boletin periodico de energia y sociedad numero 47

25 de febrero de 2011 Número 47 Boletín de Energía y Sociedad Número 47, 25 de febrero de 2011 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 Estrategia para la sustitución de los combustibles fósiles por combustibles alternativos en 2050 en el sector del transporte europeo.
Reflexiones de interés
p. 2 p. 5 Implicaciones del cambio en el esquema vigente de apoyo a las energías renovables en el Reino Unido, basado en certificados, por uno basado en “feed‐in tariffs”.
Factores determinantes del consumo de energía en los hogares californianos.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5 p. 8 p. 12 EN ESTE NÚMERO… ...presentamos como novedad el informe del grupo de expertos europeos sobre los combustibles para el transporte en el futuro, preparado para la Comisión Europea, en el que de define una estrategia de largo plazo para reducir las emisiones en el sector del transporte a través de una sustitución completa de los combustibles fósiles por biocombustibles y otros combustibles alternativos en el horizonte 2050. Como material de reflexión, proponemos un documento de trabajo del Imperial College (Londres) que analiza la conveniencia de cambiar el esquema actual de incentivos a las energías renovables en el Reino Unido, basado en cuotas obligadas de suministro de energía procedente de fuentes renovables (“Renewables Obligation” o RO), por una regulación basada en tarifas o primas reguladas (“feed‐in tariffs” o FIT). El análisis realizado sugiere que los esquemas FIT ofrecen ventajas que superan los costes derivados de potenciales retrasos en las decisiones de inversión debidas a un cambio regulatorio de calado. Además, revisamos un documento de trabajo de un investigador de la Universidad de Stanford, en California, en el que realiza un estudio empírico sobre el consumo de energía en los hogares de los EE.UU. con el objetivo de explicar por qué el consumo per cápita en California es muy inferior al del resto de EE.UU., permaneciendo estable desde los años 70. La principal conclusión del estudio es que las innovadoras políticas de eficiencia energética californianas podrían explicar hasta un 20% de la diferencia en el consumo per cápita en ese estado respecto del consumo per cápita medio en el resto de EE.UU. En los mercados de commodities energéticas las últimas semanas se han caracterizado por el fuerte repunte y la elevada volatilidad en los precios del petróleo derivados de la situación geopolítica en el norte de África. El contrato Brent con entrega en abril de 2011 alcanzó el día 24 de febrero una cotización de cierre en el mercado The ICE de 111,13 $/bbl, tras subir hasta casi 120 $/bbl al comienzo del día. www.energiaysociedad.es 1
25 de febrero de 2011 Número 47 Novedades en el sector Estrategia para la sustitución de los combustibles fósiles por combustibles alternativos en 2050 en el sector del transporte europeo. El Grupo de Expertos sobre Combustibles para el Transporte en el Futuro (European Expert Group on Future Transport Fuels, EEGFTE), que asesora a la Comisión Europea, presentó el 25 de enero un informe en el que analiza el sistema actual de suministro de combustibles para el transporte en la Unión Europea y presenta una estrategia de largo plazo para la sustitución de los combustibles fósiles por combustibles alternativos bajos en emisiones en el horizonte 20501. El informe ofrece una serie de recomendaciones sobre acciones concretas que deberían implementarse en la próxima década en la Unión Europea para cubrir la demanda total de energía de todos los sistemas y subsistemas de transportes con combustibles alternativos. El EEGFTE indica que todos los combustibles alternativos serán necesarios para alcanzar el objetivo de reducir las emisiones de CO2 entre un 80% y un 95% en 2050 respecto de los niveles registrados en 19902. Enlace: European Expert Group on Future Transport Fuels, “Future Transport Fuels”, enero de 2011.
El informe del EEGFTE indica que “…la sustitución de combustibles fósiles como fuente energética del transporte debe comenzar lo antes posible e implementarse a un ritmo creciente…”. Existen dos factores que avalan la urgencia de esta necesidad: la seguridad de suministro energético (la producción de crudo podría alcanzar el nivel máximo en esta década y comenzar a decaer hasta agotar todas las reservas en el horizonte 2050) y el excesivo nivel de emisiones de CO2 del sector del transporte (que, con un aumento del 24% entre 1990 y 2008, elevó la contribución de este sector a las emisiones totales de la UE al 20%, a pesar de la mayor eficiencia energética de los vehículos y la adopción de tecnologías que reducen considerablemente las emisiones). Existen dos combustibles que, desde el punto de vista técnico, se pueden utilizar en todos los medios y tecnologías de transporte: los biocombustibles y los combustibles sintéticos3. Sin 1
El grupo de expertos EEGFTE, formado por un amplio grupo de agentes interesados entre los que se incluyen asociaciones de distintos sectores (productos minerales, biocombustibles, gas natural, electricidad, hidrógeno, manufacturas, suministros, investigación, operadores y usuarios y otras organizaciones de la sociedad civil) y de distintos modos de transporte (carretera, ferrocarril, aviación y transporte marítimo), fue creado por la Comisión Europea en marzo de 2010. Este informe se suma a otras iniciativas relativas a la transformación del sistema de transporte europeo, como un Libro Blanco sobre política de transporte en la UE para la próxima década, la iniciativa sobre Sistemas de Transporte Limpio, que debería concretarse a lo largo de 2011 y el Plan Estratégico sobre Tecnologías de Transporte (Strategic Transport Technology Plan, similar al Strategic Energy Technology Plan), que debe plantear, a mediados de 2011, prioridades para el desarrollo tecnológico en el sector del transporte. 2
Este objetivo fue acordado por el Consejo Europeo en octubre de 2009. 3
Los biocombustibles son combustibles líquidos que se obtienen a partir de biomasa, grasas animales y vegetales, desechos orgánicos, etc. Como el etanol o el metanol, se pueden emplear por separado o mezclados con derivados del petróleo para alimentar www.energiaysociedad.es 2
25 de febrero de 2011 Número 47 embargo, la sustitución completa de los combustibles fósiles no puede basarse únicamente en ellos, ya que la disponibilidad de materias primas y las implicaciones de su uso en términos de sostenibilidad medioambiental limitan su potencial. Por ello, la estrategia a largo plazo de sustitución completa de los combustibles fósiles deberá tener en cuenta todas las opciones de combustibles alternativos existentes, entre las que se incluyen4: (a) electricidad (bien almacenada en baterías, generada con pilas de combustible5 de hidrógeno o suministrada desde la red de transporte, como en el caso de los trenes) y biocarburantes (biomasa, biodiesel y bioetanol de primera y segunda generación, etc.), (b) combustibles sintéticos líquidos, producidos a partir de materia orgánica, carbón, gas natural o aceites vegetales hidrogenados, que actuarán como combustibles de apoyo en la transición de combustibles fósiles a combustibles basados en biomasa, (c) metano (procedente del gas natural o bien de biomasa, en forma de biometano), como combustibles complementarios utilizados en motores de propulsión o en vehículos y (d) gas licuado del petróleo (GLP), subproducto de hidrocarburos (gas natural y petróleo, aunque también podría ser producido a partir de biomasa) que puede ser utilizado como combustible suplementario. El análisis del EEGFTE asigna a cada sistema y subsistema de transporte los combustibles más recomendables, en función de factores como la densidad energética de los combustibles, la compatibilidad con los vehículos y las emisiones, los costes y la disponibilidad en el mercado y la seguridad en los procesos de producción, distribución, almacenamiento, recargas de vehículos y uso: (1) para el transporte por carretera, electricidad almacenada en baterías, para distancias cortas y en el ámbito urbano, hidrógeno y metano, para distancias medias y biocarburantes, combustibles sintéticos, GNL y GLP para distancias largas6, (2) para el transporte ferroviario, electricidad procedente de la red eléctrica, en todos los usos posibles y biocombustibles o GNL, allí donde no sea posible o económico, (3) para el transporte aéreo, keroseno, producido a partir de combustibles sintéticos basados en gas natural, carbón, biomasa o aceites vegetales o animales hidrogenados, y (4) para el transporte por agua, biocombustibles (para cualquier embarcación), hidrógeno (para transporte fluvial y embarcaciones pequeñas), GLP (para transporte marítimo de mercancías en rutas cortas) y GNL y energía nuclear (transporte marítimo de larga distancia). En la siguiente sección del informe, el EEGFTE revisa los resultados de una iniciativa de colaboración en materia de investigación puesta en marcha en 2003 (”proyecto JEC”) por la Comisión Europea motores de combustión interna. Los combustibles sintéticos son combustibles líquidos obtenidos mediante procesos termoquímicos a partir de biomasa, gas natural, carbón o aceites de origen vegetal hidrogenados. 4
El informe del EEGFTE analiza para cada combustible las alternativas tecnológicas existentes y en fase de investigación, los requerimientos en términos de infraestructuras y el potencial de desarrollo de su uso (incluyendo posibles limitaciones ligada a aspectos medioambientales, etc.) 5 Las pilas de combustible (“fuel cells”) son dispositivos que convierten energía química en energía eléctrica y calor sin que exista combustión, mediante un proceso físico inverso al de la electrolisis (separación de los elementos de un compuesto utilizando electricidad). Las pilas de combustible no producen emisiones, prácticamente, y, al no tener partes móviles, resultan muy silenciosas. Además, a diferencia de las pilas convencionales, no se agotan mientras tengan sustancias reactivas. 6
En general, la demanda de combustibles de todos los sectores de transporte por carretera (incluyendo personas y mercancías) podría ser cubierta por biocombustibles líquidos. www.energiaysociedad.es 3
25 de febrero de 2011 Número 47 con el objetivo de analizar alternativas de suministro de combustible y de modos de transporte al uso de coches para el transporte de personas. La investigación del proyecto JEC revisa el impacto de parámetros como el consumo y la eficiencia energética, las emisiones, los costes (sin externalidades) o el potencial de mercado de diversas alternativas de suministro de combustibles y de modos de transporte, incluyendo un análisis del ciclo de vida de las distintas opciones consideradas (exploración, construcción, manufacturas, tratamiento de desechos y desmantelamiento de infraestructuras, etc.) Esta sección incluye un análisis económico del coste de implantación de los distintos combustibles y tecnologías. Aunque los combustibles alternativos son más caros que los combustibles fósiles tradicionales en las condiciones de mercado actuales, la inclusión en el análisis de aspectos como la seguridad de suministro, las emisiones, etc., permite valorar de una forma más precisa el beneficio neto de las distintas opciones e identificar medidas de apoyo que permitan superar las barreras que crean estos fallos de mercado. En la última parte del informe, el EEGFTE presenta una estrategia de largo plazo para la sustitución completa de los combustibles fósiles en el horizonte 2050 y una hoja de ruta, identificando además una serie de acciones concretas que deberían ponerse en marcha a lo largo de esta década para alcanzar dicho objetivo. La estrategia de largo plazo propuesta se basa en tres principios directores: (1) la regulación y las políticas relativas a los combustibles no deben mostrar preferencias tecnológicas y deben basarse en evaluaciones científicas de las emisiones de CO2 totales, la sostenibilidad, la eficiencia energética y los costes relativos de las distintas alternativas, (2) deben establecerse regulaciones independientes para el sistema energético y el sistema de transporte, lo que permitirá una mayor eficiencia y flexibilidad para adoptar las soluciones más eficientes en términos de costes y (3) debe desarrollarse un conjunto de estándares de sostenibilidad (desde el punto de vista de las emisiones globales y de otros indicadores de impacto medioambiental) que se apliquen de forma no discriminatoria a todas las alternativas. La hoja de ruta que propone el EEGFTE se basa en una estrategia para el medio plazo que asume que la gasolina y el diésel continuarán siendo los principales combustibles en la próxima década y que se basa en el desarrollo de infraestructuras para los vehículos eléctricos (p. ej., estaciones de recarga en la red de transporte europea TEN‐T), un aumento de la tasa de electrificación del transporte ferroviario, el impulso a las tecnologías que consumen hidrógeno y biocombustibles líquidos, el fomento de soluciones tecnológicas eficientes desde el punto de vista del consumo de recursos (como el biometano), la sustitución gradual del petróleo por GNL y biogás licuado en el transporte de larga distancia y la innovación en soluciones ecológicas en industrias como la automovilística. Por otra parte, las acciones concretas que propone el EEGFTE se reparten en cuatro epígrafes (política general, iniciativas legislativas, esquemas de incentivos y apoyo a los procesos de I+D) y, en general, abogan por adoptar medidas que no discriminen entre combustibles, que fomenten la eficiencia energética y la internalización de los costes de las emisiones de CO2 y que, allí donde sea posible, introduzcan incentivos a la sustitución de combustibles basados en mecanismos de mercado. Por otra parte, la financiación de esquemas de I+D debe repartirse entre www.energiaysociedad.es 4
25 de febrero de 2011 Número 47 las tecnologías más avanzadas (vehículo eléctrico, biocombustibles de última generación, etc.) y tecnologías convencionales (motores de combustión interna, por ejemplo). La “descarbonización” del transporte jugará un papel fundamental en las próximas décadas en la estrategia para reducir drásticamente las emisiones de CO2 en el horizonte 2050. En España, el Plan de Acción 2008‐2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética E4 2004‐2012 incluye medidas orientadas a incrementar la eficiencia energética en el sector del transporte, como planes de movilidad y transporte colectivo, planes para incrementar el uso del ferrocarril, planes de renovación de las flotas de transporte, etc., u objetivos de penetración de los biocombustibles y otros combustibles alternativos en el transporte hasta niveles próximos al 8%. Además, el Gobierno ha impulsado diversos acuerdos y medidas para fomentar el desarrollo del vehículo eléctrico. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Eficiencia energética y su potencial, El vehículo eléctrico, El cambio climático y los acuerdos internacionales, Seguridad de suministro y diversificación energética. Reflexiones de interés Implicaciones del cambio en el esquema vigente de apoyo a las energías renovables en el Reino Unido, basado en certificados, por uno basado en “feed‐in tariffs”. El profesor Robert Gross, del Imperial College de Londres, publicó recientemente un documento de trabajo que plantea las bases para la discusión, en el contexto de las propuestas de reforma del mercado eléctrico británico planteadas recientemente por el Gobierno del Reino Unido7, sobre si debería cambiarse el esquema actual de incentivos a las energías renovables, basada en cuotas obligadas de suministro de energía procedente de fuentes renovables (“Renewables Obligation” o RO), por una regulación basada en tarifas o primas reguladas (“feed‐in tariffs” o FIT). Las principales conclusiones del análisis realizado son que (1) el esquema FIT ofrece ventajas sobre el esquema RO, (2) que los potenciales retrasos en las inversiones derivados de un cambio en la regulación pueden minimizarse y (3) que los FIT pueden formar parte de un esquema más amplio de apoyo a la generación baja en emisiones. Enlace: Robert Gross, “Is there a route to a UK Feed in Tariff for renewable energy?”, ICEPT Discussion Paper 2010/004, Imperial College, octubre de 2010.
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Ver el Boletín de Energía y Sociedad número 44, 14 de enero de 2011. www.energiaysociedad.es 5
25 de febrero de 2011 Número 47 El autor considera que en el contexto actual de discusión del diseño del mercado británico de electricidad debe replantearse la conveniencia del esquema vigente de apoyo a las energías renovables en ese mercado, basado en obligaciones impuestas sobre los comercializadores de alcanzar una cuota determinada de suministro de energía renovable, cuyo cumplimiento puede monitorizarse a través de certificados que pueden comprarse y venderse en el mercado. Hasta ahora, el posible cambio del esquema de incentivos se veía con mucho recelo, debido a que podría tender a retrasar las decisiones de inversión, dificultando así el cumplimiento de los objetivos de emisiones en el horizonte 2020. Sin embargo, un cambio de tal calado en los incentivos a invertir en energías renovables podría tener sentido en el contexto de una revisión profunda del marco regulatorio del sector eléctrico que minimizara los efectos colaterales del cambio de la regulación. La validez teórica del esquema RO descansa sobre la idea de que al fijar una cuota mínima de renovables y permitir el intercambio de certificados renovables, el mecanismo de mercado premiaría la innovación, dando lugar al desarrollo de energías renovables al mínimo coste. Según R. Gross, el esquema RO ha tenido un éxito relativo en el Reino Unido, permitiendo incrementar la cuota de generación de electricidad a partir de fuentes renovables del 3% en 2002 al 7% actual. Sin embargo, el crecimiento de la energía renovable en el Reino Unido ha sido modesto en comparación con otros mercados (p. ej., EE.UU., China, España, Alemania o India) y el coste unitario de la energía eólica, por ejemplo, es mayor que en otros países con esquemas FIT, como Alemania. El esquema FIT, que puede adoptar distintas formas, se basa, de forma genérica, en precios regulados (o primas reguladas adicionales al precios del mercado) aplicables durante periodos largos de tiempo (10 a 20 años) a la generación procedente de tecnologías renovables, que suele tener prioridad de acceso a las redes, con una obligación de compra por parte de los distribuidores. Por regla general, los esquemas de precios regulados no fijan cuotas de potencia y no requieren la emisión de certificados y permiten enviar señales económicas distintas a cada tecnología. La evidencia disponible sugiere que los esquemas FIT suelen tener más éxito que esquemas del tipo RO en el desarrollo de las energías renovables y a un coste menor. Las principales ventajas de los esquemas de precios regulados son que ofrecen una mayor seguridad sobre los flujos de ingresos, permiten enviar señales distintas a cada tecnología, lo que permite adaptarlas a la evolución de cada una de ellas, y son más fáciles de implementar desde el punto de vista administrativo, lo que facilita que los pequeños inversores participen de una manera más activa en el mercado de las energías renovables. Además, el esquema FIT (por ejemplo, aplicado a la energía eólica) facilita la participación de las comunidades locales en el desarrollo de estas fuentes de energía, lo que reduce la posibilidad de rechazo social por este tipo de tecnologías. Una de las posibles desventajas de los esquemas FIT es que, al no fijar cuotas de generación, pueden dar lugar a niveles de inversión subóptimos (por exceso o por defecto) en determinadas tecnologías si los precios regulados no están alineados con ingresos compatibles con una rentabilidad razonable8. 8
En el caso español, para la tecnología solar fotovoltaica se han desarrollado esquemas de incentivos que permiten controlar tanto el precio como la cantidad, mediante convocatorias para otorgar autorizaciones de instalación en las que se fijan ambos parámetros. www.energiaysociedad.es 6
25 de febrero de 2011 Número 47 Según Robert Gross, en la práctica, el esquema RO genera riesgo para los inversores, dado que la evolución del precio de los certificados renovables es incierta. Además, hasta hace poco tiempo, los certificados renovables se repartían bajo el esquema RO para cada MWh generado, independientemente de la tecnología. Esto favorecía el desarrollo de las tecnologías maduras, con menores costes. Finalmente, el hecho de que los mercados puedan encontrarse en situaciones de desequilibrio en el corto plazo y que el ajuste hacia el equilibrio lleve un tiempo implica que los precios de los certificados renovables pueden ser muy elevados o muy bajos, especialmente si hay restricciones en el acceso a las redes o cuotas de suministro de origen renovable muy elevadas o muy bajas, incrementando la incertidumbre a la que se enfrentan los inversores. Las limitaciones del esquema RO dieron lugar a cambios en el esquema original a partir de la revisión del mercado que realizó el gobierno británico en el año 2006. Así, se introdujo un esquema de bandas de RO e, incluso, un esquema FIT para las instalaciones de energía renovable de tamaño muy pequeño. En 2009, en el contexto del Low Carbon Transition Plan, el gobierno británico analizó la posibilidad de introducir un suelo y un techo en el precio de los certificados verdes, con el objetivo de estabilizar los ingresos de las instalaciones de energía renovable y acercando, de facto, el esquema RO hacia los esquemas FIT. En 2010, el Coalition Statement acordado por los partidos liberal demócrata y conservador incluía la aspiración de implantar un esquema FIT que sustituyera al esquema RO. Según el análisis de Gross, existe una tercera vía para regular los incentivos a las energías renovables, intermedia entre las RO y las FIT: las subastas de capacidad renovable basadas en contratos de largo plazo que garantizan un esquema del tipo FIT durante un periodo relativamente largo de tiempo. Esta solución ofrece algunas de las ventajas de ambos esquemas (competencia en precios, por un lado, y estabilidad y certidumbre de ingresos, por otro), pero generan problemas en el caso de tecnologías inmaduras o sectores emergentes, con costes de desarrollo inciertos. En concreto, pueden dar lugar a la “maldición del ganador” (ofertas artificialmente elevadas que dan lugar a rentabilidades excesivamente bajas, especialmente en un contexto de incertidumbre sobre los costes). Aunque estos problemas pueden remediarse, en parte, estableciendo penalizaciones por incumplimiento de plazos, etc., no evitan el problema de la información insuficiente sobre los costes reales de desarrollo de las tecnologías. En algunas situaciones, sin embargo, como podría ser el caso de aquellas tecnologías más maduras para las que se disponga de mayor información, podría estudiarse la conveniencia de asignar los contratos de largo plazo de acuerdo con mecanismos como los “concursos de belleza” (es decir, evaluando las ofertas teniendo en cuenta distintas dimensiones: técnica, financiera, de innovación, experiencia en la ejecución, etc.). Para Robert Gross, los esquemas FIT son compatibles con esquemas de asignación de contratos vía concursos. El artículo finaliza con una reflexión acerca de la conveniencia de revisar el esquema RO en el contexto actual de evaluación integral del diseño del mercado eléctrico británico. Para Gross, el riesgo de retraso en las inversiones debido a un cambio regulatorio de calado en el esquema de incentivos a las energías renovables podría mitigarse si el gobierno británico evita la aplicación (al menos con carácter temporal) de las nuevas medidas a las inversiones realizadas bajo el esquema RO y anuncia un fuerte compromiso con un plan de implantación de una nueva regulación basada www.energiaysociedad.es 7
25 de febrero de 2011 Número 47 en FIT que sea transparente y que no garantice, a priori, mayores rentabilidades que bajo la regulación actual. Para evitar algunos de los problemas asociados con los esquemas FIT, Gross sugiere implantar cuotas de capacidad instalada para las tecnologías más caras y/o fijar sendas exigentes de reducciones futuras de costes. En España, el rápido desarrollo de las energías renovables se ha visto favorecido, sin duda, por un entorno regulatorio y por un mecanismo de apoyo basado en precios y primas regulados que ha ofrecido un nivel de certidumbre y de rentabilidad del capital suficiente como para que se hayan materializado fuertes inversiones en tecnologías maduras (p. ej., la eólica “onshore”) y no maduras (p. ej., solar, incluyendo la fotovoltaica y termosolar, y eólica “offshore”). La experiencia española ha mostrado también algunas de las deficiencias de los esquemas de apoyo a las energías renovables basados en el control de precios, como el crecimiento excesivo de la inversión en determinadas tecnologías. Como sugiere el estudio de Robert Gross, existen esquemas de incentivos al desarrollo de las energías renovables que, sin abandonar el espíritu de los esquemas FIT, pueden introducir otros elementos (por ejemplo, cuotas, incentivos que se ajusten con el tiempo a la evolución de los costes o, incluso, subastas de contratos a largo plazo allí donde puedan ofrecer resultados eficientes) que permitan mantener el necesario ritmo de inversión en tecnologías sin emisiones pero acomodándolo a la evolución de la demanda y a los objetivos de largo plazo en relación con el mix energético. 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, Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado, Tecnologías y costes de la generación eléctrica. Factores determinantes del consumo de energía en los hogares californianos. En un documento de trabajo publicado en diciembre de 2010 por la Asociación Estadounidense de Economía de la Energía (USAEE) y por la Asociación Internacional de Economía de la Energía (IAEE), el investigador Anant Sudarshan, de la Universidad de Stanford, analiza las causas de que el consumo per cápita de los hogares californianos se haya mantenido más o menos constante en las últimas décadas, en contraste con la tendencia creciente observada en el resto de los EE.UU. Mediante un modelo econométrico, estima que las medidas regulatorias de eficiencia energética y explican únicamente un 20% de la diferencia en los niveles de consumo entre California y el resto de los estados en EE.UU. El porcentaje aumenta hasta el 32,5% cuando se incluyen en el análisis los efectos derivados de las estructuras de precios a las que se enfrentan los consumidores en cada estado. El estudio indica, además, que el impacto de las políticas de eficiencia energética en California es mayor en hogares con equipamientos de aire acondicionado y de calefacción eléctricos. Enlace: A. Sudarshan, “Deconstructing the “Rosenfeld curve”: Why is per capita residential energy consumption in California so low?”, USAEE‐IAEE WP 10‐063, diciembre de 2010.
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25 de febrero de 2011 Número 47 El análisis de Sudarshan toma como punto de partida la búsqueda de una explicación de la llamada “curva Rosenfeld”9, que muestra cómo el consumo per cápita de energía en California permanece más o menos constante desde 1970 en torno a unos 7.000 kWh/año, mientras que el consumo per cápita medio en el resto de EE.UU. ha seguido una senda creciente desde 1960 hasta superar los 12.000 kWh/año hacia 2005. En su estudio, Sudarshan trata de identificar hasta qué punto se debe la diferencia en la intensidad energética de California a las políticas de eficiencia energética que llevan implementándose en este estado desde los años 7010. En general, las políticas de eficiencia energética que se han implementado en EE.UU. en las últimas décadas pueden separarse en tres categorías: (a) estándares en edificios y equipamientos (electrodomésticos, etc.), (b) programas con incentivos financieros y (c) programas de información y educación11. En todas estas categorías, California ha destacado en la adopción de programas innovadores y con estándares de eficiencia energética ambiciosos. El análisis empírico orientado a identificar el efecto de las diversas políticas de eficiencia energética tiene como base un modelo teórico sobre el consumo de energía en los hogares que distingue entre dos tipos de consumo, que están interrelacionados: (1) el consumo de energía eléctrica de aparatos de iluminación, electrónicos y otros electrodomésticos y (2) combustibles secundarios (como el gas natural o el fuelóleo, por ejemplo) utilizados habitualmente en sistemas de calefacción, agua caliente, cocina, etc. El modelo desarrollado por Sudarshan separa implícitamente la decisión de utilizar un combustible secundario (ligada a la decisión sobre el inmueble en el que se vive) y la decisión sobre el nivel de consumo (ligada a multitud de factores, incluyendo las preferencias de los consumidores), aunque existe una relación entre ambos tipos de consumo. Además, Sudarshan adopta una especificación teórica que asume que no existirá un “efecto renta” significativo12. El modelo econométrico que aplica el autor –con una especificación con varias ecuaciones interrelacionadas— tiene en cuenta factores externos que afectan al consumo de energía, como la temperatura13 o la localización del hogar (rural o urbana), factores ligados a características físicas y 9
La “curva Rosenfeld” toma el nombre de Arthur Rosenfeld, miembro de la Comisión de Energía de California e impulsor de medidas de eficiencia energética en ese estado. 10
Diversos estudios habían analizado previamente la diferencia en la intensidad energética en California y en otros estados de EE.UU. Sudarshan y Sweeny (2008), por ejemplo, estiman que unos dos tercios de la diferencia en intensidades energéticas entre California y el resto de EE.UU. se debían a diferencias en factores como la estructura económica, el tamaño de los edificios, el clima, etc. 11
Según Sudarshan, en los últimos años ha crecido el interés por medidas que buscan modificar el consumo energético y las actitudes de los consumidores hacia la energía a través de técnicas psicológicas y ligadas al comportamiento de los consumidores (p. ej., campañas de concienciación acerca del cambio climático, etc.) 12
La existencia de un efecto renta implicaría una correlación positiva entre el consumo de energía y la renta disponible de los hogares. Diversos estudios realizados en EE.UU. sugieren que, una vez se tiene en cuenta la posesión de una serie de equipamientos y electrodomésticos, no existe un efecto renta significativo en el consumo de energía. Ver, por ejemplo, P. Reiss y M. White (2005), “Household electricity demand revisited”, Review of Economic Studies, 72, págs. 853‐83. 13
El indicador de temperatura utilizado en el estudio mide las diferencias de temperatura respecto de la media estacional (“heating degree days” y “cooling degree days”). www.energiaysociedad.es 9
25 de febrero de 2011 Número 47 económicas del inmueble (superficie, ocupación, edad, en propiedad o en alquiler) y a las características del hogar (número de miembros) y variables que describen el equipamiento del hogar (aire acondicionado, uso de electricidad o combustibles secundarios para calentar agua o para calefacción, tipo de electrodomésticos, etc.), además de incluir como determinante del consumo de energía el precio de la electricidad y el precio de los combustibles secundarios14. Los datos utilizados en el análisis empírico provienen de cuatro secciones cruzadas de microdatos (19.779 observaciones correspondientes a los años 1993, 1997, 2001 y 2005) de la encuesta Residential Energy Consumption Survey (RECS), gestionada por la Energy Information Administration del gobierno de EE.UU., e información adicional sobre consumo eléctrico aportada por las empresas y sobre temperaturas (proveniente del National Weather Service de EE.UU.) Los resultados del análisis realizado indican que la diferencia entre el consumo per capita de energía en California y en el resto de EE.UU. no es tan grande (y menor que la que se deduce de la “curva Rosenfeld”) una vez se tienen en cuenta diversos factores estructurales que afectan a las decisiones de consumo. Por otra parte, el efecto medio de las políticas de eficiencia energética es relativamente modesto e induce una reducción en el consumo de energía en California de un 13,7% en relación con el consumo medio en el resto de EE.UU. En el caso del combustible secundario, el efecto es mucho mayor y alcanza aproximadamente el 40%.15 Los resultados del análisis empírico también indican que la eficacia de las medidas de eficiencia energética está relacionada con el uso de la energía y el tipo de equipamiento de los hogares. Por ejemplo, entre los hogares que no consumen energía eléctrica para calefacción, agua caliente o refrigeración y que no tienen todos los electrodomésticos que identifica el autor como básicos (nevera, lavavajillas, lavadora y secadora), el consumo era un 13% inferior en California respecto del resto de los EE.UU. Entre los hogares con aire acondicionado el consumo era un 9% (adicional) inferior en California que en el resto de EE.UU., con diferencias crecientes en el tiempo. Los hogares con menores rentas también registran un consumo un 6% (adicional) inferior al de hogares similares en el resto de EE.UU. Sin embargo, entre los hogares con todos los electrodomésticos básicos, el consumo energético es un 8% superior en el California que en el resto de EE.UU. En lo que se refiere a la sensibilidad del consumo de energía respecto de variaciones en el precio, los resultados de 14
Uno de los supuestos del estudio es que, pese a que las tarifas y precios eléctricos suelen tener estructuras complejas y no lineales, los consumidores toman decisiones basadas en el precio medio de la electricidad. Este supuesto es consistente con evidencia empírica aportada por estudios recientes (ver, por ejemplo, K. Ito (2010), “Do consumers respond to marginal or average price? Evidence from nonlinear electricity pricing”, EI@Haas WP 210, noviembre). 15
La diferencia, según el autor, se debe a factores relacionados con el comportamiento y con diferencias en las tecnologías utilizadas por los consumidores. Por ejemplo, los datos de la encuesta RECS sí muestran comportamientos medios de los consumidores que difieren entre California y el resto de EE.UU. En concreto, en 2005 el 45% de los californianos entrevistados afirmaban que apagaban la calefacción cuando la casa se queda vacía, frente a solo un 8% en el resto de EE.UU. En cuanto a las tecnologías utilizadas, destaca el hecho de que en California el uso de gas natural como combustible secundario (en general, más eficiente que otros combustibles para calentar los hogares) está más extendido que en el resto de EE.UU. Otro externo que puede condicionar los valores de consumo per cápita observados en California es el menor uso de aparatos eléctricos de calefacción y de aire acondicionado en este estado debido al clima, más benigno en media que en el resto de EE.UU. www.energiaysociedad.es 10
25 de febrero de 2011 Número 47 Sudarshan sugieren que los consumidores californianos reaccionan menos ante cambios en los precios. Finalmente, estudio sugiere que el régimen de tenencia de los hogares (en propiedad o en alquiler) tiene influencia sobre sus niveles de consumo de energía. Según los modelos teóricos, los consumidores que no son dueños de los inmuebles que habitan tenderán a realizar menos inversiones para incrementar la eficiencia energética de los hogares. Igualmente, los arrendadores de los inmuebles tienen menores incentivos a invertir en eficiencia energética, pues no se benefician de estas mejoras, lo que supone un fallo de mercado debido a incentivos no alineados. El estudio de Sudarshan muestra que el consumo medio per cápita en los hogares en régimen de propiedad es un 48% superior al observado en inmuebles alquilados. Según el autor, esto se debe, en parte, a un efecto renta y a una mayor tendencia a utilizar equipamientos que consumen electricidad: así, los dueños de inmuebles tienden a tener mayores ingresos que las personas que alquilan inmuebles, por un lado, y, por otro, tienden a incrementar el “stock” de aparatos y electrodomésticos que consumen energía eléctrica (por encima de los valores medios). En el caso de los combustibles secundarios (que podría reflejar mejor los efectos de decisiones de inversión en eficiencia energética), sin embargo, el análisis empírico sugiere que el consumo en los hogares en régimen de propiedad es un 29% inferior, en media, al de hogares en régimen de alquiler. Según el autor, esto muestra la existencia de un problema de incentivos. El pormenorizado estudio de A. Sudarshan sobre el consumo de energía en los hogares en EE.UU. sugiere que la elección y el diseño de políticas orientadas a mejorar la eficiencia energética debe tener en cuenta la complejidad inherente al consumo de energía en los hogares (p. ej., uso de diversos combustibles, equipamientos de los hogares, etc.) y que los indicadores agregados de intensidad energética podrían ocultar el efecto de los determinantes del consumo de energía. El Plan de Acción 2008‐2012 de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4) incluye medidas orientadas a mejorar la eficiencia en el consumo de energía doméstico y de los edificios (certificaciones, etc.) Uno de los aspectos que tienen especial influencia en los incentivos a invertir en eficiencia energética, como demuestra el trabajo de Sudarshan, es el régimen de tenencia de los inmuebles. En el Reino Unido, el “Green Deal” incluido en la propuesta de Ley de Energía que está tramitando actualmente el Parlamento británico incluye mecanismos financieros que evitan que los dueños de inmuebles alquilados tengan que hacer frente a fuertes desembolsos para sufragar las inversiones en eficiencia energética, incentivando de esta manera la actualización de los equipamientos energéticos de los edificios. Enlaces a fichas y páginas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Eficiencia energética y su potencial, Regulación de la eficiencia energética. www.energiaysociedad.es 11
25 de febrero de 2011 Número 47 Evolución de los mercados energéticos Durante el periodo analizado (del 9 al 23 de febrero de 2011) los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses prosiguieron su escalada, con crecimientos en torno al 3% sobre los precios medios del periodo anterior, asentándose así en niveles medios en el rango entre los 100‐105 $/bbl y con un fuerte repunte de los precios de cierre diarios en los últimos días. Por otro lado, en el mercado de carbón los precios medios de los contratos del carbón europeo (API2 ARA) con vencimiento en el mes de marzo y en el segundo trimestre del año (Q2 2011) registraron en comparación con la quincena anterior un moderado descenso de alrededor del 0,9% en ambos vencimientos. Los precios del gas natural en el Reino Unido (NBP) tampoco experimentaron variaciones sustanciales en sus precios medios quincenales, si bien el signo de estas variaciones fue positivo en las entregas en el segundo trimestre del año y negativo para los vencimientos en el mes de marzo. La cotización media del contrato de derechos de emisión de CO2 EUA‐11 alcanzó 14,91 €/t (+0,8% sobre el precio medio de la quincena anterior). En los mercados spot de electricidad en Europa se registraron crecimientos en los sistemas alemán, italiano y escandinavo, mientras que en Francia y en los mercados ibéricos la evolución de los precios fue decreciente. En el mercado a plazo español destaca el importante incremento en el precio del contrato con entrega en 2012 (+13,4%). Los precios medios del Brent con vencimiento a un mes y a tres meses mantuvieron una senda netamente alcista durante el periodo analizado, registrándose incrementos en los precios medios de estos vencimientos de 3,4% y 3,2% respectivamente. En el nivel diario, estas cotizaciones llegaron a superar los 110 $/bbl los días 23 y 24 de febrero. El desarrollo de los últimos acontecimientos geopolíticos en el norte de África, con el foco ahora puesto sobre Libia, continúa siendo el principal impulsor de los precios del crudo en los distintos mercados. Las variaciones observadas en los precios de los contratos del gas natural en el hub del Reino Unido (NBP) con vencimiento en el mes de marzo y en el segundo trimestre del año no alcanzaron el 1% respecto de la quincena anterior, con signo positivo en el caso del contrato con entrega en Q2 2011 y negativo en los de corto plazo, convergiendo entre sí los precios medios, que se sitúan en 21,41 €/MWh y 21,31 €/MWh, respectivamente. Además, destaca esta quincena la importante caída en los precios del mercado norteamericano de gas natural (‐9,15% frente a la quincena anterior), que devuelve el diferencial con los precios europeos a un nivel de 4,5 $/MMBtu a favor de estos últimos. En lo que se refiere a los precios del carbón europeo, si bien en términos medios quincenales los vencimientos en el mes de marzo y el segundo trimestre del año acumularon variaciones de ‐0,9% respecto de la quincena anterior (hasta 115,69 $/t y 114,70 $/t, respectivamente, impulsados en parte por el descenso en las compras spot por parte de China), las sendas de ambos precios finalizan el periodo analizado con pendiente ligeramente creciente. Las variaciones en los precios www.energiaysociedad.es 12
25 de febrero de 2011 Número 47 medios de las cotizaciones de los contratos de emisión de CO2 EUA‐11 fueron mínimas, alcanzando en esta quincena 14,91 €/t frente a 14,80 €/MWh del periodo anterior. La evolución de los precios spot de la electricidad en Europa varió entre los descensos en Francia y en la península Ibérica (los precios medios en España y Portugal se situaron en 47,45 y 47,32 €/MWh, respectivamente) y las subidas en el resto de mercados. Los precios a plazo aumentaron en general, más moderadamente en Francia y Alemania y de forma significativa en España (2,6%, el vencimiento en Q2 2011 y 13,4% para el contrato Cal 2012, que se sitúa en 48,61 €/MWh). Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. Precio medio spot (€/MWh) 09/02‐23/02 25/01‐08/02 Variación (%) España OMIE 47,45 49,61 ‐4,36% Portugal OMIE 47,32 49,51 ‐4,42% Francia 53,51 54,83 ‐2,39% Alemania 53,28 49,42 +7,81% Italia GME 66,58 65,38 +1,84% Nord Pool 65,76 61,60 +6,76% 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
09/02‐23/02 25/01‐08/02 % Var. Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 102,65 99,32 +3,36% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 103,38 100,21 +3,17% Gas natural (NBP) entrega en Mar. 2011 €/MWh 21,41 21,61 ‐0,94% Gas natural (NBP) entrega en Q2 2011 €/MWh 21,32 21,11 +0,97% Carbón API2 ARA entrega en Mar. 2011 $/t 115,69 116,76 ‐0,92% Carbón API2 ARA entrega en Q2 2011 $/t 114,70 115,73 ‐0,89% Derechos de CO2 entrega en Dic. 2011 €/t 14,91 14,80 +0,76% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 13
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
GME
www.energiaysociedad.es Alemania
23‐feb‐11
20‐feb‐11
17‐feb‐11
14‐feb‐11
Alemania
11‐feb‐11
8‐feb‐11
5‐feb‐11
2‐feb‐11
30‐ene‐11
GME
27‐ene‐11
24‐ene‐11
21‐ene‐11
Francia
18‐ene‐11
15‐ene‐11
12‐ene‐11
9‐ene‐11
Nord Pool
6‐ene‐11
3‐ene‐11
31‐dic‐10
OMEL (España)
28‐dic‐10
25‐dic‐10
22‐dic‐10
25‐abr‐10
3‐may‐10
11‐may‐10
19‐may‐10
27‐may‐10
4‐jun‐10
12‐jun‐10
20‐jun‐10
28‐jun‐10
6‐jul‐10
14‐jul‐10
22‐jul‐10
30‐jul‐10
7‐ago‐10
15‐ago‐10
23‐ago‐10
31‐ago‐10
8‐sep‐10
16‐sep‐10
24‐sep‐10
2‐oct‐10
10‐oct‐10
18‐oct‐10
26‐oct‐10
3‐nov‐10
11‐nov‐10
19‐nov‐10
27‐nov‐10
5‐dic‐10
13‐dic‐10
21‐dic‐10
29‐dic‐10
6‐ene‐11
14‐ene‐11
22‐ene‐11
30‐ene‐11
7‐feb‐11
15‐feb‐11
23‐feb‐11
€/MWh
19‐dic‐10
16‐dic‐10
13‐dic‐10
10‐dic‐10
7‐dic‐10
4‐dic‐10
1‐dic‐10
€/MWh
25 de febrero de 2011 Número 47 Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa. 100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa. 110
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 14
25 de febrero de 2011 Número 47 Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales). 23
110
21
100
19
90
17
80
15
70
13
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
13‐dic‐10
21‐dic‐10
29‐dic‐10
6‐ene‐11
14‐ene‐11
22‐ene‐11
30‐ene‐11
7‐feb‐11
15‐feb‐11
23‐feb‐11
120
22‐jul‐10
30‐jul‐10
7‐ago‐10
15‐ago‐10
23‐ago‐10
31‐ago‐10
8‐sep‐10
16‐sep‐10
24‐sep‐10
2‐oct‐10
10‐oct‐10
18‐oct‐10
26‐oct‐10
3‐nov‐10
11‐nov‐10
19‐nov‐10
27‐nov‐10
5‐dic‐10
25
3‐may‐10
11‐may‐10
19‐may‐10
27‐may‐10
4‐jun‐10
12‐jun‐10
20‐jun‐10
28‐jun‐10
6‐jul‐10
14‐jul‐10
130
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. Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh). 09/02‐23/02 25/01‐08/02 Variación (%) España entrega en Q2 2011 47,36 46,17 +2,59% España entrega en 2012 48,61 42,88 +13,37% Francia entrega en Q2 2011 46,46 46,11 +0,77% Francia entrega en 2012 53,63 52,67 +1,81% Alemania entrega en Q2 2011 47,13 46,72 +0,87% Alemania entrega en 2012 52,31 51,78 +1,03% Fuente: OMIP, Powernext y EEX. www.energiaysociedad.es 15
España
www.energiaysociedad.es Francia
35
Vencimiento en Cal‐2011
30
15‐feb‐11
23‐feb‐11
15‐feb‐11
23‐feb‐11
30‐ene‐11
7‐feb‐11
30‐ene‐11
7‐feb‐11
6‐ene‐11
14‐ene‐11
22‐ene‐11
13‐dic‐10
21‐dic‐10
29‐dic‐10
Vencimiento en Q1‐2011
14‐ene‐11
22‐ene‐11
29‐dic‐10
6‐ene‐11
13‐dic‐10
21‐dic‐10
27‐nov‐10
5‐dic‐10
3‐nov‐10
11‐nov‐10
19‐nov‐10
10‐oct‐10
18‐oct‐10
26‐oct‐10
24‐sep‐10
2‐oct‐10
27‐nov‐10
5‐dic‐10
Francia
3‐nov‐10
11‐nov‐10
19‐nov‐10
18‐oct‐10
26‐oct‐10
España
2‐oct‐10
10‐oct‐10
31‐ago‐10
8‐sep‐10
16‐sep‐10
7‐ago‐10
15‐ago‐10
23‐ago‐10
Vencimiento en Q4‐2010
16‐sep‐10
24‐sep‐10
31‐ago‐10
8‐sep‐10
7‐ago‐10
15‐ago‐10
23‐ago‐10
22‐jul‐10
30‐jul‐10
22‐jul‐10
30‐jul‐10
28‐jun‐10
6‐jul‐10
14‐jul‐10
4‐jun‐10
12‐jun‐10
20‐jun‐10
19‐may‐10
27‐may‐10
€/MWh
6‐jul‐10
14‐jul‐10
20‐jun‐10
28‐jun‐10
4‐jun‐10
12‐jun‐10
19‐may‐10
27‐may‐10
3‐may‐10
11‐may‐10
20
3‐may‐10
11‐may‐10
€/MWh
25 de febrero de 2011 Número 47 Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales). 70
60
50
40
30
Vencimiento
en Q2‐2011
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en Cal+1 (medias semanales). 60
55
50
45
40
Vencimiento en Cal‐2012
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 16