boletin periodico de energia y sociedad numero 63

7 de noviembre de 2011
Número 63
Boletín de Energía y Sociedad
Número 63, 7 de noviembre de 2011
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CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
La CE presenta un “paquete de infraestructuras” para mejorar las redes
energéticas, digitales y de transporte en Europa.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 5
Análisis de la tendencia de largo plazo en las emisiones globales de CO2.
Evaluación del funcionamiento del mercado de capacidad de PJM.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5
p. 9
p. 12
EN ESTE NÚMERO…
...presentamos como novedad el “paquete de infraestructuras” presentado recientemente por la Comisión
Europea y que incluye propuestas de reglamentos para impulsar el desarrollo del mercado único europeo en
los sectores de energía, transporte y telecomunicaciones a través de una mejora en sus infraestructuras.
Además, crea un nuevo instrumento de financiación común para los tres sectores (Instrumento de
Interconexión para Europa o Connecting Europe Facility), con un presupuesto total de 50.000 M€, de los cuales
9.100 M€ corresponden al sector energético.
En la sección de reflexiones, presentamos un informe de la Agencia Neerlandesa de Estudios
Medioambientales (PBL) y el Joint Research Centre de la Comisión Europea (JRC) que analiza la evolución de
las emisiones globales de CO2 a lo largo del periodo 1970-2010. En los tres últimos años destacan la
desaceleración y el posterior repunte de las emisiones en los países industrializados, como consecuencia de la
coyuntura económica, y la asimetría geográfica y por sectores de las tendencias en las emisiones de CO2.
Por otro lado, presentamos el segundo informe de evaluación del mercado de capacidad de PJM (Reliability
Pricing Model, RPM), elaborado por The Brattle Group a instancias del operador del sistema en este mercado.
En opinión de los autores del informe, el mercado de capacidad de PJM funciona correctamente y ha
conseguido atraer inversión en nueva capacidad, reducir los costes de suministro de energía eléctrica y
mantener un nivel de disponibilidad de la capacidad existente suficientes para cumplir con los requisitos de
margen de reserva establecidos para el sistema PJM.
Durante el periodo analizado (del 24 de octubre al 7 de noviembre de 2011) los precios medios del petróleo
Brent con entrega a uno y tres meses permanecieron relativamente estables, al igual que los precios del
carbón y del gas natural (NBP) con entrega en el corto plazo. En los mercados spot de electricidad europeos
destaca el descenso de precios registrado en los mercados ibéricos, en torno al 12,5%.
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7 de noviembre de 2011
Número 63
Novedades en el sector
La CE presenta un “paquete de infraestructuras” para mejorar las redes energéticas,
digitales y de transporte en Europa.
La Comisión Europea ha dado a conocer un “paquete de infraestructuras” consistente en una serie
de propuestas de reglamentos para impulsar el desarrollo del mercado único europeo en los sectores
de energía, transporte y telecomunicaciones a través de una mejora en las infraestructuras. El plan
de infraestructuras de la CE crea un nuevo instrumento de financiación común para los tres sectores
(Instrumento de Interconexión para Europa o Connecting Europe Facility) con un presupuesto total
de 50.000 M€, de los que 9.100 M€ correspondientes al sector energético. Para este sector propone
procedimientos acelerados para la obtención de licencias y metodologías para definir proyectos de
interés común e identifica adicionalmente una serie corredores y áreas de actuación prioritarios.
Enlaces: (a) Comisión Europea, “A growth package for integrated European infrastructures”, Comunicación de 19 de
octubre de 2011, (b) Comisión Europea, “Proposal for a regulation on guidelines for trans-European energy
infrastructure”, 19 de octubre de 2011, (c) Comisión Europea, “Proposal for a regulation establishing the Connecting
Europe Facility”, 19 de octubre de 2011.
En junio de 2011, la Comisión Europea (CE) presentó el marco financiero multianual 2014-2020, que
se centró en las necesidades de financiación de proyectos prioritarios que aportan un elevado valor
añadido en la Unión Europea 1 . A pesar de que se espera que los mecanismos de mercado jueguen
un papel fundamental en la financiación de las nuevas infraestructuras, la intervención pública se
hace necesaria para ciertos proyectos que de otro modo no se llevarían a cabo o se iniciarían
después del año 2020, no contribuyendo, por tanto, al logro de los objetivos 20-20-20 2 . Por este
motivo, el 19 de octubre de 2011, la CE dio a conocer tres comunicaciones y cuatro propuestas de
reglamento que conforman un “paquete de infraestructuras” cuya finalidad es dar un nuevo
impulso a la creación de un mercado único europeo en los sectores de energía, transportes y
telecomunicaciones en banda ancha. Entre las propuestas más destacadas figuran una guía para el
desarrollo de infraestructuras energéticas transeuropeas, que una vez aprobada derogará el marco
vigente para el desarrollo de las redes energéticas transeuropeas 3 (TEN-E), y la creación del
1
De acuerdo con las estimaciones de la CE, el valor de las inversiones en redes de importancia europea ascienden a 1 billón de €, de
los cuales 210.000 M€ corresponden al sector energético: 140.000 M€ para sistemas de transporte de electricidad en alta tensión,
almacenamiento y aplicaciones de redes inteligentes, 70.000 M€ para gasoductos de alta presión, almacenamientos, terminales de
gas natural licuado o comprimido e infraestructura para flujos bidireccionales y 2.500 M€ para redes de transporte de CO2. En el
sector energético se identificaron cuatro áreas prioritarias de financiación: (a) infraestructuras, (b) desarrollo tecnológico, (c)
eficiencia y fuentes renovables y (d) seguridad y desmantelamiento de instalaciones nucleares.
2
Ver más información sobre los objetivos 20-20-20 en el Boletín Energía y Sociedad nº 42 (29 de noviembre de 2010).
3
Aprobadas por la CE en septiembre de 2006 mediante la Decisión Nº 1364/2006/EC.
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Instrumento de Interconexión para Europa, que crea un novedoso fondo para la financiación de
proyectos en los tres sectores citados.
La propuesta de guía para el desarrollo de infraestructuras energéticas transeuropeas establece
mecanismos para acelerar las inversiones en redes energéticas y su interoperabilidad y tiene como
objetivos fomentar proyectos que promuevan el mercado energético único y asegurar que ningún
Estado miembro quede aislado de la red energética europea. En la propuesta se identifican cuatro
corredores para gas, cuatro para electricidad, uno para petróleo y tres áreas temáticas (redes
inteligentes, superred eléctrica y transporte de CO2) 4 , se establecen criterios para la identificación
de proyectos concretos de interés común y para evaluarlos mediante análisis coste-beneficio y se
fijan unos plazos máximos para la concesión de licencias de construcción y explotación.
Entre los corredores y áreas prioritarios de relevancia para España aparecen, por un lado, la
Interconexión Eléctrica Norte-Sur de Europa Occidental 5 , que además de mejorar la interconexión
entre Estados miembros también lo hace con terceros países de la cuenca mediterránea con vistas a
integrar la energía renovable procedente de estos países en la red eléctrica europea y, por otro
lado, la Interconexión Gasista Norte-Sur de Europa Occidental 6 , que permitirá incrementar la
diversificación de fuentes de suministro de gas natural y su disponibilidad a corto plazo. Además se
señala una serie de áreas prioritarias que afectan a todos los Estados miembros, como la
implantación de redes inteligentes, las “autopistas” de transporte de electricidad o la red
transfronteriza de transporte de CO2.
El plan de infraestructuras energéticas define las categorías de infraestructuras que deben
desarrollarse, entre las cuales se encuentran las líneas de transporte de electricidad de alta tensión
(más de 220 kV, 150 kV en el caso de líneas submarinas o subterráneas), gasoductos de alta presión
que no formen parte de la red de distribución, instalaciones para el almacenamiento de gas
(almacenamientos subterráneos conectados a la red de alta presión o instalaciones para la
recepción, el almacenamiento y la regasificación o descompresión de gas natural licuado o
comprimido), oleoductos e instalaciones para el almacenamiento de petróleo y derivados, tuberías
usadas exclusivamente para el transporte de CO2 de carácter antropogénico 7 procedente de dos o
más fuentes, así como instalaciones para su licuefacción y almacenamiento (a excepción de los
almacenamientos subterráneos permanentes).
4
Ver más información sobre redes inteligentes aquí. La superred eléctrica es una red eléctrica transeuropea que facilitaría la
integración de energías renovables a gran escala y la operación de las redes con el objetivo de desarrollar el mercado interior de
energía (ver más información aquí). Por otro lado, las infraestructuras de transporte de CO2 permitirán almacenar el dióxido de
carbono con la tecnología de captura y almacenamiento de CO2.
5
NSI West Electricity (Bélgica, Francia, Alemania, Irlanda, Italia, Luxemburgo, Países Bajos, Malta, Portugal, España y Reino Unido).
6
NSI West Gas (mismos países que el NSI West Electricity).
7
Generado por la actividad humana.
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También se establece una metodología para identificar proyectos de interés común y para la
creación de grupos regionales encargados de identificarlos. Los proyectos de interés común deben
cumplir una serie de criterios: en el caso de una interconexión eléctrica o una sección relevante de
un corredor, por ejemplo, la capacidad debe incrementarse al menos en 500 MW; si se trata de un
proyecto de almacenamiento eléctrico, debe contar con una capacidad de almacenamiento anual
neta superior a 500 GWh; en el caso del transporte de gas natural, debe tratarse de instalaciones
con flujo bidireccional o que aumenten la capacidad de transporte en al menos un 10%.
Para facilitar la puesta en marcha de estos proyectos, se pretende agilizar la tramitación de la
concesión de licencias necesarias a los promotores de la inversión, estableciendo que los proyectos
de interés común tengan la consideración de proyectos de interés público en cada país y además se
nombrará una “autoridad competente” por país que podrá tomar las decisiones. Así se acelerará,
por ejemplo, el proceso de estudio y aprobación de la declaración del impacto medioambiental de
cada proyecto. La duración de todo el proceso de concesión de licencias no debe superar en ningún
caso los tres años y se dividirá en dos fases: (a) un procedimiento de solicitud previa (período entre
el inicio del proceso de gestión de licencias y la aceptación de la solicitud por parte de las
autoridades competentes, inferior a dos años) y (b) un procedimiento de concesión estatutaria de
licencias (período entre la aceptación de la solicitud y la resolución definitiva por parte de las
autoridades competentes, inferior a un año).
Además, cabe destacar la creación de un nuevo fondo público de financiación, el Instrumento de
Interconexión para Europa (IIE) o Connecting Europe Facility, dotado con 50.000 M€, para financiar
proyectos en los sectores energético, de transporte y de telecomunicaciones 8 . Los instrumentos de
financiación (p. ej., garantías y bonos de financiación de proyectos) son comunes para los tres
sectores de red, lo que permitiría aprovechar las posibles sinergias entre proyectos en los distintos
sectores. Los fondos estarán directamente gestionados por la CE en estrecha colaboración con el
Banco Europeo de Inversiones. La CE espera que las inversiones del IIE actúen como catalizadores
de la inversión privada, aportando credibilidad a los proyectos y reduciendo los perfiles de riesgo 9 .
Por otra parte, de forma simultánea a la introducción del Instrumento de Interconexión para
Europa, la CE propone iniciar la fase piloto de la Iniciativa Europa 2020 de Bonos para la
Financiación de Proyectos, reactivando así un mercado de bonos con muy poca actividad en Europa
en la actualidad, con la idea de atraer inversión privada a largo plazo con aversión al riesgo (fondos
de pensiones, compañías de seguros, etc.).
8
Del volumen total de fondos, 9.100 M€ irán destinados al sector energético, mientras que el sector transporte acapara 31.700 M€ y
el sector de telecomunicaciones 9.200 M€.
9
En el pasado, los gobiernos de la UE han tratado de fomentar las inversiones privadas en este tipo de proyectos, bien a través de
privatizaciones o de modelos de colaboración público-privada. Debido a la dificultad actual para atraer financiación privada a largo
plazo, el Instrumento de Interconexión para Europa se canalizará a través de plataformas específicas de capital y deuda, como bonos
para proyectos individuales, con el objetivo de atraer la financiación del sector privado y crear un efecto multiplicador. Es decir, los
instrumentos creados actuarían como catalizadores para estimular la inversión privada, tratándose de participaciones en fondos de
capital y préstamos y/o garantías a través de instrumentos de riesgo compartido.
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La situación actual de crisis económica y financiera global y la poca liquidez de los mercados de
crédito impiden financiar proyectos de infraestructuras estratégicas con periodos de amortización
muy elevados. A través del “plan de infraestructuras”, la CE ha presentado un innovador conjunto de
instrumentos financieros que potenciará la participación de la inversión privada en el desarrollo de
estas infraestructuras. Del conjunto de propuestas publicadas relativo al sector energético que se
incluyen en el paquete de infraestructuras, destaca la creación de grupos regionales para la
identificación de proyectos de interés común que faciliten la construcción de infraestructuras clave
para interconectar los mercados energéticos. En el caso de España, la construcción de nuevas
infraestructuras de interconexión eléctrica y gasista permitiría gestionar con mayor eficiencia las
inversiones en energías limpias (eólica, solar, etc.) y las infraestructuras de transporte de gas natural
y de regasificación de gas natural licuado.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Normativa básica e instituciones energéticas comunitarias,
Actividades reguladas.
Reflexiones
Análisis de la tendencia de largo plazo en las emisiones globales de CO2.
La Agencia Neerlandesa de Estudios Medioambientales (PBL) y el Joint Research Centre de la
Comisión Europea (JRC) han publicado la edición 2011 de su informe “Tendencias a largo plazo en
las emisiones globales de CO2”, con información y análisis sobre la evolución de las emisiones
globales de CO2 a lo largo del periodo 1970-2010. El análisis realizado tiene en cuenta las emisiones
contaminantes debidas al uso de combustibles fósiles y otras fuentes relevantes, como la
combustión de gas durante el proceso de extracción de petróleo o las emisiones derivadas del
proceso de producción de cemento. En los tres últimos años destacan la desaceleración y el posterior
repunte de las emisiones en los países industrializados, como consecuencia de la coyuntura
económica, y la asimetría geográfica y por sectores de las tendencias en las emisiones de CO2. El
informe concluye también que el conjunto de los países industrializados que ratificaron el Protocolo
de Kioto cumplirán el objetivo de reducción de emisiones planteado para el año 2012.
Enlace: PBL Netherlands Environmental Assessment Agency y JRC European Commission, “Long-term trend in global CO2
emissions. 2011 report”, 19 de septiembre de 2011.
El principal objetivo de este estudio es realizar una evaluación de la tendencia en el largo plazo de
las emisiones globales de CO2 por región, país y fuente contaminante, incluyendo datos hasta 2010.
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Los datos en los que se basa el estudio provienen de dos fuentes. Para el periodo entre 1970 y 2008
se han empleado los datos del proyecto EDGAR 4.2 10 , realizado conjuntamente por la PBL y el JRC.
Por otra parte, los datos concernientes al período 2008-2010 están basados, en lo que se refiere a
emisiones por uso de combustibles fósiles, en el Statistical Review of World Energy de British
Petroleum (BP), que ofrece información de las emisiones de cada país procedentes de cuatro
categorías de combustibles (carbón y derivados, petróleo y derivados, gas natural y otros
combustibles fósiles) y de otras fuentes contaminantes.
Uno de los resultados más destacados del estudio es la constatación del considerable repunte en
las emisiones globales de CO2 en 2010 (superior al 5%) 11 . El incremento registrado en 2010 tras el
descenso observado en 2009 es similar al vivido en 1976, después de que la crisis del petróleo diera
lugar a caídas en las emisiones globales en 1974 y 1975. Con este incremento, la tasa media de
incremento de las emisiones globales en los tres últimos años (1,9%) es similar a la tendencia de
largo plazo registrada en las dos últimas décadas (periodo 1990-2010) 12 .
El principal motor del aumento ha sido China, país al que se pueden atribuir dos terceras partes del
incremento de emisiones de CO2 procedentes de la combustión de carbón y buena parte de las
derivadas de la producción de cemento, que en este país aumentó un 16%. De hecho, la aceleración
mundial de emisiones de CO2 desde 2003 es consecuencia de la industrialización de China, cuya
cuota de consumo de carbón ha pasado en estos años del 26% al 30%, con un aumento del 100% en
las emisiones de esta fuente 13 . En contraste, los países de la OCDE, en los que en 2010 se recuperó
la producción en aquellos sectores que más energía consumen tras la recesión de 2008-2009,
elevaron sus emisiones de CO2 a un menor ritmo 14 .
10
Base de datos para la investigación atmosférica mundial (Emissions Database for Global Atmospheric Research, EDGAR) que
contiene información sobre emisiones antropogénicas (i.e., cuyo origen es la actividad humana) de gases de efecto invernadero y
otros contaminantes, con datos divididos por países, por cuadrantes geográficos y por fuente de emisión (más de 100, en total). Para
las fuentes derivadas del uso de combustibles, la base de datos EDGAR se alimenta de información proporcionada por la Agencia
Internacional de la Energía (AIE), mientras que los datos relacionados con la combustión de gas en el proceso de extracción de
petróleo provienen del gobierno de los EE.UU. (NOAA/NCDC), los de emisiones procedentes de la producción de cemento y derivados
de Naciones Unidas (UNFCCC) y las emisiones por descomposición de materia orgánica provienen de Joosten, H. (2009), “The Global
Peatland CO2 Picture. Peatland Status and Drainage Related Emissions in All Countries of the World”, Wetlands International, Ede.
11
Mientras que en 2008 el aumento de emisiones de CO2 fue de sólo un 1% y en 2009 se experimentó un descenso del 1%, las
emisiones de 2010 sufrieron un aumento superior al 5%, llegando a 33.000 millones de toneladas. Esto se debe al incremento del 7%
en el consumo de carbón y gas natural (que representan el 40% y el 20% de las emisiones totales, respectivamente) y del 11% en la
producción de cemento (que representa el 4% de las emisiones). Desde el año 2003 no se observaba un aumento así en el consumo
de carbón, mientras que en el caso del gas natural es necesario remontarse al año 1984 para encontrar un incremento similar.
12
Desde el año 2000, las emisiones de CO2 han aumentado un 30% y desde 1990 un 45%, un porcentaje también similar al de los 20
años anteriores a 1990, por lo que puede concluirse que la tendencia de largo plazo no ha experimentado cambios notables.
13
Sólo en 2010, sus emisiones de CO2 aumentaron un 10% respecto a 2009, llegando a 9.000 Mt, debido al incremento de la
generación eléctrica con carbón (+11,6%), de la producción de acero (+9,6%) y de la producción de cemento (+15,1%).
14
Por ejemplo, los 27 miembros de la Unión Europea (UE) registraron un aumento de las emisiones conjuntas del 3%, hasta 4.000
millones de toneladas, mientras que en Estados Unidos las emisiones de CO2 crecieron un 4% hasta 5.200 millones de toneladas.
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De acuerdo con el informe, el cambio más sustancial en las emisiones globales de CO2 se debe a
las variaciones geográficas en la evolución de las mismas, debido en parte a la relocalización
geográfica del sector manufacturero mundial. Mientras que en 1990 los países industrializados
acaparaban un 68% de las emisiones totales, frente al 29% de los países en desarrollo, en 2010 las
cuotas se situaron en el 43% y el 54%, respectivamente. Además, el estudio identifica cambios
destacables en las cifras de emisiones anuales per cápita y por unidad de PIB, fundamentalmente
por el crecimiento de las emisiones en países como China. El primer indicador ha pasado de 2,2 a
6,8 toneladas per cápita entre 1990 y 2010, mientras que la UE-27 ha reducido sus emisiones per
cápita de 9,2 a 8,1 toneladas y Estados Unidos de 19,7 a 16,9 toneladas. De continuar esta
tendencia, China podría superar a Estados Unidos como mayor emisor per cápita de CO2 en 2017.
El consumo de combustibles fósiles sigue destacando como principal fuente de emisiones de CO2,
acaparando un 90% de las emisiones totales. Respecto a las fuentes emisoras de CO2 de carácter no
energético, destaca la producción de cemento, aunque ha reducido un 20% sus emisiones de CO2
por tonelada producida respecto a 1980 15 . Por otro lado, la contribución de las energías renovables
a la reducción de emisiones de CO2 puede considerarse aún limitada, con una cuota de
participación en el suministro energético total que pasó del 7% en 2004 al 8% en 2010. La energía
renovable más importante en términos absolutos continúa siendo la hidráulica, a pesar del rápido
crecimiento de la eólica, la solar y los biocombustibles.
Por sectores, destacan por su elevado ritmo de crecimiento de emisiones de CO2 desde 1970 el
sector eléctrico y el de transportes (especialmente el transporte por carretera). Entre 1970 y 1990
la tasa media anual de incremento en ambos fue del 5%, disminuyendo al 2,5% anual a principios de
los 90. Sin embargo, el sector eléctrico volvió a retomar una tasa anual de crecimiento de emisiones
del 4% a partir de 2002, de nuevo por influencia del crecimiento industrial de China. Las emisiones
ligadas a las edificaciones han mantenido un ritmo de crecimiento constante entre 1970 y 2008, con
un incremento total del 17%, mientras que en el sector industrial el crecimiento también fue
estable hasta 2001, año en el que China accedió a la Organización Mundial del Comercio (OMC),
acelerándose el crecimiento en las emisiones desde entonces.
Los autores del informe también analizan el grado de cumplimiento de los compromisos de
reducción de emisiones de CO2 adquiridos en el Protocolo de Kioto (PK). De acuerdo con las
estimaciones realizadas, los países industrializados que adquirieron compromisos de reducción de
emisiones superarán con creces el objetivo colectivo de reducción del 4,2% en el período 20082012 respecto al nivel de emisiones en 1990, ya que la reducción media estimada es del 16%.
Incluso incluyendo a Estados Unidos en este grupo, a pesar de no ser un país firmante del protocolo,
el objetivo de reducción del 6% desde 1990 estaría cerca de cumplirse, con un 5,2%. Sin embargo,
debe destacarse que Estados Unidos por sí solo no podría alcanzar los objetivos acordados por el
15
Esto se debe a que el volumen de “clinker” (producto de horno que se muele para fabricar el cemento, formado por silicatos y
aluminatos) empleado se ha reducido del 95% (en el “cemento Portland” clásico) al 70-80%.
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conjunto de países industrializados que firmaron el PK, ya que la evolución de sus emisiones de
CO2 es contraria a la tendencia de reducción que experimenta la UE-27.
En la parte final del informe, los autores indican algunas de las vías técnicas para reducir el
consumo de combustibles fósiles y, de esta manera, las emisiones de CO2, entre las que incluyen:
(a) mejoras en la eficiencia energética, (b) desarrollo de energías renovables, (c) desarrollo de la
energía nuclear y (d) sustitución de carbón por gas natural (o desarrollo, donde sea posible, de la
tecnología de captura y almacenamiento de CO2). Los autores también inciden en que no existe una
estrategia energética que garantice una reducción drástica de emisiones en el corto plazo y que
serán necesarias políticas estables de apoyo a la inversión en tecnologías con bajas emisiones y
acuerdos globales sobre limitación de emisiones para cambiar sustancialmente el mix energético en
el largo plazo.
Una de las conclusiones que debe extraerse del informe de PBL/JRC sobre la evolución de las
emisiones globales de CO2 es que la transformación del mix energético en un mix “limpio” se llevará
a cabo con éxito si existen políticas de largo plazo estables. En el caso de España, teniendo en cuenta
la coyuntura económica y regulatoria (existencia de un volumen significativo de déficit tarifario),
probablemente deberán replantearse nuevamente la estrategia de desarrollo de las energías
renovables en los próximos años, para acompasarla al crecimiento de la demanda y a un mix
renovable eficiente, y el papel que debe jugar la energía nuclear en la transición hacia un mix
energético con menor protagonismo de los combustibles fósiles. Por el lado de la demanda, el marco
regulatorio debería incentivar las mejoras en eficiencia energética y la adopción de tecnologías
limpias (p. ej., el vehículo eléctrico).
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El cambio climático y los acuerdos internacionales, Cambio
climático a futuro y el sector eléctrico.
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Evaluación del funcionamiento del mercado de capacidad de PJM.
La consultora The Brattle Group ha publicado recientemente el segundo informe de evaluación del
funcionamiento mercado de capacidad de PJM (“PJM’s reliability pricing model” o RPM). Dicho
informe se elabora a petición de PJM Interconnection L.L.C. (operador del sistema y del mercado). En
opinión de los autores, el mercado de capacidad de PJM funciona correctamente, ya que habría
conseguido atraer inversión en nueva capacidad y mantener un nivel de disponibilidad de la
capacidad existente suficientes para cumplir con los requisitos de margen de reserva establecidos.
Además, el mercado de capacidad de PJM habría contribuido a reducir los costes de suministro al
fomentar la competencia entre las diferentes tecnologías de generación existentes y nuevas
tecnologías, incluyendo los recursos de gestión de la demanda, y habría facilitado la toma de
decisiones eficientes en cuanto a inversión en adecuación medioambiental o cierre de centrales de
carbón antiguas.
Enlace: J. Pfeifenberger, S. Newell et al., “Second Performance Assessment of PJM’s Reliability Pricing Model. Market
Results 2007/08 through 2014/15”, 26 de agosto de 2011.
El segundo informe de evaluación del funcionamiento del RPM de PJM 16 divide el análisis realizado
en, básicamente, las siguientes secciones: (a) análisis de los resultados de las subastas de capacidad
realizadas hasta la fecha con el fin de valorar la efectividad del RPM a la hora de promover la
inversión en capacidad para garantizar la seguridad de suministro, (b) preocupaciones de los
agentes implicados, (c) coste de entrada de la nueva capacidad, (d) evaluación de elementos
individuales del diseño del RPM, como la curva de demanda de capacidad, y (e) áreas de mejora.
Análisis de los resultados de las subastas de capacidad. El RPM introdujo un mercado basado en
una subasta anual de capacidad a tres años vista en la que la demanda era considerada mediante
una curva con pendiente descendente. El informe indica que el RPM ha atraído y retenido suficiente
capacidad como para cumplir con el margen de reserva objetivo 17 . Además, el RPM habría
incrementado la competencia entre los diferentes tipos de recursos de capacidad (nuevas plantas,
mejoras en generación ya existente, recursos de demanda). La existencia de una gran variedad de
recursos implica que las curvas de oferta en las subastas son cada vez más planas (menor
pendiente), lo que redunda en un mayor nivel de competencia y una menor volatilidad de los
precios. Además, las subastas de capacidad ofrecen a los agentes señales económicas que les
16
El mercado de capacidad de PJM se basa actualmente en subastas anuales de capacidad en nodos determinados a tres años vista
(“base residual auctions”) y subastas adicionales (“incremental auctions”) que permiten ajustar la oferta de capacidad en función de
los cambios en la previsión de la demanda y de la capacidad de las redes de transporte y de las interconexiones. Para más
información sobre este mercado, ver el Boletín Energía y Sociedad nº 53 (27 de mayo de 2011) o el informe de The Brattle Group
(2009), “A comparison of PJM’s RPM with alternative energy and capacity market designs”.
17
Concretamente, desde que comenzó a funcionar el RPM ha habido un crecimiento neto de recursos de más de unos 13.100 MW,
incluyendo 11.800 MW de recursos por el lado de la demanda, sin tener en cuenta la generación sujeta al esquema de compensación
denominado “fixed resource requirement” o la capacidad de nuevos miembros de PJM como FirstEnergy o Duke.
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permiten optimizar las decisiones relativas a mejoras medioambientales de las unidades de carbón
más antiguas u optar por su cierre. En las subastas realizadas, el precio de la capacidad ha sido
coherente con la coyuntura de oferta y demanda de capacidad, así como con la capacidad de
transporte disponible, situándose por debajo del coste de un nuevo entrante (de acuerdo con la
situación actual de PJM no era necesario invertir en nueva capacidad, dada la elevada disponibilidad
de recursos de demanda).
Preocupaciones de los agentes implicados (transportistas, generadores, distribuidores, clientes
finales, etc.). Las principales fuentes de preocupación de los agentes fueron: (1) la volatilidad e
incertidumbre sobre los precios en el mecanismo RPM, (2) la conveniencia de esquemas de
contratación a largo plazo para facilitar la financiación de nuevas inversiones, (3) la relación entre la
compensación a la capacidad de generación ya instalada y a la nueva capacidad, (4) el impacto de la
potencial retirada de un volumen importante de capacidad de generación en respuesta a nueva
normativa medioambiental 18 , (5) la creciente dependencia de recursos de demanda para la
cobertura de la misma y (6) la bondad del mecanismo de fijación de los objetivos de recursos para la
cobertura de demanda, que depende de los métodos para determinar el margen de reserva y las
previsiones de demanda. Los autores del informe concluyen que, en general, la mayor parte de las
críticas al RPM no tienen un respaldo empírico y ofrecen recomendaciones y propuestas sobre cada
una de estas cuestiones para mitigar las dudas de los agentes 19 .
Coste de entrada de nueva capacidad de generación. Este es uno de los parámetros utilizados para
definir la curva de demanda de capacidad en el RPM. The Brattle Group, basándose en un análisis
de los costes de inversión y operación de distintas tecnologías, recomienda mantener la turbina de
combustión como la tecnología de entrada de referencia. El informe recomienda introducir mejoras
tanto en el método de cálculo de los costes de capital de la nueva capacidad como en la
metodología para estimar el coste neto de entrada (coste de capital menos el margen neto
esperado por dicha tecnología en los mercados de energía y servicios complementarios 20 ).
Evaluación de elementos individuales del diseño del RPM. En esta sección del informe los autores
analizan algunas de las posibilidades existentes para incrementar la transparencia y la estabilidad de
los precios en el RPM. Según The Brattle Group, debería reducirse la incertidumbre a la que se
enfrentan los agentes por la fijación, mediante métodos administrativos, de determinados
parámetros ligados a la modelización de las áreas de suministro (“locational deliverability areas”), la
estimación de la capacidad máxima en las líneas de transporte y las previsiones de evolución de la
18
Entre 2015 y 2018 entrarán en vigor nuevas normas medioambientales aprobadas por la Environmental Protection Agency (EPA)
del gobierno de EE.UU. que podrían dar lugar al cierre de un número significativo de unidades de generación.
19
Los autores del informe reconocen que, aunque una gran parte de variabilidad de los precios de la capacidad está ligada a factores
fundamentales de oferta y demanda, determinados episodios de elevada volatilidad del precio tienen su origen en cambios en el
diseño del mercado, mientras que una fuente importante de incertidumbre es la fijación mediante procedimientos administrativos
de determinados parámetros del modelo de retribución de la capacidad en PJM.
20
La central de referencia tiene 390 MW de capacidad (en verano) y una configuración de ciclo abierto con dos turbinas de gas
natural General Electric 7FA.05 con catalizadores para el control de las emisiones de NOx.
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7 de noviembre de 2011
Número 63
demanda. The Brattle Group propone añadir nuevos horizontes de previsión en los procesos de
planificación de las redes (p. ej., a cuatro, cinco y diez años), reducir la frecuencia de cambios
significativos en la capacidad de las redes dentro de los procesos de planificación e incrementar la
coordinación entre los procedimientos de planificación y las metodologías para fijar los márgenes
de reserva dentro del RPM para, en momentos en los que exista preocupación sobre el margen de
reserva, facilitar la respuesta de los mecanismos de mercado en vez de recurrir a contratos
bilaterales entre el operador del sistema y unidades de generación individuales (“reliability mustrun contracts”). Además, los autores del informe recomiendan complementar las subastas a tres
años con subastas adicionales voluntarias u otros mecanismos (p. ej., una plataforma “over the
counter”) que facilite los intercambios bilaterales de productos de capacidad.
Áreas de mejora. En la última sección del informe, los autores analizan algunos potenciales riesgos
para el funcionamiento del RPM y ofrecen recomendaciones para evitar posibles problemas. Uno de
ellos reside en el diseño de la curva de demanda utilizada en las subastas. Esta curva puede alcanzar
un precio máximo igual a 1,5 veces el coste de entrada neto determinado administrativamente. Sin
embargo, los márgenes por energía y servicios complementarios considerados para calcular el coste
de entrada neto proceden de un análisis histórico. Así, si históricamente ocurrieran episodios de
márgenes altos (p. ej., por condiciones climatológicas o por indisponibilidades puntuales de
generadores o elementos del transporte), pudiera resultar que la curva de demanda fuera nula, lo
cual evidentemente no tendría sentido. Para evitar esto, The Brattle Group recomienda elevar el
techo sobre los precios de la capacidad, basándose en un análisis de simulación del mercado PJM.
Además, proponen otros cambios que facilitarían la supervisión del mercado (p. ej., modelización
más proactiva de las áreas de suministro, verificación de los recursos disponibles, cambios en las
reglas de oferta en las subastas RPM, etc.).
El informe de The Brattle Group arroja luz sobre el funcionamiento de los sistemas de pagos por
capacidad basados en subastas. En este sentido, resulta muy significativo que las principales fuentes
de incertidumbre, volatilidad y potenciales problemas de funcionamiento tengan que ver
directamente con la fijación administrativa de los parámetros del mecanismo de subastas y no con
el propio funcionamiento del mercado. Así, parece que pese a que este tipo de sistemas se
denominan mercados, en la práctica se trata de modelos muy regulados y, por tanto, sujetos en
último término a la intervención más o menos evidente del regulador.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Mecanismos de ajuste de demanda y producción,
Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado.
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Número 63
Evolución de los mercados energéticos
Durante el periodo analizado (del 24 de octubre al 7 de noviembre de 2011) los precios medios del
petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a uno y tres meses permanecieron
relativamente estables, tras la escalada observada en la primera quincena de octubre. Las
variaciones respecto de los precios medios quincenales registrados en el periodo anterior se sitúan
en -0,1% y +1,1% para las entregas a 1 y 3 meses, respectivamente.
El carbón de referencia en Europa API2 ARA se estabilizó en el punto medio del rango de los 115-120
$/t, tras varias semanas de descensos en los precios de las entregas en diciembre y Q1-2012. En el
mercado de gas natural del Reino Unido, los contratos con entrega en el último mes de 2011 y en el
primer trimestre del próximo año evolucionaron de forma diferente, registrándose variaciones
mínimas en el contrato de diciembre y una caída del 3,6% en las entregas en Q1-2012. El precio
medio quincenal de los derechos de emisión de CO2 con entrega en diciembre de 2011 continuó
cayendo en el periodo analizado, y con un descenso del 3,32 % se sitúa en 10,06 €/t.
En los mercados spot de electricidad europeos destaca el significativo descenso de precios registrado
en los mercados ibéricos, en torno al 12,5% respecto de la quincena anterior, así como la
recuperación del precio en Nord Pool (+23%). El resto de mercados permanecieron más estables.
Factores contrapuestos como las últimas noticias procedentes de Grecia y la mejora de la demanda
china en el mes de octubre dieron lugar a un aumento de la estabilidad en las cotizaciones del
petróleo de referencia en Europa (Brent) en las últimas semanas. Los contratos con entrega a 1 y 3
meses se sitúan en 110,45 $/bbl y 108,67 $/bbl, respectivamente, tras registrar sendas variaciones
sobre la quincena anterior de un -0,1% y un +1,1%.
La evolución de los precios del resto de combustibles europeos también reflejó estabilidad. Los
precios del carbón europeo con entrega tanto en diciembre como el Q1-2012 permanecieron en
torno a 117 $/t, tras experimentar variaciones mínimas del -0,3% respecto del periodo anterior. En
cuanto al gas natural en el mercado del Reino Unido, las entregas en diciembre se situaron en 25
€/MWh, mientras que los contratos con entrega en el primer trimestre de 2012 descendieron desde
28,12 €/MWh en la quincena anterior a 27,11 €/MWh en esta última quincena (-3,6%). Los precios
de los derechos de emisión de CO2 (contrato EUA 2011) continuaron cayendo, llegando a romper en
los últimos días el soporte de los 10 €/t, aunque en términos medios quincenales el EUA 2011 se
sitúa en 10,06 €/t tras caer un 3,32% respecto de la quincena anterior.
En los mercados spot de electricidad europeos, los precios medios en la península Ibérica cayeron
de nuevo por debajo de los precios alemanes y franceses, tras experimentar un descenso en la
última quincena superior al 12% respecto del periodo anterior por el aumento de la producción
renovable, que los sitúa en 51 €/MWh y 53 €/MWh en España y Portugal, respectivamente. En el
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Número 63
resto de mercados spot en Europa destaca el crecimiento del precio del 22,6% registrado en Nord
Pool. En los mercados OTC, por el contrario, descienden los precios en Alemania y Francia, mientras
que en España se mantuvieron estables, convergiendo de esta forma el Cal-12 en estos tres
mercados hacia los 53,5-54,0 €/MWh.
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
24/10-07/11
09/10-23/10
Variación (%)
España OMIE
51,03
58,12
-12,19%
Portugal OMIE
52,90
60,59
-12,68%
Francia
53,02
53,51
-0,91%
Alemania
53,04
51,72
+2,54%
Italia GME
77,94
78,21
-0,34%
Nord Pool
39,60
32,30
+22,58%
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
24/10-07/11
09/10-23/10
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
110,45
110,59
-0,12%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
108,67
107,54
+1,05%
Gas natural (NBP) entrega en Dic. 2011
€/MWh
25,30
25,25
+0,23%
Gas natural (NBP) entrega en Q1 2012
€/MWh
27,11
28,12
-3,56%
Carbón API2 ARA entrega en Dic. 2011
$/t
117,18
117,59
-0,35%
Carbón API2 ARA entrega en Q1 2012
$/t
117,21
117,61
-0,34%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2011
€/t
10,06
10,40
-3,32%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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OMEL (Es pa ña )
Nord Pool
Fra nci a
GME
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Al ema ni a
7-nov-11
4-nov-11
1-nov-11
Al ema ni a
29-oct-11
26-oct-11
23-oct-11
20-oct-11
17-oct-11
14-oct-11
GME
11-oct-11
8-oct-11
5-oct-11
Fra nci a
2-oct-11
29-sep-11
26-sep-11
23-sep-11
20-sep-11
Nord Pool
17-sep-11
14-sep-11
11-sep-11
8-sep-11
5-sep-11
OMEL (Es pa ña )
2-sep-11
30-ago-11
27-ago-11
24-ago-11
21-ago-11
18-ago-11
15-ago-11
12-ago-11
9-ago-11
6-ago-11
€/MWh
7-ene-11
15-ene-11
23-ene-11
31-ene-11
8-feb-11
16-feb-11
24-feb-11
4-mar-11
12-mar-11
20-mar-11
28-mar-11
5-abr-11
13-abr-11
21-abr-11
29-abr-11
7-may-11
15-may-11
23-may-11
31-may-11
8-jun-11
16-jun-11
24-jun-11
2-jul-11
10-jul-11
18-jul-11
26-jul-11
3-ago-11
11-ago-11
19-ago-11
27-ago-11
4-sep-11
12-sep-11
20-sep-11
28-sep-11
6-oct-11
14-oct-11
22-oct-11
30-oct-11
7-nov-11
€/MWh
7 de noviembre de 2011
Número 63
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 (Portuga l )
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
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portuga l )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
14
7 de noviembre de 2011
Número 63
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
27
24
120
21
110
18
15
100
12
9
7-ene-11
15-ene-11
23-ene-11
31-ene-11
8-feb-11
16-feb-11
24-feb-11
4-mar-11
12-mar-11
20-mar-11
28-mar-11
5-abr-11
13-abr-11
21-abr-11
29-abr-11
7-may-11
15-may-11
23-may-11
31-may-11
8-jun-11
16-jun-11
24-jun-11
2-jul-11
10-jul-11
18-jul-11
26-jul-11
3-ago-11
11-ago-11
19-ago-11
27-ago-11
4-sep-11
12-sep-11
20-sep-11
28-sep-11
6-oct-11
14-oct-11
22-oct-11
30-oct-11
7-nov-11
90
Brent futuro a 1 mes ($/bbl , eje i zqdo.)
Ga s na tural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
Ca rbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje i zqdo.)
CO2 Di c-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).
24/10-07/11
9/10-23/10
Variación (%)
España entrega en Q1 2012
56,32
56,62
-0,54%
España entrega en 2012
53,53
53,45
+0,15%
Francia entrega en Q1 2012
61,06
62,38
-2,11%
Francia entrega en 2012
53,58
54,25
-1,25%
Alemania entrega en Q1 2012
58,61
59,99
-2,30%
Alemania entrega en 2012
54,70
55,50
-1,46%
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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15
40
35
25-feb-11
4-mar-11
11-mar-11
18-mar-11
25-mar-11
1-abr-11
8-abr-11
15-abr-11
22-abr-11
29-abr-11
6-may-11
13-may-11
20-may-11
27-may-11
3-jun-11
10-jun-11
17-jun-11
24-jun-11
1-jul-11
8-jul-11
15-jul-11
22-jul-11
29-jul-11
5-ago-11
12-ago-11
19-ago-11
26-ago-11
2-sep-11
9-sep-11
16-sep-11
23-sep-11
30-sep-11
7-oct-11
14-oct-11
21-oct-11
28-oct-11
4-nov-11
20
25-feb-11
4-mar-11
11-mar-11
18-mar-11
25-mar-11
1-abr-11
8-abr-11
15-abr-11
22-abr-11
29-abr-11
6-may-11
13-may-11
20-may-11
27-may-11
3-jun-11
10-jun-11
17-jun-11
24-jun-11
1-jul-11
8-jul-11
15-jul-11
22-jul-11
29-jul-11
5-ago-11
12-ago-11
19-ago-11
26-ago-11
2-sep-11
9-sep-11
16-sep-11
23-sep-11
30-sep-11
7-oct-11
14-oct-11
21-oct-11
28-oct-11
4-nov-11
€/MWh
€/MWh
7 de noviembre de 2011
Venc. en
Q2-2011
Número 63
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
30
Vencimiento
en Q3-2011
Vencimiento
en Q4-2011
España
España
Francia
Francia
www.energiaysociedad.es
Venc. en
Q1-2012
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
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
16