boletin periodico de energia y sociedad numero 65

12 de diciembre de 2011
Número 65
Boletín de Energía y Sociedad
Número 65, 12 de diciembre de 2011
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CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
El Consejo de Ministros aprueba la planificación de los sectores de electricidad y
gas 2012-2020 y el Plan de Energías Renovables 2011-2020.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 5
Análisis del potencial de integración de generación intermitente en el sistema
eléctrico europeo.
Análisis de la relación entre la competencia en los mercados eléctricos, la creación
de empleo y el crecimiento económico.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5
p. 8
p. 12
EN ESTE NÚMERO…
...comentamos como novedades el nuevo plan de ahorro y eficiencia energética, aprobado por el Gobierno
para el periodo 2011-2020, y los borradores de la planificación de los sectores de electricidad y gas natural
para el periodo 2012-2020 y del Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020, publicados a finales de julio de
2011 y sometidos a consulta pública.
En la sección de reflexiones revisamos un estudio elaborado recientemente por la consultora ECORYS y el
Centro Holandés de Investigación Energética (ECN) para la Comisión Europea en el que se evalúa la capacidad
del sistema eléctrico europeo de integrar energía de carácter intermitente (eólica y solar fotovoltaica). La
principal conclusión del informe es que los costes de integración de energías intermitentes son significativos y
limitarán su desarrollo.
Además, comentamos un documento elaborado por Continental Economics para la asociación estadounidense
Compete Coalition en el que se analiza cómo favorecen los mercados competitivos de energía el crecimiento
económico y la capacidad de creación de empleo en una economía. La principal conclusión del informe es que
las intervenciones en los mercados eléctricos motivadas por razones políticas incrementan en el largo plazo los
costes del suministro eléctrico, detrayendo recursos de otras actividades más productivas.
Durante el periodo analizado (del 25 de noviembre al 9 de diciembre de 2011) los precios medios del petróleo
Brent permanecieron relativamente estables, mientras que los precios del carbón API ARA, del gas natural en
el Reino Unido (NBP) y, especialmente, de los derechos de emisión de CO2 registraron fuertes caídas. Los
precios spot de la electricidad aumentaron en España, Portugal y, en menor medida, en Italia.
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Número 65
Novedades en el sector
El Consejo de Ministros aprueba la planificación de los sectores de electricidad y gas
2012-2020 y el Plan de Energías Renovables 2011-2020.
El Consejo de Ministros aprobó el viernes 11 de noviembre de 2011 la Planificación Energética
Indicativa 2012-2020 (PEI) y el Plan de Energías Renovables (PER) 2011-2020. El documento de
Planificación Energética Indicativa presenta una previsión de la evolución del mix energético para el
conjunto de la economía española en el horizonte 2020. El PER, por su parte, tiene como principal
objetivo, en línea con la normativa comunitaria, conseguir que el 20% de la energía final bruta
consumida en 2020 provenga de fuentes renovables.
Enlaces: (a) MITyC, “Planificación Energética Indicativa 2012-2020”, (b) MITyC, “Plan de Energías Renovables 20112020”, (c) Consejo de Ministros, 11 de noviembre de 2011.
Planificación Energética Indicativa 2012-2020
La Planificación Energética Indicativa 1 aprobada por el Gobierno 2 tiene tres objetivos básicos: (a)
mantener la calidad medioambiental en la economía bajo los principios de eficiencia, seguridad y
diversificación de las actividades energéticas (producción, transformación, transporte y uso de la
energía), (b) fomentar el desarrollo de las energías renovables e (c) impulsar el ahorro y la eficiencia
energética.
El consumo de energía final en España estimado en el documento de la Planificación Energética
Indicativa en el año 2020 es de 102.220 (ktep) en el escenario central 3 . Este valor, similar al nivel de
consumo actual se basa en la expectativa de una mejora de la intensidad de energía final del 2%
anual entre 2011 y 2020. Por fuente de energía, destaca el aumento del consumo de electricidad,
gas natural y energías renovables, que compensan el fuerte descenso del de productos petrolíferos.
Según las previsiones del Gobierno, el peso de las energías renovables en el mix energético
aumentará notablemente, desde el 13,2% en 2010 al 20,8% en 2020, reduciéndose el uso de
1
La planificación indicativa presenta escenarios sobre la evolución futura de la demanda energética, los recursos necesarios para
satisfacerla y las necesidades de nueva potencia de generación y ofrece previsiones orientadas a la toma de decisiones de política
energética y de inversión por parte del sector privado. Las previsiones que recoge la planificación indicativa sirven como punto
partida para la planificación vinculante, que afecta a las infraestructuras de transporte.
2
En julio de 2011, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC) publicó un borrador del documento de planificación, de
acuerdo con lo dispuesto en la Ley de Economía Sostenible (ver el Boletín de Energía y Sociedad nº 60, de 23 de septiembre de 2011).
3
La evolución prevista del PIB en el escenario central implica tasas de crecimiento del 1,3% en 2011, 2,3% en 2012, 2,4% en 2013 y
entre 2,3% y 2,6% en 2014-2020. Además del escenario central, la PEI incluye un escenario superior y otro inferior basados en una
mayor (112.912 ktep) y menor (92.731 ktep) demanda de energía en 2020 respecto del escenario central debido a la variación en la
evolución del PIB y de la eficiencia energética.
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energías de origen fósil en conjunto (carbón, petróleo y gas natural) desde el 77% en 2010 al 70,9%
en el año 2020 4 . La Planificación Energética Indicativa asume también que no se producirá entrada
de nueva capacidad de generación de energía eléctrica, excepto la prevista en el Plan de Energías
Renovables (ver el siguiente epígrafe) y un incremento de la capacidad de generación hidráulica de
bombeo.
En conjunto, todas estas tendencias contribuirán a reducir la dependencia energética del exterior
de la economía española a lo largo de la próxima década, incrementando la tasa de
autoabastecimiento energético en 6 puntos porcentuales en el periodo 2011-2020, hasta alcanzar,
según las previsiones del Gobierno, el 31,5% en 2020. Además, se reducirán las emisiones de CO2 y,
en particular, en la actividad de generación de electricidad (un 11,8%).
Plan de Energías Renovables 2011-2020
El Plan de Energías Renovables 2011-2020 pone sobre la mesa una hoja de ruta para alcanzar los
objetivos 20-20-20 (mejora de la eficiencia energética del 20%, reducción de las emisiones de CO2
del 20% 5 y participación de las energías renovables en el consumo final de energía bruta del 20% con una participación mínima del 10% en el sector del transporte- en el año 2020), fijados por el
Consejo Europeo celebrado en marzo de 2007 tras la presentación por la Comisión Europea de la
Primera Revisión Estratégica de la Energía y traspuestos a la legislación nacional a través de la Ley
de Economía Sostenible.
El principal objetivo del PER es incrementar la contribución de las energías renovables a la cobertura
de la demanda bruta de energía final del 13,2% en 2010 al 20,8% en 2020 6 . De acuerdo con el
escenario llamado “de eficiencia energética adicional” que plantea el Gobierno 7 , el objetivo fijado
se alcanzará gracias a la contribución de la energía eólica (6,3%), biomasa, biogás y residuos (5,8%),
solar (3%), hidráulica (2,9%) y biocarburantes (2,7%), con una aportación marginal de la energía
geotérmica, mareomotriz y las bombas de calor. En el caso del sector eléctrico, el Gobierno espera
un incremento de la capacidad de generación de las instalaciones de energías renovables de 24.547
MW entre 2010 y 2020, destacando los 14.256 MW de nueva potencia eólica terrestre y los 7.631
4
Según las previsiones realizadas por el Gobierno, el consumo de carbón para usos finales aumentará ligeramente hasta alcanzar los
niveles previos a la crisis económica y financiera actual. La producción de energía eléctrica en centrales nucleares se mantendrá
constante, por lo que disminuirá ligeramente el peso de la misma en el mix de generación y en el mix de cobertura de la energía final.
5
Este objetivo podría ampliarse hasta el 30% en caso de alcanzarse un acuerdo global sobre reducción de emisiones contaminantes.
6
El 79,2% restante en 2020 se repartiría de la siguiente manera: electricidad de origen no renovable (18,2%), gas natural (19,0%) y
productos petrolíferos (39,8%).
7
Además de los supuestos que adopta la PEI sobre la evolución de la demanda de energía, el PER asume un lento crecimiento de los
precios del petróleo Brent y del gas natural importado en España hasta alcanzar 110 $/barril y 27,5 €/MWh en 2020, en precios
constantes, en el escenario central. La producción bruta de energía eléctrica se situaría, en el escenario de eficiencia energética
adicional, en 383,6 TWh en 2020 (frente a 300,2 TWh en 2010), con un incremento de la producción de instalaciones que queman gas
natural (133,3 TWh en 2020, frente a 96,2 TWh en 2010) y carbón (31,6 TWh en 2020, frente a 25,5 TWh en 2010) y, sobre todo, de
las energías renovables (146,1 TWh en 2020, sin incluir la hidroeléctrica por bombeo, frente a 97,1 TWh en 2010).
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de energía solar (3.463 MW de energía solar fotovoltaica y 4.168 MW de energía solar térmica). De
esta manera incrementaría su peso en la cobertura de la demanda eléctrica en un 30%.
El PER incluye decenas de propuestas de actuación, destacando un nuevo esquema de incentivos al
calor renovable (ICAREN) para aplicaciones térmicas de las energías renovables desarrolladas por
empresas de servicios energéticos y el fomento del autoconsumo de energía eléctrica generada con
renovables mediante un mecanismo de balance neto que permite que un consumidor que
autoproduce parte de su consumo eléctrico almacene en el sistema sus excedentes. El PER también
incluye herramientas de impulso a la I+D+i en el sector energético (p. ej., el proyecto de
colaboración público-privada ALINNE, Alianza para la Investigación e Innovación Energéticas) 8 .
El Gobierno estima que la contribución neta del PER al bienestar social superará los 4.000 M€ en el
periodo 2011-2020. Los costes de implementación, incluyendo las primas a las instalaciones del
régimen especial y el coste de los diferentes sistemas de apoyo a las energías renovables,
alcanzarían 24.700 M€, mientras que los beneficios directos y cuantificables (ahorro por menor
importación de combustibles fósiles y reducción de las emisiones de CO2 en 171 mt) se situarían en
29.000 M€. Otros beneficios indirectos del PER se derivan desarrollo rural, la contribución al
reequilibrio de la balanza de pagos, la exportación de tecnología o la creación de empleo.
La aprobación del PER y de la PEI para el periodo 2012-2020 no resuelve las dudas existentes sobre
la viabilidad de la estrategia energética española actual para los próximos diez años. Los efectos de
la crisis económica actual sobre la senda de evolución de la demanda de energía, el grave problema
del déficit tarifario acumulado, el esperado incremento de los costes de acceso en los próximos años
(ligado a la evolución de las primas a instalaciones del régimen especial y, especialmente, a
tecnologías como la solar fotovoltaica y solar termoeléctrica) junto con la indefinición del marco
regulatorio futuro para algunas tecnologías (p. ej., la eólica) hacen necesaria una reevaluación de la
estrategia energética española. El necesario debate sobre el futuro energético en España deberá dar
lugar a un marco normativo estable y predecible en el largo plazo y a un diseño tarifario que
fomente inversiones necesarias y eficientes en energías renovables y ofrezca incentivos a un uso
racional de la energía.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Energías
renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Objetivos de producción con
fuentes renovables en la UE y en España, Mecanismos de apoyo a las energías renovables, Regulación española de
las energías renovables, Seguridad de suministro y diversificación energética, Insostenibilidad del sistema energético
y vías de solución.
8
Entre las áreas en las que se centrará el esfuerzo de investigación se encuentran los biocarburantes avanzados, el almacenamiento
de energía, sistemas de perforación para energía geotérmica, conversores de energía mareomotriz o nueva tecnología eólica marina.
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Reflexiones
Análisis del potencial de integración de generación intermitente en el sistema
eléctrico europeo.
Un estudio elaborado recientemente por la consultora ECORYS y el Centro Holandés de Investigación
Energética (ECN) para la Comisión Europea analiza la capacidad del sistema eléctrico europeo de
integrar energía de carácter intermitente (eólica y solar fotovoltaica). Utilizando un modelo del
sistema eléctrico de la Unión Europea, lo autores del estudio cuantifican los costes de integración de
la energía de carácter intermitente, evaluando la cuota de generación flexible y los servicios de
ajuste que requieren distintos niveles de penetración de la energía eólica y la solar fotovoltaica. La
principal conclusión del informe es que los costes de integración de energías intermitentes son
significativos y limitarán su desarrollo. Si se fijara el coste máximo de integrar estas energías en
25.000 M€ al año en la Unión Europea, la cuota máxima de energías intermitentes se situaría en el
40% de la generación total. A partir de ese umbral los costes de integración aumentarían
exponencialmente.
Enlaces: ECORYS, ECN y DG Energía, "Assessment of the Required Share for a Stable EU Electricity Supply until 2050",
informe elaborado para la Comisión Europea, octubre 2011.
El incremento en el coste de la energía y la mayor dependencia de las importaciones ponen en
peligro la competitividad económica de Europa y elevan el riesgo de una gradual deslocalización de
industrias clave. Por este motivo, la Comisión Europea (CE) adoptó la Comunicación “Energía 2020 –
estrategia para una energía competitiva, sostenible y segura”, que establece las prioridades para los
próximos 10 años 9 y forma la base de la iniciativa “Hoja de ruta 2050 de la energía en Europa” 10 . El
estudio elaborado por ECORYS y ECN para la Comisión Europea se enmarca en el proceso de
preparación de dicha iniciativa, a la que seguirán propuestas sectoriales específicas a medio (2030)
y largo plazo (2050). El principal objetivo del análisis es valorar hasta qué niveles de cuota de
generación de carácter intermitente (eólica y solar fotovoltaica) se podría mantener un suministro
estable de electricidad en la UE en los horizontes 2030 y 2050 a un coste razonable.
El estudio toma como punto de partida, a partir de una revisión de la literatura publicada y de
escenarios energéticos a largo plazo elaborados por distintas instituciones, el escenario conocido
9
En los próximos 10-15 años, Europa necesitará instalar en torno a 332 GW en capacidad de generación, tanto para reemplazar las
instalaciones más obsoletas como para cumplir los objetivos energéticos del 2020. Para incrementar la capacidad de generación
renovable será necesario, además, eliminar las barreras de conexión a la red y adoptar soluciones de redes inteligentes.
10
Se espera que este documento se publique a finales de 2011. Ver más información en el aquí.
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como IRENE-40 RES, desarrollado por el ECN 11 . Bajo este escenario, en 2050 se alcanza una
reducción de gases de efecto invernadero del 95% respecto de 1990 y las energías renovables
alcanzan una cuota de generación del 80%. Bajo este escenario, hasta un 75% de la energía eléctrica
es generada por tecnologías de carácter intermitente.
Para estimar los costes de integración de la generación intermitente y la capacidad de generación
flexible necesaria para mantener un suministro eléctrico estable y seguro, ECORYS y ECN
desarrollaron un modelo de costes adaptativo (Adaptation Cost Model, ACM) que tiene en cuenta la
generación intermitente (eólica y solar fotovoltaica), la generación flexible 12 , las curvas de duración
de carga residuales 13 , la necesidad de servicios de ajuste 14 , los costes de la generación
intermitente 15 y los costes de los servicios de ajuste. El modelo divide el sistema eléctrico europeo
en nueve regiones, ya que debido al proceso de integración no tendría sentido hablar de sistemas
eléctricos nacionales, mientras que un análisis agregado no mostraría las diferencias regionales.
Los datos disponibles y estimados en el escenario IRENE-40 RES hasta 2050 (demanda horaria,
generación intermitente y por tanto demanda residual) permiten cuantificar, mediante modelos
econométricos de regresión, la relación entre la generación intermitente y la necesidad de servicios
de ajuste. A partir de ahí, puede estimarse la cantidad de generación flexible necesaria para un
suministro eléctrico estable y para cada nivel de penetración de las energías intermitentes. En
concreto, el modelo calcula un “orden de mérito” de capacidad flexible, teniendo en cuenta las
distintas opciones tecnológicas y medidas que podrían aplicarse, con lo que, junto con los costes de
generación de las tecnologías intermitentes, estima los costes de adaptación del sistema eléctrico
europeo a las distintas sendas de penetración de energía eólica y fotovoltaica.
Entre las medidas que favorecen la integración de la energía intermitente, las más competitivas
para hacer frente a las puntas y valles extremos en la curva de carga serían, en primer lugar, la
capacidad de respuesta de la demanda (con un coste medio total anual inferior a 100 €/kW/año),
11
Los escenarios energéticos disponibles más relevantes son los descritos en la “Hoja de ruta 2050 de la energía en Europa” de la
Fundación Europea para el Clima (4 escenarios), los planteados por Eurelectric en su informe “Power Choices” (2 escenarios) y los
que recoge el proyecto IRENE-40, aún en marcha, del ECN holandés. Este último proyecto, con cinco escenarios planteados, presenta
los datos más detallados al recoger curvas horarias de demanda residual de los 27 Estados miembros de la UE, Noruega y Suiza, por
lo que en el estudio se emplea exclusivamente este conjunto de datos. De los cinco escenarios, uno asume que en 2050 no se logrará
una reducción del 80% de emisiones respecto de 1990 (lo que implica el 95% de reducción del sector eléctrico), mientras que en los
cuatro restantes se logra el objetivo a través de diferentes combinaciones de mix de generación y crecimiento de la demanda. Dada
la naturaleza del presente estudio, se ha seleccionado el escenario “IRENE-40 RES”, que asume una cuota de renovables del 75%.
12
Generación con tecnologías capaces de responder rápidamente a variaciones de carga (hidráulica, ciclos combinados y ciclos
abiertos de gas natural y fuelóleo).
13
Construidas detrayendo de la demanda total la generación de carácter intermitente.
14
Definida en este estudio como el coeficiente entre la diferencia entre carga punta y valle y la carga punta.
15
El coste total medio estimado de generación en 2050 para las tecnologías eólica terrestre y la solar fotovoltaica se sitúa en un
mismo nivel (alrededor de 135 €/kW,), mientras que la eólica marina sería la opción más costosa (321 €/kW). No obstante, estas
tecnologías tendrían factores de utilización muy distintos (11% la fotovoltaica, 24% la eólica terrestre y 37% la eólica marina), lo que
daría lugar a diferencias en los costes medios por MWh generado. Ver más información sobre los supuestos utilizados aquí.
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seguida de la capacidad de interconexión (en torno a 100 €/kW/año) y la capacidad de
almacenamiento de energía mediante unidades de bombeo hidráulico (por debajo de 200
€/kW/año). Los métodos menos económicos de adaptación a un entorno con mayores cuotas de
generación intermitente serían la capacidad de respaldo con tecnologías fósiles (cerca de 350
€/kW/año), los cortes en la evacuación de generación renovable en situaciones de exceso de
generación (también unos 350 €/kW/año) y los cortes de suministro (unos 500 €/kW/año).
La optimización en el uso de las distintas medidas de adaptación para integrar la energía
intermitente de forma eficiente podría requerir una combinación de las seis. Según el análisis de
ECORYS y el ECN y en línea con la “Hoja de ruta 2050 de la energía en Europa”, en el escenario
IRENE-40 RES la combinación óptima podría estimarse en un 20% de respuesta de la demanda, un
20% de capacidad de interconexión, un 25% de capacidad de almacenamiento, un 27% de
capacidad de reserva de tecnologías fósiles, un 5% de restricciones a la evacuación de energías
renovables y un 3% de cortes de suministro zonales 16 .
Otro de los resultados relevantes del estudio es la relación negativa entre la cuota de generación
flexible y la cuota de generación intermitente y la relación positiva entre esta última y los
requerimientos de servicios de ajuste 17 . Según los autores, esto implica que a medida que aumente
la tasa de penetración de energía eólica y solar fotovoltaica se hará más complicada la operación
del sistema, debiendo utilizarse todas las medidas disponibles para integrar la energía intermitente.
En la parte final del estudio, ECORYS y el ECN estiman el coste de integración de la energía de
carácter intermitente. La principal conclusión del análisis es que los costes de integración pondrán
límites al despliegue de este tipo de tecnologías de generación. Cuando las necesidades de ajuste
son relativamente bajas (p. ej., hasta un nivel de cuota de generación intermitente del 40%) los
costes de integración podrían ser asumibles (hasta unos 25.000 M€/año), ya que las tres primeras
medidas de adaptación (respuesta de la demanda, interconexiones y capacidad almacenada) son
suficientes. Sin embargo, a partir de cuotas en torno al 40% de generación intermitente sería
necesario recurrir a las medidas menos económicas de adaptación y los costes aumentaría
exponencialmente (p. ej., unos 100.000 €/año para una cuota de generación intermitente del 62%).
La elección sobre cuál es la cuota de generación intermitente que debe alcanzase caería, en
cualquier caso, en el ámbito de las decisiones políticas.
16
Los resultados del estudio muestran que a medida que vaya aumentando la cuota de generación intermitente se reducirá la
generación en carga base (generalmente, térmica), especialmente en las horas valle. Así, en el año 2050 casi toda la demanda en esas
horas quedaría cubierta por tecnologías intermitentes (las horas de menor demanda suelen coincidir con las de mayor generación
eólica). El incremento en la diferencia entre las puntas y los valles de demanda se afrontaría utilizando distintas medidas. Según
ECORYS y el ECN, la demanda en los valles podría cubrirse con respuesta de la demanda, consumo de bombeo y restricciones a la
evacuación de energías renovables. En las puntas, además de la respuesta de la demanda y la generación de bombeo hidráulico
actuarían las unidades térmicas de respaldo. La variabilidad restante de la demanda se cubriría con capacidad de rampa de subida y
bajada de las unidades de generación más flexibles (centrales hidráulicas, ciclos combinados de gas natural, etc.)
17
A medida que aumenta la cuota de generación intermitente se eleva la diferencia entre la demanda residual en la punta y en el
valle, sin que la generación flexible sea capaz de cubrir esa diferencia, lo que ocurre a partir de una cuota de generación intermitente
de un 30%, aproximadamente.
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En este estudio preparativo de la “Hoja de ruta 2050 de la energía en la UE” se pone de manifiesto
que la elección de las energías renovables de carácter intermitente como principal vía para reducir
las emisiones contaminantes en el largo plazo podría resultar inasumible desde el punto de vista
económico, aunque técnicamente pueda resultar viable. La introducción de energías renovables y de
carácter intermitente deberá optimizarse desde el punto de vista tanto técnico como económico,
teniendo en cuenta la evolución de la demanda de energía eléctrica, la aportación que puedan
realizar otras tecnologías y medidas de adaptación y otras políticas energéticas (p. ej., de impulso de
la eficiencia energética o de fomento de alternativas tecnológicas, como los vehículos eléctricos, que
permitan reducir la diferencia de demanda entre las puntas y los valles).
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Energías renovables: tecnología, economía, evolución e
integración en el sistema eléctrico, Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio climático, Seguridad de
suministro y diversificación energética.
Análisis de la relación entre la competencia en los mercados eléctricos, la creación
de empleo y el crecimiento económico.
La consultora Continental Economics, a petición de la asociación Compete Coalition 18 , ha elaborado
un estudio en el que se identifican y analizan las ventajas que ofrecen los mercados eléctricos
competitivos en términos de creación de empleo y crecimiento económico. El estudio revisa en
primer lugar la situación de los diferentes mercados eléctricos en Estados Unidos y presenta el
proceso de liberalización del sector del gas natural en este país como un ejemplo a seguir para el
sector eléctrico. Posteriormente, el análisis se centra en los perjuicios que ocasiona el
intervencionismo en los mercados eléctricos en términos de crecimiento económico y creación de
empleo. Para concluir, el informe ofrece cinco recomendaciones de políticas energéticas que
contribuirían a maximizar los beneficios derivados de los mercados eléctricos competitivos.
Enlace: Continental Economics, “Electricity competition at work. The link between competitive electricity markets, job
creation and economic growth”, informe elaborado para Compete Coalition, septiembre 2011.
El marco regulatorio del sector eléctrico en Estados Unidos se mantuvo prácticamente intacto entre
los años 30 y los años 70, en los que el sector basaba su funcionamiento en empresas que operaban
como monopolios regulados. En 1978, la aprobación de una ley federal (PURPA) facilitó la aparición
de compañías generadoras independientes, aunque la verdadera transformación del sector llegó de
18
Compete Coalition está formada por agentes y entidades con intereses en el sector eléctrico que se postulan a favor de los
mercados liberalizados de electricidad.
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la mano de la Ley (federal) de Energía de 1992 (Energy Policy Act), que sentó las bases para el
desarrollo de mercados eléctricos mayoristas y minoristas competitivos. Algunos estados adoptaron
el nuevo esquema de competencia en la actividad de generación de energía eléctrica, manteniendo
un esquema de regulación para los servicios ligados al transporte, la distribución y el suministro de
energía.
La liberalización del sector eléctrico en los distintos estados se vio afectada por la crisis energética
de California de 2000-2001 19 y la paralización o retroceso de los procesos de reestructuración en
muchos estados. Pese a ello, otros estados, como Texas, Illinois y Pennsylvania y varios estados de
la costa noreste siguieron adelante con las reformas. En general, la oposición a la implantación de
mercados competitivos de energía se mantiene en muchos estados, lo que ha llevado a marcos
normativos con multitud de regulaciones orientadas a proteger a los consumidores y que
distorsionan el desarrollo de la competencia.
La evolución del sector gasista en EE.UU. ofrece un fuerte contraste con la del sector eléctrico. En
1978, una ley federal sobre el sector del gas natural eliminó los techos de precios 20 que hasta ese
momento eliminaban los incentivos a buscar nuevas fuentes de suministro, dando lugar a un
calendario para establecer un mercado competitivo mayorista de gas natural. Gracias a que las
reformas abordadas incentivaron una mayor actividad de exploración, la escasez de gas natural
observada en los años 90 dio paso a un rápido aumento de las reservas. En los últimos años, el
sector gasista ha vivido una nueva revolución con el desarrollo del gas de esquisto o gas pizarra
(conocido comúnmente como shale gas, en su denominación inglesa), que ha incrementado
significativamente las reservas de gas natural y ejercido una fuerte presión a la baja sobre los
precios mayoristas. La nueva situación favorecerá que los ciclos combinados de gas natural
sustituyan a las plantas de carbón menos eficientes y más contaminantes.
Según Continental Economics, el éxito del sector gasista muestra el camino que debe seguir el
sector eléctrico hacia un esquema de competencia mayorista y minorista que permita suministrar
electricidad al menor precio posible a todos los consumidores, contribuyendo de esta manera al
crecimiento económico y a la creación de empleo. Para ello, será necesario en primer lugar poner
fin a las prácticas regulatorias en numerosos estados que establecen límites al modelo de
competencia, ya que, sea cual sea su motivación, el resultado final es invariablemente un aumento
del coste del suministro eléctrico y, consecuentemente, un deterioro de la competitividad de la
economía que lleva a la destrucción de empleo.
Las ventajas que ofrecen los mercados competitivos de energía son claras. Por un lado, los
mecanismos de mercado son mucho más fiables a la hora de seleccionar las alternativas energéticas
19
Ver más información sobre los factores económicos y regulatorios que llevaron a la crisis en California en Paul L. Joskow,
“California’s Electricity Crisis,” Oxford Review of Economic Policy 17 (2001), pp. 365-88.
20
En la década de los 60 se consideraba que las reservas de gas natural acabarían extinguiéndose en el medio plazo. En 1967 la
producción comenzó a decaer, observándose desde entonces repetidos episodios de escasez energética y cortes de suministro a
clientes industriales.
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de menor coste para los consumidores, tanto tecnológicas como empresariales. Adicionalmente, los
mercados competitivos permiten alcanzar determinados objetivos políticos (p. ej.,
medioambientales) al menor coste posible 21 . El informe de Compete Coalition rebate dos críticas
habituales a los mercados: el excesivo énfasis en el corto plazo por parte de los agentes y la
bancarrota de empresas como signo de fallo del mecanismo de mercado. Por un lado, la retirada de
recursos ineficientes y el uso continuado de los recursos más económicos que induce la
competencia lleva en el largo plazo a menores costes de suministro y a mayor eficiencia y niveles de
innovación. Por otro lado, los fracasos empresariales en mercados competitivos son evidencia de
que los riesgos de mercado (incorrectas expectativas sobre la evolución de la demanda, los precios
o los costes de desarrollo de proyectos, por ejemplo) son soportados por los inversores privados y
no por los consumidores finales.
En general, el principal problema de los esquemas de intervención en el sector eléctrico es que
elevan el coste de suministro de energía en el largo plazo, bien a través de subsidios a ciertas
tecnologías de generación, bien a través de intervenciones que reducen artificialmente el precio
mayorista o bien mediante medidas orientadas a mantener el nivel de empleo o a mejorar la
seguridad de suministro 22 . El daño económico que provocan estas intervenciones en el largo plazo
supera con creces los supuestos beneficios que se obtienen en el corto plazo: el incremento en los
costes de generación reduce la renta disponible de los consumidores, la competitividad de la
industria y su capacidad para generar empleo 23 , limitando la capacidad de crecimiento económico
en el largo plazo.
Para concluir, el análisis de Continental Economics presenta cinco recomendaciones de políticas
energéticas que contribuirían a maximizar los beneficios derivados de la liberalización de los
sectores eléctricos. La primera es promover activamente la competencia en mercados mayoristas y
minoristas de electricidad. Otra recomendación consiste en crear las condiciones que permitan que
21
En California se utiliza un sistema de subasta para seleccionar los proyectos de desarrollo de generación fotovoltaica con mayor
eficiencia y menor coste que los sistemas basados en cuotas y tarifas fijadas por las entidades reguladoras, como ocurre en España y
Alemania. De este modo, se construyen las mejores instalaciones fotovoltaicas disponibles evitando el tremendo sobrecoste
económico que conllevan las tarifas fijadas por la administración. Vea más información en J. Lesser y X. Su, “Design of an
Economically Efficient Feed-in Tariff Structure for Renewable Energy Development”, Energy Policy 36, marzo de 2008, pp. 981–990.
22
Un caso típico de intervención en este sentido es la obligación de construir capacidad de generación no económica para forzar los
precios mayoristas de la electricidad a la baja. Aunque a corto plazo pueda reducirse el precio de la energía, en el largo plazo se
reducirán los incentivos a la entrada de capacidad económica y se incrementará el riesgo regulatorio al que se enfrentan los
inversores, que serán más reacios a invertir y exigirán una mayor rentabilidad a sus proyectos, incrementando de esta manera los
costes de suministro a largo plazo. Puede encontrarse una argumentación detallada sobre por qué la intervención en los mercados
energéticos genera ineficiencias en J. Lesser, “Gresham’s Law of Green Energy”, Regulation, invierno 2010-2011, pp. 12-18.
23
Un estudio reciente analizó el impacto de una regulación en el estado de Ohio que obligaba a los consumidores que compraban su
energía a comercializadores no regulados a pagar el doble por determinados cargos regulados ligados a los controles
medioambientales, la expansión de las energías renovables o el desarrollo económico local. Según los resultados del mismo, un
incremento en el coste de suministro de 1 millón de € daba lugar a la pérdida de 13 empleos. La regulación propuesta, con un coste
anual de unos 2.000 M$ daría lugar a la pérdida de miles de empleos. Ver los testimonios de J. Lesser y M. Schnitzer en el caso “In the
Matter of the Application of AEP Ohio, Case No. 11-346-EL-SSO and Case No. 11-348-EL-SSO”, 25 de Julio de 2011.
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Número 65
los mercados funcionen correctamente y que reduzcan la incertidumbre regulatoria a la que se
enfrentan los inversores. La tercera recomendación consiste en limitar la capacidad de los
monopolios de impedir el desarrollo de mercados competitivos. Además, deben evitarse los
subsidios en la medida de lo posible, permitiendo que sean las condiciones de mercado (y no
impulsos políticos) las que den lugar a nuevas inversiones en capacidad de generación. Por último,
resulta positivo combinar las políticas que promueven la competencia en el mercado eléctrico con
otras políticas que promueven el crecimiento y favorecen las inversiones 24 .
La intervención en los mercados eléctricos por razones políticas genera, en el largo plazo, un mayor
coste del suministro eléctrico y limita la capacidad de las economías para crecer y aumentar el nivel
de empleo. En España existe una multitud de ejemplos de intervenciones en el sector eléctrico que
distorsionan el funcionamiento del mercado y elevan los costes de suministro en el largo plazo. En el
contexto actual de crisis económica y escasez de crédito, resulta más que nunca necesario revisar
aquellas medidas que introducen graves distorsiones en los mercados mayorista y minorista (p. ej.,
la distorsión del despacho económico de la generación a través del mecanismo de resolución de
restricciones por garantía de suministro (el real decreto que obliga a la quema de carbón
nacional 25 ), una política excesivamente generosa de subsidios a tecnologías renovables inmaduras o
poco competitivas o la existencia de una tarifa eléctrica que regula los precios del suministro a más
de 20 millones de consumidores).
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El proceso de liberalización de los sectores energéticos,
Contribución del sector eléctrico a la sociedad, Formación de precios en el mercado mayorista diario de electricidad,
Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado.
24
El estado de Texas, con uno de los mercados eléctricos más competitivos en EE.UU., creó el 37% de los nuevos empleos generados
en todo el país entre junio de 2009 y mayo de 2011. Ver más información en aquí.
25
Ver el Boletín de Energía y Sociedad nº 39, de 22 de octubre de 2010.
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Evolución de los mercados energéticos
Los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a uno y tres
meses no experimentaron cambios significativos (-0,6%) durante el periodo analizado (del 25 de
noviembre al 9 de diciembre de 2011) respecto a los registrados la quincena anterior, rompiéndose
así la relativa estabilidad registrada en las semanas anteriores.
A diferencia de los precios del crudo, las cotizaciones del carbón europeo API2 ARA, del gas natural
en el Reino Unido (NBP) y de los derechos de emisión de CO2 (EUAs) registraron una marcada caída
durante la quincena analizada. Fueron los precios de los derechos de emisión de CO2 los que
sufrieron las mayores pérdidas (-17,6%), alcanzando un valor de 7,21 €/t el 7 de diciembre.
Por el contrario, los precios spot de electricidad en la península Ibérica aumentaron de forma
marcada (+10%) durante las dos primeras semanas de diciembre, en comparación con los
registrados en el periodo anterior. Las cotizaciones medias de otros mercados europeos (Francia,
Alemania y Nord Pool) sufrieron pérdidas significativas, en torno al 15%. Por otro lado, las
cotizaciones del mercado a plazo de electricidad en España y Portugal no se vieron arrastradas por
las ganancias de los mercados spot, evolucionando ligeramente a la baja (-1%).
Los precios del petróleo se vieron afectados, una quincena más, por la crisis de deuda soberana en
Europa, agravada por el contagio de países considerados “core”, como Francia o Bélgica. Los efectos
negativos de la incertidumbre entre los inversores se vieron compensados en parte por el acuerdo
entre la Fed, el BCE y sus homólogos de Canadá, Japón y Suiza de aportar liquidez a los mercados y a
la decisión de todos los Estados miembros de la UE, excepto el Reino Unido, de impulsar la unión
fiscal. Por otro lado, el agravamiento de la situación geopolítica en Irán hace temer restricciones
futuras en el lado de la oferta. En consecuencia, los precios medios quincenales del petróleo Brent
permanecieron relativamente estables respecto al periodo anterior (-0,6%). Pese a todo, el tono en
el mercado de petróleo es marcadamente bajista, debido a que las medidas anunciadas en la Unión
Europea no parecen haber calmado a los mercados y a que los indicadores económicos en países
como China o India sugieren una desaceleración de las economías emergentes.
Las cotizaciones medias del gas natural NBP y del carbón CIF ARA se vieron arrastradas por las
suaves temperaturas registradas en toda Europa, lo que provocó un fuerte descenso en la demanda
principalmente del sector eléctrico, la desaceleración paulatina de la economía germana y las
previsiones de la Comisión Europea de un crecimiento económico exiguo en 2012. Así, los precios
medios del Q1-12 y el M+1 en NBP cayeron un 7% y un 5%, respectivamente. Del mismo modo, las
cotizaciones del carbón de referencia en Europa API2 pasaron de registrar valores por encima de
114 $/t a 111 $/t. Debido a la disminución del precio de la electricidad de Alemania a plazo, del gas
natural NBP y del carbón CIF ARA, las cotizaciones de los derechos de emisión de CO2 también
sufrieron pérdidas (-17% en el caso del EUA-11, situándose por debajo de 8 €/t).
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Los precios medios spot de la energía eléctrica registraron aumentos en España y Portugal (en torno
al 10%), en parte por la menor disponibilidad nuclear, y fuertes caídas en Nord Pool, Alemania y
Francia (en torno al 15%). Por el contrario, las cotizaciones medias a plazo del mercado eléctrico
español disminuyeron levemente, arrastradas a la baja por las pérdidas registradas en los mercados
de commodities energéticas (crudo, gas natural y carbón).
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
25/11-09/12
10/11-24/11
Variación (%)
España OMIE
52,54
47,35
+10,96%
Portugal OMIE
52,53
47,91
+9,64%
Francia
50,87
57,45
-11,45%
Alemania
48,71
58,11
-16,18%
Italia GME
80,63
79,31
+1,66%
Nord Pool
36,30
43,34
-16,25%
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
25/11-09/12
10/11-24/11
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
109,32
110,05
-0,66%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
108,45
109,13
-0,62%
Gas natural (NBP) entrega en Ene. 2012
€/MWh
23,45
24,65
-4,90%
Gas natural (NBP) entrega en Q1 2012
€/MWh
23,63
25,50
-7,32%
Carbón API2 ARA entrega en Ene. 2012
$/t
111,48
113,96
-2,18%
Carbón API2 ARA entrega en Q1 2012
$/t
112,16
114,47
-2,01%
Derechos de CO2 entrega en Ene. 2012
€/t
7,74
9,38
-17,56%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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OMEL (Es pa ña )
Nord Pool
Fra nci a
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GME
Al ema ni a
6-dic-11
9-dic-11
30-nov-11
3-dic-11
Al ema ni a
24-nov-11
27-nov-11
18-nov-11
21-nov-11
12-nov-11
15-nov-11
GME
6-nov-11
9-nov-11
31-oct-11
3-nov-11
Fra nci a
25-oct-11
28-oct-11
19-oct-11
22-oct-11
13-oct-11
16-oct-11
Nord Pool
7-oct-11
10-oct-11
1-oct-11
4-oct-11
25-sep-11
28-sep-11
OMEL (Es pa ña )
19-sep-11
22-sep-11
13-sep-11
16-sep-11
7-sep-11
10-sep-11
1-sep-11
4-sep-11
26-ago-11
29-ago-11
23-ago-11
€/MWh
2-feb-11
9-dic-11
29-nov-11
19-nov-11
9-nov-11
30-oct-11
20-oct-11
10-oct-11
30-sep-11
20-sep-11
10-sep-11
31-ago-11
21-ago-11
11-ago-11
1-ago-11
22-jul-11
12-jul-11
2-jul-11
22-jun-11
12-jun-11
2-jun-11
23-may-11
13-may-11
3-may-11
23-abr-11
13-abr-11
3-abr-11
24-mar-11
14-mar-11
4-mar-11
22-feb-11
12-feb-11
€/MWh
12 de diciembre de 2011
Número 65
Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa.
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portuga l )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portuga l )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
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Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los
derechos de emisión de CO2 (medias semanales).
130
27
24
120
21
110
18
15
100
12
Brent futuro a 1 mes ($/bbl , eje i zqdo.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje i zqdo.)
Ga s na tura l NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Di c-2011 (€/t, eje dcho.)
9-dic-11
29-nov-11
9-nov-11
19-nov-11
30-oct-11
20-oct-11
10-oct-11
30-sep-11
20-sep-11
10-sep-11
31-ago-11
21-ago-11
1-ago-11
11-ago-11
22-jul-11
12-jul-11
2-jul-11
22-jun-11
2-jun-11
12-jun-11
23-may-11
13-may-11
3-may-11
23-abr-11
3-abr-11
13-abr-11
24-mar-11
14-mar-11
4-mar-11
22-feb-11
2-feb-11
9
12-feb-11
90
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).
25/11-09/12
10/11-24/11
Variación (%)
España entrega en Q1 2012
54,03
55,03
-1,82%
España entrega en 2012
52,70
53,20
-0,95%
Francia entrega en Q1 2012
54,32
59,70
-9,01%
Francia entrega en 2012
51,31
53,63
-4,32%
Alemania entrega en Q1 2012
53,78
57,81
-6,97%
Alemania entrega en 2012
52,60
54,65
-3,75%
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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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
€/MWh
60
50
40
30
Vencimiento
en Q3-2011
Vencimiento
en Q4-2011
Vencimiento
en Q1-2012
9-nov-11
19-nov-11
29-nov-11
9-dic-11
19-nov-11
29-nov-11
9-dic-11
30-oct-11
20-oct-11
10-oct-11
30-sep-11
20-sep-11
10-sep-11
31-ago-11
21-ago-11
Francia
9-nov-11
España
11-ago-11
1-ago-11
22-jul-11
12-jul-11
2-jul-11
22-jun-11
12-jun-11
2-jun-11
23-may-11
13-may-11
3-may-11
23-abr-11
13-abr-11
20
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa.
Contrato con vencimiento en Cal+1 (medias semanales).
65
60
50
45
40
España
Francia
30-oct-11
20-oct-11
10-oct-11
30-sep-11
20-sep-11
10-sep-11
31-ago-11
21-ago-11
11-ago-11
1-ago-11
22-jul-11
12-jul-11
2-jul-11
22-jun-11
12-jun-11
2-jun-11
23-may-11
13-may-11
3-may-11
23-abr-11
35
13-abr-11
€/MWh
55
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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