Boletín de Energía y Sociedad  Número 39, 22 de octubre de 2010  www.energiaysociedad.es CONTENIDO 

22 de octubre de 2010 Número 39 Boletín de Energía y Sociedad Número 39, 22 de octubre de 2010 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 El Consejo de Ministros aprueba el real decreto por el que se aprueba el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro.
p. 2 Reflexiones de interés
p. 5 p. 5 p. 8 El futuro del ciclo del combustible nuclear.
Análisis de la política energética del gobierno de Obama.
Evolución de los mercados energéticos
p. 11 EN ESTE NÚMERO… ...presentamos como novedad la aprobación del Real Decreto 1221/2010, por el que se aprueba el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro. Este real decreto, que cuenta con el visto bueno de la Comisión Europea, garantiza prioridad de despacho a una determinada cantidad de energía eléctrica generada por centrales que quemen carbón nacional por motivos de seguridad de suministro. En el apartado de reflexiones, presentamos un informe multidisciplinar del Massachussets Institute of Technology en el que se analiza el futuro del ciclo del combustible nuclear, centrándose en los desarrollos recientes relacionados con aspectos técnicos, regulatorios y políticos relativos al ciclo del combustible nuclear con el objetivo de identificar las alternativas técnicas existentes en el corto plazo para impulsar los programas nucleares en EE.UU. Además, presentamos un artículo publicado por el James Baker III Institute for Public Policy, de la Universidad de Rice (Texas, EE.UU.) en el que se realiza un análisis de las iniciativas adoptadas en materia de política energética del gobierno de Barack Obama en el primer año de su legislatura. La autora del informe argumenta que, aunque el gobierno de Obama ha desarrollado una estrategia coherente para las próximas décadas, no está implementado políticas que resuelvan los retos energéticos a los que se enfrenta Estados Unidos en el corto plazo, en un horizonte de 3 a 5 años, en la fase de transición desde una economía basada en combustibles fósiles a una con bajas emisiones. El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses durante el periodo analizado (del 7 al 21 de octubre) aumentó casi un 3% respecto de la quincena anterior. El precio de referencia del carbón en Europa (API2 ARA) aumentó un 3% en los vencimientos a corto plazo, mientras que el precio spot del gas natural en NBP cayó ligeramente. El precio spot de la electricidad en España y Portugal desciende, mientras que los precios en el resto del continente registran crecimientos, en especial en el mercado francés (+13,1%). www.energiaysociedad.es 1
22 de octubre de 2010 Número 39 Novedades en el sector El Consejo de Ministros aprueba el real decreto por el que se aprueba el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro. El Consejo de Ministros aprobó el viernes 1 de octubre el Real Decreto 1221/2010 por el que se aprueba el mecanismo de resolución de restricciones por garantía de suministro. Este real decreto, que cuenta con el visto bueno de la Comisión Europea, garantiza la prioridad en el despacho a una determinada cantidad de energía eléctrica generada por centrales que quemen carbón nacional. Enlace: Real Decreto 1221/2010, de 1 de octubre, por el que se modifica el Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, por el que se establece el procedimiento de resolución de restricciones por garantía de suministro y se modifica el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
El Real Decreto 1221/2010 modifica el Real Decreto 134/2010 para cumplir con las restricciones impuestas por la Comisión Europea (CE) tras la revisión del contenido de este último.1 La normativa, que tiene carácter transitorio, con vigencia hasta el 31 de diciembre de 2014 como máximo, crea un nuevo servicio de ajuste, llamado “resolución de restricciones por garantía de suministro” (RGS, en adelante). Su objetivo, de acuerdo con su exposición de motivos, es reforzar la garantía de suministro en el sistema eléctrico español “...manteniendo abierta la opción de los combustibles de origen autóctono...”2 Mediante este nuevo servicio se asegura que determinadas centrales que consumen carbón nacional tendrán prioridad en el despacho3, garantizándose una determinada demanda tanto a las centrales de carbón nacional como – en consecuencia – a los productores de este combustible. Adicionalmente, el Real Decreto fija tanto el precio unitario que recibirán las centrales de carbón nacional por proveer este nuevo servicio (basado en sus costes totales), como el que recibirán los productores de este combustible (igual al precio recibido en 2009, incrementado en un 2% anual). Por tanto, el Real Decreto incide tanto sobre la cantidad como sobre el precio de las centrales de carbón nacional y de los productores de este combustible. 1
Aunque el Real Decreto 134/2010 se publicó en el BOE, su entrada en vigor se supeditó a la verificación por parte de la CE de que su contenido se ajustaba a la normativa comunitaria. El día 29 de septiembre de 2010, la CE anunció que el mecanismo de entrada en funcionamiento preferente para las centrales de carbón autóctono era compatible con el Tratado de la Unión Europea.
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Entre otros argumentos utilizados por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio para justificar la necesidad de la medida se incluyen los siguientes: (a) que el sistema eléctrico español está evolucionando con el objetivo de cumplir con los compromisos adquiridos para el año 2020 en reducción de emisiones y producción eléctrica a partir de fuentes de energía renovable, (b) el nivel de aislamiento con el resto de sistemas eléctricos europeos, debido a la escasa capacidad de interconexión con Francia y (c) que la crisis económica ha llevado a una fuerte caída de la demanda eléctrica, reduciendo las horas de funcionamiento de las centrales de carbón. 3
De acuerdo con la Ley 45/1997, del Sector Eléctrico, y en línea con las directivas europeas, el Gobierno está habilitado para establecer los procedimientos, compatibles con el mercado de libre competencia en producción, para garantizar el funcionamiento de aquellas unidades de producción de energía eléctrica que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas hasta un límite del 15 % de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad demandada en el sistema cada año. www.energiaysociedad.es 2
22 de octubre de 2010 Número 39 El Real Decreto y sus Anexos establecen: ‐ Las centrales de carbón nacional que quedan obligadas a participar en este nuevo servicio como unidades vendedoras (Soto de Ribera 3, Narcea 3, Anllares, La Robla 2, Compostilla, Teruel, Guardo 2, Puentenuevo 3, Escucha y Elcogás). ‐ La obligación de estas centrales de presentar a la Comisión Nacional de Energía (CNE) una carta de compromiso de adquisición de carbón autóctono hasta 2012 firmada por cada uno de los suministradores, incluido el gestor del almacenamiento estratégico temporal de carbón. ‐ La obligación de separar la contabilidad de las centrales de carbón nacional cuya producción esté sujeta a la provisión del nuevo servicio, debiendo llevar cuentas separadas que diferencien entre los ingresos y costes imputables estrictamente a la generación ligada a la resolución de las RGS. ‐ La metodología de cálculo del precio unitario con el que se retribuirá la energía correspondiente al nuevo servicio. Este precio de retribución será calculado ex‐ante por la Secretaría de Estado de Energía (SEE), según la metodología recogida en el Real Decreto, haciéndolo público mediante resolución. Posteriormente, dicho precio será recalculado por la CNE utilizando la información de las cuentas separadas y auditadas de las centrales de carbón nacional proveedoras del nuevo servicio. Los volúmenes anuales máximos de producción que pueden ser programados con este nuevo servicio se fijan igualmente mediante resolución de la SEE. Así, la provisión del nuevo servicio será inicialmente retribuido al precio unitario calculado ex‐ante por la SEE y posteriormente liquidado al precio calculado ex‐post por la CNE. El procedimiento de resolución de las RGS tiene lugar tras la casación del mercado diario. Como ya se ha expuesto, se garantiza que determinada cantidad de energía generada con centrales de carbón nacional será despachada, independientemente de que ésta haya sido o no casada en el mercado diario. En concreto: a) El Operador del Sistema (OS) determinará semanalmente, y con detalle horario, el programa de funcionamiento de las centrales de carbón nacional proveedoras del nuevo servicio.4 Para ello, el OS tendrá en cuenta la evolución prevista de la demanda y de la programación de las unidades hidráulicas y térmicas, los planes de mantenimiento de las centrales, la reserva de generación prevista, etc. Cada día, el OS anunciará, con anterioridad a la celebración del mercado diario, el programa actualizado de generación de las centrales de carbón nacional. b) Los titulares de cada una de estas centrales estarán obligados a presentar ofertas de venta en el mercado diario por una cantidad de energía igual a la incluida en el programa de funcionamiento elaborado por el OS y a un precio máximo igual al coste variable estimado incluido en la resolución por la que la Secretaría de Estado de Energía calcula ex‐ante el precio 4
Estos planes semanales se basarán, a su vez, en un plan anual con desglose mensual que será actualizado cada mes. www.energiaysociedad.es 3
22 de octubre de 2010 Número 39 unitario de retribución del nuevo servicio. En el caso de que una central de carbón nacional resulte casada en el mercado diario, se le liquidará la diferencia entre dicho precio unitario de retribución y el precio de mercado recibido. c) En caso de que del mercado diario no resulte para las centrales de carbón nacional un despacho que satisfaga el programa de funcionamiento fijado por el OS, se procederá a sustituir parte de la energía casada correspondiente a centrales de carbón no proveedoras del nuevo servicio,5 de fuel y de gas natural, por producción adicional de las centrales de carbón nacional, hasta cumplir el programa de funcionamiento previsto por el OS. d) Esta sustitución, cuando resulte necesaria, se llevará a cabo de acuerdo con el siguiente orden de prelación: (1) primero, se reducirán los programas de las centrales de carbón no proveedoras del nuevo servicio y de las de fuel, teniendo en cuenta el orden de mérito descendente de los niveles de emisión de CO26; (2) posteriormente, se reducirán los programas de las centrales de gas natural de forma proporcional.7 Finalmente, el OS llevará a cabo el proceso de resolución de restricciones técnicas garantizando, en última instancia, que el programa que resulte de la resolución de RGS será viable. La aprobación del RD 1221/2010 supone una intervención sobre el mercado eléctrico que incidirá negativamente en (a) la eficiencia del despacho eléctrico (se prioriza el mismo según criterios diferentes del coste de oportunidad, dando lugar a un mayor coste para los consumidores), (b) el nivel de emisiones de CO2 (se permite sustituir generación poco contaminante con centrales de gas natural por generación muy contaminante de centrales de carbón nacional) y (c) la percepción de riesgo regulatorio (que afecta a todas las actividades del sector) Además, resulta incierto el efecto de la medida sobre el precio de la electricidad, pese al anuncio del MITyC de que no habría efecto alguno. La tajante y repetida oposición a la medida tanto de la Comisión Nacional de la Energía como de la Comisión Nacional de la Competencia debería motivar una reflexión por parte del Gobierno acerca del coste neto que para la Sociedad en su conjunto tendrá apoyar al sector del carbón (tiene una necesidad evidente de ser reestructurado y al fomentar la producción se pierden las reservas) que, además, va en contra de la política medioambiental, seguida hasta ahora, de fomento de energías renovables. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad, Mecanismos de ajuste de demanda y producción, Tecnologías y costes de la generación eléctrica.
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Fundamentalmente, las centrales que queman carbón importado. 6
La CNE supervisará y hará públicos los valores de las emisiones de CO2 de cada una de las centrales térmicas a las que afecte este procedimiento. 7
Inicialmente, el RD 134/2010 preveía una compensación para la energía retirada del programa de casación por el mecanismo de resolución de RGS. Sin embargo, la Comisión Europea consideró necesario eliminar estas compensaciones. www.energiaysociedad.es 4
22 de octubre de 2010 Número 39 Reflexiones de interés El futuro del ciclo del combustible nuclear. El Massachussets Institute of Technology (MIT) ha publicado un informe multidisciplinar en el que se analiza el futuro del ciclo del combustible nuclear. Este informe, el tercero de una serie dedicada a la energía nuclear en los últimos años, se centra en los desarrollos recientes relacionados con el ciclo del combustible nuclear en diversas partes del mundo con el objetivo de identificar las alternativas técnicas existentes en el corto plazo para impulsar los programas nucleares en EE.UU. y sus implicaciones políticas y económicas, elaborando una serie de recomendaciones prácticas. Enlace: MIT, “The Future of the Nuclear Fuel Cycle. An Interdisciplinary MIT Study”, septiembre de 2010.
El nuevo informe multidisciplinar del MIT8 sigue la estela de los estudios “The Future of Nuclear Power” (2003) y “Update of the Future of Nuclear Power” (2009), centrados en evaluar el papel relevante de la energía nuclear como una de las opciones para alcanzar de manera efectiva una economía baja en carbono. Los avances de la industria nuclear en los últimos años y de la regulación medioambiental en muchas partes del mundo ponen de relieve el papel que jugaría la energía nuclear en el futuro como una opción tecnológica sin emisiones de CO2 que podría ser desplegada en todo el mundo a una escala que tendría impacto material en la mitigación de los efectos del cambio climático. Además de superar los retos relacionados con su viabilidad económica, la expansión de la potencia nuclear dependerá de cuestiones como la seguridad y fiabilidad de las instalaciones, los riesgos derivados de la proliferación de la tecnología nuclear o la evolución del ciclo del combustible nuclear (qué tipo de combustible, qué tipo de reactores, cómo se trata el combustible utilizado y cuál es el mecanismo de almacenamiento de los residuos nucleares en el largo plazo). Esbozar respuestas a las preguntas relacionadas con el ciclo del combustible nuclear es el principal objetivo del informe del MIT. El estudio comienza revisando la viabilidad económica de la tecnología nuclear, ya analizada en el informe de 2003y revisada en 2009, manteniendo la misma conclusión: para superar el mayor coste financiero derivado de la incertidumbre asociada a la construcción de nuevas centrales nucleares en relación con otras tecnologías debería acelerarse la implementación de un programa de incentivos a 8
En la elaboración del estudio han participado profesores de universidad de departamentos de química, ingeniería, ciencia nuclear, economía y empresa o física. El grupo “MIT Fuel Cycle Study”, cuyo director ejecutivo es uno de los directores del estudio, tiene un comité de asesores entre los que se incluyen representantes de grandes corporaciones e instituciones financieras (p. ej., Exelon Corporation o Barclays) y de instituciones gubernamentales o independientes –Nuclear Energy Institute, U.S. National Academy of Engineering, Electric Power Research Institute (EPRI), etc. El estudio está financiado en parte por el EPRI, el Nuclear Energy Institute, Areva, GE‐Hitachi, Westinghouse, el Idaho National Laboratory, entre otros. www.energiaysociedad.es 5
22 de octubre de 2010 Número 39 los nuevos entrantes (“first movers”) que permitiera revelar el coste de construcción de la nueva generación de reactores. Estos programas de incentivos deberían abarcar únicamente las primeras unidades (entre 7 y 10 nuevas centrales). Tras analizar los aspectos relacionados con el coste actual de la tecnología nuclear, el grueso del informe se centra en el análisis del ciclo del combustible. La primera conclusión relevante en este sentido es que no existirá escasez de uranio en un horizonte de, al menos, cien años. Por esta razón, los beneficios del reciclado del combustible nuclear son relativamente bajos, especialmente debido a que existen métodos validados científicamente para gestionar los residuos nucleares. El informe recomienda centrarse en un ciclo de uso único del combustible, centrando los esfuerzos de investigación en incrementar la eficiencia de la tecnología y en reducir su coste. La segunda conclusión relevante sobre el ciclo del combustible nuclear es que el almacenamiento de largo plazo permite mantener la opción sobre potenciales usos futuros del combustible a un coste bajo. Por tanto, deberían dedicarse recursos a confirmar que los almacenamientos centralizados o geológicos (y las necesidades de transporte del combustible que implican) ofrecen los estándares de seguridad deseados. En cualquier caso, algunos de los componentes más radiactivos del combustible utilizado, con largas vidas medias, deberán almacenarse necesariamente en depósitos geológicos permanentes, por lo que debe iniciarse cuanto antes el desarrollo de este tipo de almacenamientos. De acuerdo con el estudio, los programas nucleares en EE.UU. y en Europa no cumplen con criterios básicos sobre la organización legal, institucional y regulatoria necesaria para acometer un programa de gestión de residuos nucleares en el largo plazo. En este sentido, el informe del MIT considera necesario crear una organización cuasi‐gubernamental dedicada específicamente a la gestión del combustible usado y dedicar recursos a (1) integrar la gestión de residuos en el diseño del ciclo del combustible, (2) desarrollar el conocimiento sobre la gestión de residuos y (3) crear un sistema de gestión de residuos integrado que clasifique todos los residuos en función de su composición y defina vías de gestión para cada uno de ellos en función de los riesgos que conlleve. El informe del MIT considera que no existe en la actualidad suficiente información para elegir, de forma eficiente, los mejores ciclos de combustible (abiertos, cerrados o parcialmente cerrados con reciclado limitado)9 y tecnologías. La evidencia disponible sugiere que las transiciones en los ciclos del combustible llevan duran entre 50 y 100 años, que existen suficientes recursos de combustible al menos para este siglo y que el desarrollo masivo del ciclo cerrado (iniciado con plutonio) requeriría la construcción de muchos reactores de agua ligera (“light water reactors” o LWRs)10. Una de las conclusiones del informe es que los reactores con tasas de conversión del material radiactivo 9
La expresión “ciclo abierto” se refiere a la utilización del combustible una única vez (con el posterior almacenamiento del residuo nuclear). Un “ciclo cerrado” implica la reutilización del combustible hasta el agotamiento de su capacidad de fisión. 10
Los reactores de “agua ligera” utilizan agua común en los procesos de refrigeración. www.energiaysociedad.es 6
22 de octubre de 2010 Número 39 cercanas a uno11 pueden permitir desarrollar ciclos de combustible cerrados de forma más eficiente, incrementando las alternativas tecnológicas y reduciendo los costes de inversión.12
La seguridad de los programas nucleares frente a los riesgos derivados de su proliferación es otro de los aspectos que analiza el informe del MIT. Entre las recomendaciones que realiza el informe al respecto se incluyen la necesidad de desarrollar programas de “leasing” de combustible nuclear con un horizonte de largo plazo (diez años o más) a países con programas nucleares de pequeña dimensión, ofrecer incentivos financieros para evitar que se enriquezca uranio o establecer mecanismos de cooperación para desarrollar tecnologías de reactores de última generación. En la última parte del informe, los investigadores del MIT se centran en los aspectos relacionados con las actividades de I+D y los proyectos piloto. Entre las prioridades de los programas de I+D que deberían ponerse en marcha cuanto antes destacan (a) la investigación de combustibles y reactores de “agua ligera” de alto rendimiento, (b) el desarrollo de nuevas opciones de tratamiento y gestión de residuos nucleares, (c) el desarrollo de la capacidad de modelización y simulación para analizar los costes y beneficios de las distintas opciones tecnológicas, (d) la extensión de las aplicaciones energéticas y tecnológicas de la energía nuclear, incluyendo la provisión de calor a procesos industriales y el desarrollo de reactores modulares y (e) desarrollar la infraestructura necesaria para favorecer las actividades de I+D. El MIT estima que serían necesarios recursos financieros en el orden de 1.000 millones de dólares al año para apoyar los programas de infraestructuras e I+D y financiación adicional para los programas piloto. El estudio del MIT sobre el futuro del ciclo del combustible nuclear hace énfasis en las principales cuestiones que deben resolverse para superar las barreras actuales al desarrollo de la energía nuclear, partiendo de la base de que una expansión significativa de esta tecnología en las próximas décadas tendría efectos tangibles sobre el nivel de emisiones y, por tanto, sobre la lucha contra el cambio climático. El estudio científico de los beneficios y costes de las distintas tecnologías y de las distintas opciones para el tratamiento de los residuos resultará esencial para fomentar un debate que permita tomar decisiones informadas en el medio plazo sobre el futuro de la energía nuclear. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio climático a futuro y el sector eléctrico.
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Ratio entre la cantidad de material producido en la fisión y el material radiactivo antes de la reacción nuclear. 12
Los reactores que tradicionalmente se utilizan en los ciclos cerrados de combustible suelen utilizar uranio enriquecido o plutonio y tienen costes más elevados. www.energiaysociedad.es 7
22 de octubre de 2010 Número 39 Análisis de la política energética del gobierno de Obama. La investigadora Amy Myers Jaffe, del James Baker III Institute for Public Policy, de la Universidad de Rice (Texas, EE.UU.) publicó hace unos meses un artículo en el que realizaba un análisis de las iniciativas adoptadas en materia de política energética del gobierno de Barack Obama en el primer año de su legislatura. Aunque la visión del gobierno de Obama de llevar a cabo una transición de largo plazo hacia una economía más limpia es loable y ha dado lugar a una estrategia coherente para las próximas décadas, no se han implementado todavía políticas que resuelvan los retos energéticos a los que se enfrenta Estados Unidos en el corto plazo, en un horizonte de 3 a 5 años, en la fase de transición desde una economía basada en combustibles fósiles a una con bajas emisiones. Enlace: Amy Myers Jaffe, “Energy Policy in the Obama Administration: A Year in Review”, James A. Baker III Institute for Public Policy, Rice University, 4 de junio de 2010.
La estrategia energética del gobierno de Barack Obama tiene como principal objetivo reducir la dependencia de las importaciones de petróleo a través de programas de apoyo a las energías limpias que generen empleo en EE.UU. En esta línea, el gobierno norteamericano asignó 80.000 de los 787.000 millones de dólares de fondos que aportó la American Recovery and Investment Act de 2009 para promover la innovación y la eficiencia energética y apoyar la expansión de los biocombustibles en EE.UU.13 Además de los estímulos a la inversión, el gobierno de Obama apoyó en el primer año de su legislatura el desarrollo de proyectos piloto de carbón limpio, con captura y almacenamiento de CO2, trató de impulsar normativa que facilite la financiación de inversiones en energía nuclear y buscó endurecer la legislación federal sobre emisiones contaminantes, proponiendo estándares de consumo y emisiones más restrictivos para los vehículos, por ejemplo, o dándole más preponderancia a la Environmental Protection Agency (EPA), de manera que permita superar el bloque que la minoría republicana ha impuesto para el desarrollo de las iniciativas legislativas en el Senado. Según la autora del artículo, la política energética del gobierno de Obama responde a una estrategia coherente en el largo plazo, sin tener en cuenta suficientemente los retos energéticos a los que se enfrenta la economía norteamericana en el corto plazo. El análisis de la política energética del gobierno de Obama en el primer año de legislatura se centra en cuatro ejes: (a) energías alternativas, (b) gas natural, (c) eficiencia energética y (d) redes inteligentes. La estrategia energética del gobierno de Obama y las energías alternativas. Con su propuesta de presupuesto federal para el año 2011 el Presidente Obama busca apoyos para reducir los incentivos fiscales a las empresas de los sectores petrolero, del gas natural y del carbón (hasta 40.000 millones de dólares a lo largo de la próxima década) y eliminar otras ayudas orientadas a subvencionar la investigación en tecnologías de gas natural. Pese a estas medidas que, según Myers Jaffe, ignoran el papel crucial que podría desempeñar el gas natural en el futuro energético de EE.UU. en el corto y 13
De acuerdo con las estimaciones gubernamentales, este programa de estímulo daría lugar a inversiones en infraestructuras de energía limpia por valor de 150.000 millones. www.energiaysociedad.es 8
22 de octubre de 2010 Número 39 medio plazo, el incremento en las asignaciones de recursos financieros dedicados a la promoción de energías limpias es modesto, dando lugar a un nivel de gasto en energías limpias muy bajo en comparación con el reto que supone transformar la matriz energética de EE.UU. y en comparación con el esfuerzo que están realizando otros países, como China o los Estados miembros de la Unión Europea. Según Myers Jaffe, los retos a los que se enfrenta Obama a la hora de recabar apoyos para aprobar legislación energética y medioambiental, la infraestructura energética existente y el tiempo necesario para reemplazarla implica que, necesariamente, EE.UU. tendrá una gran dependencia de combustibles fósiles en las próximas décadas. Por ello, resulta necesario complementar la estrategia energética en el largo plazo con una “hoja de ruta” en un horizonte entre 2 y 10 años que permita garantizar la seguridad energética en el periodo de transición hacia el nuevo marco energético, basado en energías limpias. En los últimos meses, el accidente del Golfo de México ha puesto de relieve la dificultad que supondrá garantizar recursos domésticos de petróleo sin que se asuman riesgos medioambientales muy elevados. En este contexto, resulta difícil que el gobierno de Obama pueda articular en el corto plazo un paquete legislativo con amplio apoyo para fomentar el desarrollo de las energías limpias y, simultáneamente, reducir la dependencia de las importaciones de petróleo. El excesivo énfasis, en opinión de Myers Jaffe, en el desarrollo de los biocombustibles es otra de las políticas que ignoran el papel central del gas natural en el medio plazo, consumiendo muchos recursos financieros con resultados limitados en términos de diversificación energética. El papel del gas natural en el corto y medio plazo. EE.UU. tiene amplias reservas de gas natural, que podrían utilizarse como solución para realizar una transición desde un sector energético con una elevada dependencia del petróleo y del carbón a uno en el que jueguen un papel relevante las tecnologías no contaminantes. Además de las infraestructuras de regasificación de GNL que se pusieron en operación en EE.UU. en la década de los 2000 como respuesta a la situación de escasez de oferta (9 nuevas plantas y ampliación de 2 ya existentes), la oferta de gas natural se ha expandido considerablemente con el desarrollo de la industria del gas “no convencional”, como el “shale gas”, que se encuentra en formaciones de roca no porosa a baja profundidad y puede extraerse a un coste inferior a los precios actuales en el mercado, lo que está disparando la producción de esta fuente. Según Myers Jaffe, la expansión de la industria del gas no convencional ha sido posible gracias a las decisiones de pequeñas compañías energéticas independientes que, apoyadas en normativa contable favorable,14 asumieron los riesgos técnicos y económicos ligados a estas explotaciones. La disponibilidad de gas natural con costes bajos de producción implicará la posibilidad de reducir las importaciones de petróleo y reducir las emisiones contaminantes en el corto y medio plazo, dado que aumentarán los incentivos a sustituir generación eléctrica a partir de derivados de petróleo y de carbón por generación a partir de gas natural. El impulso a la eficiencia energética. Según Myers Jaffe, la política energética de EE.UU. ha puesto énfasis históricamente en incrementar la oferta, más que en reducir el crecimiento del consumo. Como consecuencia, por ejemplo, EE.UU., con el 5% de la población mundial, consume el 33% de 14
La legislación sobre costes de perforación permitía capitalizar o no determinados costes ligados al desarrollo de este tipo de instalaciones e incurridos con anterioridad a la explotación del activo, generando incentivos fiscales que fomentaban las inversiones. www.energiaysociedad.es 9
22 de octubre de 2010 Número 39 todo el petróleo utilizado para el transporte por carretera. En 2007, el Congreso de EE.UU. aprobó nuevos estándares de consumo de gasolina para nuevos vehículos (15,1 km por litro de gasolina ó 6,6 litros por 100 km) y el gobierno de Obama trata de aprobar normativa federal para hacer el nuevo estándar vinculante para los vehículos de transporte de pasajeros en el año 2016. Entre las medidas que pueden adoptarse para incrementar la eficiencia en el consumo energético, según la autora del informe, se encuentran las medidas fiscales y el fomento del transporte público. Muchos gobiernos en Asia y Europa han conseguido reducir el consumo de petróleo a través de impuestos indirectos sobre el consumo de derivados del petróleo. Según Myers Jaffe, en EE.UU., un incremento de los impuestos sobre la gasolina de unos 13 céntimos de dólar por litro podría reducir de forma significativa la demanda de gasolina en el largo plazo. Los estados y los municipios, por otro lado, son los principales responsables de la financiación de las infraestructuras de transporte y están incrementando las tasas de imposición sobre el consumo de combustible para mejorar las infraestructuras y fomentar el uso del transporte público. Los beneficios de las redes inteligentes. La American Recovery and Investment Act asignó 4.500 millones de dólares para mejorar las redes eléctricas y financiar proyectos piloto de redes inteligentes. Según el artículo, las principales ventajas de las redes eléctricas actualizadas con tecnologías modernas son el incremento de la eficiencia en la operación de las redes y en las decisiones de consumo por parte de los agentes (a través de señales de precios más eficientes, equipamientos inteligentes –como termostatos automáticos—, etc.). Según Myers Jaffe, el marco regulatorio de las empresas de redes en EE.UU. debería modificarse para crear incentivos a una mayor eficiencia energética (p. ej., con esquemas que bonifiquen las reducciones de costes, etc.) En la última parte del artículo, Myers Jaffe argumenta que la implementación de una estrategia energética de largo plazo deberá basarse en un equilibrio entre la financiación privada (inductora de innovación y mejoras en el sector energético) y las políticas públicas para incentivar las inversiones (p. ej., a través de subsidios, estándares regulatorios, etc.). Además de valorar cuidadosamente los beneficios y costes ligados a los distintos esquemas de regulación, el gobierno de EE.UU. debe garantizar la coherencia entre la estrategia de largo plazo de fomento de una economía baja en carbono y una estrategia a corto y medio plazo (en el horizonte entre 2 y 10 años) que genere una transición suave y con beneficios netos para los consumidores. El análisis de Myers Jaffe pone de relieve la necesidad de garantizar la coherencia entre la política energética de largo plazo (centrada en la reducción de emisiones contaminantes y en la eficiencia energética) y las políticas de corto y medio plazo, que deben garantizar una transición que permita alcanzar los objetivos medioambientales a un coste razonable y sin comprometer la seguridad de suministro o la seguridad en la operación del sistema. En este sentido, tanto el gas natural como la tecnología nuclear deberán jugar un papel muy relevante en un horizonte de medio plazo en un sistema eléctrico como el español. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Seguridad de suministro y diversificación energética, Objetivos de producción con fuentes renovables en la UE y en España, El valor de la flexibilidad de los ciclos combinados de gas natural, Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado.
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22 de octubre de 2010 Número 39 Evolución de los mercados energéticos El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses durante el periodo analizado (del 7 al 21 de octubre) aumentó casi un 3% respecto del nivel medio registrado durante la quincena anterior, alcanzándose para los contratos a 1 y 3 meses precios medios de 83,4 $/bbl y 84,0 $/bbl, respectivamente. Los precios medios de los contratos del carbón europeo (API2 ARA) con vencimiento en el mes de noviembre y en el primer trimestre del próximo año (Q1 2011) registraron crecimientos de en torno al 3,3% respecto a la quincena anterior, lo que los llevó a alcanzar los 99,3 $/t y los 99,6 $/t, respectivamente. Los precios del gas natural en NBP (hub del Reino Unido) cayeron ligeramente en las entregas en noviembre (‐1,4%), siendo algo mayores los descensos en los precios de las entregas en Q1 2011 (‐3,2%). En el caso de los derechos de emisión de CO2, el precio medio del contrato EUA‐10 aumentó ligeramente (+0,64% respecto de la quincena anterior, situándose en los 15,4 €/t). Por otra parte, los precios de spot de la electricidad en la Península Ibérica continúan descendiendo mientras que los precios en el resto del continente registran crecimientos, en especial en el mercado francés (+13,1%). En el periodo analizado, los precios del barril Brent se han asentado en el rango de los 80‐85 $/bbl, impulsados por la mejora de las expectativas en los mercados y sostenidos por un ligero aumento en la demanda. Así, los precios medios quincenales se sitúan para los vencimientos a 1 y 3 meses en 83,4 $/bbl y 84,0 $/bbl, acumulando crecimientos sobre la quincena anterior del 2,8% y el 2,1%, respectivamente. El carbón europeo API2 ARA acompaña al petróleo en esta tendencia alcista, llegando a superarse los 100 $/t en lo últimos días para los vencimientos en noviembre y Q1 2011, los precios medios registrados fueron de 99,3 $/t y 99,6 $/t (+3,3% y +1,7%, respectivamente). Los precios a corto plazo del gas natural en el Reino Unido (NBP) mantuvieron cierta estabilidad, con ligera tendencia bajista, durante la quincena analizada. Los precios medios se situaron durante este periodo en los 18,3 €/MWh y 19,3 €/MWh para los contratos con entrega en noviembre y en Q1 2011 (‐1,4% y ‐3,2% respecto de la quincena anterior, respectivamente). En el mercado de referencia en EE.UU (Henry Hub) los precios mantienen la tendencia descendente en los vencimientos para el mes siguiente, acumulando una depreciación en esta quincena de un 8%, lo que amplía aún más la prima de los precios europeos respecto de los de este mercado. En el mercado de derechos de emisión de CO2, el precio del contrato con vencimiento en diciembre de 2010 se mantuvo estable, con un precio medio de 15,4 €/t frente a los 15,3 €/t de la quincena anterior. www.energiaysociedad.es 11
22 de octubre de 2010 Número 39 La evolución de los precios spot de la electricidad en Europa varió entre la caída en los precios de la Península Ibérica, que recuperan la referencia de los 45 €/MWh, y la subida en el resto de precios europeos, en especial el mercado francés, donde la confluencia de indisponibilidades nucleares con bajas temperaturas y las últimas huelgas disparó los precios. En los mercados a plazo, se extrapola la escalada de los precios franceses a los contratos a futuro mientras que en España y Alemania se registran ciertos decrecimientos en los precios forward. El precio en España del contrato Q1 2011 se situó en 46,0 €/MWh, mientras que el precio del contrato Cal 2011 se situó en 45,3 €/MWh. Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. Precio medio spot (€/MWh) 07/10‐21/10 22/09‐06/10 Variación (%) España OMIE 43,61 45,52 ‐4,19% Portugal OMIE 45,21 46,46 ‐2,69% Francia 56,60 50,06 13,07% Alemania 52,44 49,96 4,98% Italia GME 65,46 64,39 1,66% Nord Pool 50,13 49,10 2,11% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE. Tabla 2. Evolución de las cotizaciones medias a plazo de los combustibles (petróleo, gas y carbón) y de los derechos de emisión de CO2. Unidades 07/10‐21/10 22/09‐06/10 % Var. Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 83,38 81,11 +2,80% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 84,00 82,21 +2,18% Gas natural (NBP) entrega en Nov. 2010 €/MWh 18,31 18,56 ‐1,37% Gas natural (NBP) entrega en Q1 2011 €/MWh 19,34 19,98 ‐3,19% Carbón API2 ARA entrega en Nov. 2010 $/t 99,32 96,13 +3,32% Carbón API2 ARA entrega en Q1 2011 $/t 99,64 97,95 +1,73% Derechos de CO2 entrega en Dic. 2010 €/t 15,43 15,33 +0,64% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 12
22 de octubre de 2010 Número 39 Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa. 100
90
80
70
€/MWh
60
50
40
30
20
10
OMEL (Es paña)
Nord Pool
Francia
GME
Alemania
21‐oct‐10
7‐oct‐10
14‐oct‐10
30‐sep‐10
23‐sep‐10
9‐sep‐10
16‐sep‐10
2‐sep‐10
26‐ago‐10
5‐ago‐10
12‐ago‐10
19‐ago‐10
22‐jul‐10
29‐jul‐10
8‐jul‐10
15‐jul‐10
1‐jul‐10
17‐jun‐10
24‐jun‐10
3‐jun‐10
10‐jun‐10
20‐may‐10
27‐may‐10
6‐may‐10
13‐may‐10
29‐abr‐10
22‐abr‐10
8‐abr‐10
15‐abr‐10
25‐mar‐10
1‐abr‐10
18‐mar‐10
4‐mar‐10
11‐mar‐10
25‐feb‐10
18‐feb‐10
4‐feb‐10
11‐feb‐10
28‐ene‐10
21‐ene‐10
0
OMEL (Portugal )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa. 110
100
90
80
60
50
40
30
20
10
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
GME
Al emania
21‐oct‐10
14‐oct‐10
7‐oct‐10
30‐sep‐10
23‐sep‐10
16‐sep‐10
9‐sep‐10
2‐sep‐10
26‐ago‐10
19‐ago‐10
12‐ago‐10
5‐ago‐10
29‐jul‐10
22‐jul‐10
15‐jul‐10
8‐jul‐10
1‐jul‐10
0
24‐jun‐10
€/MWh
70
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. www.energiaysociedad.es 13
22 de octubre de 2010 Número 39 Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales). 105
22
100
20
95
18
90
16
85
14
80
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Dic‐2010 (€/t, eje dcho.)
11‐oct‐10
21‐oct‐10
1‐oct‐10
21‐sep‐10
11‐sep‐10
1‐sep‐10
22‐ago‐10
2‐ago‐10
12‐ago‐10
23‐jul‐10
3‐jul‐10
13‐jul‐10
23‐jun‐10
3‐jun‐10
13‐jun‐10
24‐may‐10
14‐may‐10
4‐may‐10
14‐abr‐10
24‐abr‐10
4‐abr‐10
15‐mar‐10
25‐mar‐10
5‐mar‐10
23‐feb‐10
3‐feb‐10
13‐feb‐10
24‐ene‐10
4‐ene‐10
14‐ene‐10
25‐dic‐09
10
5‐dic‐09
70
15‐dic‐09
12
25‐nov‐09
75
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange. Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh). 07/10‐21/10 22/09‐06/10 Variación (%) España entrega en Q1 2011 45,98 45,74 ‐0,57% España entrega en 2011 45,34 45,11 ‐3,61% Francia entrega en Q1 2011 57,43 58,48 +15,34% Francia entrega en 2011 51,15 51,94 +16,69% Alemania entrega en Q1 2011 51,15 51,87 ‐2,05% Alemania entrega en 2011 51,15 51,87 +0,31% Fuente: OMIP, Powernext y EEX. www.energiaysociedad.es 14
22 de octubre de 2010 Número 39 Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales). 80
70
€/MWh
60
50
40
30
21‐oct‐10
1‐oct‐10
11‐sep‐10
22‐ago‐10
2‐ago‐10
13‐jul‐10
23‐jun‐10
3‐jun‐10
Alemania
Francia
España
14‐may‐10
24‐abr‐10
4‐abr‐10
15‐mar‐10
23‐feb‐10
3‐feb‐10
14‐ene‐10
25‐dic‐09
5‐dic‐09
15‐nov‐09
20
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en 2011, Cal + 1 (medias semanales). 60
55
45
40
35
España
Francia
21‐oct‐10
1‐oct‐10
11‐sep‐10
22‐ago‐10
2‐ago‐10
13‐jul‐10
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
23‐jun‐10
3‐jun‐10
14‐may‐10
24‐abr‐10
4‐abr‐10
15‐mar‐10
23‐feb‐10
3‐feb‐10
14‐ene‐10
25‐dic‐09
5‐dic‐09
30
15‐nov‐09
€/MWh
50
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