boletin periodico de energia y sociedad numero 57

19 de julio de 2011
Número 57
Boletín de Energía y Sociedad
Número 57, 19 de julio de 2011
www.energiaysociedad.es
CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
Tarifas de último recurso de electricidad y gas natural aplicables a partir del 1 de
julio de 2011.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 5
Evaluación del modelo español de incentivos a las energías renovables: resultados,
costes y vías de mejora.
Un análisis de la seguridad de suministro energético a largo plazo.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5
p. 8
p. 12
EN ESTE NÚMERO…
...comentamos como novedad las nuevas tarifas de último recurso (TUR) de electricidad y gas natural, con
vigencia a partir del 1 de julio de 2011. En relación con las tarifas vigentes en el segundo trimestre de 2011, las
TUR eléctricas y de gas natural aumentan, en media, un 1,5% y un 5,7%, respectivamente.
En el apartado de reflexiones, revisamos una ponencia de Luis Agostí (Compass Lexecon) dentro de un
seminario organizado en mayo de 2011 por el Electricity Policy Research Group (EPRG) sobre las políticas de
promoción de las energías renovables en la que se describen la experiencia española en la implantación de
tecnologías renovables, los avances logrados en el sector y los esquemas regulatorios que se han desarrollado
para apoyar el crecimiento de la inversión en estas tecnologías. La presentación evalúa los resultados de dicha
regulación y sugiere vías de mejora en el diseño de la regulación futura.
Además, revisamos una presentación de Ignacio Pérez Arriaga en la que resume las conclusiones del Foro BP
Madrid 2011, organizado por la Cátedra BP de Energía y Sostenibilidad y celebrado a principios de junio de
2011. El Foro BP Madrid 2011 se centró en el análisis de la seguridad de suministro energético. La
presentación de Pérez Arriaga identifica cinco fuentes de riesgo que afectan a la misma y señala posibles
líneas de acción regulatorias en el corto, medio y largo plazo para reducirlo.
En la última quincena los precios medios quincenales del petróleo Brent correspondientes a los contratos con
vencimiento a uno y tres meses registraron crecimientos de alrededor del 6% sobre la quincena anterior. El
precio del carbón API2 ARA aumentó en menor medida, mientras que el precio del CO2 volvió a caer. La
evolución de los distintos mercados spot de electricidad en Europa fue variada, con descensos moderados en
los mercados peninsulares y más acusados en el mercado francés, por una parte, y aumentos en los precios
medios en Alemania e Italia, por otra.
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Número 57
Novedades en el sector
Tarifas de último recurso de electricidad y gas natural aplicables a partir del 1 de
julio de 2011.
La Dirección General de Política Energética y Minas (DGPEM) publicó a finales de junio de 2011 dos
resoluciones por las cuales se actualizan las tarifas de último recurso (TUR) aplicables a partir del día
1 de julio de 2011. Las TUR eléctricas aumentan, en media, un 1,5% (1,37% las TUR sin
discriminación horaria y 3,38% las TUR con discriminación horaria), mientras que las TUR de gas
natural aumentan, en media, un 5,7%.
Enlaces: (a) Resolución de 30 de junio de 2011, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se
establece el coste de producción de energía eléctrica y las tarifas de último recurso a aplicar en el tercer trimestre de
2011, (b) MITyC, “La Comisión Delegada de Asuntos Económicos decide congelar la parte regulada del recibo de la luz”,
Nota de prensa, 30 de junio de 2011, y (c) Resolución de 22 de junio de 2011, de la Dirección General de Política
Energética y Minas, por la que se publica la tarifa de último recurso de gas natural.
Actualización de las TUR eléctricas para el tercer trimestre de 2011
La Resolución de la DGPEM de 30 de junio de 2011 fija el coste de producción de energía eléctrica 1
que incluirán las TUR en el tercer trimestre de 2011 en 78,18 €/MWh (periodo 0 o llano), 83,03
€/MWh (periodo 1 o punta) y 60,84 €/MWh (periodo 2 o valle). Añadiendo a este coste de
producción de energía eléctrica los peajes de acceso se obtienen las TUR.
El incremento en las TUR eléctricas se debe al incremento del precio de la energía en la XV Subasta
CESUR, celebrada el día 28 de junio 2,3 . En ella, se adjudicó la totalidad de los 3.600 MW del
“producto base trimestral” y 688 MW del “producto punta trimestral” subastados, ambos con
entrega en el tercer trimestre de 2011. Los precios de la subasta (53,20 €/MWh para el producto en
carga base y 56,63 €/MWh para el producto en carga punta) fueron, en media, un 3% superiores a
los precios de equilibrio que se registraron en la XIV Subasta CESUR, celebrada el día 22 de marzo de
1
El coste de producción de energía eléctrica se obtiene a partir del precio de las subastas CESUR, ajustado para tener en cuenta en
cada periodo tarifario factores como la variación en el coste de la energía por periodo tarifario (valle y punta) para los consumidores
que se acogen a la TUR, el coste de los servicios de ajuste del sistema, el riesgo asociado al suministro de energía a plazo, el coste de
los pagos por capacidad y las pérdidas estándares.
2
Vea más información sobre la XV Subasta CESUR aquí.
3
El incremento en las TUR no afecta a los consumidores acogidos al “bono social” (unos 3 millones de hogares u 8 millones de
consumidores) ni a aquellos que contratan el suministro eléctrico con un comercializador en el mercado libre.
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2011, en la que se subastaron los productos con entrega en el segundo trimestre de 2011 4 . Según la
nota de prensa publicada por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC), la subida en el
precio de la electricidad en la subasta reflejó “…el incremento en el mercado internacional del coste
de los combustibles fósiles utilizados para generar electricidad…”.
Por otro lado, la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos decidió no modificar los
peajes de acceso vigentes 5 , en línea con la propuesta de orden ministerial enviada a la Comisión
Nacional de Energía 6 , pese al incremento del coste de la energía en la XV Subasta CESUR 7 . Los
peajes de acceso financian costes como los costes de transporte o distribución, las primas del
régimen especial o el déficit tarifario, y sus variaciones afectan, aproximadamente, al 50% del coste
que cubren las TUR, mientras que los cambios en el precio de equilibrio de las subastas CESUR
afectan, aproximadamente, al 50% restante de los costes que cubre la TUR.
En conjunto, el incremento medio en las TUR se sitúa en 1,5% (unos 0,50 €/mes para un consumidor
medio). Desglosando el incremento por tipo de tarifa, el incremento de la TUR eléctrica sin
discriminación horaria se sitúa en 1,37%, mientras que la TUR eléctrica con discriminación horaria
aumenta un 3,38%.
Actualización de las TUR de gas natural para el tercer trimestre de 2011
Por otra parte, la Resolución de la DGPEM de 22 de junio de 2011 actualizó las TUR de gas natural,
fijando los valores que se aplican desde el 1 de julio. De acuerdo con la Orden ITC/1506/2010, de 8
de junio, los términos fijos y variables de las TUR de gas natural se actualizan siempre que se
modifiquen los términos fijos o variables de los peajes y cánones de acceso al sistema o los
4
Vea más información sobre la XIV Subasta CESUR aquí.
5
De acuerdo con el Real Decreto 1202/2010, de 24 de septiembre, por el que se establecen los plazos de revisión de los peajes de
acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica, el Gobierno revisará los peajes de acceso a las redes de
transporte y distribución de energía eléctrica con periodicidad anual, pudiendo actualizarlos con periodicidad máxima trimestral en
determinados casos: (a) cuando se produzcan desajustes en las liquidaciones de las actividades reguladas en el sector eléctrico, (b)
cuando se produzcan cambios regulatorios que afecten a los costes regulados que se integran en los peajes de acceso y (c)
excepcionalmente, cuando se produzcan circunstancias especiales que afecten a los costes regulados o a los parámetros utilizados
para su cálculo.
6
En el “Informe 22/2011 de la CNE sobre la Propuesta de Orden por la que se revisan los peajes de acceso, se establecen los peajes
de acceso supervalle a partir del 1 de julio de 2011, y determinadas tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial”,
aprobado por el Consejo de la CNE el 29 de junio de 2011, indicaba que “…[e]sta Comisión considera que las revisiones en los peajes
de acceso deberían utilizarse para corregir el déficit estructural del sistema, y alcanzar cuanto antes su suficiencia. Existen elementos
de incertidumbre significativos sobre el escenario de 2011, en particular, sobre la evolución de la demanda y su composición por
grupos tarifarios, así como sobre determinadas partidas de costes, por lo que se considera que no se debería revisar a la baja ningún
peaje de acceso, debido a que supondría una merma de los ingresos del sistema y pondría en riesgo el cumplimiento del límite legal
permitido para el déficit de actividades reguladas. En ningún caso la revisión de los peajes de acceso prevista para el 1 de julio de
2011 debería servir, como se hizo hace un año, para compensar un posible aumento del coste de energía de la tarifa de último recurso
(TUR), teniendo en cuenta el déficit estructural y el alto endeudamiento del sistema…”. Según los cálculos realizados por la CNE, a 20
de mayo de 2011 la deuda acumulada del sistema ascendía a 22.850,5 millones de €, incluyendo el desajuste de la liquidación del
ejercicio 2010, aún pendiente de reconocimiento.
7
La orden ministerial no llegó a aprobarse.
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coeficientes de mermas 8 . Además, el término variable de la TUR se actualizará con carácter
trimestral siempre que el coste de la materia prima varíe al alza o a la baja en más de un 2% 9 . En
esta ocasión, el incremento en el precio de combustibles como el petróleo o el gas natural dio lugar
a un incremento en el coste de la materia prima del 27% 10 , lo que se traduce en un incremento
medio de las TUR de gas natural del 5,7% (unos 2,4 €/mes para un consumidor medio). Desglosando
el incremento por tipo de tarifa, el incremento de la TUR.1 (aplicable a consumos anuales iguales o
inferiores a 5.000 kWh) se sitúa en 4,61% (unos 0,68 €/mes para un consumidor medio acogido a
esta tarifa), mientras que la TUR.2 (aplicable a clientes con un consumo anual superior a 5.000 kWh
e igual o inferior a 50.000 kWh) aumentó un 5,95% (2,78 €/mes para un consumidor medio).
El incremento de las TUR eléctricas para el tercer trimestre de 2011 responde principalmente a un
incremento del coste de la energía, debido al aumento de los precios de los combustibles en los
últimos meses. La decisión del Gobierno de mantener los peajes eléctricos refleja su compromiso con
el cumplimiento de los límites anuales al déficit tarifario y contrasta con la decisión contraria que
tomó hace un año de mantener las TUR a pesar del incremento del coste de la energía mediante la
reducción de los peajes de acceso, ocasionando a final de año un incumplimiento del límite anual
vigente en ese momento para 2010 y llevando a la aprobación del Real Decreto-ley 14/2010 de
medidas urgentes para la corrección del déficit tarifario del sector eléctrico. Como indica la propia
CNE en su Informe 22/2011, “…las revisiones en los peajes de acceso deberían utilizarse para
corregir el déficit estructural del sistema, y alcanzar cuanto antes su suficiencia. Existen elementos
de incertidumbre significativos sobre el escenario de 2011, en particular, sobre la evolución de la
demanda y su composición por grupos tarifarios, así como sobre determinadas partidas de costes,
por lo que se considera que no se debería revisar a la baja ningún peaje de acceso, debido a que
supondría una merma de los ingresos del sistema y pondría en riesgo el cumplimiento del límite legal
permitido para el déficit de actividades reguladas…”
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Actividades reguladas, Las tarifas de acceso: estructura,
costes y liquidación de los ingresos, El déficit tarifario: qué es, consecuencias y solución, El suministro de último
recurso (SUR), Las tarifas de último recurso (TUR), Las subastas de energía para el suministro de último recurso
(CESUR), Resumen del Real Decreto-ley 14/2010, por el que se establecen medidas urgentes para la corrección del
déficit tarifario del sector eléctrico.
8
Las mermas pueden definirse como las discrepancias no identificables a una causa concreta entre las entradas y las salidas de gas
natural en un sistema gasista. Ver más información, por ejemplo, aquí.
9
El coste de la materia prima es una estimación del coste del gas natural para un comercializador de último recurso que depende de
varios indicadores de precios y costes, como el precio del gas natural en los mercados de Henry Hub (EE.UU.) o en NBP (Reino Unido),
el precio del petróleo Brent, el tipo de cambio dólar-euro o los resultados de las subastas de adquisición de gas natural para la
fijación de las TUR (vea más información aquí), teniendo además en cuenta las mermas y una prima por riesgo de cantidad.
10
El coste de la materia prima a partir del 1 de julio de 2011 es de 2,707579 c€/kWh, frente a 2,1265 c€/kWh fijados en la Resolución
de la DGPEM de 23 de marzo de 2011.
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Reflexiones de interés
Evaluación del modelo español de incentivos a las energías renovables: resultados,
costes y vías de mejora.
En un seminario organizado en mayo de 2011 por el Electricity Policy Research Group (EPRG) de la
Universidad de Cambridge en colaboración con las consultoras FTI Consulting y Compass Lexecon se
debatió sobre las políticas de promoción de las energías renovables. Uno de los ponentes, Luis
Agostí, de Compass Lexecon, describió la experiencia española en la implantación de tecnologías
renovables, describiendo los avances logrados en el sector y los esquemas regulatorios que se han
desarrollado para apoyar el crecimiento de la inversión en estas tecnologías, evaluando los
resultados de dicha regulación y sugiriendo vías de mejora en el diseño de la regulación futura.
Enlace: Luis Agostí, “Renewable support schemes: What works and at what costs? The Spanish experience”, EPRG Spring
Seminar, Cambridge, 5 de mayo de 2011.
La presentación de Luis Agostí comienza describiendo los avances logrados en la introducción de
energías renovables en el sistema eléctrico español, donde el ritmo de crecimiento de la producción
procedente de fuentes renovables superó con creces el ritmo de crecimiento de la demanda entre
2000 y 2010. La generación bruta total, que en el año 2000 fue de 203 TWh, aumentó a una tasa de
crecimiento media anual del 3,2% hasta llegar a 280 TWh en 2010, mientras que la generación con
energías renovables pasó en ese mismo periodo de 38 TWh a 95 TWh, lo que supone un
crecimiento medio anual del 9,7%, incluyendo la producción de las grandes centrales
hidroeléctricas, o del 19,34%, si no se incluyen. En 2010, la cuota de las energías renovables en el
mix de generación alcanzó el 34% (equivalente a un 30% en condiciones hidrológicas medias). Un
aspecto destacable es que en 2010 la generación eólica superó a la generación hidroeléctrica.
En lo que se refiere a potencia instalada, el principal cambio observado en el periodo 2000-10 es el
crecimiento de 25 GW del parque de ciclos combinados y la instalación de casi 24 GW de
instalaciones de energías renovables, fundamentalmente parques eólicos (19,8 GW). Esta evolución
en paralelo ha permitido mantener un margen suficiente de capacidad firme de generación
respecto a la punta de demanda, que ha pasado de 33,2 GW en 2000 a 44,1 GW en 2010. Por otra
parte, la evolución del mix de generación de tecnologías del régimen especial también ha variado
radicalmente, pasando de una situación en la que la cogeneración suponía más del 50% de la
generación en el año 2000 a otra en la que la tecnología eólica representa el 57% de la capacidad y
el 47% de la producción, con el resto de tecnologías estancadas, a excepción de la solar fotovoltaica,
que experimentó un gran crecimiento entre 2007 y 2008 para posteriormente mantenerse estable,
representando en la actualidad el 12% de capacidad del régimen especial y el 7% de la producción.
Según Agostí, el desarrollo de las energías renovables en España respondía a un triple objetivo de
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política energética: (a) reducir las emisiones de CO2 para cumplir con los objetivos derivados del
Protocolo de Kioto (en 2005, por ejemplo, las emisiones de CO2 en España eran un 37% superiores
al objetivo para 2012 y seguían una tendencia creciente), (b) incrementar la seguridad de suministro
y reducir la dependencia energética (la producción doméstica de energía primaria, incluyendo la
nuclear, apenas alcanza una quinta parte en España) y (c) incrementar el nivel de competencia en el
mercado con la introducción de tecnologías que presionan a la baja los precios de la electricidad.
Con el objeto de alcanzar los objetivos citados, se desarrolló en España un esquema de regulación
con incentivos y apoyo a las inversiones que han hecho posible el fuerte crecimiento de las energías
renovables. Tras la aprobación de la ley que daba inicio al proceso de liberalización del sector
eléctrico en España en diciembre de 1997, la generación renovable recibía una prima fija adicional
al precio del mercado mayorista. En 1999 se introdujeron incentivos a la participación de las
energías renovables en el mercado, permitiéndoles firmar contratos bilaterales y recibir pagos por
capacidad 11 , aunque esta última medida dejó de aplicarse en 2007. En 2004 se estableció la base
del modelo retributivo actual para las energías renovables, que, de manera general, ofrece a las
instalaciones la posibilidad de recibir una tarifa fija o bien acogerse a la “opción mercado”,
percibiendo el precio del mercado mayorista más una prima regulada por tecnología. En 2007
aumentaron los incentivos (tanto en la “opción tarifa” como en la “opción mercado”) y se configuró
un sistema de suelo y techo para la opción de retribución en el mercado, con lo cual la prima
efectiva pasó a ser de cuantía variable cuando el precio de mercado más la prima no alcanzaran el
techo fijado y haciéndose nula a partir de un determinado nivel. De este modo, según Luis Agostí, se
limitaban los incentivos cuando no resultaban necesarios debido a precios de mercado
suficientemente elevados y, al mismo tiempo, se aseguraba a los inversores un ingreso mínimo por
la producción de las instalaciones, protegiéndolos ante precios de mercado excesivamente bajos.
Finalmente, en 2010, se redujeron las cuantías de los incentivos (especialmente en el caso de la
tecnología solar fotovoltaica) y se instauró un sistema de cupos de potencia por tecnologías. Esta
modificación se debió, en parte, al excesivo coste del esquema de apoyo a tecnologías como la
fotovoltaica que elevó el coste total del esquema de apoyo a las energías renovables hasta 6.000
M€ en 2011, de los cuales la solar fotovoltaica recibe el 37%, pese a aportar sólo el 7% de la
producción), lo que representa una proporción cada vez mayor de las tarifas de acceso y presiona al
alza el déficit de tarifa (que en 2011 supera los 20.000 M€). Como resultado de las políticas de
incentivos aplicadas en los últimos años, España ha superado los objetivos fijados para el sector
eléctrico en los diversos Planes de Energías Renovables, alcanzando una cuota del 30% de la
producción eléctrica con fuentes renovables y situándose en una posición inmejorable para lograr el
objetivo del 40% fijado para 2020. Al mismo tiempo, el sector eléctrico ha reducido en 50 millones
de toneladas (Mt) sus emisiones equivalentes de CO2 respecto de los 440 Mt emitidos en 2005.
11
Los pagos por capacidad son un mecanismo de retribución complementario a los ingresos por venta de energía en el mercado. Vea
más información en la ficha de Energía y Sociedad titulada “Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado”.
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Sin embargo, en opinión de Luis Agostí, estos objetivos medioambientales se han logrado a un coste
muy elevado en términos de eficiencia y seguridad del sistema eléctrico español. Los subsidios de
las energías renovables se han traducido en un mayor coste final de la electricidad para los
consumidores (aunque éstos no lo han percibido en su totalidad hasta ahora porque una parte del
incremento que correspondería se ha ido acumulando en el déficit de tarifa). A la vez, estas
tecnologías han contribuido a reducir el precio mayorista de la electricidad, ya que ofertan su
energía a precios muy bajos para asegurar su entrada en la casación en el mercado. Esta situación
repercute negativamente en las unidades convencionales de generación, que se enfrentan a
dificultades para recuperar sus costes en el mercado de energía eléctrica, particularmente los ciclos
combinados, que incurren en factores de utilización para los que no fueron diseñados
originalmente, pasando del 54% en 2004 al 33% en 2010, con menos de 3.000 horas equivalentes
de funcionamiento al año. Como consecuencia, se ha incrementado notablemente la complejidad
en la operación de la red eléctrica, aumentando los costes de los servicios de ajuste del sistema y
los requerimientos de capacidad firme que actúe como respaldo de la generación renovable.
Finalmente, Agostí apunta a tres posibles errores del modelo español de impulso de las energías
renovables: (a) un cumplimiento demasiado acelerado de los objetivos medioambientales, (b) un
coste excesivamente elevado de los esquemas de apoyo y una inversión excesiva en tecnología
solar fotovoltaica en un momento poco adecuado por su grado de inmadurez y (c) las distorsiones
que ha generado la energía renovable en el mercado mayorista han limitado los incentivos a nuevas
inversiones en generación tradicional, lo que podría poner en riesgo la seguridad del sistema. En
respuesta a estos problemas, el Gobierno español ha reaccionado reevaluando el coste y el alcance
de los esquemas de apoyo a las tecnologías renovables (p. ej., en los últimos tiempos, el Gobierno
ha reducido los incentivos, especialmente a las tecnologías solares), reduciendo el peso de los
objetivos medioambientales que se imponen al sector eléctrico (p. ej., disminuyendo la cuota
objetivo de renovables en el mix de generación en 2020 del 44% al 40%) y analizando posibles
cambios al diseño del mercado eléctrico (p. ej., un incremento en los pagos por capacidad).
El alto ritmo de adopción de tecnologías renovables en el mix eléctrico español supone un relativo
éxito en términos de política energética, pero no ha estado exento de dificultades. Si bien el marco
retributivo ha permitido definir esquemas de incentivos eficientes (en términos de costes) para las
tecnologías maduras (p. ej., eólica), ha dificultado establecerlos cuando las tecnologías son
inmaduras (p. ej., solares). En un contexto de crisis económica y financiera, parece razonable
reorientar la política energética de tal manera que se cumplan, sin ir más allá, los compromisos
internacionales en materia de energías renovables, apostando en el corto y medio plazo por aquellas
tecnologías más maduras y ofreciendo incentivos, a la vez, a la I+D+i en tecnologías inmaduras para
proyectos experimentales con una escala suficiente para permitir el avance en su grado de madurez
tecnológica. Por otra parte, parece también razonable asegurar la calidad en el suministro
manteniendo un margen de reserva suficiente en el sistema eléctrico, restricción que supone la
necesidad de diseñar un esquema de retribución adecuado de la capacidad instalada que puede
ofrecer firmeza al Operador del Sistema.
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Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El papel de la regulación en la maximización del bienestar
social, Insostenibilidad del sistema energético y vías de solución, El déficit tarifario: qué es, consecuencias y
solución, Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado, Mecanismos de apoyo a las energías
renovables, Regulación española de las energías renovables.
Un análisis de la seguridad de suministro energético a largo plazo.
La seguridad de suministro energético es el tercer objetivo de cualquier política energética, junto con
la eficiencia energética y la sostenibilidad medioambiental y, sin embargo, aún se desconoce cómo
deben fijarse los objetivos y las restricciones en relación con esta variable. En una presentación
realizada en el Foro BP Madrid 2011, Ignacio Pérez Arriaga analiza los principales aspectos
relacionados con la seguridad de suministro energético, identificando cinco fuentes de riesgo que
afectan a la misma y señalando posibles líneas de acción regulatorias en el corto, medio y largo
plazo para reducirlo.
Enlaces: Ignacio Pérez Arriaga, “What really matters in security of energy supply?”, 2011 Madrid Forum on Energy and
Sustainability, Universidad Pontificia de Comillas, 1-3 de junio de 2011.
El séptimo Foro BP Madrid, organizado por la Cátedra BP de Energía y Sostenibilidad de la
Universidad Pontificia de Comillas y celebrado a principios de junio de 2011 en Madrid, estuvo
centrado en la seguridad de suministro energético y en los riesgos que afectan a la misma. En una
ponencia que resumió las principales conclusiones del foro, el director de la cátedra, Ignacio Pérez
Arriaga, describió los riesgos que afectan a la seguridad de suministro, concepto que se refiere al
acceso garantizado a diversas formas de energía que permite satisfacer las necesidades sociales a
un precio asequible, tanto en el presente como en el futuro 12 . El motivo por el que tema central de
este año es la seguridad de suministro, según Pérez Arriaga, es que para los otros dos grades
objetivos de la política energética (eficiencia y sostenibilidad) existe una dilata experiencia en el
establecimiento de objetivos y restricciones, mientras que en el caso de la seguridad de suministro
resulta más difícil definirla y medirla e identificar objetivos y restricciones concretas que sean
aplicables a las variables que realmente afectan a la misma 13 . Entre las dimensiones que deben
analizarse para entender el alcance del concepto de seguridad del suministro energético se incluyen
12
El concepto de seguridad de suministro energético se refiere también a la capacidad de cubrir las necesidades energéticas de
manera fiable, a la disponibilidad continuada de energía en diversas formas, en suficientes cantidades y a precios asequibles o a la
continuidad del suministro de energía en relación con la demanda.
13
El informe del Centre for European Policy Studies “Long-term energy security risks for Europe” (CPES Working Document 309,
enero de 2009) propone una clasificación detallada de los riesgos que afectan a la seguridad de suministro energético en Europa. Por
otro lado, el Index of U.S. Energy Security Risk mide el riesgo sobre la seguridad energética de EE.UU. utilizando 37 indicadores.
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el horizonte temporal, la dependencia energética, la vulnerabilidad energética, el ámbito
geopolítico (p. ej., Estado miembro, Unión Europea, ámbito global) y los nexos con la economía y el
cambio climático. Pérez Arriaga identifica en su presentación cinco fuentes de riesgo que afectan a
la seguridad de suministro: geológicos (carencia o insuficiencia de recursos), geopolíticos (reducción
de la producción, riesgos en el transporte de energía, uso nacionalista de los recursos), económicos
(inversión insuficiente, inestabilidad del mercado, volatilidad de los precios), medioambientales
(accidentes, cambio climático) y técnicos (fallos del sistema, intermitencia del suministro).
Riesgos geológicos. Existe un gran volumen de recursos energéticos aún no explotados, tanto de
petróleo como de gas natural. Aunque existen recursos convencionales de estas dos fuentes
energéticas, especialmente de petróleo, éstos son limitados. Por otro lado, el acceso a recursos no
convencionales de estos combustibles es posible y el volumen de disponibilidad muy elevado,
aunque los costes de producción serían tan altos que por el momento su extracción no resulta
siempre comercialmente viable. Entre las principales fuentes de gas no convencional se encuentra
el gas procedente de formaciones de pizarra y esquisto 14 (“shale gas”), el gas natural almacenado
en arenas de baja permeabilidad y el metano almacenado en formaciones de carbón, aunque su
coste podría duplicar al del gas convencional. Por otro lado, en el concepto de petróleo no
convencional se incluye el crudo en aguas profundas, en zonas polares, el pesado y el procedente
de formaciones de pizarra y esquistos, cuyos costes de producción se sitúan entre 2 y 5 veces el del
crudo convencional. En lo que se refiere al carbón, las principales reservas probadas de carbón
extraíble se encuentran en Estados Unidos, que posee unas existencias de mineral casi tan grandes
como los de Rusia y China, los dos siguientes países.
Riesgos geopolíticos 15 . Los riesgos geopolíticos se derivan de la diferente localización geográfica de
los centros de reservas, de producción y de consumo de los recursos energéticos. Más del 80% de
las reservas de petróleo en 2008 se encontraban en Oriente Medio, mientras que la producción en
esta zona geográfica fue de aproximadamente el 30% y su consumo del 4% del total global. Por el
contrario, Estados Unidos, Europa Occidental y Central y el área Asia-Pacífico, que abarcan el 75%
del consumo, sólo poseen el 8% de las reservas. En lo que se refiere al gas natural, Oriente Medio y
Europa Oriental acaparan casi el 70% de las reservas y representan sólo el 25% del consumo,
mientras que Estados Unidos, Europa Occidental y Central y el área Asia-Pacífico se enfrentan a un
problema similar al que tienen en el caso del petróleo. Este problema podría acrecentarse si, como
está previsto, el consumo los países fuera de la OCDE crece con fuerza hasta 2030, superando el
consumo de la OCDE, lo que elevaría el precio de los recursos energéticos. Ante este incremento del
consumo, tanto Oriente Medio como la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
reforzarían su papel de suministradores de recursos. Los países europeos miembros de la OCDE
tendrían una dependencia del exterior para el suministro de petróleo que podría alcanzar el 85% de
su consumo (el 70% en el caso del gas). En Estados Unidos la situación sería muy diferente, ya que la
14
Un esquisto es una roca de color negro azulado que se divide con facilidad en hojas.
15
Ver más información en la presentación de Mariano Marzo (Universidad de Barcelona), “The Geostrategical Aspects”.
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dependencia del petróleo se reduciría hasta el 50% y se alcanzaría el autoabastecimiento total en el
caso del gas natural. China tendría el mismo problema que Europa con el petróleo, aunque su
dependencia de fuentes externas de gas natural sería cercana al 40% en 2030. Por otra parte, Rusia
seguiría siendo la principal fuente de abastecimiento de gas natural a la Unión Europea, llegando a
unos 207.000 millones de m3 en 2030, mientras que Noruega y Argelia se colocarían en segunda
posición con unos 120.000 millones de m3 cada uno y la región de los emiratos árabes suministraría
unos 88.000 millones de m3. No obstante, la principal fuente de suministro de gas natural para
España sería Argelia, debido a volumen adicional que llegará a través del gasoducto Medgaz.
Riesgos económicos. Los principales riesgos económicos sobre la seguridad de suministro
energético se deben a las fluctuaciones de los precios de los recursos. Se ha comprobado que los
períodos de ralentización económica han coincidido con fuertes incrementos en el precio del
petróleo. En este sentido, las perspectivas de futuro no son muy optimistas, ya que si no se toman
medidas para reducir el consumo de recursos energéticos, el precio del crudo podría situarse cerca
de 140 $/barril en 2035. Es más, en este escenario los ingresos acumulados por la OPEP entre 2008
y 2030 por la venta de petróleo y gas natural serían de tal magnitud que podría ejercer una gran
influencia, si no control, sobre la soberanía económica y política de los países occidentales. En el
caso de España, en 2010 el consumo de energía fue responsable del 66% del déficit comercial total
(52.283 M€), mientras que en 2007 tan sólo alcanzaba el 34%.
Riesgos medioambientales. El cambio climático que está provocando la emisión de gases de efecto
invernadero podría dar lugar a efectos climatológicos extremos, como tormentas de gran
intensidad, inundaciones y un aumento del nivel del mar, lo que traería consecuencias muy
negativas para las redes de transporte y distribución de electricidad, los parques eólicos marinos y
los embalses hidroeléctricos. Todos estos riesgos se podrían materializar en el muy largo plazo, pero
dado que el impacto en caso de que ocurran sería enorme, se requiere un enfoque estratégico con
un horizonte también de largo plazo. En este sentido, la Comisión Europea, en su “Hoja de ruta para
la transición hacia una economía baja en carbono en 2050”, establece como objetivo reducir en
2050 la emisión de gases de efecto invernadero a un 20% del volumen emitido en 1990.
Riesgos técnicos 16 . Respecto a los riesgos técnicos que afectan a la seguridad de suministro
energético, los aspectos más relevantes, según Alberto Pototschnig, Director de ACER, son la
integración de energías renovables en los sistemas eléctricos y las inversiones necesarias para
garantizar un nivel de reserva de potencia adecuado, así como los incentivos regulatorios para el
desarrollo de las redes de transporte y distribución de electricidad. Para garantizar una integración
eficiente de las energías renovables, propone cambios en el diseño del mercado que impliquen una
participación de las energías renovables en el mercado mayorista con decisiones más cercanas al
tiempo real, una gestión eficiente de las restricciones en las redes, mercados intradiarios
transfronterizos eficientes, la integración de los mercados de ajuste y (posiblemente) la puesta en
marcha de mercados de capacidad. La adopción a gran escala de energías renovables también
16
Ver más información en la presentación de Alberto Pototschnig (ACER), “Regulation and Investment in Energy Infrastructure”.
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19 de julio de 2011
Número 57
requerirá cambios en la planificación de las redes eléctricas que favorezca la conexión de
generación renovable remota, redes inteligentes capaces de integrar la generación distribuida y
redes más robustas, capaces de soportar cambios repentinos en la intensidad y dirección de los
flujos eléctricos y capaces también de unir tecnologías complementarias.
Líneas de acción para mitigar los riesgos que afectan al suministro energético 17
En la última parte de la presentación, Pérez Arriaga presenta las conclusiones del foro respecto de
las directrices que deben seguirse para reducir los riesgos anteriormente mencionados. A corto
plazo se identifican como herramientas útiles en este sentido el fomento del ahorro y la eficiencia
energética, la diversificación y la flexibilización de los suministros energéticos y la adopción a gran
escala de energías renovables. Para que estas medidas sean efectivas es necesario desarrollar un
marco regulatorio estable que facilite las inversiones necesarias en infraestructuras (incluyendo las
infraestructuras de generación, transporte, distribución e interconexión de sistemas energéticos
vecinos) mediante mecanismos adecuados para garantizar la recuperación de las inversiones
eficientes. A medio plazo será prioritario invertir en el desarrollo de capital humano y de nuevas
tecnologías energéticas y de la información (a través de inversiones en I+D+i), así como abandonar
el petróleo como combustible para el transporte. Esto sólo será posible en el muy largo plazo y
requerirá la “descarbonización” del sector eléctrico, en primer lugar, y avances en tecnologías como
las baterías y equipamientos de almacenamiento de energía.
Además de las líneas de acción a corto, medio y largo plazo planteadas en el Foro BP Madrid 2011,
en el ámbito regulatorio será necesario desarrollar instrumentos que promuevan inversiones
orientadas a incrementar la diversificación energética en un contexto económico y financiero de
escasez de crédito. Por otro lado, debido a que el diseño actual de la mayor parte de los mercados
energéticos no permite valorar adecuadamente los riesgos sobre el suministro de energía, resultará
también imprescindible diseñar los mercados de energía de tal manera que generen señales
económicas fiables sobre el valor de la energía y sobre el valor de la capacidad de utilización de las
infraestructuras energéticas, fomentando decisiones de consumo, operación de activos e inversión
eficientes desde el punto de vista social.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Seguridad de suministro y diversificación energética,
Insostenibilidad del sistema energético y vías de solución.
17
Ver más información en la presentación de Luis Olmos (Florence School of Regulation), “Transition towards a low carbon energy
system by 2050: What role for the EU? A focus on energy security of supply”.
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Número 57
Evolución de los mercados energéticos
Durante el periodo analizado (del 5 al 19 de julio de 2011) los precios medios quincenales del
petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a uno y tres meses registraron
crecimientos de alrededor del 6% sobre la quincena anterior, situándose de nuevo en el rango de los
115-120 $/bbl para ambos vencimientos.
Por otro lado, el crecimiento de los precios medios del carbón API2 ARA fue algo más suavizado, con
incrementos en los contratos con entrega en el mes de agosto y el último trimestre del año del 2,3%
y el 0,5%, respectivamente. El gas natural europeo (NBP) registró descensos en los contratos con
entrega en agosto (-1,9%), mientras que se apreciaron los contratos con vencimiento en el Q4-2011
(+2,5% sobre la quincena anterior). A pesar de la estabilidad observada en los últimos días, se
registraron de nuevo importantes descensos en los precios medios quincenales de los derechos de
emisión de CO2 (contrato EUA 2011), que, con una caída del 7,8%, se situaron en 12,59 €/t.
La evolución de los distintos mercados spot de electricidad en Europa fue variada, con descensos
moderados en los mercados peninsulares y más acusados en el mercado francés, por una parte, y
aumentos en los precios medios en Alemania e Italia, por otra.
Los precios del Brent registran un importante repunte desde el pasado 28 de junio hasta los últimos
días del periodo analizado, llegándose a acumular incrementos superiores a los 10 $/bbl. Esta
escalada de los precios del crudo se debe a los bajos niveles de inventarios publicados por la EIA
(Energy Information Administration, agencia del gobierno de EE.UU.), el recrudecimiento de la
situación política en Siria y Yemen y el consecuente aumento de la incertidumbre en la oferta y los
últimos datos de demanda en China, por encima de los esperados. Así, el incremento acumulado
durante el periodo analizado, en torno al 6% para las entregas en 1 y 3 meses, lleva de nuevo los
precios al extremo superior del intervalo de los 110-120 $/bbl.
La particularidad de los descensos en las entregas en agosto y el incremento en las entregas para el
Q4-2011 en los precios del gas natural en el Reino Unido (NBP) se basan en el buen
aprovisionamiento registrado para el corto plazo por la continua llegada de cargas de GNL a las
plantas británicas y la presión alcista de los precios del petróleo sobre los plazos más largos. El
carbón API 2 ARA, de referencia en Europa, reproduce de manera suavizada la escalada del petróleo
europeo, situándose en 126 $/t para las entregas en agosto y el último trimestre de 2011. Por otro
lado, los precios de los derechos de emisión de CO2 EUA 2011 se estabilizaron en un nivel
ligeramente por encima de los 12 €/t, aunque merced a las prolongadas caídas registradas en las 4
semanas anteriores acumula un descenso en el precio medio del periodo analizado del 7,8%.
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Número 57
Los precios spot de la electricidad en los mercados de la península Ibérica descendieron de forma
moderada, impulsados por el descenso de lo producción con ciclos combinados registrado durante
el periodo analizado. Las caídas registradas en el mercado francés, mucho más acusadas, se
debieron al descenso de la demanda en el periodo estival. Los precios en Nord Pool permanecieron
estables, mientras que los mercados de Alemania e Italia registraron incrementos (superiores al 5%
en Italia). Los precios a plazo europeos (vencimientos en Q4-2011 y Cal 2012) no registraron
variaciones significativas, con variaciones inferiores al 1% en valor absoluto.
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
05/07-19/07
20/06-04/07
Variación (%)
España OMIE
51,38
52,18
-1,54%
Portugal OMIE
51,70
52,62
-1,76%
Francia
39,48
45,66
-13,52%
Alemania
49,19
48,41
+1,60%
Italia GME
73,38
69,79
+5,14%
Nord Pool
42,45
42,45
0,00%
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
05/07-19/07
20/06-04/07
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
116,96
110,19
+6,14%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
116,33
110,07
+5,68%
Gas natural (NBP) entrega en Ago. 2011
€/MWh
21,35
21,76
-1,88%
Gas natural (NBP) entrega en Q4 2011
€/MWh
26,42
25,78
+2,49%
Carbón API2 ARA entrega en Ago. 2011
$/t
126,00
123,23
+2,25%
Carbón API2 ARA entrega en Q4 2011
$/t
125,86
125,20
+0,52%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2011
€/t
12,59
13,65
-7,81%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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13
OMEL (Es pa ña )
Nord Pool
Fra nci a
www.energiaysociedad.es
GME
Al ema ni a
19-jul-11
16-jul-11
13-jul-11
10-jul-11
Al ema ni a
7-jul-11
4-jul-11
1-jul-11
28-jun-11
25-jun-11
GME
22-jun-11
19-jun-11
16-jun-11
13-jun-11
Fra nci a
10-jun-11
7-jun-11
4-jun-11
1-jun-11
Nord Pool
29-may-11
26-may-11
23-may-11
20-may-11
17-may-11
OMEL (Es pa ña )
14-may-11
11-may-11
8-may-11
5-may-11
2-may-11
29-abr-11
26-abr-11
23-abr-11
20-abr-11
€/MWh
18-sep-10
26-sep-10
4-oct-10
12-oct-10
20-oct-10
28-oct-10
5-nov-10
13-nov-10
21-nov-10
29-nov-10
7-dic-10
15-dic-10
23-dic-10
31-dic-10
8-ene-11
16-ene-11
24-ene-11
1-feb-11
9-feb-11
17-feb-11
25-feb-11
5-mar-11
13-mar-11
21-mar-11
29-mar-11
6-abr-11
14-abr-11
22-abr-11
30-abr-11
8-may-11
16-may-11
24-may-11
1-jun-11
9-jun-11
17-jun-11
25-jun-11
3-jul-11
11-jul-11
19-jul-11
€/MWh
19 de julio de 2011
Número 57
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.
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
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Número 57
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).
26
25
24
23
22
21
20
19
18
17
16
15
14
13
12
18-sep-10
26-sep-10
4-oct-10
12-oct-10
20-oct-10
28-oct-10
5-nov-10
13-nov-10
21-nov-10
29-nov-10
7-dic-10
15-dic-10
23-dic-10
31-dic-10
8-ene-11
16-ene-11
24-ene-11
1-feb-11
9-feb-11
17-feb-11
25-feb-11
5-mar-11
13-mar-11
21-mar-11
29-mar-11
6-abr-11
14-abr-11
22-abr-11
30-abr-11
8-may-11
16-may-11
24-may-11
1-jun-11
9-jun-11
17-jun-11
25-jun-11
3-jul-11
11-jul-11
19-jul-11
140
135
130
125
120
115
110
105
100
95
90
85
80
75
70
Brent futuro a 1 mes ($/bbl , eje i zqdo.)
Ca rbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje i zqdo.)
Ga s na tura l NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Dic-2011 (€/t, eje dcho.)
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange.
Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh).
05/07-19/07
20/06-04/07
Variación (%)
España entrega en Q4 2011
52,84
53,21
-0,70%
España entrega en 2012
52,56
52,28
+0,53%
Francia entrega en Q4 2011
66,46
66,53
-0,11%
Francia entrega en 2012
56,27
56,05
+0,39%
Alemania entrega en Q4 2011
62,30
62,72
-0,67%
Alemania entrega en 2012
57,35
57,07
+0,48%
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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15
40
35
8-nov-10
15-nov-10
22-nov-10
29-nov-10
6-dic-10
13-dic-10
20-dic-10
27-dic-10
3-ene-11
10-ene-11
17-ene-11
24-ene-11
31-ene-11
7-feb-11
14-feb-11
21-feb-11
28-feb-11
7-mar-11
14-mar-11
21-mar-11
28-mar-11
4-abr-11
11-abr-11
18-abr-11
25-abr-11
2-may-11
9-may-11
16-may-11
23-may-11
30-may-11
6-jun-11
13-jun-11
20-jun-11
27-jun-11
4-jul-11
11-jul-11
18-jul-11
€/MWh
8-nov-10
15-nov-10
22-nov-10
29-nov-10
6-dic-10
13-dic-10
20-dic-10
27-dic-10
3-ene-11
10-ene-11
17-ene-11
24-ene-11
31-ene-11
7-feb-11
14-feb-11
21-feb-11
28-feb-11
7-mar-11
14-mar-11
21-mar-11
28-mar-11
4-abr-11
11-abr-11
18-abr-11
25-abr-11
2-may-11
9-may-11
16-may-11
23-may-11
30-may-11
6-jun-11
13-jun-11
20-jun-11
27-jun-11
4-jul-11
11-jul-11
18-jul-11
€/MWh
50
40
30
Vencimiento
en Q1-2011
20
Vencimiento
en Q2-2011
España
Vencimiento
en Cal-2011
España
Vencimiento
en Q3-2011
Francia
Francia
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Vencimiento en Q4-2011
19 de julio de 2011
Número 57
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
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.
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