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Boletín de Energía y Sociedad 

Número 36, 15 de septiembre de 2010 www.energiaysociedad.es 

CONTENIDO Novedades en el sector

p. 2   Análisis  de  los  principales  aspectos  de  la  situación  actual  del  sistema  eléctrico 

español. p. 2 

Reflexiones de interés p. 5   Análisis del efecto de las políticas contra el cambio climático en las inversiones en 

el sector energético.p. 5 

  Informe del CEER sobre  los aspectos  regulatorios de  la  integración de  la energía eólica en los mercados eléctricos europeos.

p. 9 

Evolución de los mercados energéticos p. 12 

 EN ESTE NÚMERO… 

...comentamos en el apartado de novedades las conclusiones obtenidas en el debate celebrado por el Consejo Asesor  de  Expansión‐Actualidad  Económica  sobre  las  perspectivas  del  sistema  eléctrico  español,  el  déficit tarifario y el eventual pacto político sobre el sector eléctrico. 

En  el  apartado  de  reflexiones,  presentamos  un  documento  de  la  Fondazione  Eni  Enrico Mattei  donde  se discuten  los efectos del cambio climático  sobre  las  inversiones  realizadas en el  sector energético y  sobre  la composición del mix energético en los próximos años. Los autores llegan a la conclusión de que las  inversiones en el sector no se verán afectadas por el establecimiento de políticas climáticas, manteniéndose en los mismos niveles que en el caso de que no hubiera preocupación alguna por los efectos del cambio climático. 

Además,  presentamos  el  informe  de  conclusiones  del  CEER  a  la  consulta  pública  sobre  modificación  de aspectos regulatorios necesarios para la integración de la energía eólica en los mercados eléctricos europeos. 

Durante  la quincena analizada, mientras el precio del barril Brent  registró cierto crecimiento dentro de  sus oscilaciones en el rango 75 – 80 $/bbl, los precios en Europa del carbón y el gas natural se caracterizaron por la  estabilidad  en  sus precios medios. En  cuanto  los derechos de  emisión  se produjeron  crecimientos  en  los vencimientos en diciembre de este año (+5,2%). Los precios spot medios de  la energía eléctrica en Europa se caracterizaron por unos incrementos generalizados, algo más suavizados en el caso del mercado italiano.....  

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Novedades en el sector 

Análisis de los principales aspectos de la situación actual del sistema eléctrico español. 

El  Consejo Asesor  de  Expansión  y  Actualidad  Económica,  celebró  a mediados  de  julio  un  debate sobre  las perspectivas del sistema eléctrico español, el déficit  tarifario y el eventual pacto político sobre  el  sector  eléctrico.  En  las  conclusiones  de  dicho  debate,  publicadas  en  el  blog  de Manuel Conthe,  presidente  de dicho  Consejo,  se  desglosan  los  rasgos  generales  del  sistema  energético  y eléctrico español, se analiza la política española de fomento de las energías renovables, se revisa el origen y  la evolución del déficit tarifario, así como  las posibles soluciones para su eliminación, y se resumen  las  principales  actuaciones  y  objetivos  de  la  política  energética  reciente  del  gobierno español.  

Enlaces: Consejo Asesor de Expansión y Actualidad Económica, "El sistema eléctrico y el déficit tarifario", 5 de agosto de 2010. 

El pasado 14 de julio el Consejo Asesor de Expansión y Actualidad Económica1 organizó un debate2 sobre diferentes  aspectos  relacionados  con el  sector energético, entre  los que  cabe destacar  las perspectivas del  sistema eléctrico español, el origen y evolución del déficit  tarifario y el eventual pacto  sobre el  sector eléctrico. Las principales conclusiones del debate han  sido publicadas en el blog de Manuel Conthe, presidente de dicho consejo asesor.  

El artículo con las conclusiones del debate se estructura en torno a cuatro puntos.  

En primer lugar, el artículo desglosa los rasgos generales del sistema energético y eléctrico español que  se  consideran  especialmente  relevantes.  Así,  el  primer  elemento  que  según  el  artículo caracteriza el sistema eléctrico español es  la existencia de un exceso de capacidad de generación eléctrica. El crecimiento de la capacidad instalada de generación eléctrica registrada en los últimos años se ha producido tanto por  las  inversiones realizadas en centrales de ciclo combinado de gas (apoyadas en el crecimiento de  la demanda de energía eléctrica en el periodo previo a  la  crisis), 

1  El  Consejo  Asesor  de  Expansión  y  Actualidad  Económica  es  un  órgano  cuyo  principal  objetivo  es  debatir  sobre  los  temas  de actualidad en el ámbito social, económico y empresarial. Este Consejo está formado por figuras destacadas de la economía ‐tanto del mundo empresarial como del académico‐, la sociología y otros campos de la sociedad. Manuel Conthe preside este Consejo Asesor desde noviembre de 2007. 

2 En dicho debate participaron diversos miembros del Consejo Asesor, como D. Juan Luis López Cardenete, D. Antonio Merino, Dª Carmen Becerril o D. Gaspar Ariño, así como el Director de Regulación de Iberdrola, D. Carlos Sallé. 

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como a causa del estímulo registrado por las energías renovables. Por ello, y en el actual marco de crisis económica, el artículo señala que la “capacidad instalada supera, con mucho, la demanda”.3  

Asimismo, el desarrollo de las energías renovables, requiere (debido a su carácter intermitente y no gestionable) la existencia de un exceso de capacidad instalada que dé respaldo (sirvan de “back up”) a  las energías  renovables. Este hecho,  junto con  la caída de  la demanda derivada de  la crisis, ha provocado una baja utilización de muchas centrales convencionales. El artículo  señala que, como consecuencia de  la expansión de  las  renovables, el  “mix” eléctrico español  actual es  limpio  (con nivel bajo de emisiones), aunque resulta caro. 

Un elemento adicional que caracteriza al sector energético español, es  la existencia de un elevado grado de dependencia externa en las fuentes de energía primaria (petróleo y gas natural), que junto con  la ausencia de  interconexiones  físicas  con el  resto de  la Unión Europea, y a pesar de que el desarrollo  de  las  energías  renovables  ha  permitido  reducir  esta  dependencia  en más  de  un  5%, podría generar según el artículo problemas de seguridad de suministro. 

Asimismo,  un  aspecto  remarcado  en  el  artículo  es  que  en  España  no  se  ha  otorgado  suficiente prioridad al ahorro y la eficiencia energética. De hecho el artículo señala que el “derroche en el uso de  la energía primaria se ha cifrado en el 12% del consumo total”,  lo que supone un volumen de energía superior al producido por las energías renovables. 

Finalmente, el artículo considera que el sector eléctrico español se caracteriza por  la existencia de un elevado grado de “riesgo regulatorio”. Concretamente, las conclusiones del debate señalan que “el  modelo  de  mercado  liberalizado  se  ha  visto  progresivamente  erosionado  por  un intervencionismo  administrativo  y  político  creciente”  que  está  llegando  incluso  a  afectar negativamente a la calificación de las compañías eléctricas españolas. 

En  el  segundo  apartado  del  artículo,  se  exponen  los  argumentos  a  favor  y  en  contra  para  el desarrollo  de  las  energías  renovables  y  se  analiza  la  política  de  fomento  de  estas  energías  en España.  La  reducción  de  la  dependencia  energética  del  gas  y  del  petróleo,  la  reducción  de  las emisiones de CO2  y  la moderación del precio de  la electricidad en  los mercados mayoristas  son algunos de los argumentos a favor de las renovables mencionados en el artículo.  

Por  el  contrario,  en  el  artículo  se  esgrimen  como  aspectos  negativos  la  falta  de  regularidad  y previsibilidad de las energías renovables que hace necesario un exceso de capacidad instalada del resto de tecnologías y el elevado coste de las subvenciones (primas) otorgadas a estas energías. En cuanto a este último aspecto,  los datos muestran cómo en  los últimos años  se ha producido un fuerte incremento de la cuantía de las primas totales (de 1.243 M€ en 2004 a 6.958 M€ en 2010), como  consecuencia  del  aumento  de  la  potencia  instalada  de  energías  renovables.  Del  total  de primas satisfechas a estas tecnologías, cabe destacar el peso creciente de  las primas a  la energía 

3 Según el artículo, en la actualidad España posee una capacidad instalada de 95 GW, de los cuales 55 son “firmes” (es decir no están condicionados a la existencia de viento o agua embalsada), lo que supera con holgura la demanda potencial, cuyo máximo histórico alcanzó los 44´8 GW a las 20 horas del 17‐12‐2007. 

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solar que superaron en 2009, por primera vez, a  la eólica, a pesar de que su producción es muy inferior.4 

El  déficit  tarifario  es  el  tercero  de  los  aspectos  analizados  en  el  artículo.  Tal  y  como  señala  el artículo, el déficit tarifario se originó por primera vez en el año 2000, debido a un fuerte aumento de  los  precios  del  petróleo  que  no  fue  trasladado  por  el  gobierno  a  los  precios  finales  de  la electricidad. Desde el año 2000  la cuantía del déficit ha  ido aumentando, aunque en  los últimos años  ha  sufrido  un  incremento mayor  debido  a  que  la  Administración  tampoco  ha  permitido trasladar a los precios finales, entre otros aspectos, la subida de los precios del petróleo sufrida en 2008  y  el  fuerte  incremento  del  número  de  instalaciones  acogidas  al  sistema  de  primas, principalmente instalaciones fotovoltaicas y, a partir del 2009, termosolares. 

El artículo señala cómo desde el año 2006, el gobierno ha adoptado varias medidas para contener e incluso eliminar el déficit. Así, el Real Decreto Ley 6/2009 propone eliminar el déficit  tarifario en 2013,  estableciendo  un  calendario  para  su  eliminación  progresiva5,  elevando  la  tarifa  eléctrica satisfecha por los usuarios y obligando a la Administración a elevar automáticamente la tarifa si el año precedente el déficit  tarifario era mayor al previsto6. Adicionalmente, este RDL  concedió el aval expreso del Estado a los bonos de titulización que se emitan para que las compañías eléctricas puedan cobrar  los déficits tarifarios que estaban obligados a financiar, tanto el ya existente como los nuevos que se produzcan hasta 2012 inclusive. 

Estos  déficits  tarifarios  aparecen  en  los  balances  contables  de  las  empresas  eléctricas  como  un activo  (derecho  de  cobro),  lo  que,  según  el  artículo,  podría  suscitar  dudas  a  nivel  internacional sobre  la  solidez  de  sus  balances  y  la  seriedad  del marco  regulatorio  español,  ante  el  clima  de tensiones y dudas de los mercados financieros respecto al “riesgo país” soportado por España. 

Por  último,  el  artículo  resume  las  principales  actuaciones  y  objetivos  de  la  política  energética reciente del gobierno español: 

‐ Alcanzar en 2020 el objetivo de  la Unión Europea de que al menos el 20% de  las fuentes primarias de energía sean de origen renovable. 

‐  La  eliminación  progresiva  del  déficit  tarifario  según  el  calendario  fijado  en  el  RD‐Ley 6/2009. 

4 Según datos publicados por la CNE, la producción de energía solar en 2009 fue de 6,02TWh, mientras que la de energía eólica fue de 37,76TWh.  5 El RDL 6/2009 establece un período transitorio en el que el déficit anual no puede superar los 3.500, 3.000, 2.000 y 1.000 millones de euros en 2009, 2010, 2011 y 2012 respectivamente, permitiendo de esta manera laminar en varios años el incremento necesario de las tarifas de acceso. 6 El artículo especifica que en 2009 el déficit anual  fue de 4.180 M€, 680 M€ más que el  límite  fijado por el RDL 6/2009 de 3.500 millones de euros, lo que hubiera obligado en julio de 2010 a un aumento automático en la tarifa, que el Gobierno decidió no llevar a cabo. 

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‐ El deseo de alcanzar un “pacto de Estado” que garantice acuerdo de Estado sobre el sector eléctrico. 

Los próximos meses se plantean como fundamentales para el futuro del sector eléctrico español. La titulización  del  déficit  tarifario,  la modificación  definitiva  del  sistema  de  primas  a  las  energías renovables y sobre  todo el éxito o no en  la  formalización de un pacto de estado entre gobierno y oposición,  son algunos de  los  temas que deberán  resolverse próximamente  y de  los que  en gran medida dependerá el futuro del sector. 

En particular, el pacto de estado que negocian el gobierno y el principal partido de la oposición tiene una gran trascendencia para el sector energético y para la economía española. En el caso del sector energético,  las  inversiones energéticas necesitan ser planificadas con mucho tiempo de antelación, debido  a  que  son muy  elevadas  y  a  que  requieren  largos  procesos  de maduración.  Por  ello,  es necesario  que  se  defina  un marco  estable  a  largo  plazo,  que  sea  independiente  del  partido  que gobierne  y  que  proporcione  la  seguridad  jurídica  necesaria  para  garantizar  las  inversiones requeridas para el desarrollo del sector  

Enlaces  a  fichas de  “Energía  y  Sociedad”  relacionadas:  El déficit  tarifario: qué  es,  consecuencias  y  solución, Energías renovables y tecnologías del Régimen Especial, Eficiencia energética y gestión de la demanda. 

 

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Reflexiones de interés 

Análisis del efecto que las políticas de lucha contra el cambio climático tienen sobre el volumen y tipo de inversiones del sector energético. 

Los  investigadores de  la Fondazione Eni Enrico Mattei  (FEEM) A. Favero y E. Masseti, analizan  los requisitos  financieros necesarios en materia de  inversión para conseguir un sector energético bajo en  emisiones.  Mediante  la  utilización  del  modelo  WITCH  tratan  de  evaluar  y  cuantificar  el incremento que se producirá en el volumen y tipo de  inversiones que deben realizarse en el sector energético en el momento en que las economías se vean forzadas a reducir sus emisiones a niveles nulos.  Los  resultados alcanzados muestran que  la aplicación de políticas  climáticas no  supone un incremento notable del volumen de inversiones en el sector energético (respecto al volumen que se habría  realizado en ausencia de estas políticas) pero sí supone cambios  importantes en el  tipo de inversiones necesarias.  

Enlace: FA. Favero y E. Massetti, "Investing  in a  low‐carbon power sector", Policy Brief, Fondazione Eni Enrico Mattei, mayo de 2010. 

El  objetivo  del  artículo  de  los  investigadores  Favero  y  Masseti,  es  presentar  los  principales resultados de las investigaciones recientes realizadas sobre las necesidades en términos de volumen y  tipo  de  inversiones  que  son  necesarias  para  descarbonizar  el  sector  de  generación  de  energía eléctrica.  

La  conclusión  principal  del  artículo  es  que,  para  alcanzar  el  objetivo  de  transformar  el  sector energético para luchar contra el cambio climático, la tarea más complicada no es tanto el volumen de inversiones necesario que permitan esta transformación, sino el destinar estos recursos hacia un tipo de  tecnologías diferentes, con mayores  riesgos o  incertidumbres  (por  ser  tecnologías menos maduras) así como gestionar un sector energético diferente al actual. 

Los resultados alcanzados se basan en el uso del modelo híbrido integrado WITCH7 para cuantificar y analizar  las  inversiones y flujos derivados de  la aplicación de políticas destinadas a estabilizar  las concentraciones  de  gases  de  efecto  invernadero  en  550  partes  por  millón  (ppm)  de  CO2 equivalentes8 en el año 2050. 

7 El modelo WITCH (World Induced Technical Change Hybrid) es una herramienta de modelización desarrollada por el “Programa de investigación sobre desarrollo sostenible de la Fondazione Eni Enrico Mattei”, diseñada para evaluar el impacto de las políticas sobre cambio climático en los sistemas energéticos globales y regionales y para proporcionar información sobre las respuestas óptimas de estas economías a el cambio climático. 8 El nivel de concentración de CO2 equivalente en 2005 era de 430ppm. El objetivo de limitar el incremento de la temperatura global del planeta a 2ºC, requeriría  la estabilización del nivel de concentración de CO2 equivalente en 450ppm en el año 2050,  lo que en 

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En primer lugar, los autores de este artículo tratan de responder a la siguiente cuestión ¿cuanto se verán  incrementadas  las  inversiones en el sector energético en el momento en que  las economías se vean forzadas a reducir sus emisiones a niveles nulos desde los actuales?.  

Para responder a esta pregunta, los autores comparan los esfuerzos financieros requeridos bajo dos escenarios diferentes,  generados mediante el modelo WITCH. Bajo el primero de  los escenarios, denominado  “escenario  de  referencia”,  se  asume  que  los  países  se  comportan  como  si  no estuvieran preocupados por el problema del cambio climático, por  lo que no adoptan ningún tipo de medida para reducir las emisiones contaminantes. El segundo escenario, denominado “escenario de estabilización”, asume que se ha implementado una política climática9 que tiene como objetivo estabilizar  las concentraciones de gases de efecto  invernadero por debajo del umbral de 550 ppm CO2‐eq en el año 2050.  

Los  resultados  alcanzados  mediante  la  comparación  de  ambos  escenarios  muestran  que  la aplicación de políticas destinadas a  luchar contra el cambio climático no conlleva  la realización de un nivel de inversiones significativamente superior al que habría sido planificado en el caso de que no hubiera ningún tipo de preocupación por el cambio climático.  

Para explicar este hecho, hay que tener en cuenta  la conjunción de dos factores. Por una parte,  la sustitución de las tecnologías basadas en combustibles fósiles por tecnologías bajas en emisiones y tecnológicamente más avanzadas, produciría un  incremento del nivel de  inversiones en el  sector eléctrico, debido al mayor coste de  inversión por MW  instalado de estas últimas. Sin embargo,  la mejora de la eficiencia energética (como herramienta de mitigación de emisiones), derivaría en una reducción de la demanda eléctrica, requiriendo un volumen total de capacidad instalada menor en el “escenario de estabilización”  (frente al “escenario de referencia”) contrarrestando el efecto del aumento de  las  inversiones. El escenario de estabilización se caracteriza por tanto por una menor capacidad  instalada, aunque esta capacidad se caracterizaría por ser en plantas tecnológicamente más avanzadas. 

La segunda cuestión tratada en el artículo se refiere a la distribución geográfica de las inversiones a realizar en el sector eléctrico y a  los cambios necesarios en el mix tecnológico. A pesar, de que el nivel  global de  inversiones no  aumentará,  los  resultados  sí muestran  importantes  cambios  en  la distribución  de  las  inversiones  entre  las  diferentes  áreas  geográficas  y  entre  las  diferentes tecnologías de generación.  

Por  una  parte,  bajo  el  “escenario  de  estabilización”  (aplicación  de  políticas  contra  el  cambio climático) el nivel estimado de  inversiones en  los países de  la OCDE durante el periodo 2015‐2050  opinión de  los autores  resultaría un objetivo extremadamente ambicioso y  técnicamente  casi  imposible de alcanzar. Por ello,  los autores fijan como referencia el objetivo de estabilizar los niveles de concentración de CO2 equivalente en 550ppm.  9  Este escenario establece un esquema  global de  “cap  and  trade”, mediante el que  los derechos de emisión  son distribuidos de acuerdo  a  la  “Regla  de  Contracción  y  Convergencia  (CC)”.   Mediante  este mecanismo,  en  2010  los  derechos  de  emisión  serían distribuidos de manera proporcional a  los niveles de emisiones actuales, para que posteriormente  convergieran progresivamente hacia un esquema de asignación igualitario per‐capita en 2050. 

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sería superior al previsto bajo el “escenario de referencia” (sin política climática). En el caso de los países no pertenecientes a  la OCDE, bajo el mismo escenario sus  inversiones serían más reducidas en  los  periodos  2010‐2015  y  2040‐2050.  Estas  diferencias  entre  regiones  se  deben  al  mayor potencial de los países No‐OCDE para incrementar su eficiencia energética. 

Por otra parte, según el artículo es necesario una completa transformación del mix energético y una reorganización  del  sector  eléctrico  para  conseguir  un  suministro  energético  libre  de  emisiones contaminantes.  Los  resultados  del modelo muestran  cómo  las  plantas  térmicas  convencionales serán  sustituidas  progresivamente  por  instalaciones  nucleares,  por  mecanismos  de  captura  y almacenamiento de CO2 (CCS) y por energías renovables.  

A  partir  del  2020  lo  óptimo  sería  dejar  de  invertir  en  centrales  de  carbón,  usando  sólo  este combustible  en  las  plantas  que  estén  equipadas  con  mecanismos  CCS,  y  dar  una  mayor preponderancia  a  las  centrales  nucleares.  Por  su  parte,  el  gas  natural  como  combustible permanecerá siendo competitivo durante  los primeros años, para desaparecer gradualmente. Por último,  las  inversiones en energías renovables (fotovoltaica y eólica) aumentaran progresivamente con el paso de los años y tenderán a reemplazar a las inversiones en mecanismos de CCS a partir de 2050. 

Adicionalmente, este artículo advierte de los posibles problemas o riesgos que pueden aparecer al desviar, en un corto periodo de tiempo, las inversiones desde tecnologías ya conocidas hacia otras intrínsecamente más  complejas  y  que  llevan  asociados  unos mayores  riesgos  tecnológicos  (por ejemplo CCS), así como al tratar de conseguir la aceptación de la opinión publica sobre la instalación de determinadas  tecnologías como  la nuclear o  los mecanismos de captura y almacenamiento de CO2 (CCS). 

Ante estos  riesgos,  los  autores afirman que el papel de  los gobiernos  será muy  importante para facilitar la transición hacia unos sistemas energéticos bajos en emisiones. Para ello, les recomiendan apoyar las inversiones privadas, mediante un fondo publico que cubra los mayores riesgos de estas nuevas  tecnologías, y que en  su opinión, debería  ser  financiado mediante  los  ingresos obtenidos con  las  subastas  de  derechos  de  emisión.  Este  fondo  podría  ser,  bien  un  verdadero  fondo  de seguros  o  bien  podría  servir  para  cubrir  la  diferencia  entre  los  tipos  de  interés  pagados  por  los inversores en plantas libres de emisiones y los tipos de interés medios pagados en el sector. 

Finalmente, los autores afirman que los gobiernos deberían esforzarse principalmente en crear una política climática sólida y fiable para dirigir las inversiones en la dirección adecuada. 

La  preocupación  por  el  cambio  climático  y  los  ambiciosos  objetivos  de  reducción  de  emisiones contaminantes  establecidos  a  nivel  mundial  está  provocando  que  los  países  más  desarrollados avancen  en  la  definición  de  un  nuevo mix  energético  que  les  permita  tener  un  crecimiento  no dependiente, estable y sostenible. Entre  los pilares básicos en  los que se basan  los nuevos modelos energéticos de la mayoría de países a nivel mundial se encuentran el impulso al ahorro y la eficiencia energética y el fomento de las energías renovables. 

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La determinación del mix energético es decisión propia de cada uno de los países. En el caso español, en la actualidad el gobierno está trabajando en la definición de una estrategia energética nacional, que debe fijar los pilares básicos sobre los que descansará la evolución del mix energético nacional  durante las próximas décadas.  

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Cambio climático a futuro y sector eléctrico, El cambio climático y los acuerdos internacionales, Seguridad de suministro y diversificación energética. 

 

Informe  del  CEER  sobre  los  desarrollos  regulatorios  necesarios  para  conseguir  la integración de la energía eólica en los mercados eléctricos europeos. 

El  Council  of  European  Energy  Regulators  (CEER)  publicó  el  pasado  7  de  julio  un  informe  de conclusiones sobre aspectos regulatorios que deben desarrollarse para favorecer la integración de la generación  eólica  en  los  mercados  eléctricos  europeos.  El  informe  expone  las  principales conclusiones  obtenidas  del  proceso  de  consulta  pública  iniciado  el  pasado  diciembre.  El  informe considera  que  entre  los  desarrollos  regulatorios  pendientes  se  encuentran  aspectos  relativos  al diseño de mercados, de acceso a  las  redes así  como aspectos  relacionados  con  el diseño de una “súper‐red europea”. 

Enlaces: CEER, "Regulatory aspects of the integracion of wind energy in european electricity markets. A CEER conclusion paper", 7 de julio de 2010. 

El pasado 10 de diciembre de 2009, el Council of European Energy Regulators  (en adelante CEER) lanzó  una  Consulta  Pública  relacionada  con  el  desarrollo  de  aquellos  aspectos  regulatorios  que pueden  favorecer  la  integración  de  la  energía  eólica  en  los  mercados  eléctricos  europeos.  El objetivo  del  CEER  era  analizar  si  el  régimen  regulatorio  actual  aplicable  a  la  generación  eólica genera barreras para el despliegue de esta tecnología y/o si distorsiona  los  incentivos a  la hora de elegir su localización en la Unión Europea.  

El pasado  7 de  julio  el CEER publicaba  el  informe de  conclusiones de  la  consulta pública10,  este informe  que  tiene  como  objetivo,  analizar  las  respuestas  recibidas  a  la  Consulta  Pública  por  los diferentes agentes y mostrar  la visión y  las  ideas del CEER, para presentar su postura  final en  los aspectos más relevantes.  

En general, mediante este documento se pone de manifiesto que  las características únicas con  las que  cuenta  la  generación  eólica,  que  la  distinguen  de  otras  formas  de  generación,  provocan  la aparición de nuevos aspectos relacionados con el diseño de  los mercados y con  la planificación de  10 En  el marco  del  proceso  de  consulta  pública,  CERR  organizó  el  14  de  febrero  de  2010  un Workshop  para  discutir  los  temas  principales desarrollados en la Consulta, así como discutir las posiciones de los principales agentes. Las presentaciones realizadas en el Workshops pueden consultarse aquí.

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las redes. A la hora de abordar estos temas, el CEER sostiene que, en adelante, no debe tratarse a la generación eólica de manera aislada del resto del mercado, y que es preferible darle un tratamiento económico, eficiente y no discriminatorio con respecto al resto de tecnologías. 

A  la vista de  las respuestas recibidas, el CEER ha resumido en tres,  las áreas principales en  las que debe actuarse para favorecer la integración de la energía eólica en los sistemas.  

a. Diseño de mercado 

En primer  lugar, el CEER  se  centra en aquellos aspectos del diseño de mercados mayoristas que puedan  facilitar  la  integración de  la energía eólica.  En este  sentido CEER,  considera necesario  la existencia  de  “gate‐closure  times”11  lo  más  cercano  posible  al  tiempo  real,  lo  cual  sería  muy beneficioso para la generación eólica (dado que los errores de previsión crecen con el horizonte de previsión).  Por  ello,  urge  a  las  autoridades  regulatorias  nacionales  y  a  los  participantes  en  el mercado a considerar este aspecto en el desarrollo del diseño de los distintos acuerdos nacionales de mercado. 

De manera adicional,  los resultados de  la Consulta pública mostraban que, mientras  la proporción de  generación  eólica  siga  creciendo,  la  negociación  física  transfronteriza  jugará  un  papel fundamental en la cobertura de la demanda y en la mitigación de las fluctuaciones causadas por la imprevisibilidad de los patrones eólicos. Dada la menor previsibilidad de la generación eólica en un horizonte  a  un  día  vista,  el  CEER  destaca  la  importancia  de  los  mercados  intradiarios,  como mercados que permiten a  los participantes ajustar sus nominaciones en base a  las actualizaciones de las previsiones a medida que se acerca el momento de suministro físico de energía, permitiendo reducir las diferencias entre las nominaciones finales y la producción real, reduciendo por tanto las necesidades de energía de balance. 

Por último, el CEER sugiere que las obligaciones de ajuste deben ser las mismas para todos los tipos de generación12 y que  los generadores eólicos deben ser responsables de sus propios desvíos, de manera que se incentive al sector eólico a invertir en herramientas de previsión eólica para reducir los costes asociados a los desvíos. 

b. Diseño de acceso a las redes  

El  diseño  del  acceso  a  las  redes  es  la  segunda  área  de  actuación  identificada  por  el  CEER  para facilitar la integración de la energía eólica. En el marco del diseño del acceso a la red, CEER destaca 

11 El “Gate‐closure time” se refiere al último momento en el que los agentes del mercado pueden negociar electricidad o informar al operador del mercado de  su posición antes de  la entrega en  tiempo  real. Por ello generalmente es preferible  la existencia de un “gate‐closure”  intradiario  (el mismo día del  suministro  físico de  la energía)  frente a un  “gate‐closure” previo al día de  suministro (asociado por  ejemplo  al  cierre  del mercado para  el día  siguiente,  “day‐ahead”).  El periodo de  tiempo para  el  “gate‐closure”  es particularmente  importante para  la generación eólica, debido a que es más difícil  realizar previsiones para el día siguiente o para periodos más alejados. 12  En  España,  por  ejemplo,  la  generación  eólica  esta  sujeta  a  los mismos  incentivos  para  ajustar  su  generación  que  el  resto  de tecnologías, lo que contribuido a desarrollar un mercado competitivo de herramientas de previsión eólica. 

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las  diferentes  formas  de  cobro  por  la  conexión  a  las  redes  y  la  forma  en  que  son  tomadas  las decisiones para ampliar estas redes y acomodar  la nueva generación como elementos relevantes. En este sentido, CEER considera que el diseño del acceso a la red no debe distorsionar los incentivos de la generación eólica a elegir su localización y que deberían permitir asignar, apropiadamente, los riesgos entre los consumidores y la industria. 

Así, CEER destaca la existencia de problemas significativos en la consecución de los permisos para la construcción  de  infraestructuras  de  transporte13.  Por  ello,  el  CEER  solicita  a  los  gobiernos  que aceleren el proceso para la consecución de estos permisos y que se establezcan unos criterios claros y  transparentes  así  como  mecanismos  de  solicitud  apropiados  y  que  se  definan  de  manera transparente y consistente los roles de las diferentes autoridades. 

Con respecto a  los requerimientos técnicos necesarios para conectar y gestionar  la generación de electricidad  (incluida  la eólica), el CEER expone  la necesidad de armonizarlos, estableciendo unos requerimientos  mínimos  para  la  conexión  de  todos  los  usuarios  de  las  redes  (generación  y demanda),  aunque  cree  razonable mantener  ciertas  distinciones  entre  la  generación  eólica  y  el resto  de  tecnologías,  debido  a  que  sus  características  técnicas  difieren  de  las  de  la  generación convencional.14  

En cuanto a las tarifas para la conexión y el uso de las redes, el CEER sostiene que estas deberían ser transparentes, no discriminatorias y reflejar los costes reales de su uso. Al mismo tiempo, reconoce que ningún modelo tarifario de  los utilizados en  los Estados miembros es perfecto en si mismo, y que el contexto global de estos acuerdos debería tenerse en cuenta a la hora de elegir un modelo.  

Por  último,  ante  la  existencia  de  diferentes  plazos  de  entrega  en  la  construcción  de  las infraestructuras de transporte y de generación (mayores en el caso de las primeras), el CEER sugiere que  las autoridades regulatorias deberían  incentivar a sus respectivos operadores de transporte a que adopten una posición más proactiva, anticipando sus inversiones en redes. 

c. Desarrollo de una “súper‐red” 

En  tercer y último  lugar, el CEER  trata  los aspectos  relacionados con el desarrollo de una “súper‐red”. En este sentido, considera importante el desarrollo de la red de transporte off‐shore en el Mar del Norte  y en el Mar Báltico, que podría permitir  a Europa  compartir  y maximizar  sus  recursos energéticos  autóctonos.  Según  el  CEER,  aunque  la  iniciativa  y  las  inversiones  de  este  tipo  de  proyectos  deben  provenir  del mercado,  las  autoridades  reguladoras,  los  Estados miembros,  los 

13 La “Asociación Europea de Energía Eólica (EWEA)” coordina el proyecto “Wind Barriers” que tiene como objetivo recopilar datos e información relativa a  las barreras administrativas que obstruyen el desarrollo de  la energía eólica en Europa. Puede consultar  los resultados preliminares de este estudio aquí. 14  La  “Red  europea  de  operadores  de  transporte  de  los  sistemas  eléctricos  (ENTSO‐E)”  está  trabajando  en  un  código  de  redes especifico para  la  generación eólica, mediante el que  se  fijan unos  requisitos mínimos para  la  generación eólica en  términos de conexión y contribución a la operación del sistema. 

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operadores de  transporte  y otros  agentes  involucrados deben  considerar  si existen barreras que impidan al mercado abordar este tipo de inversiones.  

Otros aspectos 

Adicionalmente a los temas identificados en la Consulta Pública, los agentes que respondieron a la misma  identificaron otros temas que, en su opinión, deberían ser considerados por el CEER. Entre ellos cabe destacar el  impacto que  la cada vez mayor generación eólica tendrá en  la seguridad de suministro  de  los  sistemas  eléctricos.  En  este  sentido,  las  respuestas  recibidas  señalan  que  el incremento de  la generación eólica está aumentando  la volatilidad en  los precios de  los mercados mayoristas, así como aumentando los costes operativos asociados al funcionamientos de centrales convencionales flexibles que sirven de “back up” a la generación eólica. Por ello, el desarrollo de la generación eólica debería tener en cuenta los incentivos y riesgos que genera sobre las inversiones en activos de generación flexibles.  

La  capacidad  de  generación  eólica  está  experimentado  un  gran  incremento  a  nivel  global  en  los últimos años. Dadas sus características, esta energía se enfrenta a ciertos problemas potenciales y reales que pueden obstaculizar su rápida introducción en los mercados, entre los que se encuentran los  problemas  referentes  a  la  integración  en  las  redes  y  en  los mercados  de  elevados  niveles  de energía eólica, que suponen nuevos desafíos para los reguladores y operadores de redes. 

Los  esfuerzos  del  sector  eólico  y  de  los  diferentes  organismos  reguladores  y  gobiernos  deben  ir encaminados  al  establecimiento  de  una  serie  de  mejoras  técnicas  y  de  un  adecuado  marco normativo,  en  sus  aspectos  jurídicos,  económicos  y  técnicos  que  permitan  la  introducción  de  la energía eólica en los sistemas eléctricos de una forma eficiente.  

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Energías renovables: tecnología, economía, evolución e integración en el sistema eléctrico, Regulación española de las energías renovables. 

 

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Evolución de los mercados energéticos 

El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses se situó durante el período analizado (del 27 de agosto  al  10  de  septiembre)  en  76,9  $/bbl  y  77,7  $/bbl  respectivamente,  lo  que  supone  un incremento superior al 2% respecto los precios medios de la quincena anterior. 

En el caso del mercado del carbón,  los precios medios de  referencia en Europa  (API2 ARA) de  los contratos con vencimiento en octubre y en el cuarto trimestre de 2010 (Q4‐10) se han situado en 91 $/t para ambos vencimientos, manteniéndose prácticamente inalterado respecto los valores medios de  la  quincena  anterior.  Los  precios  en  los  mercados  europeos  de  gas  natural,  también  han registrado un movimiento lateral, por lo que los precios medios en NBP apenas sufrieron variaciones. Por su parte, en el mercado de derechos de emisión, el precio medio del contrato EUA‐10 registró un crecimiento en su precio medio del 5,2%, situándose por encima de los 15,5 €/t. 

En los mercados spot de electricidad europeos se ha producido un incremento generalizado en todos los mercados (a excepción del mercado italiano que mantiene cierta estabilidad). 

El precio medios del barril Brent  a 1  y 3 meses han  aumentado un   2%  y un 3%  respecto de  la quincena anterior, aunque  los precios se continúan manteniendo dentro del rango de  fluctuación de los 75 $/bbl – 80 $/bbl que viene prevaleciendo en los últimos meses. 

En lo referente a los precios del carbón API ARA, tanto los vencimientos en el mes de octubre como en el último trimestre del año no presentaron variaciones destacables, asentándose en torno a los 91 $/t para ambos vencimientos. 

Los precios del gas natural en el Reino Unido (NBP) se caracterizaron también por la estabilidad en las últimas  semanas,  situándose  los precios medios en  los niveles de  los 17,4 €/MWh  y  los 18,9 €/MWh para  los  vencimientos  en el mes de octubre  y  en  el Q4‐10  respectivamente. Durante  el mismo periodo, los precios al otro lado del atlántico (Henry Hub) continúan su senda descendente, acumulando una caída  superior al 10% en  la quincena analizada, aumentándose así el diferencial entre los precios europeos y americanos. 

En el mercado de derechos de emisión de CO2, el precio del contrato con vencimiento en Diciembre de 2010  (EUA‐2010), ha registrado un  incremento superior al 5% respecto a  la quincena anterior, situándose en los 15,51 €/t. 

Los  precios  spot  en  los  mercados  de  electricidad  en  Europa,  han  registrado  incremento generalizados que oscilan entre el 12,5% en el mercado francés y el 0,5% del mercado italiano. En el mercado  ibérico, el precio spot en el mercado portugués ha aumentado en mayor medida que el precio en España por lo que la diferencia entre los precios medios de ambos mercados se ha situado por encima de los 1,2€/MWh. Los precios spot en España y Portugal continúan siendo superiores a los registrados en Francia y Alemania. 

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Los  precios  a  plazo  en  el  mercado  español  han  registrado  ligeros  incrementos,  siendo  algo superiores  en  el  contrato  con  vencimiento  en  el Q4‐10  (+2,11%)  que  en  el  contrato  anual  con vencimiento  en  2011  (+1,11%).  En  el  mercado  alemán  el  precio  medio  de  los  contratos  con vencimiento  en  el  último  trimestre  del  año  y  en  el  año  2011  se  han mantenido  estables  y  por encima de los 50 €/MWh. En Francia el contrato con vencimiento en el cuarto trimestre de 2010, ha registrado  un  ligero  descenso  pero  se mantiene  en  niveles  superiores  al  alemán  (57,9  €/MWh), mientras  que  la  cotización media  del  contrato  a  1  año  ha  aumentado  ligeramente  (situándose ligeramente por encima de los 53 €/MWh). 

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

Precio medio spot (€/MWh)  

27/08‐10/09  12/08‐26/08  Variación (%) 

España OMIE  45,92  43,82  +4,77% 

Portugal OMIE  48,13  44,88  +7,25% 

Francia  42,48  37,76  +12,50% 

Alemania  43,73  40,51  +7,95% 

Italia GME  70,21  69,84  +0,53% 

Nord Pool  48,76  44,32  +10,02% 

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

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

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4‐dic‐09

11‐dic‐09

18‐dic‐09

25‐dic‐09

1‐ene‐10

8‐ene‐10

15‐ene

‐10

22‐ene

‐10

29‐ene

‐10

5‐feb‐10

12‐feb

‐10

19‐feb

‐10

26‐feb

‐10

5‐mar‐10

12‐m

ar‐10

19‐m

ar‐10

26‐m

ar‐10

2‐abr‐10

9‐abr‐10

16‐abr‐10

23‐abr‐10

30‐abr‐10

7‐may‐10

14‐m

ay‐10

21‐m

ay‐10

28‐m

ay‐10

4‐jun‐10

11‐jun

‐10

18‐jun

‐10

25‐jun

‐10

2‐jul‐10

9‐jul‐10

16‐jul‐10

23‐jul‐10

30‐jul‐10

6‐ago‐10

13‐ago

‐10

20‐ago

‐10

27‐ago

‐10

3‐sep‐10

10‐sep

‐10

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

0

10

20

30

40

50

60

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80

90

100

110

30‐abr‐10

7‐may‐10

14‐m

ay‐10

21‐m

ay‐10

28‐m

ay‐10

4‐jun‐10

11‐jun

‐10

18‐jun

‐10

25‐jun

‐10

2‐jul‐10

9‐jul‐10

16‐jul‐10

23‐jul‐10

30‐jul‐10

6‐ago‐10

13‐ago

‐10

20‐ago

‐10

27‐ago

‐10

3‐sep‐10

10‐sep

‐10

€/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. 

 

15 de septiembre de 2010   

 

  Número 36 

          

   

 

 

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Tabla 2. Evolución de las cotizaciones medias a plazo de los combustibles (petróleo, gas y carbón) y de los derechos de emisión de CO2. 

  Unidades  27/08‐10/09  12/08‐26/08  % Var. 

Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)  $/bbl  76,93  74,81  +2,83% 

Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)  $/bbl  77,71  75,88  +2,41% 

Gas natural (NBP) entrega en Octubre‐2010  €/MWh  17,35  17,31  +0,24% 

Gas natural (NBP) entrega en Q4‐2010  €/MWh  18,86  18,85  +0,07% 

Carbón API2 ARA entrega en Octubre‐2010  $/t  91,04  91,00  +0,05% 

Carbón API2 ARA entrega en Q4‐2010  $/t  91,07  90,99  +0,09% 

Derechos de CO2 entrega en Dic.‐2010  €/t  15,53  14,77  +5,18% 

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

Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales). 

65

70

75

80

85

90

95

100

15‐sep

‐09

25‐sep

‐09

5‐oct‐09

15‐oct‐09

25‐oct‐09

4‐nov‐09

14‐nov‐09

24‐nov‐09

4‐dic‐09

14‐dic‐09

24‐dic‐09

3‐ene‐10

13‐ene

‐10

23‐ene

‐10

2‐feb‐10

12‐feb

‐10

22‐feb

‐10

4‐mar‐10

14‐m

ar‐10

24‐m

ar‐10

3‐abr‐10

13‐abr‐10

23‐abr‐10

3‐may‐10

13‐m

ay‐10

23‐m

ay‐10

2‐jun‐10

12‐jun

‐10

22‐jun

‐10

2‐jul‐10

12‐jul‐10

22‐jul‐10

1‐ago‐10

11‐ago

‐10

21‐ago

‐10

31‐ago

‐10

10‐sep

‐10

8

10

12

14

16

18

20

22

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.) 

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

 

15 de septiembre de 2010   

 

  Número 36 

          

   

 

 

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

  27/08‐10/09  12/08‐26/08  Variación (%) 

España entrega en Q4‐2010  45,77  44,83  +2,11% 

España entrega en 2011  45,25  44,75  +1,11% 

Francia entrega en Q4‐2010  57,86  59,17  ‐2,21% 

Francia entrega en 2011  53,08  52,54  +1,03% 

Alemania entrega en Q4‐2010  50,82  51,04  ‐0,42% 

Alemania entrega en 2011  50,65  50,19  +0,91% 

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

80

5‐oct‐09

25‐oct‐09

14‐nov

‐09

4‐dic‐09

24‐dic‐09

13‐ene

‐10

2‐feb‐10

22‐fe

b‐10

14‐m

ar‐10

3‐abr‐10

23‐abr‐10

13‐m

ay‐10

2‐jun‐10

22‐ju

n‐10

12‐ju

l‐10

1‐ago‐10

21‐ago

‐10

10‐sep

‐10

€/MWh

España Francia Alemania

 

Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 

15 de septiembre de 2010   

 

  Número 36 

          

   

Gráfico 5. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en 2011, Cal + 1 (medias semanales). 

30

35

40

45

50

55

60

5‐oct‐09

25‐oct‐09

14‐nov

‐09

4‐dic‐09

24‐dic‐09

13‐ene

‐10

2‐feb‐10

22‐fe

b‐10

14‐m

ar‐10

3‐abr‐10

23‐abr‐10

13‐m

ay‐10

2‐jun‐10

22‐ju

n‐10

12‐ju

l‐10

1‐ago‐10

21‐ago

‐10

10‐sep

‐10

€/MWh

España Francia Alemania

 

Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 

 

 

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