boletin periodico de energia y sociedad numero13

31 de julio de 2009 Número 13
Boletín de Energía y Sociedad Número 13, 31 de julio de 2009 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 La Comisión Europea aprueba las ayudas de estado a la industria del carbón en España para el periodo 2008‐2010.
p. 2 Reflexiones de interés
p. 6 p. 6 p. 9 Estrategias para el desarrollo de “smart grids”.
Promoción de energías renovables mediante primas y tarifas específicas.
Evolución de los mercados energéticos
p. 12 EN ESTE NÚMERO… ...analizamos en el apartado de novedades en el sector la decisión de la Comisión Europea de autorizar las ayudas a la industria del carbón en España para el periodo 2008‐2010 en el marco del “Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006‐2012”. El monto total de ayudas a la producción minera durante este periodo asciende a 1.247 M€. Como temas de reflexión, analizamos un informe del World Economic Forum que analiza el papel de los “sistemas de redes inteligentes” o “smart grids” como elementos esenciales para el desarrollo de una economía baja en carbono. El informe destaca que es necesario crear incentivos adecuados a la inversión y fomentar la cooperación entre las instituciones públicas y las empresas privadas para superar las barreras a la inversión en “smart grids”. Además, revisamos un informe del National Renewable Energy Laboratory (institución dependiente del Departamento de Energía de los EE.UU.) que analiza los factores de éxito de los esquemas de promoción de energías renovables basados en primas y tarifas específicas (“feed‐in tariffs”), como los adoptados en Alemania y España, frente a los esquemas de promoción de renovables basados en “renewable portfolio standards”. Entre estos factores, destaca la mayor eficiencia en costes que ofrecen las tarifas “feed‐in” al reducir la incertidumbre y los riesgos para los inversores. Esta quincena se ha caracterizado por una subida importante (cercana al 8%) del precio medio de las cotizaciones a plazo del barril de crudo y un descenso generalizado de los precios de la electricidad en toda Europa... www.energiaysociedad.es 1
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Novedades en el sector La Comisión Europea aprueba las ayudas de estado a la industria del carbón en España para el periodo 2008‐2010. La Comisión Europea autorizó el día 14 de julio de 2009 el plan de ayuda a la industria del carbón aprobado por el Gobierno español para el periodo 2008‐2010. El plan de ayuda incluye, entre otras medidas, actuaciones para garantizar el acceso a reservas estratégicas de carbón y ayudas directas a la producción de carbón durante ese periodo por un importe de 1.247 M€. La Comisión considera que las ayudas a la producción aprobadas cubren únicamente la diferencia entre los costes de producción y los ingresos que las empresas mineras obtienen en el mercado, en línea con la normativa vigente, y que el plan español de reorganización del sector minero es compatible con un funcionamiento adecuado del mercado interno de energía. Enlace: Nota de prensa de la Comisión Europea, “European Commission authorises State Aid for Spanish coal”, 14 de julio de 2009.
Las ayudas vigentes a la industria del carbón en España, aprobadas por la Comisión Europea el día 14 de julio de 2009,1 se integran en el “Plan Nacional de Reserva Estratégica de Carbón 2006‐2012 y Nuevo Modelo de Desarrollo Integral y Sostenible de las Comarcas Mineras” (Plan Nacional del Carbón o PNC, en adelante), aprobado el 28 de marzo de 2006 tras el acuerdo alcanzado entre la Administración, los Sindicatos y la asociación de empresas mineras Carbunión.2
El PNC tiene como principal objetivo ordenar el proceso de reestructuración de la industria del carbón en España, teniendo en cuenta los efectos sociales y regionales de la misma, y mantener, por razones de autoabastecimiento energético, un determinado nivel de producción de carbón autóctono que permita acceder a reservas energéticas, estabilizando la actividad y el empleo en el sector en niveles compatibles con su condición de recurso estratégico en el abastecimiento energético. Para atenuar el impacto de la reestructuración sobre el empleo en el sector, el PNC busca promover la reactivación económica de las comarcas mineras, fomentando la creación de puestos de trabajo 1
El 17 de junio de 2009, la Comisión Europea autorizó el programa alemán de ayuda a las compañías mineras, que cubre los costes excepcionales derivados de la reestructuración del sector y el cierre de minas y ayudas a la producción para el año 2009. Según la Comisión, este programa de ayuda es coherente con el plan de reestructuración del sector para el periodo 2006‐2010. Las ayudas para el año 2009 se aprueban bajo la premisa de que las compañías alemanas serán capaces de reducir la producción en comparación con años precedentes. 2 La institución encargada de tramitar las ayudas al carbón es la Secretaría General de Energía del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, en coordinación con el Instituto para la Reestructuración de la Minería del Carbón y Desarrollo Alternativo de las Comarcas Mineras (IRMC). www.energiaysociedad.es 2
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alternativos (y, en especial, para los jóvenes) a través del apoyo a proyectos empresariales que generen empleo, a las inversiones en infraestructuras, a actividades de fomento del desarrollo tecnológico y de la innovación y a las actividades de formación de capital humano. De acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento nº 1407/2002 del Consejo Europeo, de 23 de julio de 2002, sobre ayudas estatales a la industria del carbón,3 el volumen de ayudas a la industria del carbón por los conceptos de reducción de la actividad y apoyo a la producción corriente deberá seguir una tendencia descendente que dé lugar a una disminución significativa de las mismas. Por ello, el Plan Nacional del Carbón establece un calendario de reducción progresiva de la producción de carbón y de las plantillas de las empresas minera a lo largo del periodo 2006‐2012.4
Las principales medidas que contempla el Plan Nacional del Carbón se agrupan en siete grandes bloques: (a) ayudas directas a las empresas mineras, (b) medidas sociales, (c) ayudas al medio ambiente y a las nuevas tecnologías, (d) ayudas indirectas a la industria del carbón (e) fomento de la seguridad e higiene en las minas, (f) incentivos al consumo de carbón autóctono, y (g) actuaciones para el desarrollo integral y sostenible de las comarcas mineras. Entre las ayudas directas, adaptadas a lo dispuesto en el Reglamento nº 1407/2002 del Consejo Europeo, de 23 de julio de 2002, sobre ayudas estatales a la industria del carbón,5 se encuentran las siguientes: (1) ayudas a la reducción de actividad, otorgadas a unidades de producción (minas) inscritas en un plan de cierre con fecha anterior al 31 de diciembre de 2007, con el objeto de cubrir las pérdidas derivadas de la reducción progresiva en la producción, (2) ayudas al acceso a las reservas de carbón, otorgadas a las empresas y unidades de producción inscritas en un plan de 3
El Reglamento estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2010. 4
Los objetivos de producción se establecieron en función de las previsiones contempladas en las medidas de planificación energética, buscando mantener un nivel de producción suficiente para poder acceder a reservas de carbón en situaciones de crisis. Ver PNC (2006), página 15. 5
El Reglamento estará vigente hasta el 31 de diciembre de 2010. En concreto, el PNC prevé una reducción en la producción nacional de carbón en ese periodo del 24%, desde 12,1 millones de toneladas, en 2005, hasta 9,2 millones de toneladas en 2012. El número de trabajadores en las empresas mineras se reduciría un 36% (de 8.310, en 2005, a 5.302 en 2012). Las ayudas económicas previstas en el plan descenderían, por otro lado, de 371,2 M€ en 2005 a 324,2 M€ en 2012. www.energiaysociedad.es 3
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acceso a las reservas de carbón y (3) ayudas a la cobertura de costes excepcionales derivados del cierre de unidades de producción.6
Entre las medidas sociales se incluyen planes de prejubilación voluntarios (para trabajadores con 52 años de edad equivalente con ocho años o más de cotización al Régimen Especial de la Minería del Carbón de la Seguridad Social y contrato fijo), recolocaciones en empresas del sector para aquellos trabajadores que no puedan optar por las prejubilaciones e indemnizaciones, en los casos de recolocación y en los casos en los que el trabajador opte por no ser recolocado en una empresa del sector. Todos los trabajadores indemnizados que no hayan sido recolocados tendrán derecho preferente de en los proyectos que generen empleo en el ámbito del PNC y en los proyectos de inversión empresarial dentro del nuevo modelo de desarrollo integral de las Comarcas Mineras. Por otra parte, las ayudas al medio ambiente y a las nuevas tecnologías tienen por objeto financiar proyectos de inversión de contenido tecnológico y medioambiental, orientados a superar las restricciones a las que está sujeto el consumo de carbón. Además, el IRMC firmará convenios con entidades públicas que desarrollan proyectos de I+D+i (p. ej., CIEMAT, Instituto Nacional del Carbón, Instituto Geológico y Minero, etc.) para desarrollar proyectos relacionados con tecnologías de combustión limpia, con otros usos del carbón y con el almacenamiento subterráneo de CO2. Las ayudas indirectas, por otro lado, incluyen la financiación de los “stocks” de carbón en las centrales térmicas por encima de los niveles equivalentes a 720 horas de producción y los mecanismos de transporte de carbón entre cuencas mineras o entre unidades de generación. Además, el PNC contempla una serie de medidas de fomento de la seguridad e higiene en las minas. En concreto, se destinan 6 M€ al año, durante la vigencia del plan, a la financiación de las actuaciones incluidas en el Plan Nacional de Seguridad Minera (campañas anuales de seguridad, formación de delegados mineros de seguridad, formación a colectivos mineros y cooperación internacional en materia de seguridad) y otros 6 M€ a otras actuaciones orientadas a mejorar la seguridad y la higiene en las minas. El conjunto de medidas dentro del PNC que afecta directamente al sector eléctrico se describe en el epígrafe XIV del mismo, sobre incentivos al consumo de carbón autóctono. De acuerdo con el PNC, el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC) adoptará las medidas necesarias, mediante incentivos u otros mecanismos que encajen en la normativa comunitaria, para garantizar la compra, por parte de las empresas eléctricas, de las cantidades de carbón autóctono que asigna el plan a cada central de carbón. Para implementar la medida de garantía de consumo del carbón autóctono, las empresas eléctricas y mineras firmaron contratos de suministro con una duración no inferior a tres años bajo la supervisión del MITyC. Además, el PNC obligaba al MITyC a tomar en consideración 6
Los dos primeros tipos de ayudas no deben sobrepasar la diferencia entre el coste de producción y el ingreso por las ventas del carbón y no permiten precios de venta inferiores a los del mercado internacional. Por otro lado, deben evitar distorsionar la competencia entre compradores y usuarios o el funcionamiento de los mercados eléctrico, de calor, de coque o de acero. El tercer tipo de ayuda directa cubre costes relacionados con la reestructuración de la industria que no están relacionados con la producción corriente. www.energiaysociedad.es 4
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las producciones de consumo garantizado y las inversiones medioambientales de las unidades de generación (en equipos de desulfuración, desnitrificación, etc.) a la hora de aplicar lo dispuesto en la Directiva de Grandes Instalaciones de Combustión y de elaborar el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión 2008‐2012. Finalmente, el PNC también contempla la articulación de un nuevo modelo de desarrollo integral y sostenible de las comarcas mineras. El PNC 2006‐23012 mantiene las tres líneas de ayuda vigentes hasta el 31 de diciembre de 2005: (a) desarrollo de infraestructuras, (b) financiación de proyectos empresariales y (c) formación. Para ello, destina a la reactivación de las comarcas mineras afectadas por la ordenación de la minería del carbón un total de 2.880 M€ a lo largo del periodo 2006‐2012 (440 M€/año en 2006‐2008 y 390 M€/año en 2009‐2012), de los cuales se destinan unos 250 M€/año a proyectos de infraestructuras,7 unos 150 M€/año a proyectos empresariales8 y 40 M€/año a programas de formación de capital humano. La aprobación por parte de la Comisión Europea del plan de ayuda a la industria española de carbón en el periodo 2008‐2010 se basa en a) el reconocimiento de la necesidad de articular esquemas de apoyo a distintas tecnologías y combustibles para alcanzar un “mix” energético limpio, seguro9 y sostenible en el largo plazo, y b) la necesidad de adaptar la estructura económica de muchas regiones de forma gradual, evitando un impacto social excesivamente gravoso de los procesos de reestructuración industrial. El plan de ayuda al sector del carbón incluye, además, actuaciones orientadas a apoyar la innovación tecnológica y, más concretamente, el desarrollo de procesos de combustión limpios y de captura y almacenamiento de carbono. Estas dos tecnologías son unas de las opciones estratégicas que la Unión Europea contempla en el ámbito energético para las próximas décadas, dado que, en el medio y largo plazo, el “carbón limpio” podría llegar a tener un lugar en la cobertura de la demanda. Palabras clave: El cambio climático y el Protocolo de Kioto. 7
La selección de los proyectos de infraestructuras debe ser coherente con la planificación regional y local y complementar las inversiones de las CC.AA. y del Estado. 8
Los proyectos empresariales pueden referirse a iniciativas industriales u orientadas a los servicios industriales a las empresas, los servicios asistenciales sanitarios, las actividades relacionadas con el ocio y el medio ambiente y los proyectos de innovación y desarrollo tecnológico. 9
Seguro, en el sentido de seguridad de suministro – ver la ficha de Energía y Sociedad titulada “Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado”. www.energiaysociedad.es 5
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Reflexiones de interés Estrategias para el desarrollo de “smart grids”. El World Economic Forum publicó el día 15 de julio de 2009 el informe “Accelerating Smart Grid Investments”, en el que se destaca la relevancia del papel que jugarán en un futuro estas redes inteligentes, capaces de integrar de manera dinámica y eficiente la generación distribuida y el consumo y que serán una pieza clave en la solución a los retos a los que se enfrenta el sistema energético actual y en el desarrollo de una economía baja en carbono. El informe sostiene que es necesario crear incentivos adecuados que fomenten la inversión, así como aumentar la cooperación entre las instituciones públicas y las empresas privadas, para superar las barreras a la inversión en “smart grids”. Como principales barreras, se citan la incertidumbre regulatoria y tecnológica, la dificultad para evaluar sus beneficios sociales a largo plazo y la falta de información y escaso conocimiento de los consumidores sobre los problemas relacionados con el suministro de energía en una economía baja en carbono. Enlace: World Economic Forum y Accenture, “Accelerating Smart Grid Investments”, 15 de julio de 2009.
El análisis del World Economic Forum (WEF) parte de la idea de que las redes eléctricas actuales deben evolucionar para, además de atender al constante crecimiento de la demanda, hacer frente al problema del cambio climático y a la necesidad de generar más energía limpia, por un lado, y racionalizar el consumo de energía, por otro. Además, la aparición de nuevas tecnologías, como la del vehículo eléctrico o de sistemas de control remoto de la demanda, tendrá influencia sobre el comportamiento de los agentes (tanto productores como consumidores) y la manera de gestionar las redes eléctricas. En un mundo en transición hacia una economía baja en carbono, en el que tanto la regulación energética como las preferencias de los consumidores evolucionan a favor de la energía limpia, las llamadas redes inteligentes pueden aportar valor al sistema eléctrico de diversas formas: (a) aumentando la eficiencia y la seguridad del suministro, (b) incrementando la capacidad de las infraestructuras existentes para absorber mayor cantidad de energía renovable, (c) facilitando y mejorando la integración de los vehículos eléctricos, (d) aumentando el control de la demanda por parte de los consumidores, (e) facilitando la reducción de las emisiones contaminantes, y www.energiaysociedad.es 6
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(f) incentivando el desarrollo de nuevos modelos de negocio en el sector eléctrico, así como nuevos servicios de gestión de la energía y nuevas formas de tarificación. El término de “smart grids” hace referencia a las redes que pueden integrar de manera inteligente las acciones tanto de los consumidores como de los generadores, fomentando una operación segura, económica y limpia de las mismas a través de un conjunto de equipos e infraestructuras de tecnología avanzada que posibilitan que las redes eléctricas sean perfectamente observables (permitiendo una evaluación de gran detalle y un seguimiento continuo de su funcionamiento), controlables (facilitando la optimización de su operación, el mantenimiento de las infraestructuras y la respuesta de la demanda a través de nuevas tecnologías de control remoto del consumo), automatizadas (siendo capaces de adaptarse de forma automática a las distintas situaciones operativas) e integrables (permitiendo la incorporación gradual de nuevas tecnologías de generación distribuida y nuevas formas de consumo, como los vehículos eléctricos). Las “smart grids” estarán caracterizadas por sistemas de comunicación digitales bidireccionales (desde y hacia los puntos de consumo/generación), equipos integrados de supervisión, control y respuesta automática (orientados a incrementar la eficiencia en la gestión de la demanda y la generación distribuida), algoritmos que permitirán la optimización de la operación de las redes en tiempo real (equilibrio generación‐consumo, corrección automática de incidencias en la red para garantizar los índices de calidad de suministro, etc.) y una elevada capacidad de predicción y planificación, basada en el análisis de datos detallados sobre el comportamiento de las redes y de cada punto de generación/consumo. Todas estas características implican que las posibilidades tecnológicas y de desarrollo de las comunicaciones entre los distintos elementos de la red eléctrica son muy variadas. Una de las principales conclusiones del informe del WEF es que el desarrollo de las futuras redes inteligentes no responderá a un único patrón en los distintos países, debido a que la naturaleza y diseño de las redes ya existentes, así como las preferencias políticas, impondrán diferentes prioridades al desarrollo de la tecnología, que dará lugar a distintas soluciones y diseños. De esta forma, en algunos países la prioridad en el corto y medio plazo será incrementar la seguridad de las redes (capacidad de respuesta ante eventos extremos, etc.). En otros, se primará la integración de energías renovables y el desarrollo de microgeneración, generación distribuida e infraestructuras para el almacenamiento de energía. El informe del WEF identifica una serie de barreras que deben superarse para fomentar las inversiones y el desarrollo a gran escala sistemas de redes inteligentes. Por un lado, deberían adaptarse los marcos regulatorios para generar incentivos orientados a fomentar comportamientos por parte de los inversores, los generadores y los consumidores coherentes con las preferencias de la sociedad. Si las autoridades regulatorias fijan como objetivos en el largo plazo el desarrollo de una economía baja en carbono y la obtención de niveles adecuados de seguridad de suministro dentro de un modelo de competencia y de mercado, debería adaptarse el marco regulatorio de tal manera que se fomente la inversión privada, a través de la expectativa de alcanzar niveles de rentabilidad acordes con los riesgos que asumirán las empresas. www.energiaysociedad.es 7
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Por otra parte, el análisis coste‐beneficio de las “smart grids” que realicen las autoridades regulatorias deberá incluir una valoración de los beneficios sociales a largo plazo derivados de su implementación, o no resultará favorable. Sin una estimación de beneficios cuya valoración resulta complicada, como los derivados de la mejora en la operación y el diseño de las redes (niveles más bajos de pérdidas, mayor seguridad en la operación, etc.) o los derivados de un consumo más racional de la energía (reducción en los niveles de emisiones, etc.) o, incluso de un incremento en la eficiencia de los mercados (a través de la participación de la demanda doméstica), los (significativos) costes directos de desarrollo de estas redes inteligentes (equipos, tecnologías, etc.) tenderán a primar en el análisis coste‐beneficio. Las conclusiones del informe se centran en los caminos que podrían seguirse para superar las barreras anteriormente identificadas. Por un lado, se requiere una reorientación de la regulación de las actividades eléctricas. En el nuevo contexto energético, el objetivo de la industria dejará de ser el simple suministro de energía a precios competitivos, y se centrará en el desarrollo de las infraestructuras que den soporte a una “economía baja en carbono”, permitan mantener niveles de seguridad y calidad de suministro adecuados y favorezcan el desarrollo de nuevos servicios. El marco regulatorio en el que operan las empresas deberá modificarse de tal modo que garantice que las empresas encuentren incentivos económicos adecuados para asumir los riesgos que suponen las inversiones en nuevas tecnologías. El desarrollo de una economía con bajas emisiones de CO2 va a depender en gran medida del desarrollo de redes que favorezcan la integración de nuevas tecnologías de generación más limpias y eficientes y de nuevas tecnologías de consumo, como los vehículos eléctricos, así como del acceso a un mayor nivel información por parte de los consumidores y productores, que les permita tomar decisiones eficientes que incorpore todos los costes y beneficios asociados a sus acciones. La inversión en estas nuevas tecnologías en las redes de distribución será viable si se adapta convenientemente el marco regulatorio en el que toman sus decisiones de inversión las empresas privadas, de tal manera que se introduzcan incentivos económicos en línea con los nuevos riesgos que se asumirán para implantar este modelo. Palabras clave: Actividades reguladas. www.energiaysociedad.es 8
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Promoción de las energías renovables mediante primas y tarifas específicas. Un informe publicado en marzo de 2009 por investigadores del National Renewable Energy Laboratory (NREL), institución dependiente del Departmento de Energía de los EE.UU., analiza los factores de éxito de los esquemas de promoción de energías renovables basados en primas y tarifas específicas (“feed‐in tariffs”), como los adoptados en Alemania y España. Una de las principales ventajas de los sistemas de tarifas específicas frente a los esquemas de promoción de renovables basados en “renewable portfolio standards” (obligaciones de compra de energía limpia impuestas sobre los comercializadores y distribuidores) es la mayor eficiencia en costes que ofrecen las tarifas “feed‐in” al reducir la incertidumbre y los riesgos para los inversores. Enlace: K. Cory, T. Couturey C. Kreycik, “Feed‐in Tariff Policy: Design, Implementation and RPS Policy Interactions”, National Renewable Energy Laboratory (NREL) Technical Report NREL‐TP‐6A2‐45549, marzo de 2009.
Las políticas de promoción de las energías renovables basadas en primas y tarifas específicas para este tipo de tecnologías son consideradas por muchos estudios como factores clave del éxito de los procesos de crecimiento y desarrollo del sector de las energías renovables en muchos países, incluyendo Alemania y España.10
En los EE.UU., sin embargo, la promoción de energías renovables se ha basado, en los últimos años, en la imposición de obligaciones de compra de energía limpia sobre los distribuidores o comercializadores (“renewable portfolio standards” o RPS), generalmente expresadas como un porcentaje del consumo total de energía, y en incentivos fiscales a la inversión.11
Las diferencias entre ambas políticas regulatorias de fomento de las energías renovables son importantes. Los esquemas RPS definen cuánto volumen de energía debe ser cubierto a partir de fuentes renovables. Bajo este esquema, los suministradores de energía deciden cómo cumplir con las obligaciones impuestas. Generalmente, organizan concursos competitivos que asignan contratos para el desarrollo de instalaciones de energía renovable en función de las ofertas recibidas. Debido a los costes elevados de preparación de las ofertas, a la incertidumbre del valor futuro de la energía renovable, al riesgo de no asignar contratos y a la naturaleza de los inversores que financian este tipo proyectos (generalmente, los de mayor tamaño), la rentabilidad exigida a los proyectos (y, por tanto, el coste de desarrollo de la nueva potencia) suele ser más elevada que en el caso de sistemas 10
Ver, por ejemplo, R. C. Grace, W. Rickerson y K. Corfee, (2008), “California Feed‐in Tariff Design and Policy Options. Report Prepared for the California Energy Commission”, CEC‐300‐2008‐009D, septiembre de 2008, y N. Stern (2006), “Stern Review on the Economics of Climate Change. Report to the Prime Minister and the Chancellor of the Exchequer in the United Kingdom”, 30 de octubre de 2006. 11
A principios de 2009, en 28 estados y el Distrito de Columbia se habían aprobado obligaciones del tipo RPS y en otros cinco estados existían programas voluntarios de cumplimiento de objetivos RPS. www.energiaysociedad.es 9
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eléctricos en los que se establecen precios o tarifas incentivadoras para las energías renovables (“feed‐in tariffs” o FIT).12
En contraste con los esquemas RPS, las políticas basadas en primas y tarifas específicas para las renovables tienen por objetivo generar incentivos adecuados a la inversión en estas tecnologías, garantizando flujos de ingresos predecibles que resulten suficientes para cubrir los costes de desarrollo de las instalaciones y una rentabilidad adecuada al capital invertido. La experiencia europea de los últimos años sugiere que el entorno de estabilidad que crean las primas e incentivos “feed‐in” ha sido un factor determinante para alcanzar una penetración de las energías renovables significativa a un coste inferior que el que se obtendría a través de concursos competitivos. La elevada certidumbre sobre la senda de ingresos de las nuevas instalaciones de energía renovable también permite apalancar más los proyectos, con la consiguiente presión a la baja sobre el coste de capital. Las primas y tarifas específicas bajo el esquema FIT pueden fijarse de acuerdo con dos metodologías básicas. La primera consiste en determinar la senda de ingresos de las instalaciones de acuerdo con instalaciones del coste de generación normalizado de las energías renovables.13 Las tarifas FIT se diseñan de tal manera que se recupere durante la vida útil de la instalación el coste medio normalizado más una prima de rentabilidad, fijada por las autoridades regulatorias. La principal ventaja de este esquema es que ofrece un nivel de certidumbre elevado sobre la rentabilidad de las instalaciones, facilitando la atracción de capital y, por tanto, el desarrollo de las tecnologías. Este es el esquema que han seguido varios Estados miembros de la Unión Europea a la hora de definir el marco regulatorio de las energías renovables. El segundo esquema para fijar las FIT consiste en estimar el valor de la energía renovable, bien teniendo en cuenta el punto de vista de las empresas (costes evitados) o bien el punto de vista de la sociedad (valor social de la energía incluyendo las externalidades negativas de la generación convencional –impacto sobre el medio ambiente, lucha contra el cambio climático, etc.) La principal ventaja de este esquema es que, al tener en cuenta todos los costes y beneficios, puede dar lugar a un nivel de inversión óptimo desde el punto de vista social. Sin embargo, la dificultad de estimar el valor de la generación renovable genera una complejidad administrativa que puede dar lugar a incertidumbre y riesgo regulatorio y, eventualmente, a precios de la energía renovable que subestimen (dando lugar a un nivel de inversión bajo) o sobreestimen (dando lugar a un nivel de inversión excesivo) el valor social de la energía renovable. 12
Ver, por ejemplo: (a) D. de Jager y M. Rathmann (2008), “Policy Instrument Design to Reduce Financing Costs in Renewable Energy Technology Projects”, ECOFYS, Financiado por la Agencia Internacional de la Energía, octubre, (b) EREF (European Renewable Energy Federation) (2007), “Prices for Renewable Energies in Europe for 2006/7: Feed‐in Tariffs vs. Quota Systems – A Comparison”, (c) Ernst & Young (2008), “Renewable Energy Country Attractiveness Indices”, página web de E&Y, (d). Fouquet y T. B. Johansson (2008), “European Renewable Energy Policy at Crossroads: Focus on Electricity Support Mechanisms”, Energy Policy, 36 (11), pp. 4079‐92, o (e) M. Ragwitz et al. (2007), “Assessment and Optimization of Renewable Energy Support Schemes in the European Electricity Market: Final Report”, Optimization of Renewable Energy Support Project. 13
El “coste normalizado de generación” o “levelized cost of generation” es el coste medio de generación de una tecnología teniendo en cuenta todos los costes de inversión y explotación relevantes y la producción esperada durante la vida útil de la instalación. www.energiaysociedad.es 10
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El informe del NREL analiza las dos estructuras de pagos que se han desarrollado en Europa a partir de la metodología basada en los costes (normalizados) de generación: (a) un precio fijo, independiente del precio de mercado de la electricidad (implementado en la mayor parte de los Estado miembros con esquemas explícitos de apoyo a las energías renovables y (b) una prima sobre el precio de la electricidad (como en el caso de España y los Países Bajos). La ventaja del primer esquema es que ofrece el máximo nivel de certidumbre, lo que favorece la captación de capital. Sin embargo, el esquema puede resultar oneroso para los consumidores, si el precio cae y puede resultar difícil de justificar en el corto plazo, si el precio mantiene una tendencia creciente (el coste medio de generación estaría por encima del precio de la electricidad en los primeros años de vida de la inversión y por debajo al final de la vida útil de la instalación) Los esquemas basados en una prima sobre el precio de la electricidad permiten ajustar los ingresos de las instalaciones al devenir del mercado eléctrico. Estos esquemas ajustan los ingresos de las instalaciones al valor real de la energía en el corto plazo, aunque generan más incertidumbre entre los inversores que los esquemas de precio fijo. Si, como en el caso de la energía eólica en España, se añade un suelo de ingresos (en este caso, acompañado de un límite de precios spot a partir del cual la prima se hace nula) o se permite la opción de elegir entre un esquema de precio fijo o un esquema de ingresos basados en el precio de mercado más una prima, se reduce sensiblemente la incertidumbre sobre la rentabilidad de los proyectos, generando un contexto más favorable para los inversores. El artículo de Cory et al. argumenta que los esquemas FIT de prima variable pueden ser atractivos para los sistemas eléctricos en los EE.UU. por una serie de razones. En primer lugar, el coste incremental de la política de apoyo a las energías renovables puede ser estimado (y acotado) de forma transparente. Por otro lado, el coste de los esquemas puede acotarse también si la prima converge a cero a medida que aumenta el precio de la electricidad. Además, la prima variable podría definirse de tal manera que se ajuste ante variaciones en el coste medio de generación de las energías renovables. Sin embargo, la implementación de este esquema regulatorio depende de la existencia de señales de precios spot transparentes (lo cual no es el caso en todos los sistemas eléctricos estadounidenses) y, por otro lado, resulta más difícil de gestionar que los esquemas de precio fijo (aunque la experiencia en Europa muestra que pueden diseñarse sistemas de liquidación de una prima variable relativamente sencillos). Finalmente, los esquemas de primas y tarifas FIT pueden complementar los esquemas regulatorios basados en cuotas de energía renovable o “renewable portfolio standards”. Como argumentan Cory et al., en un marco regulatorio con obligaciones RPS las primas y tarifas específicas pueden facilitar la estructuración de soluciones de “project finance” para las nuevas inversiones, servir como benchmark de costes competitivos en los concursos de asignación de proyectos, ofrecer coberturas ante el riesgo de retrasos y cancelaciones de los proyectos o incentivar el desarrollo de tecnologías emergentes. www.energiaysociedad.es 11
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El análisis del NREL coincide con las dos Comunicaciones emitidas por la propia Comisión Europea en 2005 y 2008, evaluando los sistemas de apoyo a las renovables en los Estados miembros, y muestra que las políticas de apoyo a las energías renovables en varios Estados miembros de la Unión Europea, basados en primas y tarifas específicas para las distintas tecnologías renovables, han creado un marco regulatorio estable que ha facilitado las inversiones en estas tecnologías. Por esta razón, en diversos mercados eléctricos están planteando en la actualidad la posibilidad de transformar los esquemas de apoyo basados en cuotas de energía renovable en sistemas regulatorios más cercanos a estos esquemas europeos. En España, el esquema de opción entre una tarifa fija y un flujo de ingresos variable y ligado al precio del mercado spot ha favorecido el desarrollo de instalaciones renovables de distintas tecnologías. Especialmente exitoso ha sido el desarrollo del parque eólico, complementado por el desarrollo de una industria eólica puntera en el mundo. La estabilidad del marco regulatorio y la transparencia de las autoridades regulatorias sobre los objetivos concretos que persigue en relación con las distintas tecnologías renovables son esenciales para que se mantenga un ritmo de inversión adecuado en un contexto económico global de escasez de crédito. Palabras clave: Energías renovables. Evolución de los mercados energéticos Esta quincena se ha caracterizado por una subida importante (cercana al 8%) del precio medio de las cotizaciones a plazo del barril de crudo. Sin embargo, el incremento de los niveles de inventarios de petróleo publicados la última semana por la EIA ha dado lugar a una caída en el precio del último día del periodo analizado (29 de julio). Las cotizaciones de los contratos a plazo del carbón ARA no siguieron la tendencia del mercado del crudo, disminuyendo un 0,41% el contrato con entrega en agosto. Los precios de los contratos del gas experimentaron una caída del 8,06% respecto a la quincena anterior. Al contrario, las cotizaciones de los derechos de emisión de CO2, en línea con el precio del Brent, registraron un aumento (3,58%). Los precios medios en los mercados eléctricos europeos registraron descensos generalizados. Destacaron, de manera especial, las caídas, superiores al 10%, en Nord Pool, Francia y Alemania. Durante esta quincena el precio medio del contrato de crudo con entrega a un mes aumentó hasta situarse en 67,59 $/bbl, cotizando entre un valor mínimo de 62,75 $/bbl y un valor máximo de 70,81 $/bbl. El actual contexto económico, en el que diversos indicadores macroeconómicos (índices de www.energiaysociedad.es 12
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sentimiento económico europeos, publicación del informe de coyuntura de la Fed) muestran síntomas de estabilización de la economía (aunque con datos todavía negativos), ha presionado al alza los precios del crudo. Sin embargo, el incremento en los inventarios de petróleo publicado esta semana por la EIA influyó negativamente en las cotizaciones de día 29 de julio. El mercado de gas natural continuó mostrando la atonía que ha prevalecido en las últimas semanas, debido a la debilidad de la demanda. La cotización media del gas natural con entrega en agosto disminuyó (‐8,06%) hasta 8,97 €/MWh, alcanzando mínimos para el año 2009 el día 17 de julio (8,30 €/MWh). El contrato con entrega en Q4 2009 cerró en media a 15,18 €/MWh (‐2,72%). Los precios del carbón también sufrieron descensos, aunque menos importantes. Los contratos a plazo del carbón ARA con entrega en agosto se situaron en 67,61 $/t (‐0,41%), mientras que los contratos con entrega en Q4 2009 cotizaron a 72,09 $/t (‐1,67%). En línea con el ascenso en el precio del Brent, el precio de los derechos de emisión de CO2 con entrega en diciembre de 2009 registró aumentos del 3,58% respecto al cierre de la quincena anterior, para colocarse en niveles de 14,19 €/t, en media. Los precios medios spot de los mercados eléctricos europeos sufrieron descensos significativos durante esta quincena, con tasas de variación que incluso superaron el 10% para el caso de Alemania, Francia y Nord Pool. Portugal fue el país que experimentó la menor caída (‐3,94%) situándose en 34,74 €/MWh. En España, el precio medio spot de la electricidad disminuyó un 5,23% respecto a la quincena anterior, hasta situarse en 33,66 €/MWh, influenciado por el aumento de la producción eólica (+40% respecto de la quincena anterior). Las cotizaciones spot en España oscilaron entre un valor mínimo diario de 30,28 €/MWh y un valor máximo diario de 36,02 €/MWh. Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa (16/07/2009 – 29/07/2009). Precio medio spot (€/MWh) Quincena actual Quincena anterior Variación quincenal (%) España OMIE 33,66 35,52 ‐5,23% Portugal OMIE 34,74 36,16 ‐3,94% Francia Powernext 33,68 38,66 ‐12,90% Alemania EEX 32,97 37,89 ‐12,98% Italia GME 56,60 62,38 ‐9,27% Nord Pool 30,27 35,87 ‐15,62% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMIE. www.energiaysociedad.es 13
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Gráfico 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. 110
100
90
€/MWh
80
70
60
50
40
30
OMEL (España)
Nord Pool
Powernext
GME
EEX
20‐jul‐09
6‐jul‐09
22‐jun‐09
8‐jun‐09
25‐may‐09
11‐may‐09
27‐abr‐09
13‐abr‐09
30‐mar‐09
16‐mar‐09
2‐mar‐09
16‐feb‐09
2‐feb‐09
19‐ene‐09
5‐ene‐09
22‐dic‐08
8‐dic‐08
24‐nov‐08
10‐nov‐08
27‐oct‐08
13‐oct‐08
29‐sep‐08
15‐sep‐08
1‐sep‐08
18‐ago‐08
4‐ago‐08
20
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. Tabla 2. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles (petróleo, gas y carbón) y de los derechos de emisión de CO2 (16/07/2009 – 29/07/2009). Unidades
Quincena actual Quincena anterior % Var. quincenal Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 67,59 62,62 7,93% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 68,98 63,53 8,58% Gas natural (EEX‐NCG) entrega en Ago‐2009 €/MWh 8,97 9,76 ‐8,06% Gas natural (EEX‐NCG) entrega en Q4‐2009 €/MWh 15,18 15,61 ‐2,72% Carbón API 2 ARA entrega en Ago‐2009 $/t 67,61 67,89 ‐0,41% Carbón API 2 ARA entrega en Q4‐2009 $/t 72,09 73,32 ‐1,67% Derechos de CO2 entrega en Dic‐2009 €/t 14,19 13,70 3,58% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 14
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Gráfico 2. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y los derechos de emisión de CO2. 35
210
190
30
170
25
150
130
20
110
15
90
70
10
50
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
Carbón API 2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
Gas natural NCG futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Dic‐2009 (€/t, eje dcho.)
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange. 27‐jul‐09
12‐jul‐09
27‐jun‐09
12‐jun‐09
28‐may‐09
13‐may‐09
28‐abr‐09
13‐abr‐09
29‐mar‐09
14‐mar‐09
27‐feb‐09
12‐feb‐09
28‐ene‐09
13‐ene‐09
29‐dic‐08
14‐dic‐08
29‐nov‐08
14‐nov‐08
30‐oct‐08
15‐oct‐08
30‐sep‐08
15‐sep‐08
31‐ago‐08
16‐ago‐08
5
1‐ago‐08
30
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