boletin periodico de energia y sociedad numero 30

26 de mayo de 2010 Número 30
Boletín de Energía y Sociedad Número 30, 26 de mayo de 2010 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 p.2 p. 5 Evolución del sector eléctrico español en 2009 y perspectivas para el año 2010.
Plan de actuación del Reino Unido en la lucha contra el cambio climático.
Reflexiones de interés
p. 8 p. 8 p. 11 Planificación energética en el horizonte 2050.
Perspectivas sobre el mix de generación eléctrica en España en el horizonte 2030.
Evolución de los mercados energéticos
p. 14 EN ESTE NÚMERO… ...comentamos en el apartado de novedades la ponencia de Pedro Rivero, presidente de UNESA, en el encuentro “Balance energético 2009 y perspectivas para 2010”, organizado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que resume la visión de esta institución sobre los principales hechos acontecidos en el sector eléctrico a lo largo del año 2009 y sobre las perspectivas de evolución del mismo en el año 2010. Además, revisamos el informe del Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido en el que presenta la visión del gobierno británico sobre las actuaciones que deberían llevarse a cabo en los ámbitos nacional e internacional en la lucha contra el cambio climático, tras los acuerdos alcanzados en la Conferencia de Copenhague. En el apartado de reflexiones, presentamos las principales conclusiones de dos informes sobre el sector energético, “Roadmap 2050” y “Visión 2050”, en los que se plantean sendas alternativas para la evolución del sector energético en las próximas décadas y se enfatiza la necesidad de establecer ya mismo las reglas de juego en las que las empresas deben desarrollar sus inversiones. Igualmente, analizamos las principales conclusiones de la jornada “El mix de generación a futuro”, organizada por la Universidad Politécnica de Madrid en colaboración con Energía y Sociedad y en la que diversos expertos del sector analizaron las perspectivas de evolución del mix de generación y de la demanda eléctrica en el muy largo plazo y debatieron sobre las implicaciones de la estrategia de fomento de las energías renovables en el muy largo plazo. En el periodo analizado se registró un descenso del 10% en las cotizaciones del Brent a corto plazo, debido a la apreciación del dólar y a la incertidumbre en los mercados financieros internacionales. Igualmente, cayeron los precios del carbón con entrega en Europa y de los derechos de emisión de CO2. El precio del gas natural, sin embargo, aumentó tanto en Europa como en los EE.UU. En los mercados eléctricos europeos se produjeron aumentos de precios generalizados, a excepción del mercado Nord Pool. www.energiaysociedad.es 1
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Novedades en el sector Evolución del sector eléctrico español en 2009 y perspectivas para el año 2010. Pedro Rivero, presidente de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA), presentó su visión sobre la evolución del sector eléctrico en 2009 y las perspectivas para el año 2010 en el encuentro “Balance energético 2009 y perspectivas para 2010”, organizado por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio el pasado 19 de abril1. Los efectos de la crisis económica en el sector eléctrico, la situación actual del sector de generación, caracterizada por niveles elevados de generación de energía eléctrica de origen renovable, la necesidad de abordar inversiones en redes de transporte y distribución, la desaparición de las tarifas integrales en julio de 2009 o el mantenimiento de la potencia nuclear y la posible extensión de su vida administrativa más allá de los 40 años fueron algunos de los temas que trató en su comparecencia pública. Enlace: Pedro Rivero, Presidente de UNESA, ”Balance energético 2009 y perspectivas 2010”, 19 de abril de 2010. El Presidente de UNESA, Pedro Rivero, presentó los hechos más destacados acontecidos en el sector eléctrico durante el año 2009 y algunas reflexiones acerca de las perspectivas que se plantean en el mismo para el año 2010. En lo que se refiere al año 2009, indicó que la crisis económica ha marcado el devenir del sector eléctrico, al igual que el del resto de sectores, traduciéndose en un acusado descenso del consumo eléctrico (‐4,2%), que se situó a finales del año en niveles cercanos a los observados en el 2005. También destacó la contribución de la energía de origen renovable a la cobertura de la demanda eléctrica: 94 TWh, un 17% más que en 2008, de los que el 60% corresponde a las energías renovables y el 40% a la cogeneración y el tratamiento de residuos. Dentro de la producción de energía renovable, destacan la producción eólica (casi 38 TWh) y el incremento en la producción solar respecto del año 2008 (+170%, hasta alcanzar unos 7 TWh). Una de las consecuencias del incremento de la producción de energía renovable en 2009, junto con el descenso de la demanda y la menor producción con centrales de carbón, fue la caída del 20% en las emisiones de gases de efecto invernadero del parque térmico. El precio medio ponderado de la electricidad en el mercado mayorista cayó un 39% debido a la disminución de la demanda, a la elevada producción de energía renovable (impulsada por el incremento en la producción hidráulica) y el descenso en los precios medios de los combustibles. Pese a la coyuntura desfavorable, las empresas de UNESA invirtieron más de 4.600 M€ en activos 1
En la jornada, organizada por el Club Español de la Energía, participaron representantes de algunas de las principales instituciones del sector energético: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio (MITyC), Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), Carbunión, Sedigás y Unesa. www.energiaysociedad.es 2
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eléctricos ubicados en España (‐33% respecto de 2008), lo que supone destinar más del 50% de sus recursos a inversiones en España, incrementando su deuda financiera en más de 3.000 M€. Rivero destacó que de la deuda financiera total de 42.200 M€ de las empresas de UNESA, casi 13.000 M€ son consecuencia del déficit de tarifa acumulado pendiente de recuperar. El déficit tarifario correspondiente a 2009 se situó en 4.300 M€, una vez deducido el importe correspondiente a los derechos de emisión recibidos por las empresas en el primer semestre del año. Los principales hitos regulatorios en 2009 fueron la eliminación definitiva de las tarifas integrales y la implantación de las Tarifas de Último Recurso (TUR) a partir del 1 de julio de 2009, la aplicación del bono social como mecanismo de protección adicional para clientes vulnerables conectados a las redes de baja tensión y el compromiso de adecuar las tarifas de acceso para que el déficit tarifario no supere en los próximos años valores máximos deteminados en el Real Decreto‐ley 6/2009. En lo que se refiere a la evolución de las tarifas, Pedro Rivero señaló que las dos revisiones de las tarifas a lo largo del año 2009 supusieron un incremento medio del 5,7%. Con este incremento, la variación de las tarifas eléctricas en el periodo 1997‐2009 se sitúa en +13%, en términos nominales, y en –20%, en términos reales (descontando el efecto de la inflación), situando los precios medios de la electricidad, tanto para clientes domésticos como industriales, se encuentran en la banda media de los precios de la electricidad en la Unión Europea. La coyuntura actual implica la necesidad de un profundo análisis del modelo vigente en el sector eléctrico que permita corregir los desequilibrios observados y garantizar su sostenibilidad en el futuro, en opinión del Presidente de UNESA. Según Pedro Rivero, dados el parque de generación actual, las nuevas inversiones ya comprometidas en instalaciones del régimen ordinario y la senda de incorporación de renovables prevista en el futuro, no sería necesario añadir potencia adicional para atender el suministro eléctrico en 2020. Así, resulta fundamental mantener la potencia nuclear actualmente instalada, para no introducir sobrecostes en el sistema, permitiendo su operación siempre que cumplan los requisitos de seguridad establecidos por el Consejo de Seguridad Nuclear. La apuesta por el crecimiento de las energías renovables requerirá realizar fuertes inversiones en nuevas redes de transporte y distribución que faciliten la integración de toda esta energía en el sistema eléctrico. En la situación financiera actual, que limita la capacidad de endeudamiento de las empresas, resultará imprescindible que la retribución de la actividad de distribución sea predecible y estable, y que se adecue a las inversiones realizadas una vez auditadas. En este sentido, Rivero espera que en el corto plazo se disponga de una metodología de reconocimiento de costes de inversión y operación con la puesta en marcha del nuevo esquema retributivo de la distribución, basado en el Modelo de Red de Referencia, según lo contemplado en el Real Decreto 222/2008, al que las empresas deberán tener acceso y que deberá ser perfeccionado en el futuro. Pedro Rivero reiteró el apoyo de las empresas eléctricas al desarrollo de las energías renovables, aunque matizó que las elevadas primas y su repercusión sobre la factura eléctrica han llevado a una situación en la que una parte importante del coste del suministro eléctrico se debe a aquellas. Rivero aboga por estudiar la posibilidad de que estos costes, que responden a decisiones de política www.energiaysociedad.es 3
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energética, no se repercutan en su totalidad sobre las tarifas eléctricas, pudiendo ser sufragados en parte, por ejemplo, por los Presupuestos Generales del Estado. Para Rivero, la situación actual del mercado eléctrico en España está caracterizada por un inadecuado funcionamiento del mercado mayorista de electricidad, que imposibilita a las tecnologías térmicas la recuperación de sus inversiones realizadas, debido al bajo número de horas de funcionamiento y a las distorsiones introducidas en la señal de precios por la energía renovable2. Ante esta situación, Pedro Rivero propone adecuar el sistema de formación de precios existentes, de manera que se eliminen las distorsiones derivadas de la existencia de un volumen elevado de energía primada, que impiden que el valor de la energía refleje la aportación de las tecnologías térmicas, como cobertura de la generación renovable intermitente. En opinión de Rivero, otros retos que debe afrontar el sector en el año 2010 son (a) avanzar en el proceso de liberalización del mercado minorista, para lo que se podría limitar la elegibilidad para las TUR a consumidores con potencia contratada inferior a 5 kW (unos 18 millones, representando el 20% del consumo), (b) finalizar desarrollos normativos relacionados con los objetivos sobre cambio climático y renovables para 2020 (Proyectos de Ley de reforma del esquema de comercio de derechos de emisiones, y captura y almacenamiento de CO2, Plan de Energías Renovables hasta 2020, etc.), (c) impulso al desarrollo del vehículo eléctrico, (d) promoción de las interconexiones eléctricas y gasistas en el marco del Tercer Paquete de la Unión Europea y (d) armonización regulatoria en el ámbito del MIBEL. El Presidente de UNESA finalizó su alocución recordando la importancia de alcanzar un amplio acuerdo en materia de energía con el consenso de las fuerzas políticas que tenga por objetivos la seguridad de suministro, la competitividad y la sostenibilidad del sistema eléctrico, que ofrezca un marco normativo predecible y estable y que incluya todas las tecnologías y fuentes energéticas. El sector eléctrico se encuentra en una encrucijdada en este momento. Los retos que suponen la coyuntura actual de crisis y los objetivos ambiciosos en materia medioambiental en el horizonte 2020 implican la necesidad de evaluar si el diseño actual del mercado y del marco normativo y retributivo de las distintas actividades es el adecuado para garantizar un desarrollo sostenible y eficiente del sector eléctrico. En el corto plazo, parece crítico en el contexto actual del sistema eléctrico español garantizar la estabilidad del marco normativo, evitando cambios de rumbo inesperados que dificulten la captación de capital para hacer frente a las inversiones necesarias para alcanzar los objetivos de sostenibilidad y eficiencia en el largo plazo. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Consecuencias del déficit de tarifas, El esquema “cap and trade” y los incentivos a reducir emisiones, El proceso de liberalización de los sectores energéticos.
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El precio del mercado se situó en 0 €/MWh en muchas horas en el primer trimestre del año, dada la confluencia de altos niveles de producción renovable con costes marginales nulos y de bajos niveles de demanda. www.energiaysociedad.es 4
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Plan de actuación del Reino Unido en la lucha contra el cambio climático. Tras la finalización de la “Conferencia de Copenhague” y el análisis de los resultados alcanzados, el gobierno británico publicó el pasado 31 de marzo su plan de acción internacional contra el cambio climático, donde en primer lugar expone su visión ante los acuerdos alcanzados en Copenhague, y donde revisa y establece las acciones a desarrollar para enfrentarse al cambio climático, en los ámbitos nacional, comunitario e internacional. Asimismo, el gobierno británico expresa su convicción de que la mejor manera de limitar el incremento de la temperatura global del planeta a 2 ºC, es conseguir firmar un acuerdo único vinculante, mediante el que todos los países se comprometan, en función de sus circunstancias, a tomar medidas para reducir sus emisiones contaminantes. Enlace: Department of Energy and Climate Change, Reino Unido, ”Beyond Copenhagen: the UK Government's International Climate Change Action Plan”, 31 de marzo de 2010. En diciembre de 2009, los gobiernos de la mayoría de países se reunieron en Copenhague para intentar alcanzar un nuevo acuerdo internacional para luchar contra el cambio climático. Los resultados alcanzados en la “Conferencia de Copenhague”3, que se plasmaron en el “Acuerdo de Copenhague”, fueron insuficientes en opinión del Reino Unido, que se había fijado unos ambiciosos objetivos de cara a esta conferencia. El pasado 31 de marzo, el Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido (DECC) publicó el documento “Beyond Copenhagen: the UK Government's International Climate Change Action Plan”, en el que se expone la visión del Reino Unido sobre las actuaciones que deberían llevarse a cabo en los ámbitos nacional e internacional en la lucha contra el cambio climático, tras los acuerdos alcanzados en la Conferencia de Copenhague. Por una parte, el documento valora los resultados de la Conferencia de Copenhague, mostrando los avances obtenidos. A pesar de que el Acuerdo alcanzado fue en cierto modo decepcionante ante las elevadas expectativas creadas de antemano, el gobierno británico cree que no hay que restar importancia a los progresos alcanzados tanto en el camino hacia la Conferencia, como en la propia Conferencia, que culminaron en el “Acuerdo de Copenhague”, que establece en primer lugar la necesidad de que la temperatura global no debe aumentar más de 2º C, y mediante el que los principales países desarrollados fijan sus compromisos y acciones (no vinculantes) para limitar las emisiones contaminantes. Por otra parte, mediante este plan se fijan las acciones que llevará a cabo el Reino Unido para conseguir una economía baja en emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), en el nivel doméstico, en el seno de la Unión Europea y en el ámbito internacional, centrándose en la creencia 3
Para conocer los principales resultados de la “Conferencia de Copenhague”, vea el Boletín de Energía y Sociedad, nº 22, aquí. www.energiaysociedad.es 5
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de que este proceso de transformación puede resultar además clave para incentivar el crecimiento económico y la creación de empleo en el Reino Unido, en Europa y en el mundo. Las acciones y medidas a adoptar en el Reino Unido se basan en las contenidas en el “UK Low Carbon Transition Plan”, que fue publicado por el gobierno británico en julio de 2009 y que fijaba ambiciosos planes con el objetivo de cumplir con los objetivos vinculantes de reducir sus emisiones GEI, en un 34% en el año 2020 y al menos un 80% en el año 2050. En línea con este Plan, el gobierno británico está realizando actuaciones en cuatro áreas claves: - Transformación del sector energético: Entre los aspectos fundamentales de la estrategia gubernamental en este sentido se incluye el apoyo al “Sistema de comercio de derechos de emisión (EU‐ETS)” como el pilar central de la estrategia para reducir las emisiones de CO2, la promoción de las energías renovables4, facilitar la construcción de nuevas centrales nucleares, liderar internacionalmente el desarrollo de los mecanismos de captura y almacenamiento de CO2 (CCS)5 o promocionar sistemas energéticos inteligentes (“smart grids”). - Transformación en los hogares y las comunidades: Acciones destinadas a ayudar a los consumidores domésticos a ahorrar energía, reducir sus facturas y disminuir sus emisiones. En este sentido en marzo de 2010, fue publicada la “Household Energy Management Strategy”6, mediante la que se pretende cambiar los hábitos en el uso de la energía en el hogar, para alcanzar el objetivo de reducir las emisiones domesticas en un 29% en el 2020. - Transformación de los lugares de trabajo y de los empleos: Desde el año 2009, el gobierno británico ha elaborado diferentes planes y ha destinado parte de sus presupuestos al impulso de diferentes sectores. Entre las acciones realizadas en este sentido, destaca la búsqueda de oportunidades de negocio no contaminantes en el ámbito internacional o el desarrollo de un programa de reducción de emisiones a través de esquemas de eficiencia energética en organizaciones públicas y privadas. - Nuevas opciones de trasporte: En julio de 2009, el gobierno británico publicó su estrategia para un transporte bajo en emisiones (“Low Carbon Transport: A Greener Future”), que incluía medidas para reducir las emisiones derivadas del transporte. Las principales medidas se centraban en apoyar un cambio hacia el uso de nuevas tecnologías y de combustibles más limpios, promocionar los coches eléctricos o los autobuses verdes o usar mecanismos de mercado, que hagan que los 4
En julio de 2009 se publicó la “Renewable Energy Strategy” del Reino Unido, con el objetivo de incrementar el uso de las energías renovables, para lo que fijan una serie de objetivos a largo plazo, como conseguir que más del 30% de su electricidad sea generada a partir de fuentes renovables. 5
En el Reino Unido, todas las nuevas centrales de generación que utilicen combustibles con más de 300 MW netos de potencia deben ser construidas listas para capturar CO2 (“carbon capture ready”), y todas las nuevas centrales de carbón deben incorporar mecanismos de CCS en pruebas como parte de su capacidad. 6
Puede obtener más información al respecto aquí. www.energiaysociedad.es 6
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agentes incluyan el impacto en el nivel de emisiones de su elección del medio de transporte, en su toma de decisiones. Como miembro de la Unión Europea, el Reino Unido expresa su intención de trabajar con el resto de Estados miembros para maximizar los beneficios de alcanzar una economía baja en emisiones y anima a la Unión Europea a establecer medidas que promuevan infraestructuras, tecnologías y empleos bajos en emisiones, por ejemplo a través del desarrollo de un Plan de acción de eficiencia energética, del desarrollo de redes inteligentes o del incremento del presupuesto de la UE destinado a realizar inversiones en materia de cambio climático. Además el gobierno del Reino Unido cree que incrementar hasta el 30% sus objetivos de reducción de emisiones en el marco de un acuerdo internacional vinculante sería un buen argumento para la UE. En el ámbito internacional, el Reino Unido cree que hay tomar medidas a diferentes niveles. Por una parte, ve necesaria la realización de ambiciosas acciones destinadas a reducir las emisiones en los sectores clave, bien en el entorno doméstico o bien globalmente, a través de acciones multilaterales. Adicionalmente, el gobierno británico cree necesario proporcionar apoyo (ayudas financieras o desarrollo de tecnologías con emisiones reducidas) para asegurar que los países que quieran tomar medidas para limitar sus emisiones puedan hacerlo. Por último, expone que deberían ponerse en práctica procesos y sistemas que aseguren que la medición y verificación del esfuerzo de los países para cumplir con sus compromisos relativos a la reducción de emisiones se realice de manera robusta y transparente. Por último, el gobierno británico cree que un acuerdo internacional legalmente vinculante es la mejor manera de alcanzar los objetivos marcados en la lucha contra el cambio climático. En su opinión, las acciones tomadas en los diferentes países para enfrentarse al cambio climático serán más efectivas si están respaldadas por un acuerdo de este tipo. Según el Reino Unido, tras lo observado en Copenhague, esto no será tarea fácil, dadas las reticencias de muchos países a firmar un acuerdo único, por lo que aclara que su intención no es firmar un acuerdo que imponga las mismas obligaciones, en términos de reducción de emisiones, a los países desarrollados y a los países en desarrollo, aunque si pide a estos últimos que se comprometan internacionalmente a llevar a cabo acciones para la reducción de sus emisiones. Ante la difícil situación económica y financiera que se está viviendo en la actualidad en el ámbito global y ante la necesidad de tomar acciones a gran escala para enfrentarse al problema del cambio climático, numerosos países han visto en el sector de las energías renovables una buena oportunidad para, por una parte reducir las emisiones contaminantes y por otra, incentivar el crecimiento económico y la creación de empleo. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El cambio climático y el Protocolo de Kioto. www.energiaysociedad.es 7
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Reflexiones de interés Planificación energética en el horizonte 2050. El sector energético en general y el eléctrico en particular se caracterizan, entre otros factores, por ser intensivos en capital, con activos físicos (de generación, transporte y distribución) con elevados periodos de vida útil. Estos dos factores, junto a la magnitud del reto de la lucha contra el cambio climático, ponen de manifiesto la importancia de realizar ejercicios de planificación y prospectiva que permitan prever la contribución del sector eléctrico a la hora de abordar dicho reto. En este apartado se resumen las principales conclusiones de dos informes sobre el sector energético, “Roadmap 2050” y “Visión 2050”, en los que se plantean sendas alternativas para la evolución del sector energético en las próximas décadas, y se enfatiza la necesidad de establecer ya las reglas de juego en las que las empresas deben desarrollar sus inversiones. Enlaces: European Climate Foundation, “Roadmap 2050: a practical guide to a prosperous, low‐carbon Europe”, abril 2010 y World Business Council for Sustainable Development – Fundación Entorno, “Visión 2050: una nueva agenda para los negocios”, 27 de abril de 2010.
Las características de las inversiones en el sector energético (intensivas en capital y en activos con una elevada vida útil) así como los horizontes temporales en los que deben desarrollarse las estrategias de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero para avanzar en la mitigación del cambio climático requieren que la sociedad en su conjunto se plantee con décadas de antelación los objetivos que desea alcanzar en el futuro. La coyuntura actual, de recuperación de la crisis económica y de restricción de capital, supone si cabe, una mayor necesidad de plantear con antelación las sendas por las que la sociedad desea evolucione el sector energético, al objeto de cuantificar las inversiones necesarias para alcanzar los objetivos planteados. En el contexto europeo, la Comisión Europea en su “Second Strategic Review” señalaba la necesidad de desarrollar una “visión” del sector energético en el horizonte 2050, en el marco del “Strategic Energy Technology Plan7”. En este sentido, la Comisión Europea en su informe8 publicado el pasado mes de octubre sobre el desarrollo y fomento de tecnologías con bajas emisiones GEI, señalaba como objetivo para el año 2050, una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) del 80% respecto de los niveles de 1990. Recientemente, el comisario de energía, Günther Oettinger, declaró en la reciente presentación del informe “Roadmap 25050” (que se resume a 7
El plan estratégico de tecnología energética de la Comisión Europea tiene como objetivo acelerar el desarrollo y la implementación de tecnologías eficientes y bajas en emisiones. Este plan incluye medidas relacionadas con la planificación, la obtención de recursos de financiación y la cooperación internacional en esta materia. 8
“Investing in the Development of Low Carbon Technologies (SET‐Plan)”, octubre de 2009.
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continuación) que la Comisión Europea está preparando su propio documento9 respecto las sendas de actuación necesarias para alcanzar una economía baja en carbono en el año 2050. En este contexto se han publicado recientemente dos informes, “Roadmap 2050” y “Visión 2050” en el que se analizan entre otros aspectos, el volumen y tipo de inversiones que deben acometerse para poder alcanzar los objetivos de reducción de emisiones planteados para el año 2050. La tesis principal del informe10 “Roadmap 2050” es que en el año 2050, Europa puede conseguir una reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero del 80% respecto los niveles de 1990. Para alcanzar este objetivo, es necesario conseguir un mix de generación de energía eléctrica con un nivel de emisiones próximo a cero. El informe considera que este objetivo puede alcanzarse desarrollando tecnologías que actualmente se encuentran en fase comercial o en un estado muy cercano, concediendo especial importancia a la expansión de la red de transporte de energía eléctrica transeuropea. En este sentido, el informe destaca que el mayor reto sería el incremento de la interconexión de la Península Ibérica con Francia, que debería pasar de una capacidad actual de 1 GW a un rango entre 15 GW y 40 GW, según la penetración de energías renovables que se quiera alcanzar. Una reducción de emisiones GEI del 80% supone realizar una transición hacia un nuevo modelo de producción y consumo de energía, que requiere trasvasar recursos financieros hacia inversiones en generación con bajas emisiones, “smart grids” y vehículos eléctricos. Junto a los cambios regulatorios dirigidos a desarrollar incentivos eficientes a la inversión en activos de generación y transporte, muy intensiva en capital, será necesario desarrollar mecanismos de financiación y de apoyo público. En relación con los costes de la energía, el informe apunta que con precios de los derechos de emisión de CO2 de al menos 20‐30 €/t los costes de la energía eléctrica son similares en los diferentes escenarios y sendas analizadas. Sin embargo, en los escenarios de elevada participación de renovables, la magnitud de los costes varía en función del periodo considerado. En el periodo 2010‐2020 los costes son más elevados que en los posteriores, ya que durante estos primeros años se requieren fuertes inversiones para alcanzar los objetivos de energías renovables y, una vez alcanzados, la elevada penetración de estas tecnologías permite disfrutar de una reducción de los costes operativos. Entre los supuestos realizados en el informe, cabe señalar el uso de un mix diversificado en el que se tengan en cuenta todas las tecnologías y en el que los activos físicos funcionan durante toda su vida económica útil, evitando el desmantelamiento excesivamente temprano de activos. Por otra 9
Concretamente, la Comisión Europea tiene planeado lanzar una consulta en el próximo mes de junio con el objetivo de presentar su estrategia a principios del año 2011, presentando asimismo en esas fechas la publicación del nuevo “Plan de Acción Energético”. 10
El informe “Roadmap 2050’” ha sido elaborado, por la fundación “European Climate Foundation” que tiene como objetivo “promover políticas energéticas y climáticas para la reducción de emisiones GEI en Europa, y colaborar para que Europa juegue un papel de liderazgo internacional en la mitigación del cambio climático”. www.energiaysociedad.es 9
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parte, el informe señala la necesidad de disponer de capacidad de generación de respaldo, que el informe estima en un 10‐15% de la potencia instalada total, que soportaría factores bajos de utilización. El informe señala asimismo, las prioridades que Europa debe plantearse en el horizonte 2010‐2015 para avanzar en la implementación del objetivo de 80% de reducción de emisiones GEI en 2050: (a) incremento de la eficiencia energética, por ejemplo mejorando la información de que disponen los consumidores finales; (b) fomentar el desarrollo y apoyo al I+D en tecnologías con bajas emisiones, (c) un incremento de las interconexiones, (d) modificación de combustibles utilizados en el sector del transporte (combustibles de segunda generación y vehículo eléctrico) y (e) reducción de la incertidumbre sobre las futuras condiciones competitivas del mercado y del sector, con la necesidad de revisar el diseño actual del mercado para acomodar la correcta retribución de las nuevas inversiones intensivas en capital. Por otro lado, el informe “Visión 2050”11 presenta un enfoque general respecto a la mejora de la sostenibilidad en el desarrollo. Para ello, se presenta una hoja de ruta general que pretende encontrar respuesta a tres grandes interrogantes: ¿cómo sería un mundo sostenible?, ¿cómo podríamos alcanzarlo? y ¿qué papel pueden desempeñar las empresas para que avancemos más rápidamente hacia ese objetivo?. A lo largo del informe se diferencian claramente dos periodos: un primer periodo denominado “década turbulenta” (2010‐20) y un segundo periodo 2020‐2050 (denominado “hora de transición”). En relación con el sector energético, el informe considera que durante el periodo 2010‐
20 es necesario definir las “reglas del juego” y en particular que: (a) se alcance un consenso internacional sobre una gestión eficaz de las emisiones GEI con un precio global de CO2, (b) se desarrollen políticas eficaces para disminuir los costes de producción de electricidad de origen renovable, (c) se realice un mayor énfasis en la eficiencia energética desde el lado de la demanda, y en general se establezcan un paquete de medidas políticas, de financiación pública en I+D para tecnologías prometedoras, aumente la cooperación internacional para establecer redes eléctricas en el ámbito continental y se estimule el desarrollo de mercados eléctricos competitivos que permitan al recuperación de las inversiones y generen un efecto retroalimentación que fomente las inversiones en nuevas tecnologías. En relación con el periodo 2020‐2050, el informe considera que en ese periodo, la energía nuclear “aún juega un papel importante”, los costes de tecnologías como la energía eólica marina y las placas fotovoltaicas ya son competitivas, y se produce en términos generales una aceleración en la penetración de las energías renovables y una reducción paulatina de las emisiones GEI (que alcanzan su máximo nivel en 2020). Con independencia del horizonte planteado en ambos informes (año 2050), la importancia del reto que supone la reducción de emisiones GEI en los escenarios planteados y las elevadas inversiones necesarias, requieren que los esfuerzos que se realicen en la próxima década vayan en la dirección 11
El informe “Visión 2050” ha sido publicado en España por la “Fundación Entorno – Consejo Empresarial Español para el Desarrollo Sostenible” y forma parte de una iniciativa internacional del “World Business Council for Sustainable Development, WBCSD”. www.energiaysociedad.es 10
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correcta, y por ello es necesario que el sector público (gobiernos y reguladores en general) establezca claramente, los objetivos y esquemas regulatorios que, de forma eficiente, generen señales e incentivos claros para que los inversores, canalicen los recursos financieros necesarios y acometan las inversiones que permitan alcanzar los objetivos de emisiones establecidos. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El esquema cap‐and‐trade y los incentivos a reducir emisiones, Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Regulación y maximización del bienestar social. Perspectivas sobre el mix de generación eléctrica en España en el horizonte 2030. El 11 de mayo de 2010 se celebró en Madrid la jornada “El mix de generación eléctrica a futuro”, organizada por la Universidad Politécnica de Madrid (UPM), con la colaboración de Energía y Sociedad. En esta jornada participaron representantes de diversas instituciones y empresas del sector energético, presentando su visión sobre cuestiones que afectarán a la evolución del mix de generación en el largo plazo, como los objetivos del Gobierno, la evolución de la demanda, la integración de las energías renovables en el sistema eléctrico o el coste de distintas políticas energéticas. Una de las principales conclusiones de la jornada fue que, para alcanzar objetivos en términos de mix de generación para el año 2030, se deberán tomar decisiones de política energética y regulatoria en el corto plazo. Enlace: Escuela Técnica de Ingenieros Industriales (Universidad Politécnica de Madrid) y Energía y Sociedad, “Jornada sobre el Mix de Generación Eléctrica a Futuro”, Madrid, 11 de mayo de 2010.
La jornada se dividió en dos partes. A lo largo de la mañana, ponentes de diversas instituciones presentaron algunas reflexiones sobre cuestiones relacionadas con la evolución del mix de generación de electricidad en España en el largo plazo. Por la tarde, se organizó una mesa redonda de discusión sobre los retos que supone la definición del mix de generación de electricidad en el largo plazo, en la que participaron representantes de algunas de las principales asociaciones empresariales del sector eléctrico y un representante de la Comisión Nacional de Energía. Tras una presentación de la jornada por parte del Director de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la UPM y una breve presentación del portal Energía y Sociedad a cargo de InterMoney Energía, como Colaborador General del portal, comenzó la conferencia con la presentación, por parte de Francisco Maciá, Subdirector General de Planificación Energética y Seguimiento del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, de la visión actual del Gobierno en relación con la planificación indicativa de la generación en el largo plazo. El Sr. Maciá presentó el mix de generación en el año 2020 previsto por el Gobierno y que supondría un incremento significativo de la potencia de instalaciones de energía renovable (hasta 40 GW de potencia eólica, www.energiaysociedad.es 11
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incluyendo 5 GW de eólica marina, y 15 GW de potencia solar —fotovoltaica y solar térmica—). Destacó la importancia de reducir drásticamente las emisiones de CO2 en el largo plazo, por lo que aumentará aún más la penetración de las energías renovables, lo que cuenta con la dificultad de tener que ampliar las interconexiones con Francia, y se dispone de la opción nuclear y la captura y secuestro de CO2. Esto llevará a que la electricidad vaya ganando importancia relativa en el mix final de energía. En la segunda ponencia, Jorge Fernández, Director General Adjunto de InterMoney Energía, analizó la importancia y los retos que supone realizar previsiones de demanda a muy largo plazo. Las expectativas sobre la evolución de la demanda en el muy largo plazo tienen incidencia sobre las decisiones políticas (estrategia energética del Gobierno), regulatorias (definición de esquemas de incentivos y marcos retributivos) y de inversión en activos, por parte de las empresas de generación y las empresas de redes. En el largo plazo, los principales determinantes de la demanda son la actividad económica (evolución del PIB), la estructura productiva de la economía, las preferencias de los agentes (por ejemplo, por energía “limpia”), la política energética (de fomento de tecnologías concretas, etc.) y la regulación del sector eléctrico (diseño de mercado, incentivos de los agentes, etc.). La incertidumbre sobre las políticas de fomento de la eficiencia energética y sus efectos, gestión activa de la demanda o desarrollo del vehículo eléctrico y los efectos inciertos de la crisis económica actual hacen que las previsiones de la demanda a largo plazo (por ejemplo, en el horizonte 2020 ó 2030) estén sujetas a niveles elevados de incertidumbre, lo que obligará a reguladores, operadores de redes e inversores a revisar sus estimaciones de forma periódica. Posteriormente, Alberto Carbajo, Director General de Operación de Red Eléctrica de España, analizó los principales retos que supone para el sector eléctrico la integración de las energías renovables a gran escala. De acuerdo con el Sr. Carbajo, la apuesta del Gobierno por las energías renovables y la necesidad de mantener un suministro eléctrico seguro y de calidad implica resolver nuevos problemas ligados a la planificación del sistema eléctrico (p. ej., gestión de la incertidumbre, necesidad de nuevos modelos y herramientas), la operación del sistema en un contexto de elevada penetración de energía intermitente (p. ej., mejora de las previsiones, almacenamiento de la energía), el desarrollo de la generación distribuida (p. ej., monitorización y control, resolución de incidencias, nuevos servicios ligados de energía) y la integración en las redes eléctricas (p. ej., condiciones de acceso, servicios complementarios, procedimientos de operación); analizando el mix de generación propuesto por el Gobierno para 2020, concluyó que se producirán importantes vertidos eólicos en horas de baja demanda. Tras revisar con más detalle algunas de las características más relevantes de la energía eólica desde el punto de vista de la operación del sistema (variabilidad, imprevisibilidad, dispersión geográfica, perfiles horarios de producción, etc.), el Sr. Carbajo alertó de la necesidad de mantener grupos térmicos convencionales acoplados en determinados periodos, especialmente con baja demanda y elevada generación no gestionable o fluyente, para garantizar niveles adecuados de reserva y seguridad en la operación del sistema. Las reducciones de programas eólicos que se han producido ocasionalmente en los últimos meses y el previsible agravamiento del problema en el futuro indican que se hará cada vez más necesario en los próximos años dotar al sistema de nuevas herramientas que permitan evitar vertidos de energía www.energiaysociedad.es 12
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primaria, tomando medidas que fomenten la exportación de excedentes de generación, incrementando la capacidad de almacenamiento de energía (p. ej., a través de nuevas tecnologías, incentivando la participación del bombeo o fomentando la recarga de vehículos eléctricos en esas situaciones), fomentando la participación de las energías renovables en los mercados de servicios complementarios o facilitando una mayor flexibilidad en los esquemas de contratación y almacenamiento de gas natural. En la última presentación de la mañana, Pedro Larrea, Socio de PriceWaterhouseCoopers presentó los resultados de un trabajo en el que se analizan las implicaciones de diversos escenarios de evolución del mix de generación en el horizonte 2030. De acuerdo con el Sr. Larrea, fijar como horizonte el año 2030 implica la necesidad de tomar decisiones en el corto plazo sobre cuestiones relacionadas con la evolución del mix de generación que no se plantean hoy, en la medida en que la evolución hasta el año 2020 está más o menos predeterminada. Entre estas cuestiones se encuentran la situación del parque de centrales nucleares una vez alcance la mayoría de las unidades la edad de 40 años o los objetivos en materia de energía renovables y de emisiones contaminantes que puedan fijarse más allá de 2020. El estudio de PwC analiza el coste (en términos de inversiones necesarias, emisiones contaminantes, etc.) de cuatro escenarios de cobertura de la demanda en 2030. PwC asume un crecimiento acumulado de la demanda entre el 2,6% y el 3,1% anual (consistente con escenarios de evolución del PIB en torno al 3% anual), lo que supondría la necesidad de instalar cada año entre 3.000 y 5.000 MW de nueva potencia. Los escenarios de mix energético varían en función del grado de penetración de las energías renovables (entre el 30% y el 50%) y de los escenarios de potencia nuclear (desde el cierre progresivo de la capacidad existente hasta la extensión de la vida útil hasta los 60 años y la adición de tres nuevas centrales de 1.500 MW cada una). El coste estimado de los escenarios aumenta con la penetración de energías renovables y las emisiones de CO2 disminuyen con ésta y con la de la energía nuclear. La jornada concluyó por la tarde con una mesa redonda, presidida por Ramón Pérez, Socio‐Director de Enerma Consultores, en la que representantes de diversas asociaciones sectoriales, como Javier Anta (Presidente de la Asociación de la Industria Fotovoltaica), Heikki Willstedt (Director de Políticas de la Asociación Empresarial Eólica), Antonio González (Director de Estudios y Apoyo Técnico del Foro Nuclear) o Pedro Rivero (Presidente de UNESA), y el Director de Gas de la Comisión Nacional de Energía, Raúl Yunta, debatieron sobre las perspectivas del mix de generación en el horizonte 2030. Cada una de las asociaciones sectoriales expuso la visión del sector de generación en conjunto desde la óptica concreta de las distintas tecnologías. El Director de Gas de la CNE, por otra parte, destacó el papel que juega el gas natural como combustible de apoyo a la integración masiva de energías renovables de carácter no gestionable. Entre las principales conclusiones de las distintas intervenciones a lo largo de la jornada organizada por la Universidad Politécnica de Madrid y Energía y Sociedad destacan el valor de la diversificación tecnológica del mix de generación en el largo plazo, en términos de seguridad de suministro, reducción de emisiones y costes y la oportunidad que supone la coyuntura actual de alcanzar un acuerdo amplio en el sector con el respaldo de las fuerzas políticas que permita resolver www.energiaysociedad.es 13
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definitivamente algunos de los problemas regulatorios del sector eléctrico (p. ej., el déficit tarifario o primas de las energías renovables) y sentar las bases de un marco regulatorio estable y predecible que genere incentivos a realizar las inversiones necesarias para afrontar los retos económicos y medioambientales que supondrá la cobertura de la demanda eléctrica en el muy largo plazo. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado, Consecuencias del déficit de tarifas, Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Regulación y maximización del bienestar social. Evolución de los mercados energéticos El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses se situó durante el período analizado (del 7 al 24 de mayo) en 76,7 $/bbl y 78,6 $/bbl respectivamente, lo que supone un descenso respecto de la quincena anterior superior al 10%. La incertidumbre en los mercados financieros y la depreciación del euro son algunos de los factores que impulsan el precio del petróleo a la baja. Durante el periodo analizado se registró una ligera tendencia descendente en las cotizaciones del carbón (contrato con entrega en Europa, API2 ARA), situándose las entregas con vencimientos a 1 y 3 meses por debajo de 89 $/t. Mientras tanto, los precios del gas natural en NBP continuaron recuperándose, con un alza en los precios de los contratos a 1 y 3 meses de 13% y 8%, respectivamente, lo que los sitúa alrededor de 16 €/MWh. En el mercado de derechos de emisión, el precio medio del contrato con vencimiento en 2010 registró un descenso del 3%, situándose el precio medio en 15,3 €/t. Por otra parte, en los últimos quince días se producen aumentos generalizados en los precios spot en los mercados eléctricos europeos, a excepción del mercado de Nord Pool, cuyo precio registra una importante caída. Los mercados ibéricos son los que presentan los mayores crecimientos en el precio: +10% con respecto a la quincena anterior. Durante el periodo de análisis, los precios de los contratos Brent con entrega a 1 y 3 meses perdieron el terreno ganado en los últimos dos meses, volviendo a los niveles observados el pasado mes de marzo y situándose por debajo de la barrera de los 80 $/bbl. Concretamente, el precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses cayó el 10% respecto al anterior periodo analizado. Las causas de esta depreciación del barril europeo podemos encontrarlas tanto en la apreciación del dólar como en el ambiente pesimista de los mercados financieros europeos, consecuencia de la crisis fiscal y la incertidumbre sobre los efectos de las medidas de ajuste que están anunciando los distintos gobiernos de la eurozona. www.energiaysociedad.es 14
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La cotización del carbón abandonó la tendencia alcista de las últimas semanas, pasando a descender ligeramente durante la quincena analizada. Así, la cotización media del contrato API2 ARA con vencimiento en junio y en el tercer trimestre de 2010 se situó en 88,3 $/t y 89,0 $/t, respectivamente. En el caso de los precios de gas natural negociados en el Reino Unido (National Balancing Point, NBP) se observaron ascensos en los contratos con vencimiento en junio y en el tercer trimestre de 2010, que alcanzaron 16,2 €/MWh y 15,2 €/MWh, +13 y +8% respectivamente en comparación con el anterior periodo analizado. En el caso de los EE.UU., la cotización del gas con entrega en Henry Hub a un mes también creció durante el periodo analizado, aunque en menor medida que los precios de NBP. Como consecuencia, lejos de disminuir, se acrecienta aún más el diferencial entre los precios a ambos lados del Atlántico. En el mercado de derechos de emisión de CO2, los precios tendieron a caer durante el mes de mayo. Ka cotización media del contrato EUA‐
2010 se situó en 15,3 €/t (frente a 15,8 €/t en la quincena anterior). En los mercados eléctricos europeos, los precios spot de la electricidad experimentaron un ascenso generalizado, a excepción del mercado Nord Pool, donde de produjo un importante descenso que llevó los precios a los niveles observados en España y Portugal. Son precisamente los mercados de la península Ibérica los que experimentaron los mayores crecimientos, en torno a un 10%. Como consecuencia, el panorama resultante deja los precios en Italia (60 €/MWh) muy por encima de los del resto de los mercados europeos analizados, que fluctúan alrededor de los 40 €/MWh. Los precios a plazo de la electricidad permanecieron relativamente estables durante el periodo analizado, con ligeros crecimientos en los precios medios de los contratos con vencimiento en Q3 2010 y leves descensos en el caso de los contratos con vencimiento en 2011 (Cal‐11). La cotización media en España de los contratos Q3 2010 y Cal‐11 se sitúa alrededor de los 44 €/MWh. Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa Precio medio spot (€/MWh) 07/05‐24/05 24/04‐06/05 Variación (%) España OMIE 37,18 33,79 +10,03% Portugal OMIE 37,15 33,69 +10,25% Francia 42,36 39,87 +6,26% Alemania 39,83 39,11 +1,85% Italia GME 60,05 58,80 +2,12% Nord Pool 37,56 48,06 ‐21,85% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE. www.energiaysociedad.es 15
OMEL (España)
Nord Pool
Francia
GME
www.energiaysociedad.es Alemania
24‐may‐10
20‐may‐10
16‐may‐10
12‐may‐10
8‐may‐10
Alemania
4‐may‐10
30‐abr‐10
26‐abr‐10
24‐may‐10
14‐may‐10
4‐may‐10
24‐abr‐10
14‐abr‐10
4‐abr‐10
25‐mar‐10
15‐mar‐10
5‐mar‐10
23‐feb‐10
13‐feb‐10
3‐feb‐10
24‐ene‐10
14‐ene‐10
4‐ene‐10
25‐dic‐09
15‐dic‐09
5‐dic‐09
25‐nov‐09
15‐nov‐09
5‐nov‐09
26‐oct‐09
16‐oct‐09
6‐oct‐09
26‐sep‐09
22‐abr‐10
GME
18‐abr‐10
14‐abr‐10
6‐sep‐09
16‐sep‐09
10‐abr‐10
Francia
6‐abr‐10
2‐abr‐10
29‐mar‐10
Nord Pool
25‐mar‐10
21‐mar‐10
17‐mar‐10
13‐mar‐10
OMEL (España)
9‐mar‐10
5‐mar‐10
27‐ago‐09
1‐mar‐10
17‐ago‐09
7‐ago‐09
28‐jul‐09
18‐jul‐09
8‐jul‐09
28‐jun‐09
18‐jun‐09
8‐jun‐09
29‐may‐09
€/MWh
25‐feb‐10
21‐feb‐10
17‐feb‐10
13‐feb‐10
9‐feb‐10
5‐feb‐10
1‐feb‐10
€/MWh
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Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa. 140
120
100
80
60
40
20
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. 140
120
100
80
60
40
20
0
OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 16
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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 07/05‐24/05 24/04‐06/05 % Var. Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 76,74 85,57 ‐10,33% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 78,59 87,35 ‐10,03% Gas natural (NBP) entrega en Junio‐2010 €/MWh 16,22 14,35 +13,05% Gas natural (NBP) entrega en Q3‐2010 €/MWh 15,61 14,50 +7,60% Carbón API2 ARA entrega en Junio‐2010 $/t 88,28 88,84 ‐0,63% Carbón API2 ARA entrega en Q3‐2010 $/t 88,99 90,63 ‐1,81% Derechos de CO2 entrega en Dic.‐2010 €/t 15,32 15,75 +0,70% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales). Ca rbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje i zqdo.)
Ga s na tura l NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Di c‐2010 (€/t, eje dcho.)
24‐may‐10
4‐may‐10
14‐may‐10
24‐abr‐10
4‐abr‐10
Brent futuro a 1 mes ($/bbl , eje i zqdo.)
14‐abr‐10
25‐mar‐10
5‐mar‐10
15‐mar‐10
23‐feb‐10
3‐feb‐10
13‐feb‐10
24‐ene‐10
4‐ene‐10
14‐ene‐10
25‐dic‐09
5‐dic‐09
15‐dic‐09
25‐nov‐09
5‐nov‐09
15‐nov‐09
6‐oct‐09
18‐jul‐09
26‐oct‐09
7
16‐oct‐09
40
26‐sep‐09
10
16‐sep‐09
50
6‐sep‐09
13
27‐ago‐09
60
7‐ago‐09
16
17‐ago‐09
70
28‐jul‐09
19
8‐jul‐09
80
28‐jun‐09
22
8‐jun‐09
90
18‐jun‐09
25
29‐may‐09
100
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 17
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Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh) 07/05‐24/05 24/04‐06/05 Variación (%) España entrega en Q3‐2010 43,81 43,73 +0,16% España entrega en 2011 43,77 44,32 ‐1,25% Francia entrega en Q3‐2010 43,81 43,17 +1,47% Francia entrega en 2011 54,65 55,51 ‐1,55% Alemania entrega en Q3‐2010 46,85 46,63 +0,48% Alemania entrega en 2011 51,89 52,74 +‐1,62% Fuente: OMIP, Powernext y EEX. Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales). 80
70
50
40
30
España
Francia
Alemania
20‐may‐10
30‐abr‐10
10‐abr‐10
21‐mar‐10
1‐mar‐10
9‐feb‐10
20‐ene‐10
31‐dic‐09
11‐dic‐09
21‐nov‐09
1‐nov‐09
12‐oct‐09
22‐sep‐09
2‐sep‐09
13‐ago‐09
24‐jul‐09
20
4‐jul‐09
€/MWh
60
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. www.energiaysociedad.es 18
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Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en 2011, Cal + 1 (medias semanales). 60
55
€/MWh
50
45
40
35
España
Francia
Alemania
20‐may‐10
30‐abr‐10
10‐abr‐10
21‐mar‐10
1‐mar‐10
9‐feb‐10
20‐ene‐10
31‐dic‐09
11‐dic‐09
21‐nov‐09
1‐nov‐09
12‐oct‐09
22‐sep‐09
2‐sep‐09
13‐ago‐09
24‐jul‐09
4‐jul‐09
30
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. www.energiaysociedad.es 19