boletin periodico de energia y sociedad numero 40

4 de noviembre de 2010
Número 40
Boletín de Energía y Sociedad
Número 40, 4 de noviembre de 2010
www.energiaysociedad.es
CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
Integración a gran escala de energías renovables en el sistema eléctrico español.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 5
Incertidumbre sobre los costes de generación de electricidad y eficiencia del “mix”
energético.
Impacto potencial futuro de la expansión del gas no convencional (“shale gas”).
Evolución de los mercados energéticos
p. 5
p. 8
p. 11
EN ESTE NÚMERO…
...presentamos como novedad un informe reciente del Electricity Power Research Institute (EPRI) que analiza
los factores de éxito que han permitido la integración masiva de energías renovables en el sistema eléctrico
español sin poner en riesgo la seguridad de suministro. El análisis se basa en la información recogida por
representantes de esta institución en una visita a España en junio de 2010 durante la cual se reunieron con
asociaciones, empresas eléctricas y el Operador del Sistema.
En el apartado de reflexiones, presentamos un artículo académico de tres investigadores españoles que
muestran que el riesgo asociado a los costes de generación es una variable relevante a la hora de valorar la
eficiencia del “mix” energético. Una de las principales conclusiones de su análisis es que la complementariedad
de las energías renovables con las energías de origen fósil y con la nuclear permite alcanzar ganancias
conjuntas en términos de coste medio de generación, de variabilidad de los costes de generación y de
emisiones de CO2. Además, revisamos un informe del World Energy Council en el que se analiza el desarrollo
reciente y el potencial crecimiento futuro del “shale gas” (o “gas de esquisto”), un tipo de gas no convencional
aparentemente abundante y con bajos costes de extracción que ya representa el 10% de la producción de gas
natural en EE.UU. La explotación a gran escala de esta fuente energética en Norteamérica está
revolucionando el mercado global de gas natural y tendrá importantes implicaciones estratégicas en el futuro
en los mercados energéticos globales.
El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses durante el periodo analizado (del 19 de octubre al 2 de
noviembre) no sufrió variaciones significativas, manteniéndose en niveles por encima de 80 $/bbl. El precio del
gas natural en el Reino Unido cayó, al igual que el precio de los derechos de emisión de CO2, mientras que el
precio del carbón con entrega en Europa aumentó. El precio spot de la electricidad en el mercado alemán y en
los mercados peninsulares (España y Portugal) cayó, registrando crecimientos en Francia e Italia.
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Número 40
Novedades en el sector
Integración a gran escala de energías renovables en el sistema eléctrico español.
El Electric Power Research Institute (EPRI) ha publicado recientemente un informe en el que presenta
las conclusiones de las discusiones mantenidas durante una visita a España en junio de 2010 con
directivos de diversas instituciones y empresas, como UNESA, Red Eléctrica de España, Iberdrola, Gas
Natural Fenosa o Iberdrola Renovables. El informe del EPRI identifica algunos de los factores que
han permitido el rápido y exitoso desarrollo de las energías renovables en el sistema eléctrico
español.
Enlace: EPRI, “The Integration of Large-Scale Renewable Resources into the Spanish Power System”, Julio de 2010.
El análisis de EPRI comienza reconociendo que el desarrollo reciente de las energías renovables en
España ha convertido nuestro país en pionero y líder en la integración de energías renovables como
la eólica o la solar en sistemas eléctricos, con más de 20 GW instalados de capacidad eólica y unos 4
GW de instalaciones solares y con una contribución de la energía eólica a la producción total de
electricidad del 13,7% en 2009 y cercana al 15% en lo que llevamos de 2010. 1 En este contexto, EPRI
organizó una visita a España para reunirse con instituciones y empresas españolas con el objetivo de
identificar los factores de éxito en la integración de energías renovables en el sistema eléctrico.
Según EPRI, el apoyo en España a las energías renovables se debe, en parte, a razones de seguridad
energética y, en parte, a las obligaciones medioambientales derivadas del Protocolo de Kioto y a la
incertidumbre sobre el grado de apoyo al desarrollo futuro de la energía nuclear. Una de las
características más destacables del sistema eléctrico español es que el desarrollo de las energías
renovables ha ido acompañado de un desarrollo significativo de la capacidad de generación de
electricidad a partir de gas natural, lo que ha permitido hacer frente al elevado crecimiento de la
demanda (que creció un 100% entre 1981 y 2006) y ha colocado al sistema eléctrico en una buena
posición para integrar grandes cantidades de energía intermitente, como la eólica.
En opinión del EPRI, el éxito en la integración de la energía eólica y solar en España se basa en
cuatro elementos: (a) los incentivos al desarrollo de las energías renovables, (b) el desarrollo
paralelo de la infraestructura de transporte de electricidad, (c) el mantenimiento de un margen de
reserva adecuado y la existencia de un nivel adecuado de capacidad flexible (36 GW de potencia
térmica, generación hidráulica con capacidad de embalse y 4 GW de hidráulica de bombeo) y (c) una
infraestructura de control de la energía renovable muy robusta.
1
Ver el balance diario del Operador del Sistema (Red Eléctrica de España) aquí.
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Sin embargo, el desarrollo de las energías renovables sigue presentando retos en el sistema
español, como la existencia de un déficit de ingresos debido a niveles de tarifas reguladas muy bajos
y la inexistencia de incentivos suficientes para garantizar la viabilidad de inversiones, tanto
existentes como nuevas, en capacidad de generación térmica flexible.
Incentivos al desarrollo de las energías renovables. Desde el año 2004, una serie de reales decretos
ha establecido un sistema dual por el cual los titulares de las instalaciones eólicas pueden optar por
una tarifa regulada o por un esquema de ingresos en el mercado complementados por una prima.
Bajo el segundo esquema, en la actualidad, los ingresos de las instalaciones eólicas están sujetos a
un suelo y perciben, en media, una prima de unos 29 €/MWh.
En el caso de la energía solar, existen unas tarifas reguladas que han llegado a alcanzar más de 460
€/MWh, para la energía fotovoltaica, y más de 260 €/MWh, para la energía solar de concentración.
Esta situación ha generado un coste en el caso de estas tecnologías que no está alineado con su
aportación al sistema en términos de energía generada 2 , exacerbando el problema del déficit de
ingresos del sistema.
Un incentivo adicional al desarrollo de las energías renovables es la prioridad de despacho (excepto
en el caso de riesgos de seguridad o de restricciones en la red). Por otra parte, la introducción de
energías renovables está teniendo un impacto significativo sobre el proceso de formación de los
precios de la electricidad. Así, en el primer trimestre de 2010, el precio horario de equilibrio fue
cero en un 15% de las horas.
Desarrollo de las infraestructuras de transporte. En el sistema eléctrico español, Red Eléctrica de
España (REE) es el propietario de prácticamente la totalidad de los activos de transporte y
responsable del desarrollo y mantenimiento de la misma (además de realizar las funciones de
Operador del Sistema), con la obligación de garantizar el acceso a las instalaciones de energías
renovables. Esta obligación, en opinión de EPRI, ha dado lugar a una tendencia a desarrollar en
exceso la red de transporte, con hasta 189 km de red de alta tensión (400 kV) por cada 100 GW de
capacidad instalada, frente a unos 100 km por cada 100 GW en otros sistemas eléctricos vecinos. La
planificación de la red de transporte es obligatoria y es desarrollada por REE y aprobada por el
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Los ingresos de REE están sujetos a un esquema de
costes reconocidos, con algunos elementos de regulación por incentivos. Aproximadamente un 20%
del presupuesto de expansión de la red de transporte se dedica al desarrollo de infraestructura para
la integración de energías renovables. De acuerdo con REE, los principales retos a los que se
enfrenta la red de transporte son las caídas de tensión y la variabilidad y falta de firmeza de una
gran parte de los recursos de generación.
2
En 2009, por ejemplo, la energía eólica aportó el 15% de la generación y supuso el 16% de los costes que debían financiarse con
cargo a los precios regulados. La energía solar aportó el 2% de la generación y supuso el 16% del coste total que debían recuperar las
tarifas. En 2009, en total, el sobrecoste del esquema de incentivos al Régimen Especial superó los 5.000 mill. de €.
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Márgenes de reserva adecuados y capacidad flexible. El crecimiento de la demanda, los márgenes
de reserva ajustados y los precios atractivos del gas natural dieron lugar a una fuerte expansión de
la capacidad de generación con gas natural desde 2002, hasta alcanzar más de 22 GW de ciclos
combinados. 3 En la actualidad, su situación económica es complicada por la coyuntura de mercado
(incremento de los precios del gas natural respecto de los niveles observados a comienzos de la
década de los 2000) y el apoyo regulatorio al carbón doméstico. Pese a todos estos problemas, el
parque de ciclos combinados, junto con los 4 GW de instalaciones de bombeo y las centrales
hidráulicas con capacidad de embalse, ofrece un grado de flexibilidad elevado al Operador del
Sistema para hacer frente a la variabilidad de la generación eólica. El incremento en los niveles de
generación intermitente han obligado a las instalaciones más flexibles (como los ciclos combinados
o el bombeo) a reducir y modular su generación para acomodar los cambios en los niveles de
generación renovable y de demanda, con el consiguiente incremento en los costes de operación y
en la degradación de las unidades térmicas. Además, en muchas ocasiones (especialmente en horas
del periodo valle) los ciclos combinados deben conectarse al mínimo técnico para ofrecer reserva
rodante al Operador del Sistema.
Mecanismos de control de la energía renovable. Además de desarrollos normativos que imponen
obligaciones sobre la generación renovable orientadas a incrementar la seguridad del sistema (p.
ej., equipamientos para hacer frente a huecos de tensión o incentivos a gestionar la energía
reactiva), el sistema eléctrico español cuenta con un centro de control de la energía renovable
(CECRE) pionero en el mundo. El CECRE, al que deben conectarse todas las instalaciones de energía
renovable y otras tecnologías (p. ej., cogeneración o quema de residuos) –a través de centros de
control secundarios que actúan como intermediarios– tiene como misión maximizar la producción
de energía renovable manteniendo la seguridad del sistema. A través del CECRE (gestionado por
REE), el Operador del Sistema puede enviar instrucciones de operación a todas las instalaciones de
energía renovable, minimizando, de esta manera, los riesgos para el sistema. Un elemento crítico
del CECRE es su sistema de predicción de la generación eólica de última generación, que utiliza
información meteorológica detallada y datos sobre la producción real de casi la totalidad de las
instalaciones cada 20 minutos. 4
El desarrollo de la energía renovable en España se ha visto favorecido por un marco regulatorio y
retributivo muy favorable y por el desarrollo de esquemas de planificación y de operación del
sistema orientados a facilitar el acceso y la integración de las fuentes de energía intermitentes. El
éxito de la estrategia energética española, sin embargo, no está exento de costes: por un lado, el
coste del suministro eléctrico aumenta de forma significativa, especialmente debido a tecnologías,
como la energía solar, que aportan poca generación en relación con sus costes; por otro lado,
disminuye el factor de utilización de la capacidad de generación más flexible (como los ciclos
3
Este desarrollo del parque de ciclos combinados se ha visto también favorecido por el desarrollo de las infraestructuras de
transporte, regasificación y almacenamiento de gas natural.
4
El error medio de previsión de la generación eólica para el día siguiente es de menos del 15%.
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combinados), que se enfrenta a mayores dificultades para cubrir sus costes fijos bajo el diseño actual
del mercado eléctrico. Los retos a los que se enfrenta el regulador consisten en que la opinión
pública y los consumidores sean conscientes del coste de la estrategia energética basada en el
desarrollo de las energías renovables, en incentivar un desarrollo gradual y eficiente de este tipo de
tecnologías y en adaptar la regulación y las reglas de mercado para que los precios de mercado
reflejen el valor que aportan aquellas tecnologías que ofrecen flexibilidad y seguridad al sistema,
como los ciclos combinados y otras tecnologías.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Energías renovables: tecnología, economía, evolución e
integración en el sistema eléctrico, Mecanismos de apoyo a las energías renovables, Regulación española de las
energías renovables, El valor de la flexibilidad de los ciclos combinados de gas natural.
Reflexiones de interés
Incertidumbre sobre los costes de generación de electricidad y eficiencia del “mix”
energético.
La Fundación de Estudios de Economía Aplicada acaba de publicar un artículo en el que tres
investigadores españoles muestran que el riesgo asociado a los costes de generación es una variable
relevante a la hora de valorar la eficiencia del “mix” energético. De acuerdo con su análisis, la
complementariedad de las energías renovables con las energías de origen fósil y con la nuclear es
esencial para alcanzar ganancias conjuntas en términos de coste medio de generación, de
variabilidad de los costes de generación y de emisiones de CO2.
Enlace: G. Marrero, L. Puch y F. Ramos-Real, “Riesgo y costes medios en la generación de electricidad: diversificación e
implicaciones de política energética”, FEDEA, Colección de Estudios Económicos 13-2010, julio de 2010.
Marrero et al. comienzan su artículo revisando la literatura académica referente al problema de la
planificación del sector eléctrico. Diversos trabajos recientes 5 indican que los estudios de
planificación de sistemas eléctricos suelen centrarse en el estudio de los costes de generación de las
distintas tecnologías (stand-alone generation costs) y en el problema de la minimización del coste
conjunto del “mix” de generación. Además, enfatizan que la valoración de la eficiencia de un “mix”
5
Ver, por ejemplo, S. Awerbuch y M. Berger (2003), “Applying portfolio theory to EU electricity planning and policy-making”, IEA/EET
WP 2003/03, o D. Gotham et al. (2009), “A load factor based mean-variance analysis for fuel diversification”, Energy Economics, 31,
249-56.
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eléctrico requiere analizar conjuntamente los costes medios y la variabilidad (o riesgo) asociada a
esos costes. El enfoque adecuado para el análisis, entonces, es similar al análisis de carteras de
inversión de acuerdo con la teoría de las carteras eficientes, o análisis media-varianza. Esta
metodología, desarrollada inicialmente por Markowitz para el entorno financiero, 6 permite definir
un conjunto de carteras eficientes (o frontera eficiente de carteras) considerando para cada activo
las variables de rentabilidad esperada y riesgo (éste se concreta en la desviación estándar de la
rentabilidad del activo y la correlación de ésta con la del resto de activos disponibles). En el caso del
“mix” eléctrico, estas variables serían el coste medio esperado de cada posible tecnología y la
variabilidad de los mismos (concretada esta última en la desviación estándar y la correlación con el
coste medio del resto de tecnologías disponibles).
El coste medio de generación (o levelised generation cost), que incluye todos los costes
relacionados con la generación de electricidad, incluyendo costes de capital (amortización y coste
de oportunidad del capital invertido) y costes fijos y variables de explotación, puede definirse como
aquel precio anual y constante que da lugar a que los flujos de ingresos y costes de generación
tengan un valor presente igual a cero. Este coste, que depende de cada tecnología, representa el
mínimo precio que debería recibir una tecnología para que los inversores estén dispuestos a aportar
el capital necesario para el desarrollo de la misma. Igualmente, puede interpretarse como el coste
social de la generación de electricidad.
El análisis de las estimaciones disponibles sobre el coste medio de distintas tecnologías y en
distintos países 7 muestra que los sistemas eléctricos con costes totales más bajos suelen ser los que
menos utilizan energías renovables. Por otro lado, determinados países con un elevado grado de
especialización tecnológica (China, con el carbón, Francia, con la energía nuclear, o Rusia, con el
gas) tienen también un coste medio bajo. Las tecnologías renovables suelen mostrar costes medios
elevados y bajas participaciones en el mix, con algunas excepciones (eólica, gran hidráulica y/o
biomasa en ciertos casos).
El trabajo de Marrero et al. introduce la dimensión “riesgo” en el análisis de la eficiencia de un
“mix” de generación tipo. Para ello, desarrollan una metodología para estimar el coste medio total
de generación de cada tecnología, que depende de variables como la eficiencia, el factor de carga,
el precio de los combustibles, los costes fijos de operación y mantenimiento, los costes de inversión,
las tasas de emisiones de CO2, etc. Los autores postulan distribuciones de probabilidad cada uno de
estos parámetros utilizando información publicada por diversas instituciones, información
proveniente de expertos, etc., estimando así una distribución de probabilidad del coste medio de
cada tecnología.
6
El artículo seminal a partir del cual se desarrolló la teoría moderna de carteras (modern portfolio theory o MPT) es H. Markowitz
(1952), “Portfolio selection”, Journal of Finance, 7(1), págs. 77-91. Markowitz recibió el Premio Nobel de Economía en 1990.
7
Ver, por ejemplo, AIE (2010), “Projected Costs of Generating Electricity”.
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Una primera conclusión que se deriva de analizar el binomio coste-riesgo para las distintas
tecnologías es que en el extremo de la distribución de costes medios se sitúa la energía solar,
mientras que en el extremo de la distribución de riesgos se sitúan la tecnología nuclear (debido
principalmente a la incertidumbre asociada al proceso de construcción, que dura entre 5 y 6 años) y
las tecnologías que utilizan gas natural como (debido a la variabilidad del coste de este
combustible).
El siguiente paso en el análisis de Marrero et al. es evaluar la eficiencia de un determinado “mix”
tipo de generación, el cual, según los autores, sería representativo de la situación esperada en la
Unión Europea en 2020. 8 Para ello, se combina la información sobre coste medio esperado y riesgo
de cada tecnología (este último representado, para cada tecnología, por la variabilidad del coste
medio y las correlaciones con el coste medio del resto de tecnologías disponibles), para determinar
la frontera eficiente de “mixes” de generación (compuesto por los “mixes” de mínimo coste para
cada nivel de riesgo). Una vez desarrollada esta “frontera eficiente”, Marrero et al. introducen la
restricción de que la contribución de las energías renovables al “mix” no supere el 40%, valor
considerado por los autores compatible con la seguridad del suministro eléctrico dada la tecnología
actual. El resultado muestra que el “mix” con el mayor coste y el mínimo riesgo incluiría un 55% de
energías renovables, mientras que el “mix” con el mínimo riesgo y el mayor coste incluiría un 62%
de gas y un 29% de energía nuclear. Comparando el “mix” medio (aquel intermedio entre el de
mínimo coste y el de mínimo riesgo) con el “mix” tipo, se obtiene que el primero supone una
ganancia en costes de 2%, una reducción del riesgo de 30% y una reducción de emisiones de CO2 de
17%. Esto demuestra, según Marrero et al., que la idea de que no se pueden reducir las emisiones
contaminantes sin incurrir en mayores costes de generación es incorrecta. Otra implicación
relevante es que combinar tecnologías complementarias (renovables, nuclear y térmica
convencional) permite reducir significativamente el riesgo asociado al coste del “mix”.
Al final del artículo los autores identifican algunos aspectos que consideran relevantes para definir
la política energética y medioambiental. Por un lado, destacan la importancia de internalizar el
coste de los derechos de emisión de CO2 como parte del coste de generación, lo que crea incentivos
a modificar gradualmente el “mix” de generación hacia uno más limpio. Por otra parte, la expansión
de las energías renovables deberá ir acompañada de una transformación de las redes eléctricas en
“smart grids” que permita su integración segura y el desarrollo de tecnologías de almacenamiento
de energía. Finalmente, los autores señalan que otra forma de incentivar la transformación del
“mix” actual en uno más limpio es reducir la tasa de descuento asociado a las inversiones (que
penaliza a las inversiones más intensivas en capital – generalmente las más limpias) a través de
políticas estratégicas de largo plazo, transparentes y estables, y de mecanismos que, a través de,
por ejemplo, garantías crediticias, reduzcan los riesgos asociados a las inversiones.
8
El mix de generación que se analiza consta de 32% de gas natural, 25% de carbón, 25% de nuclear, 5% de fuelóleo y 13% de
renovables, entre las que incluyen la energía eólica, la solar y la biomasa, pero no la hidráulica, para simplificar el problema de
análisis. Según los autores, la inclusión de la tecnología hidráulica en el análisis no alteraría las conclusiones del mismo.
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El análisis de Marrero et al. pone de relieve la importancia de incluir en el análisis del “mix” eléctrico
en el largo plazo todas las dimensiones de las que depende la inversión en activos de generación.
Dado que las inversiones, que tienen largos periodos de amortización, se realizan en un contexto de
incertidumbre (precios y costes, y también otros parámetros, como los regulatorios), el “mix”·más
adecuado será aquel que tenga en cuenta el coste de la misma para los inversores (es decir, del
riesgo asociado a la variabilidad de los costes de generación de las distintas tecnologías disponibles).
Como muestran Marrero et al., los resultados de un análisis coste-riesgo pueden diferir
significativamente de los resultados de análisis tradicionales basados únicamente en el coste medio
esperado de generación de las distintas tecnologías disponibles. Adicionalmente, este tipo de
análisis pone en evidencia el valor de la complementariedad entre distintas tecnologías. Una
enseñanza adicional es que cualquier política orientada a reducir la incertidumbre de los inversores
reducirá el coste de alcanzar un “mix” bajo en emisiones contaminantes.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio
climático a futuro y el sector eléctrico, La internalización del precio de los derechos de emisión.
Impacto potencial futuro de la expansión del gas no convencional (“shale gas”).
En el contexto del interés que ha despertado en los últimos tiempos el desarrollo de la producción de
gas no convencional (“shale gas”) en EE.UU. y dada la aparente abundancia de esta nueva fuente de
combustible fósil, lo que podría solucionar algunos de los problemas energéticos a los que se
enfrentan muchos países, el “Consejo Mundial de la Energía (WEC)” ha patrocinado la elaboración
de este informe, que estudia y analiza en detalle las características, el potencial de crecimiento y el
impacto e implicaciones estratégicas de la expansión del “shale gas”.
Enlace: World Energy Council, "Survey of Energy Resources: Focus on Shale Gas", septiembre de 2010.
El “Consejo Mundial de la Energía” (en adelante, el WEC) publicó el pasado mes de septiembre este
informe centrado en el “shale gas” o “gas de esquisto”, basado en los trabajos realizados para su
“22nd Survey of Energy Resources” 9 , en el que un grupo de expertos analiza el desarrollo reciente
de este recurso energético y su potencial impacto e implicaciones estratégicas en los mercados
energéticos durante los próximos años. En la primera parte del informe se describen las principales
características 10 del “shale gas”, así como sus posibilidades de expansión y desarrollo. En 1821 se
9
El Survey of Energy Resources es un estudio que se publica cada tres años que recopila datos e información relevante sobre
recursos energéticos convencionales, no convencionales y renovables.
10
Este tipo de fuente energética esta incluida en la categoría de gas no convencional. A diferencia del gas “convencional”, se
encuentra almacenado en formaciones rocosas de baja permeabilidad. Existen otros tipos de gas no convencional aparte del “shale
gas”, como el “gas en profundidad”, “tight gas” o el “coalbed methane gas”, entre otros.
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extrajo en los Estados Unidos la primera unidad de gas comercial, que en realidad era “shale gas”.
Sin embargo, hasta fechas bastante recientes la producción total de “shale gas” en EE.UU.
insignificante, muy por debajo de los grandes volúmenes producidos de gas convencional
(almacenando generalmente en bolsas junto a los yacimientos de petróleo). De acuerdo con las
investigaciones geológicas realizadas, existen más de 688 bolsas de “shale gas” situadas en 142
“campos de gas”, de las cuales solamente unas pocas docenas se están explotando o pueden
explotarse, la mayoría en Norteamérica. Según los autores del informe, la producción potencial de
este recurso es ingente y es probable que cambie significativamente la estructura y el
funcionamiento de los mercados de gas natural en Europa y en Estados Unidos, así como los
mercados mundiales de gas natural licuado (GNL).
A pesar de la creencia de que los recursos globales de “shale gas” son muy elevados, aún no han
sido cuantificados en la mayoría de los países, aparte de Estados Unidos y alguno otro como
Canadá. Según los estudios más recientes, las reservas estimadas mundiales de “shale gas” se cifran
en 16.110 mpc (millones de pies cúbicos) ó unos 480 millones de metros cúbicos, de los cuales se
supone que un 40% son económicamente recuperables. Estados Unidos y los países de la antigua
Unión Soviética aglutinan más del 60% de estas reservas, mientras que las reservas estimadas en
territorio europeo no superan el 7% del total y en China e India apenas el 2%. Según el WEC, el
desarrollo de las infraestructuras necesarias para la extracción del “shale gas” será costoso, aunque
la existencia de algunas infraestructuras ya instaladas en 32 de los 142 campos de gas en operación
podría reducir los gastos de capital relacionados con la explotación de este tipo de gas. Sin
embargo, el WEC prevé que, incluso en este tipo de campos, se necesitarán importantes inversiones
para procesar, almacenar y distribuir el gas a través de los sistemas de gasoductos. En el resto de
campos (110), que no cuentan en la actualidad con ningún tipo de infraestructura, las inversiones
requeridas pueden llegar a ser tan elevadas que podrían retrasar la fase de producción de forma
significativa o incluso hacer económicamente inviable la explotación de estos campos.
El informe del WEC estima que el coste de extracción del “shale gas” se sitúa entre 4 y 8 $/MMBtu,
en niveles similares o por debajo de los precios actuales. Si se añaden costes relacionados con el uso
y el impacto sobre las aguas subterráneas y con la limpieza de productos químicos necesarios para
las extracción del mismo, el coste se sitúa entre 6 y 8 $/MMBtu. En general, como se ha observado
en los últimos tiempos, el “shale gas” es competitivo (bajo la regulación medioambiental actual) en
los mercados de gas natural en EE.UU. Su contribución a la producción total de gas natural en
EE.UU. aumentó desde el 1,6% en 1996 a casi un 10% en 2008.
En la segunda parte del informe, el WEC presenta algunas de las posibles implicaciones estratégicas
geopolíticas y en la industria energética que puede tener la irrupción del “shale gas” como uno de
los recursos energético con mayor potencial de desarrollo en el futuro. A pesar de que las
estimaciones sobre los volúmenes de reservas son en su mayoría teóricas, el análisis llevado a cabo
por el WEC establece las siguientes conclusiones:
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(1) Basándose en las estimaciones sobre potenciales reservas existentes en Europa, Rusia y Sudeste
asiático, Rusia es el país con mayores reservas, lo que lo mantendrá como el principal país
exportador de gas (gas convencional más “shale gas”) en esta zona. En el resto de Europa, las
reservas de “shale gas” no son tan relevantes, por lo que no se espera que esta fuente de energía
reduzca significativamente la dependencia del gas ruso o del Oriente Medio. Por otro lado, las
reservas probadas de “shale gas” en Norteamérica y las infraestructuras de GNL ya existentes
facilitarán las exportaciones de GNL a Europa, permitiendo a Europa diversificar sus fuentes de
abastecimiento de gas natural.
(2) La nueva oferta de “shale gas” en Estados Unidos tenderá a mantener los precios del gas natural
relativamente bajos durante un largo periodo de tiempo, lo que podría provocar incrementos de la
demanda de gas del sector transporte y de los sectores de generación de electricidad, dando lugar a
la sustitución de combustibles y a una menor dependencia del petróleo. Las fluctuaciones de
precios podrían dar lugar a variabilidad en las aportaciones de “shale gas” en el medio plazo,
aunque en el largo plazo la infraestructura que se construya colocará al gas no convencional en una
posición muy competitiva respecto de otras fuentes de gas natural. Sin embargo, el impacto
medioambiental de los métodos de extracción de shale gas (sobre los recursos acuíferos y sobre la
contaminación química) podría endurecer en el futuro la normativa medioambiental, dando lugar a
mayores costes de producción de “shale gas”.
(3) El uso de “shale gas” probablemente permitirá reducir las emisiones de CO2 de forma
significativa, y podría afectar en el futuro al desarrollo de tecnologías de carbón limpias, con
mecanismos de captura y almacenamiento de CO2 (CCS), que, en teoría, serían menos necesarias.
A modo de conclusión del informe, el WEC presenta algunas de las principales ventajas y
desventajas que conllevaría la expansión de este nuevo recurso energético. Entre las ventajas, el
WEC menciona el incremento significativo de las reservas globales de gas natural, los menores
tiempos de hasta el inicio de la producción con respecto al gas convencional, el uso de un recurso
energético más limpio, el uso de nuevas tecnologías de perforación y el incremento de la seguridad
de suministro de los países importadores de gas. Por el contrario, el WEC destaca como principales
aspectos negativos, la incertidumbre sobre sus costes y sobre la capacidad para financiar las
inversiones necesarias, las dudas sobre el grado de aceptación de esta tecnología de producción
desde el punto de vista medioambiental, el desconocimiento acerca de las tasas de agotamiento de
los pozos de “shale gas”, que podrían impactar en las estimaciones de las reservas disponibles, y,
por último, la potencial oposición local en determinadas zonas a su desarrollo.
El desarrollo de nuevas técnicas de perforación en Estados Unidos ha facilitado el acceso a nuevas
fuentes de gas no convencional, como el “shale gas”, que han revolucionado el mercado de gas
natural en Norteamérica en los últimos años. El impacto a medio plazo sobre los mercados globales
de gas natural, sin embargo, es aún incierto, debido a que la crisis económica dificulta la
financiación de nuevas inversiones y ha dado lugar a precios spot de gas relativamente bajos, que
podrían retrasar el desarrollo de nuevas infraestructuras que permitan explotar los recursos de gas
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no convencional. En el largo plazo, un crecimiento de la producción de este tipo de gas en diversas
partes del mundo podría ser beneficioso para la Unión Europea en términos de dependencia
energética y diversificación y seguridad de suministro.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El mercado de gas natural, Seguridad de suministro y
diversificación energética.
Evolución de los mercados energéticos
Durante el periodo analizado (del 19 de octubre al 2 de noviembre) los precios medios del petróleo
Brent correspondiente a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses no sufrieron
variaciones significativas, en torno a -0,8% respecto al periodo anterior, manteniéndose en niveles
por encima de 80 $/bbl.
La cotización media del gas natural en NBP (hub del Reino Unido) del contrato Q1-11, al igual que en
el caso del crudo, permaneció relativamente estable (-0,95%), mientras que la correspondiente al
M+1 disminuyó un 1,36%. Los precios medios de los contratos del carbón europeo CIF ARA
Diciembre-10 y Q1-11 siguieron con su senda ascendente, alcanzando valores por encima de 102 $/t.
Finalmente, la cotización media del contrato de derechos de emisión de CO2, EUA-10, sufrió una
caída de un 3,93% respecto la quincena pasada, siendo su precio medio inferior a 15 €/t.
Por otra parte, los precios spot de la electricidad correspondientes al mercado alemán y a los
mercados peninsulares (España y Portugal) disminuyeron, mientras que los precios en el resto de los
países europeos analizados (Francia e Italia) registraron crecimientos. Cabe destacar el aumento del
precio medio spot correspondiente al mercado de Francia (22,01%).
Durante la quincena analizada (del 19 de octubre al 2 de noviembre) los precios medios del barril
Brent correspondientes a los contratos con vencimiento en diciembre de 2010 y en el primer
trimestre del 2011 permanecieron relativamente estables, situándose en 83,26 $/bbl y 83,95 $/bbl
respectivamente. El mantenimiento de los precios del crudo por encima de 80 $/bbl se debe
principalmente a la paulatina apreciación de la divisa europea frente al dólar y a la situación
económica que atraviesa Europa, en fase de recuperación, lo que provoca un aumento en la
confianza de los inversores. A esto se le debe añadir el ligero incremento de la demanda de crudo y
la estabilidad de la oferta de petróleo.
En el resto de mercados de commodities destacan la caída en los precios del gas natural y de los
derechos de emisión de CO2 y el incremento en los precios del carbón. La cotización media del
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4 de noviembre de 2010
Número 40
contrato con vencimiento a corto plazo del gas natural en NBP disminuyó un 1,36% respecto al
periodo anterior, situándose en 18,81 €/MWh, mientras que el Q1-11 no sufrió cambios
significativos. Por otra parte, el precio medio del contrato de derechos de emisión de CO2 EUA-10
(14,94 €/t), sufrió una disminución de un 3,93%. Los precios del carbón europeo CIF ARA continúan
con la senda ascendente iniciada a finales del mes de septiembre.
El incremento continuado de precios se debe, en gran medida, al aumento de la demanda por parte
de los países asiáticos (especialmente, China) debido a un encarecimiento del carbón doméstico y a
las tensiones sobre la oferta global, causadas por problemas logísticos y meteorológicos en los
puertos de Colombia, Australia y el sureste asiático. Las cotizaciones medias del API2 de los
contratos Diciembre-10 y Q1-11 aumentaron en torno a un 4,5% respecto al periodo anterior,
alcanzando 102,9 $/t y 102,6 $/t, respectivamente.
Los precios medios spot de electricidad de los mercados de Alemania, España y Portugal
disminuyeron, mientras que los correspondientes a los mercados de Italia y Francia aumentaron.
Cabe destacar que la subida del precio medio spot francés (22,01%), motivada, en gran parte, por
los efectos colaterales de la huelga en el país galo. Sin embargo, éste crecimiento no se trasladó a
los precios a plazo, ya que durante la quincena analizada las cotizaciones medias a plazo de
electricidad de los mercados europeos de estudio disminuyeron, entre un 1% y un 4% dependiendo
del mercado, respecto al periodo anterior.
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
19/10-02/11
04/10-18/10
Variación (%)
España OMIE
39,83
43,67
-8,79%
Portugal OMIE
41,47
45,20
-8,26%
Francia
63,66
52,17
+22,01%
Alemania
49,59
51,31
-3,37%
Italia GME
69,93
63,84
+9,53%
Nord Pool
49,97
49,55
+0,84%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE.
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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
19/10-02/11
04/10-18/10
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
83,26
83,99
-0,87%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
83,95
84,63
-0,79%
Gas natural (NBP) entrega en Dic. 2010
€/MWh
18,81
19,07
-1,36%
Gas natural (NBP) entrega en Q1 2011
€/MWh
19,32
19,51
-0,95%
Carbón API2 ARA entrega en Dic. 2010
$/t
102,90
97,84
+5,17%
Carbón API2 ARA entrega en Q1 2011
$/t
102,60
98,57
+4,08%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2010
€/t
14,94
15,55
-3,93%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa.
90
80
70
50
40
30
20
10
0
2-ene-10
10-ene-10
18-ene-10
26-ene-10
3-feb-10
11-feb-10
19-feb-10
27-feb-10
7-mar-10
15-mar-10
23-mar-10
31-mar-10
8-abr-10
16-abr-10
24-abr-10
2-may-10
10-may-10
18-may-10
26-may-10
3-jun-10
11-jun-10
19-jun-10
27-jun-10
5-jul-10
13-jul-10
21-jul-10
29-jul-10
6-ago-10
14-ago-10
22-ago-10
30-ago-10
7-sep-10
15-sep-10
23-sep-10
1-oct-10
9-oct-10
17-oct-10
25-oct-10
2-nov-10
€/MWh
60
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
GME
Alemania
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
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Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa.
100
90
80
70
50
40
30
20
10
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
Alemania
2-nov-10
29-oct-10
25-oct-10
21-oct-10
17-oct-10
13-oct-10
5-oct-10
9-oct-10
1-oct-10
27-sep-10
23-sep-10
19-sep-10
15-sep-10
7-sep-10
GME
11-sep-10
3-sep-10
30-ago-10
26-ago-10
18-ago-10
22-ago-10
14-ago-10
6-ago-10
10-ago-10
2-ago-10
29-jul-10
25-jul-10
21-jul-10
17-jul-10
9-jul-10
13-jul-10
1-jul-10
5-jul-10
27-jun-10
23-jun-10
19-jun-10
15-jun-10
11-jun-10
7-jun-10
0
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los
derechos de emisión de CO2 (medias semanales).
22
100
20
95
18
90
16
85
14
80
12
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
25-oct-10
2-nov-10
9-oct-10
17-oct-10
23-sep-10
1-oct-10
7-sep-10
15-sep-10
14-ago-10
22-ago-10
30-ago-10
29-jul-10
6-ago-10
13-jul-10
21-jul-10
27-jun-10
5-jul-10
3-jun-10
11-jun-10
19-jun-10
18-may-10
26-may-10
2-may-10
10-may-10
16-abr-10
24-abr-10
31-mar-10
8-abr-10
7-mar-10
15-mar-10
23-mar-10
8
19-feb-10
27-feb-10
70
3-feb-10
11-feb-10
10
18-ene-10
26-ene-10
75
2-ene-10
10-ene-10
€/MWh
60
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
CO2 Dic-2010 (€/t, eje dcho.)
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh).
19/10-02/11
04/10-18/10
Variación (%)
España entrega en Q1 2011
45,11
45,62
-1,12%
España entrega en 2011
45,03
45,33
-0,66%
Francia entrega en Q1 2011
53,70
55,88
-3,89%
Francia entrega en 2011
49,33
50,49
-2,29%
Alemania entrega en Q1 2011
46,34
48,18
-3,82%
Alemania entrega en 2011
49,06
50,41
-2,69%
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el
trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales).
80
70
50
40
30
20
2-ene-10
10-ene-10
18-ene-10
26-ene-10
3-feb-10
11-feb-10
19-feb-10
27-feb-10
7-mar-10
15-mar-10
23-mar-10
31-mar-10
8-abr-10
16-abr-10
24-abr-10
2-may-10
10-may-10
18-may-10
26-may-10
3-jun-10
11-jun-10
19-jun-10
27-jun-10
5-jul-10
13-jul-10
21-jul-10
29-jul-10
6-ago-10
14-ago-10
22-ago-10
30-ago-10
7-sep-10
15-sep-10
23-sep-10
1-oct-10
9-oct-10
17-oct-10
25-oct-10
2-nov-10
€/MWh
60
Es pa ña
Fra nci a
Al ema ni a
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
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15
2-ene-10
Es pa ña
www.energiaysociedad.es
Franci a
25-oct-10
2-nov-10
17-oct-10
1-oct-10
9-oct-10
23-sep-10
15-sep-10
7-sep-10
30-ago-10
22-ago-10
14-ago-10
6-ago-10
29-jul-10
21-jul-10
13-jul-10
27-jun-10
5-jul-10
19-jun-10
11-jun-10
26-may-10
3-jun-10
18-may-10
10-may-10
24-abr-10
2-may-10
16-abr-10
8-abr-10
23-mar-10
31-mar-10
15-mar-10
7-mar-10
19-feb-10
27-feb-10
11-feb-10
3-feb-10
26-ene-10
18-ene-10
10-ene-10
€/MWh
4 de noviembre de 2010
Número 40
Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en
2011, Cal + 1 (medias semanales).
60
55
50
45
40
35
30
Al ema ni a
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
16