Energía y covid

El pasado día 7, la Administración de Estados Unidos publicó sus 'Perspectivas energéticas a corto plazo', en las que estima que el consumo mundial de petróleo se reducirá en 2020 en unos 8,1 millones de barriles diarios, el mayor descenso en un solo año del que se tiene noticia. Aunque en el estudio se subraya el entorno de incertidumbre derivado de la pandemia, el desequilibrio entre oferta y demanda a lo largo de los últimos y próximos trimestres sería el siguiente:

En congruencia con los datos expuestos, el precio medio del barril de Brent, que en 2019 se situó por encima de los 64 dólares, se reduciría a unos 40 de media en 2020 y en torno a los 50 en 2021. A lo largo de 2020, se producirá un notable incremento de los 'stocks' mundiales de crudo, cuya absorción deberá producirse a lo largo de 2021. Solo a finales del próximo año se estima que el consumo recuperará los niveles de finales de 2019.

Si se intenta comparar los datos de consumo mundial estimados por la Administración norteamericana con los disponibles hasta la fecha para España, se debe concluir que el impacto de la crisis mundial va a ser superior al previsto o que, en nuestro caso particular, el impacto económico de la pandemia va a ser más grave. En España, en los meses de marzo, abril y mayo, el consumo de gasolina cayó un 58% respecto a los mismos meses del año anterior. El consumo de gasóleo de automoción, un 39%, y el de queroseno de aviación, un 77%. Aun adoptando la hipótesis optimista de que en los demás meses del año el consumo se sitúe en el mismo nivel del año anterior, los descensos anuales se situarían en el 14,5% para las gasolinas, el 9,8% para el gasóleo y el 19,2% para el queroseno. Como vemos, varios puntos por encima del 8% que la Administración norteamericana estima como reducción del consumo mundial.

El consumo de electricidad también refleja la caída de la actividad económica, si bien en este caso la reducción de la demanda se ve atenuada por los mayores consumos domésticos derivados del confinamiento forzoso. Según datos de Red Eléctrica, la demanda peninsular ha evolucionado de la siguiente forma a lo largo de los primeros seis meses de este año, comparados con los mismos meses del año anterior:

Como no puede ser de otra manera, en junio estamos muy lejos de recuperar una cierta normalidad. De hecho, en términos de consumo eléctrico es un mes peor que marzo. Esta caída de la demanda ha tenido una serie de efectos colaterales. El primero ha sido el descenso de los precios. La media aritmética de los precios diarios del mercado eléctrico durante el primer semestre ha sido de 29,02 euros por MW/hora frente a un precio de 51,80 euros por MW/hora en el primer semestre de 2019.

Esta caída de precios supone un punto de interrogación sobre la rentabilidad de las inversiones en nueva potencia eléctrica renovable. Es cierto que a medio plazo los precios deberían recuperar niveles anteriores, sobre todo si tenemos en consideración la retirada del mercado de parte de la capacidad nuclear instalada a partir de 2025. Es cierto también que el proyecto de ley de transición energética prevé subastas de energía que garanticen un precio mínimo a las nuevas inversiones, pero si los precios del gas se mantuvieran en niveles reducidos debido a una caída de la demanda o un exceso de oferta en la cuenca atlántica y como consecuencia los precios de la electricidad no alcanzaran los 40 euros por MW/hora, asistiríamos a un retraso de las inversiones en nueva capacidad renovable, lo que a su vez generaría dificultades al proceso de reducción de emisiones de nuestra generación eléctrica.

La reducción de emisiones de CO2 ha sido otro de los efectos colaterales de la crisis del covid. En el mes de abril, por primera vez en la historia, la generación eléctrica peninsular apenas generó emisión alguna. La reducción de la demanda supuso que la generación nuclear alcanzara una participación del 26% que sumado al 73% de participación de las distintas renovables, propiciara que el 99% de nuestra generación eléctrica fuera libre de emisiones. Ese porcentaje se redujo al 97% en mayo y al 85% en junio.

En paralelo, el consumo de gas natural ha experimentado notables reducciones, dado que es la energía que se usa como ajuste en el sistema eléctrico. Los consumos de gas para generación de electricidad se redujeron, respectos a los mismos meses de 2019, un 24% en marzo, un 26% en abril, un 42% en mayo y un 28% en junio. Por cierto, derivado de la caída de la demanda y del desarrollo de la licuefacción de gas en Estados Unidos producido a su vez por la abundancia de este recurso gracias al 'fracking', hemos asistido a una sorprendente modificación de los suministros de gas a España. Por primera vez en la historia, en el primer semestre de 2020, Estados Unidos ha sido el nuestro mayor proveedor de gas, ligeramente por delante de Argelia.

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Juan Cruz Peña

Todos estos cambios y cifras ponen de manifiesto la magnitud del 'shock' de demanda de energía producido por la crisis, aún no resuelta, del coronavirus. El descenso de precios nos favorece como consumidores, pero la simultánea reducción de ventas y precios disminuye el flujo de caja de las compañías, lo que derivará en una inevitable reducción de inversiones. Como hemos visto, el riesgo inmediato es un retraso en las inversiones necesarias para acometer la transición energética.

Sin embargo, no se trata solo del cambio de modelo energético. Pese al 'shock' de demanda en el que nos hallamos inmersos, pese a que consideremos que el fin del petróleo y del gas es una realidad cercana, pese a que los países desarrollados vayamos a reducir nuestros consumos de combustibles fósiles, la realidad es que las previsiones indican que entre 2020 y 2050 el consumo mundial de petróleo se incrementará en un 20% y el de gas natural en un 40%. Pese a que nos empeñemos en creer lo contrario, el mundo no es eurocéntrico. La carencia de inversiones producirá una inevitable escasez relativa que supondrá, OPEP mediante, las correspondientes subidas de precios. Lo difícil es saber cuándo y cuánto.