INTRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN
Claudio Aranzadi, Miguel Ángel Lasheras y Ramón Pérez Simarro
Los artículos que se presentan en este volumen de la “Fundación de Estudios Financieros” analizan los “nuevos” mercados del petróleo, gas, electricidad y derechos de
emisión de CO2 que se han ido desarrollando desde mediados de los años 80 del siglo
pasado. Dado que algunos mercados energéticos poseen una larga historia, la “novedad”
(con la excepción de los mercados de derechos de emisión de CO2 que son literalmente
“nuevos” ya que su funcionamiento se inicia en Europa en el año 2.005) reside en los
profundos cambios de su marco regulatorio (la “desregulación” de los sectores eléctrico
y gasístico) o, como en el caso del petróleo, en la eclosión de mercados internacionales
que resulta del colapso del sistema de precios de referencia de la OPEP.
Por otro lado, las materias primas energéticas (sobre todo, el petróleo) han ido adquiriendo un peso creciente dentro del segmento de “activos alternativos” en la cartera de
los inversores institucionales, tanto por su contribución a la diversi¿cación de las carteras como por su carácter de instrumento de cobertura del riesgo inÀacionista. Todas
las innovaciones (regulación, instrumentos contractuales, nuevos agentes, etc.) que han
ido asociadas al desarrollo de estos “nuevos” mercados energéticos, aunque teniendo
en cuenta las especi¿cidades de estos sectores, han propiciado una convergencia en el
funcionamiento de los mercados “spot” y de instrumentos derivados para el petróleo,
gas, electricidad y CO2 con el de los mercados análogos de activos ¿nancieros. De hecho
la Directiva de Mercados e Instituciones Financieras, MIFID (2.007), abarcaba (aunque
con exenciones) el mercado de derivados con “commodities” como subyacente y en la
consulta pública de la Comisión Europea sobre la revisión de la MIFID (2.010) se somete a deliberación una modi¿cación de esas exenciones y la consideración de los derechos
de emisión de CO2 como instrumentos ¿nancieros, y asimismo se subraya la preocupa-
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
ción por el efecto que la creciente presencia de inversores ¿nancieros en mercados como
el de petróleo haya podido tener en la volatilidad y picos de precios de los años recientes.
El mercado de petróleo en su forma actual se inicia en 1.986 con el colapso del sistema
de precios “netback”. Anteriormente1 la ¿jación de precios del petróleo estuvo determinada por la estructura corporativa dominante en el mercado internacional (inicialmente
dominado por grandes empresas integradas verticalmente, las “seven sisters”), la participación creciente de capital público de los países exportadores en el capital de las
empresas productoras, el aumento de empresas independientes y el incremento del peso
de la producción de los países fuera de la OPEP (que pasó de un 48% en 1.973 a un 71%
en 1.985). P. A. Merino en su artículo de este volumen, “Una descripción del mercado
de futuros del petróleo: actividad, agentes y regulación” expone la evolución, estructura
y marco institucional del mercado de petróleo desde 1.985. En su artículo, P. A. Merino
comienza por analizar la evolución histórica de la formación del precio del crudo y la
operativa de las operaciones al contado. A continuación, describe los principales mercados de futuro de petróleo y los productos que se negocian. Posteriormente, analiza la
tipología de los participantes y cómo ha ido cambiando la participación de algunos de
ellos en el mercado. Por último, pasa revista a las propuestas de cambios regulatorios que
se están introduciendo, a raíz de la alta volatilidad de los mercados de materias primas
desde 2.008.
Los precios del petróleo se mantuvieron en torno a una media del orden de 20 $/barril en
los quince últimos años del siglo XX. Al comienzo de 1.999 el precio de los futuros en
el NYMEX estaba en torno a 10$/barril; a partir de entonces experimenta un crecimiento
sostenido hasta los 100$/barril en enero de 2.008 y a partir de esta fecha, una aceleración
que lleva a alcanzar un pico de 147$/barril en julio de 2.008, una nueva caída hasta cerca
de los 30$ al ¿nal del año 2.008 y una nueva recuperación con fuerte volatilidad a partir
del segundo trimestre de 2.009, hasta alcanzar el entorno de los 100$/barril en la actualidad2. El diagnóstico sobre las causas de la “burbuja” de 2.008 está lejos de suscitar la
unanimidad de los expertos y, sin embargo, un análisis satisfactorio sobre los factores
causales de ese pico de precios es esencial para fundamentar las medidas de carácter
regulatorio a que se re¿ere P. A. Merino en su artículo (medidas que están en proceso de
discusión tanto en el G-20, como en la Unión Europea a través del proceso de revisión
de la MIFID).
1
2
P.A. Merino (en este volumen). B. Fattouh (2.006)
D. Tokic (2.010). NYSE. TV
14
INTRODUCCIÓN
La discusión se centra en el papel respectivo de los fundamentales y de la especulación
(por parte de los operadores ¿nancieros) como factores explicativos de esa burbuja. D.
Tokic3 señala que los analistas están de acuerdo en que los precios del petróleo se desacoplaron temporalmente de los fundamentales en 2.008, ya que la crisis económica se
había iniciado a ¿nales de 2.007 (y E.E.U.U. estaba o¿cialmente en recesión al comienzo
de 2.008). Sin embargo, en su comentario a un artículo de Hamilton4 en que se señala
como principales factores explicativos del pico de precios de 2.008 la baja elasticidad de
la demanda, el fuerte crecimiento de la demanda en China, Oriente Medio y otros países
emergentes y la incapacidad de crecimiento de la oferta, Tokic señala como relevante la
estrategia antideÀacionista del Gobernador del F.E.D., Ben Bernanke a partir del colapso
del mercado inmobiliario y la crisis crediticia lo que, en última instancia, puede considerarse también como una explicación por los fundamentales. Otros expertos como R. K.
Kaufmann5 consideran que la especulación ha jugado un importante papel en el fuerte
alza de los precios en 2.008 y posterior colapso. D. Tokic6 propone una posible explicación del impacto de la especulación a través de la diferenciación entre dos tipologías de
especulador, los “positive feed back traders” cuya demanda depende exclusivamente de
la variación reciente de los precios de mercado (independientemente del precio futuro
esperado y por tanto de su determinación por los fundamentales) y el “rational speculator” cuya demanda dependería de la diferencia entre el precio futuro esperado (condicionado a las expectativas del comportamiento de los “positive feed back traders”) y el
precio de mercado actual. La interacción entre los “rational speculators” y los “positive
feedback traders”) podría generar una signi¿cativa y persistente desviación de los precios en relación a sus valores fundamentales.
P. A. Merino y R. Albacete, en su artículo de este volumen “Análisis del precio del
petróleo: de los fundamentos a las expectativas de los mercados ¿nancieros”, ponen de
mani¿esto las di¿cultades existentes para dar una respuesta al dilema fundamentales/
especulación, tanto por problemas de información como por la imprecisa diferenciación
entre inversores comerciales e inversores ¿nancieros. P. A. Merino y R. Albacete ponen
como ejemplo que hay agentes ¿nancieros que participan en el mercado a través de un
swap dealer, o intermediario en el mercado de commodities, que es considerado como
un agente comercial7. En todo caso, basándose en un modelo propio, P. A. Merino y R.
Albacete explican el 53% de la evolución del precio del petróleo por los inventarios de
crudo de la O.C.D.E., lo que concedería a los fundamentales un gran poder explicativo.
3
D. Tokic (2.010)
Hamilton (2.009)
5
K.Kaufmann
6
D. Tokic (2.011)
7
P. A. Merino ofrece una descripción del “swap dealer” en su artículo de este volumen
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
Ahora bien la actividad ¿nanciera medida a través de las posiciones largas de los inversores no comerciales constituye el segundo factor más importante en la determinación
del precio del crudo con un peso del 20%. Los valores pasados del precio del crudo
explican un 14% y ¿nalmente la capacidad ociosa de la OPEP explicaría un 7% y los
residuos del modelo explicarían el 6% restante. P. A. Merino y R. Albacete, además,
consideran que las expectativas son cada vez más importantes dado el aumento de los
inversores ¿nancieros que operan en el mercado de petróleo y que no sólo son relevantes
las expectativas sobre la situación en el corto plazo sino sobre todo sobre los precios
sostenibles en el largo plazo.
Carlos Cots, ofrece en su artículo de este volumen “El mercado de Gas Natural” una
exposición de las características especí¿cas del sector del gas natural a lo largo de su
cadena de oferta-producción-transporte-distribución-comercialización y de la creación
de “nuevos mercados” a medida que en E.E.U.U. y en la Unión Europea se avanzaba en
el proceso de liberalización. El gas comparte rasgos tecnológicos con el petróleo en la
exploración y extracción, aunque como señala, C. Cots existe una mayor diversi¿cación
geográ¿ca de la producción y reservas de gas y un bajo porcentaje de esta producción
que es objeto de intercambios internacionales (un 30% del total) debido principalmente
a los altos costes de transporte. El transporte de gas a largas distancias se realiza a través
de gaseoductos o mediante transporte marítimo de Gas Natural Licuado (un 25% del
comercio internacional, como se indica en el artículo de Cots). El transporte interior y
la distribución se realiza a través de tuberías, lo que explica el peso de las redes (transporte y distribución) en la cadena de suministro de gas natural. Este carácter de sector
de red explica que la cadena transporte-distribución-comercialización se haya regulado
tradicionalmente como un monopolio natural. En E.E.U.U. (país productor), además,
tradicionalmente también estaban regulados los precios en boca de pozo y en la mayor
parte de los países consumidores los contratos de suministro internacional al por mayor
eran a muy largo plazo, y con numerosas restricciones. Cots señala que estos contratos
físicos a largo plazo entre compañías nacionales y grandes compañías productoras con
duración entre 20 y 30 años, disponen de cláusulas muy restrictivas de garantía de consumo (take or pay), cláusulas de destino (sin posibilidad de desvío a otros mercados),
con precios generalmente indexados a la evolución del precio del petróleo y/o productos derivados del mismo y con fórmulas de revisión del precio cada 3 o 4 años para
ajustarse a las evoluciones del mercado en el largo plazo.
La desregulación del sector del gas se inicia antes en E.E.U.U. que en Europa. En 1.985,
la FERC comienza el proceso de reestructuración de la cadena producción-transportedistribución rompiendo con el modelo tradicional de suministro por parte de las em-
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INTRODUCCIÓN
presas transportadoras, en un “merchant package”, a las distribuidoras en las ciudades,
haciendo posible el “unbundling” de la producción y el transporte y permitiendo el
“libre acceso” de los consumidores a la producción de gas, a través de la contratación
por separado del servicio de transporte. En 1.993, además, se suprimieron los controles
sobre el precio del gas en boca de pozo8. En la Unión Europea, como señala Cots, la
Directiva 98/30 EC estableció el ¿n de los mercados monopolísticos nacionales con
el ¿n de promover la liberalización e integración de los distintos mercados europeos,
permitiendo sin restricciones a las empresas comercializadoras el acceso de terceros a
las redes de transporte y distribución; la Directiva de mercado interior del gas de 2.003
profundizó en la regulación del acceso de terceros a la red, la separación de actividades
y estableció la apertura de mercado para todos los clientes a partir del 2.007, viéndose
completado el proceso de liberalización con la Directiva de mercado interior del gas de
2.009.
La liberalización del marco regulatorio del sector del gas natural ha permitido el desarrollo, tanto en E.E.U.U. como en Europa, de nuevos mercados competitivos “spot”
y de productos derivados. En E.E.U.U. existe en el NYMEX un mercado “spot” y de
futuros líquido, así como transacciones de opciones sobre futuros de gas y “spreads”
entre Henry Hub (el principal “hub” de E.E.U.U.) y otros “hubs” de dicho país. En
Europa existen tres “hubs” relevantes, “National Balancing Point” (NBP)9 en el Reino
Unido, “Zerebrugge” en Bélgica y “Title Transfer Facility” en Holanda (siendo el más
importante el “hub” NBP). Cots analiza los mercados organizados y O.T.C. de gas natural, examina las características del “hub” británico NBP, del “Henry Hub” de E.E.U.U.
y discute las posibilidades de desarrollo de un “hub” en España. Finaliza su artículo
señalando una serie de factores inductores de cambios en los mercados del gas, como el
desequilibrio actual de la oferta-demanda mundial, el desarrollo del gas no convencional (”shale gas”, etc.) y el desajuste entre los precios del gas a corto plazo y los precios
de los contratos a largo plazo.
La creación de “nuevos mercados” en el sector eléctrico ha ido asociada al radical cambio del marco regulatorio registrado en Europa y un signi¿cativo número de estados
en E.E.U.U. desde el inicio de los años noventa. En Europa, el cambio hacia un marco
institucional liberalizado se inicia en Inglaterra y Gales (ampliado posteriormente a
Escocia); en 1.991 se aborda el proceso de liberalización en Noruega, extendiéndose a
Suecia en 1.996 y ampliándose después a Dinamarca y Finlandia para formar el mer-
8
9
P. W. MacAvoy (2.000)
M. Burger y otros (2.007). Cots (artículo de este volumen)
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
cado nórdico. En E.E.U.U. la liberalización del sector se inicia en el sistema Pensilvania-New Jersey. Mariland (P.J.M.) extendiéndose posteriormente a California, New
England, New York y Texas10. La totalidad de la cadena de oferta en el sector eléctrico
(generación-transporte-distribución-comercialización) se consideraba tradicionalmente
como un monopolio natural, regulado como tal mediante el reconocimiento administrativo de los costes incurridos (cost-plus) o a través de algún modelo de regulación por
incentivos (price-cap, benchmarking, yardstick, etc.). El nuevo paradigma regulatorio
considera el transporte, distribución y operación del sistema como monopolios naturales, pero la generación y la comercialización como actividades que pueden y deben
desarrollarse en competencia dentro de mercados mayoristas y minoristas competitivos.
Este patrón regulatorio se ha ido consolidando en la Unión Europea con la aprobación
de las diferentes Directivas de mercado interior eléctrico, Directiva 1.996/92, Directiva
2.003/54 y Directiva 2.009/72.
En este volumen se presta una atención especial al análisis de los nuevos mercados
en el sector eléctrico, con el artículo de Juan Luís Ríos, José Luís Rapún, Gregorio
Relaño y Ángel Chiarri, “Mercados de electricidad en Europa” y los artículos focalizados en el mercado a plazo de Ángel Sáez Chicharro, María Dolores García Rodríguez
y Sergio Nogales Becerra, “Mercados a plazo de electricidad” y de Pablo Villaplana y
Álvaro Cartea, “Un análisis de la evolución de los precios a plazo de energía eléctrica
en España”.
En los tres artículos sobre el mercado de electricidad se analizan los “nuevos mercados”
spot y de instrumentos derivados (forward, futuros, opciones, swaps, etc.) y su negociación en mercados organizados (mercados regulados, con productos “standarizados”,
negociación anónima y cámara de compensación que elimina el riesgo de contrapartida) y en mercados “over the counter” (OTC), con contratos bilaterales (o a través de
“brokers”), menor transparencia que en los mercados organizados y mayor riesgo de
contrapartida. Los mercados eléctricos poseen la singularidad de que el activo subyacente negociado no es almacenable (el posible “almacenamiento” requiere una transformación energética y, por tanto, incluso en la tecnología de mayor rendimiento como
el bombeo -65/75%- las pérdidas son signi¿cativas; estos rendimientos son todavía
menores con la utilización de aire comprimido, baterías o uso del hidrógeno como vector de almacenamiento). Esto implica una alta variabilidad de los precios en los mercados mayoristas “spot” y, por tanto, la necesidad de una gestión del riesgo de mercado
(no sólo asociado a la variabilidad del precio de la electricidad, sino también del precio
10
Green (2.007)
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INTRODUCCIÓN
de los combustibles). La negociación de contratos con entrega física o simplemente
¿nancieros en los mercados a plazo es el principal instrumento de gestión del riesgo de
mercado (complementado en las grandes “utilities” por grados variables de integración
vertical). El desarrollo de “nuevos mercados” en el sector eléctrico se inició con el
establecimiento de los mercados “spot” (en Europa, como señala J.L. Ríos y otros, su
diseño responde esencialmente a dos tipos, “pool” o diseño basado en los “responsables
de equilibrio”). El diseño tipo “pool” (vigente en España e Italia y, originalmente el
modelo implantado en Inglaterra y Gales con anterioridad al N.E.T.A.) es en gran medida una extensión lógica del mecanismo de asignación de cargas por despacho “merit
order” que existía en algunos sistemas eléctricos de regulación tradicional (como es
el caso español). Rápidamente sin embargo, la necesidad de cobertura del riesgo de
mercado condujo a la aparición de mercados a plazo. En el sistema de “pool” inicialmente establecido en Inglaterra y Gales, por ejemplo, la contratación física del mercado
“spot”, inmediatamente se completó con la negociación de contratos por diferencias
que son instrumentos ¿nancieros “swap”. Este tipo de instrumento ¿nanciero es el predominante en el mercado O.T.C. de energía eléctrica (lo que permite la existencia en
los principales mercados europeos de mercados a plazo líquidos en que el volumen
de transacciones es varias veces superior a la energía generada). En las transacciones
de futuros de los mercados organizados, los instrumentos negociados pueden ser con
entrega física o únicamente ¿nancieros, pero como señalan Villaplana y Correa, si los
mercados “spot” y a plazo son su¿cientemente líquidos, su utilización como instrumentos de cobertura del riesgo de precio es equivalente.
J. L. Ríos y otros realizan un análisis de los diferentes mercados mayoristas de electricidad en Europa, y su relación con los mercados de combustibles, señalando la posibilidad de negociación conjunta de ambos (cross-commodities). Comparando los mercados
de electricidad de Alemania, Francia y España muestra una lógica mayor correlación
de los precios en los mercados a plazo entre Alemania y Francia que con España (dada
las insu¿cientes infraestructuras de conexión entre la Península Ibérica y Europa). J. L.
Ríos y otros desarrollan además un análisis de los agentes y productos en el mercado
minorista así como una exposición de los mecanismos de asignación de capacidad de
interconexión (subastas, market coupling, market splitting) y la evolución de su implementación en Europa.
A. Sainz Chicharro y otros focalizan su análisis en los productos y agentes de los mercados a plazo y su funcionamiento en la gestión del riesgo de mercado. Examinan con
detalle los mercados a plazo en España (en realidad en el mercado España-Portugal),
tanto O.T.C. como el mercado organizado OMIP. También analizan la negociación de
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LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
contratos forward en las subasta CESUR (necesaria para determinar el precio de la energía incorporado a la tarifa de último recurso) y las subastas de “emisiones primarias
de energía” (opciones “call” inicialmente físicas y posteriormente ¿nancieras) que se
establecieron como instrumento de mitigación del poder de mercado de los principales
generadores. Igualmente pasa revista a los principales mercados a plazo europeos. Finalmente realizan un extenso análisis del estado actual y de las incertidumbres que
afectan a la regulación de los instrumentos derivados con subyacente eléctrico que
se negocian en los mercados a plazo en Europa (diferentes propuestas en relación al
tratamiento de los mercados de “commodities” energéticos en el marco de revisión de
la MIFID).
Pablo Villaplana y Álvaro Cartea centran también su análisis en los mercados a plazo
y su papel en la gestión de riesgo de mercado (compartido eventualmente con una estrategia corporativa de integración vertical) y en el proceso de “price discovery”. En su
artículo ofrecen un resumen de las funciones, operativa y tipología de los agentes en los
mercados a plazo (mercados OTC y mercados organizados) señalando la necesidad de
la existencia de diferentes tipos de agentes (coberturistas, especuladores, arbitrajistas)
con diferentes comportamientos frente al riesgo para garantizar la facilidad de transferencia del riesgo entre los mismos en mercados su¿cientemente líquidos, mencionando también dos tipos adicionales de agentes (brokers y creadores de mercado). P. Villaplana y A. Cartea, plantean una aproximación conceptual a la relación entre precios
a plazo y precios al contado, examinando la fórmula del “cost of carry” (fundamentada
en la no existencia de posibilidad de arbitraje en equilibrio) y la teoría del “hedging
pressure” (el contrato de futuro provee un servicio de cobertura del riesgo, siendo el
precio del contrato de futuro la suma del precio “spot” esperado y una prima de riesgo
esperada) que los autores del artículo consideran más apropiada para los mercados de
electricidad dado que esta teoría es aplicable tanto a mercancías almacenables como no
almacenables (como es el caso de la energía eléctrica). Villaplana y Cartea profundizan
en el concepto de “prima de riesgo” y en la diferencia entre prima de riesgo “ex - ante”
(diferencia entre el precio a plazo y el precio “spot” esperado, que es por tanto una magnitud no observable) y la prima de riesgo “ex - post” (diferencia entre el precio a plazo
y el precio “spot” observado en la fecha de vencimiento), realizando una revisión de los
estudios empíricos sobre la prima de riesgo en E.E.U.U. y en Europa. En relación a España, analizan la evolución de los mercados OTC, del mercado de futuros del MIBEL,
así como las subastas CESUR y Emisiones Primarias de Energía. Muestran la existencia
de una cierta correlación entre las cotizaciones de los contratos a plazo de energía eléctrica en España y las de Francia y Alemania aunque lógicamente, dadas las capacidades
de interconexión, la correlación de las cotizaciones entre estos dos países es mucho más
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INTRODUCCIÓN
elevada. Villaplana y Cartea atribuyen en parte estas correlaciones, al hecho de que los
mercados de combustibles (gas y carbón) y de derechos de emisión de CO2 (cuyos precios son factores explicativos de la cotización de los contratos eléctricos) son mercados
de ámbito europeo. Con la ayuda de un modelo de regresión con¿rman los factores explicativos de la evolución de los precios de futuros en España: las cotizaciones a plazo
de combustibles como el gas natural y el carbón y de los derechos de emisión de CO2,
así como las cotizaciones a plazo de energía eléctrica de los contratos equivalentes en
Francia y Alemania y factores idiosincráticos del mercado español (como son las reservas hidráulicas). También realizan un análisis preliminar de la evolución de la prima
de riesgo “ex – post” en el mercado a plazo de energía eléctrica en España, mostrando
una elevada correlación entre las primas de riesgo en España, Francia y Alemania y
una relación entre la prima de riesgo ex – post en el mercado a plazo eléctrico y el
mercado de gas natural (lo que explicaría en parte la correlación de la prima de riesgo
ex – post entre países). Villaplana y Cartea se re¿eren igualmente a la supervisión de
los mercados y a la necesaria eliminación de asimetrías en la capacidad de supervisión
de mercados organizados y mercados OTC.
Los mercados de derechos de emisiones de CO2 son realmente “nuevos” ya que están
asociados al establecimiento de un mecanismo de “cap and trade” en la Unión Europea,
a partir de 2.005, para alcanzar los objetivos del protocolo de Kyoto (reducción en
Europa de un 8% de las emisiones de CO2 para 2.012 en relación a 1.990). Los Planes
Nacionales de Asignación ¿jan en cada país los derechos asignados a cada sector incluido en la Directiva 2.003/87 en función del límite de crecimiento de las emisiones de
CO2 establecido para el sector, lo que signi¿ca un “riesgo regulatorio” importante en la
determinación de la oferta. De hecho el exceso de asignación de derechos en la primera
fase 2.005-2.007, provocó un desplome del precio de los mismos hasta prácticamente el
nivel cero. Blanca Urtasun, Leyre la Casta, Gregorio Relaño y Ángel Chiarri, ofrecen
en su artículo “Mercado de CO2”, una amplia exposición del fenómeno del cambio climático, los objetivos de limitación de las emisiones de CO2, el mecanismo de “cap and
trade” establecido en la Unión Europea y los instrumentos que lo con¿guran (en primer
lugar el mercado de emisiones de CO2, pero también mecanismos de Àexibilidad como
el “clean developpement” y el “joint implementation”). Analizan también los diferentes
instrumentos negociados en los mercados de emisiones (spot y a plazo) y las variables
determinantes de los precios. Señalan también la importancia del “banking” y el “borrowing” de derechos (cuya regulación poco Àexible fue también una causa signi¿cativa
de la fuerte variabilidad de los precios en la primera fase 2.005-2.007). La volatilidad de
los precios ha continuado en la segunda fase (2.008-2.012) aunque en este caso la caída
de la demanda de derechos asociada a la crisis económica ha sido un factor esencial en
21
LOS NUEVOS MERCADOS ENERGÉTICOS
la caída de precios. B. Urtasun y otros exponen también los últimos desarrollos legislativos en la U.E. dirigidos a alcanzar el objetivo ¿jado de reducción de emisiones de CO2
en un 20% para 2.020, (revisión de la Directiva 29/2.009 sobre comercio de emisiones):
establecimiento de tasas anuales de reducción de emisiones más riguroso, ampliación
de los sectores afectados (p. ej. transporte aéreo), y una mayor asignación de derechos
por el procedimiento de subasta (el 100% para el sector eléctrico a partir de 2.012). El
activo objeto de transacción en los mercados de derechos de emisión no es una “commodity” energética pero su precio, comos se ve en otros artículos de este volumen, es
un factor explicativo relevante del precio de la electricidad (es un componente del coste
marginal a corto plazo de la generación eléctrica con combustibles fósiles). El propio
documento de consulta de la Comisión de la U.E. sobre la revisión de la MIFID11 duda
sobre la caracterización de los derechos de emisión de CO2 (activo intangible o “commodity” física), aunque lógicamente considera los instrumentos derivados sobre esos
subyacentes como instrumentos ¿nancieros. En todo caso, los precios de los derechos
de emisión (dada su variabilidad y su nivel medio) no han sido hasta ahora una señal de
su¿ciente calidad para inducir un mix de capacidad de generación eléctrica compatible
con los objetivos de descarbonización a largo plazo, lo que requerirá previsiblemente la
adopción de medidas complementarias a las contempladas hasta ahora en el diseño del
mercado de emisiones de CO2.
REFERENCIAS
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European Commission 2.010. Public Consultation. Review of the Market In Financial
Instruments Directive (MIFID)
B. Fattouh (2.006) “The origins and evolution of the current international oil pricing
system. A critical assessment” (en “Oil in the 21st Century. Ed. By Robert Mabro. Oxford
University Press
R. Green (2.007) “Electricity and markets”, en“The new energy paradigm. Ed. By Dieter
Helm. Oxford University Press.
J. Hamilton (2.009) “Understanding crude oil prices”. The Energy Journal 30 (2).R.K.
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changes for crude oil”. Energy Policy
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INTRODUCCIÓN
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D. Tokic (2.010) “The 2.008 oil bubble: Causes and consequences”. Energy Policy
(2.011) “Rational destabilizing speculation, private feedback trading, and the
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