boletin periodico de energia y sociedad numero 41

18 de noviembre de 2010
Número 41
Boletín de Energía y Sociedad
Número 41, 18 de noviembre de 2010
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CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
Situación económico-financiera de la actividad eléctrica en España: 1998-2009.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 5
Estrategias alternativas para alcanzar un mix energético “bajo en carbono” en 2050.
Barreras a la inversión privada en eficiencia energética.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5
p. 8
p. 12
EN ESTE NÚMERO…
...presentamos como novedad el último informe publicado por UNESA sobre la situación económico-financiera
de la actividad eléctrica en España, que presenta un gran conjunto de estadísticas y datos verificados por
Deloitte que permiten estudiar la evolución económica de las distintas actividades eléctricas desde la
aprobación de la Ley del Sector Eléctrico. El informe concluye que las empresas eléctricas se encuentran en la
actualidad en un momento crucial, debido a la crisis económica, al problema del déficit tarifario y al
replanteamiento estratégico de la política energética en el largo plazo.
En el apartado de reflexiones, presentamos un artículo publicado por la consultora Bain & Company en el que
se identifican y analizan los factores más relevantes que deben tener en cuenta los distintos gobiernos para
implementar una estrategia de reducción drástica de las emisiones contaminantes en el muy largo plazo
(horizonte 2050). Según Bain & Co., no existe una única estrategia óptima para alcanzar un “mix” energético
bajo en carbono, por lo que los gobiernos deberán tomar decisiones teniendo en cuenta varios criterios básicos
para diseñar la estrategia energética más apropiada para cada país. Además, presentamos un informe de la
Agencia Internacional de la Energía que analiza los factores que limitan los incentivos a que el sector privado
invierta en eficiencia energética. La principal conclusión del informe es que, además de los riesgos financieros,
la percepción de riesgos elevados por parte de los inversores es la gran barrera al desarrollo de este tipo de
inversiones.
Durante el periodo analizado (del 3 al 17 de noviembre) los precios medios del petróleo Brent correspondiente
a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses experimentaron subidas en torno al 4%. Los precios
del carbón y los derechos de emisión también aumentaron en el mercado europeo. Por otra parte, los precios
spot de la electricidad en los mercados europeos sufrieron descensos generalizados, destacándose los
registrados en los mercados de Francia, Alemania e Italia (-29%, -9% y -16% respectivamente).
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Número 41
Novedades en el sector
Situación económico-financiera de la actividad eléctrica en España: 1998-2009.
La Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA) acaba de publicar un informe de
seguimiento de la situación económico-financiera de la actividad eléctrica en España que ha sido
verificado por Deloitte. UNESA presenta un rico conjunto de estadísticas y datos que permiten,
además, estudiar la evolución económica de las distintas actividades eléctricas desde la aprobación
de la Ley del Sector Eléctrico en diciembre de 1997. La principal conclusión del informe es que las
empresas eléctricas se encuentran en la actualidad en un momento crucial, debido a (1) el efecto
negativo de la crisis económica sobre las decisiones de inversión y financiación y a las perspectivas
relativamente pesimistas en el corto plazo de consolidación de la recuperación, (2) las negativas
repercusiones financieras que está provocando la continua generación de déficit tarifario y (3) el
replanteamiento estratégico de la política energética en el largo plazo por parte del Gobierno y el
efecto que tendrá el cumplimiento de los objetivos medioambientales en 2020 sobre el diseño actual
del sistema energético.
Enlace: UNESA, “La situación económico-financiera de la actividad eléctrica en España, 1998-2009”, octubre de 2010.
El informe de UNESA cubre un amplio espectro de cuestiones relacionadas con la actualidad del
sector eléctrico en España utilizando como base información económico-financiera aportada por las
empresas eléctricas asociadas y verificada por Deloitte. 1 Entre los temas que aborda se incluyen las
perspectivas de inversión y financiación, la situación de las actividades de generación y distribución,
los márgenes y rentabilidades de la actividad eléctrica en España y muchos otros aspectos
relevantes para entender la realidad de las empresas eléctricas, como la evolución de los precios y
de los costes de generación, los costes de financiación, la presión fiscal, los costes de suministro y la
factura eléctrica o la eficiencia y productividad de la actividad eléctrica en España, entre otros.
Una de las principales conclusiones de los datos que presenta UNESA es que el peso del volumen de
negocio de la actividad eléctrica en España ha caído de forma continuada desde 1999 (cuando
suponía el 69% del volumen de negocio total), hasta alcanzar un 39% en 2009, según los datos
provisionales disponibles. Igualmente, el resultado neto de explotación (EBIT) ha caído a lo largo de
ese periodo, alcanzando un 48% del EBIT total. La rentabilidad de los activos (ROA) para el conjunto
de actividades eléctricas en España ha fluctuado, durante el periodo 1998-2009, entre 5,0% y 6,0%,
situándose en 5,2% en 2008 y en 5,4% en 2009, por debajo de la rentabilidad de los activos en el
1
Esta es la segunda ocasión en la que UNESA elabora un informe de esta naturaleza, en el que analiza de manera pormenorizada la
evolución de las actividades eléctricas desarrolladas en España.
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resto de negocios de las empresas eléctricas 2 desde el año 2003 y con diferencias que han fluctuado
entre los 110 pb y los 140pb en los últimos años.
La financiación de las actividades eléctricas en España que llevan a cabo las empresas asociadas a
UNESA (42.100 millones de € o un 67% de la deuda total de las empresas) supone un importante
problema, agudizado por el déficit tarifario acumulado y pendiente de cobro, financiado total y
obligatoriamente por las empresas de UNESA y que, en 2009, llevaba aparejado un importe de
deuda por valor de más de 13.000 millones de € (20,7% de la deuda total de las empresas y un
30,6% del endeudamiento ligado a las actividades eléctricas en España). 3 Como consecuencia de
esta situación financiera, que supone flujos libres de caja negativos en algunos años, la ratio de
endeudamiento ligada a la actividad eléctrica en España es una de las más altas de Europa. El nivel
de apalancamiento, unido al incremento del “riesgo país” debido a la crisis, ha elevado
sustancialmente el coste del capital necesario para financiar actividades eléctricas en España. 4
La actividad de generación se caracterizó en 2009 por un elevado nivel de incertidumbre, ligado a la
baja demanda, la volatilidad de los precios de los combustibles y al bajo factor de utilización de las
unidades térmicas de respaldo de las energías renovables (carbón y ciclos combinados), que pone
en riesgo la recuperación de las inversiones realizadas. Como consecuencia de la baja demanda, el
índice de cobertura del sistema se situó en 2008 y 2009 por encima del 30%, aunque la paralización
de las decisiones de inversión sugiere que hacia 2015 podría volver a darse una situación de
márgenes de reserva estrechos, como los observados en 2001-2. La intermitencia asociada a la
generación de tecnologías como la solar o la eólica implica que, para mantener un nivel de
seguridad en el sistema adecuado en el largo plazo, por cada MW de potencia renovable adicional
deberá instalarse un MW de potencia térmica convencional. Con el nivel de penetración esperado
de las energías renovables, probablemente harán falta unos 35.000 MW instalados de tecnologías
térmicas en 2020 para hacer frente a las puntas de demanda, con bajos factores de utilización.
La evolución reciente de los precios en el mercado de generación tampoco favorece la recuperación
de los costes de las centrales térmicas que ofrecen capacidad de respaldo al parque de instalaciones
de energía renovable. UNESA argumenta que en este contexto, dados los márgenes esperados en el
futuro, será necesario establecer pagos por capacidad que permitan recuperar los costes fijos. En
ausencia de pagos por capacidad suficientemente elevados, los precios del mercado mayorista
podrían no ofrecer incentivos a la entrada de nueva capacidad de generación, que se producirá si
los inversores tienen una expectativa de recuperación de todos los costes en el largo plazo
(incluyendo los costes de capital).
2
El resto de negocios incluye actividades no eléctricas en España y todas las actividades fuera de España.
3
El volumen total del déficit tarifario acumulado desde el año 2000 supera los 20.100 millones de €. De éstos, 13.031 millones de €
están pendientes de cobro y 4.640 millones de € están ligados a derechos titulizados y cedidos a terceros.
4
Dado que el coste del capital medio ponderado (WACC) de las actividades es superior al ROA, la actividad eléctrica en España
destruye valor en la actualidad.
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Un aspecto que resalta el informe de UNESA en relación con la actividad de generación es que no
puede considerarse que las centrales hidráulicas y nucleares estén amortizadas, debido a que no
han alcanzado aún el final de su vida útil económica y a que requieren inversiones recurrentes para
mantenerse operativas. En el caso de las centrales nucleares, por ejemplo, las inversiones nuevas
acumuladas superan ampliamente la inversión inicial en los activos. Según UNESA, no puede existir
sobreretribución indebida de esta actividad (los llamados “windfall profits”) por valor de 4.0005.000 millones de € cuando el beneficio total de generación (excluyendo la venta de activos) no
supera los 3.300 millones de €. La aplicación de una tasa fiscal sobre la generación hidráulica o
nuclear de 15 €/MWh (20 €/MWh) durante los 10 últimos años de vida útil de estas centrales daría
lugar a una reducción del patrimonio neto de la actividad eléctrica en España del 62% (82%),
En el caso de la actividad de distribución, el fuerte incremento de la demanda en el periodo 19972009 (4,0% anual) se ha visto correspondido por un importante proceso inversor, pese a que la
retribución de la actividad es la más baja de Europa. En 2008 y 2009, por ejemplo, las inversiones en
activos de distribución supusieron un 81% y un 92%, respectivamente, del resultado bruto de
explotación (EBITDA) correspondiente a esta actividad. En general y pese a los bajos niveles de
rentabilidad agregados, a la incertidumbre jurídica y regulatoria y al elevado déficit y
endeudamiento, las empresas eléctricas españolas han dedicado un 72% del resultado bruto de
explotación (EBITDA) a invertir en nuevos activos en los últimos años, muy por encima de los niveles
relativos de inversión observados en otros países de nuestro entorno.
En relación con uno de los problemas centrales del sector eléctrico, el déficit tarifario, UNESA
argumenta que la principal causa no se debe al coste del suministro de energía, sino a costes de
naturaleza regulada (primas del régimen especial, anualidades para recuperar el déficit acumulado,
etc.). En 2010, por ejemplo, menos del 50% de los costes que pagan los consumidores en sus
facturas se destinan a sufragar las actividades propiamente eléctricas (generación, transporte,
distribución y comercialización). Según UNESA, la estrategia energética (y, por tanto, la evolución
del “mix” energético) debe ajustar el nivel de crecimiento de las energías renovables a la evolución
de la demanda y de las interconexiones con el resto del continente.
La parte final del informe de UNESA presenta algunas reflexiones ligadas al nuevo modelo
energético que debería alcanzarse para garantizar el cumplimiento de los objetivos 20-20-20. Por un
lado, la reconfiguración del “mix”·de generación en uno bajo en emisiones contaminantes supondrá
inversiones por un valor mayor que el doble de las observadas en los diez últimos años. Pero esto
supondría únicamente el 30% de las inversiones necesarias. Por ello, se requiere un compromiso
activo por parte de los consumidores finales. La política energética debería centrarse en la gestión
de la demanda y en las políticas de ahorro y eficiencia energética, aunque esto supondrá un
incremento significativo de los costes de la energía, debido a los costes de capital de los
equipamientos necesarios para poner en marcha los programas de eficiencia energética.
El informe de UNESA dibuja un situación complicada para actividad eléctrica en España debido a
factores ligados a la política energética (excesivo fomento de algunas energías renovables), a la
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política tarifaria (13.000 millones de € de deuda en el balance de las empresas correspondiente al
déficit tarifario) y a la escasa retribución de los activos (rentabilidades por debajo del coste del
capital, generando destrucción de valor). Esto hace que las empresas eléctricas que operan en
España tengan dificultad para justificar económicamente nuevas inversiones, lo que a largo plazo
significará menor calidad y aumento del coste del suministro. La solución sólo puede pasar por unos
precios y tarifas que reflejen todos los costes ligados al suministro eléctrico y por el diseño de una
estrategia energética racional de largo plazo, con un desarrollo eficiente de las energías renovables
para cumplir con los compromisos medioambientales, que fomente una participación activa de la
demanda en el esfuerzo por alcanzar un “mix” energético sostenible y que permita restituir la
confianza en el futuro del sector.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Energías renovables: tecnología, economía, evolución e
integración en el sistema eléctrico, Mecanismos de apoyo a las energías renovables, El valor de la flexibilidad de
los ciclos combinados de gas natural, El déficit tarifario: qué es, consecuencias y solución, Windfall profits y
windfall losses, Eficiencia energética y su potencial.
Reflexiones de interés
Estrategias alternativas para alcanzar un mix energético “bajo en carbono” en 2050.
La consultora Bain & Company acaba de publicar un artículo en el que identifica y analiza los
factores más relevantes que deben tener en cuenta los distintos gobiernos para implementar una
estrategia de reducción drástica de las emisiones contaminantes en el muy largo plazo (horizonte
2050). Las principales conclusiones del informe son dos. Por un lado, cuanto antes comiencen a
implementarse medidas de reducción de emisiones, mayor será la probabilidad de alcanzar un “mix”
energético competitivo en 2050. Por otro lado, no existe una única estrategia óptima para alcanzar
un “mix” bajo en carbono, por lo que los gobiernos deberán tomar decisiones teniendo en cuenta
varios criterios básicos para diseñar la estrategia más apropiada para cada país.
Enlace: A. Leroi et al., “Pulling the right levers for a low-carbon energy mix in 2050”, Bain & Company, octubre de 2010.
El informe comienza indicando que el objetivo de alcanzar un mix energético bajo en emisiones de
CO2 en 2050 (con un objetivo de reducción de emisiones de 80%, por ejemplo) requerirá a lo largo
de la próxima década un volumen de inversión significativo por parte de las empresas eléctricas en
todo el mundo que permita, por un lado, renovar el parque de generación existente y, por otro,
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hacer frente al incremento esperado de la demanda eléctrica. 5 Para que se materialice toda esta
inversión, se requiere una imagen robusta y realista de lo que podría ser un “mix” competitivo y
bajo en carbono en 2050. Aunque las medidas de eficiencia energética pueden ayudar a reducir las
emisiones, 6 los gobiernos deberán tomar medidas adicionales para modificar el “mix”. La
generación eléctrica es uno de los sectores con un mayor potencial de reducción de emisiones. De
hecho, reducir las emisiones de CO2 en un 80% implicaría que en muchos países habría que reducir
hasta niveles insignificantes las emisiones debidas a la generación eléctrica.
El reto al que se enfrentan casi todos los países, por tanto, es cómo identificar el “mix” de
generación que permita alcanzar los objetivos medioambientales fijados y a un coste razonable. De
acuerdo con los autores, a la hora de definir la estrategia energética de largo plazo, los gobiernos
deberán afrontar decisiones que supondrán alcanzar un compromiso entre cinco criterios
alternativos: (a) el precio de la electricidad, (b) el nivel de emisiones de CO2, (c) la seguridad de
suministro, (d) la capacidad de capturar el valor que crean los activos de generación en el ámbito
local, y (e) el nivel de aceptación pública de las distintas tecnologías de generación.
Según los autores, al no existir un “mix” de generación óptimo, cada país o región deberá definir
una combinación “potencialmente adecuada” de las distintas tecnologías para tener en cuenta el
peso relativo de los criterios anteriores, debiendo necesariamente dar prioridad a unos sobre otros.
Así, por ejemplo, en muchos países o regiones, pese a la presión por reducir las emisiones, los
criterios de seguridad de suministro y de aceptación pública de las diferentes tecnologías han
restringido de hecho las opciones para los gobiernos. 7 El análisis realizado por los autores sobre las
opciones que tienen los gobiernos para implementar un “mix” de generación bajo en carbono
concluye que las decisiones sobre política energética en el largo plazo serían más fáciles si éstos se
centraran en cuatro dimensiones concretas del problema, que se analizan a continuación.
Descarbonización de la “carga base” 8 . De acuerdo con las estimaciones de los autores, la
generación en carga base es responsable del 85% (92%) de las emisiones contaminantes en Europa
(EE.UU.). Por ello, una de las vías para reducir emisiones es cambiar las tecnologías que generan
dicha carga base. Entre las tecnologías con bajas emisiones (hidráulica, geotérmica, biomasa, eólica,
solar fotovoltaica y nuclear, entre las tecnologías maduras, y solar por concentración y CCS, entre
5
Por ejemplo, para la UE-27 la Agencia Internacional de la Energía estima una tasa media de crecimiento anual de la demanda
eléctrica en 2010-2050 de 0,9%, mientras que dicha tasa demanda nivel global se situaría en 1,5%.
6
Según Bain & Co., alcanzar en 2050 una reducción en el consumo eléctrico en Europa del 10% (20%) supondría una reducción de
emisiones de CO2 del 18% (48%).
7
En diversos estados de EE.UU. y en algunos países europeos, por ejemplo, hay una fuerte oposición a la energía nuclear, mientras
que en otros países, como Francia, la energía eólica obtiene un apoyo regulatorio muy limitado. En Alemania, el proyecto piloto de
captura y almacenamiento de CO2 (CCS) de Schwarze Pumpe, pionero para esta tecnología a escala comercial, tiene que emitir CO2 a
la atmósfera, de momento, debido a la oposición local al almacenamiento subterráneo de las emisiones.
8
El término “carga base” se refiere a un perfil de generación (o de consumo) “plano” (es decir, constante durante las 24 horas del
día). Las tecnologías de generación en “carga base” operan en un número elevado de horas en el año (más de 6.000, por ejemplo) y
con perfiles de funcionamiento planos (es decir, con pocos arranques y paradas de las unidades).
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las tecnologías experimentales), sólo el CCS y la nuclear están libres de restricciones respecto a su
energía primaria o recursos, siendo por tanto adecuadas como tecnologías de base. Sin embargo,
ninguna de ellas está exenta de problemas (tecnológicos y comerciales, en el caso del CCS; de
aceptación pública y de tiempos y costes de inversión, en el caso de la nuclear). Según los autores,
eliminar la energía nuclear de un “mix” teóricamente equilibrado incrementaría el coste de la
electricidad en un 30% en Europa (28% en EE.UU.).
Utilización de las tecnologías con emisiones más elevadas de CO2 para cubrir las puntas de
demanda. Otra vía para reducir emisiones contaminantes de manera eficiente consistiría en
desplazar las tecnologías con mayores emisiones y que aún funcionan en base (las que utilizan
carbón o gas natural como combustible), hacia regímenes de operación con un menor número de
horas de funcionamiento (por ejemplo, en las puntas o en los periodos intermedios entre punta y
valle) a medida que se vaya invirtiendo en tecnologías de base poco contaminantes. Según los
autores, este desplazamiento podría reducir las emisiones en la UE-27 en un 15% a lo largo de los
próximos 40 años. En EE.UU., además, reduciría el coste medio de generación en unos 3 $/MWh.
Desarrollo de la capacidad eólica y solar en el corto plazo. Incluso teniendo en cuenta un potencial
desplazamiento de las tecnologías térmicas convencionales (las que queman carbón y gas natural),
la mayor parte de la cobertura de la demanda eléctrica provendrá de instalaciones emisoras de CO2.
Una manera de reducir estas emisiones en el corto plazo sería potenciar el desarrollo de tecnologías
renovables, como la eólica o la solar. Estas tecnologías, sin embargo, también presentan
inconvenientes, como la intermitencia en la producción o los elevados costes tanto de inversión
como en tecnologías complementarias de almacenamiento de energía. En general, un excesivo
desarrollo de estas tecnologías, según los autores, reduciría la capacidad para alcanzar el máximo
beneficio potencial derivado de la introducción de tecnologías de base como la nuclear o el CCS. De
acuerdo al análisis de los autores, para alcanzar un “mix” de generación competitivo en Europa con
240 GW de potencia eólica instalada, se requerirá una inversión de 1,4 billones de € a lo largo de los
próximos 40 años.
Gestión de la demanda. Una vía adicional para alcanzar los objetivos medioambientales planteados
en el horizonte 2050 consiste en implementar medidas que alteren el perfil de la demanda de
energía eléctrica, transfiriendo consumo desde las horas punta (en las que las emisiones de CO2 son
mayores) a las horas valle (con menores niveles de emisiones). De acuerdo con el análisis de los
autores, la capacidad instalada en 2050 en Europa podría reducirse en más de 100 GW si se
desplazara el 13% de la demanda punta a horas de menor demanda. La principal restricción a la que
se enfrentaría la gestión eficiente de la demanda sería la necesidad de reforzar las redes de
transporte y distribución. Además, sería necesario invertir en torno a un 25% más que en
condiciones normales para que las medidas de gestión de la demanda sean plenamente efectivas.
Para finalizar su artículo, los autores señalan dos factores que los gobiernos deberían tener en
cuenta a la hora de diseñar la estrategia energética en el largo plazo y que podrían acelerar o frenar
la transición hacia el “mix” óptimo de generación: (a) la disponibilidad de capital para financiar las
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inversiones en un contexto de escasez de recursos financieros, y (b) la necesidad de un marco
regulatorio estable y predecible para generar incentivos a invertir. La principal conclusión es que los
gobiernos pueden jugar un papel fundamental en la consecución del “mix” óptimo a través de
iniciativas que favorezcan la actuación de los agentes privados (inversores, empresas de tecnología
y empresas eléctricas).
El artículo publicado por Bain & Company hace hincapié en que no existe una única estrategia
óptima para alcanzar un “mix” bajo en emisiones en el largo plazo. Esto es debido a que cada país
valorará de forma diferente cuáles son los criterios a los que dar mayor peso a la hora de fijar dicha
estrategia. En el caso de España, ya se dispone de una base con emisiones muy bajas, de renovables
que aportan significativamente a la cobertura de la demanda y de capacidad térmica convencional
que funciona principalmente en las puntas. Así, de acuerdo con los criterios expuestos por los
autores, las claves a futuro en el caso de España estarían en la gestión de la demanda (eficiencia
energética, desplazamiento de demanda de puntas a valles) y en crear un marco regulatorio estable
y predecible que genere incentivos a invertir (apoyo a las renovables eficientes para satisfacer el
objetivo de penetración, pagos por capacidad que aseguren el respaldo a las renovables de energías
firmes y unas perspectivas claras para la energía nuclear que permitan planificar la generación de
base de bajas emisiones del futuro).
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio
climático a futuro y el sector eléctrico, Insostenibilidad del sistema energético y vías de solución.
Barreras a la inversión privada en eficiencia energética.
La Agencia Internacional de la Energía ha publicado recientemente un estudio en el que se
identifican las principales barreras existentes a la inversión privada en tecnologías y equipamientos
que permitan mejorar la eficiencia energética. El informe analiza los factores que limitan los
incentivos a invertir en eficiencia energética, especialmente los ligados a la incertidumbre y a la
financiación de las inversiones, revisa algunos programas implementados en diversos países y
realiza una serie de recomendaciones orientadas a facilitar el desarrollo de las inversiones privadas
en eficiencia energética en las próximas décadas. La principal conclusión del informe es que, además
de los riesgos financieros, la percepción de riesgos elevados por parte de los inversores es la gran
barrera al desarrollo de este tipo de inversiones. Por ello, las medidas gubernamentales que
reduzcan la incertidumbre (p. ej., programas de garantía de préstamos) y favorezcan el desarrollo de
protocolos internacionales de medición y verificación de eficiencia energética incrementarán los
incentivos a la participación privada en este sector.
Enlace: P. de T’Serclaes, “Money matters. Mitigating risk to spark private investments in energy efficiency”, Agencia
Internacional de la Energía, Energy Efficiency Series, septiembre de 2010.
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Aunque la eficiencia energética es un campo con grandes posibilidades para los inversores y con
beneficios medioambientales significativos, la mayor parte del potencial aún no ha sido explotado,
presentando niveles de inversión muy por debajo de los necesarios para alcanzar los objetivos
medioambientales fijados por los distintos países. Muchos gobiernos destinan recursos a la
reducción de emisiones contaminantes a través de inversiones en eficiencia energética, pero los
volúmenes de inversiones distan de los que se estiman necesarios para alcanzar el objetivo de
limitar la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera a 450 partes por millón
(unos 300.000 millones de dólares por año hasta el año 2030, de los cuales, según Naciones Unidas,
un 86% debería ser aportado por el sector privado).
La primera parte del estudio de de T’Serclaes analiza por qué no se capitalizan las oportunidades de
negocio que brinda la eficiencia energética. Una de las principales razones es que el riesgo y la
incertidumbre que rodean a las inversiones en eficiencia energética son difíciles de evaluar.
Además, el hecho de que las medidas de eficiencia energética reduzcan costes (o consumo) en vez
de incrementar la producción implica que la cuantificación los beneficios derivados de las
inversiones sea una tarea compleja, especialmente dado que no existen protocolos estándares para
la medición de las ganancias derivadas de la mayor eficiencia energética.
Los principales riesgos asociados a las inversiones en eficiencia energética son de tipo operativo
(incertidumbre sobre la eficacia de la tecnología), técnicos (relacionados con el coste o dificultad de
implementación de los proyectos), de supervisión (dificultad para monitorizar la implementación de
una tecnología), regulatorios e institucionales (incertidumbre sobre la fiabilidad de las políticas y
normativas vigentes y exposición a cambios inesperados en la regulación) o financieros (posibilidad
de pérdidas por fluctuaciones en los precios de la energía o de los tipos de interés o riesgo de
contrapartida). Además, hay que añadir en las economías emergentes como China o India (donde
existe un gran potencial para incrementar la eficiencia energética) otros riesgos que incrementan
los costes financieros, como el riesgo soberano o riesgo país o el riesgo institucional.
Todos estos factores, junto con el hecho de que el tamaño de los proyectos de eficiencia energética
sea relativamente pequeño, genera una percepción desfavorable por parte de los inversores, que
los consideran “demasiado pequeños”, “muy dispersos”, “excesivamente técnicos” y con “bajas
rentabilidades relativas". 9 Por otra parte, las tecnologías resultan viables económicamente teniendo
en cuenta sus ciclos de vida, pero resultan caras inicialmente en comparación con alternativas
menos eficientes. Las soluciones financieras tradicionales para estos proyectos, como la
financiación con cargo al balance de activos, mediante capital propio (“equity financing”) o capital
propio y deuda (p. ej., “mezzanine financing) resulta difícil, especialmente en el contexto actual de
crisis económica y de crédito. Otro tipo de financiación desligada del balance de activos, como las
estructuras de “project finance” o “leasing” también resultan difíciles de implementar debido a los
9
Ver, por ejemplo, P. de T’Serclaes (2007), “Financing energy-efficient homes: Existing policy responses to financial barriers”,
OCDE/AIE o AIE (2008), “Promoting energy efficiency investments – case studies in the residential sector”, OCDE/AIE/AfD.
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elevados costes de transacción. Otras formas de financiación más innovadoras (p. ej., la financiación
de contingencias o “contingency financing”) 10 pueden resultar atractivas y eficaces.
El análisis de datos, bien públicos o bien recopilados a través de encuestas sobre inversiones en
eficiencia energética por parte de instituciones públicas y agentes privados, permite a de T’Serclaes
concluir que (1) debe profundizarse en la recogida y el tratamiento de información detallada sobre
inversiones en proyectos de eficiencia energética para identificar áreas con potencial de inversión y
facilitar la evaluación de los proyectos por parte de las instituciones financieras (p. ej., permitiendo
analizar qué parte de los proyectos de inversión debe considerarse inversión en eficiencia
energética), (2) resulta esencial mejorar los canales y los flujos de información entre los agentes
interesados (tecnólogos, inversores, instituciones financieras, instituciones públicas) y establecer
protocolos de verificación y supervisión para incrementar la confianza de los inversores y de las
entidades de financiación y (3) la existencia de personal experto en eficiencia energética dentro de
las instituciones financieras tiene un impacto significativo sobre las decisiones de financiación,
permitiendo sortear algunas de las barreras ligadas a los factores de incertidumbre anteriormente
descritos.
La segunda sección del informe se centra en el análisis de cuatro casos concretos de mecanismos de
financiación de proyectos de eficiencia energética con el objeto de identificar si los mecanismos
existentes permiten mitigar los riesgos a los que se enfrentan los inversores. Entre ellos, se analiza
un mecanismo de financiación de contingencias en China, un mecanismo de financiación basado en
el “empaquetamiento” de proyectos de eficiencia energética en India, un ejemplo de colaboración
público-privada a través de un fondo de financiación en Tailandia y el mecanismo de financiación de
proyectos de desarrollo limpio (PDLs) en el marco del Protocolo de Kioto. Según el autor del
informe, estas experiencias muestran que existen mecanismos para reducir el riesgo asociado a las
inversiones en eficiencia energética y fomentar la participación del sector privado en la financiación
de estas inversiones. Sin embargo, estos mecanismos no dan lugar, aún, a un volumen de
inversiones significativo, por lo que deben plantearse vías para generar un mayor nivel de confianza
entre los inversores en los proyectos de eficiencia energética.
En la tercera sección del informe, de T’Serclaes presenta una serie de recomendaciones orientadas
a facilitar la creación de un “círculo virtuoso y sostenible” de inversiones en eficiencia energética. En
primer lugar, un apoyo firme por parte de los gobiernos y de las instituciones internacionales a la
financiación de proyectos de eficiencia energética abrirá las posibilidades de desarrollar esquemas
de financiación innovadores y efectivos por parte del sector privado. La aplicación de instrumentos
tradicionales de gestión de riesgos para mitigar la incertidumbre asociada a los proyectos de
eficiencia energética podría traducirse, por ejemplo, en el desarrollo de seguros ligados al ahorro
energético durante la vida útil de la inversión (a cambio de una prima, el promotor de una inversión
10
Este tipo de financiación ofrece un “colchón” en forma de provisiones para hacer frente a situaciones inesperadas que puedan
suponer obligaciones financieras durante la vida útil o durante la fase de construcción de un activo; por ejemplo, condenas por
demandas, impagos, etc.
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podría asegurar un nivel mínimo de ahorro energético) o durante la fase de construcción (bonos de
seguridad o “surety bonds”). En general, los mecanismos de transferencias de riesgo y los
instrumentos desarrollados por la industria de los seguros son buenos puntos de partida para
explorar soluciones que podrían aplicarse en el caso de las inversiones en eficiencia energética.
Otra área que podría explorarse es la titulización de derechos ligados a programas de eficiencia
energética, aunque el contexto financiero actual no parece el más favorable para el desarrollo de
este tipo de estructuras de financiación, al menos en el corto plazo. Para ello, la eficiencia
energética debería poder transformarse en un “commodity” (producto estándar) que permitiera, a
través de estructuras financieras, crear productos derivados de cobertura de riesgos como las
variaciones en los precios de la energía o los potenciales daños derivados del cambio climático. Este
tipo de productos fue desarrollado por Enron Energy Services a principios de los años 90. El
desarrollo de mecanismos actuariales permitía trasladar realidades físicas a flujos de ingresos, lo
que permitía generar un proceso de precios compatible con el desarrollo de un “commodity”. La
principal ventaja de esta vía es que podría dar lugar a un mercado secundario de eficiencia
energética, facilitando la financiación y la estructuración de productos de aseguramiento, etc.
El papel de los gobiernos y de las instituciones internacionales debería ser, en opinión de de
T’Serclaes, el de aglutinadores de información y de plataformas de exploración de cooperación
público-privada, desarrollando instrumentos e implementando medidas que reduzcan los riesgos
percibidos por los inversores. Además, deberían continuar desarrollando protocolos internacionales
de medición, supervisión y evaluación de proyectos y medidas de eficiencia energética, como el
International Energy Efficiency Financing Protocol (IEEFP), y otros mecanismos que faciliten las
inversiones, como los fondos de inversión específicos (p. ej., Climate Investment Funds, CIF).
El desarrollo de las inversiones privadas en eficiencia energética se ve frenado por la elevada
incertidumbre ligada a las tecnologías y a la recuperación de las inversiones, especialmente en un
contexto macroeconómico y financiero de restricción del crédito como el actual. Una de las vías para
generar incentivos adecuados a la entrada de capital privado en este sector es desarrollar esquemas
de cooperación público-privada que ofrezcan suficientes garantías como para que los inversores y
las entidades financieras puedan valorar los beneficios, también económicos, de la implementación
de medidas de eficiencia energética. En España, la aplicación de medidas de eficiencia energética
efectivas debe jugar un papel esencial en la estrategia energética en el largo plazo e incrementará la
probabilidad de alcanzar los objetivos medioambientales fijados para el 2020 de forma
económicamente eficiente. La introducción del vehículo eléctrico en los próximos años a gran escala
será una de las principales políticas de eficiencia energética que se implantarán en nuestro país,
junto con la normativa sobre eficiencia energética en edificios y hogares.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Eficiencia energética y su potencial, Regulación de la
eficiencia energética, Objetivos y normativa en España de la eficiencia energética, El vehículo eléctrico.
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18 de noviembre de 2010
Número 41
Evolución de los mercados energéticos
Durante el periodo analizado (del 3 al 17 de noviembre) los precios medios del petróleo Brent
correspondiente a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses experimentaron
importantes crecimientos, en torno al 4% respecto al periodo anterior, alcanzándose para los
contratos a 1 y 3 meses precios medios de 87,08 $/bbl y 87,39 $/bbl respectivamente.
Los precios medios de los contratos del carbón europeo (API2 ARA) con vencimiento en el mes de
diciembre y en el primer trimestre del próximo año (Q1 2011) registraron crecimientos de en torno al
2% respecto a la quincena anterior, lo que los sitúa alrededor de los 105 $/t. Los precios del gas
natural en NBP (hub del Reino Unido) se movieron de forma lateral sin acumular variaciones
relevantes en su precio medio quincenal (-0,12% y +0,49% para las entregas en diciembre y en Q1-11
respectivamente). La cotización media del contrato de derechos de emisión de CO2 EUA-10 cayó
ligeramente, situándose en 14,6 €/t. Por otra parte, los precios spot de la electricidad en los
mercados europeos sufrieron descensos generalizados, destacándose los registrados en los
mercados de Francia, Alemania e Italia (-29%, -9% y -16% respectivamente).
En quincena analizada, los precios medios del barril Brent con vencimientos a 1 y 3 meses escalaron
de forma importante, de la mano de la apreciación de la divisa europea frente al dólar. Con un
crecimiento del 4% respecto de la quincena anterior, las cotizaciones de estos contratos se sitúan
en torno a los 87 $/bbl. Pese al crecimiento quincenal, la senda de precios del crudo finaliza con
descensos en los últimos días por la desconfianza de los mercados ante el posible rescate de
Irlanda.
El carbón europeo API2 ARA prosigue su tendencia alcista de las últimas semanas acumulando
crecimientos del 2% que llevan a alcanzar precios medios de 105 $/t para los vencimientos en el
mes de diciembre y en Q1 2011. Los precios del gas natural en el Reino Unido (NBP) mantuvieron
cierta estabilidad en las últimas semanas sin llegar a acumular variaciones reseñables,
permaneciendo los precios de las entregas en diciembre y en Q1 2011 en los 18,79 y los 19,41
€/MWh respectivamente. En el mercado de derechos de emisión de CO2, el precio del contrato con
vencimiento en diciembre de 2010 cayó casi un 2% respecto de la quincena anterior registrando un
precio medio de 14,64 €/t frente a los 14,93 €/t de la quincena anterior.
Los precios medios spot de electricidad descendieron de forma generalizada en los mercados
europeos, siendo destacables los significativos descensos de los precios franceses, alemanes e
italianos (-29%, -9% y -16% respectivamente). Los precios spot en la península acumularon
descensos más moderados, con una variación del -1,77% en el precio medio español y del -2,76% en
el caso de Portugal. Estos descensos se reprodujeron de manera más moderada en las cotizaciones
medias a plazo de electricidad de los mercados europeos. Los contratos en carga base con entrega
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Número 41
en el primer trimestre y en 2011 negociados en el mercado a plazo en España se situaron en los
43,83 y los 44,84 €/MWh respectivamente.
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
03/11-17/11
19/10-02/11
Variación (%)
España OMIE
39,12
39,83
-1,77%
Portugal OMIE
40,32
41,47
-2,76%
Francia
45,14
63,66
-29,08%
Alemania
44,94
49,59
-9,37%
Italia GME
58,74
69,93
-16,00%
Nord Pool
49,95
49,97
-0,03%
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
03/11-17/11
19/10-02/11
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
87,08
83,34
+4,49%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
87,39
84,17
+3,83%
Gas natural (NBP) entrega en Dic. 2010
€/MWh
18,79
18,81
-0,12%
Gas natural (NBP) entrega en Q1 2011
€/MWh
19,41
19,32
+0,49%
Carbón API2 ARA entrega en Dic. 2010
$/t
105,12
102,90
+2,15%
Carbón API2 ARA entrega en Q1 2011
$/t
104,45
102,57
+1,84%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2010
€/t
14,64
14,93
-1,98%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa.
90
80
70
€/MWh
60
50
40
30
20
10
17-ene-10
25-ene-10
2-feb-10
10-feb-10
18-feb-10
26-feb-10
6-mar-10
14-mar-10
22-mar-10
30-mar-10
7-abr-10
15-abr-10
23-abr-10
1-may-10
9-may-10
17-may-10
25-may-10
2-jun-10
10-jun-10
18-jun-10
26-jun-10
4-jul-10
12-jul-10
20-jul-10
28-jul-10
5-ago-10
13-ago-10
21-ago-10
29-ago-10
6-sep-10
14-sep-10
22-sep-10
30-sep-10
8-oct-10
16-oct-10
24-oct-10
1-nov-10
9-nov-10
17-nov-10
0
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
GME
Alemania
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.
100
90
80
70
50
40
30
20
10
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
GME
Alemania
17-nov-10
13-nov-10
9-nov-10
5-nov-10
1-nov-10
28-oct-10
24-oct-10
20-oct-10
16-oct-10
12-oct-10
8-oct-10
4-oct-10
30-sep-10
26-sep-10
22-sep-10
18-sep-10
14-sep-10
10-sep-10
6-sep-10
2-sep-10
29-ago-10
25-ago-10
0
21-ago-10
€/MWh
60
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
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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).
24
105
22
100
20
95
18
90
16
85
14
80
12
75
10
70
8
17-ene-10
25-ene-10
2-feb-10
10-feb-10
18-feb-10
26-feb-10
6-mar-10
14-mar-10
22-mar-10
30-mar-10
7-abr-10
15-abr-10
23-abr-10
1-may-10
9-may-10
17-may-10
25-may-10
2-jun-10
10-jun-10
18-jun-10
26-jun-10
4-jul-10
12-jul-10
20-jul-10
28-jul-10
5-ago-10
13-ago-10
21-ago-10
29-ago-10
6-sep-10
14-sep-10
22-sep-10
30-sep-10
8-oct-10
16-oct-10
24-oct-10
1-nov-10
9-nov-10
17-nov-10
110
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-2010 (€/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).
03/11-17/11
19/10-02/11
Variación (%)
España entrega en Q1 2011
43,83
45,16
-2,95%
España entrega en 2011
44,84
45,05
-0,45%
Francia entrega en Q1 2011
53,13
54,30
-2,14%
Francia entrega en 2011
48,82
49,36
-1,10%
Alemania entrega en Q1 2011
48,56
49,08
-1,06%
Alemania entrega en 2011
48,56
49,08
-1,06%
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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15
15-ene-10
23-ene-10
31-ene-10
8-feb-10
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24-feb-10
4-mar-10
12-mar-10
20-mar-10
28-mar-10
5-abr-10
13-abr-10
21-abr-10
29-abr-10
7-may-10
15-may-10
23-may-10
31-may-10
8-jun-10
16-jun-10
24-jun-10
2-jul-10
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
€/MWh
15-ene-10
23-ene-10
31-ene-10
8-feb-10
16-feb-10
24-feb-10
4-mar-10
12-mar-10
20-mar-10
28-mar-10
5-abr-10
13-abr-10
21-abr-10
29-abr-10
7-may-10
15-may-10
23-may-10
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8-jun-10
16-jun-10
24-jun-10
2-jul-10
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28-sep-10
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22-oct-10
30-oct-10
7-nov-10
15-nov-10
€/MWh
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Número 41
Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el
trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales).
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Es pa ña
Es pa ña
Fra nci a
Fra nci a
Al ema ni a
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).
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Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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