Papel de la IEA http://www.iea.org/

Suficiencia y
Abastecimiento de la
Demanda Punta: Modelos
Carlos Ocaña
International Energy Agency/OECD
Papel de la IEA
l Organización pública internacional, parte
de la OCDE
l Observatorio de mercados energéticos y
regulación
l Asesoría a gobiernos
l Seguridad energética (particularmente en
relación al petróleo)
http://www.iea.org/
1
Estudios recientes de la IEA en electricidad
En Prensa:
Security of Supply in Electricity Markets
Distributed Generation
Indice
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Las grandes preguntas
Inversión en un mercado regulado
tradicional
Inversión y garantía de suministro en
un mercado competitivo ideal
Distorsiones en los mercados
eléctricos y consecuencias para la
inversión y la seguridad
Mecanismos de capacidad
Conclusiones y cuestiones abiertas
2
1. Las Grandes Preguntas
Garantía de suministro
Las grandes preguntas (1)
l ¿Quién es responsable en última instancia?
l ¿Es la remuneración de mercado suficiente para
los grupos de mayores costes variables?
n Precios tope è insuficiencia de ingresos
n Incertidumbre de ingresos è aversión al
riesgo de inversores
n Pasividad de la demanda è escasa posibilidad
de contratación de estos grupos
¿y es suficiente para los restantes grupos?
3
Garantía de suministro
Las grandes preguntas (2)
l ¿Es el precio del mercado suficiente para
promover una operación de los grupos con
adecuada seguridad de suministro para el
sistema?
n Gestión hidráulica / Programación
mantenimiento
l ¿Cómo promover la garantía de suministro sin
interferir con el mercado?
l ¿Debieran los consumidores poder elegir su nivel
de garantía de suministro?
Garantía de suministro
Las grandes preguntas (3)
l ¿Cómo debe suplementarse el mercado para
que internalice los costes medioambientales
de las distintas tecnologías y las limitaciones
en los recursos energéticos?
n Establecer objetivos con visión amplia (Libro Verde,
Planes para Renovables, planificación indicativa)
n Establecer mecanismos de promoción de
tecnologías que no serían viables en el puro
mercado sin internalización del coste ambiental
n Valorar adecuadamente la contribución a la garantía
de suministro de las tecnologías renovables
n Complementar con acciones sobre la demanda
(señales de precios, medidas fiscales)
4
Garantía de suministro
Las grandes preguntas (4)
l Cómo garantizar una diversificación suficiente
de las fuentes de energía primaria?
l Cómo evitar una dependencia excesiva de
ciertas regiones?
l Toman en cuenta los mercados el valor de la
diversidad de tecnologías y de fuentes de
suministro?
Garantía de suministro
Las grandes preguntas (5)
En resumen:
¿Puede dejarse enteramente al
mercado la garantía de suministro?
5
2. Los origenes: Inversión
en un mercado regulado
tradicional
Inversión en un mercado regulado
tradicional
l
l
l
l
La prioridad es garantizar el suministro
Minimización de costes también tiene un papel
pero subordinado
Mínimo riesgo inversor (regulación garantiza la
recuperación de los costes)
Resultado: Seguridad elevada...
...pero costes no siempre óptimos
l Sesgos al alza en las previsiones
l Interferencia política en las decisiones
l Incentivos inadecuados (Averch-Johnson,...)
6
Margenes de Reserva Elevados
United States
United Kingdom
Belgium
Finland
Canada
Japan
Norway
Sweden
Germany
Ireland
New Zealand
Iceland
Greece
Turkey
France
Italy
Netherlands
Spain
Denmark
Switzerland
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
45%
50%
GENERATING CAPACITY RESERVE MARGINS IN OECD COUNTRIES (1995)
- La generación supone una parte muy
importante de los costes totales
- Sobreinvertir tiene un impacto importante
sobre la eficiencia de la industria eléctrica
Generation
Transmission
Distribution
100%
80%
60%
40%
20%
Isr
ae
l
U
De SA
nm
Sw ark
ed
en
Sp
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Gr
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pa
n
Ita
Po
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lan
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rw
ay
0%
7
Razones para el cambio de modelo
regulatorio
l “Most important opportunities for
cost savings are associated with
long-run investments in generating
capacity” Joskow, 1997
l “Idea”:
nDejar que los mercados dirigan las
inversiones en generación
nTransferir los riesgos a los inversores
(Por supuesto ésta no es la única razón para el
cambio de modelo regulatorio)
3. Inversión en un mercado
competitivo ideal
8
Referencia: Qué nivel de
capacidad es óptimo?
l Intuición: construir capacidad
mientras haya alguien dispuesto a
pagar por ella:
Valor de un MW adicional>=
Coste de un MW adicional
Referencia: Qué nivel de
capacidad es óptimo?
l VDNS= Valor de la demanda no
suministrada
l CMLP= Coste Marginal a Largo Plazo
(Coste de aumentar la capacidad en un
MW)
Si VDNS > CMLP es deseable añadir más capacidad
Si VDNS < CMLP no es deseable añadir capacidad
El óptimo satisface
VDNS=CMLP
9
Referencia: Qué nivel de
capacidad es óptimo?
l VDNS es muy difícil de estimar
l Valoraciones en el orden de:
nUSD 10 000/MWh
l Niveles más reducidos para uso en la
regulación:
uUSD 2675/MWh en Australia
uUSD4250/MWh en UK
uetc.
Un mercado competitivo ideal
l Precio spot de la energía se fija en
cada instante de modo que
Oferta=Demanda
l Los generadores con coste marginal inferior o
igual al precio spot, producen
l Los consumidores compran hasta el punto en
que el precio iguala el valor (utilidad) que les
reporta la última unidad de energía consumida
l “Libertad de entrada” en generación:
los inversores invierten en capacidad si
esperan obtener un beneficio
10
Precios en un mercado competitivo ideal
l Caso base: P1=coste marginal de la unidad de
mayor coste marginal en operación
l Si la demanda excede a la oferta para todo
posible P1, P2=P1+S, donde S se fija de modo
que la demanda iguale la capacidad del sistema
l Si, además, hay pérdidas en el transporte:
P3= P2x(1+Pérdidas marginales)
l Si, además, hay un nudo de la red congestionado,
el precio en ese nudo P4= P3+T donde T iguala
oferta y demanda en ese nudo
Los precios así calculados se conocen como
precios nodales o como precios competitivos
Un mercado competitivo ideal
l Resultado 1: Los precios fluctuan entre el
coste marginal (del sistema) y el VDNS
n El precio spot en la punta puede (y debe) igualar VDNS
n El precio cubre el coste marginal más una renta de
escasez
n ”Price spikes model”
l Resultado 2: Los precios así
determinados permiten a los generadores
cubrir todos sus costes
l Resultado 3: Es falso que en un mercado
competitivo no se “recuperan” los costes
fijos
11
Un mercado competitivo ideal
l Observación: En principio, un precio
“alto” puede ser el resultado de:
n Una demanda por encima de la capacidad del
sistema
n El ejercicio de poder mercado
n En la práctica, cuándo la demanda está
cercana a la capacidad del sistema, las
posibilidades de ejercer poder de mercado son
muy grandes
n Por qué? Intuitivamente: “cualquier”
generador que se retire puede colapsar el
sistema
n Consecuencia: en la práctica, los precios
elevados siempre sugieren un comportamiento
no competitivo
Un mercado competitivo ideal
Consecuencias:
l En la práctica, los precios elevados
siempre sugieren un comportamiento no
competitivo
l Muchos sistemas regulatorios incluyen un
precio máximo para limitar el ejercicio del
poder de mercado
l El efecto de un precio máximo depende,
entre otras cosas, de su nivel: Es un
precio máximo de US$ 6,000 por MWh un
desincentivo a la inversión?
12
Example of Long Run Equilibrium in Energy
Only Markets (Oren)
l Supply: Two types of generators
G1: N= 50
Capacity= 80MW
FC=$ 926,400/ Month
MC=$ 15/ MWh
G2: N= 100
Capacity= 60MW
FC=$ 288,000/ Month
MC=$ 25/ MWh
l Demand: Two demand functions
Off- Peak: 420 Hrs./Month P= 30- Q/ 1000
Peak: 300Hrs./ Month P= 50- Q/ 1000
Example of Long Run Equilibrium in Energy
Only Markets (cont’d)
Peak price: $40/ MWh (>>MC)
Off- Peak price: $25/ MWh
Fixed cost recovery:
l G1: 80*[( 40- 15)* 300+( 25- 15)* 420)] 926,400 = $9, 600/ Month (excess
profit)
l G2: 60*( 40- 25)* 300 - 288, 000 =
($ 18,000/ Month) (deficit)
13
Example of Long Run Equilibrium in Energy
Only Markets (cont’d)
Long Run Equilibrium:
l Entry of 2000MW G1 capacity, N=75
Exit of 3000MW G2 capacity, N=50
l Peak price $41/ MWh Off- Peak price
$24/ MWh
l G1: $ 926,400
926,400 = 80*[( 41- 15)* 300+( 24- 15)* 420]
G2: $ 288,000
288,000 = 60*( 41- 25)* 420
Riesgo
l Puede incorporarse al modelo
l Los resultados son cualitativamente
similares
l Requiere el desarrollo de
instrumentos financieros de
cobertura del riesgo para
generadores y consumidores
14
4. Distorsiones en los
mercados eléctricos y
consecuencias para la
inversión y la seguridad
Posibles distorsiones en
mercados eléctricos
l Distorsiones en los precios
l Políticas y regulaciones energéticas
inadecuadas
l Imperfecciones en el mercado de
capitales/ instrumentos de cobertura
del riesgo
l Ciclos en precios e inversión (boom
& bust)?
15
Distorsiones en los precios
l Precios a ciertos grupos de consumidores no
varían en el tiempo según la situación del
mercado
l Resultando en una demanda artificialmente
inelástica
l Para compensar se establecen precios máximos
por el regulador o los comercializadores
l Que pueden recortar los precios en periodos de
punta
l Reduciendo incentivos a invertir (particularmente
en “peaking capacity”)
Distorsiones en los precios
l La solución obvia es introducir precios horarios
que se ajusten en tiempo real
l Pero esto es costoso porque requiere contadores
que midan en tiempo real
Table 9: Cost of Metering Equipment
(US$)
Meter Type
Functions
Meter
Modificatio
ns
Limited AMR*
Existing
Electronic
Meters
AMR*
Load Profiling
Advanced
“Smart”
Meters
AMR*
Load Profiling
Time-of-use Control
Unit Cost
100
Consumers
Unit Cost
50,000
Consumers
175-300
75-300
250
100
600
500
16
Distorsiones en los precios
l Existen otras formas más limitadas
de aumentar la “participación” de la
demanda:
n“Demand side bidding”
nInterrumpibilidad
nOtros incentivos financieros
nCampañas de Información
l Consenso: los mercados
“unilaterales” no funcionan bien
Los mercados unilaterales no
funcionan bien
(Porque la demanda no responde al precio)
Precio
Demanda
Apagones
P2
P1
Repuntes de
precios
Oferta
Energia
17
Los mercados unilaterales no funcionan
bien
Además el poder de mercado es
mayor cuando la demanda no
responde al precio
Distorsiones en los precios
l Otras distorsiones en los precios:
nPoder de mercado/Oligopolio (no un
problema significativo para la inversión)
nSubsidios a ciertos combustibles y/o
tecnologías: afectan la elección de
tecnología
netc.
18
Política energética y
regulación
l Restricciones en el uso de ciertos
combustibles y tecnologías
l Procesos de concesión de licencias
y autorizaciones demasiado largos o
inciertos
l Riesgo regulatorio
==> Todos estos posibles problemas
son específicos de cada marco
regulatorio
Riesgo y Mercados de Capitales
Posibles problemas:
l Desarrollo insuficiente de
instrumentos de cobertura del riesgo
l Falta de incentivos a la inversión en
ciertos proyectos de alto riesgo
(p.ej.: plantas de gas en un sistema
100% hidroeléctrico)
Debate: problema de regulación
eléctrica o problema de regulación
financiera?
19
Ciclos (Boom and Bust)
l Se han observado ciclos de inversión en ciertos
sectores (construcción, sector financiero)
l La causa es incierta (miopía?)
l Se ha sugerido que la inversión en generación
podría tener un comportamiento cíclico
l Este es un argumento muy “popular” en la
industria eléctrica pero el fundamento teórico y
empírico está poco desarrollado
5. Mecanismos de capacidad
20
Mecanismos de capacidad: Definición
Necesario distinguir entre:
l Pagos de capacidad tradicionales
(parte de un PPA)== > No son
polémicos
l Pagos de capacidad en mercados
competitivos ==> Polémicos
Mecanismos de capacidad: Definición
Pagos de capacidad tradicionales:
l Parte de los contratos a largo plazo
(PPA)
l Usados para:
n re-asignar el riesgo
ncompatibilizar la cobertura de los
costes fijos con un despacho eficiente
n“Backward looking”
21
Mecanismos de capacidad: Definición
l Pagos de capacidad en mercados
competitivos:
nUsados para reforzar incentivos a la
inversión
nReducir fluctuaciones en el mercado
n“Forward Looking”
Opciones regulatorias básicas para el
fomento de la inversión
1. No intervenir (“energy-only markets”)
2. Establecer un mecanismo de capacidad
“cargo de capacidad”
“mercados de capacidad”:
Mercados de capacidad instalada
Contratos de fiabilidad
3. Operador del mercado adquiere y
gestiona la generación de punta
(“generadores esenciales”)
22
No intervención
l Motivación
n Es lo más simple
n Evita interferir con el mercado
l Implantación
n “Minimizar” regulaciones (por coherencia, también
debieran evitarse límites de precio)
n Requiere fomentar la participación de la demanda
(p.ej.: dejar a todos los consumidores expuestos a
los precios de mercado)
n Desarrollo de mercados de contratos para
gestionar el riesgo
No intervención
l Mercados de contratospara gestionar riesgos
de precio y cantidad
n Financieros: No requieren entrega física de la
energía
uForwards (entrega de energía a un precio cierto)
uFuturos (forwards estandarizados)
uOpciones (derecho a comprar o vender a un cierto precio)
n Físicos: Especifican el origen de la energía
uPower Purchasing Agreements (PPAs)
23
No intervención
l En la práctica casi todos los
sistemas regulatorios realizan:
nAlgún tipo de supervisión del mercado
nPrevisiones indicativas de demanda,
necesidades de inversión, etc. por el
operador del sistema y/o el regulador
ny se reservan la posibilidad de actuar
en caso de necesidad
Mecanismos de capacidad
l La capacidad disponible en periodos
punta se retribuye aparte de la
energía
l Dos modalidades:
l Cargo por capacidad
nRegulador fija el precio de la capacidad
nMercado decide cuanta capacidad
l Mercado de capacidad
nRegulador fija la capacidad necesaria
nMercado decide el precio de la
capacidad
24
Mecanismos de capacidad
l El cargo por capacidad tiene un
coste conocido de antemano pero un
efecto incierto en la inversión
l Los mercados de capacidad tienen
un efecto conocido de antemano en
la inversión pero un coste incierto
Mecanismos de capacidad
l Los mecanismos de capacidad son
“competitivamente neutros”
nTratan igual a todos los generadores
nEste es un requisito esencial en un
mercado liberalizado
l Por esta razón, aplican a todos los
generadores (a diferencia de otras
intervenciones discriminatorias pero
más localizadas)
25
Cargo de capacidad
l Motivación
n Promover nueva inversión y desalentar retiros de
capacidad con una remuneración adicional de la
generación
n Estabilizar los ingresos volátiles de generación,
aunque se reduzca el precio de mercado (haya
capacidad extra)
l Implantación
n Establecer el nivel deseado de capacidad disponible
n Asignar los pagos a los generadores en función de
su contribución a la fiabilidad del sistema
l Evaluación
n No existe un compromiso real de los generadores
n Dudosa mejora de la seguridad de suministro
n Muy difícil asignar equitativamente los pagos a
generadores
n Señal puede ser estable pero también interferir en
mercado
Mercados de capacidad Instalada
l Motivación
nGarantizar un nivel de cobertura
prefijado y ciertos compromisos de
los generadores
l Implantación
nContratos obligatorios de cobertura
a toda la demanda
nOS y/o regulador especifican el nivel
nSubastas organizadas para facilitar
las transacciones
nMercados secundarios
26
Mercados de capacidad Instalada
l Evaluación
nLas capacidades firmes se fijan
administrativamente
nEl compromiso de disponibilidad
puede no coincidir con la necesidad
real
nEl precio de capacidad es determinado
por el mercado
nEl precio de capacidad puede ser muy
volátil
nEl horizonte temporal puede ser
demasiado corto
nEn ciertas condiciones los
generadores pueden preferir incumplir,
vender en otros mercados y pagar la
multa
Ejemplo: PJM
l ICAP Market desde 1999 (day-ahead,
mensual y pluri-mensual y bilateral)
l Obligación de poseer o contratar
capacidad impuesta en los
comercializadores
l Obligación de ofertar capacidad no
contratada impuesta en los
generadores
l Incumplimiento penalizado:
$177.30/MW por dia
27
PJM
Table 1: Installed capacity traded in the PJM
capacity credit market (US$/MW)
Daily
Monthly MultiICAP
ICAP
monthly
ICAP
1999
374
241
740
2000
1,304
634
927
Source: PJM Market Monitoring Unit (2001)
PJM
l Falta de homogeneidad con regiones
vecinas puede crear distorsiones
l Precio capacidad ha aumentado
significativamente
nInsuficiente competencia?
nHorizonte temporal de los contratos de
capacidad demasiado corto?
28
Contratos de fiabilidad (1)
l Motivación
nCombinar un mercado de capacidad
instalada y un precio máximo de
modo que:
uLos generadores puedan
estabilizar la fracción más volátil
de sus ingresos
uLos consumidores queden
protegidos frente a precios
elevados
Contratos de fiabilidad (2)
l Implantación
n Subasta organizada para comprar a los
generadores un volumen total Q de contratos de
fiabilidad especificado por el regulador
n El generador con un contrato por q (MW):
urecibe el precio P (€/MW anual) de la subasta
ucuando el precio pm del mercado excede un
valor prefijado s paga (pm - s).q
upaga una penalización q.pen siempre que
pm>s y no produzca q
29
Contratos de fiabilidad (3)
l Evaluación
l Las ventajas y las pegas de un mercado de capacidad
instalada
n El mercado determina el precio de capacidad
n Los generadores estabilizan parte de sus ingresos
n precios de capacidad pueden ser volátiles
n horizonte puede no ser adecuado
l MAS las ventajas y las pegas de un precio máximo
n Los consumidores
uconsiguen que mejore la garantía de suministro
uquedan protegidos de precios muy altos (y se
pierde su capacidad de respuesta en ese rango)
Generadores esenciales
l Motivación
n Asegurar un volumen de capacidad de
generación de punta
l Implantación
n El Operador del Sistema adquiere y gestiona un
determinado volumen de capacidad de punta
l Evaluación
n Se garantiza la existencia de suficiente
capacidad de punta
n Grave interferencia con el funcionamiento del
mercado
n No sólo puede faltar capacidad de punta
n Filosofía tiene puntos en común con la
propuesta de nueva Directiva Eléctrica de la
Comisión Europea
30
Otros Incentivos
l La penalización (p. Ej.: a los
comercializadores) por interrupciones en
el suministro también provee incentivos a
“sobrecontratar”
l La implementación es compleja y litigiosa
l Estos mecanismos son poco usados y la
escala de las multas no es significativa...
l ...aunque su uso va en aumento
Aspectos Institucionales
l Implementar cualquiera de estos
mecanismos requiere organización y
recursos
l Cuanto más refinado el sistema, más
recursos son necesarios
l Los mecanismos de mercado
además requieren un cierto grado de
liquidez y número de participantes
31
Aspectos de “Economía Política”
Cuántas reservas son adecuadas?
l Es una decisión administrativa
l Distintos actores tienen distintos intereses
Quién paga los errores en las
inversiones?
l Los mecanismos de capacidad transfieren parte
del riesgo de los inversores a los consumidores
l Aunque lo mismo puede ocurrir en ausencia de
estos mecanismos (p. Ej.: en situaciones tipo
California)
6. Conclusiones y cuestiones
abiertas
32
El argumento a favor de la no intervención (1)
“Los mecanismos de capacidad reducen las
ganancias potenciales que conlleva la
desregulación al conducir a la sobreinversión, a la
elección errónea de las tecnologías y al abandono
de las opciones disponibles por el lado de la
demanda....
El papel de los pagos por capacidad en asegurar
una oferta adecuada puede obtenerse con
sistemas de gestión del riesgo e instrumentos de
cobertura...
Si los pagos por capacidad se dirigen a corregir
fallos del mercado de capitales, entonces la
regulación debería actuar directamente sobre la
disponibilidad y el coste de la financiación...”
(Prof. S. Oren)
El argumento a favor de la no intervención (2)
l Los mecanismos de capacidad son:
n propensos a la manipulación
nde efectividad dudosa
ny, en general, difíciles de administrar
l Las distorsiones de precios comentadas
tienden a veces a compensarse por otras
distorsiones (precios excesivos) que
incentivan la inversión
l En la práctica, se ha desarrollado nueva
capacidad en mercados no intervenidos
33
El argumento a favor de la intervención (1)
l En la práctica los precios de la electricidad no
dan incentivos adecuados a la inversión:
n Hay límites en los precios impuestos por la
regulación
n y quizás otras distorsiones (ver punto 4)
l Las posibilidades de crear un mercado “normal”
están limitadas por el momento:
n La demanda cada vez participa más pero sigue
siendo pasiva e inelástica
n Los precios máximos se mantienen (por
ejemplo, para controlar el poder de mercado)
l Haciendo conveniente algún tipo de intervención
que incentive la inversión
El argumento a favor de la intervención (2)
l Además, un mecanismo de capacidad combinado
con un precio máximo puede demostrarse que:
n Da resultados equivalentes a los de un mercado
competitivo
n Pero permite reducir la volatilidad
l En la práctica, situaciones como la vivida en
California son social y políticamente inaceptables
de modo que el uso de algún tipo de “seguro”
está justificado (incluso si éste es imperfecto)
34
Conclusiones
l
Consenso: los mercados eléctricos presentan
distorsiones significativas que, en ciertas
circunstancias, pueden llevar a una insuficiente
capacidad de generación, particularmente, en lo
referente a reservas
l Debate: en qué circunstancias se plantea un
problema real? Siempre? A veces? Es un
problema transitorio o estructural?
n Veremos la evidencia más tarde
n Factores que inciden:
uMadurez de los mercados de capitales
uMix de tecnologías
Conclusiones
l Consenso: Existen instrumentos que pueden
efectivamente incentivar la inversión y que son,
en principio, “neutrales” para la competencia
l Consenso: La implementación de estos
instrumentos es compleja y su efectividad está
limitada por las posibilidades de manipulación y
otros problemas
l Consenso: estos problemas de implementación
son particularmente importantes en sistemas
que comercian con otros sistemas con una
regulación diferente
l Debate: Talla única para todos? (probablemente
no...)
35
Conclusiones
Consideraciones prácticas:
l Punto de partida es importante:
uPJM e Inglaterra ya tenían un sistema
parecido a un mecanismo de capacidad
antes de liberalizar
uOtros países europeos, California,
Australia, no lo tenían
l Donde los contratos a plazo son la
forma predominante
nPagos por capacidad reflejan (al menos
en parte) la lógica tradicional de los
“PPA”
Conclusiones
l Consideraciones prácticas:
nPunto de partida es importante:
uPJM e Inglaterra ya tenían un sistema
parecido a un mecanismo de capacidad
antes de liberalizar
uOtros países europeos, California,
Australia, no lo tenían
nNecesario distinguir entre usos
legítimos (incentivos) y trucos
contables (amortización implícita de los
stranded costs)
nEstabilidad del horizonte regulatorio es
esencial
36
Conclusiones
l A largo plazo ciertas tendencias
contribuyen a mejorar las
perpectivas para la inversión:
nDesarrollo de contratos bilaterales==>
“desagregación” de la demanda de
seguridad
nDesarrollo de mercados de capitales e
instrumentos financieros
Otros elementos de la
seguridad de suministro
l Las necesidades de capacidad para
mantener una seguridad adecuada están
evolucionando con:
n El creciente papel de la demanda y la tarifación
en tiempo real
n La regionalización de los mercados
n El aumento de la generación distribuida
l La tendencia es hacia una reducción
gradual de las necesidades de reservas
37
Otros elementos de la
seguridad de suministro
l Diversificación de las fuentes de energía
l Reducción de la dependencia de ciertas
fuentes
l Se considerarán más tarde
Otros elementos de la
seguridad de suministro
l Inversión adecuada en el transporte es
igualmente esencial
l El transporte sigue siendo una actividad
regulada
l Las redes fueron diseñadas para
acomodar unos flujos distintos a los
actuales
l Como consecuencia hay necesidades de
inversión importantes
l Los obstaculos para ampliar las redes son
significativos
38
Otros elementos de la
seguridad de suministro
l La seguridad energética es un
objetivo importante de la política
energética, pero ciertamente no el
único:
nEficiencia económica
nProtección del medio ambiente (p.ej.:
“Kyoto”)
l Es importante no perder la
perspectiva!
39