Boletin de Energia y Sociedad NUMERO 71

Número 71
22 de marzo de 2012
Boletín de Energía y Sociedad
Número 71, 22 de marzo de 2012
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CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
Buenas prácticas en el diseño de mercados minoristas de electricidad y gas natural.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 6
Propuestas para reducir las variaciones determinísticas en la frecuencia del sistema
eléctrico europeo.
El futuro de la generación nuclear tras el accidente del Fukushima.
Evolución de los mercados energéticos
p. 6
p. 10
p. 13
EN ESTE NÚMERO…
...presentamos como novedad la guía de buenas prácticas para el diseño de mercados minoristas de
electricidad y gas natural publicada por el Consejo de Reguladores de Energía Europeos (CEER). Las
recomendaciones del CEER van orientadas a desarrollar mercados minoristas de energía en los que los
consumidores participen activamente y en el que los comercializadores jueguen un papel central.
En el apartado de reflexiones, comentamos un informe de ENTSO-E y EURELECTRIC que analiza las causas de
las desviaciones deterministas que se observan en la frecuencia del sistema eléctrico europeo. Estas
desviaciones se deben, principalmente, a las reglas de mercado y de liquidación de desvíos entre demanda y
generación. Las posibles soluciones que presentan ENTSO-E y EURELECTRIC consisten básicamente en cambios
en las reglas de liquidación de los desvíos que incentiven a los agentes a ofrecer rampas de generación sin
“saltos” horarios o un mayor detalle intrahorario en los programas de generación.
Por otro lado, analizamos un documento de trabajo publicado por los economistas Paul Joskow y John Parsons
en el que analizan las perspectivas globales de evolución de la industria nuclear en el largo plazo tras el
accidente sufrido por la central de Fukushima Dai-ichi en Japón el 11 de marzo de 2011. La principal conclusión
de su análisis es que probablemente se produzca una corrección a la baja de la tendencia de evolución de la
energía nuclear, aunque de carácter limitado desde el punto de vista global.
Durante el periodo analizado (del 7 al 21 de marzo de 2012) los precios medios del petróleo Brent aumentaron
un 1,5%. La misma senda alcista siguieron las cotizaciones medias del gas natural en el Reino Unido (NBP),
mientras que los precios del carbón API ARA y, especialmente, de los derechos de emisión de CO2 registraron
caídas. Los precios spot de la electricidad en Francia, Alemania, Italia, Nord Pool, Portugal y España
disminuyeron, permaneciendo relativamente estables las cotizaciones de los contratos a plazo de electricidad,
excepto en el caso del Cal-13 en Francia y Alemania, cuyo precio medio cayó.
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Novedades en el sector
Buenas prácticas en el diseño de mercados minoristas de electricidad y gas natural.
El Consejo de Reguladores de Energía Europeos (CEER) acaba de publicar una guía de buenas
prácticas para el diseño de mercados minoristas de electricidad y gas natural. Este documento
complementa otros trabajos realizados en el marco del Foro de Ciudadanos sobre Energía (“Foro de
Londres”) y se centra en los procedimientos de cambio de comercializador y de facturación. Las
recomendaciones de diseño de mercado que presenta el CEER van orientadas a desarrollar un
mercado en el que los consumidores participen activamente y en el que los comercializadores
jueguen un papel central, como principal punto de contacto con el mercado para los consumidores.
Enlace: CEER, “Electricity and gas retail market design, with a focus on supplier switching and billing. Guidelines of good practice”, 24
de enero de 2012.
El informe del CEER complementa el trabajo realizado por la Comisión Europea en el “manual de
diseño de mercado” y presentado en el Tercer Foro de Ciudadanos sobre Energía en 2010 e
incorpora, en parte, las aportaciones de 57 respuestas a la consulta pública que lanzó la CEER entre
julio y septiembre de 2011 1 . El CEER presentará el informe en el Quinto Foro de Ciudadanos sobre
Energía, que tendrá lugar este año 2 3 .
El punto de partida conceptual del CEER es que para que los consumidores se comporten de forma
activa en los mercados de energía, la información básica sobre el funcionamiento de los mercados y
sobre los derechos de los consumidores debe estar a disposición de todos y debe ser fácil de
interpretar. El punto de nexo del consumidor con el mercado, entonces, deben ser los
comercializadores de energía, quienes deben estar obligados a ofrecer información transparente,
completa y fácil de entender a los consumidores y resolver las dudas y quejas de éstos de manera
rápida y eficiente.
El modelo de mercado minorista que propone el CEER debe responder a cuatro objetivos generales:
claridad para los consumidores, un servicio de atención al cliente óptimo, un “terreno de juego”
equilibrado para todos los agentes participantes y eficiencia en costes. Como vía para alcanzar
estos objetivos, el CEER propone un diseño de mercado minorista cuyo centro son los
comercializadores, aunque éstos no serán los únicos puntos de contacto con el mercado de los
1
Los agentes españoles que participaron en esta consulta son CECU, Iberdrola, Gas Natural Fenosa y Naturgás.
2
Además, el CEER continuará a lo largo de 2012 su trabajo relativo al diseño del mercado minorista analizando la actividad de
medición de consumos en el contexto de redes inteligentes.
3
Puede encontrar información sobre el Cuarto Foro de Ciudadanos sobre Energía en el Boletín de Energía y Sociedad nº 64, 21 de
noviembre de 2011.
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consumidores (p. ej., el desarrollo de las redes inteligentes, los esquemas de participación de la
demanda y la microgeneración podrían dar lugar a una participación más sofisticada en el mercado
de los consumidores más activos). El documento del CEER también trata algunos aspectos que
concretan el papel de los operadores de las redes de distribución como “facilitadores neutrales del
mercado”.
Las guía de buenas prácticas para el diseño de los mercados minoristas de electricidad y gas natural
que propone el CEER ofrece 13 recomendaciones, centradas en especial en los procesos de cambio
de comercializador y de facturación de los servicios de suministro, cuyo diseño es clave, a juicio del
CEER, para que pueda desarrollarse un mercado minorista con una participación activa de los
consumidores finales.
El primer bloque de recomendaciones se centra en aspectos generales del diseño de los mercados
minoristas. Como principio general, el CEER recomienda que los comercializadores sean el principal
punto de contacto con el mercado para los consumidores (recomendación número 1, R1) en
relación con la mayoría de los procesos de mercado y, en especial, para los procesos de cambio de
comercializador, cambios de domicilio y facturación. Según el CEER, la existencia de un punto de
contacto principal mejorará el servicio a los clientes y facilitará su participación en el mercado a
medida que vaya incrementándose la complejidad de los procesos (p. ej., por el desarrollo de redes
inteligentes, microgeneración, etc.).
Además, el comercializador deberá ser el primer punto de contacto para todas las cuestiones
relativas al cambio de suministrador, facturación o cambios de domicilio (R2) 4 . El comercializador
podrá redirigir al consumidor al agente adecuado en caso de que no pueda responder a la cuestión
que plantee el consumidor. Por otro lado, el diseño de los procesos en el mercado minorista deberá
respetar el principio de transparencia de la información sobre el consumo de los clientes. Así, serán
los consumidores los que elijan cómo y quién utilizará los datos de su consumo (excepto en lo
relativo a obligaciones regulatorias o de otro tipo impuestas sobre las empresas). Por ello, el CEER
recomienda un marco regulatorio para la gestión de la información sobre consumos, incluyendo
formatos de datos estandarizados, calendarios y flujos de intercambio de información y la
definición de conjuntos mínimo de información (R3).
El segundo bloque de recomendaciones se centra en la difusión de información relevante en el
mercado minorista. Según el CEER, los comercializadores deben ofrecer a los consumidores
información sobre precios y productos que sea transparente y comparable, presentando los
costes de suministro en términos de un precio unitario (R4). Así, por ejemplo, todos los costes del
suministro (incluyendo costes fijos e impuestos, por ejemplo) deberán ser incorporados en un
precio unitario del que se informe al consumidor.
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Podría ser el comercializador antiguo o el nuevo, en los procesos de cambio de comercializador, dependiendo del diseño concreto
de los procedimientos de mercado.
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Por otro lado, los consumidores deberán recibir los contratos de suministro en un soporte
“duradero” (R5) (p. ej., en papel, pero acompañado de un envío en formato electrónico, como un
fichero pdf). Esto no implica, según el CEER, que la contratación pueda realizarse por vía electrónica
(Internet), telefónica o en persona. Por otra parte, el consumidor debe recibir información clara,
tanto en la oferta que reciba como en el contrato y en las facturas, sobre la metodología utilizada
para calcular el coste de su consumo de energía (R6). Esta recomendación es especialmente
aplicable a las ofertas no estándares (o estructuradas). El CEER reconoce, sin embargo, que debe
encontrarse un equilibrio entre complejidad y claridad y que el nivel de detalle sobre la metodología
de cálculo puede variar en la oferta, el contrato o la factura.
El siguiente bloque de recomendaciones se centra en el proceso de cambio de comercializador. Los
procesos de cambio de suministrador deben ser ejecutados lo más rápido posible (incluso en
menos de 24 horas) y, en cualquier caso, en menos de 3 semanas (R7) 5 . Para ello, deberán
coordinarse las acciones del nuevo comercializador, responsable de iniciar el proceso de cambio de
suministrador, y el operador de las redes de distribución para que el cambio sea efectivo lo antes
posible. Según el CEER, en siete países de la Unión Europea el proceso de cambio de
comercializador dura en torno a un mes, mientras que en otros 6 dura entre uno y dos meses. En
España, la duración media del proceso se sitúa en torno a dos semanas. Por otra parte, el CEER
recomienda que se permita cambiar de comercializador cualquier día de la semana (R8), aunque
esto podría no ser factible si el cambio de suministrador requiere una intervención técnica en el
hogar o si hay restricciones legales (p. ej., laborales) o de otro tipo.
En todo el proceso de cambio de comercializador, el operador de las redes de distribución juega un
papel central, como “facilitador neutral del mercado”, en la terminología utilizada por el CEER. Para
ello, deberá ejecutar el cambio de comercializador sin retrasos y en el menor tiempo posible,
siempre que cuente con la información necesaria para llevarlo a cabo. Por esta razón, deberán
definirse reglas claras referentes a la información mínima necesaria que deberá enviar el nuevo
comercializador al operador de la red de distribución para que éste implemente el cambio de
comercializador y que evite, también, cambios de suministrador no deseados. Según el CEER, entre
esta información podría incluirse el nombre, la dirección postal, el CIF, la lectura del contador y el
número de identificación del contador, por ejemplo. Además, ningún agente debería poder
detener un cambio de suministrador, una vez iniciado el proceso, salvo excepciones que estén
previstas en la regulación (R9).
El último bloque de recomendaciones se refiere a los procesos de facturación. Según el CEER, la
factura es una de las herramientas más efectivas para informar a los consumidores sobre sus usos
energéticos y los costes en los que incurre. El operador de la red de distribución, como facilitador
5
La Directiva 2009/72/CE establece que un cambio de comercializador en los mercados eléctrico y gasista debe durar, como máximo,
tres semanas. El CEER también recomienda que la duración del proceso de cambio de comercializador sea igual en los mercados
eléctrico y gasista, para no complicar los cambios de suministrador de consumidores que contraten simultáneamente el suministro
de gas y electricidad.
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neutral del mercado, deberá poner a disposición de todos los comercializadores la misma
información sobre los consumos de sus clientes de cara a la emisión de facturas, evitando que el
comercializador del mismo grupo que el distribuidor pueda tener ventajas derivadas, por ejemplo,
del uso de un sistema de información común para ambos. Así, debería ser obligatorio que los
consumidores reciban una única factura, emitida por el comercializador, y que incluya los costes
del suministro de energía y los costes de acceso (R10). Igualmente, los comercializadores deberían
enviar una factura final a los consumidores tan pronto como sea posible –en torno a dos semanas
y, en cualquier caso, en menos de seis semanas desde la finalización del contrato (R11).
Las dos últimas recomendaciones, también relacionadas con los procedimientos de facturación de
la energía, están relacionadas con los métodos de pago: el comercializador deberá ofrecer al
consumidor la posibilidad de elegir entre al menos dos métodos de pago que sean fácilmente
accesibles (p. ej., pago electrónico, etc.) y que, al menos uno de ellos, no suponga costes
adicionales (R12); por otro lado, los consumidores deberán poder elegir entre diversos esquemas
de facturación y frecuencia de los pagos, incluyendo la posibilidad de un pago con frecuencia
mensual (R13).
Una de las grandes preocupaciones de los reguladores energéticos en los distintos Estados miembros
de la Unión Europea es conseguir que los consumidores se involucren de forma más activa en los
mercados de energía. Las recomendaciones del CEER pretenden proteger los derechos de los
consumidores y garantizar transparencia, efectividad y no discriminación en procesos clave para el
funcionamiento del mercado minorista, como los procesos de cambio de comercializador y de
facturación. En el mercado eléctrico español existe una entidad, OCSUM (Oficina de Cambios de
Suministrador), encargada, entre otras funciones, del desarrollo de procedimientos transparentes
para que los consumidores puedan ejercer de forma efectiva su derecho a cambiar de
comercializador de energía.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El mercado minorista de energía eléctrica, Mecanismos de
protección de los consumidores de electricidad y de gas en España, Eficiencia energética y protección a clientes
vulnerables.
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Reflexiones
Propuestas para reducir las variaciones determinísticas en la frecuencia del sistema
eléctrico europeo.
Un informe de ENTSO-E y EURELECTRIC publicado en diciembre de 2011 analiza las causas de las
desviaciones deterministas que se observan en la frecuencia del sistema eléctrico europeo e
identifica algunas de las posibles soluciones que podrían implementarse para mitigarlas. Estas
desviaciones se deben, principalmente, a las reglas de mercado y de liquidación de desvíos entre
demanda y generación, que obligan a los generadores (en la mayoría de los sistemas eléctricos) a
enviar programas de generación con granularidad horaria. Como consecuencia, aumenta el uso de
la reserva primaria de generación para mantener la frecuencia del sistema en los niveles deseados.
Las posibles soluciones que presentan ENTSO-E y EURELECTRIC consisten básicamente en cambios en
las reglas de liquidación de los desvíos que incentiven a los agentes a ofrecer rampas de generación
sin “saltos” horarios o un mayor detalle intrahorario en los programas de generación enviados a los
operadores del sistema.
Enlace: ENTSO-E y EURELECTRIC, “Deterministic frequency deviations. Root causes and proposals for potential solutions”, diciembre de
2011.
Desde el año 2001, se observan desviaciones en la frecuencia del sistema eléctrico europeo que
tienden a tener cada vez mayor magnitud. La frecuencia, común a todos los sistemas
interconectados, refleja el equilibrio entre demanda y generación en cada instante. El hecho de que
la frecuencia se separe del valor de referencia de 50 Hz significa que se está produciendo un déficit
o exceso de generación. Los procedimientos de operación en los sistemas europeos tratan de
mantener las desviaciones de frecuencia en un rango de +/- 1% respecto al valor de referencia.
Las principales implicaciones de esta mayor variabilidad de la frecuencia son: (a) aumentan los
costes de operar los sistemas dentro de los estándares de seguridad, fiabilidad y calidad existentes,
(b) se utiliza gran parte de la reserva primaria para resolver estas desviaciones sin que en realidad
se haya producido evento crítico alguno, lo que a su vez afecta a la disponibilidad y uso de la reserva
secundaria y terciaria 6 y, por tanto, a la seguridad del sistema eléctrico, y (c) el uso de la reserva
primaria afecta a la operación y a la fiabilidad de las unidades de generación, al obligarlas a
funcionar a menudo en el límite de la flexibilidad para la que fueron diseñadas.
Estas variaciones de la frecuencia, marcadamente deterministas (es decir, con ocurrencia, duración
y valor bastante predecibles), vienen motivados principalmente por: (a) reglas de mercado que se
6
Ver una descripción de los servicios de ajuste en los sistemas eléctricos en la ficha de Energía y Sociedad “Mecanismos de ajuste de
demanda y producción”.
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basan en el intercambio de bloques de potencia en periodos fijos de tiempo (en la mayor parte de
los mercados de una hora de duración) y (b) la inexistencia de reglas definidas sobre cómo han de
variar los programas de generación/consumo entre una hora y la siguiente para los distintos
agentes del mercado. En otras palabras, las reglas de mercado están enfocadas en la energía
producida/consumida en un cierto plazo de tiempo (generalmente una hora), pero sin prestar
atención a cómo es el perfil de producción/consumo dentro de dicho horizonte.
Empíricamente, se observa que las mayores desviaciones de frecuencia se concentran en los
cambios de hora, especialmente en los momentos de “rampa” de la generación en la mañana y al
final del día, con variaciones que pueden alcanzar hasta 150 mHz en un periodo de 10 minutos (ver
Gráfico 1). En general, los incrementos en la demanda en las horas de la mañana están asociados a
incrementos en la frecuencia en el comienzo de cada hora, ocurriendo lo contrario en las últimas
horas del día. La forma en la que varía la frecuencia del sistema indica que se producen
desequilibrios de corta duración (unos 10 minutos antes y después de cada cambio de hora – unos
20 minutos en total) entre la generación y la demanda, anticipándose la primera a la segunda.
Gráfico 1. Perfil medio horario de la frecuencia del sistema europeo en los meses de junio de 2003
y junio de 2010.
ENTSO-E y EURELECTRIC dedican una parte del informe a analizar el impacto de las desviaciones
deterministas en la frecuencia sobre la operación de cada una de las tecnologías de generación y a
revisar los estudios existentes. Entre ellos, se citan un estudio de un grupo de trabajo de
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investigación sobre la calidad de la frecuencia que creó la UCTE 7 en 2008 y un informe de VGB
Powertech de 2009 8 . Además, los autores analizan las experiencias en los sistemas eléctricos
nórdico, turco y báltico. Además, presentan las conclusiones derivadas de una encuesta realizada a
12 compañías energéticas (entre ellas operadores del sistema y empresas de generación) para
recabar información sobre el comportamiento de la generación (programas, rampas naturales,
posibilidad de armonización de reglas de mercado, etc.) y de los operadores del sistema ante
desviaciones en la frecuencia del sistema.
En la última parte del informe, ENTSO-E y EURELECTRIC presentan cuatro posibles vías para mitigar
el impacto de las desviaciones deterministas en la frecuencia del sistema. Como punto de partida,
argumentan que una conclusión que resalta en todos los estudios analizados es que los programas
de generación horarios son la principal fuente de desviaciones sistemáticas en la frecuencia y que
intercambiar energía utilizando periodos horarios no implica, necesariamente, que los programas
de generación tengan que tener granularidad horaria.
Las cuatro soluciones que analiza el informe son:
1. Liquidación de los desvíos utilizando rampas. Esta solución consiste en utilizar las rampas
requeridas por el operador del sistema (definidas como un conjunto de valores de producción
cada 15 minutos) como referencia para el cálculo y la liquidación de los ingresos y
penalizaciones de los desvíos correspondientes para los generadores. Este esquema está siendo
aplicado desde mediados de 2010 por Swiss Grid. La ventaja de este esquema es que no afecta a
la programación de las unidades o a las reglas de mercado, requiriendo cambios únicamente en
las reglas de cálculo y liquidación de los desvíos de generación.
2. Rampas semi-horarias. Esta solución implica que, después del “gate closure” (i.e., el último
momento en el que los agentes pueden realizar cambios a sus programas de generación) los
generadores deberán enviar al operador del sistema un nuevo programa semihorario que
indicaría los valores de potencia que se alcanzarían en los minutos 0 y 30 de cada hora 9 . Esta
solución no requeriría cambios en las reglas de mercado o la instalación de nuevos contadores.
3. Rampas cuarto-horarias. Esta solución implica definir una rampa con cuatro bloques de
potencia cuarto-horarios que impliquen saltos de la misma magnitud cuando existan diferencias
en los programas de generación entre dos horas.
4. Modulación de los programas de las grandes centrales hidroeléctricas. Bajo esta solución, las
unidades de una misma central de generación operarían con un cierto desfase entre ellas (p. ej.,
7
La UCTE es la institución antecesora de ENTSO-E. El informe se titula “UCTE Ad-Hoc Group Frequency Quality Investigation Final
Report”, agosto de 2008.
8
Vea más información aquí.
9
Este esquema no se ha implementado aún en ningún sistema eléctrico y se basa en una propuesta teórica elaborada por Red
Eléctrica de España en 2006.
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unas comenzarían a turbinar agua antes que otras) de tal manera que la central, en conjunto,
aportara una determinada rampa de generación. Este esquema se utiliza en Francia.
Con el objetivo de realizar una evaluación de cada una de estas propuestas, ENTSO-E y EURELECTRIC
realizaron un ejercicio de simulación utilizando un modelo simplificado del sistema de transporte de
electricidad en la Unión Europea (UE). Como caso de referencia se simuló la cobertura de la
demanda en el (antiguo) sistema UCTE en el invierno de 2007 bajo supuestos realistas, asumiendo
que el 70% de la demanda era cubierta por unidades que operaban bajo un esquema de “load
following” o seguimiento de la demanda y el 30% restante por unidades con programas con saltos
horarios. Alternativamente, se simuló la cobertura de la demanda en el mismo periodo asumiendo
que el despacho de las unidades con programas con saltos horarios (30% del total) se ajustaba de
acuerdo con cada una de las propuestas anteriores. Los resultados de las simulaciones muestran
que las cuatro propuestas permitirían reducir tanto la variabilidad determinista de la frecuencia del
sistema como la energía de ajuste requerida por el sistema para mantener la frecuencia en los
niveles deseados. Entre los distintos métodos, destaca el de las rampas semi-horarias, que reduciría
significativamente las desviaciones de frecuencia respecto del caso de referencia (+/- 3 mHz, frente
a un rango en el caso base entre 134 y -120 mHz) y la energía de ajuste requerida (-91% respecto
del caso base).
El desarrollo del mercado eléctrico mayorista, junto con la creciente penetración de energías
renovables intermitentes, supone nuevos retos para la operación segura del sistema. En este
sentido, y como este informe pone en evidencia, el diseño del mercado resulta un factor a tener muy
en cuenta. Efectivamente, el diseño del mercado condiciona las señales que los agentes reciben a la
hora de tomar sus decisiones de generación/consumo, lo que a su vez tiene reflejo en los parámetros
de operación del sistema. Así, la seguridad del sistema no depende únicamente de la existencia de
suficientes recursos materiales (p. ej., reservas) y de una gestión del sistema segura y eficiente por
parte del OS, sino también del propio diseño del mercado.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Mecanismos de ajuste de demanda y producción.
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El futuro de la generación nuclear tras el accidente del Fukushima.
En un documento de trabajo publicado en febrero de 2012 por el Center for Energy and
Environmental Policy Research del Massachusetts Institute of Technology los economistas Paul
Joskow y John Parsons analizan las perspectivas globales de evolución de la industria nuclear en el
largo plazo tras el accidente sufrido por la central de Fukushima Dai-ichi en Japón el 11 de marzo de
2011. La principal conclusión del informe es que, con la información disponible a finales de 2011
acerca de la respuesta regulatoria, empresarial y social en todo el mundo tras el accidente de
Fukushima, probablemente se produzca una corrección a la baja de la tendencia de evolución de la
energía nuclear, aunque de carácter limitado desde el punto de vista global.
Enlace: P. Joskow y J. Parsons, “The future of nuclear power after Fukushima”, CEEPR Working Paper 2012-001, febrero de 2012.
El 11 de marzo de 2011 se produjo un grave accidente en la central nuclear de Fukushima Dai-ichi,
instalación de seis reactores construida en los años 70, causado por un terremoto que alcanzó el
nivel 9 según la escala de Richter al que siguió, en el espacio de aproximadamente una hora, una
sucesión de hasta 7 tsunamis de gran tamaño.
En el momento del terremoto había tres reactores en operación, que iniciaron la parada de
emergencia. La instalación perdió la conexión a la red eléctrica, pero los generadores de emergencia
funcionaron correctamente. Sin embargo, la central nuclear no pudo aguantar el impacto de los
tsunamis, que produjeron la muerte de dos trabajadores. La altura máxima del agua alcanzó unos
16 metros, cuando la instalación estaba diseñada para aguantar olas de hasta unos 11 metros.
Como consecuencia de ello, quedaron inutilizados los sistemas de emergencia.
En los siguientes días se produjeron explosiones de hidrógeno y se fundieron parcialmente los
núcleos de dos de los reactores, generando una fuga radiactiva de gran magnitud 10 . TEPCO, la
empresa propietaria de la instalación, anunció que los reactores se encontraban en situación de
parada fría el 16 de diciembre de 2011, 8 meses después del accidente.
Joskow y Parsons utilizan como punto de referencia para analizar las implicaciones del accidente de
Fukushima las estimaciones realizadas en 2010 y 2011 por la Energy Information Administration
(institución del gobierno de los EE.UU. dedicada al análisis y a la difusión de información sobre los
sectores energéticos en ese país) sobre la posible evolución del sector energético hasta el año
2035 11 .
10
De acuerdo con los autores, la magnitud de la fuga radiactiva que se produjo en Fukushima entre el 11 de marzo y el 5 de abril de
2011 fue aproximadamente un 5% de la que se produjo en Chernóbil en 1986, aunque muy superior a la que se produjo en el
accidente de la central nuclear de Three Mile Island en Pennsylvania en 1979.
11
De acuerdo con los autores, la elección de las estimaciones de la EIA como referencia responde a que el modelo que utiliza y los
supuestos que adopta son transparentes y comprensibles.
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En la década previa al accidente de Fukushima se produjo un “renacimiento nuclear” en todo el
mundo, impulsado por las políticas para limitar las emisiones contaminantes, el desarrollo de la
tecnología nuclear o el incremento en el precio de los combustibles fósiles, entre otros factores. En
países como EE.UU., Francia o Japón, esto implicaba la renovación de las licencias de operación de
una gran parte de las instalaciones existentes. En otros países en los que la opinión pública está en
contra de la energía nuclear (p. ej., Alemania, Suecia, Italia, España o Bélgica) se inició un proceso
de extensión de las vidas útiles de las centrales existentes.
Por otro lado, Francia y Finlandia iniciaron la construcción de nuevas centrales, mientras que países
como el Reino Unido o China expresaron un compromiso de expandir el parque nuclear (en el caso
chino, aumentando su capacidad instalada desde 11 GW hasta 100 GW en 2020). Otros países
asiáticos, como India, Corea del Sur, Japón o Taiwan, y en otras zonas del globo (Abu Dhabi, Arabia
Saudí, Turquía, Egipto, Israel, Chile, Venezuela, Vietnam, etc.) también mostraron su interés por
desarrollar instalaciones nucleares para la generación de energía eléctrica.
El escenario “pre-Fukushima” más probable, según el análisis de Joskow y Parsons, implicaba un
crecimiento de la potencia instalada de instalaciones nucleares en los países más desarrollados
relativamente modesto y basado, principalmente, en extensiones de la vida útil de las centrales
existentes, incrementos de potencia ligados a estas extensiones de vida útil y una pequeña cantidad
de nueva capacidad en EE.UU., Canadá, Europa Occidental o Japón. De acuerdo con las previsiones
de la EIA (algo optimistas, según los autores del estudio), la potencia nuclear aumentaría a una tasa
del 1% anual en el conjunto de la OCDE hasta 2035 y a una tasa del 6% para el conjunto de países no
incluidos en la OCDE, entre los que destacaba China. Este escenario es consistente con el número de
centrales en construcción en la actualidad (63 en todo el mundo, más 7 finalizadas a lo largo de
2011, de las cuales 26 están en China, 16 en países de la antigua Unión Soviética, 6 en India y 5 en
Corea del Sur).
El accidente de Fukushima, sin embargo, ha tenido efectos sobre las estrategias nucleares en
algunos países. En EE.UU., el análisis 12 que realizó la Nuclear Regulatory Commission a las 104
centrales existentes reveló que 91 de ellas operaban según los estándares de seguridad más
estrictos, en 11 unidades debían implementarse mejoras de seguridad menores o más relevantes y
2 centrales debían resolver de forma urgente problemas de seguridad mayores. En Europa, la
Comisión Europea obligó a todos los Estados miembros a realizar pruebas de resistencia a todas las
centrales nucleares 13 .
Dos países (Alemania y Suiza) adoptaron medidas de mayor calado tras el accidente de Fukushima.
En Alemania, el gobierno ordenó el 15 de marzo el cierre de las 8 centrales más viejas entre las 17
centrales nucleares existentes. En junio de 2011, el parlamento alemán aprobó una ley por la que se
12
Ver NRC (2011), “Recommendations for Enhancing Reactor Safety in the 21st Century, The Near-Term Task Force Review of Insights
from the Fukushima Dai-Ichi Accident”, julio.
13
Para más información, ver los boletines de Energía y Sociedad nº 61 (5 de octubre de 2010) y nº 69 (16 de febrero de 2012).
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desconectarían de la red todas las centrales entre 2011 y 2022. En Suiza, el Consejo Federal ha
recomendado que no se extienda la vida útil de las centrales existentes, desconectando la última
unidad en el año 2034. En Japón, mientras tanto, 4 de las 6 unidades de Fukushima Dai-ichi cerraron
permanentemente, pero a finales de 2011 sólo operaban 10 de las 50 unidades. El gobierno actual
ha propuesto recientemente limitar la vida útil de las centrales a 40 años, incrementar los requisitos
de seguridad y obligar a realizar planes de contingencia ante catástrofes. Finalmente, en otros
lugares del mundo (p. ej., Francia, Corea del Sur, China o el Reino Unido) se ha reevaluado o se está
reevaluando la estrategia nuclear tras el accidente de Fukushima, con énfasis en la seguridad de las
instalaciones, sin que se hayan adoptado medidas drásticas.
Las nuevas medidas de seguridad que se vayan aprobando en los distintos países y áreas geográficas
tenderán a incrementar el coste de la generación nuclear por el aumento de los estándares de
seguridad tanto en el diseño como en la operación y podrían dar lugar a un crecimiento de la
potencia instalada en el ámbito global menor que el previsto antes del accidente de Fukushima.
Especialmente en los mercados liberalizados, las decisiones de extensión de vida útil o renovación
de licencias de explotación dependerán del coste de las inversiones necesarias para cumplir con los
nuevos requisitos regulatorios. En el largo plazo, además, si la producción de gas natural no
convencional (p. ej., gas de esquisto) continúa creciendo en EE.UU. y se desarrolla en otros lugares
como Canadá, China o Europa, la presión a la baja sobre los precios de la electricidad dificultará aún
más la viabilidad de las instalaciones nucleares (nuevas y existentes).
Además, la referencia que propone la EIA para el largo plazo (su análisis llega hasta 2035) puede
resultar inexacta, ya que muchas de las centrales nucleares en operación alcanzarán el final de su
vida útil (incluso asumiendo una extensión de 20 años) entre 2035 y 2050. Para que se mantenga la
cuota de generación nuclear proyectada en 2035 en las décadas posteriores, entonces, se
necesitaría un gran volumen de inversiones en nuevas instalaciones.
Como conclusión, Joskow y Parsons argumentan que, pese al accidente de Fukushima, los
determinantes de la senda futura de evolución de la generación nuclear en el ámbito global siguen
siendo los mismos: viabilidad económica de los proyectos, la seguridad energética, las políticas
medioambientales y la aceptación pública de esta tecnología 14 . Dado que ningún país, hasta ahora,
ha anunciado cambios drásticos en materia de regulación de la seguridad nuclear y que únicamente
en unos pocos casos (Alemania, Suiza y Japón) se está planteando en este momento el cierre
definitivo de las centrales nucleares, los autores del estudio piensan que el efecto a largo plazo del
accidente de Fukushima podría ser una caída relativamente modesta en la tasa de crecimiento
global de la potencia instalada. Joskow y Parsons finalizan el artículo argumentando que será
necesaria una armonización de los requisitos de seguridad en todo el mundo y que, para ello, habría
que avanzar en las competencias, áreas de trabajo y capacidad de análisis y supervisión de
instituciones como la Asociación Mundial de Operadores de Instalaciones Nucleares (WANO), para
14
En este sentido, los autores destacan que es sorprendente que la aceptación pública de la energía nuclear en todo el mundo no
haya sufrido un deterioro muy significativo tras el accidente.
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Número 71
22 de marzo de 2012
que se parezcan con el tiempo a instituciones independientes como el Instituto de Operación de la
Energía Nuclear (INPO) de los EE.UU., cuyos informes sobre las distintas centrales de generación son
elementos muy importantes en la supervisión que realiza el regulador nuclear en este país.
El análisis de Joskow y Parsons pone de relieve que, pese a la tragedia ocurrida en Fukushima, no ha
habido –al menos hasta el momento—cambios drásticos en los determinantes del desarrollo futuro
de la energía nuclear en el mundo, atractiva para muchos países por su contribución a la seguridad
de suministro y a la lucha contra el cambio climático. El esfuerzo realizado en EE.UU., Unión Europea
y Japón para extraer las lecciones adecuadas del accidente de Fukushima se traducirá en un
incremento en la seguridad de las instalaciones y, por lo tanto, de sus costes. En España, el análisis
del Consejo de Seguridad Nuclear de las pruebas de resistencia realizadas a las instalaciones
nucleares confirma que el nivel de seguridad de las centrales nucleares españolas es elevado y que
las modificaciones en las infraestructuras y en los procedimientos de seguridad y de gestión de
contingencias reforzarán el papel que debería jugar esta tecnología en el sector eléctrico en las
próximas décadas.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica.
Evolución de los mercados energéticos
Los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a un mes y a
tres meses siguieron la senda alcista de las últimas semanas durante el periodo analizado (del 7 al
21 de marzo de 2012).
En la misma línea que los precios del Brent, las cotizaciones medias del gas natural de referencia en
el Reino Unido (NBP) ascendieron. Por el contrario, los precios medios del carbón europeo CIF ARA y
las cotizaciones medias de los derechos de emisión de CO2 (EUA-12) disminuyeron, experimentando
una significativa caída el contrato EUA-12 (12,1%), rompiendo la tendencia al alza de las últimas
semanas.
Los precios de los mercados spot de electricidad en Europa sufrieron un descenso generalizado,
acusando las mayores caídas el mercado eléctrico ibérico (Portugal y España), en torno a un 12%.
Por otro lado, las cotizaciones medias a plazo de los mercados de electricidad de Europa no
experimentaron cambios significativos, a excepción del contrato Cal-13 en los mercados de Francia y
Alemania, cuya cotización media disminuyó un 1,2%.
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Número 71
22 de marzo de 2012
Durante el periodo analizado (del 7 al 21 de marzo), los precios del Brent siguieron con la senda
alcista de las últimas semanas, aunque los incrementos de los precios no fueron tan acusados como
en semanas anteriores. Esto se debió a que los factores alcistas (aumento de las importaciones de
crudo por parte de China junto a las consecuencias colaterales de las sanciones a Irán) se
compensaron en gran medida con otros factores bajistas (p. ej., la OPEP y la IEA revisaron a la baja
sus previsiones de consumo de crudo para lo que resta de 2012).
Los precios medios del gas natural NBP también aumentaron durante la quincena analizada. La leve
caída de las temperaturas junto al ascenso de los precios del Brent y al descenso de las
importaciones de GNL fueron los principales factores que impulsaron al alza los precios del NBP. Por
el contrario, las cotizaciones medias del carbón europeo API2 disminuyeron, al igual que en
quincenas precedentes, debido al aumento del consumo de carbón procedente de EE.UU. y al
elevado nivel de stocks de carbón en Europa. Del mismo modo, las cotizaciones medias de los
derechos de emisión de CO2 descendieron significativamente, deshaciendo las ganancias
acumuladas durante las últimas semanas y situándose en los niveles observados a principios de
enero de 2012. El mercado de CO2 estuvo negativamente afectado por el veto de Polonia a una
resolución sobre la ampliación del compromiso europeo de reducción de emisiones, lo que podría
tener efectos colaterales sobre la futura aprobación de una retirada de derechos del mercado en la
Fase III del mercado.
Los precios spot medios de los principales mercados eléctricos de Europa (Francia, Alemania, Italia,
Nord Pool, Portugal y España) disminuyeron, arrastrados por el aumento de la generación eólica e
hidráulica. Por otro lado, las cotizaciones medias de los contratos a plazo permanecieron
relativamente estables, a excepción de los precios medios del contrato Cal-13 en los mercados de
Francia y Alemania, que disminuyeron un 1,2%.
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
07/03-21/03
21/02-06/03
Variación (%)
España OMIE
47,47
54,11
-12,27%
Portugal OMIE
49,73
56,87
-12,56%
Francia
47,13
53,09
-11,21%
Alemania
43,39
44,45
-2,39%
Italia GME
74,17
75,94
-2,34%
Nord Pool
29,85
33,50
-10,89%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE.
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22 de marzo de 2012
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
07/03-21/03
21/02-06/03
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
125,04
123,42
1,31%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
124,01
121,79
1,82%
Gas natural (NBP) entrega en Abril. 2012
€/MWh
24,45
24,03
1,71%
Gas natural (NBP) entrega en Q2 2012
€/MWh
24,30
23,79
2,14%
Carbón API2 ARA entrega en Abril. 2012
$/t
97,15
99,05
-1,92%
Carbón API2 ARA entrega en Q2 2012
$/t
100,77
102,17
-1,37%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2012
€/t
7,92
9,00
-12,07%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa.
140
120
100
60
40
20
OMEL (Es pa ña )
Nord Pool
Fra nci a
GME
Al ema ni a
21-mar-12
1-mar-12
11-mar-12
20-feb-12
31-ene-12
10-feb-12
21-ene-12
1-ene-12
11-ene-12
22-dic-11
12-dic-11
22-nov-11
2-dic-11
12-nov-11
23-oct-11
2-nov-11
13-oct-11
23-sep-11
3-oct-11
13-sep-11
24-ago-11
3-sep-11
14-ago-11
25-jul-11
4-ago-11
5-jul-11
15-jul-11
15-jun-11
25-jun-11
5-jun-11
6-may-11
16-may-11
26-may-11
6-abr-11
0
16-abr-11
26-abr-11
€/MWh
80
OMEL (Portuga l )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
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15
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Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa.
130
120
110
100
90
80
€/MWh
70
60
50
40
30
20
10
OMIE (Es pa ña )
Nord Pool
Fra nci a
GME
Al ema ni a
21-mar-12
14-mar-12
7-mar-12
29-feb-12
22-feb-12
15-feb-12
8-feb-12
1-feb-12
25-ene-12
18-ene-12
11-ene-12
4-ene-12
28-dic-11
21-dic-11
14-dic-11
7-dic-11
30-nov-11
23-nov-11
16-nov-11
9-nov-11
2-nov-11
26-oct-11
19-oct-11
12-oct-11
5-oct-11
28-sep-11
21-sep-11
14-sep-11
7-sep-11
0
OMIE (Portuga l )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los
derechos de emisión de CO2 (medias semanales).
130
26
23
120
20
17
110
14
11
100
8
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
Ga s na tura l NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Di c-2011-12 (€/t, eje dcho.)
21-mar-12
11-mar-12
1-mar-12
20-feb-12
10-feb-12
31-ene-12
21-ene-12
11-ene-12
1-ene-12
22-dic-11
2-dic-11
12-dic-11
22-nov-11
12-nov-11
2-nov-11
23-oct-11
13-oct-11
3-oct-11
23-sep-11
13-sep-11
3-sep-11
24-ago-11
14-ago-11
4-ago-11
25-jul-11
15-jul-11
5-jul-11
25-jun-11
15-jun-11
5-jun-11
26-may-11
16-may-11
6-may-11
26-abr-11
16-abr-11
5
6-abr-11
90
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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16
Número 71
22 de marzo de 2012
Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh).
07/03-21/03
21/02-06/03
Variación (%)
España entrega en Q2 2012
51,40
51,64
-0,46%
España entrega en 2013
51,88
51,91
-0,05%
Francia entrega en Q2 2012
42,55
42,63
-0,18%
Francia entrega en 2013
52,42
53,05
-1,18%
Alemania entrega en Q2 2012
46,45
46,19
0,56%
Alemania entrega en 2013
52,30
53,08
-1,47%
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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
€/MWh
50
40
30
Vencimiento en
Q1-2012
Vencimiento en
Q4-2011
Vencimiento
en Q2-2012
España
Francia
21-mar-12
12-mar-12
3-mar-12
23-feb-12
14-feb-12
5-feb-12
27-ene-12
18-ene-12
9-ene-12
31-dic-11
22-dic-11
13-dic-11
4-dic-11
25-nov-11
16-nov-11
7-nov-11
29-oct-11
20-oct-11
11-oct-11
2-oct-11
23-sep-11
14-sep-11
5-sep-11
27-ago-11
18-ago-11
9-ago-11
20
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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Número 71
22 de marzo de 2012
Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa.
Contrato con vencimiento en Cal+1 (medias semanales).
65
60
50
45
Vencimiento en Cal-13
Vencimiento en Cal-12
40
España
Francia
21-mar-12
12-mar-12
3-mar-12
23-feb-12
14-feb-12
5-feb-12
27-ene-12
18-ene-12
9-ene-12
31-dic-11
22-dic-11
13-dic-11
4-dic-11
25-nov-11
16-nov-11
7-nov-11
29-oct-11
20-oct-11
11-oct-11
2-oct-11
23-sep-11
14-sep-11
5-sep-11
27-ago-11
18-ago-11
35
9-ago-11
€/MWh
55
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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