boletin periodico de energia y sociedad numero 37

27 de septiembre de 2010 Número 37 Boletín de Energía y Sociedad Número 37, 27 de septiembre de 2010 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector
p. 2 Informe del Departamento de Energía y Cambio Climático británico sobre el conjunto de medidas que caracterizan la política energética del nuevo gobierno.
Reflexiones de interés
p. 2 p. 5 Informe de Lloyd’s y Chatham House sobre las oportunidades y riesgos estratégicas existentes en la transición hacia un nuevo paradigma energético.
Revisión de los esquemas de tarifas de acceso a las redes eléctricas en cuatro mercados eléctricos.
Evolución de los mercados energéticos
p. 5 p. 8 p. 11 EN ESTE NÚMERO… ...comentamos en el apartado de novedades un informe publicado por el Departamento de Energía y Cambio Climático británico en el que se señalan las actuaciones concretas que el nuevo gobierno británico tiene previsto implementar en el marco de su política energética. El conjunto de medidas se estructuran en torno a cuatro áreas de actuación: eficiencia energética, suministro seguro y bajo en carbono, gestión del “legado energético” y desarrollo de un programa de lucha contra el cambio climático. En el apartado de reflexiones, presentamos un informe elaborado por la aseguradora Lloyd’s y el “think tank” británico Chatham House en el que se analizan los riesgos y oportunidades estratégicas a las que se enfrentan las empresas energéticas y no energéticas en el entorno actual, que se caracteriza por ser de transición hacia un nuevo paradigma energético. Además, presentamos un informe reciente de dos investigadores del MIT en el que analizan cuestiones relacionadas con el diseño de tarifas óptimas de redes en sistemas eléctricos. Además de revisar los principios que deben guiar el diseño de tarifas y señalar las alternativas de diseño y sus implicaciones, el informe revisa la experiencia práctica en cuatro sistemas eléctricos: Nueva Inglaterra, Australia, Portugal y España. En los últimos días se observaron crecimientos generalizados en los precios medios de todas las commodities analizadas, aunque de carácter moderado y formando parte de oscilaciones laterales dentro de una cierta estabilidad, dándose en el precio del crudo los mayores incrementos. Los precios spot de la electricidad en Europa mantuvieron un comportamiento similar al de los precios de las commodities, a excepción del mercado italiano. www.energiaysociedad.es 1
27 de septiembre de 2010 Número 37 Novedades en el sector Informe del Departamento de Energía y Cambio Climático británico sobre el conjunto de medidas que caracterizan la política energética del nuevo gobierno. En el marco del desarrollo y anuncio de la política energética del nuevo gobierno del Reino Unido, el Departamento de Energía y Cambio Climático británico (DECC) ha publicado un informe con las actuaciones concretas que en materia de política energética plantea desarrollar, previa consulta y debate, en las áreas de ahorro y mejora de la eficiencia energética, desarrollo de un futuro energético seguro y bajo en emisiones, gestión del “legado energético” a largo plazo, así como otras actuaciones en el marco de la lucha contra el cambio climático, tanto en el Reino Unido como en el contexto internacional. Enlaces: Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido, “Annual Energy Statement”, 27 de julio de 2010.
El Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC) del Reino Unido ha publicado un informe1 en el que expone las medidas concretas que en materia de política energética pretende llevar a cabo el nuevo gobierno británico, tras un período de consulta y debate que se extenderá a lo largo de los próximos meses. El punto de partida del informe es la necesidad de modificar la “forma en que la energía es producida y utilizada” con el objetivo de alcanzar un “sistema energético seguro, limpio, con bajas emisiones y asequible en el Reino Unido”, para lo que se requerirá movilizar un elevado volumen de inversiones por parte del sector privado2. El documento, cuyos precedentes dados a conocer desde el Regulador y la Administración anterior ya hemos comentado, señala asimismo, la relación entre política energética y reactivación económica, ya que la oportunidad de transformar el sector energético debe ser utilizada como palanca para salir de la recesión económica. En este sentido, el informe considera que la actuación del gobierno, en un marco de restricción del gasto público, debe servir de catalizador para el desarrollo de la inversión privada en nuevas infraestructuras y en eficiencia energética. El informe expone 32 actuaciones en materia de política energética que se estructuran en cuatro áreas: (a) mejora de la eficiencia y el ahorro energético en el marco del programa “Green Deal” y de la protección de consumidores vulnerables, (b) desarrollo de un suministro energético seguro y bajo en emisiones, (c) gestión del legado energético de forma responsable y eficiente en términos 1
La publicación de un informe de política energética que debe remitirse anualmente al Parlamento británico era un aspecto incluido en el programa del nuevo gobierno de coalición. 2
El gobierno británico ha publicado de manera simultánea un informe en el horizonte 2050, (“The 2050 Pathways Analysis”), con el objetivo de establecer un marco de discusión sobre las posibles actuaciones y sendas de reducción de emisiones al objeto de que en el año 2050 las emisiones de gases de efecto invernadero del Reino Unido sean un 80% inferiores a las registradas en 1990. www.energiaysociedad.es 2
27 de septiembre de 2010 Número 37 económicos, y (d) desarrollo de un programa de lucha contra el cambio climático ambicioso, tanto en el Reino Unido como en el ámbito internacional. Dentro del área de promoción del ahorro energético y la mejora de la eficiencia energética y que ocupa un lugar central dentro del documento, el informe señala en primer lugar la necesidad de mejorar la eficiencia energética en los hogares británicos, debido a sus elevados niveles de consumo3. En este sentido, el informe señala que las inversiones en eficiencia energéticas son rentables, ya que los ahorros en costes permiten recuperar la inversión inicial. Sin embargo, la falta de información por parte de los hogares y la necesidad de realizar una inversión inicial son dos elementos que actúan como barrera al desarrollo de las inversiones en eficiencia energética. Para ello, el gobierno británico establece entre sus medidas, el desarrollo del programa “Green Deal” (que tiene por objeto fomentar las inversiones en mejora de aislamiento térmico de los hogares, que se recuperarían a través de ahorros futuros en la factura energética), extender el programa de objetivos de reducción de emisiones de carbono, (“Carbon Emissions Reduction Target”, CERT) hasta el año 2012 y fomentar el desarrollo de “contadores inteligentes” (“smart meters”). En el área de eficiencia energética, el documento señala entre sus actuaciones la protección a los consumidores vulnerables y la promoción y desarrollo de medidas que faciliten el uso eficiente de la energía por parte de hogares, empresas y sector público. El segundo bloque de actuaciones tiene como objetivo mantener un suministro energético seguro en un contexto de transición hacia un sistema energético bajo en emisiones. El informe destaca claramente que el Reino Unido debe reducir su dependencia de los combustibles fósiles, con el objeto de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero y mejorar la seguridad, disponibilidad y reducir el coste económico de la energía a través de la diversificación. Entre algunas de las medidas que permitirán alcanzar dichos objetivos se encuentran las siguientes: (1) trabajar en el contexto internacional (fortaleciendo las relaciones con productores de gas natural como Qatar), (2) promover un crecimiento basado en bajas emisiones, al objeto de reducir la presión sobre los niveles y la volatilidad de los precios del petróleo, (3) influir en la Comisión Europea para que establezca una visión clara sobre la estrategia energética en el horizonte 2050, (4) mejorar la seguridad en la extracción de gas natural y petróleo (aumentando las inspecciones de las plataformas petrolíferas y gasistas), (5) mejorar el acceso a las infraestructuras energéticas y (6) mejorar la seguridad de suministro en el caso del gas natural, incrementando la capacidad de almacenamiento y de importación de gas natural, entre otras medidas. En relación con el fomento de la reducción de emisiones, el documento señala la publicación durante el año 2010 de un conjunto de propuestas para dar mayor claridad y soporte sobre el precio del carbono, así como influir en la Unión Europea para que el objetivo de reducción de emisiones para el año 2020 aumente, pasando del 20% al 30%. 3
El informe señala, a efectos ilustrativos, que los hogares británicos consumen más energía que los hogares suecos, aunque éstos últimos soportan inviernos más largos y duros. www.energiaysociedad.es 3
27 de septiembre de 2010 Número 37 Otras medidas se refieren a la creación de un banco de inversiones verde (“Green Investment Bank”) que facilite la financiación de las inversiones en activos que fomenten la reducción de emisiones. Asimismo, se incluyen acciones específicas sobre ciertas tecnologías, como las energías renovables en general y la eólica marina en particular, el análisis del potencial de la generación distribuida y de la micro‐generación, el fomento de la inversión en proyectos de demostración de captura y almacenamiento de carbono, o la eliminación de obstáculos innecesarios a la inversión en energía nuclear. Dentro del área de gestión del “legado energético”, el documento señala la necesidad evaluar las alternativas existentes para la gestión de residuos radioactivos, así como la necesidad de hacer frente a potenciales pagos financieros en el marco de la salud de los trabajadores del carbón. Finalmente, en el marco de las acciones de promoción de la lucha contra el cambio climático, el documento señala la necesidad de promover acciones de mitigación de los efectos del cambio climático, tanto en el Reino Unido como en el ámbito global, promoviendo el desarrollo las tecnologías bajas en emisiones en el extranjero y trabajando a favor de acuerdos internacionales vinculantes de reducción de emisiones entre otros aspectos. En el entorno actual de lenta recuperación económica y restricción al crédito las inversiones energéticas, especialmente en tecnologías y áreas novedosas, como son las inversiones en energías renovables y eficiencia energética, requieren un entorno regulatorio en el que el gobierno establezca sus objetivos y prioridades. En este sentido, la publicación de objetivos y actuaciones concretas por parte de los gobiernos, tras un debate público, así como el reconocimiento de la necesidad de establecer marcos claros en las que las empresas puedan realizar inversiones intensivas en capital y con períodos de amortización largos, son pasos en la correcta dirección para que las inversiones en el sector energético permitan reducir la senda de emisiones actual y puedan servir de palanca para acelerar la recuperación económica. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Seguridad de suministro y diversificación energética, Energías renovables y tecnologías del Régimen Especial, El cambio climático y los acuerdos internacionales. www.energiaysociedad.es 4
27 de septiembre de 2010 Número 37 Reflexiones de interés Informe de Lloyd’s y Chatham House sobre las oportunidades y riesgos estratégicos existentes en la transición hacia un nuevo paradigma energético. La empresa aseguradora Lloyd’s y el “think tank” británico Chatham House han elaborado de manera conjunta un informe en el que exponen las tendencias energéticas actuales, así como los retos y riesgos a los que las empresas en general (no únicamente las energéticas) se enfrentan en los próximos años y décadas. El punto de partida del informe es que nos encontramos en un proceso de transición hacia un nuevo paradigma energético, en el que existe un nivel de incertidumbre elevado respecto la forma en la que se produce y consume la energía. Enlace: Lloyd’s y Chatham House, "Sustainable energy security: strategic risks and opportunities for business”, Lloyd’s 360º Risk Insight, julio 2010.
El “think tank” Chatham House4 y la aseguradora Lloyd’s han elaborado un informe en el que se analizan los retos a los que se enfrenta el sector energético. Tal y como señala en el prefacio del informe el consejero delegado de Lloyd’s, el mundo ha entrado en un periodo de profunda incertidumbre sobre la forma en la que se va a obtener, transformar y utilizar la energía y por ello considera que en estos momentos nos encontramos ante el reto de desarrollar un “nuevo paradigma energético”. La lucha contra el cambio climático y las preocupaciones respecto la seguridad energética están generando una ola de iniciativas políticas e inversiones en todo el mundo que van a alterar de forma fundamental la forma en la que se gestiona y usa la energía. Este cambio se debe a que el crecimiento económico en las sociedades modernas se ha basado hasta ahora en un acceso relativamente barato a combustibles fósiles. Sin embargo, el informe considera que (a) el incremento del consumo energético de las economías emergentes, (b) la existencia de restricciones en la extracción y producción de combustibles fósiles y (c) el reconocimiento internacional de que la senda actual de emisiones de gases de efecto invernadero puede causar un “caos climático”, son factores que hacen que el modelo actual basado en el uso de combustibles fósiles se haya quedado obsoleto. China y las economías asiáticas emergentes tienen actualmente un peso importante en los mercados energéticos y por ello su importancia sobre la seguridad energética mundial aumentará en el futuro. Así, su desarrollo económico es uno de los motores del crecimiento de la demanda energética mundial. De hecho, tanto su producción de carbón como la gestión de sus reservas 4
Chatham House es una institución independiente situada en Londres y creada en 1920, cuyo objetivo es desarrollar análisis independiente y generar debates informados sobre un amplio espectro de aspectos relacionados con las relaciones internacionales. www.energiaysociedad.es 5
27 de septiembre de 2010 Número 37 estratégicas de petróleo y gas natural serán elementos que tendrán un efecto importante sobre los mercados internacionales. Finalmente, el hecho que estos países se estén convirtiendo en las “fábricas del mundo”, supone que el efecto que la situación energética tenga en los países asiáticos afectará a muchas industrias localizadas en otras partes del planeta. El informe considera que los mercados energéticos continuarán manteniendo niveles de volatilidad elevados y, en el caso del petróleo, considera que existe bastante probabilidad de incrementos de precios en el futuro debido a los mayores costes asociados a su extracción en entornos de mayor dificultad, como la extracción de petróleo de “aguas profundas”. Por ello, el informe señala que existe el riesgo de una crisis de suministro de petróleo a medio plazo por la combinación de dos factores: la insuficiente en capacidad de extracción realizada en las dos últimas décadas y el crecimiento de la demanda una vez se supere la crisis económica. La crisis de suministro llevaría, según el informe, a un incremento sustancial de precios que desencadenaría medidas drásticas por parte de los gobiernos para cortar la dependencia del petróleo. En relación con la mitigación de los problemas derivados del cambio climático, el informe señala que sin un acuerdo internacional sobre el tema, cada país o región económica realizará una transición hacia un nuevo sistema energético a velocidades diferentes. En este sentido, el informe considera que aquellos países que tengan éxito en la implementación de sistemas energéticos con bajas emisiones, eficientes y competitivos en términos de coste, tendrán mayores posibilidades de influir en el resto y exportar sus avances tecnológicos y sus habilidades. Sin embargo, para que estos avances tecnológicos se produzcan es necesario incentivar las inversiones privadas; en este sentido, la inexistencia de compromisos políticos vinculantes puede inhibir la confianza de los inversores. Por ello, los gobiernos jugarán un papel crucial a la hora de determinar las políticas y los incentivos que generen las condiciones de inversión adecuadas, con énfasis en los marcos de colaboración público‐privada como catalizadores de estas condiciones. Según el informe, la introducción de esquemas de “cap and trade” de derechos de emisión de CO2 supone un aumento del coste de la energía y la estrategia de mitigación de emisiones más efectiva es la reducción del consumo de combustibles fósiles. De hecho, el informe considera que los niveles de emisión de carbono de las actividades de gobiernos y empresas cada vez tendrán mayor relevancia para los consumidores y los ciudadanos. El mayor escrutinio de la sociedad hacia los niveles de emisiones se traducirá en un incremento de las exigencias sobre los estándares de emisiones así como una generalización del etiquetado con los niveles de emisiones. Por ello, en muchos sectores la capacidad de calcular de forma anticipada y reducir las emisiones producidas durante la vida de los productos y durante su proceso de producción será una fuente de aumento de competitividad. Las empresas deben por ello hacer frente al impacto que tienen en sus negocios el consumo energético y las restricciones sobre los niveles de emisiones de forma integrada, actuando sobre todas los componentes de la cadena de valor. El informe señala a modo ilustrativo que menores márgenes comerciales en productos de alimentación (provocados por el alza del coste de la energía www.energiaysociedad.es 6
27 de septiembre de 2010 Número 37 y del precio del carbono) supondrán que algunos productos importados dejen de ser competitivos frente a los producidos localmente. En esta misma línea, aquellas empresas que trabajen con esquemas “just in time” y que actualmente suponen que la energía está siempre disponible a lo largo de todas las actividades de la cadena de valor deberán reevaluar su logística, de tal manera que se vuelva más robusta frente a potenciales crisis energéticas y a mayores precios. En caso contrario, estos shocks energéticos pueden aumentar la vulnerabilidad de la empresa, afectando a su reputación y a su rentabilidad ante la posibilidad de no ser capaces de suministrar sus productos y servicios en caso de producirse una crisis energética. Finalmente, el informe destaca que durante los últimos años se ha producido un importante incremento de inversiones en energías renovables y en algunos países se están planificando desarrollando programas pilotos de desarrollo de redes inteligentes (“smart grids”). Esta situación ha generado nuevas oportunidades de colaboración entre productores y suministradores de energía, otras empresas industriales y consumidores. Estas nuevas oportunidades vienen acompañados de nuevos riesgos, como pueden ser la potencial escasez de componentes esenciales para las tecnologías de energía limpia, o la vulnerabilidad de ciertas infraestructuras de los sistemas energéticos, que cada vez son más dependientes de las tecnologías de la información. La lucha contra el cambio climático, la creciente influencia de las economías emergentes, especialmente asiáticas, en los mercados internacionales de mercancías energéticas y el desarrollo de nuevas tecnologías de producción y consumo de energía eléctrica suponen en términos generales un incremento del coste de la energía y un aumento de la incertidumbre. Contextos de incertidumbre y cambio tecnológico requieren que las empresas analicen sus capacidades al objeto de realizar las inversiones en aquellas áreas en las que disponen de ventajas competitivas. Sin embargo, en un contexto de incertidumbre es necesario que los gobiernos tomen decisiones que sienten unas bases claras sobre las que las empresas tomen sus decisiones de inversión, posiblemente fomentando marcos de colaboración público‐privada. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Cambio climático a futuro y sector eléctrico, El cambio climático y los acuerdos internacionales, Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico. www.energiaysociedad.es 7
27 de septiembre de 2010 Número 37 Revisión de los esquemas de tarifas de acceso a las redes eléctricas en cuatro mercados eléctricos. Dos investigadores del Massachussets Institute of Technology (MIT) acaban de publicar un documento de trabajo en el que analizan el problema del diseño óptimo de tarifas eléctricas y comparan los esquemas de tarifas de redes en cuatro mercados eléctricos (Nueva Inglaterra, Australia, Portugal y España). La principal conclusión de los autores es que para alcanzar un diseño óptimo de tarifas de redes debe resolverse el dilema de elegir entre opciones y alternativas diversas (con implicaciones en términos de eficiencia), teniendo en cuenta tanto las características técnicas y económicas del sistema como otros objetivos de política regulatoria y energética secundarios, además de garantizar que las empresas de redes puedan recuperar los costes de construcción y mantenimiento de las redes eléctricas. Enlace: V. Sakhrani y J. E. Parsons, "Electricity Network Tariff Architectures. A Comparison of Four OECD Countries”, CEEPR 10‐008, julio de 2010.
Aunque el estudio de Sakhrani y Parsons no tiene por objetivo responder a la pregunta de cuál es el diseño de tarifas óptimo, revisa los principales problemas relacionados con el diseño de éstas, analizando los principios que deben guiar la determinación de tarifas de redes y revisando las experiencias en cuatro sistemas eléctricos para ilustrar las principales opciones y alternativas que tienen los reguladores energéticos a la hora de fijar la estructura tarifaria. En la primera parte del artículo, los autores identifican las principales características de las redes eléctricas que tienen relevancia a la hora de diseñar tarifas de redes. Las redes eléctricas se consideran monopolios naturales, con economías de escala y alcance en el servicio de transporte de electricidad. Esto implica que el regulador juega un papel primordial en determinadas decisiones que afectan al funcionamiento de las redes (regulación en general de la actividad, fijación de los esquemas de retribución de las empresas de redes, etc.) Por otra parte, la regulación de la actividad y de los ingresos de las empresas debe complementarse con incentivos a una operación eficiente. Una segunda característica fundamental de las redes eléctricas es que ofrecen recursos que son compartidos por muchos agentes, complicando las decisiones sobre cómo desarrollar las redes o cómo asignar costes ligados a la seguridad de operación, a restricciones en las redes, a pérdidas, etc. El método de asignación de los costes tiene implicaciones sobre decisiones de los generadores (dónde ubicarse, por ejemplo) y de las empresas de redes y de los reguladores (cómo desarrollar las redes, qué niveles de calidad de suministro y de operación deben fijarse, etc.) El diseño de las tarifas eléctricas permite asignar los costes de las redes y crear incentivos relacionados con las inversiones en generación y en redes y con el uso de las redes por todos los agentes (generadores y consumidores). Las estructuras tarifarias dividen en general los términos tarifarios en cuatro grupos: (a) cargos por conexión (que pueden incluir o no los costes adicionales www.energiaysociedad.es 8
27 de septiembre de 2010 Número 37 ligados a los refuerzos de las redes en puntos distintos al punto de conexión)5, (b) términos ligados al uso de las redes, que permiten recuperar los costes de inversión y operación y mantenimiento de las redes, (c) cargos ligados a servicios comerciales (facturación, servicios de atención a los clientes, etc.) y (d) otros cargos ligados a costes de políticas energéticas (moratoria nuclear, desmantelamiento de instalaciones nucleares, subsidios cruzados a determinados tipos de consumidores, costes varados ligados a los procesos de reestructuración de los sectores energéticos, esquemas de apoyo a las energías renovables, etc.). Para cada uno de estos términos existen diversas alternativas de diseño y definición de las tarifas concretas: cómo se estiman los costes, cómo se diferencian geográficamente, por tipo de consumidor o por nivel de tensión de la conexión, si reflejan costes medios o marginales, etc. La combinación de todas estas decisiones de diseño concreto de las tarifas dará lugar a un conjunto de incentivos para generadores, consumidores y para las empresas que prestan los servicios de redes. Tras revisar las principales alternativas de diseño de la estructura tarifaria, Sakhrani y Parsons analizan los factores que influencian las decisiones concretas entre las distintas alternativas que se presentan a la hora de diseñar las tarifas y que varían entre los distintos sistemas eléctricos. Entre ellos, incluyen algunas restricciones regulatorias, como la garantía de acceso universal, la calidad de servicio (que puede definirse en términos de seguridad de suministro, calidad de tensión y de onda y/o calidad de los servicios comerciales), la necesidad de garantizar una capacidad de transporte suficiente para hacer frente al crecimiento de la demanda y a la expansión de la capacidad de generación o la necesidad de recuperar costes de políticas energéticas o regulatorias. Los principios que deben guiar el diseño de las tarifas, según Sakhrani y Parsons, pueden dividirse en tres grupos: (a) principios ligados a la sostenibilidad del sistema, como el acceso universal, la recuperación total de los costes reconocidos para que el sistema sea viable financieramente, la aditividad de las componentes tarifarias, etc., (b) principios ligados a la eficiencia económica, incluyendo la eficiencia productiva, la eficiencia asignativa o la equidad,6 y (c) principios ligados a la protección de los consumidores (transparencia, simplicidad, estabilidad). Sakhrani y Parsons recuerdan que existen conflictos inherentes entre algunos de estos principios (por ejemplo, eficiencia productiva y asignativa vs. simplicidad, o equidad vs. acceso universal) y que el diseño de tarifas implicará elegir entre alternativas con implicaciones diversas. En la segunda parte del artículo, Sakhrani y Parsons revisan las estructuras tarifarias vigentes en cuatro sistemas eléctricos: Nueva Inglaterra (este de los EE.UU.), Australia, Portugal y España. En el caso de Nueva Inglaterra, los autores destacan la separación clara en las tarifas vigentes entre 5
Cuando no incluyen los costes de los refuerzos, las tarifas recogen los costes “superficiales” o directamente ligados al punto de conexión (“shallow tariffs”). En caso de que incluyan todo o parte del coste de los refuerzos que puedan requerirse en otras partes de la red, las tarifas son “profundas” (“deep tariffs”). 6
La eficiencia productiva implica que los servicios de redes deben prestarse al mínimo coste posible, mientras que la eficiencia asignativa implica que los consumidores deben pagar por los servicios de redes en función de su valoración de los mismos. Equidad, para Sakhrani y Parsons, implica que consumidores de la misma categoría que demanden los mismos servicios deben pagar lo mismo por ellos, independientemente del uso final que hagan de la electricidad. www.energiaysociedad.es 9
27 de septiembre de 2010 Número 37 componentes ligados al coste de las redes y componentes ligados al coste de la energía, con un componente de pequeña magnitud de costes ligados a políticas energéticas. La tarifa de transporte es única en toda Nueva Inglaterra, mientras que las tarifas de distribución tienen diferenciación geográfica y por nivel de tensión y por periodo horario. La generación distribuida recibe ingresos por uso de las redes cuando inyecta energía en las redes de distribución. En el caso de Australia, las tarifas de redes difieren en cada estado y, dentro de cada uno, por nivel de tensión y por periodo horario. Algunos consumidores pagan tarifas nodales con un componente de distancia y capacidad de conexión, debido a las grandes distancias entre los centros de generación y de consumo. Las tarifas de distribución se basan en costes medios en cada nivel de tensión, con diferenciación por periodo horario. En general, el tamaño de las áreas de distribución y la heterogeneidad entre las mismas implica subsidios cruzados entre grupos de consumidores (p. ej., desde los consumidores urbanos hacia los rurales). La generación distribuida –conectada a las redes de distribución— recibe pagos por los costes evitados a las redes de transporte. Los casos de Portugal y España son bastante parecidos. En ambos casos, las tarifas de redes incluyen componentes ligados a los costes de las redes y otros ligados a costes de políticas energéticas (en el caso de España, suponen casi el 50% de los costes que soportan las tarifas). Las tarifas son uniformes dentro de cada territorio y ofrecen diferenciación por grupo de consumidor, por nivel de tensión y por periodo horario. En ambos casos, una gran parte de los consumidores paga tarifas integrales (tarifas de último recurso) que incluyen los costes de acceso más los costes ligados a la energía. En ambos casos, estas tarifas pueden dar lugar a déficit de ingresos, aunque el problema es de mucha mayor magnitud en el caso de España, donde, según el regulador energético (CNE) la cantidad de ingresos reconocidos pendientes de cobro a finales de diciembre de 2009 superaba los 15.000 millones de €. Finalmente, la generación renovable y de pequeño tamaño recibe subsidios por el uso de las redes a través de los esquemas de retribución del llamado “régimen especial”. El artículo de Sakhrani y Parsons pone de manifiesto la complejidad que supone diseñar un esquema de tarifas óptimo. Pese a la potencial inconsistencia entre distintos principios tarifarios, en general los marcos tarifarios deberían garantizar la suficiencia de ingresos, la aditividad de los costes y la eficiencia productiva y, en la medida de lo posible, asignativa, con el objetivo de incentivar inversiones necesarias para adecuar las redes al crecimiento de la demanda y la expansión de la generación (también distribuida) y eficiencia en el consumo de energía y en la ubicación geográfica de los agentes (tanto generadores como consumidores). La experiencia de España, en comparación con otros países, muestra la insostenibilidad de esquemas de tarifas de acceso e integrales, como la Tarifa de Último Recurso, que no reflejen todos los costes. Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Actividades reguladas y tarifas de acceso, Suministro de Último Recurso.
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27 de septiembre de 2010 Número 37 Evolución de los mercados energéticos El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses durante el período analizado (del 8 al 22 de septiembre) aumentó en torno a un 4% respecto del nivel medio registrado durante la quincena anterior, alcanzándose para los contratos a 1 y 3 meses precios medios de 78,3$/bbl y 79,1 $/bbl, respectivamente. Los precios medios de los contratos de carbón europeo (API2 ARA) con vencimiento en el mes de octubre y en el cuarto trimestre de 2010 (Q4‐10) se situaron en 91,9 $/t y 94,2 $/t, respectivamente (+0,5% y +2% respecto del periodo anterior). Los precios del gas natural en NBP evolucionaron de forma dispar, dependiendo del horizonte de entrega sin representar en ninguno de los casos variaciones notables (+1,2% para las entregas en octubre y ‐0,6% para las entregas en Q4 2010). En el caso de los derechos de emisión, el precio medio del contrato EUA‐10 aumentó un 0,5% respecto de la quincena anterior, situándose en los 15,4 €/t. Por otra parte, durante el periodo de análisis se observaron incrementos moderados en los precios de spot de la electricidad en los mercados europeos a excepción del mercado italiano. Durante la quincena analizada, los precios del barril Brent compensaron la caída registrada durante el mes de agosto, produciéndose incrementos en los precios medios de los contratos a 1 y 3 meses del 4,2% y el 3,2% respectivamente, acercándose así los precios al extremo superior del rango entre 75 $/bbl – 80 $/bbl. Los precios del carbón por su parte, crecieron ligeramente dentro de la estabilidad que ha caracterizado en los últimos meses el comportamiento de los precios de los contratos API2 ARA con vencimiento en octubre y Q4‐10, que, con incrementos del 0,5% y 2%, se situaron en 91,9 $/t y 94,2 $/t, respectivamente. Los precios spot del gas natural en el Reino Unido (NBP) reflejaron durante la última quincena movimientos laterales, dando lugar a variaciones entre los precios medios quincenales del +1,2% y el ‐0,6% para los vencimientos en octubre y en el Q4‐10 respectivamente, manteniéndose los precios en torno a 18 €/MWh. Durante el mismo periodo, los precios al otro lado del Atlántico (Henry Hub) compensaron parte de la caída de las últimas semanas, con un incremento del +3,2% en sus precios medios quincenales, recortándose ligeramente el diferencial de precios entre Europa y los EE.UU. En el mercado de derechos de emisión de CO2, el precio del contrato con vencimiento en diciembre de 2010 se mantuvo relativamente estable, acabando el periodo analizado con cotizaciones por debajo de los 15 €/t. Los precios spot de la electricidad en Europa sufrieron incrementos moderados en todos los mercados europeos, con la ya habitual asonancia del precio del mercado italiano, que descendió un 10,3% respecto de la quincena anterior. En el mercado ibérico destaca el nuevo incremento del diferencial entre los precios españoles y portugueses, alcanzándose 2,5 €/MWh. Los precios en los mercados ibéricos se mantuvieron por encima de los precios en Francia y Alemania. www.energiaysociedad.es 11
27 de septiembre de 2010 Número 37 En el mercado español a plazo, mientras que el precio de las entregas en el último trimestre del año permaneció estable, los precios para el contrato carga base 2011 se depreciaron en un 3,64%. Al contrario ocurrió en los mercados francés y alemán, en los que descendieron (‐2,7%) los precios de los contratos Q4 10, permaneciendo estables (en torno a 50 €/MWh) los de los contratos Cal 2011. Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. Precio medio spot (€/MWh) 08/09‐22/09 24/08‐07/09 Variación (%) España OMIE 46,39 46,07 +0,68% Portugal OMIE 48,98 48,11 +1,80% Francia 44,11 42,61 +3,52% Alemania 43,79 43,38 +0,94% Italia GME 66,16 73,73 ‐10,27% Nord Pool 49,16 47,80 +2,85% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE. Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa. 100
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Nord Pool
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GME
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25‐ago‐10
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OMEL (Portuga l )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 18‐ago‐10
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11‐ago‐10
28‐jul‐10
7‐jul‐10
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23‐jun‐10
9‐jun‐10
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2‐jun‐10
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19‐may‐10
5‐may‐10
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14‐abr‐10
31‐mar‐10
24‐mar‐10
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24‐feb‐10
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27‐ene‐10
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30‐dic‐09
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€/MWh
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27 de septiembre de 2010 Número 37 Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa. 110
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0
OMEL (Portuga l )
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 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
08/09‐22/09 24/08‐07/09 % Var. Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 78,32 75,15 +4,22% Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 79,13 76,67 +3,21% Gas natural (NBP) entrega en Octubre‐2010 €/MWh 17,37 17,17 +1,16% Gas natural (NBP) entrega en Q4‐2010 €/MWh 18,64 18,74 ‐0,57% Carbón API2 ARA entrega en Octubre‐2010 $/t 91,89 91,43 +0,51% Carbón API2 ARA entrega en Q4‐2010 $/t 94,22 92,41 +1,96% Derechos de CO2 entrega en Dic.‐2010 €/t 15,40 15,33 +0,45% Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. www.energiaysociedad.es 13
27 de septiembre de 2010 Número 37 Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales). Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje izqdo.)
Gas natural NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.)
CO2 Dic‐2010 (€/t, eje dcho.)
22‐sep‐10
2‐sep‐10
12‐sep‐10
23‐ago‐10
3‐ago‐10
Brent futuro a 1 mes ($/bbl, eje izqdo.)
13‐ago‐10
14‐jul‐10
24‐jul‐10
4‐jul‐10
24‐jun‐10
4‐jun‐10
14‐jun‐10
25‐may‐10
5‐may‐10
15‐may‐10
25‐abr‐10
5‐abr‐10
15‐abr‐10
26‐mar‐10
6‐mar‐10
16‐dic‐09
16‐mar‐10
10
24‐feb‐10
70
14‐feb‐10
12
4‐feb‐10
75
25‐ene‐10
14
5‐ene‐10
80
15‐ene‐10
16
26‐dic‐09
85
6‐dic‐09
18
26‐nov‐09
90
6‐nov‐09
20
16‐nov‐09
95
27‐oct‐09
22
17‐oct‐09
100
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange. Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh). 08/09‐22/09 24/08‐07/09 Variación (%) España entrega en Q4‐2010 45,89 45,66 +0,48% España entrega en 2011 56,35 58,47 ‐3,64% Francia entrega en Q4‐2010 49,79 51,17 ‐2,70% Francia entrega en 2011 45,11 45,16 ‐0,12% Alemania entrega en Q4‐2010 51,66 53,09 ‐2,70% Alemania entrega en 2011 49,87 50,79 ‐1,81% Fuente: OMIP, Powernext y EEX. www.energiaysociedad.es 14
27 de septiembre de 2010 Número 37 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
€/MWh
60
50
40
30
España
Francia
21‐sep‐10
1‐sep‐10
12‐ago‐10
23‐jul‐10
3‐jul‐10
13‐jun‐10
24‐may‐10
4‐may‐10
14‐abr‐10
25‐mar‐10
5‐mar‐10
13‐feb‐10
24‐ene‐10
4‐ene‐10
15‐dic‐09
25‐nov‐09
5‐nov‐09
16‐oct‐09
20
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX. Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en 2011, Cal + 1 (medias semanales). 60
55
45
40
35
España
Francia
21‐sep‐10
1‐sep‐10
12‐ago‐10
23‐jul‐10
3‐jul‐10
13‐jun‐10
Alemania
Fuente: OMIP, Powernext y EEX.
24‐may‐10
4‐may‐10
14‐abr‐10
25‐mar‐10
5‐mar‐10
13‐feb‐10
24‐ene‐10
4‐ene‐10
15‐dic‐09
5‐nov‐09
25‐nov‐09
30
16‐oct‐09
€/MWh
50
www.energiaysociedad.es 15