boletin periodico de energia y sociedad numero 52

11 de mayo de 2011 Número 52 Boletín de Energía y Sociedad Número 52, 11 de mayo de 2011 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 Eurostat da a conocer los sectores que más han contribuido a reducir la emisión de gases de efecto invernadero durante la última década.
Reflexiones de interés
p. 2 p. 5 Inversiones necesarias para adaptar las centrales de generación de energía eléctrica como consecuencia de los efectos del cambio climático.
Análisis coste‐beneficio del desarrollo de redes inteligentes.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5 p. 9 p. 12 EN ESTE NÚMERO… ...comentamos como novedad la presentación por parte de Eurostat de estadísticas sobre reducción de emisiones de gases de efecto invernadero en la Unión Europea entre 1999 y 2008. De acuerdo con la información disponible en febrero de 2011, los sectores que contribuyeron positivamente a la reducción de emisiones fueron los de tratamiento de residuos, fabricación y construcción, y agrícola, mientras que otros sectores aumentaron su nivel de emisiones, como la industria energética y los sectores de procesos industriales y del transporte. En el apartado de reflexiones, revisamos un documento elaborado para la DG Energía de la Comisión Europea en el que varias instituciones de investigación analizan las inversiones requeridas en infraestructuras eléctricas a lo largo de las próximas décadas para hacer frente a los riesgos derivados del cambio climático. Según el estudio, el mayor coste de adaptación de las infraestructuras recaerá sobre las tecnologías renovables (hidráulica y eólica terrestre y marina, principalmente) y las redes eléctricas. Además, analizamos un informe reciente del Electric Power Research Institute en el que se realiza un exhaustivo análisis coste‐beneficio de la implementación de redes inteligentes en Estados Unidos. La principal conclusión del informe es que los beneficios potenciales de la implantación de “smart grids” superan con creces los costes de inversión necesarios para desarrollarlas. En los mercados energéticos cayeron los precios de todas las commodities energéticas (petróleo Brent, gas natural y carbón) a excepción de los derechos de emisión de CO2, en parte debido a las expectativas más pesimistas sobre la recuperación económica global. En los mercados de electricidad europeos se registraron incrementos en los precios spot, acompañados de estabilidad en las cotizaciones a plazo. www.energiaysociedad.es 1
11 de mayo de 2011 Número 52 Novedades en el sector Eurostat da a conocer los sectores que más han contribuido a reducir la emisión de gases de efecto invernadero durante la última década. La Unión Europea redujo un 2,4% la emisión de gases de efecto invernadero entre 1999 y 2008, aunque no todos los sectores contribuyeron en el mismo sentido y medida. Los datos de que disponía Eurostat en febrero de 2011 relativos al período en cuestión muestran que los sectores que contribuyeron positivamente a la reducción de emisiones fueron los de tratamiento de residuos, fabricación y construcción, y agrícola, mientras que una serie de sectores aumentaron su nivel de emisiones, como la industria energética y los sectores de procesos industriales y del transporte. Destacan entre los datos que presenta Eurostat la reducción del 22,5% del volumen de emisiones derivadas del tratamiento de residuos sólidos urbanos y el aumento del 5% en las emisiones en el sector del transporte. Enlace: Comisión Europea – Eurostat, “Climate change – driving forces”, 28 de abril de 2011. Eurostat, la Oficina Estadística de la Unión Europea, analiza en este documento las fuentes de emisiones de gases de efecto invernadero1 (GEIs) con el objetivo de determinar cuáles contribuyen más a su reducción. Basándose en los datos recopilados por la Agencia Europea de Medio Ambiente, establece una serie de indicadores que miden el progreso respecto a los objetivos fijados en la Estrategia de Desarrollo Sostenible de la Unión Europea y en los compromisos del Protocolo de Kioto, consistentes, entre otros, en una reducción de emisiones de GEIs del 8% en 2012 y del 20% en 2020 respecto a los niveles registrados en 1990. Los datos disponibles muestran que en el año 2008, la UE‐15 ya había reducido las emisiones un 6,9% respecto a 1990 y la UE‐27 había logrado una reducción del 2,4% respecto a 1999. El análisis de Eurostat se centra en este último período (1999‐2008), tratando con mayor profundidad en el consumo energético y en sectores como los de transportes, tratamiento de residuos y agricultura e investigando la relación entre el PIB y el volumen de emisiones de GEI. Se excluyen de este análisis las emisiones causadas indirectamente por la UE para la producción de bienes en terceros países y su posterior importación, así como las emisiones provenientes de los sectores de aviación y transporte marítimo internacional. Tampoco se analiza la relación entre el nivel de población y las emisiones, ya que, aunque en teoría evolucionan en el mismo sentido, la población de la UE creció un 3,3% en el periodo de análisis, mientras que el volumen total de emisiones se redujo. 1
Dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidrofluorocarburos (HFC), perfluorocarburos (PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6). www.energiaysociedad.es 2
11 de mayo de 2011 Número 52 Durante el período analizado, el consumo de energía de la UE se incrementó un 5,2%, pasando de 1.711 a 1.799 Mtep2, sin embargo, la emisión de GEIs derivados del consumo de energía se redujo un 1,3%, de 3.957 a 3.907 MteCO23; la utilización de combustibles sigue siendo la principal responsable del total de emisiones, representando un 79,1% en 2008, frente al 78,2% de 1999. Este recorte de emisiones, unido a un mayor consumo de energía, indica que en la producción de energía han ganado peso las tecnologías menos intensivas en emisión de GEIs, como las energías renovables o los ciclos combinados, mientras que los combustibles con mayor intensidad de emisiones, como el carbón o el fuelóleo han perdido peso en el mix energético. No obstante, no todos los subsectores responsables del consumo de energía tuvieron la misma evolución en términos de emisiones de GEI, ya que las industrias de la energía y el transporte aumentaron sus emisiones un 3,9% y 5,0% respectivamente (aunque a un ritmo inferior que su consumo, que aumentó 13% y 8% respectivamente), mientras que la industria de la producción y construcción redujo sus emisiones un 10,7% (con una reducción del consumo del 6,7%) y el grupo de otros consumidores de energía, como el sector servicios o el consumo doméstico, redujo sus emisiones un 9,1%. Este descenso, o aumento a menor ritmo que el consumo en algunos casos, es atribuible a mejoras en la eficiencia energética, a la utilización de combustibles menos contaminantes y a la restructuración de la industria productiva y de la construcción. Después de la industria de la energía, que suma un 30,9% del total de emisiones de GEIs, el sector del transporte registra el segundo nivel más elevado de emisiones, con un 19,5% del total. Como ya se ha indicado, aunque el consumo energético del transporte aumentó 8%, su emisión de GEIs sólo creció 3,9%. Dado que el transporte resulta vital para la sociedad y continuará creciendo en las próximas décadas, uno de los principales objetivos de la Estrategia de Desarrollo Sostenible de la Unión Europea es lograr un equilibrio entre los diferentes medios de transporte que permita disminuir el uso de vehículos utilitarios, además de introducir tecnologías de transporte menos contaminantes4. No obstante, este objetivo implica una mayor inversión en infraestructuras que faciliten dicho cambio, algo que por el momento no se ha producido, ya que la inversión en carreteras sigue siendo predominante en este sector, mientras que la inversión en infraestructuras para otros medios de transporte con menor impacto medioambiental, como ferrocarriles, puertos y canales fluviales, decreció ligeramente. El sector que logró una mayor reducción de emisiones de GEI fue el de tratamiento de residuos, con un descenso del 22,5%, que permitió pasar de 179 MteCO2 a 139 MteCO2. La importancia de las emisiones derivadas de los procesos de tratamiento de residuos radica en que el principal GEI que emiten no es el CO2, sino el metano (CH4) (88% del total de emisiones en este sector), un gas con un potencial de calentamiento global 21 veces superior al del CO2. El nivel de emisiones de CH4 depende de la composición de los residuos (aumenta cuanto mayor sea la proporción de material 2
Millones de toneladas equivalentes de petróleo. 3
Millones de toneladas equivalentes de CO2. 4
Vea más información sobre la estrategia de la UE para el sector del transporte en el Boletín Energía y Sociedad número 51. www.energiaysociedad.es 3
11 de mayo de 2011 Número 52 orgánico) y de su tratamiento. El descenso de emisiones a lo largo de esta última década ha sido posible al caer la proporción de residuos destinada a vertederos (que ha pasado del 60% al 40%) y aumentar la destinada al compostaje (del 9% al 17%) y al reciclaje (del 16% al 22,5%), así como la utilización del CH4 de los vertederos como combustible (biogás), con una producción que pasó de 1.779 tep a 7.586 tep. Por otro lado, la emisión de GEIs derivados de actividades agrícolas se redujo un 7,2% durante el período analizado. Dado que las diferentes actividades agrícolas mantuvieron sus cuotas de emisiones respecto del total en el sector agrícola, la reducción de emisiones de GEI se logró mediante un descenso en la población de ganado (vacuno, porcino y bovino) y una caída del 7% en la utilización de fertilizantes nitrogenados. La menor población de ganado lleva a un descenso de emisiones de CH4 por fermentación en el sistema digestivo de los animales y a una reducción en los gases derivados de la descomposición del estiércol (N2O, CH4 Y CO2). Por su parte, el menor uso de fertilizantes nitrogenados ha permitido reducir la emisión de CH4 y N2O. A lo largo del periodo analizado se desvinculó la evolución del PIB de la de la emisión de GEIs en la UE. El crecimiento del PIB entre 1999 y 2008 en la UE fue del 20%, mientras que la emisión de GEIs se redujo un 2,4%, un dato muy relevante considerando que la economía de la UE tiene una gran dependencia de los combustibles fósiles, especialmente para la generación de electricidad, la industria y el transporte. Estos datos ponen de manifiesto que la intensidad de emisiones se ha reducido un 36%, de 601 kg CO2 por cada 1.000 € de PIB a 396 kg, gracias en parte a una mejora de la eficiencia energética, como pone de manifiesto la reducción de intensidad energética del 14%5. También contribuye a esta reducción el mayor peso en la economía de sectores con menor intensidad de emisiones, como el comercio, la intermediación financiera y la restauración. El análisis elaborado por Eurostat pone de manifiesto que en la lucha contra el cambio climático existen numerosas vías de actuación además de las energías renovables y que, a corto plazo, pueden ser incluso más efectivas que éstas en lo relativo al volumen y el ritmo de reducción de emisiones de GEIs. No obstante, el informe no tiene en cuenta las emisiones derivadas de la aviación y el transporte marítimo internacional, que, al no estar sujetas a compromisos internacionales de reducción, han crecido 12,4%, ya que no existen incentivos suficientes para invertir en tecnologías que permitan cambiar la tendencia. El caso de la aviación internacional podría tratarse del más crucial de los dos, ya que el potencial de calentamiento global de sus emisiones es mucho más elevado que cualquier otro medio de transporte debido a la zona de la atmósfera en la que se liberan las emisiones. La introducción de este sector en el mecanismo de comercio de derechos de emisión de CO2 a partir del año 2013 permitirá generar señales económicas para reducir las emisiones en este sector de forma eficiente. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Eficiencia energética y su potencial, El cambio climático y los acuerdos internacionales, Cambio climático a futuro y sector eléctrico. 5
Volumen de energía utilizada por unidad de PIB. www.energiaysociedad.es 4
11 de mayo de 2011 Número 52 Reflexiones de interés Inversiones necesarias para adaptar las centrales de generación de energía eléctrica como consecuencia de los efectos del cambio climático. En un informe elaborado para la DG Energía de la Comisión Europea, varias instituciones de investigación analizan las inversiones requeridas en infraestructuras eléctricas a lo largo de las próximas décadas para hacer frente a los riesgos derivados del cambio climático. Según el estudio, liderado por ECORYS, el mayor coste de adaptación de las infraestructuras (más de 16.400 M€ en total hasta 2080) recaerá sobre las tecnologías renovables (hidráulica y eólica terrestre y marina, principalmente) y las redes eléctricas, mientras que las tecnologías térmicas tendrán costes de adaptación mucho menores, en términos relativos, en parte porque los riesgos derivados del cambio climático suelen tenerse en cuenta en la planificación de las inversiones en estas últimas. Enlace: K. Rademaekers, J. van der Laan et al., “Investment needs for future adaptation measures in EU nuclear power plants and other electricity generation technologies due to the effects of climate change”, ECORYS, NRG y ECN, informe para la Dirección General de Energía de la Comisión Europea, marzo de 2011.
El informe elaborado por ECORYS Nederland BV, en colaboración con el Nuclear Research & Consultancy Group (NRG) y el Energy Research Centre of the Netherlands (ECN), para la DG Energía de la Comisión Europea tiene como objetivo presentar un marco coherente de análisis de riesgos para identificar y evaluar cuantitativamente las necesidades de inversión en las infraestructuras de generación de energía eléctrica como consecuencia del cambio climático. El incremento en la frecuencia de fenómenos meteorológicos extremos, la variación en las temperaturas y el cambio en los ciclos eólicos e hidráulicos regionales implicarán necesidades de inversión adicionales en las infraestructuras de generación y transporte de electricidad para adaptarse a situaciones que podrían implicar tasas de disponibilidad de las instalaciones inferiores a las actuales. El estudio parte de la premisa de que las instalaciones térmicas de generación de energía eléctrica, con una cuota de generación que caerá desde el 85% en 2010 (28% nuclear, 53% de origen fósil y 4% biomasa) hasta el 73% en 2050 según el escenario de referencia de largo plazo de Eurelectric, pueden ser consideradas como un grupo homogéneo de tecnologías en lo relativo al impacto que sufrirán como consecuencia del cambio climático. Además de protección frente al riesgo de inundaciones, las centrales térmicas deben tener garantizada la disponibilidad y fiabilidad de los sistemas de enfriamiento y, en el caso de las centrales nucleares, cumplir con estrictos requisitos de seguridad. Por otro lado, las tecnologías renovables son mucho más heterogéneas en lo que se refiere a las potenciales consecuencias del cambio climático. Destaca, especialmente, el efecto que tendrá el www.energiaysociedad.es 5
11 de mayo de 2011 Número 52 cambio en los ciclos hidráulicos sobre el parque de centrales hidráulicas. Igualmente, las redes eléctricas deberán adaptarse al posible impacto del cambio climático. El estudio de ECORYS analiza el impacto futuro del cambio climático sobre las tecnologías de generación a través de tres escenarios climáticos, definidos para distintas zonas climáticas en Europa (en concreto, cuatro, incluyendo el Báltico, el mar del Norte, centro y este de Europa y región mediterránea) en función de tres parámetros de referencia: temperatura, viento y precipitaciones6. Para caracterizar los potenciales efectos del cambio climático sobre la operación de las tecnologías de generación, se utilizan distintos valores de ocho variables: temperatura del agua y del aire, nivel de precipitaciones, velocidad media del viento, nivel del mar y ocurrencia de eventos extremos como inundaciones, olas de calor y tormentas. El escenario elegido para la evolución del mix de generación en la Unión Europea es el escenario de referencia de largo plazo de Eurelectric7. Según los autores del informe, este escenario es el que mejor refleja los supuestos del escenario A1B del Cuarto Informe de Evaluación del Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático (IPCC)8, el único escenario energético para Europa con horizonte 2050 y que incorpora las políticas energéticas y la planificación aprobada hasta 2020 y, además, es utilizado por la Unión Europea para definir políticas energéticas de largo plazo9. Además, como contraste de los resultados obtenidos en el escenario de referencia, se utiliza un escenario más ambicioso (el escenario “Power Choices” de Eurelectric) Además de utilizar el modelo analítico de valoración de los riesgos derivados del cambio climático, los autores del estudio utilizan información procedente de encuestas realizadas a empresas eléctricas y a distintos grupos de interés relacionados con las distintas tecnologías de generación en los 27 Estados miembros de la Unión Europea sobre la manera en que se identifican y evalúan los riesgos relacionados con el cambio climático en las estrategias empresariales de largo plazo y cómo afectarán, y con qué costes, a la operación habitual de las unidades de generación. En general, la mayor parte de las empresas no analiza de forma separada los riesgos derivados del cambio climático y considera que el impacto del cambio climático sobre la eficiencia de las centrales de 6
Los escenarios para estas tres variables se basan en información proveniente de la base de datos ENSEMBLES RT2b y de una serie de experimentos sobre predicción del clima en Europa financiados por la Comisión Europea (Programa Marco FP6). Los escenarios climáticos basados en estos proyectos de la UE generan previsiones mensuales sobre una serie de variables climáticas para distintas áreas geográficas de la Unión Europea hasta el año 2100. 7
Los escenarios de evolución del mix de generación de Eurelectric se basan en los resultados del modelo PRIMES. En 2007, Eurelectric publicó un estudio sobre el mix de generación en Europa titulado “The Role of Electricity in Europe”, al que siguió el estudio “Power Choices” en 2010, en el que se presentan los dos escenarios analizados en el informe de ECORYS. 8
En este escenario, el efecto de la actividad humana sobre el sistema climático es el más severo de todos los escenarios planteados por el IPCC, por lo que, según los autores del estudio, debe tenerse en cuenta a la hora de planificar las infraestructuras energéticas. El escenario plantea un incremento de las emisiones de gases de efecto invernadero hasta el año 2050, un aumento de la temperatura media del planeta al final del siglo de 3,4ºC y un incremento medio del nivel del mar entre 0,23 y 0,51 metros. Además, este escenario es utilizado habitualmente por la comunidad científica para analizar las consecuencias del cambio climático. 9
Este escenario, sin embargo, no implica una reducción del 80% de las emisiones de gases de efecto invernadero en 2050 (como es el caso del escenario “Power Choices” de Eurelectric). www.energiaysociedad.es 6
11 de mayo de 2011 Número 52 generación existentes será bajo, lo que dará lugar a pequeñas inversiones. Sin embargo, el cambio climático sí afectará al diseño de las centrales futuras. Debido a la dificultad que manifestaron las instituciones y empresas entrevistadas para valorar el coste de los efectos del cambio climático, los autores del estudio realizaron estimaciones de costes verificadas por una muestra representativa de participantes en la encuesta. Los resultados del análisis realizado por ECORYS implican impactos, en términos de inversiones en tecnologías de generación, de carácter severo, mediano y menor en tres fechas de referencia: 2020, 2050 y 2080. Por un lado se identifican inversiones necesarias por impacto severo del cambio climático y ligadas a cambios en cuatro de los indicadores de cambio climático utilizados en el estudio: (a) el descenso en las precipitaciones requerirá inversiones preventivas en las centrales hidroeléctricas en toda la región mediterránea, (b) el incremento en el nivel del mar dará lugar a inversiones preventivas en las instalaciones de energía eólica marina en todos los mares europeos, (c) el incremento en la probabilidad de ocurrencia de inundaciones dará lugar a inversiones preventivas en las centrales térmicas de toda Europa, excepto en la región del mar del Norte y (d) el incremento en la probabilidad de tormentas dará lugar a la necesidad de realizar inversiones preventivas en las redes eléctricas de toda Europa, excepto en la región del mar del Norte. Entre los impactos de magnitud media –lo que implica que las inversiones no son estrictamente necesarias en los escenarios analizados, pero que pueden requerirse si los impactos derivados del cambio climático son mayores que lo esperado— destacan la reducción de la producción de las centrales térmicas por un incremento en la temperatura del agua y los efectos de los cambios en las niveles de precipitaciones (mayores en el norte de Europa, sin cambios en el mar del Norte y en Europa central y menores en el sur de Europa). Finalmente, entre los impactos de carácter leve sobre la operación de las distintas tecnologías de generación de energía eléctrica, destacan la caída de la producción térmica por el incremento en las temperaturas, la caída de la producción eólica (terrestre y marina) en el mar del Norte y en la región mediterránea por el descenso en la velocidad media del viento, el riesgo para las tecnologías geotérmica y solar térmica por concentración y para las redes del incremento en las inundaciones, el descenso en la producción térmica y fotovoltaica y el impacto en las redes debido al incremento en la frecuencia de las olas de calor y el impacto sobre tecnologías como la hidráulica, la solar fotovoltaica, la eólica terrestre y marina o la solar térmica por concentración y sobre las redes del incremento en las tormentas. Los resultados cuantitativos del análisis realizado por ECORYS muestran que los costes totales estimados de adaptación al cambio climático en el escenario de referencia alcanzan los 16.400 M€ para toda la Unión Europea en el horizonte 2080, con grandes diferencias según la tecnología y la región geográfica. Cuando se tiene en cuenta tanto la tecnología como la región geográfica y el parámetro que mide el cambio climático, el estudio muestra que los costes más significativos (con estimaciones superiores a 400 M€) están ligados al descenso en las precipitaciones en la zona mediterránea y a su efecto sobre las centrales hidráulicas, al efecto del descenso en la velocidad www.energiaysociedad.es 7
11 de mayo de 2011 Número 52 media del viento sobre la producción eólica en el centro y sur de Europa y a los efectos de las tormentas sobre las redes en toda Europa (excepto en el mar del Norte). Agregando por tecnología los costes ligados a la adaptación al cambio climático, se observa que el menor impacto (medido en términos relativos, teniendo en cuenta la cuota de generación) recae sobre las centrales nucleares (con un coste total de adaptación de 1.856 M€), seguidas de las centrales térmicas convencionales (3.461 M€), mientras que es hasta 3 veces mayor (en términos relativos) en el caso de las centrales hidráulicas (1.610 M€) y del resto de energías renovables (5.099 M€). Por otro lado, el coste de adaptación de las redes eléctricas ascendería a 4.405 M€. El informe de ECORYS indica que no serán despreciables los efectos que comportará el cambio climático sobre la operación y los costes de las centrales de generación de energía eléctrica en Europa. En adelante, agentes y reguladores deberán ir modificando poco a poco las percepciones y actitudes actuales sobre los potenciales riesgos derivados del cambio climático para adaptar la regulación y el parque de instalaciones de generación a nuevas condiciones operativas en el futuro. El análisis de ECORYS destaca que las inversiones necesarias en centrales térmicas existentes serán relativamente menores, aunque las nuevas centrales térmicas deberán tener en cuenta los efectos de los riesgos meteorológicos sobre los costes de inversión y operación. El mayor impacto del cambio climático recaerá sobre las energías renovables (eólica e hidráulica) debido a los cambios en los patrones eólicos y en los ciclos hidráulicos. Además, las redes eléctricas deberán soportar mayores costes de operación y mantenimiento, debido al incremento en la frecuencia de eventos meteorológicos como tormentas, etc. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Cambio climático a futuro y el sector eléctrico. www.energiaysociedad.es 8
11 de mayo de 2011 Número 52 Análisis coste‐beneficio del desarrollo de redes inteligentes. El Electric Power Research Institute (EPRI) acaba de publicar un informe en el que presenta un análisis coste‐beneficio de la implantación de redes inteligentes10 en Estados Unidos. El informe, que actualiza un estudio previo de EPRI publicado en el año 200411, tiene como principal objetivo iniciar una discusión entre todos los agentes sobre las inversiones necesarias para desarrollar las redes inteligentes de manera viable. Según sus estimaciones, las inversiones netas (entendidas como adicionales a las que se requieren para hacer frente al crecimiento de la demanda con las tecnologías tradicionales) necesarias para desarrollar redes inteligentes en Estados Unidos en los próximos 20 años se sitúan entre 338.000 y 476.000 M$, mientras que los beneficios derivados de su implantación alcanzarían entre 1,3 y 2 billones de $, lo que supondría un ratio beneficio/coste entre 2,8 y 6,0. Enlace: EPRI, “Estimating the Costs and Benefits of the Smart Grid. A Preliminary Estimate of the Investment Requirements and the Resultant Benefits of a Fully Functioning Smart Grid”, Technical Report, 29 de marzo de 2011.
Según la visión de EPRI, las redes inteligentes difieren de las redes tradicionales en la variedad y la calidad de los productos y servicios que puede ofrecer a todos los agentes que operan en un sistema eléctrico: (1) favorecen la participación activa de los consumidores en el sistema de suministro de electricidad, (2) permiten la integración de todas las opciones tecnológicas de generación y almacenamiento de energía eléctrica, (3) facilitan el desarrollo de nuevos productos, servicios y mercados, (4) aportan calidad de suministro que requiere la “economía digital”, (5) incrementan la eficiencia en la operación y favorecen la optimización de los activos, (6) se anticipan y responden de forma autónoma ante problemas y alteraciones del equilibrio en el sistema eléctrico y (7) muestran una fuerte estabilidad e inercia en la operación en situaciones de desastres naturales y ataques al sistema eléctrico (incluyendo los ataques cibernéticos). Debido a que la infraestructura tradicional de las redes eléctricas no está diseñada para hacer frente a las demandas de los mercados liberalizados, las necesidades energéticas de la sociedad digital y el incremento en el uso y la variabilidad de la producción de energía eléctrica de origen renovable, resulta esencial actualizar el sistema actual de suministro de electricidad para que ofrezca el rendimiento necesario para soportar un crecimiento económico continuado e incrementar la productividad de la economía. Para avanzar en la discusión sobre el esfuerzo que supondrá desarrollar las redes 10
Según el informe de EPRI, el término “redes inteligentes” (o “smart grid”, en inglés) se refiere a “…una modernización del sistema de suministro de energía eléctrica que permite supervisar, proteger y optimizar de forma automática la operación de sus elementos interconectados – desde el generador distribuido a lo largo de las redes de transporte y distribución de electricidad hasta los grandes consumidores industriales, los sistemas de automatización de edificios, las instalaciones de almacenamiento de energía y los consumidores finales, con sus termostatos, vehículos eléctricos, electrodomésticos y otros equipamientos del hogar…” Vea más información sobre el concepto de redes inteligentes en la presentación de Energía y Sociedad “Smart Grids”. 11
En el año 2003, EPRI publicó un estudio titulado “Power Delivery System and Electricity Markets of the Future” en el que estimaba que el desarrollo de redes inteligentes en Estados Unidos requeriría una inversión de unos 165.000 M$ con un ratio beneficio‐coste igual a 4. www.energiaysociedad.es 9
11 de mayo de 2011 Número 52 inteligentes, EPRI presenta en este informe una metodología y un conjunto de supuestos para realizar una evaluación cuantitativa de las inversiones que requiere su desarrollo y una estimación preliminar de los beneficios que se podrían obtener. El informe analiza en la primera parte, los costes asociados al desarrollo eficiente de redes inteligentes en todo el territorio de Estados Unidos durante el periodo 2010‐2030 adicionales a los necesarios para hacer frente al crecimiento de la demanda12. La estimación de costes se basa en una red inteligente óptima que incorpora las mejores tecnologías (en términos de “inteligencia”, resistencia, capacidad de adaptación y automatismo) y que cumple con criterios de análisis coste‐
beneficio razonables. Además, la red inteligente óptima permitirá cumplir con las proyecciones de integración de energías renovables del propio EPRI y del Departamento de Energía del gobierno estadounidense y con los estándares actuales de seguridad y calidad del suministro de electricidad. Estos costes se dividen en tres grandes clases: (a) costes ligados a la red de transporte y a las subestaciones, (b) costes ligados a las redes de distribución y (c) costes asociados a los consumidores finales. Dichos costes se refieren a todas las inversiones (en automatización de procesos, sistemas de comunicaciones, integración de recursos de generación distribuida y almacenamiento de energía, controladores y sensores, equipos avanzados de medición del consumo, etc.), que conecten las instalaciones de los consumidores con las entidades de servicios energéticos, y permitan una respuesta avanzada de la generación y la demanda. EPRI señala que los costes de desarrollo son difíciles de estimar debido al uso de tecnologías digitales con vidas útiles y tasas de fallo distintas de las de los activos tradicionales (transformadores, líneas de distribución, etc.) y al riesgo de obsolescencia de la tecnología digital derivado del desarrollo continuo de las tecnologías y de los sistemas de comunicaciones. Por ello, deben estimarse costes de reemplazo razonables. Por otro lado, existe incertidumbre sobre el rendimiento de las distintas tecnologías de redes inteligentes, muchas de ellas nuevas e inmaduras, que en algunos casos podría incluso poner en riesgo su implantación. Además, la estimación de los costes de implantación de las redes inteligentes debe tener en cuenta el potencial de reducción de los costes marginales. Según las estimaciones de EPRI, los costes totales de desarrollo de redes inteligentes en Estados Unidos alcanzarían para el conjunto del periodo 2010‐2030 entre 338.000 y 476.000 M$, en valor presente neto del año 2010 (lo que supondrían entre 17.000 y 24.000 M$ al año). La mayor parte de estos costes corresponden a equipamientos ligados a las redes de distribución (entre 232.000 y 339.000 M$) con un menor volumen de coste asociado a los activos de transporte y a las subestaciones (entre 82.000 y 90.000 M$) y a los equipamientos de los consumidores (entre 24.000 y 46.000 M$). Según las estimaciones de EPRI y asumiendo un periodo de amortización de todas estas inversiones de 10 años, el incremento medio mensual en la factura eléctrica alcanzaría entre 8,4% y 11,8%, en el caso de los consumidores domésticos, entre el 9,1% y 12
El crecimiento medio anual estimado de la demanda en el periodo 2010‐2030 es un 1%, con el potencial de reducirse a 0,68% al año con la introducción de las redes inteligentes. El crecimiento anual previsto de la demanda punta en el mismo periodo es del 0,53%. www.energiaysociedad.es 10
11 de mayo de 2011 Número 52 el 12,8%, en el caso de los consumidores de tamaño mediano y entre 0,01% y 1,6% en el caso de los consumidores industriales. En conjunto, EPRI estima beneficios totales entre 1,3 y 2 billones de $ de 2010, en valor presente neto del año 2010, lo que implicaría que el ratio beneficio/coste derivado del desarrollo de redes inteligentes en Estados Unidos podría situarse entre 2,8 y 6,0. Las principales fuentes de valor añadido por las redes inteligentes son, de acuerdo con las estimaciones de EPRI: (1) reducción del coste del suministro eléctrico por reducción de costes de inversión y explotación de activos, menores pérdidas y restricciones en las redes (entre 330.000 y 475.000 M$), (2) seguridad de suministro y disponibilidad de las redes (entre 281.000 y 444.000 M$), (3) incremento de la capacidad y del factor de utilización de las infraestructuras (entre 299.000 y 393.000 M$), (4) beneficios medioambientales por menores emisiones contaminantes y costes de gestión del impacto medioambiental del suministro eléctrico (entre 102.000 y 390.000 M$) y (5) resolución automática de problemas en las redes (152.000 M$). Otras fuentes de valor para la sociedad, con un impacto cuantitativo menor sobre el valor añadido total, son el incremento de la calidad de vida ligado a nuevos servicios de suministro, el impacto positivo para los equipos digitales derivados de la mejora de la calidad del suministro, el incremento de la seguridad en los trabajos de red o el incremento en la productividad de la economía en conjunto (muy marginal, en este caso). El informe de EPRI presenta un análisis coste‐beneficio muy detallado del desarrollo de redes inteligentes. Como indica el análisis y bajo los supuestos utilizados por EPRI, resultaría muy rentable desde el punto de vista social iniciar cuanto antes el desarrollo masivo de redes inteligentes. Sin las redes inteligentes, como apunta EPRI, será difícil capturar todo el valor potencial de tecnologías como los vehículos eléctricos, los equipamientos de almacenamiento de energía eléctrica, la respuesta y gestión activa de la demanda, los recursos de generación distribuida o las energías renovables de carácter menos gestionable, como la eólica o la solar. Pero pese a la evidencia cada vez más clara de los beneficios a largo plazo de inversiones en redes inteligentes, en la actualidad se desarrolla aún muy lentamente la implantación de nuevas tecnologías, sobre todo en las redes de distribución, donde es necesario el mayor esfuerzo inversor. Esto es debido en parte a las barreras que supone la regulación actual de esta actividad en la mayor parte de los sistemas eléctricos, qué aún no tratan adecuadamente el riesgo tecnológico o la innovación, y a la falta de señales económicas (especialmente precios de la energía) para que los consumidores finales tomen decisiones de consumo eficientes en tiempo real. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El papel de la regulación en la maximización del bienestar social, Actividades reguladas, Eficiencia energética y su potencial, Regulación de la eficiencia energética, El vehículo eléctrico, Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Seguridad de suministro y diversificación energética.
www.energiaysociedad.es 11
11 de mayo de 2011 Número 52 Evolución de los mercados energéticos Durante el periodo analizado (del 26 de abril al 10 de mayo de 2011) los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses deshicieron parte de la escalada acumulada en el periodo anterior, situándose el precio medio quincenal alrededor de los 120 $/bbl para ambos vencimientos, con una alta inestabilidad en las cotizaciones de los últimos días. El día 5 de mayo, por ejemplo, el precio del contrato Brent M+1 cayó 10,4 dólares. Los precios de los contratos de gas natural en el Reino Unido (NBP) cayeron en media de forma más rotunda que los del petróleo, continuando así la tendencia iniciada en el periodo anterior, acumulando descensos en sus precios medios por encima del 5% tanto para las entregas en junio como en el tercer trimestre del año. El carbón europeo API2 ARA acompañó durante el periodo analizado la tendencia descendente del resto de combustibles aunque de una forma más suavizada, registrando descensos en sus precios medios quincenales en torno al 1%, hasta situarse alrededor de los 127,5 $/t para las entregas en junio y en el Q3‐2011. Los precios de los derechos de emisión de CO2 del contrato EUA 2011 siguieron una tendencia contraria a la del resto de commodities, aumentando un 1,8% respecto de la quincena anterior, rebasando así la barrera de los 17 €/t. En los mercados spot de electricidad en Europa se observó una tónica alcista, a excepción del mercado francés, mientras que los mercados a plazo de electricidad gozaron de relativa estabilidad. En los últimos días del mes de abril y el primer tercio del mes de mayo, el petróleo Brent experimentó una leve tendencia descendente en términos de variaciones quincenales, si bien en los últimos días reinó una alta inestabilidad, durante la que se llegaron a registrar cierres diarios por debajo de 110 $/bbl, registrándose el día 5 de mayo la mayor caída diaria desde la guerra del golfo en 1991, debido a sentimientos bajistas en cuanto a la recuperación económica y la consecuente incidencia en la demanda de crudo. Los precios medios quincenales se sitúan en 120,5 $/bbl y 119,9 $/bbl para las entregas a uno y tres meses tras descender en un ‐1,82 % y ‐1,69 % respectivamente. En los mercados europeos de gas natural, el descenso en la demanda por las altas temperaturas junto con un nivel saludable de oferta han apoyado hasta hace unos días el descenso continuado de los precios, deshaciéndose parte del mismo a partir de una caída en las temperaturas en los últimos días. Los precios medios quincenales sufren variaciones de más del ‐5% respecto de los precios medios de la quincena anterior, situándose el precio en el Reino Unido en 21,69 €/MWh (entrega en jun‐2011) y 22,71 €/MWh (Q3‐2011). Por otro lado, el precio del gas en Henry Hub a un mes registró una alta volatilidad, acumulando un incremento en el nivel medio quincenal del 6% sobre el periodo anterior. Los precios del carbón de referencia en el mercado europeo (API2 ARA) registraron de nuevo ligeras variaciones negativas (‐1,12% y ‐0,86% para jun‐2011 y Q3‐2011 respectivamente), situándose ambos vencimientos en torno a 127,5 $/t. Los contratos de derechos www.energiaysociedad.es 12
11 de mayo de 2011 Número 52 de emisión de CO2 EUA 2011 destacan como la única commodity energética que registra una subida en el precio quincenal, que se sitúa en 17,11 €/t (+1,82% sobre la quincena anterior). En los mercados spot de electricidad en Europa predominaron las subidas de precios, a excepción del mercado francés. Destaca el aumento del precio medio del mercado español (+8,93%), apoyado en cierta medida por las indisponibilidades nucleares, situándose de nuevo al mismo nivel del precio en Portugal, 48,8 €/MWh. Los precios a plazo europeos se mantuvieron estables en los últimos días. Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. Precio medio spot (€/MWh) 26/04‐10/05 11/04‐25/04 Variación (%) España OMIE 48,76 44,76 +8,93% Portugal OMIE 48,80 47,52 +2,71% Francia 49,36 50,86 ‐2,95% Alemania 53,92 51,98 +3,72% Italia GME 68,50 64,51 +6,18% Nord Pool 54,21 51,50 +5,26% 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
26/04‐10/05 11/04‐25/04 % Var. Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 120,48 122,71 ‐1,82% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 119,88 121,94 ‐1,69% Gas natural (NBP) entrega en Jun. 2011 €/MWh 21,69 22,87 ‐5,16% Gas natural (NBP) entrega en Q3 2011 €/MWh 22,71 24,01 ‐5,42% Carbón API2 ARA entrega en Jun. 2011 $/t 127,39 128,83 ‐1,12% Carbón API2 ARA entrega en Q3 2011 $/t 127,56 128,67 ‐0,86% Derechos de CO2 entrega en Dic. 2011 €/t 17,11 16,80 +1,82% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 13
OMEL (España)
5‐mar‐11
11‐mar‐11
Nord Pool
Francia
GME
www.energiaysociedad.es 1‐abr‐11
13‐abr‐11
19‐abr‐11
Alemania
7‐may‐11
10‐may‐11
4‐may‐11
1‐may‐11
28‐abr‐11
Alemania
25‐abr‐11
22‐abr‐11
16‐abr‐11
GME
10‐abr‐11
7‐abr‐11
4‐abr‐11
Francia
29‐mar‐11
26‐mar‐11
23‐mar‐11
20‐mar‐11
17‐mar‐11
Nord Pool
14‐mar‐11
OMEL (España)
8‐mar‐11
2‐mar‐11
27‐feb‐11
10‐jul‐10
18‐jul‐10
26‐jul‐10
3‐ago‐10
11‐ago‐10
19‐ago‐10
27‐ago‐10
4‐sep‐10
12‐sep‐10
20‐sep‐10
28‐sep‐10
6‐oct‐10
14‐oct‐10
22‐oct‐10
30‐oct‐10
7‐nov‐10
15‐nov‐10
23‐nov‐10
1‐dic‐10
9‐dic‐10
17‐dic‐10
25‐dic‐10
2‐ene‐11
10‐ene‐11
18‐ene‐11
26‐ene‐11
3‐feb‐11
11‐feb‐11
19‐feb‐11
27‐feb‐11
7‐mar‐11
15‐mar‐11
23‐mar‐11
31‐mar‐11
8‐abr‐11
16‐abr‐11
24‐abr‐11
2‐may‐11
10‐may‐11
€/MWh
24‐feb‐11
21‐feb‐11
18‐feb‐11
15‐feb‐11
12‐feb‐11
9‐feb‐11
6‐feb‐11
3‐feb‐11
€/MWh
11 de mayo de 2011 Número 52 Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa. 90
80
70
60
50
40
30
20
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. 90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 14
11 de mayo de 2011 Número 52 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). 28
125
26
115
24
105
22
95
20
85
18
75
16
65
14
10‐jul‐10
18‐jul‐10
26‐jul‐10
3‐ago‐10
11‐ago‐10
19‐ago‐10
27‐ago‐10
4‐sep‐10
12‐sep‐10
20‐sep‐10
28‐sep‐10
6‐oct‐10
14‐oct‐10
22‐oct‐10
30‐oct‐10
7‐nov‐10
15‐nov‐10
23‐nov‐10
1‐dic‐10
9‐dic‐10
17‐dic‐10
25‐dic‐10
2‐ene‐11
10‐ene‐11
18‐ene‐11
26‐ene‐11
3‐feb‐11
11‐feb‐11
19‐feb‐11
27‐feb‐11
7‐mar‐11
15‐mar‐11
23‐mar‐11
31‐mar‐11
8‐abr‐11
16‐abr‐11
24‐abr‐11
2‐may‐11
10‐may‐11
135
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
CO2 Dic‐2011 (€/t, eje dcho.)
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). 26/04‐10/05 11/04‐25/04 Variación (%) España entrega en Q3 2011 54,96 55,11 ‐0,27% España entrega en 2012 53,05 53,39 ‐0,63% Francia entrega en Q3 2011 56,14 55,91 +0,41% Francia entrega en 2012 59,69 59,59 +0,18% Alemania entrega en Q3 2011 57,51 56,84 +1,17% Alemania entrega en 2012 58,58 58,41 +0,30% Fuente: OMIP, Powernext y EEX. www.energiaysociedad.es 15
25‐jul‐10
2‐ago‐10
10‐ago‐10
18‐ago‐10
26‐ago‐10
3‐sep‐10
11‐sep‐10
19‐sep‐10
27‐sep‐10
5‐oct‐10
13‐oct‐10
21‐oct‐10
29‐oct‐10
6‐nov‐10
14‐nov‐10
22‐nov‐10
30‐nov‐10
8‐dic‐10
16‐dic‐10
24‐dic‐10
1‐ene‐11
9‐ene‐11
17‐ene‐11
25‐ene‐11
2‐feb‐11
10‐feb‐11
18‐feb‐11
26‐feb‐11
6‐mar‐11
14‐mar‐11
22‐mar‐11
30‐mar‐11
7‐abr‐11
15‐abr‐11
23‐abr‐11
1‐may‐11
9‐may‐11
30
25‐jul‐10
2‐ago‐10
10‐ago‐10
18‐ago‐10
26‐ago‐10
3‐sep‐10
11‐sep‐10
19‐sep‐10
27‐sep‐10
5‐oct‐10
13‐oct‐10
21‐oct‐10
29‐oct‐10
6‐nov‐10
14‐nov‐10
22‐nov‐10
30‐nov‐10
8‐dic‐10
16‐dic‐10
24‐dic‐10
1‐ene‐11
9‐ene‐11
17‐ene‐11
25‐ene‐11
2‐feb‐11
10‐feb‐11
18‐feb‐11
26‐feb‐11
6‐mar‐11
14‐mar‐11
22‐mar‐11
30‐mar‐11
7‐abr‐11
15‐abr‐11
23‐abr‐11
1‐may‐11
9‐may‐11
€/MWh
€/MWh
11 de mayo de 2011 40
Vencimiento en Q4‐2010
Vencimiento en Q1‐2011
España
España
Francia
Vencimiento en Cal‐2011
Francia
www.energiaysociedad.es Número 52 Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales). 70
60
50
40
Vencimiento
en Q2‐2011
Vencimiento en Q3‐2011
20
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en Cal+1 (medias semanales). 65
60
55
50
45
Vencimiento en Cal‐2012
35
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 16