El mercado eléctrico está dejando ver este año las dificultades que afrontan las térmicas de carbón para mantener su actividad en el contexto de las políticas que Europa está desplegando para reducir el uso de los combustibles fósiles y la contaminación asociada a ellos. Con el precio de los derechos para emitir CO2 marcando nuevos máximos (27 euros por tonelada), la cuota de generación de las centrales carboneras en España está retrocediendo a la vez que ganan protagonismo los ciclos combinados de gas natural, sus competidores directos.

La participación de las tecnologías fósiles en la dieta eléctrica española se modera siempre en la primavera, cuando, al igual que en otoño, hay más viento y por tanto más actividad de los parques eólicos, que reduce el "hueco térmico" o cuota de la demanda que corresponde cubrir a las centrales denominadas "gestionables" (las que se pueden activar en cualquier momento en que se necesiten). En marzo y abril, la generación eólica se contrajo respecto a la del año pasado, de modo que, en principio, el sitio para las centrales de carbón y gas ha sido mayor. En abril de 2018, con un hueco térmico del 12% (calculado en relación a la generación total), las térmicas de carbón cubrieron el 47% y los ciclos combinados el 53%; en marzo de ese mismo ejercicio, la aportación del carbón había llegado al 51%. Pero este año se ha producido el siguiente giro: aunque el hueco térmico gana dimensión (20% en marzo y 15% en abril, según datos de Red Eléctrica Española), las centrales de gas consiguen una posición hegemónica (72% en marzo y 76,4% de cobertura en abril) ante el retroceso de las plantas térmicas de carbón (28% y 23,6%).

¿Qué explica un vuelco así? "El motivo podría ser el elevado precio del CO2, que emite una señal de coste de oportunidad muy alto para el carbón y, cuando los precios del pool (el mercado mayorista) son reducidos, no resulta rentable producir", subraya un análisis elaborado por la consultora energética ASE. Está ocurriendo además en un contexto de fuerte descenso de los precios internacionales del gas natural y del carbón, relacionado con la sobreoferta (inventarios altos) generada por la caída del consumo el pasado invierno, meteorológicamente suave en Europa.

La opinión de ASE apunta hacia el mercado de bonos de carbono, el mecanismo usado por la Unión Europea para penalizar y reducir las emisiones causantes del cambio climático. Las compañías con centrales de carbón y de gas natural están obligadas a adquirir derechos de emisión que encarecen sus costes. Más en el caso del carbón, que genera un 60% más de CO2 que el uso eléctrico del gas natural. Siendo así, lo que está ocurriendo en ese mercado resta competitividad a las térmicas y da ventaja a los ciclos combinados: el precio de la tonelada de carbono alcanzó el pasado miércoles los 27,15 euros por tonelada, nuevo máximo histórico, tras una subida del 33% en dos semanas. Desde 2017, el precio se ha multiplicado por seis.

Tal escalada no se justifica por restricciones relevantes en la oferta de bonos, que sí se producirán desde 2021. Es más, la cotización está disparada a pesar de que existe un excedente de derechos cifrado en 2.000 millones de toneladas. Las firmas de análisis están asociando la evolución del precio del CO2 a operaciones financieras en un mercado con un protagonismo creciente de intermediarios y bancos de inversión y en el que, según algunas lecturas, están influyendo también factores geopolíticos como la situación del Brexit.