El precio del carbono en Corea del Sur supera los 30.000 wones y presiona a la generación con carbón

El precio de los derechos de emisión en Corea del Sur ha subido por encima de los 30.000 wones, un umbral a partir del cual la generación con carbón empieza a perder la ventaja de costes que ha sostenido su papel en el mix eléctrico del país. Hans Economy informa de que la presión irá en aumento: en el cuarto periodo de planificación del régimen nacional de comercio de emisiones (K-ETS), la proporción de asignación onerosa en el sector eléctrico subirá por etapas.

El coste del carbono golpea sobre todo al carbón

El mecanismo es directo. Las centrales de carbón emiten bastante más dióxido de carbono por unidad de electricidad que los ciclos de gas, de modo que cada encarecimiento de los derechos amplía la brecha de coste de carbono entre ambas tecnologías. Como las centrales se despachan en función de su coste variable, un precio del carbono lo bastante alto desplaza al carbón hacia abajo en el orden de mérito y al gas hacia arriba. Por encima de los 30.000 wones, según Hans Economy, esa presión sobre la competitividad del carbón ya resulta visible.

La señal para recortar la generación con carbón es inequívoca, escribe la publicación. La dificultad está en con qué sustituirlo y a qué precio.

La asignación onerosa sube en el cuarto periodo

En el K-ETS, las empresas cubiertas reciben gratis una parte de sus derechos y deben comprar el resto. Para las generadoras, la proporción que hay que pagar aumentará por etapas durante el cuarto periodo de planificación. El efecto práctico es que una parte creciente de cada tonelada emitida se convierte en desembolso de caja en lugar de en un derecho gratuito, y el precio del carbono entra directamente en el coste operativo.

• un mayor volumen de derechos comprados a precio de mercado en lugar de recibidos gratis;
• el gasto de carbono incorporado al coste variable de cada megavatio hora generado con carbón;
• mayor exposición de los resultados de las generadoras a las oscilaciones del precio de los derechos;
• un incentivo más fuerte para desplazar carga hacia plantas menos emisoras allí donde la capacidad lo permita.

Los dos factores se suman: sube el precio por tonelada y sube también el número de toneladas que hay que pagar.

El sustituto tampoco es barato

El reemplazo evidente de la carga base de carbón es el gas natural licuado, pero Hans Economy señala que los precios del GNL también han subido, de modo que cambiar de combustible no abarata automáticamente la generación. Corea del Sur importa prácticamente la totalidad de ambos combustibles, y un paso duradero del carbón al gas trasladaría el volumen de compra de los proveedores de carbón térmico a los de GNL, en vez de reducir la dependencia de las importaciones.

El combustible no es toda la factura. La transición exige además inversión en sistemas de almacenamiento de energía (ESS) y en la red de transporte, informa la publicación, porque un mix con más gas y renovables necesita una flexibilidad y una capacidad de red que el parque de carbón no requería.

La incógnita pendiente es quién paga

Hans Economy plantea el coste del reemplazo como el asunto sin resolver: la señal de precio funciona, pero la factura de la sustitución —combustible, almacenamiento, redes— no tiene un titular acordado. Los candidatos son los márgenes de las generadoras, las tarifas eléctricas que pagan la industria y los hogares, y el presupuesto público.

Para los participantes del mercado, las variables a seguir son la trayectoria del precio de los derechos por encima de los 30.000 wones, el ritmo al que sube la asignación onerosa en el cuarto periodo de planificación, las condiciones de aprovisionamiento de GNL y el calendario de construcción de almacenamiento y red. De ello depende la rapidez con que la capacidad de carbón pase de operar a quedar en reserva y qué parte de la demanda energética importada por Corea se desplace del carbón al gas.