boletin periodico de energia y sociedad numero 42

29 de noviembre de 2010
Número 42
Boletín de Energía y Sociedad
Número 42, 29 de noviembre de 2010
www.energiaysociedad.es
CONTENIDO
Novedades en el sector
p. 2
La Comisión Europea presenta su estrategia de largo plazo “Energía 2020”.
La Agencia Internacional de la Energía publica el World Energy Outlook 2010.
Reflexiones de interés
p. 2
p. 5
p. 8
Comparación de los costes de las tecnologías de generación gestionables y las no
gestionables.
Evolución de los mercados energéticos
p. 8
p. 11
EN ESTE NÚMERO…
...presentamos como novedades la nueva estrategia energética de la Comisión Europea, “Energía 2020”, que
propone acciones para alcanzar un suministro energético competitivo, sostenible y seguro. La nueva
estrategia fija cinco objetivos prioritarios, como el ahorro energético, el desarrollo de un mercado interno de
energía competitivo e integrado, un suministro energético seguro a un coste razonable, el liderazgo europeo
en materia tecnológica y de innovación energética y una política exterior energética única y coordinada en el
ámbito de la UE. Además, revisamos el último número del informe anual “World Energy Outlook” (WEO) de la
Agencia Internacional de la Energía (AIE), correspondiente al año 2010. En esta nueva edición del WEO, la AIE
presenta previsiones actualizadas de la evolución de indicadores hasta el año 2035 bajo distintos escenarios
regulatorios, como demanda, producción, comercio de energía y emisiones contaminantes, por tipo de
combustible y por región geográfica.
En el apartado de reflexiones, presentamos un artículo reciente de Paul Joskow, del Massachusetts Institute of
Technology, en el que se argumenta que el indicador que se utiliza tradicionalmente para estimar los costes de
las distintas tecnologías (coste medio total de generación durante la vida útil de la instalación o “levelized
generation cost“) no resulta adecuado para comparar tecnologías gestionables y no gestionables, ya que no
tiene en cuenta los perfiles de generación o las variaciones en el valor de mercado de la energía generada por
las distintas tecnologías. La principal conclusión del análisis de Joskow es que la comparación basada en el
“levelized generation cost” tiende a sobrevalorar las tecnologías de generación no gestionables.
El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses durante el periodo analizado (del 12 al 26 de noviembre)
disminuyó en torno a un 2% respecto de la quincena anterior. Por el contrario, los precios del carbón y del gas
natural en Europa y el de los derechos de emisión aumentaron. El precio de la electricidad aumentó en la
Península Ibérica, Alemania y Nord Pool y cayó en Italia y, en menor medida, en Francia.
www.energiaysociedad.es
1
29 de noviembre de 2010
Número 42
Novedades en el sector
La Comisión Europea presenta su estrategia de largo plazo “Energía 2020”.
La Comisión Europea ha presentado recientemente la nueva estrategia energética, “Energía 2020”,
que propone acciones para alcanzar un suministro energético competitivo, sostenible y seguro. La
nueva estrategia fija cinco objetivos prioritarios: (1) ahorro energético, (2) alcanzar un mercado
paneuropeo de la energía competitivo e integrado, (3) garantizar un suministro energético seguro y
con un coste razonable, (4) consolidar el liderazgo europeo en materia de tecnología e innovación
energética y (5) potenciar una estrategia energética única y coordinada en el ámbito de la energía a
escala mundial.
Enlaces: Nota de prensa, “Energía: La Comisión Europea presenta su nueva estrategia con vistas al año 2020” (nota de
prensa) y “Energy 2020. A strategy for competitive, sustainable and secure energy” (Comunicación de la Comisión
Europea al Parlamento, el Consejo, el Comité Económico y Social y el Comité de las Regiones).
La Comunicación de la Comisión Europea (la Comisión, en adelante) resalta que, probablemente, no
se podrán alcanzar los ambiciosos objetivos en materia de energía y cambio climático que el
Consejo Europeo aprobó en 2007 (conocidos como “objetivos 20-20-20”) y que la estrategia
energética actual no es adecuada para enfrentarse a los retos que se presentan. Entre las razones
que llevan a esta conclusión se encuentran el insuficiente desarrollo el mercado interior de energía,
los retrasos en las inversiones y en el desarrollo tecnológico necesarios para incrementar la
seguridad de suministro o el escaso alcance de los planes de acción sobre eficiencia energética
desarrollados por los Estados miembros. Por otra parte, la creciente interrelación energética entre
los distintos Estados miembros implica la necesidad de diseñar una política energética común en el
ámbito de la Unión Europea. Debido a la relevancia de los objetivos planteados en 2007 y al elevado
coste que supondría no alcanzarlos, la Comisión propone una nueva estrategia energética centrada
en cinco objetivos prioritarios (comentados a continuación) y una serie de medidas que permitan
implementar cambios urgentes y de calado en la producción, el suministro y el uso de energía en la
Unión Europea. 1
Ahorro energético.
La Comunicación indica que la eficiencia energética es la manera más efectiva, en términos
económicos, de reducir las emisiones, mejorar la seguridad energética y la competitividad, reducir
los costes de la energía y crear empleo, incluyendo las industrias orientadas a la exportación. Para
1
La Comisión ha anunciado que, tomando como base los principios y medidas expuestos en la Comunicación, presentará en los
próximos 18 meses ideas e iniciativas legislativas concretas. Además, el contenido de la Comunicación establecerá el orden del día en
la cumbre de la Unión Europea sobre energía que se celebrará el día 4 de febrero de 2011.
www.energiaysociedad.es
2
29 de noviembre de 2010
Número 42
alcanzar los objetivos de eficiencia en 2020, la Comisión propone actuar en toda la cadena
energética (producción, transporte, distribución y consumo) y prestar especial atención a los dos
sectores que más potencial ofrecen: transporte y edificación. Entre las medidas concretas que
propone se incluyen incentivos a la inversión y nuevos instrumentos de financiación, incluir la
eficiencia energética como un criterio prioritario para el sector público a la hora de adjudicar obras
o adquirir productos o servicios y fomentar el desarrollo de certificados de eficiencia energética
para generar incentivos a la inversión privada en tecnologías energéticamente más eficientes.
Mercado interior de energía.
Los mercados de electricidad y gas natural en Europa no funcionan, todavía, como un mercado
único e integrado, debido a la existencia de barreras a la competencia, monopolios de hecho y
precios regulados de la energía, lo que limita los incentivos a la inversión en las tecnologías e
infraestructuras. La legislación aprobada sobre renovables que busca alcanzar el objetivo del 20%
de cuota supone un primer paso para alcanzar su desarrollo a gran escala, que, al menos en el corto
plazo, continuará dependiendo en parte de los esquemas de apoyo a estas tecnologías. Por otra
parte, la Comisión estima que será necesario un volumen de inversiones de 1 billón de € hasta 2020
para reemplazar infraestructuras obsoletas y modernizar las redes (introducción de “smart grids”,
etc.), de tal manera que sea viable un mix bajo en carbono. Las políticas públicas serán esenciales
para generar un marco estable y transparente en el que los agentes privados tomen decisiones de
inversión. Por otro lado, las nuevas instituciones creadas en el ámbito del Tercer Paquete
Energético (la agencia de reguladores energéticos ACER y las asociaciones de operadores de
sistemas de transporte de electricidad y gas natural ENTSO-E y ENTSO-G) colaborarán en el
desarrollo del mercado interior de energía.
Suministro energético seguro y a un coste razonable.
Según la Comisión, un mercado integrado y competitivo beneficiará a los consumidores a través de
mayores posibilidades de elección y menores costes de suministro. Sin embargo, hasta ahora, la
participación activa de los consumidores ha sido muy limitada, principalmente por falta de
información clara. Por ello, la Comisión piensa que resulta esencial incrementar el nivel de
conocimiento de los consumidores sobre sus derechos y la forma de ejercerlos, creando incentivos
a una participación directa y activa de la demanda. Entre las propuestas concretas de la Comisión
para alcanzar este objetivo se incluyen medidas orientadas a facilitar la comparación de precios y
los cambios de suministrador por parte de los consumidores, a mejorar la claridad y la transparencia
del proceso de facturación y a hacer más accesible la información en los contadores de energía y en
las “redes inteligentes”. Un aspecto adicional de interés para la Comisión es la necesidad de mejorar
las medidas de prevención, respuesta y asignación de responsabilidad relacionadas con la seguridad
de las infraestructuras energéticas (extracción de petróleo y gas natural, centrales nucleares,
captura y almacenamiento de CO2, etc.)
www.energiaysociedad.es
3
29 de noviembre de 2010
Número 42
Liderazgo tecnológico de la Unión Europea.
De acuerdo con el análisis de la Comisión, sin un cambio tecnológico profundo, la Unión Europea no
podrá alcanzar los objetivos de “descarbonización” de los sectores eléctrico y del transporte en
2050. Junto al impulso a la innovación en tecnologías de bajas emisiones que supone el esquema de
comercio de derechos de emisión de CO2, la Comisión considera necesaria una planificación de
ámbito paneuropeo que genere estabilidad y confianza para los inversores y coherencia en la
política energética. Además de iniciativas y programas de investigación, la Comisión propone la
puesta en marcha de proyectos relacionados con el desarrollo de nuevas tecnologías basados en el
SET-Plan especialmente para redes inteligentes y almacenamiento de electricidad, la investigación
sobre biocarburantes de segunda generación y el fomento de “ciudades inteligentes” que
favorezcan el ahorro energético en zonas urbanas. Adicionalmente, la Comisión propondrá apoyos a
la investigación innovadora en tecnologías sin emisiones por valor de 1.000 millones de €.
Estrategia energética de la Unión Europea en el ámbito internacional.
Aunque la Unión Europea es el mercado de energía regional más grande del mundo (con más de
500 millones de consumidores) y el mayor importador de energía del mundo y a pesar de la
aprobación de objetivos energéticos y medioambientales muy ambiciosos en el largo plazo, no
siempre existe una “voz única” que defienda los intereses de la Unión Europea en cuestiones que
afectan a todo el mundo (cambio climático, acceso a petróleo y gas natural, desarrollo tecnológico,
eficiencia energética). Para mejorar la coordinación con otros mercados regionales y la colaboración
en el ámbito global, la Comisión propone medidas que favorezcan la extensión del Tratado
Comunitario de Energía a los países vecinos de la Unión Europea, el establecimiento de marcos de
colaboración con aliados estratégicos, la consolidación del papel de liderazgo de la Unión Europea
en los esfuerzos por alcanzar un mundo bajo en emisiones y la promoción de estándares de
seguridad y no proliferación nuclear que sean legalmente vinculantes.
La Comisión Europea continúa perfilando la estrategia energética de la UE, motivada por la
dificultad de alcanzar los objetivos 20-20-20 con la estrategia actual, marcada por el conjunto de
medidas regulatorias aprobadas en los distintos Estados miembros. El mensaje es claro: para
enfrentarse al reto medioambiental que supone la amenaza del cambio climático debe producirse
una revolución urgente en el sistema energético, de la mano de una regulación clara y estable, que
genere incentivos a que se produzcan inversiones por valor de hasta 1 billón de € hasta 2020 e
incentivos y que permita desarrollar el mercado interior de energía, y de políticas orientadas a
fomentar el ahorro energético y a modificar los hábitos de consumo de energía.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Cambio climático a futuro y el sector eléctrico, Objetivos
de producción con fuentes renovables en la UE y en España, Tecnologías y costes de la generación eléctrica,
Eficiencia energética y su potencial, Objetivos y normativa en España de la eficiencia energética.
www.energiaysociedad.es
4
29 de noviembre de 2010
Número 42
La Agencia Internacional de la Energía publica el World Energy Outlook 2010.
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó recientemente el informe anual “World Energy
Outlook” (WEO) correspondiente al año 2010. En esta nueva edición del WEO, la AIE presenta
previsiones actualizadas de la demanda, la producción y el comercio de energía y de las emisiones
contaminantes, por tipo de combustible y por región geográfica hasta el año 2035. Además, por
primera vez, la AIE analiza un escenario que incluye las acciones futuras que deberán emprender los
gobiernos para cumplir con sus objetivos en materia de cambio climático y seguridad energética.
Enlace: Agencia Internacional de la Energía, “World Energy Outlook 2010”, noviembre de 2010.
La AIE comienza su informe indicando que el sector energético global se enfrenta a un nivel de
incertidumbre sin precedentes, debido a los efectos de la crisis económica global de 2008-9 y a los
limitados resultados obtenidos en la conferencia de Naciones Unidas sobre cambio climático que se
celebró en Copenhague en diciembre de 2009. Según la AIE, los retos medioambientales y de
seguridad energética a los que se enfrenta la economía global implican la necesidad urgente de
transformar el sistema energético global. El compromiso adquirido recientemente por los líderes
del G-20 en la reunión celebrada en Pittsburgh (EE.UU.) de “racionalizar y eliminar paulatinamente
a medio plazo los subsidios ineficientes a los combustibles fósiles que fomentan su consumo
innecesario”, junto con otras políticas orientadas a mejorar la eficiencia energética y a reducir las
emisiones contaminantes, podría tener un efecto significativo en el medio plazo sobre las
tecnologías energéticas, el precio de los servicios energéticos y la conducta de los consumidores
finales, en caso de que se implementaran medidas concretas para alcanzar los objetivos fijados.
Con el objeto de analizar el efecto a medio plazo de las políticas energéticas anunciadas
recientemente, la AIE ha desarrollado un escenario de referencia denominado “Escenario de
Nuevas Políticas” (ENP) que tiene en cuenta los compromisos y planes anunciados por los distintos
gobiernos, incluyendo los objetivos en materia de limitación de emisiones contaminantes y de
reducción de subsidios a los combustibles fósiles. Los resultados que obtiene la AIE bajo este
escenario se comparan con los que se obtienen bajo un “Escenario de Políticas Actuales” (EPA)
(llamado “Escenario de Referencia” en ediciones anteriores del WEO y que considera únicamente
las políticas existentes a mediados de 2010) y bajo un “Escenario 450” (E450) (que incluye políticas
congruentes con alcanzar un objetivo de concentración de partículas contaminantes en la
atmósfera de 450 partes por millón, ppm).
Bajo el ENP, aumenta la demanda global de todas las fuentes de energía en el periodo 2008-35 a un
ritmo del 1,2% anual (frente a un 1,4% en el EPA y un 0,7% en el E450). En este escenario, el
consumo de combustibles de origen fósil supone más de un 50% del incremento de la demanda
total de energía primaria y el petróleo se mantiene como la principal fuente de energía, aunque su
participación sobre el total cae desde el 33% en 2008 hasta el 28% en 2035. Una parte importante
del crecimiento de la demanda energética provendrá de países como China o India. Según la AIE, el
www.energiaysociedad.es
5
29 de noviembre de 2010
Número 42
precio del petróleo que se requiere para equilibrar la oferta y la demanda aumentará desde 60
$/barril en 2009 hasta 113 $/barril en 2035 (en dólares de 2009). Bajo el ENP, la AIE prevé que la
producción total de petróleo no alcanzará su pico de 86 millones de barriles al día antes de 2035,
pese a que se situará cerca de este valor. En contraste, bajo el E450, el pico de producción se
alcanzaría antes de 2020. Según la AIE, si los gobiernos actúan de forma decidida para utilizar el
petróleo de forma eficiente y desarrollar fuentes energéticas alternativas, la demanda de petróleo
comenzará a decaer antes y se alcanzará un pico de producción mucho antes (con la consiguiente
reducción de emisiones contaminantes en el largo plazo). 2
En este contexto, el gas natural jugará un papel central para cubrir las necesidades energéticas
globales en las próximas décadas y es el único combustible cuya demanda será mayor en 2035 que
en 2008 en todos los escenarios considerados. El consumo chino crecerá a una tasa del 6% anual,
cubriendo más de una quinta parte del incremento de la demanda de gas natural hasta 2035. En el
ENP, el 35% del incremento de la producción de gas natural provendrá de fuentes no
convencionales. Según al AIE, el exceso de capacidad global de suministro de gas natural que se
generó como consecuencia de la crisis económica de 2008-9, del desarrollo del gas no convencional
en EE.UU. y del incremento de la capacidad de licuefacción de GNL, podría perdurar más de lo que
muchos piensan. El exceso de capacidad mantendrá la presión para desligar la evolución de los
precios del gas natural de la de los del petróleo, lo que podría conducir a precios más bajos y, en el
largo plazo, un mayor nivel de demanda, sobre todo procedente del sector eléctrico.
Según el análisis de la AIE, la demanda de energía eléctrica crecerá a una tasa anual del 2,2% en el
ENP. El “mix” de generación continuará dominado, en este escenario, por los combustibles fósiles,
aunque su peso en la generación total cae desde el 68% en 2008 hasta el 55% en 2035 a medida
que se expande la generación nuclear y de fuentes renovables. El papel crucial que jugarán las
tecnologías renovables en la reducción de emisiones contaminantes dependerá, según la AIE, del
apoyo gubernamental para hacer que estas fuentes de energía sean competitivas, que, además,
deberá ampliarse a medida que se eleve su contribución al “mix” energético global (y deberá ser
mayor si los precios del gas natural son inferiores a los estimados por la AIE). Según las estimaciones
de la AIE, el apoyo unitario que deberán recibir las energías renovables caerá desde los 55 $/MWh
en 2009 a 23 $/MWh en 2035, sin incluir los costes de integración en las redes eléctricas, a medida
que aumente el precio de la energía eléctrica y se reduzcan los costes de inversión y producción de
las energías renovables.
Un aspecto que analiza en detalle el último WEO de la AIE es el problema de la seguridad energética
en el mundo. El análisis realizado por la AIE destaca que la región del Caspio tiene el potencial para
contribuir de forma decisiva a la seguridad energética en todo el planeta al incrementar la
diversificación de los suministros de petróleo y gas natural debido a sus abundantes reservas
2
Esta situación se conoce como “paradoja verde”: la aprobación de normativa medioambiental a favor de las tecnologías limpias
incentiva a los agentes con intereses en combustibles fósiles como el petróleo a acelerar su extracción, de esta manera
incrementando las emisiones contaminantes en el corto y medio plazo.
www.energiaysociedad.es
6
29 de noviembre de 2010
Número 42
(especialmente concentradas en Kazajistán, en el caso del petróleo, y en Turkmenistán, Azerbaiyán
y Kazajistán, en el caso del gas natural).
El Acuerdo de Copenhague sobre lucha contra el cambio climático también ocupa un lugar
relevante en este informe. Según la AIE, los resultados obtenidos en la cumbre celebrada en
diciembre de 2009 se quedaron cortos para alcanzar el objetivo de limitar el incremento de la
temperatura global a 2ºC. Bajo el ENP, el cumplimiento “con cautela” de los compromisos
alcanzados daría lugar a un nivel de emisiones de 35 Gt en 2035 (frente a 29 Gt en 2008) y
supondría un nivel de concentración de partículas en la atmósfera de 650 ppm y a un aumento de la
temperatura media global de 3,5ºC.
Para reducir las emisiones hasta un nivel compatible con 450 ppm y con un incremento medio de la
temperatura de 2ºC se requerirá una transformación de calado en el sistema global de energía. Por
ejemplo, en el E450, la AIE prevé que el descenso en el consumo de combustibles fósiles dé lugar a
un incremento en la participación en la generación total del 50%, en el caso de la energía nuclear, y
de más del 250%, en el caso de las energías renovables (especialmente en el caso de la energía
eólica y solar). La captura y el almacenamiento de CO2 también jugará un papel relevante en la
reducción de emisiones procedentes del sector eléctrico.
El retraso en alcanzar acuerdos medioambientales de gran alcance implicará un mayor coste de
alcanzar el objetivo de mantener el incremento en la temperatura media del planeta en 2ºC. Según
las estimaciones de la AIE, se requerirá un gasto adicional de 1 billón de dólares para alcanzar este
objetivo respecto de las estimaciones realizadas en 2009, debido a que los acuerdos vigentes hasta
el año 2020 implicarán una mayor tasa de reducción de emisiones a partir de ese año: en efecto, la
intensidad de CO2 3 deberá reducirse entre 2008 y 2020 (entre 2020 y 2035) hasta un nivel dos veces
(cuatro veces) inferior al observado entre 1998 y 2008. Aunque la tecnología que existe hoy podría
permitir un cambio de ese calibre, la tasa de transformación tecnológica debería ser muy elevada.
En este contexto energético, una de las principales conclusiones del informe de la AIE es que retirar
los subsidios a los combustibles fósiles implicaría una triple ganancia: aumentaría la seguridad
energética, reduciría las emisiones de gases de efecto invernadero y generaría beneficios
económicos. Esto es debido a que este tipo de intervención económica genera una asignación de
recursos ineficiente y distorsiones en el funcionamiento del mercado (p. ej., a través de una
reducción artificial en el precio de la energía que fomenta un consumo ineficiente de energía,
reduce la competitividad de las fuentes de energía alternativas y da lugar a una carga fiscal
significativa sobre las los presupuestos públicos). De acuerdo con las estimaciones de la AIE,
reformar sustancialmente los subsidios al consumo de combustibles fósiles, que alcanzaron 312.000
millones de dólares en 2009 y 518.000 millones en 2008, podría dar lugar a una reducción en la
demanda global de energía primaria de un 5% y a una reducción en las emisiones de CO2 del 5,8%
en 2020.
3
Cantidad de CO2 emitida por unidad de PIB.
www.energiaysociedad.es
7
29 de noviembre de 2010
Número 42
El último informe anual de la AIE sobre la evolución del sector energético global supone una llamada
más para que los gobiernos adopten, de forma urgente, medidas que den lugar a un mayor nivel de
eficiencia energética y a menores emisiones de CO2 a través de un cambio radical en el sistema de
suministro de energía. La próxima cumbre sobre cambio climático de Naciones Unidas, que se
celebrará en Cancún a partir del 29 de noviembre, supone una nueva oportunidad para intentar
avanzar en un compromiso global y vinculante que permita reducir los costes de mitigación del
cambio climático en el largo plazo, aunque las perspectivas no son a priori muy optimistas. Otras
iniciativas en el marco de foros internacionales paralelos (por ejemplo, el compromiso anunciado por
el G-20 en 2009 de eliminar paulatinamente los subsidios a la energía de origen fósil) o el Protocolo
de Montreal de protección de la capa de ozono podrían permitir avanzar en la lucha contra el
cambio climático.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio
climático a futuro y el sector eléctrico, Insostenibilidad del sistema energético y vías de solución.
Reflexiones de interés
Comparación de los costes de las tecnologías de generación gestionables y las no
gestionables.
El profesor Paul Joskow acaba de publicar un nuevo documento de trabajo en el que compara el
coste de las tecnologías de generación eléctrica gestionables (p. ej., nuclear, ciclos combinados de
gas natural o carbón) con el de las no gestionables (renovables como la eólica o la solar). Joskow
argumenta que el indicador tradicionalmente utilizado para estimar el coste de las distintas
tecnologías (coste medio total durante la vida útil de la instalación o “levelized generation cost“) no
resulta adecuado para comparar tecnologías gestionables y no gestionables, ya que no tiene en
cuenta ni los perfiles de producción, ni el valor de mercado de dicha producción, ni las necesidades
de desarrollo de redes o de servicios para garantizar la seguridad de la operación del sistema. La
principal conclusión del autor es que la comparación basada en el “levelized generation cost” tiende
a sobrevalorar las tecnologías no gestionables frente a las gestionables.
Enlace: Paul Joskow, “Comparing the cost of intermittent and dispatchable electricity generating technologies”, Center
for Energy and Environmental Policy Research, Documento de Trabajo 10-013, septiembre de 2010.
A lo largo de las últimas décadas, las empresas eléctricas han evaluado habitualmente las decisiones
de inversión en distintas tecnologías de generación de electricidad analizando el “levelized
generation cost” o coste medio total de generación de cada tecnología durante la vida útil de las
www.energiaysociedad.es
8
29 de noviembre de 2010
Número 42
instalaciones. El coste medio total se calcula incluyendo todos los costes, de inversión y de
explotación, y teniendo en cuenta la producción total esperada de la instalación durante su vida útil.
En teoría, aquellas tecnologías con menor coste medio total resultaban las más adecuadas para
cubrir la demanda.
Este tipo de comparación de costes, según Joskow, emergió en un periodo en el que la actividad de
generación estaba sujeta a un esquema retributivo regulado basado en sus costes (“cost-of-service
regulation”). El indicador de coste medio total permitía a las empresas defender ante el regulador
decisiones de inversión entre tecnologías con distintos costes de inversión y distintos costes de
explotación durante su vida útil. 4 Los reguladores energéticos también utilizaban estimaciones del
“levelized generation cost” para calibrar sus estimaciones de los ingresos requeridos por las
instalaciones para recuperar sus costes y remunerar el capital invertido adecuadamente.
Sin embargo, como indica Joskow, este no es el proceso por el que las empresas toman decisiones
de inversión en mercados de generación liberalizados. De una forma simplificada, en un contexto de
mercado, las empresas estiman la evolución esperada de los flujos de caja netos (ingresos en el
mercado menos costes de explotación, impuestos, etc.) y comparan su valor presente (descontando
los flujos con el coste de capital correspondiente) con el coste de inversión. Si el valor presente de
los flujos de caja es mayor que la inversión, entonces ésta sería económicamente atractiva. En los
mercados liberalizados, la existencia de precios visibles y creíbles facilita la evaluación de las
alternativas de inversión de acuerdo con “criterios de mercado”.
La principal tesis del documento de trabajo de Joskow es que el uso del “levelized generation cost”
es incorrecto para comparar el valor económico de las distintas tecnologías de generación,
pudiendo dar lugar a valoraciones sesgadas de las mismas. Esto se debe a que en el “levelized
generation cost” no se tienen en cuenta ni la capacidad de gestión que ofrece cada tecnología ni su
perfil de producción, muy distintos entre ellas (p. ej., considerar el caso de una tecnologías de base,
como la nuclear, y el de renovables intermitentes, como la eólica o la solar). Para valorar
correctamente las distintas tecnologías, además de tener en cuenta todos los costes asociados a las
mismas (no sólo los de inversión y explotación de las instalaciones de generación, sino también los
relacionados con el necesario desarrollo de las redes eléctricas y con los servicios para garantizar la
seguridad en la operación del sistema eléctrico), se debe también estimar adecuadamente el valor
de su producción, lo cual depende de los precios del mercado y el perfil de producción de cada
tecnología.
Una valoración adecuada de las inversiones en las distintas tecnologías es necesaria, según Joskow,
porque muchas de ellas (p. ej., las renovables) reciben subsidios directos (exenciones fiscales,
primas por la energía producida, etc.) o indirectos (comercializadores obligados a adquirir su
producción). Así, determinar el coste real de las distintas opciones tecnológicas permitiría a los
4
Ver un ejemplo de aplicación de esta metodología (a las tecnologías nuclear, de ciclo combinado de gas natural y de carbón
pulverizado) en P. Joskow y J. Parsons (2009), “The Economic Future of Nuclear Power”, Daedalus, otoño de 2009, vol. 1, pp. 45-59.
www.energiaysociedad.es
9
29 de noviembre de 2010
Número 42
reguladores tomar decisiones que permitan alcanzar los objetivos medioambientales de reducción
de emisiones de forma eficiente.
El documento de trabajo de Joskow incluye algunas estimaciones numéricas que, de acuerdo con
supuestos simplificadores, sugieren que, incluso suponiendo que el “levelized generation cost” de
todas las tecnologías fuera el mismo: (a) el valor social de la generación gestionable (p. ej., unidades
de gas natural o de carbón) sería muy superior en muchos escenarios “normales” al valor de la
generación de carácter intermitente (p.ej., eólica y solar), y (b) asumiendo que las horas de punta se
producen en horas diurnas, 5 el valor social unitario (i.e., precio de mercado en las horas en las que
se produce) de la producción de la solar será superior en muchos escenarios “normales” al valor de
la producción de la eólica (debido a que una mayor proporción de la producción solar tendría lugar
en horas de punta).
En la última parte del artículo, Joskow identifica algunas cuestiones regulatorias adicionales en cuyo
análisis debería incluirse una valoración de mercado de la producción de las tecnologías de
generación. Así, los esquemas de incentivos al desarrollo de energías renovables (p. ej., incentivos
fiscales, obligación que se impone a los comercializadores de cubrir un porcentaje de la demanda
con energía renovable, obligación de subastar el suministro renovable atendiendo a criterios de
mínimo coste, etc.) deben tener en cuenta el valor de mercado de la producción para evitar
decisiones de inversión ineficientes (más caras para el consumidor en el largo plazo).
Por otro lado, las tecnologías de almacenamiento de energía podrían incrementar
significativamente el valor de la generación intermitente (p. ej., eólica o solar) si permiten desplazar
su producción hacia horas con mayor valor social 6 . Finalmente, el análisis del impacto de la
penetración de energías renovables en un sistema eléctrico desde un punto de vista social debe
tener en cuenta no solo los costes medios de generación y el valor de mercado de la producción de
las instalaciones, sino también todos los costes relacionados con la necesidad de mantener
determinados estándares en la seguridad de operación del sistema.
El análisis de Paul Joskow sobre el valor social de las distintas tecnologías de generación eléctrica
aparece en un momento en el que muchos sistemas eléctricos, entre ellos el español, evalúan cuál
debe ser la estrategia energética más adecuada para hacer frente a los retos medioambientales y de
seguridad de suministro a los que se enfrentan. Una de las cuestiones actualmente a debate en
España es cuál debe ser la tasa de penetración de las diferentes energías renovables en las próximas
décadas. La metodología de valoración de Joskow podría ayudar a diseñar de una forma más
5
Es importante señalar que esta hipótesis no sería del todo cierta en el caso de España (y muy probablemente en el de otros muchos
países), donde las mayores demandas se producen normalmente en estaciones del año y horas del día con baja (o incluso ninguna)
luz solar. En el caso de España, las horas de mayor consumo se producen, con carácter general, en invierno entre las 20:00 y 22:00
horas, cuando ya no hay radiación solar.
6
Algunos métodos de almacenamiento de energía solar solo permiten “alargar” la producción unas horas al día, es decir, continuar
produciendo unas horas por la noche. El verdadero valor del almacenamiento radicaría en que permitiera almacenar la energía y
utilizarla cuando fuera económicamente (socialmente) más adecuado para el sistema.
www.energiaysociedad.es
10
29 de noviembre de 2010
Número 42
eficiente el marco de incentivos para estas tecnologías, dando lugar a decisiones de inversión
óptimas desde el punto de vista social y reduciendo así el coste de suministro en el largo plazo.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio
climático a futuro y el sector eléctrico, El valor de la flexibilidad de los ciclos combinados de gas natural,
Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado, Objetivos de producción con fuentes renovables
en la UE y en España.
Evolución de los mercados energéticos
El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses durante el periodo analizado (del 12 al 26 de
noviembre) disminuyó en torno a un 2% respecto del nivel medio correspondiente a la quincena
anterior, registrando para los contratos a 1 y 3 meses precios medios de 85,02 $/bbl y 85,32 $/bbl,
respectivamente.
Los precios medios de los contratos del carbón europeo (API2 ARA) con vencimiento en el mes de
diciembre y en el primer trimestre del próximo año (Q1 2011) aumentaron alrededor de un 2%
respecto a la quincena anterior, hasta 105,67 $/t y 105,61 $/t, respectivamente. Del mismo modo,
las cotizaciones medias del gas natural en NBP (hub del Reino Unido) crecieron, siendo mayores para
los contratos con menor vencimiento (+11,32% en el caso del contrato M+1 y +7,14% en el del Q111). El precio de los derechos de emisión de CO2 aumentó, impulsado por el crecimiento de las
cotizaciones del carbón y del gas natural, hasta 14,98 €/t (+2,79%).
Finalmente, los precios medios spot de la electricidad en la Península Ibérica, Alemania y en Nord
Pool aumentaron, mientras que la cotización spot media en Italia disminuyó y en Francia
permaneció sin variaciones significativas (-0,73%).
En el periodo analizado los precios medios del Brent con vencimiento a un mes y a tres meses
disminuyeron en torno a un 2% respecto al anterior, hasta 85,02 y 85,32 $/bbl. Las variaciones en
las cotizaciones del crudo se debieron a la evolución de los factores externos, dejando en un
segundo plano a los fundamentales (oferta y demanda).
La crisis de deuda soberana que está atravesando Europa provocada por la situación de Irlanda y el
temor de que se extienda a Portugal aumentó la incertidumbre de los inversores internacionales
(disminuyendo sus posiciones no comerciales), arrastró a la baja los mercados internacionales e
impulsó la caída del euro frente al dólar, dando como resultado un descenso en el precio de los
distintos contratos del crudo Brent.
www.energiaysociedad.es
11
29 de noviembre de 2010
Número 42
Los precios medios a plazo del gas natural en el hub del Reino Unido (NBP) aumentaron
significativamente respecto a los registrados la pasada quincena, especialmente la cotización
correspondiente al contrato con vencimiento en diciembre (+11,32%). Las variaciones positivas son
menores a medida que el vencimiento del contrato es mayor. El aumento de precios se debe a la
mayor demanda de gas natural en el Reino Unido, motivada por las bajas temperaturas y por el
aumento de la generación eléctrica para suplir la confluencia de hasta 6 paradas nucleares.
Del mismo modo que el gas natural, el precio del carbón europeo API2 creció alrededor de un 2%
debido al descenso de las temperaturas en Europa. El aumento de los precios del gas natural y
carbón impulsó al alza las cotizaciones medias de los contratos de emisión de CO2 alcanzando este
periodo el EUA-10 14,98 €/t (+2,78%).
Los precios spot medios de la electricidad en Europa no siguieron la misma tendencia en todos los
países europeos. Mientras que el precio medio spot de Italia disminuyó un 2,18% respecto a la
quincena pasada, las cotizaciones medias registradas en España (+8,96%), Portugal (+4,47%),
Alemania (+3,07%) y especialmente en Nord Pool (+15,63%) aumentaron. Por otro lado, el precio
medio spot de Francia permaneció relativamente estable (-0,73%).
El aumento en el precio spot alemán arrastró al alza a los precios medios a plazo. No fue éste el
caso de España, donde los precios forward permanecieron sin variaciones significativas. La
cotización media del precio del contrato Q1-11 francés permaneció estable mientras que la del Cal11 aumentó un 2,92%.
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa.
Precio medio spot (€/MWh)
12/11-26/11
28/10-11/11
Variación (%)
España OMIE
40,29
36,98
+8,96%
Portugal OMIE
40,72
38,98
+4,47%
Francia
49,30
49,66
-0,73%
Alemania
48,57
47,12
+3,07%
Italia GME
61,07
62,43
-2,18%
Nord Pool
56,23
48,63
+15,63%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE.
www.energiaysociedad.es
12
29 de noviembre de 2010
Número 42
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
12/11-26/11
28/10-11/11
% Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
85,02
86,69
-1,93%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)
$/bbl
85,32
87,20
-2,15%
Gas natural (NBP) entrega en Dic. 2010
€/MWh
20,28
18,22
+11,32%
Gas natural (NBP) entrega en Q1 2011
€/MWh
20,60
19,23
+7,14%
Carbón API2 ARA entrega en Dic. 2010
$/t
105,67
103,49
+2,11%
Carbón API2 ARA entrega en Q1 2011
$/t
105,61
103,51
+2,03%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2010
€/t
14,98
14,58
+2,79%
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
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
10-nov-10
18-nov-10
26-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.
www.energiaysociedad.es
13
29 de noviembre de 2010
Número 42
Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa.
100
90
80
70
€/MWh
60
50
40
30
20
10
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
GME
Alemania
26-nov-10
23-nov-10
20-nov-10
17-nov-10
14-nov-10
11-nov-10
8-nov-10
5-nov-10
2-nov-10
30-oct-10
27-oct-10
24-oct-10
21-oct-10
18-oct-10
15-oct-10
12-oct-10
9-oct-10
6-oct-10
3-oct-10
30-sep-10
27-sep-10
24-sep-10
21-sep-10
18-sep-10
15-sep-10
12-sep-10
9-sep-10
6-sep-10
3-sep-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).
24
105
22
100
20
95
18
90
16
85
14
80
12
75
10
70
8
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
10-nov-10
18-nov-10
26-nov-10
110
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
CO2 Dic-2010 (€/t, eje dcho.)
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange.
www.energiaysociedad.es
14
29 de noviembre de 2010
Número 42
Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh).
07/10-21/10
22/09-06/10
Variación (%)
12/11-25/11
28/10-11/11
Variación (%)
España entrega en Q1 2011
43,83
44,17
-0,77%
España entrega en 2011
45,13
44,80
+0,74%
Francia entrega en Q1 2011
53,64
53,45
+0,34%
Francia entrega en 2011
50,04
48,61
+2,92%
Alemania entrega en Q1 2011
49,70
48,50
+2,47%
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
25-ene-10
2-feb-10
10-feb-10
18-feb-10
26-feb-10
6-mar-10
14-mar-10
22-mar-10
30-mar-10
7-abr-10
15-abr-10
23-abr-10
1-may-10
9-may-10
17-may-10
25-may-10
2-jun-10
10-jun-10
18-jun-10
26-jun-10
4-jul-10
12-jul-10
20-jul-10
28-jul-10
5-ago-10
13-ago-10
21-ago-10
29-ago-10
6-sep-10
14-sep-10
22-sep-10
30-sep-10
8-oct-10
16-oct-10
24-oct-10
1-nov-10
9-nov-10
17-nov-10
25-nov-10
€/MWh
60
Es pa ña
Fra nci a
Alema nia
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
www.energiaysociedad.es
15
25-ene-10
2-feb-10
10-feb-10
18-feb-10
26-feb-10
6-mar-10
14-mar-10
22-mar-10
30-mar-10
7-abr-10
15-abr-10
23-abr-10
1-may-10
9-may-10
17-may-10
25-may-10
2-jun-10
10-jun-10
18-jun-10
26-jun-10
4-jul-10
12-jul-10
20-jul-10
28-jul-10
5-ago-10
13-ago-10
21-ago-10
29-ago-10
6-sep-10
14-sep-10
22-sep-10
30-sep-10
8-oct-10
16-oct-10
24-oct-10
1-nov-10
9-nov-10
17-nov-10
25-nov-10
€/MWh
29 de noviembre de 2010
Número 42
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
Es pa ña
Fra nci a
www.energiaysociedad.es
Al ema ni a
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
16