boletin periodico de energia y sociedad numero 85

04 de marzo de 2013
Número 85
Boletín de Energía y Sociedad
Número 85, 04 de marzo de 2013
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CONTENIDO
Novedades en el sector
Propuesta del mecanismo por el que se establece el servicio de garantía de suministro ............ 2
Reflexiones de interés
Global Trends in Renewable Energy Investment 2012 .................................................................. 6
World Energy Outlook 2012 .......................................................................................................... 9
Evolución de los mercados energéticos
12
EN ESTE NÚMERO…
... presentamos en primer lugar un resumen de la propuesta realizada por la Comisión Nacional de Energía
(CNE) del mecanismo por el que se establece el servicio de garantía de suministro para las instalaciones de
generación de electricidad en el sistema peninsular español y el desarrollo regulatorio de la figura de
hibernación temporal de centrales de generación.
Además, incluimos un resumen del informe “Global trends in renewable energy investment 2012”, publicado
por Bloomberg New Energy Finance, donde se detalla la evolución de la inversión en energías renovables a
nivel global durante 2011, año en el que se alcanzó un nuevo récord (257.000 millones USD). En este contexto,
destacaron especialmente los crecimientos de la inversión en energía solar (+52%) y en Estados Unidos (+57%).
… y terminamos con la presentación de las principales conclusiones del World Energy Outlook 2012, que
recoge previsiones de las tendencias energéticas hasta 2035 y detalla lo que éstas suponen en términos de
seguridad energética, sostenibilidad medioambiental y desarrollo económico.
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04 de marzo de 2013
Número 85
Novedades en el sector
Propuesta de la CNE de mecanismo de servicio de garantía de suministro
En respuesta al mandato a la Comisión Nacional de Energía (CNE) recogido en la Disposición
Adicional 2ª de la Orden ITC/3127/2011, en este informe se propone un modelo de servicio de
garantía de suministro para las instalaciones de generación de electricidad en el sistema peninsular
español. Dicho modelo contempla el mantenimiento de los dos incentivos actualmente existentes (a
la inversión y disponibilidad), aunque con modificaciones significativas. Adicionalmente, se propone
el desarrollo regulatorio de la figura de hibernación temporal de centrales de generación.
Enlace: Propuesta de la CNE
La Ley 54/1997, de liberalización del sector eléctrico, apuntaba en su artículo 16 a la posibilidad de
establecer una retribución en concepto de pago por capacidad en función de las necesidades de
capacidad del sistema, estando el mismo actualmente desarrollado a través de las órdenes
ITC/2794/2007, ITC/3860/2007, ITC/3127/2011 e IET/221/2013.
Fue precisamente en la Orden de 2011 en la que la CNE recibió el mandato de desarrollar una
propuesta de pagos por capacidad, la cual debía ser remitida al MINETUR. La CNE abrió en mayo de
2012 un proceso de consulta pública al respecto, siendo su propuesta remitida al MINETUR en
diciembre de ese año.
Situación actual de la seguridad de suministro
El informe, elaborado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), realiza un diagnóstico de la
situación del parque de generación español, señalando la existencia en la actualidad de un exceso
de capacidad de generación eléctrica, debido fundamentalmente a:

Alta penetración de las energías renovables, no gestionables.

Evolución negativa de la demanda de electricidad desde octubre de 2008.

Importante incorporación de ciclos combinados que iniciaron su tramitación en un periodo
en el que se preveía un crecimiento continuado de la demanda.

Reducida capacidad de interconexión con el resto de Europa.
Por otro lado, la CNE señala que la regulación española no permite en la actualidad la hibernación
temporal de las centrales de generación, lo que ha impedido que el mercado haya podido ajustar
por sí mismo el exceso de capacidad que presenta el sector eléctrico. Por ello, algunos ciclos
combinados se mantienen operativos posiblemente sin recuperar todos sus costes fijos de
explotación.
Debido a la alta participación de las energías renovables, las centrales marginales tienden a
presentar un funcionamiento reducido, orientado básicamente a ser el respaldo (back-up) de las
tecnologías renovables, lo cual podría dificultar la recuperación de sus costes fijos y, por tanto,
desincentivar las nuevas inversiones en capacidad que se precisen en el futuro.
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Figura 1: Evolución de los costes fijos totales de los ciclos combinados no recuperados 2007-2012. Fuente: CNE.
Además, este reducido funcionamiento se ha visto agravado por el mecanismo de restricciones por
garantía de suministro, que ha motivado un desplazamiento de las centrales de ciclo combinado en
favor de un mayor funcionamiento de las centrales de carbón autóctono, mecanismo sobre el que la
propia CNE ha reiterado la necesidad de su eliminación.
Necesidad de un mecanismo de pago por capacidad
Según la CNE, el mecanismo de pago por capacidad es un instrumento regulatorio que sirve de
complemento al mercado de “sólo energía” con el fin de incentivar la inversión y la disponibilidad
de generación para cubrir la demanda en horas de punta del sistema a precios razonables. Existen
diversos factores que lo justificarían:

Tope regulado al precio de mercado a un nivel inferior al coste de oportunidad de la energía
en periodos de escasez.

La baja elasticidad-precio de la demanda.

Riesgo percibido de déficit de capacidad instalada al largo plazo por la falta de inversión.

Riesgo percibido de déficit de energía en el medio plazo en periodos con falta de recurso
primario (sistemas con fuerte componente de energía renovable, hidráulica o eólica).

Poca capacidad de interconexión con sistemas adyacentes, donde debido a la falta de apoyo
físico externo, los riesgos anteriores toman una mayor relevancia.
En el caso español se dan simultáneamente varias de estas condiciones. Más concretamente, (i)
tope de precio de 180 €/MWh, (ii) baja interconexión con Europa (3% respecto a la capacidad de
producción instalada en España, siendo 10% en Europa), (iii) alta penetración de renovables (32%
de la demanda en 2010 en España y 20% en Europa) y (iv) baja elasticidad de una parte significativa
de la demanda. Por ello, España ha contado desde el inicio de la liberalización con un mecanismo de
capacidad con el objetivo de asegurar la garantía de suministro en el medio y largo plazo.
Propuesta normativa
La CNE propone una revisión del mecanismo actual de pago por capacidad consistente en:

Desarrollo de un servicio de garantía de suministro adaptado a las necesidades actuales y
previstas del sistema eléctrico.
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
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Introducción de las modificaciones regulatorias necesarias para permitir la hibernación
temporal de centrales de generación, siempre que la seguridad de suministro no se vea
afectada, con el fin de dotar de una mayor eficiencia al diseño actual del mercado y así
permitir que éste ajuste de forma autónoma los posibles excesos de capacidad.
La CNE considera dos vertientes para la garantía de suministro. Más concretamente, (i) necesidad
de garantizar la cobertura de la demanda en el largo plazo con nuevas inversiones en capacidad
cuando sean necesarias y (ii) necesidad de incentivar la disponibilidad de las instalaciones actuales
en los momentos en los que el sistema más las necesite (cuando se requiere un mayor apoyo de las
energías de back-up). Por ello, la propuesta de la CNE mantiene el diseño actualmente existente
basado en dos incentivos:
1. “Incentivo a la inversión”
o Su objetivo sería fomentar la inversión en nueva capacidad mediante un mecanismo
de mercado centralizado (subasta de nueva capacidad), sólo utilizado en caso de
prever problemas de cobertura de la demanda.
o Para las centrales que actualmente perciben este incentivo, la CNE propone su
mantenimiento con el fin de dar estabilidad a la retribución de las inversiones ya
realizadas.
o No obstante, la CNE no prevé que se vaya a requerir nueva capacidad para cumplir
con los criterios de garantía de suministro antes de 2018 (ver figura).
Figura 2: Evolución del índice de cobertura prevista para la punta de invierno 2012-2021. Fuente: CNE y REE.
2. “Incentivo a la disponibilidad”
o Según la CNE, el grado de concentración de la potencia gestionable existente en la
actualidad hace que no exista suficiente presión competitiva para desarrollar la
adquisición de este servicio mediante un mecanismo de mercado.
o Así, la CNE propone su retribución mediante un pago regulado, que se calculará
teniendo en cuenta (i) una estimación del coste de oportunidad de la disponibilidad
de la tecnología marginal más eficiente y (ii) la potencia necesaria para dar respaldo a
las renovables en las condiciones más adversas (sólo la que precisa el sistema; no
toda la capacidad instalada).
o El pago regulado total se repartiría entre la potencia gestionable en función de su
disponibilidad real en los periodos más críticos del sistema, de modo que se incentive
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una gestión de los contratos de aprovisionamiento, de los mantenimientos y de los
embalses que se adecúe a las necesidades del mismo.
El fuerte cambio sufrido por el mix de generación español en la última década, marcado por la alta
penetración de renovables, ha llevado a una depresión de los precios del mercado y a una reducción
del funcionamiento esperado de las centrales térmicas convencionales. El diseño actual del mercado,
con limitaciones como el tope de precios o las barreras de salida apuntadas por la CNE, así como los
riesgos propios de un mercado sólo energía, como el de intervención regulatoria ante precios
elevados en situaciones de escasez (imprescindibles para mantener la expectativa de recuperación
del coste medio), hacen necesario el desarrollo de un mecanismo de pagos por capacidad que
permita mantener la eficiencia del mercado como asignador eficiente de recursos a largo plazo.
El informe de la CNE, no incluye un análisis de cómo el mecanismo propuesto satisface estos
objetivos. El hecho de que el incentivo a la inversión discrimine entre centrales nuevas y ya
existentes o que deba ser el regulador quien fije la demanda de capacidad en las subastas
propuestas, sugiere que la asignación de recursos puede no ser óptima. Este es el caso también de la
hibernación, que, si bien es un mecanismo que podría contribuir positivamente a la eficiencia del
mercado, al quedar sujeta a autorización y por períodos de un año, puede suponer una intervención
que introduzca ineficiencias.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Seguridad de suministro y diversificación energética,
Insostenibilidad del sistema energético y vías de solución, Eficiencia económica y protección a clientes vulnerables,
Mecanismos de ajuste de demanda y producción, The costs of electricity interruptions in Spain. Are we sending the right
signals?, Making the internal energy market work, Planificación Energética Indicativa 2012-2020
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Reflexiones de interés
Global Trends in Renewable Energy Investment 2012
Este informe, publicado por Bloomberg New Energy Finance, describe la evolución de la inversión en
energías renovables durante 2011, año en el que se alcanzó un nuevo récord (257.000 millones
USD), lo que representa un incremento del 17% sobre 2010. En este contexto, destacaron
especialmente los crecimientos de la inversión en energía solar y en Estados Unidos. No obstante, el
informe señala que la incertidumbre sobre la desaparición de los subsidios a este tipo de energías en
Europa y Estados Unidos supone un riesgo de que disminuya la inversión antes de que energías
como la solar o la eólica sean plenamente competitivas.
Enlace: Global Trends in Renewable Energy Investment 2012
Aumento sostenido de la inversión en energías renovables en los últimos años
El informe de Bloomberg presenta las principales tendencias de la inversión en energías renovables
durante 2011. Destaca su evolución positiva durante los últimos años, habiéndose incrementado un
17% en 2011 hasta los 257.000 millones de dólares. Esto representa más de seis veces la cifra de
2004 y un 94% más que la inversión en 2007, el último año antes del inicio de la crisis financiera
mundial.
De este modo, el informe analiza de forma exhaustiva la evolución de la inversión en renovables a
nivel mundial, en función del tipo de tecnología, de la ubicación geográfica, así como del modo de
financiación (tipo de activo).
Figura 1: Evolución de la inversión global en renovables por tipo de activo 2004-2011 (izquierda) y por tipo de energía
2011 (derecha), en miles de millones USD. Fuente: BNEF.
Como se observa en la figura, el incremento de la inversión global en 2011 (+17%) fue inferior al
producido en 2010 (+37%). No obstante, en 2011 se produjo una rápida caída del coste del
equipamiento de renovables, especialmente de los módulos solares fotovoltaicos y de las turbinas
eólicas en tierra. Por tanto, el crecimiento de la inversión en 2011 hubiera sido mucho más
significativo en caso de no haberse producido esta deflación en los costes de las tecnologías
fotovoltaica y eólica.
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Las perspectivas de alcanzar los objetivos de una economía baja en carbono se ven favorecidas
gracias al fuerte desarrollo de las energías renovables hasta 2011, facilitado por las políticas de
subvenciones existentes en los últimos años. Con la rápida caída de los precios de las instalaciones
solares fotovoltaicas y del equipamiento eólico en tierra, existen perspectivas favorables de que
estas tecnologías no requieran ningún subsidio y sean competitivas de forma autónoma frente a
otras fuentes de generación. De hecho, los tejados solares ya son competitivos con la electricidad
minorista en algunos lugares, y Bloomberg New Energy Finance estima que la energía eólica en
tierra será competitiva con la generación con gas natural en 2016.
Sin embargo, existe el riesgo de que un recorte apresurado de estos subsidios pudiera ocasionar
una fuerte caída de la inversión en las economías desarrolladas entre 2012 y 2014, antes de que las
energías solar y eólica puedan ser competitivas. Esto dañaría no sólo a estas industrias, sino
también la esperanza de limitar las emisiones y el cambio climático, y de potenciar una economía
baja en carbono.
De hecho, la inversión en renovables durante el primer trimestre de 2012 (últimos datos con los que
cuenta este informe) fue más moderada, reduciéndose un 14% en comparación a las cifras del
primer trimestre de 2011 y un 36% sobre las del último trimestre de 2011. Esto se debió a la
incertidumbre sobre la futura política de apoyo a las renovables en Europa y Estados Unidos. A
fecha de mayo, aunque había algunas señales por parte de los gobiernos de intentar aclarar temas
concretos a los inversores, aún no existían evidencias de que los niveles de inversión fueran a
acelerarse durante el resto del año.
Principales conclusiones del informe

La inversión en energías renovables aumentó un 17% en 2011, alcanzando un nuevo récord
con 257.000 millones USD. Las economías en desarrollo supusieron un 35% de la inversión
total, frente al 65% restante de los países desarrollados.

Estados Unidos se aproximó a China como máximo inversor mundial en renovables,
aumentando su inversión un 57% en 2011 hasta los 51.000 millones USD. India, por su parte,
fue el país con un mayor incremento anual (+62%) hasta alcanzar los 12.000 millones USD.

La inversión total en energía solar aumentó un 52% en 2011, alcanzando 147.000 millones
USD, casi el doble que la realizada en energía eólica (84.000 millones USD, un 12% menos
que el año previo).

El aumento de la inversión en solar se debió fundamentalmente al auge de las instalaciones
fotovoltaicas en tejados en Alemania e Italia, que vino tras el ajuste de los subsidios a los
costes, fomentado por la caída de los precios de los paneles, así como a la financiación de
proyectos de gran escala de generación eléctrica termosolar (STEG o CSP) en España y
Estados Unidos.

Los proyectos solares de pequeña escala atrajeron inversiones por valor de 76.000 millones
USD (+25%), especialmente en Italia y Alemania (24.100 y 20.000 millones USD,
respectivamente), a pesar de que la rápida caída en precios de los paneles fotovoltaicos ha
reducido el coste unitario. El panorama internacional del sector se caracterizó por la bajada
de los costes tecnológicos. Los precios de los módulos fotovoltaicos cayeron casi un 50%
debido a las economías de escala en la fabricación, incremento de producción china de bajo
coste y sobrecapacidad mundial, y los de las turbinas eólicas en tierra (onshore) alrededor
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del 5-10% debido a los precios de las turbinas, incertidumbre política en Europa y la
ralentización de la instalación de turbinas en China. Esto logró acercar la competitividad de
estas dos tecnologías a la de otras alternativas basadas en combustibles fósiles (e.g. carbón y
gas).

Se produjo un debilitamiento de las políticas de apoyo a las renovables en muchos países
desarrollados, debido a las medidas de austeridad (particularmente en Europa) y al punto
muerto legislativo existente en el Congreso de Estados Unidos.

Este parón legislativo supone un riesgo para sostener el crecimiento de la inversión en el
sector para los próximos años, justo en un momento en el que parece que las energías
renovables pueden llegar a ser plenamente competitivas en poco tiempo.

Esto amenaza las esperanzas de que la inversión en energías renovables alcance los niveles
necesarios para que se empiecen a reducir las emisiones globales de carbono antes de
2020.

El mejor ejemplo de crecimiento sostenible se encuentra en el sector eléctrico en los
últimos 7 años. En 2011, las renovables (excluyendo la hidráulica) representaron el 44% de la
nueva capacidad de generación instalada en el mundo (en 2010 un 34%, y en 2004 tan sólo
un 10,3%). Además, la cuota de generación de renovables (excluyendo la hidráulica)
aumentó hasta el 6% en 2011 (frente al 5,1% del año anterior).

La evolución bursátil del sector de renovables en 2011 fue negativa, debido a la
sobrecapacidad en las cadenas de fabricación solares y eólicas, así como a la inquietud de los
inversores sobre las políticas de apoyo tanto en Europa como en Estados Unidos.

El NEX (WilderHill New Energy Global Innovation Index) cayó un 40% en 2011, mientras que
el Nasdaq y el S&P500 acabaron el año prácticamente planos. Esto desincentivó la
financiación pública, en los mercados de capitales, de las compañías del sector.

La crisis de deuda soberana en Europa a finales de 2011 deterioró la capacidad de los
bancos de financiar proyectos a través de project finance. Esto incrementó el foco en otras
fuentes de financiación alternativas (e.g. fondos de pensiones, inversores institucionales a
largo plazo, “bonos verdes”, etc.).
En suma, la reducción de los costes y las políticas de apoyos recibidos para su despliegue ha
fomentado el auge de la inversión en el sector de energías renovables, lo que facilita la transición
hacia una economía baja en carbono. De hecho, esta reducción de costes está acercando a
tecnologías como la fotovoltaica o la eólica a la paridad de red, esto es, a ser competitivas respecto
a las basadas en combustibles fósiles.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Regulación española de las energías renovables, Mecanismos de
apoyo a las energías renovables, Objetivos de producción con fuentes renovables en la UE y en España, Energías
renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Medium-Term Renewable Energy
Market Report 2012. IEA sees renewable energy growth accelerating over next 5 years, Insostenibilidad del sistema
energético y vías de solución, Quantities vs. capacities: Minimizing the social cost of renewable energy promotion,
Renewables and the EU Internal Electricity Market: The case for an arranged marriage, What is Really behind the
Adoption of New Renewable Electricity Generating Technologies?, Impacto macroeconómico del sector eólico en España,
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World Energy Outlook 2012
La edición 2012 del World Energy Outlook presenta previsiones de las tendencias energéticas hasta
2035 y lo que suponen en términos de seguridad energética, sostenibilidad medio-ambiental y
desarrollo económico. Analiza cuestiones relativas a los distintos tipos de energía, así como al
cambio climático, todo ello desglosado por regiones o países, combustibles y sectores. Por último,
contiene análisis estratégicos particulares que cubren temas como la liberación del potencial
puramente económico de la eficiencia energética, el sector energético iraquí, la vinculación entre
agua y energía o el acceso universal a los servicios de energía moderna.
Enlace: World Energy Outlook 2012
El World Energy Outlook 2012 presenta las principales tendencias dentro del panorama energético
mundial, así como sus implicaciones en términos de seguridad energética, sostenibilidad
medioambiental y desarrollo económico. Dentro de estas tendencias generales, cabe destacar:
Un nuevo panorama energético mundial está emergiendo

El mapa energético mundial está cambiando (resurgimiento de la producción de petróleo y
gas natural en Estados Unidos, retirada de energía nuclear en ciertos países, aumento de la
utilización de tecnologías eólica y solar, propagación de la producción de gas no
convencional globalmente, etc.), lo que tendrá implicaciones a largo plazo para los mercados
de la energía.

Teniendo en cuenta todos los nuevos desarrollos y políticas, el mundo está fracasando en
conducir el sistema energético mundial por una senda más sostenible. De hecho, las
emisiones en el Escenario de Nuevas Políticas corresponden con un aumento de la
temperatura media global a largo plazo de 3,6°C1.
Los flujos energéticos de Estados Unidos cambian de dirección…

La evolución energética de Estados Unidos es profunda y sus efectos se dejarán sentir más
allá de Norteamérica y del ámbito energético. Se prevé que EE.UU. se convierta en el mayor
productor mundial de petróleo hacia 2020, logrando ser exportador neto hacia 2030,
momento en el que lograría prácticamente la autosuficiencia energética.
… pero no hay inmunidad frente a los mercados mundiales

Ningún país es una “isla” energética, y las interacciones entre los diversos combustibles,
mercados y precios se están intensificando. Así, la reducción de sus importaciones de
petróleo no aislará a EE.UU. de lo que ocurra en los mercados internacionales.
Existe el proyecto para un mundo eficiente en materia de energía

La eficiencia energética está reconocida generalmente como una opción clave en manos de
los responsables de diseñar las políticas. Sin embargo, los esfuerzos actuales se quedan
cortos para explotar todo el potencial económico de esta opción.
1
En la Convención sobre el Cambio Climático (UNFCCC) se acordó limitar el incremento de la temperatura media global
desde la época pre-industrial a menos de 2°C, con el fin de evitar los efectos más severos del cambio climático.
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
El Escenario de un Mundo Eficiente muestra cómo la lucha contra las barreras que
obstaculizan la inversión en eficiencia energética puede desatar este potencial y reportar
enormes ganancias en términos de seguridad energética, crecimiento económico y medio
ambiente. Por ejemplo, se podría lograr una elevación de la temperatura a largo plazo de tan
sólo 3°C (frente a los 3,6°C estimados para el Escenario de Nuevas Políticas).

Los principios para diseñar las políticas que pueden contribuir a hacer realidad el Escenario
de un Mundo Eficiente deben incidir en 6 ámbitos: (i) visibilidad, (ii) relevancia, (iii)
accesibilidad, (iv) promoción, (v) control, y (vi) “gobernanza”.
La eficiencia energética puede mantener abierta la puerta de los 2°C sólo un poco más de tiempo

Queda demostrado que el objetivo climático de limitar el calentamiento global a 2°C se hace
más difícil y costoso de conseguir cada año que pasa.

Si el mundo pretende cumplir el objetivo de limitación del aumento de la temperatura
mundial a 2°C, hasta 2050 no se podrá consumir más de un tercio de las reservas probadas
de combustibles fósiles, a menos que se generalice el uso de la tecnología de captura y
almacenamiento de carbono (CAC).
Una gran parte del aumento de la demanda de petróleo es atribuible a los vehículos pesados

El incremento del consumo de petróleo en las economías emergentes, particularmente el
destinado al transporte en China, la India y Oriente Medio, sobrepasa la reducción de la
demanda en la OCDE, lo que empuja al alza el consumo de petróleo en el Escenario de
Nuevas Políticas.

La producción de petróleo en los países no pertenecientes a la OPEP se acrecienta en la
actual década, pero la oferta depende cada vez más de la OPEP a partir de 2020 (pasando su
cuota en la producción mundial del 42% actual al 50% hacia 2035).
Arrastrados por el éxito de Irak

Irak es con creces el mayor contribuyente al crecimiento de la oferta mundial de petróleo.
Según estimaciones del informe, su producción superará los 6 millones bdp en 2020 y los 8
millones bdp en 2035.

Irak podría ganar cerca de 5 billones USD en ingresos procedentes de las exportaciones de
petróleo a lo largo del periodo que va hasta 2035, es decir, una media anual de 200.000
millones USD, así como una oportunidad única para transformar las perspectivas del país.
Diferentes tonos dorados para el gas natural

El gas natural es el único combustible fósil para el que la demanda mundial aumenta en
todos los escenarios, lo que demuestra que reacciona bien en diferentes contextos políticos,
aunque las perspectivas varían en función de las regiones.

El gas no convencional representa cerca de la mitad del incremento de la producción
mundial de gas hasta 2035, y la mayor parte de dicho incremento proviene de China, EE.UU.
y Australia. Pero su producción plantea cierta inquietud por el impacto medioambiental que,
de no solucionarse adecuadamente, podría frenar la revolución del gas no convencional.
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¿El carbón seguirá siendo el combustible predilecto?

El carbón ha cubierto cerca de la mitad del incremento de la demanda mundial de energía
durante la última década, creciendo incluso más rápidamente que el total de las energías
renovables.
Si la energía nuclear retrocede, ¿qué tecnología ocupa su lugar?

La demanda mundial de electricidad aumenta casi dos veces más rápido que el consumo
total de energía, y el desafío que supone responder a esa demanda se ve agravado por la
inversión necesaria para reemplazar la infraestructura obsoleta del sector eléctrico. El
informe estima que los precios medios mundiales de la electricidad subirán un 15% en
términos reales hasta 2035, por (i) el mayor coste de los combustibles, (ii) una capacidad de
generación cada vez más intensiva en capital, (iii) las subvenciones otorgadas a las fuentes
renovables, y (iv) la fijación de un precio para el CO2 en algunos países.

Se ha reducido el papel previsto de la energía nuclear tras la revisión de las políticas llevadas
a cabo por ciertos países a raíz del accidente de 2011 en la central nuclear de Fukushima.
Las energías renovables ocupan su lugar bajo el sol

Un continuo crecimiento de la energía hidráulica y la rápida expansión de la eólica y la solar
han cimentado la posición de las energías renovables como parte indispensable del mix
energético; para 2035, las energías renovables supondrán casi un tercio de la producción
total de electricidad.
Continúa el foco de atención en el objetivo de acceso universal a la energía

Pese al progreso del pasado año, cerca de 1.300 millones de personas siguen careciendo de
acceso a la electricidad y 2.600 millones no poseen acceso a instalaciones modernas para
cocinar.

El informe presenta un índice de desarrollo energético (IDE) para 80 países, para ayudar a los
que diseñan las políticas a evaluar el progreso en materia de acceso a la energía moderna.
La energía, un recurso cada vez más sediento

Se prevé que las necesidades de agua para la producción de energía crezcan un 85% durante
el periodo hasta 2035, dos veces más rápido que la demanda de energía.

El agua gana importancia como criterio de evaluación de la viabilidad de los proyectos de
energía, ya que el aumento de la población y del crecimiento económico intensifica la
competición por los recursos hídricos.
Ante este escenario del sector energético mundial, lleno de incertidumbres, es prioritaria la toma de
numerosas decisiones que no pueden esperar. Por ello, este informe, publicado por la Agencia
Internacional de la Energía (AIE), pretende que las tendencias y reflexiones presentadas sean
valiosas para aquellos a quienes incumbe tomar decisiones sobre nuestro futuro energético, tanto
desde el área de la industria, como desde la del gobierno.
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, Cambio climático a futuro y el sector
eléctrico, Insostenibilidad del sistema energético y vías de solución, World Energy Outlook (WEO) 2012. Golden Rules for
a Golden Age of Gas, World Energy Outlook 2011
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Evolución de los mercados energéticos
En el periodo analizado (del 14 al 28 de febrero) los precios de los mercados sport de electricidad en
Europa han evolucionado de la misma manera, todos los mercados han aumentado sus precios de la
electricidad, sin embargo, los diferentes mercados han crecido de manera dispar. Mientras que en
España y Portugal los precios se incrementaron significativamente, un 34,81% y un 42,09%
respectivamente, en Francia y Alemania han aumentado una media de un 20% y el mercado italiano
y Nord Pool han sido los que menores subida han experimentado con respecto a la quincena
anterior. En el mercado a plazo, los precios no han experimentado grandes variaciones en los dos
tipos de contratos analizados.
Por otra parte, los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con
vencimiento a uno y tres meses descendieron con respecto a los valores registrados en la quincena
anterior, disminuyendo un 1,68% y un 0,97% respectivamente. De manera diferente, la cotización
media del gas natural de referencia en el Reino Unido (NBP) ha seguido una senda alcista en el caso
del contrato con vencimiento en marzo de 2013 hasta situarse en los 26,44 €/MWh, mientras que el
contrato con vencimiento en el segundo trimestre de 2013 ha disminuido un 3,43% hasta situarse en
los 24,95 €/MWh.
Las cotizaciones medias del carbón europeo API2 no han sufrido prácticamente variaciones desde la
quincena pasada, sin embargo, la cotización del contrato de los derecho de emisión con vencimiento
en diciembre de 2013 ha aumentado un 11,73% hasta situarse cerca de los 5 €/t.
Durante la quincena analizada (del 14 al 28 de febrero), los precios medios spot de los principales
mercados eléctricos de Europa han evolucionado al alza con respecto a la quincena anterior (del 30
de enero al 13 de febrero). Los precios de España y Portugal han aumentaron de una manera
considerable, un 34,81% y un 42,09% respectivamente, hasta alcanzar los 52,35 €/MWh en el
mercado español y los 50,03 €/MWh en el mercado portugués.
Los mercados de Francia y Alemania han aumentado una media de un 20% sus precios, hasta
situarse el mercado francés en los 58,59 €/MWh y el mercado alemán en los 47,69 €/MWh. El
mercado italiano y el mercado de Nord Pool han sido en esta ocasión los mercados en donde menos
ha aumentado el precio spot de la electricidad, hasta alcanzar los 65,02 €/MWh en Italia y los 39,93
€/MWh en Nord Pool.
Por otra parte, los precios de los mercados a plazo no han variado de una manera significativa. Los
precios negociados en el mercado a plazo de la electricidad en España han evolucionado de forma
dispar ya que el valor del el contrato con vencimiento en el segundo trimestre de 2013 ha
aumentado un 0,39% mientras que el contrato con vencimiento en 2014 ha disminuido un 0,33%,
hasta situarse en los 49,55 €/MWh y los 52,23 €/MWh respectivamente.
El resto de los contratos a plazo en los mercados de Francia y Alemania han tiene una evolución
positiva excepto en el caso del contrato con vencimiento en el segundo trimestre de 2013 en el
mercado alemán que ha descendido un 0,16%.
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12
04 de marzo de 2013
Número 85
Por otro lado, los precios medios del petróleo Brent con entrega a un mes (marzo 2013)
disminuyeron hasta alcanzar los 115,10 $/bbl, siguiendo la tendencia a la baja que lleva
experimentado en el precio este contrato desde principios de febrero. La misma tendencia ha
seguido el contrato con vencimiento a tres meses, con un descenso de un 0,97% situándose en los
114,20 $/bbl.
Los precios medios del gas natural en NBP, gas de referencia en el Reino Unido, crecieron de una
manera más acusada en el caso del contrato con vencimiento en marzo de 2013 hasta alcanzar los
26,44 €/MWh, precio 4,79% mayor que el de la quincena anterior. Sin embargo, el contrato del NBP
con vencimiento en el segundo trimestre de 2013 ha disminuido en un 3,43% hasta situarse en los
24,95 €/MWh.
Igualmente a la baja evolucionó la cotización media del carbón europeo CIF ARA, acumulando un
descenso de casi un 0,50% en el contrato con vencimiento en marzo de 2013 hasta situarse en los
89,43 $/t. El contrato con vencimiento en el segundo trimestre de 2013 ha aumentado un 0,51%
hasta alcanzar los 89,74 $/t.
La tendencia descendente mostrada desde noviembre de 2012 en las cotizaciones de los derechos
de emisión de CO2 (EUAs) se ha visto rota con un aumento en esta quincena de un 11,73% con
respecto al periodo anterior hasta alcanzar los 4,87 €/t, situándose todavía este contrato en valores
muy por debajo de lo esperado.
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04 de marzo de 2013
Número 85
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa
Precio medio spot (€/MWh)
14/02-28/02
30/01-13/02
Variación (%)
España OMIE
52,35
38,84
34,81%
Portugal OMIE
52,03
36,62
42,09%
Francia
58,59
48,59
20,58%
Alemania
47,69
39,03
22,19%
Italia GME
65,02
60,83
6,88%
Nord Pool
39,93
38,89
2,67%
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
14/02-28/02
30/01-13/02
Var. (%)
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)
$/bbl
115,10
117,07
-1,68%
Brent entrega a 3 mes (contrato M+3)
$/bbl
114,20
115,32
-0,97%
Gas Natural (NBP) entrega en Mar. 2013
€/MWh
26,44
25,24
4,79%
Gas Natural (NBP) entrega en Q2 2013
€/MWh
24,95
25,84
-3,43%
Carbón API2 ARA entrega en Mar. 2013
$/t
89,43
89,80
-0,41%
Carbón API2 ARA entrega en Q2 2013
$/t
89,74
89,29
0,51%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2013
€/t
4,87
4,35
11,73%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange
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14
15-may-12
22-may-12
29-may-12
5-jun-12
12-jun-12
19-jun-12
26-jun-12
3-jul-12
10-jul-12
17-jul-12
24-jul-12
31-jul-12
7-ago-12
14-ago-12
21-ago-12
28-ago-12
4-sep-12
11-sep-12
18-sep-12
25-sep-12
2-oct-12
9-oct-12
16-oct-12
23-oct-12
30-oct-12
6-nov-12
13-nov-12
20-nov-12
27-nov-12
4-dic-12
11-dic-12
18-dic-12
25-dic-12
1-ene-13
8-ene-13
15-ene-13
22-ene-13
29-ene-13
5-feb-13
12-feb-13
19-feb-13
26-feb-13
€/MWh
OMIE (España)
OMIE (España)
Nord Pool
Nord Pool
Francia
Francia
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GME
GME
Alemania
Alemania
22-feb-13
7-feb-13
23-ene-13
8-ene-13
24-dic-12
9-dic-12
24-nov-12
9-nov-12
25-oct-12
10-oct-12
25-sep-12
10-sep-12
26-ago-12
11-ago-12
27-jul-12
12-jul-12
27-jun-12
12-jun-12
28-may-12
13-may-12
28-abr-12
13-abr-12
29-mar-12
14-mar-12
28-feb-12
13-feb-12
29-ene-12
14-ene-12
30-dic-11
15-dic-11
€/MWh
04 de marzo de 2013
Número 85
Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa
140
120
100
80
60
40
20
0
OMIE (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE
Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa
130
120
110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMIE (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE
15
04 de marzo de 2013
Número 85
Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones de los combustibles con entrega al mes siguiente y
de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales)
130
125
33
120
30
115
27
110
24
105
21
100
18
95
15
90
12
85
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Dic-12 (€/t, eje dcho.)
23-feb-13
8-feb-13
24-ene-13
9-ene-13
25-dic-12
10-dic-12
25-nov-12
10-nov-12
26-oct-12
11-oct-12
26-sep-12
11-sep-12
27-ago-12
12-ago-12
28-jul-12
13-jul-12
28-jun-12
13-jun-12
29-may-12
14-may-12
29-abr-12
14-abr-12
30-mar-12
3
15-mar-12
70
29-feb-12
6
14-feb-12
75
30-ene-12
9
15-ene-12
80
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange
Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh)
14/02-28/02
30/01-13/02
Variación (%)
España entrega en Q2 2013
49,55
49,35
0,39%
España entrega en 2014
52,23
52,41
-0,33%
Francia entrega en Q2 2013
38,74
38,57
0,44%
Francia entrega en 2014
45,11
45,08
0,07%
Alemania entrega en Q2 2013
37,41
37,47
-0,16%
Alemania entrega en 2014
42,28
41,77
1,24%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP y EEX
www.energiaysociedad.es
16
35
1-mar-12
10-mar-12
19-mar-12
28-mar-12
6-abr-12
15-abr-12
24-abr-12
3-may-12
12-may-12
21-may-12
30-may-12
8-jun-12
17-jun-12
26-jun-12
5-jul-12
14-jul-12
23-jul-12
1-ago-12
10-ago-12
19-ago-12
28-ago-12
6-sep-12
15-sep-12
24-sep-12
3-oct-12
12-oct-12
21-oct-12
30-oct-12
8-nov-12
17-nov-12
26-nov-12
5-dic-12
14-dic-12
23-dic-12
1-ene-13
10-ene-13
19-ene-13
28-ene-13
6-feb-13
15-feb-13
24-feb-13
€/MWh
3-may-12
España
España
Francia
Francia
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Vencimiento en Cal2013
35
24-feb-13
15-feb-13
6-feb-13
28-ene-13
19-ene-13
65
10-ene-13
1-ene-13
23-dic-12
14-dic-12
5-dic-12
26-nov-12
17-nov-12
8-nov-12
30-oct-12
Vencimiento en Q42012
21-oct-12
12-oct-12
3-oct-12
24-sep-12
15-sep-12
6-sep-12
28-ago-12
19-ago-12
10-ago-12
1-ago-12
23-jul-12
14-jul-12
5-jul-12
26-jun-12
17-jun-12
8-jun-12
30-may-12
21-may-12
12-may-12
45
24-abr-12
15-abr-12
€/MWh
04 de marzo de 2013
Número 85
Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa. Contrato con
vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales)
Vencimiento en Q22013
55
Vencimiento en Q32012
Vencimiento en Q12013
Alemania
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP y EEX
Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa. Contrato con
vencimiento en Cal+1 (medias semanales)
65
55
45
Vencimiento en
Cal-2014
Alemania
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP y EEX
17