noche no tengamos que decidir entre encender la televisión o desenchufar la nevera.

Tenemos una hoja de ruta definida por el Gobierno a 2030: el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC). Todos queremos ir hacia un mix de generación renovable, pero me gustaría compartir algún dato sobre la evolución del mix de generación peninsular. 


Todos queremos ir hacia un mix de generación renovable, pero los ciclos combinados seguirán siendo necesarios para garantizar la seguridad de suministro


En el primer trimestre de 2022, el nivel de hidraulicidad ha sido aproximadamente el 10% del primer trimestre del año pasado. Es decir, la intermitencia de ciertas tecnologías de generación renovables evidencia la necesidad de contar con una tecnología de respaldo. En 2000, la potencia renovable era aproximadamente un 40% de la potencia instalada. El objetivo del Gobierno para 2030 es que sea el 75%. Detrás de esta ruta de ambición, hay una grandísima inversión a realizar. Si atendemos a la energía, que es realmente lo que le importa al ciudadano y a la industria, vemos que también existe una necesidad de generar energía a través de turbinas de gas; entre otras cosas, porque entre el 2021 y el 2030 varía de 119 a 239 TWh la energía generada en las plantas renovables. 

El PNIEC prevé cerrar todas las plantas nucleares de España a partir de 2027 y hasta 2035, pero el consumo de energía eléctrica continuará subiendo. ¿Quién la va a proporcionar? Debe ser una mezcla entre las nuevas inversiones en energías renovables más lo que nosotros llamamos el respaldo del sistema, en este caso las turbinas de gas; es decir, los ciclos combinados seguirán siendo necesarios para garantizar la seguridad de suministro.

EL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD EN ASCENSO

La traducción del precio del gas (en aumento por todo lo explicado) al de la electricidad es la de un mercado marginalista. No es que haya existido especulación sino una traslación de costes del insumo al output, en este caso la electricidad. 


No hemos visto todavía si los precios actuales serán sostenibles a largo plazo por las industrias y las familias. Se está poniendo a prueba la elasticidad de la demanda


¿Es posible sustituir el gas? En 2021 España importó gas en forma de energía por casi 400 TWh, fundamentalmente para generar electricidad, calentar los hogares y calentar los procesos industriales. La parte más pequeña, 60 TWh, se destinó a las residencias: 11 millones de hogares calientan su agua y su calefacción a través de calderas de gas. 

La parte industrial acumuló más de dos tercios del consumo de gas en España (228 TWh), pues las industrias requieren de él para calentar procesos que son difícilmente remplazables por el calor eléctrico (como la siderurgia, el cemento, la azulejería, el papel, etc.). La tercera parte es la generación eléctrica (90 TWh). Imaginemos que las turbinas que están trabajando para poder dotar al sistema del backup necesario pudieran ser suplantadas por baterías. Habría que tener unos 25 gigas de potencia en almacenamiento para poder ir dotando al sistema de la energía que le falta en los momentos en los que no haya suficiente energía renovable. Para ponerlo en perspectiva, en el año 2050 se tiene el objetivo de disponer de 20 gigas instalados de baterías; lo cual revela el importante rol del gas. 

Tampoco hemos visto todavía si los precios actuales serán sostenibles a largo plazo por las industrias y las familias. Es decir, se está poniendo a prueba la elasticidad de la demanda. Por su parte, los gobiernos europeos están tomando medidas para intervenir el mercado, pero no es fácil. Los intereses y orígenes en términos de mix energético de cada país son diversos, y cada uno apostó por un tipo de tecnología. Además, las medidas que se adopten pueden tener fuertes repercusiones en muchos ámbitos: financieros, en el funcionamiento de los mercados y la interrelación entre ellos, y en la garantía de suministro, que es la que nos debe preocupar para no tener que paralizar procesos industriales ni cambiar nuestros hábitos de vida.


 Francisco Reynés, presidente y consejero delegado de Naturgy, en el Desayuno CEDE.

Artículo publicado en Executive Excellence n180, mayo 2022.

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