boletin periodico de energia y sociedad numero 18

27 de octubre de 2009 Número 18
Boletín de Energía y Sociedad Número 18, 27 de octubre de 2009 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 La AIE publica un avance del “World Energy Outlook 2009” de cara a la Conferencia de Naciones Unidas sobre Cambio Climático de Copenhague.
p. 2 Reflexiones de interés
p. 5 p. 5 Costes, incentivos, riesgos e inversión en activos de generación.
Evaluación de los avances logrados en la reducción de emisiones de CO2 en el Reino Unido.
Evolución de los mercados energéticos
p. 8 p. 11 EN ESTE NÚMERO… ...analizamos en el apartado de novedades la publicación, por parte de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), de un avance del informe “World Energy Outlook 2009”. En él, la AIE analiza distintos escenarios de reducción de emisiones de CO2 en el periodo 2010‐2030 y señala la disminución de la intensidad de emisiones en el sector de generación eléctrica como factor clave de actuación para alcanzar una senda de emisiones de CO2 que permita estabilizar la concentración de partículas en la atmósfera en 450 ppm. En el apartado de temas de reflexión, revisamos un artículo de varios investigadores del UK Energy Research Centre en el que se analiza la influencia de la percepción de riesgo e incertidumbre sobre la toma de decisiones de inversión en activos de generación en mercados liberalizados y la necesidad de incorporar el análisis del riesgo en el diseño de esquemas de incentivos para alcanzar objetivos regulatorios y de política energética relacionados con el mix de generación. Además, analizamos un informe de la Comisión sobre Cambio Climático del Reino Unido en el que evalúa los avances producidos en la reducción de emisiones contaminantes. El informe, presentado al Parlamento británico, alerta de la necesidad de modificar la estrategia actual del Gobierno británico y la normativa del mercado eléctrico de tal modo que se acelere significativamente el ritmo de reducción de las emisiones contaminantes para alcanzar los objetivos marcados en el largo plazo. En los mercados energéticos, la última quincena se caracterizó por un incremento generalizado en los precios de los combustibles, superior al 10% en el caso del petróleo. El precio del carbón, del gas natural y de los derechos de emisión de CO2 también aumentó. Los precios de la electricidad aumentaron en Europa continental, debido al descenso de las temperaturas, y se mantuvieron en niveles de 34‐35 €/MWh en España y Portugal... www.energiaysociedad.es 1
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Novedades en el sector La AIE publica un avance del “World Energy Outlook 2009” de cara a la Conferencia de Naciones Unidas sobre Cambio Climático de Copenhague. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha hecho público un avance de su informe anual “World Energy Outlook”, en el que presenta los resultados de un análisis de sendas futuras de emisiones de gases de efecto invernadero hasta el año 2030, tanto globalmente como para países y regiones clave, bajo dos escenarios alternativos (un escenario de referencia y un escenario de reducción de emisiones). En el escenario de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, la AIE estima que las emisiones mundiales de CO2 en el año 2020 deberían ser como máximo un 6% superiores a las emisiones registradas en 2007 (según el informe, esto implicaría reducciones por valor de un 18% y un 20% en los EE.UU. y en la Unión Europea, respectivamente). El informe señala la disminución de la intensidad de emisiones en el sector de generación eléctrica como factor clave de actuación para el cumplimiento del escenario de reducción de emisiones de CO2. Enlace: Agencia Internacional de la Energía, “How the energy sector can deliver on a climate change agreement in Copenhagen – special early excerpt of the WEA 2009 for the Bangkok UNFCC meeting”, 6 de octubre de 2009.
El pasado 6 de octubre la Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó el avance de su informe anual “World Energy Outlook”1 correspondiente al año 2009. El informe plantea dos escenarios alternativos de evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero hasta el año 2030, en el ámbito global, de forma más detallada, para algunas regiones y países claves (incluyendo los EE.UU., Japón, la Unión Europea, Rusia, China e India). En el “Escenario de Referencia” se analiza la evolución de las emisiones de gases de efecto invernadero teniendo en cuenta tanto las políticas energéticas actuales existentes en cada región como los efectos que la actual crisis económica y financiera está teniendo sobre los planes de inversión y sobre las propias emisiones de gases de efecto invernadero. El escenario denominado “Escenario 450” plantea un nivel de largo plazo de concentración de CO2 en la atmósfera de 450 ppm.2 El informe de la AIE analiza los cambios 1
El “World Energy Outlook” es un informe anual elaborado por la Agencia Internacional de la Energía en el que se presentan previsiones cuantitativas sobre la evolución futura de la demanda y oferta energética a medio plazo (un horizonte de unos 5 años) y largo plazo (un horizonte de unos 20 años), ofreciendo recomendaciones sobre la evolución de las inversiones energéticas necesarias, la seguridad de suministro y aspectos medioambientales. El informe correspondiente al año 2009 se publicará el próximo 10 de noviembre. 2
El escenario 450 ppm (partes por millón) supone un incremento de la temperatura media del planeta de 2ºC. La senda planteada bajo este escenario, supone una concentración máxima de 510 ppm en 2035, que se mantiene durante 10 años para posteriormente reducirse hasta 450 ppm. El análisis de la AIE se centra únicamente en las emisiones de CO2 relacionadas con el sector energético hasta 2030. Según el análisis de la AIE, bajo este escenario las emisiones alcanzan un máximo en 2020 de 30,9 Gt, para posteriormente disminuir de forma progresiva hasta alcanzar los 26,4 Gt en 2030. www.energiaysociedad.es 2
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necesarios que deben llevarse a cabo en los sectores de generación de energía eléctrica, producción industrial, transporte y edificación si se pretende alcanzar la senda de emisiones de gases de efecto invernadero planteada en el “Escenario 450”. La Agencia Internacional de la Energía ha decidido adelantar la publicación de una parte de su informe anual en el marco de los trabajos preparatorios para la Conferencia de Naciones Unidas sobre Cambio Climático3 que se celebrará entre los días 7 y 18 de diciembre en Copenhague. Entre los aspectos que se negociarán en la conferencia de Copenhague se encuentran la posibilidad de establecer un acuerdo global de limitación de emisiones de gases de efecto invernadero y la potencial implementación de un esquema “cap and trade” de alcance global (o multirregional). Tal y como señaló el Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de la Energía en la presentación del avance, la crisis económica y financiera ha tenido un impacto considerable en el sector energético en todo el mundo. Muchas de las inversiones en tecnologías contaminantes (especialmente, las que utilizan carbón como combustible en países en desarrollo) se han retrasado y las emisiones globales de CO2 podrían caer en 2009 un 3%, lo que supondría la mayor disminución en los últimos 40 años. Como consecuencia de ello, la AIE prevé que las emisiones en el año 2020, podrían ser un 5% inferiores a las estimadas hace un año. La AIE considera que la crisis económica ha generado una oportunidad para que el sistema energético global se sitúe en una trayectoria de estabilización de las emisiones de gases de efecto invernadero que permita alcanzar el escenario de reducción planteado por la AIE (“Escenario 450”). Así, el informe estima que, bajo el “Escenario de referencia”, las emisiones de CO2 en el año 2020 serían un 19,8% superiores a las registradas en el año 2007. Sin embargo, bajo el escenario alternativo, “Escenario 450”, las emisiones en el periodo 2007‐2020 no podrían crecer más del 6% para alcanzar el objetivo de estabilización de la concentración de gases de efecto invernadero en la atmósfera. La senda de evolución de emisiones de CO2 variaría entre países desarrollados y países en vías de desarrollo; según el informe, cumplir con el “Escenario 450” supondría que en el año 2020 las emisiones de CO2 en Europa y EEUU deberían ser un 20% y un 18% inferiores a las registradas en el año 2007, mientras que en China las emisiones podrían aumentar en el periodo 2007‐2020 hasta un 38% De acuerdo con el análisis de la AIE, el sector de la generación de energía eléctrica debe ser uno de los ejes claves de actuación para el cumplimiento del “Escenario 450”. En 2007 el sector de generación eléctrica fue responsable del 41% de las emisiones de CO2 y bajo el “Escenario 450” ese porcentaje debería ser el mismo en el año 2020, reduciéndose posteriormente hasta alcanzar un 32% en el año 2030. En el “Escenario de referencia”, por el contrario, el peso relativo del sector de energía eléctrica sobre las emisiones totales mantendría una ligera tendencia al alza hasta alcanzar un 44% en el año 2030. Para alcanzar estos objetivos, el informe considera que la intensidad de emisión de CO2 de la generación eléctrica en el periodo 2007‐2020 debe disminuir globalmente un 21%, (37% en Europa, 25% en los EE.UU. y 24% en China). La reducción de la intensidad de emisión 3
Entre los días 7 y 18 de diciembre se celebrará en Copenhague la decimoquinta Conferencia de las Partes (Conference of the Parties, COP) de la Convención de Naciones Unidas sobre Cambio Climático (UNFCC). Vea más información en el Boletín de Energía y Sociedad nº 6 o en la página web oficial de la Conferencia. www.energiaysociedad.es 3
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de CO2 por parte del sector de generación requerirá, según la AIE, un volumen significativo inversiones en activos de generación con bajas emisiones de CO2 (fuentes de energías renovables, plantas nucleares y tecnología de captura y almacenamiento de CO2, principalmente). La AIE estima que las inversiones adicionales globales necesarias para poder cumplir con los objetivos del “Escenario 450” ascienden, globalmente, a 6,6 billones de $ a lo largo del periodo 2010‐2030. Por tecnologías, el 72% de esas inversiones deberían dedicarse a fuentes de energías renovables, el 19% a energía nuclear y el 9% a tecnologías de captura y almacenamiento de CO2. En el ámbito europeo, las inversiones necesarias ascenderían a 1,3 billones de $, el 77% de los cuales se destinarían a inversiones en fuentes de energía renovable, el 16% a energía nuclear y el 7% a captura y almacenamiento de CO2. En el caso de los EE.UU. (1,1 billones de $ de inversiones), la inversión en fuentes de energías renovable representaría el 53% del volumen total de inversiones, mientras que el 27% se dedicaría a almacenamiento y captura de CO2 y el 19% a energía nuclear. El informe incluye asimismo una serie de propuestas en materia de política energética necesarias para alcanzar los objetivos planteados en el “Escenario 450”. La AIE considera necesario un acuerdo global ambicioso en la conferencia de Copenhague, apoyándose en instrumentos de transferencia tecnológica y ayuda financiera, de tal manera que todos los países realicen su contribución a la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero, y reformando el esquema de mecanismos de desarrollo limpio (MDL). En lo que se refiere a la Unión Europea, la AIE considera que debe mantenerse la política de apoyo al uso de fuentes de energía renovables, así como potenciar los proyectos de captura y almacenamiento de CO2 con los recursos procedentes de las subastas de derechos de emisión de CO2, mejorando asimismo la eficiencia energética en edificios y vehículos. En este último punto, la AIE destaca la importancia de promover el vehículo eléctrico, de forma que para cumplir el Escenario 450, en 2020, alrededor de la mitad de las ventas de nuevos turismos en el mundo deberían ser de vehículos eléctricos o híbridos. En el caso de los EE.UU., las recomendaciones del informe en materia de política energética se refieren a la creación de un esquema de “cap and trade” más amplio geográficamente, al apoyo a la financiación de inversiones en almacenamiento y captura de CO2 que permita que en el año 2020 este tipo de tecnologías sean comercialmente viables, al fomento de la inversión en renovables y energía nuclear y a la mejora de los estándares de edificación y la reducción de las emisiones de los nuevos vehículos, con un peso creciente del vehículo eléctrico. La próxima Conferencia sobre Cambio Climático de Copenhague se presenta como un evento crucial para alcanzar un acuerdo global para la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero a través de mecanismos de mercado, como el sistema “cap and trade”, que implique a todos los países, incluyendo los países en vías de desarrollo. El informe de la AIE pone de manifiesto las actuaciones que deben realizar todos los países para alcanzar la senda de emisiones de gases de efecto invernadero planteadas en un escenario ambicioso de reducción de emisiones (“Escenario 450”) y, en particular, el papel central de las inversiones que deben realizarse en el sector de generación eléctrica para fomentar un mix de generación con menores tasas de emisión. www.energiaysociedad.es 4
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Palabras clave: El cambio climático y el protocolo de Kyoto, El esquema “cap and trade”y los incentivos a reducir emisiones. Reflexiones de interés Costes, incentivos, riesgos e inversión en activos de generación. Un artículo reciente de investigadores británicos del UK Energy Research Centre analiza cómo puede ayudar a mejorar la selección y el diseño de políticas e instrumentos regulatorios un mejor conocimiento del efecto de la incertidumbre y el riesgo sobre la rentabilidad en las decisiones de inversión en el sector privado. La principal conclusión del informe es que el diseño de herramientas regulatorias y de esquemas de incentivos debe tener en cuenta el entorno de incertidumbre en el que las empresas privadas toman las decisiones de inversión. El énfasis de la regulación y de los esquemas de incentivos, por tanto, debe dirigirse hacia esquemas que tengan en cuenta la variabilidad de los ingresos, en vez de centrarse únicamente en los costes esperados. Enlace: R. Gross, P. Heptonstall y W. Blyth, “Risks, revenues and investment in electricity generation: Why policy needs to look beyond costs”, Energy Economics, 9 de octubre de 2009 (versión documento de trabajo).
Los autores del artículo, investigadores del UK Energy Research Centre, argumentan que, aunque en los sectores energéticos liberalizados se ha reducido la influencia de las decisiones políticas sobre las decisiones de inversión en comparación con los esquemas anteriores basados en la planificación centralizada de los sectores energéticos, los gobiernos continúan interviniendo en los mercados liberalizados a través de regulaciones orientadas a generar incentivos para que los agentes privados inviertan en determinadas tecnologías (por ejemplo, las energías renovables, o nuevas tecnologías con emisiones bajas de CO2).4
De acuerdo con los autores del artículo, el principal objetivo de la política energética en los años 90 consistía en liberalizar el mercado e introducir competencia en aquellas actividades de generación y comercialización, principalmente, mientras que en los últimos tiempos, otro tipo de objetivos han guiado el diseño del marco regulatorio en los mercados más maduros, como las consideraciones medioambientales, de seguridad de suministro, de eficiencia energética o de promoción de la 4
Los principales motivos para intervenir en los mercados, de acuerdo con los autores, son la existencia de fallos de mercado (bien debido a situaciones de monopolio o bien a externalidades negativas –como en el caso de la contaminación—o positivas –como en el caso de la innovación tecnológica—), razones redistributivas o relacionadas con la seguridad de suministro, o factores relacionados con las políticas geoestratégicas (incluyendo, por ejemplo, el apoyo a fuentes de energía o tecnología autóctonas). www.energiaysociedad.es 5
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innovación (I+D, medidas orientadas a crear nichos de mercado, etc.) El análisis de todas estas políticas se ha basado históricamente (en el contexto de los sistemas de planificación centralizada), y continúa basándose a menudo en la actualidad en mercados liberalizados, en la comparación de los costes medios de generación con cada tecnología a lo largo de la vida útil de las instalaciones (levelised generation cost –más información aquí). Para calcular los costes medios de generación con cada tecnología es necesario disponer de estimaciones de los costes de inversión y de los costes de operación y mantenimiento a lo largo de toda la vida útil de la instalación y una previsión de la producción. El principal problema con los análisis basados en las estimaciones de costes de generación es que podrían no incorporar de forma adecuada factores que son relevantes a la hora de determinar el riesgo y la rentabilidad esperada de las inversiones, afectando de esta manera al proceso de toma de decisiones de los inversores privados. Entre estos factores se encuentran los cambios potenciales en las condiciones de oferta y demanda, cambios en la regulación medioambiental (esquemas de incentivos, mecanismos de limitación de emisiones, etc.), los potenciales cambios en las configuraciones y en los costes de inversión y operación de las redes, la volatilidad de los precios de la electricidad y de los combustibles o el valor de opción de invertir en una tecnología determinada en el momento adecuado. En definitiva, las estimaciones de costes de generación proporcionan indicaciones iniciales de la competitividad, en un momento en el tiempo, de las distintas tecnologías y, por tanto, del coste esperado de desarrollar esquemas de incentivos a las inversiones en aquellas tecnologías más caras. Sin embargo, las limitaciones expuestas anteriormente suponen que las estimaciones de costes no pueden ser el único parámetro para explicar cómo actúan los inversores en mercados liberalizados. En la tercera sección del artículo, Gross, Heptonstall y Blyth analizan la influencia del riesgo sobre las decisiones de inversión, equivalentes a intercambios de cantidades de capital conocidas en el presente por flujos de ingresos y costes que se materializarán en el futuro y que, por tanto, están sujetos a incertidumbre. Uno de los principales riesgos a los que se enfrentan los inversores a la hora de tomar decisiones de inversión es la variabilidad de los ingresos de las instalaciones a lo largo de la vida útil de las centrales, debida a la variación en el precio de la electricidad y en la cantidad generada, a su vez determinadas por el proceso de formación de precios en los mercados de electricidad y de casación de las unidades de oferta. Otros factores que generan incertidumbre sobre los ingresos son la variabilidad de los precios de los combustibles, que altera la competitividad de las instalaciones de generación, los cambios en la estructura de generación en los mercados (derivado de dinámicas de inversión que den lugar a ciclos de escasez y de exceso de oferta) o los cambios inesperados en el marco normativo. En un escenario de incertidumbre, las decisiones de inversión no se basan en una comparación simple de los costes de generación a partir de las distintas tecnologías, sino en un análisis económico‐financiero más complejo, basado en el cálculo de tasas de rentabilidad y valores presentes netos de los proyectos utilizando tasas de descuento ajustadas para tener en cuenta el riesgo, en el análisis de escenarios o en modelos estocásticos que permiten derivar distribuciones de probabilidad de la rentabilidad de los distintos proyectos. Con estas herramientas más www.energiaysociedad.es 6
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sofisticadas, los inversores y las empresas establecen reglas de decisión que se acomodan a sus perfiles de riesgo, su realidad empresarial y financiera, etc. Por ejemplo, pueden valorar de forma explícita el riesgo de pérdidas o pueden utilizar análisis estadístico para estimar una distribución del riesgo del proyecto y, de esta manera, decidir cuál es la rentabilidad mínima que debe aceptarse para seguir adelante con el mismo. Por otro lado, los inversores pueden analizar las oportunidades de inversión como “opciones reales” cuyo valor depende de la flexibilidad de que disponga la empresa en relación con la toma de decisiones (compromisos de inversión, escalabilidad del proyecto, posibilidad de abandonarlo, etc.) Un factor adicional que podría influir en el comportamiento de los inversores es el potencial valor de determinados activos como inversiones estratégicas (bien como instrumentos para abrir nuevos mercados o consolidar mercados en los que ya se opera o bien como herramientas para equilibrar los riesgos de una cartera amplia de activos). En cualquier caso, es importante tener en cuenta que cada empresa aplicará distintos criterios en función de una serie de parámetros muy variables (realidad operativa, financiera y empresarial, composición del accionariado, grado de diversificación del negocio y de la cartera de activos, etc.) El nivel y la variabilidad de la rentabilidad ex ante de inversiones individuales están también estrechamente relacionados con la estructura de financiación del proyecto, que determina el coste de capital de cada proyecto individual. Por ejemplo, en un proyecto de mayor riesgo (es decir, mayor variabilidad ex ante en la rentabilidad) el capital propio deberá aportar probablemente un mayor porcentaje de la financiación y los ingresos derivados del proyecto deberán ser más elevados para hacer frente al mayor coste de financiación. La incertidumbre y el riesgo pueden suponer que las decisiones de inversión no se ajusten al análisis sencillo de los costes de generación con las distintas tecnologías. Por ejemplo, el riesgo de largos periodos de precios bajos de la electricidad podría implicar que los proyectos no sean capaces de atraer suficiente financiación externa (deuda) que haga atractiva la rentabilidad de los mismos. La distinta asignación de riesgos (entre consumidores e inversores) que supone cada instrumento regulatorio hace que la consecución de determinados objetivos de política energética deba apoyarse en los instrumentos adecuados. Así, de acuerdo con los autores del artículo, las subvenciones de capital parecen más indicadas en el caso de nuevas tecnologías que aún no han alcanzado la madurez comercial o en el caso de inversiones muy significativas (y que no pueden ser moduladas en el tiempo) para las que no se dispone de curvas de aprendizaje (instalaciones de captura y almacenamiento de CO2, instalaciones de generación a partir de las mareas, etc.) Por otro lado, los esquemas de tarifas fijas parecen más indicados para alcanzar el desarrollo a gran escala de tecnologías probadas pero aún sujetas a un cierto riesgo tecnológico. Finalmente, los esquemas basados en el mercado (primas variables, etc.) parecen apropiados en el caso de tecnologías maduras, como es el caso de muchas energías renovables. Un aspecto adicional que deben tener en cuenta las instituciones reguladoras es la escasez de información sobre el coste de inversión y operación y sobre el rendimiento técnico de nuevas tecnologías. Dado que este tipo de información sólo aflora una vez se han realizado las inversiones, es posible que sea rentable, desde el punto de vista social, instrumentar primas a los nuevos entrantes (first movers) que compensen el valor de opción de esperar a y que permitan que se revele al mercado la información. www.energiaysociedad.es 7
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El artículo de Gross, Heptonstall y Blyth pone de manifiesto la necesidad de interpretar las decisiones de inversión por parte de agentes privados en mercados eléctricos liberalizados desde un punto de vista que tenga en cuenta el riesgo que supone invertir un capital que se recuperará a lo largo de muchos años para poder definir instrumentos regulatorios útiles para alcanzar objetivos acerca del mix de generación y del modelo energético. En un contexto de incertidumbre como el actual, las instituciones encargadas de diseñar la regulación deberían desarrollar modelos de evaluación de inversiones que permitieran juzgar distintas herramientas regulatorias y distintos esquemas de incentivos en del contexto de incertidumbre sobre ingresos y costes en el que operan los agentes privados. Palabras clave: Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado. Evaluación de los avances logrados en la reducción de emisiones de CO2 en el Reino Unido. El Comité sobre Cambio Climático (CCC) del Reino Unido acaba de publicar un informe, presentado al Parlamento británico, en el que evalúa los progresos realizados en materia de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero e identifica las vías de avance para alcanzar los objetivos planteados en el largo plazo. En caso de materializarse el escenario más ambicioso de la estrategia gubernamental, se recortarían las emisiones del sector de generación de electricidad de un 50% de aquí a 2020 (desde niveles medios de 0,54 tCO2/MWh a 0,30 tCO2/MWh) con la incorporación a la red de 23.000 MW eólicos, 4 centrales de carbón con capacidad de captura y almacenamiento de CO2 y 2 nuevas centrales nucleares (más una tercera en 2022). En opinión del CCC, para alcanzar los niveles de inversión necesarios que permitan transformar el parque de generación deberá modificarse el marco normativo básico del mercado eléctrico, ofreciendo esquemas de apoyo a las “tecnologías limpias” y desarrollando incentivos adecuados para garantizar la inversión en las redes de transporte. Enlace: Committee on Climate Change, “Meeting Carbon Budgets ‐ The need for a step change”, 12 de octubre de 2009.
El informe publicado por el Committee on Climate Change (CCC) es el primer informe anual entregado al Parlamento británico en cumplimiento de sus funciones como órgano asesor en materia de cambio climático.5 Las principales conclusiones del Comité son dos: (a) por un lado, la 5
El CCC es un órgano independiente creado a raíz de la aprobación de la Ley sobre Cambio Climático (Climate Change Act) en 2008 y compuesto por nueve expertos provenientes del mundo académico, industrial e institucional. Su cometido es asesorar al Gobierno británico en la fijación de objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y elaborar un informe anual para el Parlamento británico sobre los progresos realizados en materia de reducción de emisiones. En diciembre de 2008, el recomendó al Gobierno británico que fijara un objetivo de limitación de emisiones de GEI en 2050 igual al 80% de los niveles observados en 1990 y que estableciera una senda de reducción de emisiones entre 2008 y 2022 dividida en tres periodos. Las recomendaciones fueron adoptadas por el Gobierno británico en mayo de 2009. En julio de 2009 el Gobierno publicó el Plan de Transición a una Economía www.energiaysociedad.es 8
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reducción en las emisiones observadas en los últimos meses (a una tasa anual equivalente del 2%) es debida, principalmente, a la recesión económica global y podría generar una falsa impresión de avance en la lucha por reducir emisiones en el largo plazo, y (b) el avance logrado en la reducción de emisiones de CO2 en el periodo 2003‐7 (0,5% anual) fue mucho más lento que lo que se requeriría para alcanzar los objetivos de largo plazo adoptados por el Gobierno (2‐3% anual), por lo que debe producirse en el corto plazo un cambio significativo en el ritmo de reducción de emisiones, impulsado por la implementación de nuevas estrategias energéticas y regulatorias, especialmente en relación con (1) la actividad de generación eléctrica, y (2) la eficiencia energética en los hogares.6
En relación con la actividad de generación de electricidad, el CCC argumenta que la combinación actual de mercados y de herramientas de mercado (los mercados de electricidad y el mercado de derechos de emisión de CO2) no permitirá alcanzar los objetivos de largo plazo de reducción de emisiones, siendo necesarias nuevas políticas y una revisión de la estrategia regulatoria que aumenten las garantías y reduzcan el riesgo que perciben los inversores y las entidades financieras en proyectos de generación con nuevas tecnologías, especialmente tras la crisis de crédito y financiera global en curso desde mediados de 2008. De acuerdo con CCC, la regulación actual del mercado eléctrico está orientada a obtener niveles de inversión y despacho eficientes de las centrales que queman combustibles fósiles, en vez de estar orientada a garantizar un flujo de inversiones significativas en proyectos intensivos en capital y con bajas emisiones. La combinación de riesgos de mercado, tecnológicos y de costes sesga en la actualidad las decisiones de inversión hacia las centrales de generación térmicas, en vez de las instalaciones con bajas emisiones. El CCC argumenta, sin embargo, que “...la única elección relevante para una sociedad que ha anunciado el compromiso de reducir sus emisiones en un 80%, dada la importancia del sector de generación de electricidad en la estrategia de reducción de emisiones en toda la economía, no es si debe invertirse en tecnologías bajas en carbono, sino en cuáles de las tecnologías se debe invertir...” Para reducir el riesgo de inversión en tecnologías bajas en carbono, el CCC recomienda una serie de alternativas, incluyendo las siguientes: (1) medidas para reforzar la señal de precio del CO2 (p. ej., ofreciendo a las tecnologías “bajas en carbono” una exención del Impuesto sobre Cambio Climático o bien implantando un impuesto sobre el precio del CO2), (2) medidas para incrementar la certidumbre acerca del precio que recibe la generación baja en emisiones (p. ej., esquemas de primas o incentivos, subastas de nueva capacidad renovable, etc.), y (3) medidas para garantizar la inversión en generación baja en emisiones (p. ej., niveles de emisiones estándares, obligaciones de limitación de emisiones, etc.) El CCC recomienda al Gobierno británico que, al considerar la potencial validez de estas medidas, tenga en cuenta cualquier posible implicación de los resultados de la Conferencia sobre Cambio Climático de Copenhague que tendrá lugar en diciembre de 2009 Baja en Carbono (Low Carbon Transition Plan), que identificaba potenciales áreas de limitación de emisiones, delineaba el marco regulatorio propuesto por el Gobierno para acometer la tarea de reducir emisiones e ilustraba algunas de las oportunidades económicas (por ejemplo, en términos de creación de empleo) que supondrá el plan de reducción de emisiones. 6
Además, el CCC destaca en el informe la necesidad de introducir nuevas herramientas financieras y otros incentivos para alcanzar los objetivos de desarrollo de instalaciones de agua caliente y calefacción a partir de energía renovable, de introducción de vehículos eléctricos y de fomento del uso de transporte público. www.energiaysociedad.es 9
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sobre el precio futuro de los derechos de emisión, de tal manera que se favorezcan, de forma eficiente, las decisiones de inversión en tecnologías limpias. Por otra parte, el Comité aboga por ofrecer a las inversiones en centrales de carbón limpio señales económicas claras lo antes posible. El análisis del CCC sugiere que el papel del parque de carbón convencional en la cobertura de la demanda a partir de 2020 será limitado y que deben evitarse nuevas inversiones en instalaciones de carbón convencional basadas en la percepción de que existirá hueco para este tipo de tecnología. La viabilidad económica de las centrales de captura y almacenamiento de carbón (carbon capture and storage, CCS) debería basarse en un análisis coste‐
beneficio que incorpore los beneficios en términos de la contribución de estas tecnologías al cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones. En caso de que, bajo este criterio, la tecnología CCS resulte viable (aunque el precio de los derechos de CO2 no sea suficiente para cubrir el coste de inversión adicional), debería introducirse un mecanismo de apoyo antes del año 2016 (en vez de esperar a la revisión que propone el Gobierno británico en 2020), con el objetivo de reducir los riesgos de los inversores en las primeras promociones de instalaciones.7
El CCC también estima que será crucial desarrollar la regulación del acceso a las redes y la planificación de infraestructuras para generar incentivos adecuados a la inversión en energía eólica y en nueva capacidad nuclear. Así, para fomentar las inversiones eólicas deberían aprobarse nuevas reglas de acceso a las redes (que sustituyan la normativa transitoria vigente en la actualidad) antes de junio de 2010 e identificarse aquellas inversiones prioritarias en la red de transporte para eliminar las congestiones estructurales antes de 2011. Por otra parte, el Gobierno hará pública en la primavera de 2010 su estrategia nuclear (más información aquí) para facilitar la aprobación de nuevas inversiones. Finalmente, el CCC indica que la aprobación en los plazos debidos de los proyectos eólicos y nucleares por la Comisión de Planificación de Infraestructuras (Infrastructure Planning Commission) y por parte de las autoridades locales ofrecerá un apoyo crucial a la toma de decisiones de inversión en tecnologías no emisoras de CO2. El informe del Committee on Climate Change ilustra los riesgos a los que se enfrenta la economía global en la lucha contra el cambio climático. Por un lado, pese a los esfuerzos realizados, al ritmo actual de reducción de emisiones no podrán cumplirse los objetivos de largo plazo, con lo que resulta necesario un cambio estructural en las estrategias y en las herramientas aplicadas para reducir emisiones en todos los sectores económicos. Por otro lado, la crisis financiera dificultará la obtención de crédito para la inversión en tecnologías limpias, por lo que resulta necesario adaptar los marcos normativos de tal modo que se ofrezcan garantías suficientes a los inversores para destinar los recursos que requiere la transformación del modelo energético. Aunque en España existe una regulación explícita de apoyo a las tecnologías renovables y de bajas emisiones que ha resultado razonablemente exitosa, resultaría útil debatir el papel de las nuevas tecnologías limpias y estudiar 7
Además, el CCC considera que debería fomentarse la competencia por la financiación de este tipo de instalaciones, por ejemplo, a través de concursos que favorezcan inversiones en instalaciones de captura y almacenamiento de CO2 con capacidad suficiente como para ofrecer servicios a más de una instalación de generación, permitiendo alcanzar, de esta manera, economías de escala en la provisión de infraestructuras. www.energiaysociedad.es 10
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esquemas de incentivos y regulatorios que eviten incrementar la percepción del riesgo de los inversores, recuperándose el desfase entre los compromisos españoles en materia de emisiones y los resultados todavía obtenidos. Palabras clave: El cambio climático y Protocolo de Kioto, El esquema “Cap and Trade” y los incentivos a reducir emisiones. Evolución de los mercados energéticos La última quincena se caracterizó por un aumento significativo (alrededor del 11%) del precio medio de las cotizaciones a plazo del barril de crudo respecto a la quincena anterior. La influencia de factores externos, principalmente la depreciación del dólar, determinó la evolución de las cotizaciones durante esta quincena. Las cotizaciones medias de los contratos a plazo del carbón ARA aumentaron alrededor del 4%. Por otro lado, los precios medios de los contratos de gas natural experimentan tasas de variación positivas, cuya magnitud depende del vencimiento. Mientras el precio del contrato con entrega en noviembre aumentó un 4,31%, la cotización media del contrato con entrega en Q1 2010 aumentó casi el doble (8,03%). El precio de los derechos de emisión con entrega dic‐2009 aumenta de forma notable (7,72%). Los precios medios en los mercados eléctricos europeos, excepto España y Portugal, experimentan tasas de variación positivas. Cabe destacar, en Francia, el precio medio diario de 612,77 €/MWh, que se alcanzó el 19 de octubre, como consecuencia del retraso en la publicación de los resultados de la subasta de energía en Suiza y su efecto sobre el desarrollo de la subasta francesa. En España y Portugal los precios medios disminuyeron por encima del 3%. Durante esta quincena, el precio medio del contrato de crudo con entrega a un mes aumentó un 11,37 %, alcanzando un valor de 75,83 $/bbl. Entre los días 10 y 23 de octubre, el precio del Brent con entrega a un mes aumentó, hasta situarse próximo a los 80 $/bbl, influenciado principalmente por la cotización del dólar, que continúa depreciándose frente a otras monedas, y por la tendencia ascendente en los mercados bursátiles. El resto de combustibles experimentó igualmente incrementos significativos, en línea con el petróleo. Así, las cotizaciones medias del carbón API2 aumentaron, hasta situarse el contrato con entrega en noviembre en 74,33 $/t (+3,98%) y el contrato con entrega Q1 2010 en 78,15 $/t (+3,60%). Los precios medios de los contratos de gas natural también experimentaron tasas de variación positivas que difieren en magnitud dependiendo del plazo, en parte por factores www.energiaysociedad.es 11
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estacionales, situándose en niveles de 13 €/MWh el contrato con entrega noviembre y en 16 €/MWh el contrato con entrega Q1 2010 . El precio medio de los derechos de emisión de CO2 con entrega en diciembre de 2009 experimentó un aumento notable (+7,72%), situándose en 14,42 €/t. Por otra parte, los precios medios en los mercados eléctricos europeos experimentaron tasas de variación positivas, excepto en España y Portugal. Destaca especialmente el aumento del precio medio spot en Francia, hasta 93,92 €/MWh, influenciado por el precio del lunes 19 de octubre (612,77 €/MWh), debido al retraso en la publicación de la subasta de energía en Suiza, que alteró el desarrollo de la casación francesa. En Alemania, el aumento en el precio medio (+4,14%) está influenciado en parte por el precio diario negativo que tuvo lugar en la quincena anterior (‐11,59 €/MWh el 4 de octubre), como resultado del exceso de oferta ante el aumento de la producción eólica, y, en parte, por el descenso de temperaturas. En Nord Pool e Italia los precios aumentaron un 24,82% y un 7,47%, respectivamente, también en línea con el descenso térmico. Sin embargo, en España y Portugal los precios medios disminuyen alrededor del 3,5%, para situarse en 34,69 €/MWh y 35,44 €/MWh en un contexto de baja demanda y temperaturas benignas. Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa (10/10/2009 – 23/10/2009). Precio medio spot (€/MWh) Quincena actual Quincena anterior Variación quincenal (%) España OMIE 34,69 36,06 ‐3,81% Portugal OMIE 35,44 36,63 ‐3,24% Francia Powernext 93,92 48,76 92,62% Alemania EEX 45,51 43,70 4,14% Italia GME 60,28 56,10 7,47% Nord Pool 34,81 27,89 24,82% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMIE. www.energiaysociedad.es 12
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Gráfico 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. 160
140
120
€/MWh
100
80
60
40
OMEL (España)
Nord Pool
Powernext
GME
EEX
12‐oct‐09
28‐sep‐09
14‐sep‐09
31‐ago‐09
17‐ago‐09
3‐ago‐09
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
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 (10/10/2009 – 23/10/2009). Unidades
Quincena actual Quincena anterior % Var. quincenal Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 75,83 68,09 11,37% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 77,37 69,59 11,19% Gas natural (EEX‐NCG) entrega en Nov‐2009 €/MWh 13,19 12,65 4,31% Gas natural (EEX‐NCG) entrega en Q1‐2010 €/MWh 15,82 14,65 8,03% Carbón API 2 ARA entrega en Nov‐2009 $/t 74,33 71,48 3,98% Carbón API 2 ARA entrega en Q1‐2010 $/t 78,15 75,44 3,60% Derechos de CO2 entrega en Dic‐2009 €/t 14,42 13,39 7,72% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 13
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Gráfico 2. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y los derechos de emisión de CO2. 120
35
110
30
100
90
25
80
20
70
60
15
50
10
40
Brent futuro a 1 mes ($/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.)
19‐oct‐09
4‐oct‐09
19‐sep‐09
4‐sep‐09
20‐ago‐09
5‐ago‐09
21‐jul‐09
6‐jul‐09
21‐jun‐09
6‐jun‐09
22‐may‐09
7‐may‐09
22‐abr‐09
7‐abr‐09
23‐mar‐09
8‐mar‐09
21‐feb‐09
6‐feb‐09
22‐ene‐09
7‐ene‐09
23‐dic‐08
8‐dic‐08
23‐nov‐08
8‐nov‐08
5
24‐oct‐08
30
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 14