Moody's prevé un precio mayorista de energía en España entre 42 y 47 euros MWh hasta 2022

La división de análisis de la agencia Moody’s, Moody’s Investors Service, espera que el precio mayorista de energía en España y Portugal se mantenga dentro de un rango de precios relativamente estrecho de 42-47 euros por megavatio hora (MWh) en los próximos cinco años, hasta 2022, en un contexto de precios de commodities relativamente estables, un amplio margen de cobertura y un modesto crecimiento de la demanda de electricidad.

Moody's señala que la capacidad eólica y solar en la Península Ibérica (España y Portugal) tiene perspectivas de crecimiento para los próximos años a medida que España reanude sus inversiones en energías renovables, compensando el cierre de centrales eléctricas de carbón y estabilizando los precios de la energía a nivel regional.

“La decisión de España de reanudar la inversión en energías renovables después de una moratoria de cuatro años impulsará la cuota de capacidad instalada de las energías renovables en la región, incluyendo la energía hidráulica, hasta el 59% aproximadamente para 2022, desde el 53% registrado a finales de 2016. Esto compensará el cierre de 4,5 gigavatios (GW) de capacidad instalada en centrales de carbón nacional y ayudará a estabilizar los precios de la energía”, señala Niel Bisset, vicepresidente sénior de Moody’s.

Al igual que en otros países en Europa, la decisión del gobierno español de utilizar subastas competitivas para otorgar el derecho a construir nueva capacidad a los operadores privados y la caída de los costes de inversión en tecnologías renovables ha resultado en un nivel inferior de subvenciones.

Según Moody's, esto significa que parte del riesgo de inversión en renovables se transfiere desde el sistema/consumidor a las empresas eléctricas/operadores, lo cual es un factor negativo para las empresas eléctricas propietarias de estos activos. Al mismo tiempo, la exposición de los operadores al riesgo de precios aumentará dado que el rendimiento de las inversiones en nuevos proyectos dependerá principalmente de la venta de energía a precios de mercado.

Sin embargo, las grandes empresas eléctricas como Endesa y Gas Natural tienen el tamaño y la diversidad para gestionar este riesgo, aunque los operadores más pequeños puede que necesiten adoptar una estructura de capital más conservadora para hacer frente a esta situación.

La agencia añade que las compañías que poseen centrales eléctricas renovables construidas después de 2004 —como Iberdrola, que tiene el parque eólico más grande de España— continuarán beneficiándose de las subvenciones que han sido pre-establecidas por el gobierno. Si bien tales subvenciones representan aproximadamente el 50% de los beneficios de las renovables en España, estas comenzarán a disminuir a mediados de la próxima década, cuando los activos eólicos se acerquen al final de su vida útil regulatoria de 20 años.

Los déficits tarifarios del sistema eléctrico en la Península Ibérica continúan disminuyendo, lo cual reduce el riesgo de una intervención adversa en los mercados de energía por parte del gobierno. Sin embargo, persiste cierto riesgo residual. En España, la crisis de Catalunya ha incrementado la incertidumbre política. En Portugal, el riesgo residual depende de las posibles demoras en la reducción del déficit tarifario.