15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          

Boletín de Energía y Sociedad 

Número 48, 15 de marzo de 2011 www.energiaysociedad.es

CONTENIDO Novedades en el sector p. 2   Eurelectric presenta un  informe con recomendaciones regulatorias para facilitar el 

desarrollo de redes de distribución inteligentes.p. 2 

Reflexiones de interés p. 6   Análisis  de  la  viabilidad  futura  de  la  tecnología  de  captura,  transporte  y 

almacenamiento de CO .2p. 6 

  Requerimientos  de  capacidad  de  reserva  y  precios  en momentos  de  escasez  de generación en un contexto de expansión de las energías renovables.

p. 10 

Evolución de los mercados energéticos p. 13 

 EN ESTE NÚMERO… 

...presentamos como novedad un informe de Eurelectric en el que evalúa el marco regulatorio de la actividad de distribución eléctrica en Europa y su adecuación al reto que supone desarrollar redes  inteligentes. Según Eurelectric,  los  operadores  de  sistemas  de  distribución  de  electricidad  no  cuentan  en  la  actualidad  con incentivos adecuados para realizar las inversiones que serían necesarias en la transición a una economía con bajo nivel de emisiones y mayor eficiencia energética, por lo que se precisa una reforma profunda del modelo regulatorio vigente en la mayoría de los Estados miembros. 

En  el  apartado  de  reflexiones  de  interés,  presentamos  un  documento  de  trabajo  de  varios  investigadores alemanes en el que estudian la viabilidad futura de la tecnologías de captura, transporte, almacenamiento de CO2  y  su  capacidad  para  actuar  como  “tecnología  puente”  entre  el  mix  energético  actual,  basado  en combustibles fósiles, y un mix energético futuro con una elevada penetración de energías renovables. Además, revisamos el contenido de uno de los paneles de la última sesión plenaria del Harvard Electricity Policy Group, celebrada  en  diciembre  de  2010,  en  el  que  varios  expertos  debatieron  acerca  de  las  implicaciones  de  las políticas  medioambientales  orientadas  a  la  reducción  de  emisiones  contaminantes  y  a  la  integración  de energías  renovables en  los  sistemas eléctricos  sobre  los  requerimientos de  capacidad de  reserva  y  sobre  la formación de los precios de la electricidad. 

En los mercados de commodities energéticas se produjeron ascensos de precios generalizados (7‐8% en el caso del petróleo Brent y del gas natural con entrega en NBP y 3‐4% en el caso del carbón ARA y de los derechos de emisión  de  CO2).  La  catástrofe  natural  ocurrida  en  Japón  el  11  de  marzo  abre  un  periodo  de  gran incertidumbre en todos los mercados de energía, por su potencial impacto sobre la economía global. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    1 

 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          

Novedades en el sector 

Eurelectric presenta un informe con recomendaciones regulatorias para facilitar el desarrollo de redes de distribución inteligentes. 

Eurelectric,  la  asociación  que  representa  a  las  principales  empresas  eléctricas  europeas,  ha presentado un informe en el que evalúa el marco regulatorio de la actividad de distribución eléctrica en Europa y su adecuación al reto que supone desarrollar redes  inteligentes. Según Eurelectric,  las empresas  de  distribución  de  electricidad  (distribution  system  operators,  DSOs)  no  cuentan  en  la actualidad con los incentivos adecuados para realizar las inversiones que serían necesarias en la red para  garantizar  la  transición  a  una  economía  con  bajo  nivel  de  emisiones  y  mayor  eficiencia energética,  caracterizada  por  la  integración  a  gran  escala  de  generación  distribuida  y  energías renovables,  vehículos  eléctricos,  gestión  de  la  demanda  con  participación  activa  de  los consumidores,  etc.  Por  ello,  Eurelectric  argumenta  que  se  precisa  una  reforma  del  modelo regulatorio  para  la  actividad  de  distribución  que  cree  condiciones  de  inversión más  atractivas  a través de esquemas de tarifas más eficientes y que facilite el acceso en condiciones más favorables a fuentes  de  financiación  para  I+D  y  puesta  en marcha  de  proyectos  piloto  de  redes  inteligentes. Eurelectric  apuesta  por  “flexibilizar”  las  redes  existentes mediante  inversiones  en  tecnologías  de información  y  comunicación  (TIC)  para  redes  inteligentes,  lo  que  permitiría  integrar  las  energías renovables y facilitar la gestión activa de la demanda optimizando la gestión de los flujos eléctricos mediante una monitorización y un control más sofisticados, limitando la necesidad de nuevas líneas. 

Enlace: Eurelectric, “Regulation for smart grids”, febrero de 2011.

Los  distribuidores  (DSOs)  se  enfrentan  en  la  actualidad  a  una  serie  de  retos  derivados  de  los objetivos 20‐20‐201 de  la Unión Europea, entre  los que destacan  la  integración  a  gran escala de generación  distribuida  (GD)2  de  carácter  intermitente,  vehículos  eléctricos,  bombas  de  calor  y sistemas de almacenamiento eléctrico y gestión activa de  la demanda eléctrica, entre otros. Para afrontar estos retos con garantías, será necesario ampliar y mejorar los sistemas de distribución. Sin embargo,  el  actual marco  regulatorio  en  la mayor  parte  de  los  Estados miembros  de  la  UE  no incentiva suficientemente las inversiones requeridas, lo que incrementará, de no cambiar, el riesgo de restricciones en  las redes de distribución, cortes de suministro, barreras para  la  integración de energías renovables y una menor calidad de suministro.  

1 Los objetivos 20‐20‐20 de la UE consisten en alcanzar en 2020 una reducción del 20% de emisiones de gases de efecto invernadero, una cuota del 20% de fuentes renovables en el consumo final de energía y un 20% de ahorro en el consumo de energía. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    2 

2 Las instalaciones de generación distribuida (GD) son aquellas que producen energía (con cualquier tecnología) cerca de los puntos de consumo y se conectan a las redes de distribución. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          Asumiendo una reforma de los marcos regulatorios que genere incentivos adecuados a la inversión, los DSOs tendrían ante sí dos opciones estratégicas para el desarrollo de “smart grids”: una, menos preferible  según  Eurelectric,  denominada  “integrar  e  ignorar”  (“fit  and  forget”),  consistente  en realizar grandes  inversiones en  líneas y activos de distribución adicionales que preparen  las redes para  la  integración  masiva  de  energías  renovables,  y  otra,  considerada  óptima,  denominada “estrategia de redes  inteligentes” (“smart grid approach”), que consiste en realizar  inversiones en tecnologías  de  información  y  comunicación  (TIC)  que  permitan  optimizar  los  activos  existentes, reduciendo la necesidad de instalación de nuevas líneas. Aunque la adopción de redes inteligentes requiera una mayor  inversión en  capital  a  corto  y medio plazo  (unos 480.000 millones de euros hasta 2035 en  todo el mundo,  según el escenario de nuevas políticas del World Energy Outlook 2010 de la Agencia Internacional de la Energía), a largo plazo resultaría en una mejor asignación de los recursos disponibles, ya que no sólo facilitaría una mayor penetración de generación distribuida y una optimización de  los activos existentes, sino que también permitiría  la participación activa de los consumidores en la gestión de la demanda y el incremento en la eficiencia energética mediante el uso adecuado de  la energía  (utilizando, por ejemplo,  “contadores  inteligentes”)  y  la  venta del exceso de energía contratada  (p. ej., mediante vehículos eléctricos o a  través de  instalaciones de cogeneración).  Además,  los  DSOs  contarían  con  nuevas  herramientas  para  la  operación  de  los sistemas eléctricos que mejorarían la gestión de los flujos eléctricos de forma más sofisticada. 

Sin embargo, el marco regulatorio actual, que en general incentiva la eficiencia en costes mediante la reducción de los gastos operativos, resulta inadecuado para incentivar las inversiones necesarias. Un estudio de Eurelectric analizando datos correspondientes al año 2007 procedentes de 45 DSOs europeos3 muestra que el 75% de ellos obtiene una rentabilidad del capital  invertido  inferior a su coste de capital (WACC)4, lo que implica que muchos DSOs destruyen valor, en lugar de crearlo5. Por ello, Eurelectric argumenta que resulta necesario revisar el modelo regulatorio para que considere los beneficios a  lo en toda  la cadena de valor del suministro eléctrico de  las  inversiones en redes inteligentes mediante tasas de rentabilidad del capital invertido adecuadas y el reconocimiento de las inversiones necesarias (en TIC, contadores inteligentes, etc.) en el valor regulatorio de los activos (RAB, del inglés Regulatory Asset Base)6 con un período más corto de amortización. 

Para evaluar  las áreas de mejora en  la regulación actual de  la actividad de distribución de energía eléctrica, Eurelectric llevó a cabo un estudio acerca del esquema de incentivos para el desarrollo de “smart  grids”  utilizando  información  través  de  cuestionarios  enviados  a  empresas  de  16  países 

3 Ver AIE (2009), “The Financial Situation of DSOs”. 4 El WACC de una empresa es el promedio ponderado del coste del capital propio y el coste de la deuda de esa empresa. 5 Un nivel insuficiente de rentabilidad, unido a inestabilidad regulatoria o de los resultados del modelo regulatorio, especialmente en lo concerniente a la evaluación del riesgo, supone el peor escenario. España y Noruega ofrecen la peor combinación posible de estos dos factores, con una rentabilidad alcanzable por las empresas muy por debajo de la rentabilidad reconocida en el marco regulatorio y baja estabilidad regulatoria. En el extremo opuesto se sitúan Finlandia, Reino Unido y Eslovenia. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    3 

6 El valor regulatorio de  los activos (RAB) es el de  los activos de cada DSO que el regulador utiliza para calcular  la retribución de  la actividad, los esquemas de incentivos, etc. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          europeos.  Uno  de  los  obstáculos más  importantes  a  las  inversiones  en  redes  inteligentes  es  el retraso  a  la  hora  de  reconocer  las  inversiones  en  capital  (capex)  a  la  hora  de  fijar  los  ingresos reconocidos a las empresas, que genera distorsiones financieras y, generalmente, impide que éstas puedan alcanzar la rentabilidad que reconoce el marco retributivo. Este problema surge cuando se “desacoplan”  las  sendas de  ingresos  reconocidos y  costes  reales7 y es  común a  los esquemas de ingresos  sujetos a un  techo  (revenue  caps)  sin que existan ajustes adicionales. Este problema es relevante en tres países europeos: Alemania, Países Bajos y Eslovaquia8. El resto de los países evita las distorsiones a través de diferentes mecanismos, como combinar techos de ingresos con una de planificación de costes de inversión a lo largo del periodo regulatorio (como es el caso de Portugal, Francia y Reino Unido, por ejemplo), o  introducir un factor de  inversión en  la fórmula de  ingresos que reduce el retraso en el reconocimiento del capex a dos años, o ajustes  (“mark‐ups”) sobre el WACC  reconocido que permiten  incrementar  la  rentabilidad del  capital  invertido  cuando el valor contable de los activos crece. Otro problema regulatorio que dificulta la transición hacia sistemas de redes  inteligentes  es  que  los  esquemas  retributivos  generalmente  no  tienen  en  cuenta  el  valor social añadido que suponen las inversiones en redes inteligentes. Los procesos de evaluación de la eficiencia,  basada  habitualmente  en métodos  de  “benchmarking”9,  en  redes  de  referencia  o  en costes estándares, no aceptarán una inversión en redes inteligentes como “eficiente” a menos que se realicen ajustes que consideren el mencionado valor añadido. 

Según  Eurelectric,  los  esquemas  regulatorios  orientados  a  los  servicios  prestados,  medidos mediante  criterios  adecuados  (calidad de  servicio,  fiabilidad en  la operación,  acceso  al mercado, etc.), en  lugar de  inputs técnicos, es una solución regulatoria razonable. Su principal problema, sin embargo, es  la dificultad para definir criterios de rendimiento10. Para  facilitar su  implementación, ERGEG  ha manifestado  su  intención  de  desarrollar  objetivos  e  indicadores  de  rendimiento  que permitan  a  los  organismos  reguladores  nacionales  evaluar  el  progreso  de  la  inversión  en  redes inteligentes, aunque hay que tener en cuenta, sobre todo para ejercicios de benchmarking, que los resultados dependerán de  las características de  la demanda, el clima,  la evolución histórica de  la red,  la  orografía,  etc.  Sin  embargo,  antes  de  implementar  este  tipo  de  regulación  es  necesario revisar el sistema regulatorio en su totalidad para eliminar las restricciones actuales a la inversión. 

7  En  concreto,  el  problema  aparece  cuando  la  senda  de  ingresos  reconocidos  durante  un  periodo  regulatorio  (período  de  una duración  entre  4  y  7  años  en  el que  se  aplican  los  incentivos  o  sistemas de  cálculo de  la  retribución  reconocida  establecidos  al finalizar el período anterior) no incluye una estimación de las inversiones que se realizarán durante éste, por lo que los ingresos que percibe la empresa no reflejan los costes en los que realmente incurre. 8  En  Alemania,  por  ejemplo,  el  retraso  entre  3  y  7  años  en  reconocer  las  inversiones  realizadas  e  incorporarlas  a  los  ingresos reconocidos hace imposible que las empresas de distribución puedan alcanzar la rentabilidad esperada sobre el capital propio. 9 Comparaciones entre los resultados de las empresas que intentan controlar por todos aquellos factores que las hacen diferentes (p. ej., tamaño, orografía, demanda, clima, etc.) 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    4 

10 Para que este tipo de regulación funcione,  las empresas deben ser capaces de modificar el  indicador de “output”,  los  incentivos deben  ser  consistentes  (p.  ej.,  las  inversiones  en  redes  inteligentes  no  pueden  dar  lugar  a  reducciones  en  los  indicadores  de eficiencia) y el esquema retributivo debe ser suficientemente flexible como para adaptarse a las distintas realidades de las redes. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          El informe de Eurelectric señala también que la instalación de equipos TIC para redes inteligentes y la  instalación de contadores  inteligentes con funciones avanzadas serán  la clave para el desarrollo de  soluciones  innovadoras  que  permitan  una  mejor  integración  de  generación  distribuida.  Sin embargo, la instalación de este tipo de contadores se encuentra muy retrasada en la mayoría de los países, en general debido a la falta de un mandato regulatorio claro y a una rentabilidad insuficiente para  las  inversiones  requeridas.  De  los  cuatro  países  con  un  mandato  claro  y  rentabilidades adecuadas, tres de ellos (Italia, Suecia y Finlandia) se encuentran ya en una fase muy avanzada de introducción de contadores inteligentes. En España existe un mandato claro11, pero la recuperación de las inversiones es sólo parcial, por lo que la penetración de estos contadores está aún en su fase inicial  (entre  5%  y  25%).  Por  otro  lado,  el  análisis  de  Eurelectric  indica  que  las  empresas  están preocupadas por la falta de claridad de la regulación actual sobre cuáles serán las responsabilidades y  los  papeles  que  jugarán  los  distintos  agentes  interesados  en  los  procesos  de  administración, gestión y difusión de los datos que generarán los contadores inteligentes.  

En  la última parte del  informe, Eurelectric presenta una  serie de  recomendaciones dirigidas a  las entidades regulatorias –ACER  (Agencia para  la Cooperación entre  los Reguladores de Energía),  los organismos reguladores nacionales, los Estados miembros y la Comisión Europea—, encaminadas a eliminar  las barreras a  la  implementación de redes  inteligentes: (1) es necesario desarrollar reglas claras para el reconocimiento de las inversiones en redes inteligentes (y su incorporación a la base regulatoria  de  activos),  con  una  rentabilidad  reconocida  razonable  y  un  ajuste  adecuado  de  los ingresos  reconocidos  a  lo  largo  de  un  periodo  regulatorio,  (2)  deben  revisarse  los métodos  de evaluación de  la eficiencia de  los costes operativos y (3) el marco regulatorio debe ofrecer, por un lado, incentivos a largo plazo a la eficiencia y la innovación y, por otro lado, la Unión Europea debe facilitar el acceso a financiación para que los DSOs inviertan en proyectos piloto de “smart grids”.  

Definir incentivos adecuados para la actividad de distribución de energía eléctrica supone uno de los retos más  importantes a  los que  se  enfrentan  los  reguladores al diseñar  la  regulación del  sector eléctrico. En el nuevo entorno energético, con sistemas en  transición hacia una economía baja en emisiones  y  con  una  elevada  penetración  de  energías  renovables,  los  antiguos  esquemas  de regulación  resultan obsoletos. En España,  se ha  trabajado mucho para  cambiar el antiguo marco retributivo de la actividad y adecuarlo a un modelo de “red de referencia” que permita retribuir las inversiones  realizadas  en  la  red  de manera  eficiente.  No  obstante,  como  apunta  Eurelectric,  es necesario  seguir  avanzando  en  el  desarrollo  de  este  nuevo marco  normativo,  para  introducir  los incentivos adecuados que permitan el desarrollo de las redes inteligentes. 

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El papel de la regulación en la maximización del bienestar social, Actividades reguladas, Eficiencia energética y su potencial, Regulación de la eficiencia energética, El vehículo eléctrico, Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Seguridad de suministro y diversificación energética. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    5 

11 En teoría, todos los contadores deben permitir la lectura por periodos en 2018, de acuerdo con el “Plan Contador”. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          

 

Reflexiones de interés 

Análisis de la viabilidad futura de la tecnología de captura, transporte y almacenamiento de CO2. 

Un  grupo  de  académicos  de  las  Universidades  Politécnicas  de  Berlín  y  Dresde  ha  elaborado  un documento de trabajo en el que se analiza las perspectivas técnicas y económicas para el desarrollo de  las tecnologías de captura, transporte y almacenamiento de CO2 (CTAC). La principal conclusión del  estudio  es  que,  debido  a  la  elevada  incertidumbre  técnica  y  regulatoria,  a  la  falta  de  un compromiso  político  claro  de  apoyo  a  la  tecnologías  CTAC  y  a  la  existencia  de  tecnologías alternativas  de  generación  de  energía  eléctrica  con  bajas  emisiones,  no  resulta  probable  que  la tecnología CTAC juegue un papel relevante en el mix energético futuro en Europa. 

Enlace:  J. Herold, S. Rüster y C. Von Hirschhausen, “Carbon Capture, Transport and Storage  in Europe: A Problematic Energy Bridge to Nowhere?”, Fondazione Eni Enrico Mattei, Nota di Lavoro 156, 2010.

De  acuerdo  con  análisis  realizados  recientemente12  por  varias  instituciones  (p.  ej.,  el  Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático de la ONU o la Agencia Internacional de la Energía), la tecnología CTAC debería  ser clave en  la  transición desde el  sistema energético actual, basado en gran parte en combustibles fósiles, al sistema energético futuro, bajo en emisiones contaminantes y con  preponderancia  de  las  energías  renovables.  Según  el  escenario  “Blue Map”  de  la  AIE13,  se requerirán  fuertes  inversiones en  la próxima década  (100  instalaciones, 10.000  km de  tuberías  y almacenamientos con capacidad para 1,2 Gt de CO2) para que la tecnología CTAC pueda contribuir de manera significativa a reducir  las emisiones contaminantes en 2050 en el sector de generación de energía eléctrica y en la industria.  

Sin  embargo,  algunos  factores  de  carácter  técnico  y  económico  sugieren  que  los  objetivos  de desarrollo de esta tecnología propuestos por  la AIE no se alcanzarán. La sección 2 del  informe de Herold et al. discute  las  limitaciones de  las distintas alternativas tecnológicas para el desarrollo de instalaciones de CTAC –  captura de CO2 posterior a  la  combustión,  la  captura de CO2 previa a  la combustión y los procesos de oxidación de combustible (oxy‐fuel process).  

12 Ver PICC (2005), “IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage”, AIE (2008), “CO2 Capture and Storage. A Key Carbon Abatement Option. Energy Technology Analysis”, y AIE (2009), “Technology Roadmap – Carbon Capture and Storage”. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    6 

13 Ver AIE(2009), op. cit. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          Aunque se han construido prototipos a pequeña o mediana escala que aplican estas técnicas, existe incertidumbre  sobre  su  viabilidad  a  gran  escala.  En  el  caso  de  la  captura  de  CO2  posterior  a  la combustión14,  las  principales  barreras  técnicas  al  desarrollo  de  la  tecnología  CTAC  son  el tratamiento de las impurezas en los gases, los componentes químicos tóxicos, la gestión de grandes volúmenes de gas, la pérdida de eficiencia de las centrales de generación y la menor capacidad de éstas  para modular  su  perfil  de  generación.  En  el  caso  de  la  captura  previa  a  la  combustión,  la separación  de  CO2  y  H2  (que  se  utiliza  en  el  proceso  de  generación  de  electricidad)  se  realiza mediante un proceso de absorción posterior a la “gasificación” del combustible (carbón o biomasa, por ejemplo)15 o la modificación del gas natural mediante vapor16.  

La ventaja de esta  tecnología es que no afecta a  la eficiencia o  la  flexibilidad de  las centrales de generación. Además, el H2  también puede utilizarse en procesos  industriales o como combustible para vehículos. La principal desventaja de estas tecnologías es el elevado coste de  inversión (y  los costes adicionales en los que han incurrido estas instalaciones)17. La tercera opción para separar el CO2 del  combustible  consiste en quemarlo en una atmósfera  con oxígeno puro y CO2, en vez de utilizar aire. Esto permite generar un  flujo de gas con una concentración muy elevada de CO2  (en torno  al  80%)  y  vapor  de  agua.  Los  principales  inconvenientes  de  este  tipo  de  centrales  de generación son que el proceso de separación del CO2 consume mucha energía (hasta el 15% de  la producción de  la  instalación),  la pérdida de eficiencia en  la generación de electricidad (mayor si  la instalación debe  incorporar equipamientos para  la captura de NOx) y  la dificultad para  retirar  las cenizas generadas en el proceso de combustión.  

Además de  la  incertidumbre asociada a  los procesos de  captura de CO2, existe  incertidumbre en relación con el transporte (por tubería o bien con vehículos) y el almacenamiento. En el primer caso, se  considera  que  no  existen  barreras  tecnológicas  al  desarrollo  de  tuberías  (la  opción  más económica). El coste estimado del transporte varía entre 1 y 20 $/tCO2, dependiendo de la distancia y del flujo de CO2 –ver IPCC (2005). Mayor incertidumbre aún existe en el caso del almacenamiento (generalmente en yacimientos de combustibles fósiles, parcial o totalmente vacíos, o en cavidades salinas), especialmente en lo referente a las posibles fugas del mismo. En este sentido, el principal problema  es  que  la  responsabilidad  por  éstas,  transcurrido  un  periodo  tras  el  cierre  de  las 

14 Esta tecnología se aplicó por primera vez para la captura de CO2 en los años 80 en plantas de producción de amoniaco. 15  Las  instalaciones de  generación que utilizan esta  tecnología  se denominan  ciclos  combinados de  gasificación  integrada  (IGCC). Existe una decena de instalaciones de este tipo operando en el mundo, incluyendo la central de Elcogás (Puertollano). 16 Las centrales de generación que utilizan esta tecnología se conocen como IRCCs (integrated reformation combined cycles). 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    7 

17  El  Departamento  de  Energía  del  gobierno  de  los  EE.UU.  estimó  recientemente  que  el  coste  del  Proyecto Mesaba  (531 MW) ascendía  a  2.156 millones  de  dólares.  Vea más  información  aquí.  En  general,  los  costes  de  inversión  y  de  explotación  de  las instalaciones de generación de electricidad con tecnología CTAC son inciertos y elevados. Según Tzimas (2009), el coste de las plantas de regasificación de carbón y carbón pulverizado con CTAC (ambas con una tasa de eficiencia del 35%) puede alcanzar 2.700 y 2.500 $/kW  instalado,  respectivamente. En el caso de un ciclo  combinado de gas natural con CTAC, el coste de  inversión alcanza 1.300 $/kW  instalado. Debido a  las pérdidas de eficiencia de estas  tecnologías  (en  torno al 8%), el  coste de  limitación de  las emisiones podría alcanzar 49 $/tCO2, según Herold et al. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          instalaciones  probablemente,  se  transferirá  a  la  sociedad  en  general18.  Por  esta  razón,  tanto  las instalaciones de transporte como  las de almacenamiento se enfrentan a una  fuerte oposición por parte de los ciudadanos, siendo esta la principal barrera a su desarrollo. 

En la tercera sección del informe, Herold et al. revisan la experiencia internacional en el desarrollo de  instalaciones  de  CTAC  (en  EE.UU.  especialmente,  donde  se  desarrolló  una  red  incipiente  de transporte de CO2 en  los años 90,  y en Europa en menor medida). Esta experiencia, en general, ofrece  resultados  relativamente pobres. La AIE publicó en 2009 una hoja de  ruta para  reducir  las emisiones de CO2 en 2050 a la mitad del valor registrado en 2005 que implicaría la financiación de 10 proyectos de instalaciones de CTAC cada año hasta 2020 (la mitad de ellos en Norteamérica), con un coste de inversión anual estimado en torno a 200.000 millones de dólares. 

La cuarta sección del  informe presenta  los  resultados de un modelo de simulación que analiza  la contribución potencial de la tecnología CTAC a la reducción de emisiones contaminantes en Europa. El modelo19 permite simular decisiones de  inversión sobre  instalaciones de CTAC y sobre  los flujos de CO2 que  se  generarían  (es decir,  sobre el uso de  las  infraestructuras)  teniendo en  cuenta  los costes de inversión y explotación de las instalaciones, el precio de los derechos de emisión de CO2, la capacidad de almacenamiento y la localización de las fuentes de emisión de CO2.  

Los escenarios que plantea el análisis de Herold et al. combinan distintos valores de la capacidad de almacenamiento de CO2 (entre 25 y 100 Gt), del precio de los derechos de emisión de CO2 en el año 2050 (entre 31 y 120 €/t) y de la aceptación pública del almacenamiento (onshore y offshore). Los resultados  de  las  simulaciones  sugieren  que  la  tecnología  CTAC  puede  contribuir  a  la “descarbonización” de Europa siempre que el precio de los derechos de emisión aumente hasta 55 €/t en 2050 y siempre que se desarrolle suficiente capacidad de almacenamiento tanto subterránea como  submarina20  (lo  que  requiere  la  aceptación  por  parte  de  la  sociedad).  El  desarrollo  de  las instalaciones de CTAC será mayor en  las  industrias  intensivas en emisiones y con mayor dificultad para cambiar el combustible que utilizan. En todos los escenarios, resulta esencial para el desarrollo de esta tecnología el liderazgo del sector industrial. 

Finalmente, los autores del informe presentan un conjunto de conclusiones y recomendaciones que sugieren que es muy  improbable que  la tecnología CTAC sirva como “tecnología puente” entre un mix energético basado en combustibles fósiles y uno basado en energías renovables. Para facilitar la inversión privada en estas tecnologías se deberían aumentar los incentivos económicos y se debería reducir la incertidumbre sobre la evolución futura del precio de los derechos de emisión de CO2. Sin 

18 La UE ha propuesto 20 años, mientras que en Alemania se propone un periodo de 30 años, siempre que se haya demostrado  la seguridad en el largo plazo. 19  Ver  R.  Mendelevitch  et  al.  (2010),  “CO2  Highways  –  Modeling  aspects  of  a  future  CO2  capture,  transport  and  storage infrastructure”, DIW Discussion Paper 1052, septiembre. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    8 

20  Por  el  contrario,  un  incremento más moderado  del  precio  de  los  derechos  de  emisión  de  CO2  o  una menor  capacidad  de almacenamiento disponible dificultarán en gran medida el desarrollo de esta tecnología. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          embargo, existe aparentemente una falta de compromiso de las autoridades públicas para superar los múltiples  obstáculos  a  los  que  se  enfrenta  esta  tecnología  a  lo  largo  de  su  cadena  de  valor (procesos  técnicos  inciertos  y  con  costes  elevados,  aspectos  institucionales  y  regulatorios relacionados con el transporte de CO2 aún no resueltos

21, elevada concentración geográfica de  los posibles  almacenamientos  de  CO2  y  una  fuerte  oposición  pública  a  los  almacenamientos subterráneos). 

Pese a que en los escenarios energéticos que han planteado recientemente instituciones como la AIE para  las  próximas  dos  décadas  la  tecnología  de  CTAC  juega  un  papel  relevante,  las  barreras financieras,  técnicas y  regulatorias a  las que  se enfrenta parecen a priori difícilmente  salvables a medio  plazo.  Así,  parecería  que  sólo  a  un  mayor  plazo  se  llegaría  a  desarrollar  este  tipo  de tecnologías,  las cuales podrían  llegar a ser relevantes como medida de  reducción de emisiones en países  con  un  uso muy  intensivo  del  carbón,  como  China  u  otros  países  asiáticos.  En  cuanto  a Europa, además de  la  incertidumbre sobre  los costes de  inversión y explotación y  la dificultad para financiarlos mediante  tarifas o  cargas  fiscales, un obstáculo adicional –y probablemente de gran importancia– quizá  llegue a ser  la oposición pública a  los almacenamientos. Cabe en este sentido considerar  a  modo  de  ejemplo  el  caso  del  almacén  temporal  centralizado  (ATC)  de  residuos nucleares  de  España,  cuyo  desarrollo  estaría  sufriendo  un  significativo  retraso  debido  al  debate público en torno a su ubicación. 

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado, Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio climático a futuro y el sector eléctrico. 

 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    9 

21 En  la quinta sección del  informe se analizan brevemente  las principales barreras al desarrollo de  la  tecnología CTAC en Europa, entre  las que  incluyen  los autores  las distorsiones  regulatorias en  los mercados de electricidad  (elevados niveles de  intervención, subsidios a los combustibles de origen fósil, etc.), los escasos incentivos a la innovación tecnológica que genera el esquema actual de comercio de derechos de emisión21 o la dificultad para financiar este tipo de inversiones en el mercado. Con el objetivo de ayudar a superar  estas  barreras  al  desarrollo  de  la  tecnología  CTAC,  la UE  financia,  a  través  del  Programa  Europeo  para  la  Recuperación Económica, aprobado en noviembre de 2008, seis proyectos piloto de CTAC en generación de electricidad21. Los autores sugieren que debe estudiarse la efectividad de otras medidas para incentivar las inversiones en proyectos de CTAC, incluyendo cuotas de CTAC o de energía de fuentes no contaminantes, tarifas reguladas o bien esquemas de colaboración público‐privada. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          

Requerimientos de capacidad de reserva y precios en momentos de escasez de generación en un contexto de expansión de las energías renovables. 

El Harvard Electricity Policy Group celebra periódicamente reuniones en las que se discuten algunas de las principales cuestiones de actualidad en la regulación y el diseño de mercados de electricidad. En la última sesión plenaria, celebrada en diciembre, varios expertos debatieron en el segundo panel acerca  de  las  implicaciones  de  las  políticas  medioambientales  orientadas  a  la  reducción  de emisiones contaminantes y a  la  integración de energías renovables en  los sistemas eléctricos sobre los requerimientos de capacidad de reserva y sobre la formación de los precios de la electricidad. 

Enlace: Harvard Electricity Policy Group, “HEPG’s Sixty‐First Plenary Session, Session Two, Resource Adequacy in the Era of RPS and Carbon Concerns: Reliability Considerations and the Specter of Scarcity Prices?”, 9 y 10 de diciembre de 2010.

En  la  sesión  sobre  requerimientos de  reserva participaron  cuatro expertos  en el  sector eléctrico (anónimos,  en  el  documento  de  resumen),  que  aportaron  distintos  argumentos  en  torno  a cuestiones como  la necesidad de analizar posibles mejoras en el proceso formación de precios en mercados eléctricos en momentos de escasez de generación,  la relación entre planificación de  las redes, operación del sistema y penetración de generación eléctrica de carácter intermitente, etc. 

El primer panelista centró su exposición  inicial en  la relación entre  la  formación de precios en un mercado  sujeto  a  regulación  medioambiental  de  las  emisiones  (p.  ej.,  a  través  de  techos  de emisiones e  intercambio de derechos de emisión)  y  la  capacidad de  las  tecnologías que ofrecen respaldo a la energía de carácter más intermitente de recuperar sus costes y los incentivos a invertir en  nueva  capacidad  de  reserva. Uno  de  los  principales  argumentos  de  este  panelista  es  que  en mercados eléctricos con precios medios  (en  la actualidad) en  torno a 50 $/MWh y con  techos de precios en torno a 1.000 $/MWh (como es el caso en diversos mercados eléctricos en EE.UU.) existe un  amplio margen de mejora del proceso de  formación de precios  en momentos de  escasez de generación  cuando  el  valor  de  la  energía  no  suministrada  puede  situarse  cerca  de  los  400.000 $/MWh, dado un coste neto (de ingresos en el mercado de energía) de un nuevo entrante cercano a 80.000  $/MWh22.  Un  segundo  argumento  de  este  panelista  es  que  el  análisis  sobre  cuál  es  la capacidad de reserva necesaria dado un determinado nivel de penetración de energías renovables en un sistema eléctrico no debe basarse únicamente en el valor de la energía no suministrada y en un estándar de  fiabilidad  (medido como una probabilidad de energía no suministrada dada), sino que deberá incorporar una evaluación de las contingencias negativas para la operación del sistema a  las que puede enfrentarse un sistema eléctrico cuando  incluye un volumen relevante de energía eólica  o  solar,  por  ejemplo.  El  panelista  cita  estimaciones  realizadas  por  investigadores  de  la Universidad de Stanford que analizan la correlación de los niveles de viento en ocho localizaciones geográficas muy distantes entre sí y que estiman que en un 2% de las horas podría observarse una 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    10 

22 La discusión es similar a la que ofrece William Hogan en el documento “Electricity Pricing and Low‐Carbon Energy Policies”. Ver el Boletín de Energía y Sociedad número 44. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          situación de poco viento en todas ellas, sin que se produzca el habitual “efecto cartera” o “efecto de diversificación geográfica”. Para alcanzar el nivel de seguridad deseado en la operación del sistema existen  varias  opciones,  como  la  participación  activa  de  la  demanda o  la  construcción  de  nueva capacidad  de  generación.  La  combinación  óptima  de  estas  herramientas  podrá  alcanzarse más fácilmente  si mejoran  las  señales económicas que genera el mercado mayorista  (p. ej., mediante estructuras de precios en tiempo real que reflejen el valor de la energía escasa), ya que la capacidad de reserva se enfrentará a un problema de insuficiencia de ingresos a medida que aumente la tasa de penetración de energías renovables y disminuya el precio medio en el mercado. Pese a todo, una mejor formación de los precios mayoristas en tiempo real no eliminará el problema de los ingresos insuficientes en el mercado de  las unidades que presten respaldo a  las renovables, requiriéndose mecanismos regulatorios adicionales, como pagos por capacidad, mercados de capacidad, etc. 

El segundo panelista, representante del operador del sistema californiano (California ISO) analizó el impacto de las nuevas regulaciones medioambientales federales y estatales sobre  la operación del sistema eléctrico. Este panelista argumenta que  la creciente penetración de energía renovable da lugar  a mayores  requerimientos  de  recursos  de  regulación  (y,  especialmente,  de  capacidad  de seguimiento  de  las  rampas)  debido  a  la  variabilidad  y  a  la  incertidumbre  sobre  sus  niveles  de producción. Los estudios realizados por el operador del sistema eléctrico californiano indican que la probabilidad de situaciones con exceso de generación aumentará con el paso del tiempo a medida que aumente la capacidad renovable instalada. El sistema eléctrico demandará, entonces, recursos flexibles (al alza o a la baja) que permitan hacer frente a todas las contingencias que puedan darse. Para  conseguir  el  mix  de  tecnologías  adecuado,  la  inversión  en  este  tipo  de  recursos  podría incentivarse con requerimientos de rampa, por ejemplo, o a través de un proceso de planificación de la generación que tenga en cuenta análisis de contingencias, etc. Finalmente, desde el punto de vista del operador del sistema, la integración de energías renovables supondrá un reto en términos de la capacidad de predicción y monitorización del sistema, una gestión más sofisticada en tiempo real de la flexibilidad de los recursos de generación o la creación de nuevos servicios auxiliares. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    11 

El tercer panelista, representante del mercado PJM (Pensilvania‐Nueva Jersey‐Maryland) centró su intervención en el análisis del impacto de las distintas regulaciones medioambientales que se están implementando en los estados en los que opera PJM (controles de emisiones de gases, tecnologías para  limitar  la emisión de partículas, obligación de  instalar  torres de enfriamiento de agua en  las unidades  térmicas,  cuotas  de  energía  renovable,  etc.)  sobre  las  decisiones  de  inversión  en capacidad  de  reserva.  El  principal  argumento  del  panelista  es  que  todas  estas  regulaciones incrementarán  el  coste  fijo  (al  alza,  pero  con  una magnitud  incierta)  que  deben  recuperar  las tecnologías que prestan respaldo a las energías renovables, lo que, junto con el efecto de la entrada de energías como la eólica o la solar sobre los precios del mercado mayorista, dificultará la toma de decisiones  sobre  inversiones  en  nueva  capacidad.  De  hecho,  en  ausencia  de  normativa medioambiental  transparente y clara, aumentará el valor de  la opción  real de esperar a  conocer más detalles sobre  las obligaciones medioambientales que se  imponen sobre  la capacidad térmica flexible.  En  PJM,  una  de  las maneras  de  afrontar  el  problema  de  los  costes medioambientales 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          inciertos  es  introducir  esquemas  de  precios  (o  cláusulas  que  facilitan  la  recuperación  de  costes derivados de obligaciones regulatorias) en  las subastas de nueva capacidad que se celebran en el mercado de capacidad de PJM, llamado RPM (Reliability Pricing Model). El panelista también indica que la participación activa de la demanda en el mercado de capacidad de PJM ha aportado recursos que ayudan a mitigar el problema de los requerimientos de capacidad de reserva. 

El  cuarto  panelista  centró  su  exposición  en  analizar  el  impacto  de  la  introducción  de  la  nueva normativa medioambiental  sobre el papel que deberán  jugar  los distintos actores en el mercado eléctrico para alcanzar  los objetivos que  fija aquella. Su mensaje  inicial es que  los estándares de penetración de energías  renovables han  ido aumentando  con el  tiempo y  continuarán  siendo un pilar básico de la regulación energética en el futuro (cita el ejemplo del estado de Colorado, donde existe una cuota obligatoria de energía renovable en el suministro eléctrico que aumentó del 10% en  2004  al  20%  en  2007  y,  recientemente,  hasta  el  30%).  Por  otro  lado,  la  experiencia  práctica indica  que  resulta más  barato  y  con menos  dificultados  técnicas  de  lo  que  se  preveía  hace  un tiempo integrar grandes cantidades de energía renovable en un sistema eléctrico. En cualquier caso, realizar  la  transición  hacia  sistemas  eléctricos  con  bajas  emisiones  supondrá,  entre  otras  cosas, mejorar la flexibilidad de las tecnologías renovables y su capacidad de respuesta en el corto plazo23, incrementar la capacidad de predicción de los niveles de generación, mejorar los esquemas de uso compartido  de  recursos  flexibles  de  generación  entre  sistemas  adyacentes,  etc.  Deberá incrementarse  además  la  coordinación  entre  reguladores  y  operadores  del  sistema  en  la planificación  del  sistema  eléctrico.  Por  otra  parte,  el  cambio  en  los  objetivos  de  la  política energética  (limitación de emisiones, eficiencia energética, seguridad de suministro, etc.)  implicará cambios en la regulación por incentivos que afectan a las empresas (actualmente, en muchos casos no ofrece incentivos a facilitar patrones de consumo más eficientes) y, también, a los reguladores24. Por otro lado, las empresas eléctricas también deberán responder en el nuevo entorno de mercado ofreciendo  a  los  consumidores  servicios  innovadores  dentro  de  nuevos modelos  de  negocio  de integración de demanda, gestión del consumo, eficiencia energética, etc. 

El  debate  del  HEPG  sobre  el  impacto  de  la  entrada  de  renovables  sobre  el  diseño  del mercado eléctrico puede resumirse en  los siguientes puntos: (1) debe considerarse seriamente  la posibilidad de reformar el diseño de los mercados eléctricos de tal manera que se retribuya adecuadamente la capacidad  de  generación,  además  de  la  energía  generada,  (2)  el  crecimiento  de  las  energías renovables y  los objetivos de eficiencia energética  implican necesariamente un  incremento de  los costes del suministro (subsidios o primas, hasta que estas tecnologías sean viables en el mercado, y costes adicionales ligados a la expansión de las redes, los mayores requerimientos de flexibilidad en la operación del sistema y en los servicios auxiliares, etc.), y (3) todos los agentes que participan en 

23 Por ejemplo, a través de equipamientos que permiten orientar  las palas de  los molinos eólicos o  la orientación de éstos y de  las instalaciones fotovoltaicas. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    12 

24 El panelista  cita el  libro  “Smart Power”, de Peter Fox, en el que  se plantea  la posibilidad de  “certificar” a  los  reguladores y  se argumenta  que  mejorar  la  calidad  y  la  sofisticación  de  la  regulación  energética  será  vital  para  hacer  frente  a  los  retos medioambientales que se plantean para las próximas décadas. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          el mercado  (reguladores, operadores del  sistema,  empresas  y  consumidores) deberán adaptar  su comportamiento  (en algunos  casos, a  través de  incentivos adecuados) para  facilitar  la  transición hacia sistemas eléctricos eficientes y seguros con una elevada penetración de energías renovables. Aunque la integración de energías renovables en el sistema eléctrico español puede considerarse un éxito desde el punto de vista del mercado y de  la  regulación, existen áreas de mejora  tanto en el diseño del mercado como en el marco regulatorio para evitar que algunos de los problemas actuales puedan poner en peligro  la  sostenibilidad de un mix energético  seguro y diversificado en el  largo plazo (precios de corto plazo en el mercado mayorista, insuficiencia de ingresos de las unidades que prestan respaldo a las energías renovables, etc.) 

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado, Tecnologías y costes de la generación eléctrica, Cambio climático a futuro y el sector eléctrico.  

   

Evolución de los mercados energéticos 

Durante el periodo analizado (del 1 al 15 de marzo de 2011)  los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses apuntalaron aún más su escalada, alcanzando crecimientos cercanos al 8% frente a los precios medios registrados durante el periodo anterior. Los valores registrados durante la primera quincena de marzo oscilaron en torno a los 115 $/bbl, observándose caídas desde el 11 de marzo (catástrofe en Japón). Mientras tanto,  la evolución  del mercado  de  carbón  en  Europa  estuvo  también marcada  por movimientos  alcistas, aumentando  los precios medios de  los contratos API2 ARA con entrega en abril y en Q2 2011 un 3,45% y un 4,66%,  respectivamente.  Igual  suerte corrieron  los precios del gas natural en el Reino Unido (NBP), donde  las entregas en abril y Q2 2011 registraron crecimientos cercanos al 8% sobre los precios medios del periodo anterior. La cotización media del contrato de derechos de emisión de CO2 EUA‐11 acumuló también una importante subida en el periodo analizado, que lo sitúa en 15,85 €/t, un 4,4% por encima de la cotización media de la quincena anterior. Ascendieron también en los últimos  15  días  los  precios  en  los mercados  spot  de  electricidad  peninsulares  y  en  el mercado francés, mientras que en Nord Pool se registraron caídas. Los mercados a plazo europeos también registraron movimientos al alza, en especial en los contratos con entrega en Q2 2011. 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    13 

Durante la primera parte del mes de marzo, los precios medios del petróleo Brent con vencimiento a un mes y a tres meses acrecentaron aún más su senda alcista, que los situó durante este periodo en  un  precio medio  cercano  a  los  115  $/bbl,  suponiendo  un  crecimiento  frente  a  la  segunda quincena del mes de  febrero próximo  al 8%. Con  la producción del petróleo  libio prácticamente 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          detenida y el complicado desenlace de  la revuelta en este país,  los precios se acomodan en estos niveles de 115 $/bbl durante los primeros 10 días de marzo, registrándose caídas tras la catástrofe ocurrida en Japón el 11 de marzo. 

Aunque  los  condicionantes  son  diferentes,  el  alza  de  los  precios  del  crudo  se  reproduce  en  los precios de los contratos del gas natural en el hub del Reino Unido (NBP) con vencimiento tanto en el mes  de  abril  como  el  segundo  trimestre  del  año,  que  crecieron  cerca  de  un  8%  respecto  de  la quincena anterior, situándose en 23,2 €/MWh ambos vencimientos. Paralelamente, prosiguen  las caídas en el mercado gasista norteamericano, en el que el precio de  las entregas a un mes en el mercado de referencia Henry Hub se asienta por debajo de 4 $/MMBtu. Por otro  lado,  los precios del carbón con entrega en Ámsterdam‐Rótterdam‐Amberes (API2 ARA) se hicieron también eco de estos movimientos  alcistas  durante  la  primera  parte  del mes  de marzo,  situándose  los  precios medios  de  las  entregas  para  abril  y  Q2  2011  en  121,1  $/t  y  121,8  $/t,  respectivamente,  con crecimientos en torno al 4%, registrando al igual que el gas natural un ligero repunte en los últimos días  a  propósito  de  la  catástrofe  natural  acontecida  en  Japón  y  sus  consecuencias  sobre  el suministro energético del país. Los precios de  las cotizaciones medias de  los contratos de emisión de CO2 EUA‐11 secundaron también esta senda creciente de los precios de los combustibles, con un crecimiento del 4,37%, acercándose su precio medio quincenal a los 16 €/t. 

En  los mercados  de  electricidad  en  Europa  destacan  los  aumentos  en  los  precios medios  en  la península Ibérica, que se sitúan en 48,45 y 48,15 €/MWh para España y Portugal, respectivamente. Algo más moderado  fue el crecimiento en el mercado  francés, mientras  los mercados alemanes e italianos  permanecieron  estables.  También  se  observaron  crecimientos  generalizados  en  los mercados a plazo europeos, especialmente en los vencimientos en Q2 2011. Los contratos Q2 2011 y Cal12 en España se sitúan en 49,98 €/MWh y 51,32 €/MWh, respectivamente. 

Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa. 

Precio medio spot (€/MWh)  

01/03‐15/03  22/02‐28/02  Variación (%) 

España OMIE  48,45  45,91  +5,52% 

Portugal OMIE  48,15  45,89  +4,94% 

Francia  56,41  54,79  +2,95% 

Alemania  54,27  54,69  ‐0,76% 

Italia GME  67,73  67,48  +0,37% 

Nord Pool  63,32  66,69  ‐5,05% 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    14 

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          

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 01/03‐15/03  22/02‐28/02  % Var. 

Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)  $/bbl  114,95  106,52  +7,92% 

Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)  $/bbl  114,83  106,63  +7,69% 

Gas natural (NBP) entrega en Abr. 2011  €/MWh  23,19  21,54  +7,67% 

Gas natural (NBP) entrega en Q2 2011  €/MWh  23,23  21,52  +7,98% 

Carbón API2 ARA entrega en Abr. 2011  $/t  121,07  117,03  +3,45% 

Carbón API2 ARA entrega en Q2 2011  $/t  121,77  116,35  +4,66% 

Derechos de CO2 entrega en Dic. 2011  €/t  15,81  15,15  +4,37% 

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange. 

Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa. 

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

15‐m

ay‐10

23‐m

ay‐10

31‐m

ay‐10

8‐jun‐10

16‐ju

n‐10

24‐ju

n‐10

2‐jul‐1

0

10‐ju

l‐10

18‐ju

l‐10

26‐ju

l‐10

3‐ago‐10

11‐ago

‐10

19‐ago

‐10

27‐ago

‐10

4‐sep‐10

12‐sep

‐10

20‐sep

‐10

28‐sep

‐10

6‐oct‐10

14‐oct‐10

22‐oct‐10

30‐oct‐10

7‐no

v‐10

15‐nov

‐10

23‐nov

‐10

1‐dic‐10

9‐dic‐10

17‐dic‐10

25‐dic‐10

2‐ene‐11

10‐ene

‐11

18‐ene

‐11

26‐ene

‐11

3‐feb‐11

11‐feb

‐11

19‐feb

‐11

27‐feb

‐11

7‐mar‐11

15‐m

ar‐11

€/MWh

OMEL (España) Nord Pool Francia GME Alemania OMEL (Portugal)

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    15 

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          

Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa. 

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

21‐dic‐10

24‐dic‐10

27‐dic‐10

30‐dic‐10

2‐ene‐11

5‐ene‐11

8‐ene‐11

11‐ene

‐11

14‐ene

‐11

17‐ene

‐11

20‐ene

‐11

23‐ene

‐11

26‐ene

‐11

29‐ene

‐11

1‐feb‐11

4‐feb‐11

7‐feb‐11

10‐feb

‐11

13‐feb

‐11

16‐feb

‐11

19‐feb

‐11

22‐feb

‐11

25‐feb

‐11

28‐feb

‐11

3‐mar‐11

6‐mar‐11

9‐mar‐11

12‐m

ar‐11

15‐m

ar‐11

€/MWh

OMEL (España) Nord Pool Francia GME Alemania OMEL (Portugal)

Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 

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). 

70

80

90

100

110

120

130

15‐m

ay‐10

23‐m

ay‐10

31‐m

ay‐10

8‐jun‐10

16‐ju

n‐10

24‐ju

n‐10

2‐jul‐1

0

10‐ju

l‐10

18‐ju

l‐10

26‐ju

l‐10

3‐ago‐10

11‐ago

‐10

19‐ago

‐10

27‐ago

‐10

4‐sep‐10

12‐sep

‐10

20‐sep

‐10

28‐sep

‐10

6‐oct‐10

14‐oct‐10

22‐oct‐10

30‐oct‐10

7‐no

v‐10

15‐nov

‐10

23‐nov

‐10

1‐dic‐10

9‐dic‐10

17‐dic‐10

25‐dic‐10

2‐ene‐11

10‐ene

‐11

18‐ene

‐11

26‐ene

‐11

3‐feb‐11

11‐feb

‐11

19‐feb

‐11

27‐feb

‐11

7‐mar‐11

15‐m

ar‐11

14

16

18

20

22

24

26

Brent futuro a 1 mes  ($/bbl, eje izqdo.) Carbón API2 ARA  futuro a 1 mes  ($/t, eje izqdo.)Gas natural  NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.) CO2 Dic‐2010 (€/t, eje dcho.)

 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    16 

Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          

Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh). 

  01/03‐15/03  22/02‐28/02  Variación (%) 

España entrega en Q2 2011  49,98  47,83  +4,50% 

España entrega en 2012  51,32  49,18  +4,36% 

Francia entrega en Q2 2011  49,74  46,83  +6,21% 

Francia entrega en 2012  54,63  53,94  +1,28% 

Alemania entrega en Q2 2011  49,92  47,50  +5,09% 

Alemania entrega en 2012  53,44  52,57  +1,66% 

Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 

Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales).

20

30

40

50

60

70

22‐m

ay‐10

30‐m

ay‐10

7‐jun‐10

15‐ju

n‐10

23‐ju

n‐10

1‐jul‐1

0

9‐jul‐1

0

17‐ju

l‐10

25‐ju

l‐10

2‐ago‐10

10‐ago

‐10

18‐ago

‐10

26‐ago

‐10

3‐sep‐10

11‐sep

‐10

19‐sep

‐10

27‐sep

‐10

5‐oct‐10

13‐oct‐10

21‐oct‐10

29‐oct‐10

6‐no

v‐10

14‐nov

‐10

22‐nov

‐10

30‐nov

‐10

8‐dic‐10

16‐dic‐10

24‐dic‐10

1‐en

e‐11

9‐en

e‐11

17‐ene

‐11

25‐ene

‐11

2‐feb‐11

10‐fe

b‐11

18‐fe

b‐11

26‐fe

b‐11

6‐mar‐11

14‐m

ar‐11

€/MWh

España Francia Alemania

Vencimiento en Q4‐2010 Vencimiento en Q1‐2011

Vencimientoen Q2‐2011

 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    17 

Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 

15 de marzo de 2011   

 

  Número 48 

          Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en Cal+1 

(medias semanales). 

30

35

40

45

50

55

60

22‐m

ay‐10

30‐m

ay‐10

7‐jun‐10

15‐ju

n‐10

23‐ju

n‐10

1‐jul‐1

0

9‐jul‐1

0

17‐ju

l‐10

25‐ju

l‐10

2‐ago‐10

10‐ago

‐10

18‐ago

‐10

26‐ago

‐10

3‐sep‐10

11‐sep

‐10

19‐sep

‐10

27‐sep

‐10

5‐oct‐10

13‐oct‐10

21‐oct‐10

29‐oct‐10

6‐no

v‐10

14‐nov

‐10

22‐nov

‐10

30‐nov

‐10

8‐dic‐10

16‐dic‐10

24‐dic‐10

1‐en

e‐11

9‐en

e‐11

17‐ene

‐11

25‐ene

‐11

2‐feb‐11

10‐fe

b‐11

18‐fe

b‐11

26‐fe

b‐11

6‐mar‐11

14‐m

ar‐11

€/MWh

España Francia Alemania

Vencimiento en Cal‐2011Vencimiento en Cal‐2012

 

   

 

 

    www.energiaysociedad.es    18 

Fuente: OMIP, Powernext y EEX.