CAPÍTULO V EFECTO DEL MERCADO DE...

Efecto del mercado de emisiones de GEI sobre la economía española

91

CAPÍTULO V

EFECTO DEL MERCADO DE EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO SOBRE LA ECONOMÍA ESPAÑOLA

INTRODUCCIÓN

El Protocolo de Kyoto permitió a la UE redistribuir sus objetivos entre los

Estados miembros según el grado de desarrollo de cada uno, siempre y cuando el

resultado siguiera siendo una reducción global del 8% (respecto al año base 1990)

para toda la Unión Europea (no incluía los países de la ampliación que tienen unos

objetivos de individuales). Ya se ha visto que España no se encuentra en la mejor de

las situaciones para cumplir el compromiso asumido que le permitía aumentar sus

emisiones hasta un máximo del 15%. Según el PNA, España superará en 2012 en un

24% la cantidad de gases lanzada a la atmósfera en 1990, siendo necesario recurrir a

proyectos MDL, AC y sumideros para compensar el exceso de emsiones.

El régimen de comercio de derechos de emisión39 constituye la piedra angular

de la lucha contra el cambio climático. Su objetivo es contribuir a que los Estados

miembros cumplan sus compromisos con arreglo al Protocolo de Kyoto. El comercio de

derechos de emisión no implica nuevos objetivos ambientales sino que facilita un

cumplimiento menos costoso de los objetivos vigentes de conformidad con el Protocolo

de Kyoto. Si no se hubiera adoptado el régimen de comercio de derechos de emisión,

hubieran tenido que aplicarse otras medidas más costosas.

En este apartado se presentan las previsiones del coste de los permisos que la

industria tendría que comprar a agentes de otros países para cumplir con los objetivos

que España ha asumido, y las conclusiones que de ello se derivan.

El escenario base donde se va a evaluar el impacto económico viene

caracterizado por dos elementos:

39 Directiva 2003/87/CE.


92

a) Los sectores productivos de la economía pueden elevar gratuitamente sus

emisiones de CO2 en un 15% con respecto a los niveles de 1990.

b) Los sectores productivos (o en su caso el gobierno) pueden adquirir permisos

para emitir CO2 por encima del límite anterior pagando un precio que se va a

mover en un rango entre 4 y 22 $/tCO2e, que dependerá del escenario40 en el

que se desarrolle el mercado.

En el periodo 2005-2007 el mercado donde inicialmente será posible comprar

estos permisos será el mercado europeo de emisiones41, que supone una experiencia

previa al mercado internacional de emisiones que propone Kyoto y que entrará en

vigor, en su primera fase, durante el periodo 2008-2012. Existe un segundo

componente del coste, resultante de las inversiones que realizan las empresas para

reducir sus emisiones, en el que no se detiene en este estudio ya que, pese a su

importancia, cualquier previsión es fuertemente especulativa.

En cifras del Ministerio de Medio Ambiente, si no se implementan medidas y no

se alcanzan los objetivos establecidos, el coste de generar derechos de emisión podría

rondar los 200 millones de euros anuales entre 2005-07 y unos 1.000 millones de

euros al año en el periodo de compromiso 2008–2012, resultado de adquirir

aproximadamente un promedio de 200 MtCO2 anuales a un coste de 5 €/tCO2. En el

mismo sentido, estimaciones de CCOO42 revelan que de no aplicar medidas, la

economía española tendría que comprar más de 100 MtCO2 en derechos de emisión, lo

que supondría un coste de entre 1.243 y 3.616 millones de euros al año en el periodo

2008-2012.

En 2003, España ha tenido un saldo negativo de más de 70 millones de

toneladas de GEI (CO2 equivalente) y, como se ha visto, la tendencia para los

próximos años no es la más deseable .Se revela de primordial importancia para la

competitividad de la economía nacional, analizar en profundidad el impacto económico

potencial que para España supondrá la implementación de los acuerdos suscritos en

40 Entiéndase estos precios como un adelanto de las estimaciones del siguiente apartado. 41 Es el primer régimen internacional de comercio de derechos de emisión de CO2 del mundo. Cubre alrededor de 12.000 instalaciones, que representan aproximadamente la mitad de las emisiones europeas de CO2. 42 Informe del sindicato Comisiones Obreras, publicado en la revista WorldWatch.


93

1997 bajo el Protocolo de Kyoto, materializados a través de las directivas europeas43

vistas en apartados anteriores.

Un análisis detallado del impacto del Protocolo de Kyoto debería considerar

cuatro aspectos significativos: cuál es el déficit que tendrá previsiblemente España en

el periodo de cumplimiento, a qué precio se situarán los derechos comercializables de

carbono, qué implicaciones tiene el Protocolo en este escenario de déficit de derechos

y precios y finalmente, qué alternativas se presentan para cumplir con Kyoto.

A largo de este estudio, se ha explicado el marco que regula el mercado

europeo de emisiones (experiencia previa, en el ámbito europeo, al comercio

internacional de emisiones), se ha visto cual ha sido la evolución de las emisiones de

carbono y como se han repartido los derechos de emisión (Plan Nacional de

Asignación) en España.

En el siguiente apartado se aborda el estudio, mediante tres técnicas distintas

(modelos econométricos, otros mercados de emisiones de GEI operativos y

estimaciones de expertos y agentes implicados), del comportamiento de los precios de

los créditos homologables de emisión en su conjunto (RECs, UREs y DEs).

Posteriormente se hace una estimación de la evolución de las emisiones y se plantean

varios escenarios posibles hasta el periodo 2008-2012 en España.

43 Directiva 2003/87/CE que regula el Mercado Europeo de Emisiones y Directiva 2004/101/CE de Enlace de mecanismos de Kyoto.


94

EXPECTATIVAS DE LOS PRECIOS PARA LOS DERECHOS DE EMISIÓN

INTRODUCCIÓN

El exceso de emisiones en que se incurrirá, no será gratuito: tendrá un precio

en el mercado europeo de emisiones y en otros mercados a los que es posible acudir.

En este apartado se realizan algunas consideraciones sobre el precio al que pueden

situarse los derechos.

El Reino Unido puso en marcha el primer programa doméstico de reducción de

emisiones de GEI con un mercado de emisiones, iniciado en abril del 2002.

Observando la evolución del precio por permiso de emisión de una tonelada de CO2

equivalente, se ve que desde los 5.5 € iniciales por tonelada de CO2 subió hasta los

14.2 € a finales de octubre 2002 y, gracias a la pronta respuesta de la oferta, cayó a

3.4 € en diciembre de ese mismo año, manteniéndose estable a partir de ese momento

entorno a 5 €. Aunque estructuralmente difiere del sistema de mercado que propone

Kyoto y los precios no se pueden extrapolar, sí se ha evidenciado un buen

funcionamiento de su modelo de transacciones de permisos.

Como se ha dicho antes, el Protocolo de Kyoto incorpora tres tipos de

Mecanismos de Flexibilidad que permiten a los países alcanzar sus compromisos a unos

menores costes. El objetivo es que el uso de estos mecanismos permita una reducción

de emisiones a un menor coste que el coste marginal de reducción de emisiones propio

de la empresa o gobierno.


95

Figura 1: Permisos o créditos homologables generados por los mecanismos de Kyoto.

Fuente: Elaboración propia

Estos instrumentos de mercado generan permisos o créditos homologables a

permisos que pueden ser comercializados en un mercado internacional del

carbono. Para analizar las consecuencias económicas de la implantación del Protocolo,

es necesario conocer la evolución del precio de los activos que se pueden intercambiar

en este mercado (RECs, UREs y DEs/AAUs)44 y hacer una estimación del valor del

44 No se incluyen los créditos de emisión procedentes de actividades en sumideros, Unidades de Absorción (UDAs), ya que aún no existe consenso en las normas de utilización de este tipo de proyectos, pese a que se contempla en el Protocolo de Kyoto.

DEs UREs? RECs?

MDL Art.12

€ o tecnología

AC Art.6

País Anexo I PK

País en vías de desarrollo

País Anexo I PK

RECs REVs

€ o tecnología

País Anexo I PK

UREs

CIDE Art.17 País Anexo I

PK País Anexo I

PK

€

Inversión en proyectos de reducción de emisiones a cambio de créditos para cumplir objetivos propios de reducción: Activo REC-Reducción de emisiones Certificadas (CER)

Ejecución de forma conjunta entre dos países de proyectos de reducción de emisiones: Activo URE-Unidad de Reducción de Emisiones (ERU)

Sistema donde pueden ser comercializados tanto los créditos anteriores como los derechos de emisión distribuidos a nivel nacional entre sectores y las empresas: Activo DE (AAU)

REV-Reducciones de Emisiones Verificadas: créditos que son ‘candidatos’ a transformarse en RECs y UREs, una vez entre en vigor el Protocolo de Kyoto.


96

más importante de permisos: los Derechos de Emisión asociados al mercado europeo

(DEEs), que es el que más directamente va a afectar a las empresas.

Las variables clave para estimar los precios del mercado son diversas van desde

las políticas y comportamiento de los países importantes, pasando por las alternativas

tecnológicas hasta la claridad y homogeneidad en la normativas a nivel global.

Básicamente hay tres técnicas para estimar los costes que supondrá la

implementación del Protocolo en cuanto a la adquisición de derechos: la primera

consiste en desarrollar modelos que representan el mercado de emisiones y predicen el

equilibrio (cuánto se reducirán las emisiones y a qué coste) en ese mercado, la

segunda es estimar a través del histórico de las transacciones realizadas en diversos

mercados de emisiones que operan en el mundo y la tercera consiste en preguntar a

los agentes implicados cuáles son sus expectativas para intuir el comportamiento de

los precios.

1. PROYECCIONES A PARTIR DE MODELOS

Desde la adopción del Protocolo de Kyoto se ha desarrollado un extenso

conjunto de modelos de estimación de precios para simular los impactos de su

aplicación sobre la economía.

Aunque queda fuera de este proyecto analizar los modelos econométricos que

se citan a continuación, es conveniente hacer constar que en todos los modelos se

utilizan estimaciones de las curvas de costes marginales de reducción de emisiones y

proyecciones de emisiones BAU (Business As Usual) que determinan las reducciones

necesarias y la demanda de derechos de emisión:

• Las proyecciones BAU se construyen a partir de proyecciones de PIB per capita,

cambio tecnológico y estructural, y de la elasticidad del carbono y la energía.

Esta última variable depende de: Cambios en el sector energético, desarrollo de

los precios de la energía, la matriz energética, puesta en práctica de políticas

energéticas y ambientales.

• Para el cálculo del coste marginal de reducción de emisiones de todos los

países, se utilizan las curvas de costes marginales de reducción, llamadas


97

curvas “MAC” (‘Marginal Abatement Cost’). Estas curvas muestran el coste que

tendrá la reducción de carbono en los diferentes países y bloques de países. La

construcción y el cálculo de las mismas pueden estar basados en un enfoque

“top–down”, “bottom–up” o mixto. Por ejemplo, los modelos de estimación

EPPA (‘Emission Prediction and Policy Analysis’, del MIT) y GTEM (‘Global Trade

and Environmental Model’, del ABARE) utilizan principalmente estimaciones

“top–down” mientras que el modelo POLES45 de la OCDE utiliza estimaciones

“bottom–up”.

Estos modelos predicen el efecto que tendrían distintos objetivos de reducción de

las emisiones de GEI sobre el PIB, el coste marginal de reducción de las emisiones y su

precio. Además de las dos consideraciones anteriores, existen otras variables que

deben ser estimadas a la hora de construir los modelos.

Por lo general los modelos estiman o simulan:

– Reglas y Comportamiento de Mercados: Este es un elemento clave a la hora

de verificar la sensibilidad de los precios a determinados movimientos de

diferentes agentes. Un claro ejemplo de este hecho es el efecto que podría

tener el atesoramiento de créditos por parte de Rusia.

– Comportamientos monopolísticos: Es indudable la necesidad de simular

comportamientos de oligopolio.

– Porcentaje de comercialización del “Aire Caliente46”: Sobretodo pensando en

Europa del Este y Rusia que serán las grandes proveedoras de derechos y/o

créditos provenientes de esta fuente.

– Límites de importación de RECs/UREs: Desde los límites de Kyoto hasta los

impuestos por las propias naciones impactan directamente en el precio.

– Costes de Transacción: Los costes de transacción del comercio de emisiones

reducen los beneficios que se pueden obtener al exportar créditos. Asimismo

elevan las curvas de coste marginal de reducción (MAC) de los países que no

pertenecen al Anexo B.

45 El modelo POLES simula el mercado energético considerando equilibrios parciales de los distintos sectores. En contraposición existen modelos, como el GEM-E3, que se apoyan en el equilibro general para estudiar la propagación de una perturbación en uno de los sectores que participan de la simulación. Aunque es un tema muy interesante queda fuera del ámbito de este estudio. 46 Aire caliente (Hot Air): Exceso de derechos emitidos por algunos países del grupo de las Economías en Transición (EET), como consecuencia de un colapso económico o disminución de la producción desde 1990, por motivos no relacionados directamente con los esfuerzos para reducir las emisiones.


98

Ningún modelo considera exactamente la situación que se va a dar con la

directiva europea del mercado de emisiones y por tanto las proyecciones de los

modelos no se pueden interpretar directamente como predicciones de lo que realmente

va a ocurrir. Por ejemplo, ningún modelo analiza específicamente el caso en que el

comercio de emisiones está restringido a los seis sectores que cubre la directiva

europea. Pese a estas limitaciones, las predicciones de los modelos económicos de

cambio climático permiten acotar el rango de los costes potenciales de las políticas

medioambientales para el periodo de Kyoto (2008-2012).

La no ratificación del Protocolo de Kyoto por los EEUU supone un acusado

descenso en el precio de las emisiones de gases de efecto invernadero y, por tanto,

una reducción equivalente de los costes para las economías de los países que sí han

ratificado el acuerdo. La razón de este descenso es que los EEUU hubiesen sido uno de

los principales demandantes y compradores netos de derechos de emisión ya que este

país es el principal emisor mundial de gases de efecto invernadero.

Vamos a considerar los modelos que reflejan un escenario sin EEUU, descolgado

del Protocolo. En este escenario se distingue entre proyecciones basadas en un

comercio de emisiones sin restricciones y aquellas otras que asumen la existencia de

restricciones a terceros países, particularmente Rusia y Ucrania. Los escenarios

considerados en este último grupo son heterogéneos y no reflejan exactamente el

escenario que finalmente se va a producir. Como consecuencia, las discrepancias entre

los distintos modelos son acusadas.


99

La tabla 1 muestra resultados de diferentes modelos suponiendo que EEUU no

participa en el Mercado de Emisiones (modelos posteriores a los acuerdos de Bonn y

Marrakesh). Los precios redondeados se expresan en dólares USA $ de 2001 por

tonelada de CO2.

Tabla 1: Modelos y simulaciones para el mercado internacional de emisiones ($USA).

47 Los precios estimados para las proyecciones del modelo RIVM son un promedio del conjunto de modelos que plantea el estudio al que se hace referencia en la tabla. Se utilizaran más adelante.

MODELOS

Mercado sin

restricciones, expuesto

al efecto “Aire Caliente”

Restricciones al

comercio con ciertos

países

POLES-ASPEN 0 15

ZEW 0 45

CERT ABARE 1 9

MERGE 2 37

CICERO 5 16

CERT EPPA 24 26

HWWA 0 4

EPPA 0 5

GRUTTER BAJO 5 8

GRUTTER MEDIO 8 17

GRUTTER ALTO 10 20

RIVM47 15 20

NATSOURCE 0 33

ABARE 0 47

NORD POOL 18

Media 6 22

Aire caliente (Hot Air): Exceso de derechos emitidos por algunos países del grupo de las Economías en

Transición (EET), como consecuencia de un colapso económico o disminución de la producción desde 1990,

por motivos no relacionados directamente con los esfuerzos para reducir las emisiones.

Fuente: Modelling emission trading and abatement cost in FAIR 1.1 (RIVM report 2002),

Natsource (2002), IEA (2001), The Potential GHG Market in EIT Countries(2002); Grütter

Consulting, NADEL y ORL Institute (ETH Zurich), Carlos Ocaña (2003) y The Nordic Power

Exchange (NORD POOL simulation 2002)


100

Las principales implicaciones de los modelos pueden resumirse como sigue:

§ Aunque existe una variación significativa de unos modelos a otros, la simulación

a través de modelos generalmente sugiere unos costes de aplicación del tratado

de Kyoto moderados aunque no desdeñables.

§ Existe prácticamente unanimidad acerca de que el precio de las emisiones será

bajo o muy bajo si se permite participar en el mercado de emisiones a países

como Rusia y Ucrania que, como consecuencia de su declive económico a lo

largo de los años 90, disponen de un enorme “excedente” de emisiones (Aire

caliente). El precio resultante en caso de que se introduzcan limitaciones al

comercio con estos países muestra gran variedad de unos modelos a otros

(entre 4 y 47 $/tCO2). La disparidad de resultados obedece principalmente a

los supuestos que se realizan en cada caso sobre las limitaciones al comercio

con terceros países.

§ Una aplicación ineficiente del Protocolo de Kyoto en la que cada país asumiese

independientemente sus propios objetivos de reducción de emisiones tendría un

coste enorme, de hasta un 1 o 1.5 % del PIB.

§ La inclusión de varios o todos los gases de invernadero en los objetivos de

reducción de emisiones permite reducir considerablemente el impacto del

Protocolo con respecto al caso en que sólo se consideran las emisiones de CO2.

Burniaux (2000) estima que la inclusión del CH4 y NO2 junto al CO2 reduciría

los costes de aplicación del Protocolo entre un 20 y un 30% con respecto a los

costes de una aplicación restringida al CO2. Esto se debe a la existencia de

tecnologías que permitirían reducir las emisiones de estos gases a un coste

relativamente bajo.

§ La inclusión de todos los sectores que emiten gases de invernadero en la

implementación del acuerdo reduce notablemente los costes de disminuir las

emisiones. Así, por ejemplo, el estudio de Resources for the Future elaborado

por Pizer y otros (2003) estima que limitar la aplicación del Protocolo de Kyoto

a los sectores de la electricidad y el transporte multiplica por dos el coste con

respecto a una implementación sin restricciones en la que se incluyesen todos


101

los sectores que emiten GEI (aunque el Protocolo incluye todos los sectores de

la economía, el mercado de emisiones y las penalizaciones por incumplimiento

pueden limitarse sólo a algunos sectores como es el caso en la UE).

§ Todos los modelos coinciden en atribuir un coste menor a una reducción de las

emisiones espaciada en el tiempo frente a una reducción repentina. Esto

sugiere que el aplazamiento de la puesta en marcha de políticas concretas de

reducción de emisiones es costoso para la UE y para España.

En todo caso, las predicciones de estos modelos son inciertas. Muchos de los

modelos ignoran los mecanismos de flexibilidad y esto, seguramente, por la dificultad

técnica que supone incorporar tales mecanismos a los modelos convencionales. Como

consecuencia, se presume que los modelos estiman al alza los costes derivados de

cumplir con el Protocolo. Otra incertidumbre importante proviene de la posible

incorporación de Rusia y otros países de la antigua URSS al mercado de emisiones

europeo. También habría que considerar la posibilidad que da la Directiva a los

gobiernos para excluir a determinadas instalaciones o sectores del mercado de

emisiones.

Para la discusión de los escenarios de precios, se van a considerar como

principal referencia el informe RIVM-MNP 728001021/2002 Modelling Emissions

Trading under Abatement Costs in FAIR.1 (caso de estudio: Protocolo de Kyoto bajo los

acuerdos de Bonn-Marrakesh). Las simulaciones que se recogen en este informe

consideran la participación de los mecanismos de flexibilidad en distintas proporciones.

Como anteriormente se había señalado, el mercado de emisiones de CO2 que

va a poner en marcha la UE tiene un precedente en el mercado de emisiones de SO2

que funciona en los EEUU para la prevención de la lluvia ácida. Antes de la

implementación de este programa se desarrollaron una serie de modelos para predecir

los precios de las emisiones de SO2. La comparación de las proyecciones que se

realizaron con los precios que efectivamente se observaron en el mercado, permite

extraer algunas lecciones significativas7. Las predicciones de varios modelos antes de

la apertura del mercado se situaron en un rango de 389 $ a 1005 $ por tonelada de

SO2. Los precios se han movido en un rango de 70 $ por tonelada en marzo de 1996,

217 $ por tonelada en agosto del 2001 y 700 $ por tonelada en enero de 2005.

Resulta, por tanto, que los modelos sobrestimaron inicialmente el coste del programa


102

de reducción de emisiones de SO2. Lo mismo podría ocurrir con los modelos

examinados.

2. TRANSACCIONES EFECTUADAS EN EL MERCADO DEL CARBONO ACTUAL

Las expectativas de los mercados en marcha no tienen la transparencia y

consistencia interna de los modelos a la hora de estimar el comportamiento de los

precios pero permiten considerar variables cualitativas difícilmente modelables, a esto

hay que añadir que están basados en comportamientos reales.

Tiempo atrás se han venido desarrollando diferentes sistemas o programas

relativos a mercados de emisiones (incluso antes del Convenio Marco sobre Cambio

Climático de la ONU). Estos sistemas de comercio se han utilizado de referencia,

modelo o ejemplo para diseñar el comercio de derechos de emisión que se articula

bajo el Protocolo de Kyoto.

Muchos países48 han venido trabajando en iniciativas relacionadas con el

comercio de emisiones de GEI para asegurarse el cumplimiento de los compromisos

adquiridos en el Protocolo. Mediante la articulación de mercados o la adopción de

decisiones políticas en la materia se han generado, y se están generando, resultados

que pueden revelarse de interés a la hora de estudiar el comportamiento del futuro

mercado internacional de derechos de emisión. Los países que cuenten con experiencia

en el comercio de dichos gases se incorporarán al mercado europeo o internacional de

derechos de emisión con relativa ventaja.

Al igual que en el ámbito gubernamental algunos países comenzaron a trabajar

en iniciativas relacionadas con el comercio de emisiones, el sector privado no ha

permanecido ajeno. Algunas compañías han decidido llevar a cabo iniciativas

comerciales y adquirir experiencia en esta materia. En este sentido, se pueden

destacar, no sólo las transacciones concretas que se han puesto en marcha, sino

también iniciativas como la creación de una asociación internacional de comercio de

emisiones, la creación de un Fondo de carbono en el Banco Mundial o las rondas de 48 Entre las iniciativas nacionales llevadas a cabo merece la pena destacar las de países como Australia, Nueva Zelanda, Canadá, Estados Unidos, Francia, Noruega, Rusia, Reino Unido y Dinamarca.


103

simulación de comercio de emisiones promovida por la Unión Europea de la Industria

Eléctrica (Eurelectric).

En este sentido, como preparación a la entrada en vigor del Mercado Europeo

de Emisiones49, varias empresas europeas han realizado pequeñas transacciones de

demostración de DEEs de GEI (menos de 80.000 tCO2e en 2003). Estas transacciones

habían sido intercambios a término en los que los derechos se transferirían del

vendedor al comprador en una fecha futura y se refirieron sólo a derechos de emisión

para los años 2005, 2006 y/o 2007. Los precios de las transacciones aparentemente

han subido de unas 6€/tCO2e en mayo de 2003 a 12€/tCO2e en noviembre de 2003.

No obstante, estos precios no reflejan necesariamente el equilibrio a largo plazo entre

la oferta y la demanda dado que el mercado todavía es incipiente y hay mucha

incertidumbre.

En su conjunto, el “mercado de carbono” abarca una amplia gama de

programas y transacciones diferentes, relacionadas con diversos activos, estructuras

contractuales y normas rectoras. El elemento diferenciador fundamental entre los

distintos mercados de carbono es el activo de emisión: por un lado, el mercado

comprende las transacciones de reducciones de emisiones certificadas50 como créditos

basadas en proyectos (en que el comprador adquiere reducciones de emisiones

resultantes de un proyecto gracias al cual las emisiones de GEI son menores de lo que

habrían resultado en su ausencia) y, por el otro, el comercio derechos o permisos de

emisión de GEI (que se adjudican en virtud de regímenes existentes o en preparación

para la fijación de límites e intercambio de las emisiones).

En resumen, se distinguen los siguientes activos comercializables:

• Derechos de emisión con arreglo a un plan de fijación de límites e intercambio,

por ejemplo, unidades de cantidades asignadas (AAUs o DEs) definidas por el

Protocolo de Kyoto, derechos de emisión con arreglo al Sistema de comercio de

emisiones del Reino Unido, o derechos de emisión con arreglo al régimen para

el comercio de derechos de emisión de GEI de la Unión Europea. Ej: UK trading

system, BP o Shell internal trading y Mercado Europeo de Emisiones

49 Mercado de ámbito europeo periodo 2005-2007, previo a la entrada en vigor de Kyoto. 50 Sólo serán certificables aquellas reducciones por encima de los requisitos legales específicos.


104

• Reducciones de emisiones basadas en proyectos (UREs y RECs) creadas e

intercambiadas mediante un proyecto a actividad especifica (por ejemplo, las

generadas por una actividad que genera menos emisiones de las que se habrían

producido en su ausencia). Ej: la mayoria de las transacciones actuales de PCF

(Fondo Prototipo de Carbono), Oregon Trust Fund, etc

En general el comercio de derechos ha obtenido históricamente mejores

resultados51 que el de créditos basados en proyectos, ya que estos últimos son más

inefectivos desde el punto de vista medioambiental y originan costes de transacción

mayores.

Como se puede apreciar en la figura 2, los derechos de emisión representan

sólo una pequeña fracción del volumen total de activos objeto de comercio en el

mercado de carbono (menos del 5% en 2003), aunque constituyen la mayoría del

número total de transacciones (más del 66% durante 2003). La principal razón de este

desequilibrio es que los mercados de derechos son en su mayoría incipientes, y por el

momento sólo hay actividades en gran escala en el mercado de derechos del Reino

Unido. Esta situación probablemente está cambiando con la entrada en vigor de los

sistemas de comercio europeo y canadiense.

51 El protocolo de Kyoto, al articular los mecanismos de flexibilidad, ha optado por priorizar un comercio internacional de derechos de emisión (Art. 17 CIDE) frente a los otros mecanismos basados en proyectos (Art. 12 MDL y Art. 6 AC). Igualmente la Directiva 2003/87/CE que regula el mercado europeo de emisiones en el periodo 2005-2007, a través de la Directiva 2004/101/CE de Enlace de mecanismos de Kyoto, ha interpretado restrictivamente el uso de créditos UREs y RECs derivados de proyectos MDL y AC.


105

Figura 2: Mercados de carbono en 2003.


Gran parte del volumen proviene de transacciones basadas en proyectos. Con

todo, dentro de esta amplia categoría se pueden distinguir varios tipos de activos

asociados a proyectos.

• Proyectos cuya ejecución está prevista para cumplir el Protocolo de Kyoto, es

decir, que deberán registrarse en el marco de la AC o del MDL: Los contratos y

los productos difieren, en particular, según quién asuma el riesgo de la

imposibilidad de registrarlos. En algunos casos, el comprador adquiere

reducciones de emisiones después de la verificación por terceros pero

independientemente del registro previsto en el Protocolo de Kyoto, y de esta

forma asume el riesgo del registro. En otros casos, el comprador exige el

registro con arreglo al Protocolo como condición para el pago.

• Proyectos cuya ejecución no está prevista para el cumplimiento de los

compromisos contraídos en el marco del Protocolo de Kyoto: Se intercambian


106

productos muy diversos, que dependen del régimen normativo en el que se

prevé utilizar las reducciones de emisiones, o de los objetivos del comprador.

También se pueden clasificar estos mercados por la madurez del mercado:

• Mercado de permisos en operación.

- UK, Dinamarca

- Mercados internos BP, Shell

• Mercado de permisos en desarrollo.

- A nivel regional: Mercado de la Unión Europea (en 2005 fase inicial) y Gov de

Inglaterra/Eastern Canadian Premiers initiative (tentativos)

- A nivel nacional (ej: Noruega)

- A nivel subnacional:US/Australia, California, Massachusetts, New Hampshire y

New South Wales

- Mercados voluntarios (ej: Chicago Climate Exchange, embryonic)

En la figura 3 se resumen los segmentos principales del mercado de carbono en

funcionamiento en 2003.

Figura 3: Mercados de GEI en 2003.


107

CONCLUSIONES DE LOS MERCADOS DE CARBONO

De entre las principales conclusiones que se extraen de estos mercados de emisiones

se pueden destacar las siguientes:

- Los programas de comercio de emisiones incluyen en el mercado a empresas

privadas. Permitir a las entidades privadas entrar en el mercado de emisiones

es importante. El beneficio esencial de los programas es que permiten a las

empresas determinar con flexibilidad qué tecnología y vías utilizar para reducir

las emisiones. No hay que perder de vista que son las propias empresas las

fuentes emisoras y, por tanto, este mercado les da la oportunidad de aplicar

tecnologías y procesos eficaces.

- El hecho de que los programas permitan lo que se conoce como banking (los

permisos no utilizados en un periodo pueden reservarse para su aplicación a la

satisfacción de las obligaciones en años subsiguientes), ha supuesto diversas

ventajas a los programas. Entre ellas, ha permitido que se llevaran a cabo

reducciones de emisiones en cortos periodos de tiempo y que los costes hayan

sido sustancialmente más bajos que los estimados.

- El banking es especialmente importante para aquellas industrias en las que

deba hacerse un desembolso significativo ya que permite a las fuentes

individuales tener flexibilidad en el momento de realizar dichas inversiones. El

propio Protocolo de Kyoto en su Art. 3.13, permite que se haga banking.

- La asignación de cuotas a las empresas de forma gratuita52 es, según los

resultados de estos programas, el método político más práctico ya que otorga el

mayor número de derechos de emisión a las fuentes existentes. El

inconveniente está en que se dificulta la entrada en el mercado de nuevas

fuentes emisoras.

- Los costes de transacción juegan un papel fundamental en el éxito o fracaso de

los sistemas de comercio de emisiones.

52 Grandfathering


108

- Facilitar información sobre el precio es importante para reducir las

incertidumbres del mercado y hacer que el público tenga confianza en el

programa.

- Tanto la vigilancia y control de las reducciones como la necesidad de

documentar los resultados e informar a algún organismo, son requisitos

esenciales en un mercado con garantías.

- Los informes periódicos deben cubrir tanto los resultados del control de las

emisiones como la actividad del comercio. En Estados Unidos, toda esta

información se remite a un Registro gubernamental que está abierto al público.

Esto asegura que el sistema sea abierto y que se controlen los resultados del

programa.

- La existencia de sanciones parece ser directamente proporcional al grado de

cumplimiento de los programas. El mercado de emisiones de SO2

norteamericano53 ha logrado un 100% de cumplimiento gracias a tres factores

clave: vigilancia y control de emisiones, informe al organismo competente,

transparencia en las actuaciones y sanciones estrictas.

Desde 1996, ha habido numerosas transacciones para el período previo a la

ratificación de Kyoto, acumulando alrededor de unas 400Mt CO2e. En el eje de abcisas

de la gráfica 1 se presentan algunos de los mercados de cuotas de emisión precursores

del mercado europeo de emisiones que ya funcionaban en 2002. El rango de los

precios se ha ido acotando ya que inicialmente el precio máximo era de $ 25/tCO2,

mientras que en 2002 los precios van desde $ 3/tCO2 (PCF) a los $ 7/tCO2 (UK).

53 “Acid Rain Programme”. Este programa comienza en 1990 y se aplica en todo Estados Unidos. Este mercado es el más grande y con mayor éxito de los que se han desarrollado hasta el momento.


109

Gráfica 1: Precios de mercado 2002 ($USA/tCO2e)

Fuente: The Potencial GHG Market on the Eve of Ratification December 2002, Grütter

Consulting, NADEL y ORL Institute (ETH Zurich)

Los datos obtenidos parten de informaciones incompletas ligadas a la

variabilidad propia del mercado pero que reflejan una posible tendencia a la baja del

valor de los créditos asociados a proyectos de reducción de emisiones en la medida

que los mercados van madurando.

Otro elemento clave es la incertidumbre, que por ejemplo se refleja en

transacciones en los mercados de CO2 de los Estados Unidos por debajo de las medias

de mercado, debido a que no ha ratificado los compromisos con respecto al Protocolo

de Kyoto. Es importante recordar que la actual política medio ambiental de este país

no prevé su reincorporación al Protocolo.

Por otro lado, la aprobación de la Directiva de Comercio de Emisiones se tradujo

en ofertas de compra en firme para derechos de emisión europeos (DEEs). Las

cantidades de CO2e asociadas inicialmente a estos contratos eran pequeñas en

comparación con el volumen reflejado en los Planes de Asignación (PNAs)

recientemente presentados.


110

Si bien las proyecciones de precios por lo general se realizan sin discriminar el

origen (DEE, CRE o URE) se ha podido observar que existen diferencias entre los

diferentes tipos de activos. En este sentido los créditos de MDL parecen tener menos

valor para los inversores que los AC, y ambos están por debajo de los precios

ofertados por futuros sobre DEEs. Esto se debe a:

– La incertidumbre legislativa y el riesgo–pais especialmente para los proyectos

MDL.

– Una mayor dificultad y control en general para los crédito de proyectos (los

ciclos de proyecto asociados a los MDL y AC son complicados).

– Un mayor horizonte de tiempo en la ejecución del proyecto y la utilización de

los créditos (en comparación con los derechos de emisión).

Este mayor riesgo impacta directamente en la tasa de descuento aplicada al

flujo de fondos en el análisis de viabilidad financiera de los proyectos y por ende en el

precio de los créditos MDL y AC.

3. EXPECTATIVAS DE EXPERTOS

Una tercera vía para anticipar el comportamiento de los precios de las

emisiones es recoger las opiniones de los expertos expresadas directamente. Estas

opiniones incorporan una gama enorme de información cualitativa que resulta

prácticamente imposible introducir en los modelos. Las estimaciones hechas por los

expertos y reflejadas en los resultados de las encuestas, ya incluyen descuentos

originados por la incertidumbre legislativa a nivel regional y mundial.

A) La empresa Natsource realizó en 2002 una encuesta con respecto a las

expectativas de 35 grandes compañías privadas afectadas directamente por el

Protocolo de Kyoto, consultoras especializadas en la materia e intermediarios

financieros de Canadá, los EEUU, Japón, la UE y Rusia, respecto de los precios de

carbono para los años 2005 y 2010. Las empresas encuestadas incluyen todos los

sectores afectados por el Protocolo. La tabla siguiente recoge los principales resultados

de la encuesta.


111

Tabla 2: Resultados de las encuestas Natsource (2002): Expectativas de precios de las

emisiones de gases de efecto invernadero ($ por tonelada de CO2 equivalente) por

sectores y regiones.

Entre las implicaciones más importantes de estos resultados se cuentan las siguientes:

Ø Pre–Kyoto (2005): Los resultados muestran respuestas en un rango de 2 $ a

10. Los agentes encuestados esperan que los precios de las emisiones sean

bajos en los primeros años de aplicación del Protocolo, con una media en torno

a los 5 $ por tonelada (unos 4 €/tCO2e con cambio actual de 1.3 €/$). En torno

al 60% de los encuestados esperan precios inferiores a 5 $ y en torno al 80%

de los encuestados esperan precios inferiores a 8 $.

Ø Kyoto (2008-2012): Las respuestas van en rangos de 1,74 $ a 30 $. La

mayoría de los encuestados espera que los precios se incrementen con el paso

del tiempo alcanzando unos niveles en torno a 10 $ en el año 2010

Sector 2005 2010

Industria con uso intensivo

de la energía

4.55 11.29

Eléctrico 4.92 11.21

Financiero y Servicios

(consultoras)

6.46 11.14

Transporte 8.5 8.5

Promedio 5.33 10.96

Rango de respuestas 2-10 1.74-30

Región 2005 2010

Asia 7.8 16.6

América del Norte 4.22 9.31

Europa 5.85 10.89

Promedio 5.33 10.96


112

(promediando el periodo Kyoto). En torno al 70% de los encuestados predice

precios no superiores a 10 $ (aprox. 7.7 €) y en torno al 85% predicen precios

no superiores a 15 $ (aprox. 11.5 €).

Ø La inmensa mayoría de los encuestados espera que los precios en Europa estén

al mismo nivel que la media mundial o ligeramente por encima. Asimismo un

grupo significativo de encuestados espera que los precios sean superiores a la

media en Japón e inferiores a la media en Rusia.

B) Otras encuestas y opiniones:

Ø La consultora PointCarbon en enero de 2003 apuntaba a conclusiones

similares en otra encuesta. Se sondeó por sectores las expectativas de precios

de las emisiones de GEI (€ por tonelada de CO2 equivalente).

Precios en Euros Diciembre 2003 Abril 2005 Abril 2008

Promedio 4.3 6.8 9.1

Mediana 4 4.8 8

Valores

Máximos/Mínimos

7.5-2 26.5-1.5 30-2

En el momento de su realización (junio del 2003), se señalaba que un rango

indicativo de precios de mercado sería de 5 a 7 € por tonelada.

(aproximadamente de 6.5 a 9 $USA/tCO2e con el cambio actual de 1.3 €/$)

Ø La consultora ICF hizo proyecciones para el mercado internacional de emisiones

en el año 2010 que sitúan el precio de la tonelada de CO2 en el rango de $5 a

$10.8 ( aprox. de 4 a 8.3 €/tCO2e con el cambio actual de 1.3 €/$)

Ø Lecocq y Capoor (2002), del Banco Mundial, citan proyecciones en el rango de

4.5 a $10 $ por tonelada para el periodo 2005-07 (aprox. de 3.5 a 7.7

€/tCO2e).

Ø El Dresdner Bank proyectó precios algo más altos, en torno a 10 € por

tonelada a partir de 2005 (aprox. 13 $/tCO2e).


113

Ø La consultora PricewaterhouseCoopers estima que el precio puede moverse

entre 9,5 y 20,6 $ la tonelada (aprox. de 7,3 a 15,85 €/tCO2e) de 2005 en

adelante.

C) Las estimaciones emanadas de la Comisión Europea en 2003 llegaban a situar el

precio de la tonelada de CO2 en 15 € (aprox. 19.5 $/tCO2e) en el periodo inicial de

comercio de emisiones (2005). Estimaciones más recientes (2004) sitúan el precio de

la tonelada de CO2 en torno a 13 € (aprox. 16.9 $/tCO2e). Esta estimación se sitúa un

50% por encima de las proyecciones más elevadas de la mayoría de los agentes y

triplica el límite inferior de estas previsiones.

ASPECTOS IMPORTANTES A CONSIDERAR

Hay regiones que tendrán un protagonismo especial en la determinación de los

precios de activos de carbono, así como de los sumideros.

- Las Economías en Transición (EETs) debido a su poder de atesoramiento y por

ser proveedoras de “Aire Caliente”. Estas economías tendrán un gran de poder de

mercado en especial Rusia y Ucrania.

- América Latina como mercado en el que actúan de forma importante las

empresas españolas, presenta un gran potencial de generación de créditos a través de

MDL. Si bien los costes de reducción de emisiones son mayores que los de Asia, se ha

visto que la región se ha movido con una mayor velocidad hacia estos instrumentos y

para facilitar la reducción de trabas burocráticas, lo que la perfila como un primer

entrante interesante.

- Los sumideros ya que son una herramienta de reducción de carbono

controvertida actualmente, pero muy baratos y que pueden proporcionar una buena

imagen.

Economías en transición.

La contribución de las EETs a las emisiones globales ha caído debido a la caída

de la actividad económica: de representar el 22% en 1990 han pasado al 13% en

2000. Rusia, Polonia y Ucrania representaban el 75% de las emisiones de GHG de las


114

EETs en el 2000. Otros países con emisiones representativas son: Kazajstán (4%),

Uzbekistán (3%) y Republica Checa (3%).

Las EETs tienen un mayor número de emisiones de CO2 por unidad de PIB en

comparación con los países industrializados y los países en vías de desarrollo.

Esto muestra una baja eficiencia energética y un gran potencial de reducción de

emisiones aún con un PIB creciente. Rusia y Ucrania (en menor medida), tendrían un

gran poder de mercado debido al “Aire Caliente” que se les ha asignado. Este es

suficiente para cubrir las reducciones comprometidas para los países del Anexo B (Si

se tienen en cuenta los derechos por sumideros asignados a Canada, Japón y Rusia).

Según el Protocolo, el “Aire Caliente” puede ser atesorado sin límites al tratarse

íntegramente de derechos sobre la cuota de emisión asignada (DEs o AAUs). Las

variables que más afectan al precio de estos derechos son:

– El alto crecimiento de las emisiones en países del Anexo B (precio al alza).

– Baja implantación del MDL en China e India (precio a la baja).

- La participación futura de EEUU (si participa precio al alza y viceversa).

América Latina.

En el caso de América Latina, Brasil y México son los mayores emisores de GEI.

Cada uno representa casi el 30 % de las emisiones totales de esta región. Otros países

como Venezuela y Argentina representan mas del 5%. Latino América posee emisiones

per capita muy similares al promedio mundial, pero superiores a las de África y Asia.

Esta región posee asimismo costes de reducción de emisiones superiores a

otras regiones competidoras en términos de generación de créditos de carbono (China,

India, ex repúblicas soviéticas) debido a la baja dependencia del carbón y el uso de la

energía hidroeléctrica. La rápida puesta en práctica, la menor burocracia y los

mecanismos de seguimiento de los proyectos pueden provocar que un gran volumen

de proyectos de MDL vaya a América Latina en lugar de a otras regiones.

Se estima que el mayor potencial exportador se encuentra en México (5–13

MtC) y Argentina (4–8 MtC). También existe un gran potencial para proyectos de

‘LULUCF’ (Land Use Land Use Change and Forestry: sumideros, etc).


115

Las variables que más afectan al precio de estos derechos son las mismas que

en el caso de las EETs.

Sumideros.

En cuanto a los sumideros, tal y como se apuntó al inicio de esta memoria, son

ecosistemas capaces de absorber una mayor cantidad que el CO2 que emiten. Su

capacidad de ‘atrapar’ carbono, si bien es cierta, se encuentra limitada por incendios o

la propia degradación del mismo debido a cambios climáticos. De esta manera el

carbono volvería indefectiblemente a la atmósfera. Asimismo, el carbono capturado,

por no proceder de combustibles fósiles, es muy difícil de medir con exactitud.

Todas estas características han planteado muchas dudas tanto entre las

empresas, inversores y organismos oficiales, por lo que se ha pospuesto su utilización

oficial hasta que las reglas de contabilización de carbono absorbido se consideren

válidas y aceptables. Apoyada en estas dudas, la Unión Europea ha retrasado hasta el

2006 la consideración de los sumideros como fuente de créditos.

Sin embargo, ya existen empresas que han hecho inversiones en este tipo de

activos a un costo muy reducido. Uno de los ejemplos actuales es Repsol–YPF, que

está considerando la inversión en bosques de la Patagonia Argentina (Neuquen)

buscando obtener créditos por el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).

Las transacciones privadas que ya se han producido en este ámbito llevan

asociadas precios de carbono muy inferiores a los del resto de instrumentos, debido al

riesgo asociado a la validación futura de los créditos generados.

Varios países como los EEUU y Rusia siempre han sido muy partidarios de

apoyar esta herramienta. El primero porque le permitiría cubrir de una manera fácil, y

menos costosa, sus objetivos, y en el segundo porque así tendría más créditos

homologables para su venta.


116

COMPARACIÓN DE LOS RESULTADOS Y CONCLUSIONES

Las estimaciones que figuran en la Tabla 3, se refieren al precio del carbono en

general (incluyen todos los distintos activos de los mecanismos flexibles), con lo que

generalmente el precio de los permisos DEEs será superior al que arrojan los

resultados de las distintas metodologías utilizadas.

Tabla 3: Comparativa de estimaciones de precios según la fuente ($USA (2002)/tCO2e)

Rango Promedio

Sin Restricciones 0-24 6 Proyecciones de modelos

Con Restricciones 4-47 22

3-7 4.23

Valores de

mercados

precedentes

2005 2010 2005 2010

A) Natsource 2-10 1,74-30 5,33 10.96

PointCarbon 2-34,5 2,6-39 8,84 11,83

ICF 5-10,8 7,9

Banco Mundial 4,5-10 7,25

Dresdner Bank 13

PWHCoopers 9,5-20,6 15

Encuestas y

estimaciones de

expertos

B) Otras

encuestas

(1,3$ aprox. 1€)

Total 8,61 11,61

Comisión Europea En 2002 se estimó un precio de unos 19,5 $ pero en 2004 se rebajó en torno a los 16,9

$. En el mes de enero 2005, el mercado lo arrastró hasta los 10 $/tCO2.


A la vista de los resultados, resumidos en la Tabla X, y una vez revisadas todas

las fuentes de información y tenidos en cuenta los diferentes factores que afectan a los

precios esperados (tanto en el mercado europeo de emisiones como en el mercado

internacional que establece Kyoto), llegamos a las siguientes conclusiones:

• Las variables clave para la liquidez del mercado y por lo tanto para los precios

son: El comportamiento de los países importantes, las alternativas tecnológicas,

y la claridad y homogeneidad en la normativa a nivel global.


117

• Las estimaciones hechas por expertos reflejadas en los resultados de las

encuestas, ya incluyen descuentos originados por la incertidumbre legislativa a

nivel regional y mundial.

• Los modelos econométricos simulan un mercado internacional de permisos bajo

condiciones ideales, pero el mercado real introduce muchas complejidades

difícilmente modelables. Es razonable pensar que los promedios de los

resultados de los modelos aquí presentados (6$/tCO2e si no existe restricciones

al “Aire caliente” y 22 $/tCO2e si hay comercio con restricciones) deben

tomarse con cautela y como un valor de referencia que en la realidad podría

verse minorado si se considera que los modelos estiman al alza los costes

derivados de cumplir con el Protocolo, según se ha explicado anteriormente. Del

mismo modo, si las políticas nacionales del clima son ineficientes los costes de

cumplimiento y los precios de los permisos serán más altos que las predicciones

de los modelos.

• Las estimaciones se refieren al precio del carbono en general, es decir, todos

los distintos activos de los mecanismos de Kyoto (DEs o AAUs, RECs y UREs),

con lo que el precio de los Derechos Europeos de Emisión (DEEs) será superior.

Así, consideramos que el resultado de las encuestas (8.61 $/tCO2e) puede

tomarse como un precio mínimo para los DEEs, una vez que se estabilice el

mercado que acaba de ponerse en marcha en 2005. Se puede considerar que

los resultados de las encuestas y las estimaciones de expertos pueden modelar

aproximadamente un precio mínimo en torno a los 11 $/tCO2e para los DEEs en

2010, dependiendo de los escenarios potenciales que se presenten.

• En el período Kyoto propiamente dicho (2010) se muestra un aumento de valor

de los activos en todos los casos, principalmente por la reducción de la

incertidumbre y una mayor demanda debido a la necesidad de cumplimiento de

las cuotas de emisión. El ingreso tardío al Protocolo de Kyoto, o la puesta en

práctica de programas de reducción de emisiones paralelos al mismo de algunos

países (EE UU y Australia) podría acentuar esta tendencia alcista del precio.

• Aunque la incertidumbre es substancial a estas predicciones, en los años

iniciales de operación del mercado europeo de emisiones (2005) los precios que

se esperan son más bajos (cercanos al precio de las transacciones de mercado


118

actuales de créditos de proyectos MDL y AC) debido a posibles estrategias de

agentes importantes, a la inseguridad del marco normativo y legal y a la

incertidumbre del grado de cumplimiento de los compromisos adquiridos.

• Si se parte del supuesto de que los planes de reducción de emisiones

elaborados por los gobiernos de la UE (PNAs) imponen unos objetivos

moderados y graduales a la industria, dado que el mercado europeo se va a

regir por unas reglas relativamente homogéneas, se estima que el desarrollo

del mercado de emisiones de GEI tendrá un impacto económico inicialmente

reducido para el conjunto de la UE que irá aumentando gradualmente con el

paso del tiempo. Un reparto demasiado generoso de emisiones contaminantes

en los PNAs, que puede derivar en un descenso del precio de la tonelada de

dióxido de carbono y desincentivar la inversión en tecnologías limpias.

• La Comisión Europea estimó en 2004 un precio de los permisos en torno a los

16,9 $/tCO2e para el mercado europeo de emisiones, pero el mercado ya ha

arrastrado este valor hasta los 10 $/tCO2e (aprox. 7,8 €/tCO2e) una vez

conocidos los PNAs de los estados miembros de la UE.

• Tras la decisión de Rusia de ratificar el Protocolo de Kyoto, la bolsa europea

puede elevar su liquidez, al aumentar la oferta de derechos, y reducir así los

precios aún más. Además, la Directiva permite el llamado “banking” de

emisiones, es decir, trasladar excedentes de permisos de emisión de un año a

otro posterior, lo que debería suavizar los cambios en los precios. La posibilidad

de especular con los permisos, comprándolos cuando son baratos y

vendiéndolos cuando son caros, también pone un límite a lo que pueden subir

los precios. La horquilla real en que se moverá la cifra no se conocerá hasta

dentro de unos meses y según fuentes de la UE puede oscilar entre 6,5 y

10,5$/tCO2e, es decir, entre 5 y 8 €/tCO2e aproximadamente.

Una mejor estimación del precio futuro, tanto de los créditos homologables

(RECs, UREs y DEs) en el mercado internacional para el periodo Kyoto (2008-2012)

como de los DEEs en el mercado europeo de emisiones, se podrá realizar a través de

un seguimiento constante del mercado europeo de derechos de emisión y de la

utilización del mismo.


119

ESTIMACIÓN DEL EXCESO DE EMISIONES

Para estimar los efectos económicos del cambio climático referidos al desarrollo

del mercado de emisiones en España es necesario conocer tanto la situación de partida

de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) como la evolución previsible de

estas emisiones en el periodo de compromiso 2008–2012. Para alcanzar este objetivo,

se realiza a continuación una estimación del déficit de emisiones de GEI por sectores

(emisiones brutas generadas), tomando el año 2010 como referencia (representativo

del periodo de entrada en vigor de Kyoto).

Una vez conocidos los potenciales precios de los derechos de emisión y el marco

normativo del mercado de emisiones regulado por la Directiva 2003/87/EC y por el

Protocolo de Kyoto, la previsión de las emisiones de GEI, es la variable que falta

conocer para poder realizar el cálculo del impacto del Protocolo en la economía

española.

En la tabla y figura siguientes se muestra la evolución anual de las emisiones de

GEI para el periodo 1990-2002. Se puede apreciar que las emisiones respecto al año

base se han incrementado en más del 39 % en 2002, y según los últimos datos

contrastados54, un 40,3% en 2003.

54 En 2004 el porcentaje sube hasta el 45,6%, aunque dicho dato está a expensas de ser confirmado tal y como se apuntó anteriormente.


120

Tabla 4: Emisiones de GEI en España durante el periodo 1990-2002.

Año

Base 1990 1995 1998 1999 2000 2001 2002

GEI

Miles de toneladas de CO2 equivalente

CO2 224.751 224.751 251.902 268.776 295.260 306.830 308.278 325.448

CH4 30.244 30.244 33.728 37.683 38.065 39.265 40.312 41.136

N2O 26.273 26.273 25.312 27.666 29.007 30.321 29.140 28.755

HFCs 4.645 2.403 4.645 5.829 7.164 8.171 5.288 3.896

PFCs 790 828 790 750 696 405 229 257

SF6 94 56 94 141 185 211 212 239

Total

emisiones 286.798 284.556 316.471 340.824 370.377 385.203 383.460 399.732

El año base se compone de las emisiones de 1990 de CO2, CH4 y N2O, y las emisiones de 1995

de los carburos perfluorados (PFC), carburos hidrofluorados (HFC) y hexafluoruro de azufre).

Fuente: MIMAM y elaboración propia.

Figura 4: Índice de evolución de las emisiones de GEI en España.

Fuente: MIMAM y elaboración propia


121

Diferentes instituciones y organismos españoles han realizado, de forma más o

menos completa, estimaciones sectoriales acerca de cuál va a ser la evolución de la

emisión de GEI con un horizonte coincidente con el primer periodo de compromiso de

Kyoto (2008–2012). También la Unión Europea ha elaborado proyecciones, basadas en

diversos estudios, de las emisiones de GEI para cada país europeo por sector (AEMA.

La horquilla abierta entre las distintas hipótesis, sitúan el crecimiento de GEI para el

año 2010 entre el 24% y el 78%.

A continuación se exponen de forma sintética los escenarios elaborados por las

instituciones mencionadas y sus resultados:

II.. PPrrooyyeecccciióónn:: EEsscceennaarriiooss IIDDAAEE––MMIINNEERR––MMEEHH

El grupo de prospectiva energética IDAE–MINER–MEH55 realizó una previsión de

emisiones a 2010 considerando sólo las emisiones directas de CO2 de origen

energético. Esta previsión se ha construido con dos escenarios: el escenario tendencial

y el escenario ahorro–base. La previsión se realiza analizando la evolución de los

sectores de refino, generación eléctrica, agricultura (sólo CO2 energético), servicios,

residencial, transporte e industria.

• El escenario “tendencial” proyecta las pautas de consumo de los últimos años

adaptadas a variaciones en precios, población y desarrollo energético. Es el

escenario “con medidas”, ya que contempla el desarrollo del Plan de Fomento

de las Energías Renovables. Como resultado del consumo energético (fuentes

de energía primaria y consumos finales de energía), se estima un crecimiento

total de las emisiones de GEI de un 48% en 2010 (respecto a las de 1990).

Aumentarían significativamente el sector transporte (73%), servicios (77%), y

residencial (65%).

• El escenario “ahorro–base” contempla un mayor crecimiento de los precios del

petróleo y de las principales materias primas energéticas56, una mayor

55 Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía-Ministerio de Industria y Energía-Ministerio de Economía y Hacienda. 56 Se considera que un incremento del crudo no se revierte en planes de ahorro que supongan una disminución apreciable del ritmo de las inversiones de las empresas para reducir las emisiones.


122

necesidad de políticas de eficiencia energética y protección ambiental y un

mayor compromiso social. La intensificación en las actuaciones en materia de

eficiencia energética dibuja un escenario “con medidas adicionales” en los

distintos sectores. Como consecuencia, el consumo final de energía y el

consumo de energía primaria se reducirán. Ambos consumos, y la aplicación de

las políticas y medidas contempladas, implican en este caso un crecimiento de

las emisiones de gases de efecto invernadero para el 2010 del 28%.

Tabla 5: Proyección de emisiones IDAE–MINER–MEH

1990 1995 2000 2005 2010

Emisiones directas de CO2 de origen energético en millones de toneladas Escenario Tendencial

207,5 229,7 284,0 293,0 307,4

Escenario Ahorro

207,5 229,7 272,9 267,8 265,4

Fuente: Grupo de prospectiva energética IDEA-MINER-MEH (1999)

IIII.. PPrrooyyeecccciióónn:: AAggeenncciiaa EEuurrooppeeaa ddee MMeeddiioo AAmmbbiieennttee yy PPllaann NNaacciioonnaall

ddee AAssiiggnnaacciióónn

Las proyecciones del último informe de la Agencia Europea de Medio Ambiente

(AEMA)57 y las previsiones del Plan Nacional de Asignación (PNA) consideran que

España superará en 2012 en un 24% la cantidad de gases lanzada a la atmósfera en

1990. Se excluyen los datos de absorción de sumideros y emisiones procedentes del

uso de la tierra y la silvicultura. Por otra parte, contempla los efectos de la

implantación de políticas y medidas ya planteadas por los Estados Miembros, pero no

los derivados de políticas y medidas adicionales de ahorro y eficiencia energética o

reducción de emisiones mediante el empleo de nuevas medidas tecnológicas.

El PNA plantea como objetivo inicial, que las emisiones en el periodo 2005-2007

se estabilicen en la media de las emisiones de los tres últimos años, con un incremento

adicional del 3,5% de las emisiones de CO2 de los sectores de la directiva, para

57 Analysis of greenhouse gas emission trends and projections in Europe 2004


123

nuevos entrantes. Eso supone para las emisiones globales un objetivo de 400,70

millones de toneladas de CO2 equivalente al año (Mt CO2/año) para 2005-2007.

IIIIII.. PPrrooyyeecccciióónn:: EEmmiissiioonneess iimmppllíícciittaass eenn llaa PPllaanniiffiiccaacciióónn ddee llooss sseeccttoorreess

ddee llaa eelleeccttrriicciiddaadd yy eell ggaass--DDeessaarrrroolllloo ddee llaass rreeddeess ddee ttrraannssppoorrttee

22000022––22001111 ddeell MMiinniisstteerriioo ddee EEccoonnoommííaa ((MMEEHH))..

En la planificación del Ministerio de Economía para el periodo 2002–2011 se

prevé un importante crecimiento de la demanda estimada de energías primarias, entre

las que destaca el gas natural y las energías renovables, y un retroceso del carbón.

Dichas estimaciones están en línea con las previsiones de construcción de nueva

potencia instalada en centrales térmicas de ciclo combinado de gas y con los

resultados del Plan de Fomento de las Energías Renovables, según el cual, este tipo de

energías alcanzará el objetivo nacional del 12% del total de energías a lo largo de los

próximos años.

En la Tabla 6 se muestra la evolución histórica y las estimaciones de emisiones

de CO2 asociadas al consumo de fuentes de energía primaria en España. Se infiere de

los datos del Ministerio de Economía que el crecimiento de demanda previsto para el

año 2010 apunta a un incremento de emisiones para dicho año, respecto a las de

1990, en torno al 61%.


124

Tabla 6: Emisiones implícitas en la planificación 2002–2011 del MINECO. Evolución

histórica y estimaciones de emisiones de CO2 asociadas al consumo de fuentes de

energía primaria en España.

Consumo de Energía

primaria ktep 1990 1995 2000 2005 2010

Carbón 18.762

18.721

21.635

18.440

15.244

Petróleo 47.175

54.610

64.663

73.207

81.752

Gas Natural 5.000

7.504

15.223

26.018

37.826

Nuclear 14.138

14.449

16.211

16.548

16.602

Hidráulica y Renovables 2.205

1.999 7.061 10.492 16.640

Saldo intercambios

internacionales de

energía eléctrica

–37

386 382 327 327

TOTAL (ktep) 87.243 97.669 125.175 145.032 168.391

Estimación de

emisiones CO2:

Quema de

Combustibles (millones

de toneladas)

204.7 232,4 281,3 307,2 329,5

% incremento 0,0% 13,6% 37,4% 50,1% 61,0%

Emisiones CO2 por tep 2,35 2,38 2,25 2,12 1,96

% reducción por tep 0% –1% 4% 10% 17%

Años 1990, 1995 y 2000. Datos reales energías (MINECO) y emisiones inventarios

oficiales de OECC. Años 2005 y 2010: Estimación realizada con factores de emisión

por fuente de energía primaria y datos Planificación 2002–2011 del MINECO.


125

IIVV.. PPrrooyyeecccciióónn:: EEmmiissiioonneess ddeerriivvaaddaass ddee llaa EEssttrraatteeggiiaa ddee AAhhoorrrroo yy

EEffiicciieenncciiaa EEnneerrggééttiiccaa eenn EEssppaaññaa 22000044--22001122.. SSeeccrreettaarrííaa ddee EEssttaaddoo ddee

EEnneerrggííaa..

Este informe de 2003 elaborado por la Secretaría de Estado de Energía

(Ministerio de Economía) recoge dos escenarios: un escenario base que parte de las

previsiones de la Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas y un escenario de

eficiencia que recoge la evolución esperada de los consumos de energía una vez

llevadas a cabo las medidas propuestas para cada uno de los sectores. Ambos

escenarios recogen y comparten proyecciones de población, previsión de crecimiento

económico y previsión de los precios del petróleo, variables que condicionan el

consumo de energía.

• El escenario base prevé un incremento de las emisiones de CO2 de origen

energético para 2010 del 78%.

• El escenario de eficiencia prevé un incremento de emisiones de CO2 de origen

energético para 2010 del 58%, que representa un ahorro con respecto al

escenario base de 42 millones de toneladas de CO2.


126

Tabla 7: Resumen de las proyecciones de emisiones I-IV según los escenarios

considerados en cada caso.

Proyección de emisiones 2010 en %

IDEA-MINER-MEH

(1)

Estrategia de Ahorro

y Eficiencia

Energética 2004-

2012

(4)

Sectores

Escenario

Tendencial

Escenario

Ahorro

Base

AEMA

PNA

(2)

Planificación

Energética

2002-2011.

Ministerio

de Economía

(3) Escenario

base

Escenario

de

Eficiencia

Industria 33 21 6 75 45 38

Transporte 73 47 51 98 125 96

Residencial 65 44 10 76

Servicios 77 57 97 144

Agricultura 39 28 9 55

Energía 34 12 22 18 51 28

Residuos -1

Diversos 133 95

Total 48 28 24 61 78 58

(1) Análisis establecidos por el Grupo de Prospectiva Energética IDAE–MINER–MEH (emisiones de origen energético). (2) Previsiones de AEMA (para el total de emisiones GEI) y PNA. (3) Estimaciones respecto a emisiones GEI derivadas de los datos de consumos energéticos publicados por el MINECO (emisiones de origen energético). (4) Estimaciones de la Secretaría de Estado de Energía en su documento de Ahorro y Eficiencia Energética (emisiones de origen energético).


127

VV.. PPrrooyyeecccciióónn pprrooppiiaa ddee eemmiissiioonneess ppoorr sseeccttoorreess..

INTRODUCCIÓN

A partir de la valoración de las previsiones existentes elaboradas tanto por

instituciones públicas españolas o europeas, como por los propios sectores, se ha

estimado las emisiones futuras a 2010 (como año intermedio del periodo de

compromiso). Se ha prestado especial atención a los sectores de generación eléctrica

y transporte, por ser los que con más emisiones contribuyen al total (en 2000, la

generación eléctrica representaba un 23% y el transporte un 26% de las emisiones

totales generadas en España) y por tanto, los que más pueden influir en el

cumplimiento final de los objetivos.

En el escenario 2010, todas las previsiones coinciden en que las emisiones de

los sectores no regulados por la directiva ganarán peso en el total, pasando de un 57%

a un 60%.

Figura 5: Contribución de los distintos sectores a las emisiones totales de CO2e.

Fuente: Oficina Española para el Cambio Climático (OECC)


128

SECTOR ELÉCTRICO

Puede afirmarse que la estructura de generación eléctrica española registrará

en esta década un profundo cambio, pasando del tradicional peso dominante del

carbón y la energía nuclear al predominio del gas natural y las energías renovables.

Esto implica no sólo la sustitución de combustibles (en el 2000 el combustible

dominante fue el carbón con un 35,9%, mientras el gas no superaba el 10% del total

de generación) sino también de tecnologías de generación, pasando a ser el ciclo

combinado con gas natural la dominante, 32% del total. Le seguirán las energías

renovables, con un 27% del total, la nuclear con un 21 %, el carbón con un 16% y los

productos petrolíferos con un 4% del total. En esta nueva estructura la protección

ambiental, el tipo de combustible y las nuevas tecnologías, conseguirán niveles muy

inferiores en emisiones y una mayor calidad ambiental.

Demanda

Para estimar la cantidad de GEI que emitirá el Sector Eléctrico se ha realizado,

en primer lugar, una estimación de la producción nacional total que tendrá lugar en

2010. Se ha tomado un crecimiento anual de la demanda final de electricidad del

3,75% en el periodo 2000–2011, según las estimaciones del Ministerio de Economía58.

La previsión de demanda final de energía electricidad en 2010, se ha depurado con la

previsible influencia que tendrán los intercambios internacionales, obteniéndose una

cifra de producción final de 306.729 GWh.

En segundo lugar, se ha procedido a determinar la forma en la que se va a dar

cobertura a la demanda estimada. Para ello, se han valorado las estimaciones

procedentes de varias fuentes, fundamentalmente las relacionadas con la planificación

energética nacional y el sector eléctrico59.

58 Fuente: Planificación de los sectores de la electricidad y el gas - Desarrollo de las redes de transporte 2002–2011. Ministerio de Economía. 13 sep 2002. 59 Fuentes: Comisión Nacional de la Energía 2003, Planificación de los sectores de la electricidad y el gas - Desarrollo de las redes de transporte 2002–2011, Red Eléctrica Española e informes anuales de las principales compañías eléctricas españolas: Iberdrola, Endesa, Hidrocantábrico y Unión Fenosa (no se ha considerado ENEL-Viesgo).


129

A partir de dichas valoraciones, se han establecido una serie de hipótesis para

el cálculo:

• Se han considerado las previsiones de la planificación energética nacional para

estimar la cobertura de la demanda que va a realizarse con energías

renovables, excepto en el caso de la biomasa. Asimismo, se ha tomado de la

planificación energética la potencia instalada en ciclos combinados, que se

elevará a 14,8 GW en 2011.

• Tras contrastar las previsiones oficiales de producción con biomasa con las que

hace el sector eléctrico, se ha reducido la participación de la biomasa a un 9%

de la estimación inicial producción de 22.784 GWh en 2011. Teniendo en cuenta

esto, en 2011 se prevé unos 2051 GWh frente a los 1.084 GWh de 2002.

• La producción de electricidad de grandes instalaciones hidráulicas se mantiene,

pues se considera que las cuencas ya han agotado su capacidad. Se ha tomado

una producción a 2010 de 31.129 GWh, que corresponde a la generada en un

año de lluvias medio.

• La energía nuclear no se incrementa.

• Se considera que en 2010 la electricidad generada con productos petrolíferos va

a descender de forma considerable, sustituyéndose una considerable parte de

las centrales.

• El resto de la demanda se prevé que se cubrirá con carbón, aunque según las

compañías generadoras, la mezcla empleada variará respecto del que existe

actualmente tendiéndose a carbones menos contaminantes.

Para calcular la parte de generación correspondiente al sector eléctrico, se

separa la producción realizada a través de cogeneración ya que la directiva de

comercio de derechos de emisión señala que la contabilidad de las emisiones

procedentes de la cogeneración debe realizarse dentro de cada sector particular. Los

sistemas de cogeneración se han incluido para estimar la cobertura de la demanda,

pero no en la contabilización de las emisiones ni del producto (GWh) propio del sector

eléctrico.

Así, la generación de electricidad propia del sector eléctrico a 2010 (excluyendo

la cogeneración) estará cercana a los 280.000 GWh, un 86% superior a la de 1990. La


130

distribución entre las distintas formas de generación, asumiendo las hipótesis

mencionadas, queda resumida en la tabla siguiente.

Tabla 8: Generación eléctrica por fuentes primarias en España 1990-2010.

Generación

1990 2000 2010

Fuentes

primarias

GWh % GWh % GWh %

Renovables

e Hidráulica

27.163

18%

45.619 22% 75.000 27%

Nuclear 54.268 36% 62.206 30% 60.000 21%

Carbón 60.783 41% 79.791 39% 45.000 16%

Derivados

del pretóleo 7.437 5% 15.113 7% 10.000 4%

Gas Natural 0 0% 1.533 1% 90.000 32%

TOTAL 149.651 204.262 280.000

Tomando como ejemplo los datos referidos a la estructura de generación

eléctrica en España en 2003, aportados por la Comisión Nacional de la Energía (CNE),

se puede comprobar que las tendencias apuntadas en las estimaciones son coherentes

con la realidad que apunta la figura 6 .Aunque la agregación de fuentes que hace la

CNE difiere de la que plantean las hipótesis anteriores, en lo fundamental, no interfiere

para el propósito de corroborar la validez de dichas hipótesis.


131

Figura 6: Estructura de la generación eléctrica en España en el año 2003.

Fuente: Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDEA)

Emisiones asociadas

Como antes se ha dicho, para la estimación de las emisiones a 2010 atribuibles

al sector eléctrico se va a considerar la demanda a cubrir, la evolución tecnológica y el

tipo de combustible usado. El primero de los parámetros ya lo hemos estimado, los

otros dos parámetros los vamos a expresar como un índice o ratio que se denomina

factor de emisión.

El factor de emisión es un ratio que mide las emisiones de CO2 asociadas a la

generación de energía eléctrica, dependen de la tecnología y del tipo de combustible

empleado. En la tabla X se resumen los factores de misión que se han tomado

siguiendo los siguientes criterios:


132

- Se han considerado factores de emisión recomendados por defecto en las guías

IPCC60.

- El factor de emisión para el gas en 2010 es el factor estándar para una central

de ciclo combinado (369 tCO2/GWh), ponderado con las emisiones reales de las

centrales que funcionan en la actualidad.

- Para 1990 se ha considerado el factor estándar para una central térmica

convencional (sin ciclo combinado) y para los años siguientes el factor de

emisión del carbón incluye una corrección en la composición de la mezcla del

combustible, en la que progresivamente se incrementa el carbón importado,

haciendo descender su ratio61.

- El factor de emisión escogido para la biomasa se corresponde con el estándar

publicado por el IPCC.

- El factor de emisión de los Productos Petrolíferos es el estándar para una

central de fuel oil en 1990, considerándose una disminución del factor de

emisión en 2010 por los incrementos de eficiencia.

Tabla 9: Factores de emisión empleados por los distintos tipos de combustibles en

1990, 2000 y 2010, considerando la tecnología.

Factores de Emisión (tCO2/GWh) 1990 2000 2010

Biomasa 395 395 395

Carbón 952 948 892

Derivados del petroleo 789 765 750

Gas Natural 520 377 377


Con el cambio a combustibles de menor proporción de carbono-hidrógeno

(como el paso del carbón al petróleo o al gas natural, y del petróleo al gas natural) se

60 IPCC: Intergovernmental Panel on Climate Change. Directrices del IPCC para los inventarios de gases de efecto invernadero,versión 2001.

61 Factor de emisión del carbón importado: 880 tCO2/GWh


133

pueden reducir las emisiones, si esto se añade la mejora de la eficiencia de las

tecnologías de generación, se obtiene una mejora del factor de emisión.

La aplicación de los factores de emisión calculados sobre la generación estimada

a 2010 nos ofrece un resultado de 83,6 millones de toneladas de CO2 emitidas.

Tabla 10: Generación eléctrica y emisiones derivadas 1990, 2000 y previsión 2010. No se incluye la cogeneración.

Generación eléctrica (GWh) y emisiones en millones de toneladas (Mt)

1990 2000 2010

Fuentes

primarias

GWh % Mt CO2 GWh % Mt CO2 GWh % Mt CO2

Renovables

e Hidráulica 27.163 18% 0,0 45.619 22% 0,0 75.000 27% 1

Nuclear 54.268 36% 0,0 62.206 30% 0,0 60.000 21% 0

Carbón 60.783 41% 57,9 79.791 39% 75,6 45.000 16% 40

Derivados

del pretóleo 7.437 5% 5,9 15.113 7% 11,6 10.000 4% 7,5

Gas Natural 0,0 0% 0,0 1.533 1% 0,6 90.000 32% 34

TOTAL 149.651 63,7 204.262 87,8 280.000 82,5

Los resultados arrojan que para el sector eléctrico las emisiones experimentan

un incremento de 30% con respecto a las de 1990, mientras que la producción lo hará

en un 86%, prosiguiendo con la tendencia a desacoplar el crecimiento de la generación

de energía, de las emisiones.

SECTOR TRANSPORTE

Para estimar las emisiones de GEI a 2010 del sector transporte, se han

consultado los estudios y previsiones más recientes realizados por el sector y por la

administración. Aunque este sector engloba distintos tipos de transportes (marítimo y

fluvial, aviación, carretera y ferrocarril), estos apuntes se centran en el transporte por

carretera ya que es el que más contribuye a las emisiones de GEI.

En 2002 la Universidad Politécnica de Madrid realizó un estudio sobre el sector

transporte, Estudio del Sector Transporte en España y su evolución: Horizonte 2010,


134

IEA y UCM, Madrid, 2002, coordinado por la ANFAC, la AOP, el RACE y la Asociación

Española de la Carretera, donde se realiza una estimación de emisiones basada en

modelos de movilidad y de parque circulante.

Para la estimación de la movilidad a 2010, este estudio ha utilizado diferentes

escenarios en función de la variación del PIB, de la población y de las inversiones en

infraestructuras estimadas. El estudio estima que debido al incremento de la

movilidad, al cambio de tendencia hacia el transporte por carretera y aéreo, y al

aumento del parque de vehículos, las emisiones se incrementarán desde 1990 hasta

2010 entre un 86 y un 109% para el transporte por carretera.

Tabla 11: Incremento de emisiones asociado al transporte por carretera en España.

Transporte por carretera (1990-2010)

Esceneario tendencial según previsiones oficiales

Escenario pesimista (deficiencia en inversiones para mejorar la movilidad)

Incremento de Emisiones CO2

109% 86%

Fuente: Estudio del sector transporte en España. Universidad Politécnica de Madrid (2002)

Las medidas de eficiencia energética contempladas se basan en transferencias

modales, uso más eficiente de los medios de transporte, mejoras tecnológicas de

eficiencia energética, y la utilización de nuevos combustibles, como los biocarburantes,

el gas natural y el hidrógeno. Con estas medidas se prevé un ahorro de 4.789 ktep

(16,8 millones de tCO2) respecto a un escenario tendencial en 2012, que resulta en un

incremento global de las emisiones generadas por el sector transporte desde 1990 a

2012 del 96%.

La alta coincidencia encontrada entre las fuentes consultadas, hace esperar un

incremento de las emisiones en el periodo 1990–2010 que se sitúe alrededor de un

98%, ligeramente superior, pero en el mismo rango, que el estimado en la estrategia

de ahorro y eficiencia energética, y en el punto intermedio del rango estimado por el


135

estudio del Instituto de Estudios de Automoción y la Universidad Complutense de

Madrid. Esta estimación ha sido contrastada con el sector.

OTROS SECTORES REGULADOS

La mayor parte de los sectores regulados han realizado previsiones de

emisiones tomando como base las producciones esperadas y las medidas de reducción

contempladas.

El sector papelero62, compuesto por 15 fábricas de celulosa y 132 de papel,

ha realizado su propia estimación de las emisiones que generará en 201063, que

ascienden a 3,7 Mill. tCO2, un 36% más que en 1990. La patronal, Aspapel, asegura

que esta industria tiene limitado potencial de reducción en emisiones directas de CO2,

pero gran potencial de reducción en las indirectas (externas al sector).

En cuanto al el sector del refino de combustibles, asume el efecto colateral

causado por las medidas de reducción de emisiones en otros sectores, particularmente

en el transporte. Así la necesidad de producir carburantes más limpios y eficientes

implicará un aumento de la energía invertida en los procesos de destilación del crudo,

con el consiguiente incremento de emisiones. A partir de estimaciones de incremento

de emisiones por incremento de la demanda (24%), por cogeneración (15%) y por

calidad de producto (33%), y de disminución por implantación de medidas de ahorro

energético (–30%), estima las emisiones de CO2 en 2010 que experimentan un

incremento del 36% desde 1990.

El sector del cemento a día de hoy ha incrementado su producción en un 50%

desde 1990, mientras que sus emisiones de CO2 han crecido en torno a un 6%. El

sector asegura haber realizado grandes inversiones para mejorar la eficiencia

energética de sus plantas hasta situarlas entre las más eficientes del mundo, de modo

que el margen de mejora que queda es muy limitado. Estas mejoras continuas de la

eficiencia energética, el empleo de combustibles alternativos y la fabricación de

62 El sector papelero (papel y pasta de papel) factura 4.100 millones y ocupa a 118.000 personas. 63 Contribución Inicial del Sector Papelero a la reducción de las emisiones de CO2 en España. Aspapel, febrero 2003.


136

cementos con menos proporción de clinker64 continuarán reduciendo las emisiones

específicas, llegando en 2010 a 0,677 tCO2/t cemento con clinker nacional, pero no

aseguran una reducción de las emisiones globales del sector. En la industria cementera

el 66% de las emisiones de CO2 procede del proceso de producción [descarbonatación]

y es imposible de rebajar, según señala la patronal Oficemen. Considerando la

evolución del sector de la construcción, y la íntima relación entre éste y la producción

de cemento, se ha estimado un 60% de incremento de las emisiones de CO2 para el

sector cemento, dato contrastado con el sector65.En suma, no se considera posible

reducir el sector las emisiones en los términos de Kyoto.

La mayor parte de las industrias que integran el grupo de minerales no

metálicos excluyendo al cemento (el sector cerámico, el de la cal, y el del vidrio), han

realizado de igual manera sus propias aproximaciones. En estas industrias, el consumo

energético contribuye fuertemente al coste total. En su conjunto, se prevé un

incremento global respecto a 1990 para este sector del 70%.

- La industria de la cal, a priori, es una de las que cuenta con menores

margenes para cumplir con Kyoto. Sus emisiones de CO2 están ligadas a la

obtención del producto. Se emplea en la industria siderúrgica, metalúrgica y

química principalmente (también para la restauración de edificios antiguos). La

industria de la cal ha ido renovando sus instalaciones, mejorando la eficiencia

de los hornos (necesarios para la producción de la cal), además como los costes

energéticos suponen el 50% del coste total, el cambio de combustibles es una

opción de reducción tanto del coste de producción como de las emisiones. La cal

se produce por descarbonización de la caliza mediante calentamiento que libera

el CO2, tal proceso representa casi el 80% de sus emisiones, con lo que el

margen de maniobra de reducción se limita a un 20% (cambio de combustible y

mejoras tecnológicas). En este sentido, cabe señalar que la utilización de

combustibles con mayor poder calorífico y menor contenido en carbono, y la

utilización de hornos de flujo paralelo regenerativo, favorecerían la reducción de

las emisiones y una mayor eficiencia energética.

64 Producto intermedio en la fabricación del cemento, principal componente de este último. Se trata del producto obtenido por calcinación a 1.500ºC de una mezcla de caliza y arcilla. Se trata de un nombre onomatopéyico que deriva del ruido que este producto producía al deslizarse por los hornos rotatorios. 65 CEPREDE y EUROCONSTRUCT


137

- El sector cerámico (tejas y ladrillos) y del azulejo está íntimamente ligado al,

siempre pujante en España, sector de la construcción. Su producción requiere el

uso de horno, por lo que los costes de producción dependen en gran medida del

coste energético. Las mejoras de las instalaciones y en los procesos (nuevas

técnicas de molienda y secado, mejoras de los aislamientos térmicos y

recuperación de calor de los gases de combustión, así como la renovación de

hornos de cocción), el impulso de la cogeneración y la utilización de

combustibles con menor cantidad de carbono, como es el gas natural (gracias a

la extensión de la red de distribución), presuponen una potencial reducción en

las emisiones de CO2. Pese a estos factores, la alta demanda para la

construcción de estos productos hace que sus emisiones sean difícilmente

controlables.

- En el sector del vidrio hay que distinguir a tres subsectores: vidrio hueco

(60%), vidrio plano (25%) y fritas de vidrio. La fabricación de envases de vidrio

está estructurada en España en modo similar al del resto de Europa, con una

fuerte concentración de capital, tecnologías modernas con un alto grado de

automatización, con un alto consumo energético (el coste por este concepto

supone en torno al 30% del coste total) y bajo coste unitario. Entre las medidas

implantadas en el sector destacan la reforma y sustitución de hornos, el

aumento del uso del casco de vidrio como materia prima, el cambio hacia el gas

natural como combustible en detrimento del fuel y la reducción de las mermas

por aumento de la calidad. La aplicación de estas medidas ha supuesto una

reducción de la intensidad energética del 20% en el periodo 1990-2002, con la

previsión del sector de alcanzar 0,405 tCO2/t de vidrio fundido en 2010.

La producción de vidrio plano esta ligada a la edificación y a la industria

automovilística, por lo que su evolución dependerá de estos factores. El

consumo energético supone alrededor del 20% del coste de fabricación. Según

previsiones del sector, la aplicación de medidas de optimización energética

pueden reducir las emisiones específicas en un 10% en el periodo 1990-2010,

alcanzando los 0,577 ktCO2/t vidrio fundido en 2010. En cuanto a las fritas, su

producción va fuertemente ligada al sector cerámico , y al de la construcción en

general.


138

La siderurgia ha sufrido profundas readaptaciones que la han convertido en un

sector competitivo al haber eliminado instalaciones ineficientes e incorporar las

últimas tecnologías en los procesos de reconversión. Sus productos son utilizados en

otros sectores de la actividad industrial estratégicos para la economía española

(construcción y obraas públicas, construcción metálica y mecánica, construcción naval,

automoción, electrodomésticos, etc.). La producción de CO2 está básicamente ligada al

consumo de carbón. Según la patronal Unesid, y en particular Arcelor (Aceralia), se ha

bajado la producción de este gas en un 17% en relación a 1990, dos veces más que el

compromiso de Kyoto. El sector siderúrgico es el único sector cuyas emisiones

disminuyen en el periodo 1990–2010, cifrando ésta en un 6%.

Los incrementos de producción tan elevados experimentados en este periodo

por muchas de las industrias reguladas (el sector azulejero66 ha aumentado su

producción en el periodo 1990–2001 en un 185%) es un factor decisivo en la

configuración de sus cifras finales de incremento de emisiones.

La previsión de incrementos de producción y emisiones para 2010 se muestra

en la siguiente tabla:

Tabla 12: Previsión de incrementos de producción y emisiones en España 1990-2010.

Sectores regulados

Emisiones 2010

MtCO2

Incremento

emisiones 1990-

2010

Incremento

producción 1990-

2010

Refino de petróleo 16.6 36% 24%

Cemento 34.5 60% 88%

Cal, vidrio ,cerámica-

azulejos 15.0 70% 200%

Papel y Pasta de Papel 3.7 36% 81%

Siderurgia 13.4 -6% 56%

Fuente: Datos sectoriales y elaboración propia.

66 El sector del azulejo emplea a 26.000 personas y su producción representa el 0,5% del PIB y el 1,5% de las exportaciones españolas.


139

En las conclusiones se detalla conjuntamente las estimaciones de emisiones de

los sectores regulados por la Directiva de Comercio de Emisiones (ver Tabla 13).

OTROS SECTORES NO REGULADOS

De los sectores no regulados, con la excepción del transporte, no se ha podido

encontrar estimaciones de emisiones de GEI para el año de referencia (2010). Para

realizar la estimación, se ha valorado la información procedente de previsiones

elaboradas principalmente por el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía

(IDAE).

Según el IDAE67, el sector servicios es el que viene registrando mayores tasas

de crecimiento de consumos, y es el sector del que se espera mayor crecimiento en el

futuro. Sus previsiones varían entre un incremento de emisiones del 84% en un

escenario tendencial y de un 65% en uno de ahorro base. Teniendo en cuenta que en

el año 2002 se han incrementado las emisiones reales en un 80%, casi alcanzando la

previsión tendencial del IDAE para 2010, y que la planificación Energética del

Ministerio de Economía68 coincide en que el sector servicios será el de mayor

crecimiento de la economía, tanto en actividad como en consumo energético, se

considera que el rango planteado por el IDAE va a superarse. Aún así, teniendo en

cuenta que una parte de las emisiones son indirectas (por consumo energético en

electrodomésticos, climatización, etc.: las directas proceden fundamentalmente de

calderas), y que las medidas de reducción propuestas, debidamente impulsadas,

pueden alcanzar una importante penetración (las más relevantes se refieren a

aislamiento y a implantación de energía solar térmica), se considera que se podría

conseguir detener la tendencia 1990–2000, manteniendo en un 80% el incremento de

emisiones de GEI 1990–2010.

El sector residencial incrementará sus emisiones a 2010 según las previsiones

del IDAE en un 73% en un escenario tendencial y en un 45% en el escenario de ahorro

base. El incremento de emisiones a 2002 de un 30%, el incremento que el sector

residencial va a experimentar en consumo de energía final (se espera un aumento

tanto en el numero de hogares de los 13,5 millones actuales a 14,5 millones en 2010

67 Prospectiva energética y de CO2 68 Planificación de los sectores de la electricidad y el gas. Desarrollo de las redes de transporte 2002–2011.


140

como en el consumo por hogar), la más difícil aplicación de las medidas de reducción

(aislamiento y energía solar térmica) por la fragmentación del sector, y el hecho de

que el mayor impacto por sustitución del carbón ya ha ocurrido, hace prever un

incremento de emisiones 1990–2010 en un 60% según fuentes públicas oficiales, una

posición intermedia del rango previsto por el IDAE.

Las emisiones de ganadería proceden principalmente de la digestión de vacas

y ovejas y detritos de cerdos (CH4) y de la aplicación de fertilizantes a suelos agrícolas

(N2O). Las medidas principales propuestas se basan en la recuperación de biogás y en

la reducción de cultivos por reforma de la PAC69.

Según el estudio de ECOFYS para la UE70, se señala para España un incremento

del 9% en agricultura sobre las emisiones de 1990. Teniendo en cuenta que en 2000

el incremento sobre 1990 ya es de un 17%, que la previsión de cabezas de ganado

para España (sobre todo para el cerdo) es de aumento, y que mucho terreno agrícola

ya ha sido sustituido por forestal, se estima que el sector aún va a experimentar un

pequeño incremento desde 2000 (5%), cifrándose el aumento total para el periodo

1990–2010 en un 23%.

La mayoría de las emisiones del sector residuos son CH4 de vertederos. Las

principales medidas previstas para su reducción son la desviación de material

biodegradable (ej: papel) de vertedero, el aprovechamiento del biogás en vertederos,

y la oxidación de emisiones fugitivas en vertederos. El estudio realizado para la UE de

Ecofys prevé una reducción del 1% de las emisiones 1990–2010 de este sector en

España. Teniendo en cuenta que en 2000 ya se han incrementado sus emisiones en un

55%, y que la hipótesis del citado estudio asume una generación per capita constante,

siendo el histórico en España claramente ascendente, la previsión publicada se

considera insuficiente. La importancia de las medidas propuestas, sin embargo, hace

pensar que se va a conseguir mantener el aumento del 55% ocurrido a 2000 para

2010.

69 Política Agraria Común. UE. 70 Estudio “Economic evaluation of sectorial emission reduction objectives for climate change” (Estudio de objetivos sectoriales-Ecofys, NTUA, AEAT, 2001a).


141

RESUMEN DE LAS DISTINTAS PROYECCIONES

La proyección de emisiones que arroja el estudio propio anterior (Proyección V)

se resume en el cuadro siguiente:

Tabla 13: Estimación de emisiones para 2010 por sectores.

Emisiones

GEI millones

tCO2eq

Año Base

1990 2000 2010

Incremento

emisiones

1990-2010

Generación Eléctrica

63.7 87.8 82.5 30%

Refino de Petróleo

12.2 14.5 16.6 36%

Cemento 21.5 25.5 34.5 60% Cal, Vidrio, Cerámica 8.8 12.4 15.0 70%

Papel y Pasta de Papel

2.7 3.5 3.7 36%

Siderurgia 14.2 11.0 13.4 6% TOTAL

sectores

regulados

123.2 154.7 165.6 35%

Transporte 70.1 99.9 138.7 98% Agricultura 37.4 43.6 46.0 23% Químico 7.1 9.2 12.0 70% Alimentación 3.7 3.5 4.8 29% Metal no ferroso

2.4 3.1 4.4 80%

Resto industria procesos

10.7 24.8 26.0 143%

Residuos 9.4 14.6 14.6 55% Servicios 3.9 7.0 6.9 80% Residencial 14.2 18.2 22.8 60% Emisiones fugitivas 6.4 5.7 5.7 10%

TOTAL

sector no

regulados

165.3 229.6 282.0 60%

TOTAL 288.5* 384.3* 447.6 55%

*Los totales de emisiones de GEI en MtCO2eq no coinciden exactamente

con los valores aportados en tablas anteriores (Tabla 4 de este capítulo)

debido a las fuentes y a la forma de agregar las actividades.


142

La estimación muestra un incremento global de emisiones 1990–2010 de un

55%, coincidente con el rango de proponen las estimaciones consideradas en los

apartados anteriores (ver cuadro X). Los sectores no regulado por la Directiva de

Comercio de Emisiones incrementará mucho más sus emisiones que los regulados

(60% frente a 35%), de hecho, el sector transporte es el sector que más contribuye a

las emisiones de GEI españolas, tanto en 1990 como en 2010 y, además, es el que

más incrementará sus emisiones (98%).

Considerando el conjunto de las cinco proyecciones que este apartado recoge,

se dispone de información suficiente como para plantear un conjunto de escenarios

que permitan describir el comportamiento futuro de las emisiones.

ESCENARIOS Y PREVISIONES DEL IMPACTO ECONÓMICO DEL MERCADO DE EMISIONES.

INTRODUCCIÓN

En esta sección se han diseñado varios escenarios potenciales, basados tanto

en las proyecciones realizadas en la sección anterior71 como en información procedente

de fuentes de garantía72, con el objetivo de evaluar el coste para la economía española

derivado de la aplicación del Protocolo de Kyoto en el seno de la UE. Debido a la

aplicación de la Directiva 2003/87/CE, las empresas estarán obligadas a comprar en el

mercado Europeo73 permisos de emisión adicionales al cupo asignado a España, de

acuerdo con el déficit que resulte de las emisiones directas.

Hay tres elementos en la metodología que es necesario resaltar:

o El primero tiene relación con el nivel de agregación sectorial con el que

trabajamos, supone que todas las empresas, independientemente del sector al

71 Proyecciones I a V. 72 Comunicados de prensa de la Oficina Española de Cambio Climático (OECC) y de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA) 73 Inicialmente en el Mercado Europeo de Emisiones (2005-2007) y posteriormente en el Mercado Internacional de Emisiones en 2008 (mecanismo del Protocolo de Kyoto).


143

que pertenezcan, pagan una misma cantidad en permisos, no importando cuál

sea su emisión real de CO2. Ya se apuntó que existe un segundo componente

del coste muy importante, resultante de las inversiones que realizan las

empresas para reducir sus emisiones, que no es considerado en este análisis

por la complejidad de obtener datos consistentes.

o El segundo elemento de incertidumbre son las interdependencias productivas de

todos los sectores, que hacen que cualquier cambio en uno de ellos tenga

repercusiones sobre todos los demás. La producción de un sector genera

emisiones de CO2 por parte de éste y por parte de los sectores que lo

abastecen con inputs intermedios, de este modo, la reducción de emisiones de

CO2 por parte de un sector afectará a su producción y a la de aquéllos con los

que está relacionado.

o El tercer factor a señalar está referido a los precios de los permisos que han

sido estimados en apartados anteriores. Las estimaciones consideradas se

refieren al precio del carbono en general, es decir, todos los distintos activos de

los mecanismos de Kyoto74 (DEs o AAUs, RECs y UREs), con lo que el precio de

los Derechos Europeos de Emisión (DEEs) se presume que será superior en

todos los escenarios de precios planteados.

Debido a esto, los resultados subestiman el verdadero impacto de la Directiva

2003/87/CE sobre comercio de derechos de emisión en la UE, en los costes de la

economía y deben, por consiguiente, interpretarse como la cota inferior de lo que es

razonable esperar.

Se van a considerar 21 escenarios potenciales, los cuales han resultado de la

combinación de 3 escenarios de precios con 7 escenarios de emisiones.

La validez de estos escenarios reside no tanto en que sean exactos sino en que

acotan razonablemente el orden de magnitud de los efectos que tendrá el mercado de

emisiones. Los supuestos comunes a los escenarios son:

• Los sectores que participan en el mercado de emisiones generan un 40,7% de

las emisiones totales de la economía en cada uno de los años considerados. 74 Mecanismos de Flexibilidad o de Kyoto: MDL, AC y Comercio Internacional de Derechos de Emisión.


144

Este supuesto podría hacerse más realista si se permitiesen variaciones de un

año a otro. Sin embargo, este refinamiento haría menos trasparentes y más

difíciles de interpretar los resultados.

• Derechos de emisión gratuitos:

o La cantidad de derechos de emisión disponibles en España entre 2005 y

2007 vienen dados por el PNA75. Se estima una cantidad algo superior a

los 520 MtCO2 en permisos, dependiendo de la demanda en la

asignación de derechos a nuevos entrantes, para el periodo de vigencia

del primer PNA.

o Para 2010 (que promedia el periodo Kyoto 2008-2012 para facilitar los

cálculos) los derechos de emisión76 igualan el 40,7% de las emisiones de

1990 de CO2e incrementadas en un 15%, tal como postula la Directiva y

los compromisos del Protocolo de Kyoto. Se estima que los DEs

asignados durante todo el periodo de Kyoto superarán los 550 MtCO2.

o En 2008 se ha supuesto que la asignación sigue una senda lineal de

reducción de derechos entre 2005 y 2010, igualándose en este último

año el objetivo marcado para España por la Directiva. No obstante se ha

considerado conveniente sumar las reservas previstas en el PNA actual

como una manera de suavizar la reducción en la asignación de permisos,

obteniéndose así los DEs en 2008.

• Los sectores productivos de la economía pueden elevar gratuitamente sus

emisiones de CO2 en un 15% con respecto a los niveles de 1990.

• Se considera que las emisiones españolas de GEI en 1990 ascendieron a 286,8

millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente77. Se asume que en

2005 las emisiones en España ascenderán a 422 millones de toneladas, un 47%

por encima de las emisiones de 1990. Esta cifra de emisiones no recoge el

efecto de este frío invierno que ha disparado un 15% el consumo eléctrico78.

75 El PNA contempla derechos equivalentes a 171,206 millones de toneladas anuales hasta 2007, además de unas reservas de derechos de 6,340 MtCO2 para nuevas instalaciones entrantes. 76 Derechos de emisión equivalentes aproximadamente a 134,2 MtCO2. 77 Dependiendo de la fuente consultada la cifra de referencia tomada para 1990 (Año Base) puede diferir. La cifra oficial es 286,798 MtCO2e. 78 Un invierno frío o un verano excesivamente caluroso podrían disparar el consumo eléctrico y, con ello, las emisiones procedentes del Sector Eléctrico. En enero el sector generó unos 10 MtCO2, casi un 12% de los derechos de emisión asignados para el resto del año.


145

• Las emisiones entre 2005 y 2010 se consideran que se comportan linealmente,

con excepción del escenario de emisiones (C) AEMA-PNA, para el que el PNA

estima 400,7 MtCO2e anuales para el periodo 2005-2007.

• No se consideran en estos escenarios los restantes GEI ni el coste de la

reducción de las emisiones en los sectores excluidos de la aplicación de la

Directiva.

ESCENARIOS DE EMISIONES

Se consideran seis escenarios de emisiones, los tres primeros (A, B y C) basados

en las proyecciones anteriores y los otros restantes (D, E y F)79 diseñados para estimar

efectos concretos:

A. Escenario Estimado (E): Deriva de la estimación de emisiones realizada en la

Proyección V80. Se asumen todas las hipótesis que han ayudado a obtener los

resultados en 2010.

Emisiones

GEI

millones

tCO2eq

Año Base

1990 2000 2010

Incremento

emisiones

1990-2010

TOTAL

sectores

regulados

123.2 154.7 165.6 35%

TOTAL sector

no regulados 165.3 229.6 282.0 60%

TOTAL 288.5 384.3 447.6 55%

Fuente: Elaboración propia (Proyección V)

79 Todos los escenarios comparten las mismas proyecciones de población, previsión de crecimiento económico y previsión de los precios del petróleo, variables que condicionan el consumo de energía. 80 Es conveniente recordar que, aunque este escenario deriva de un estudio pormenorizado de las expectativas de evolución de los distintos sectores emisores de CO2, se supone que la directiva seguirá afectando al 40,7 de las emisiones totales en 2010, sin hacer distinción entre sectores.


146

B. Escenarios IDAE–MINER–MEH (Tendencial y Ahorro-Base): Derivan de la

previsión de emisiones de la Proyección I que considera sólo las emisiones

directas de CO2 de origen energético. Considera las siguiente hipótesis:

- La previsión se realiza analizando la evolución de los sectores de refino,

generación eléctrica, agricultura (sólo CO2 energético), servicios,

residencial, transporte e industria.

- Se asumen los supuestos correspondientes a los escenarios que propone

la proyección81.

- Se considera que los porcentajes de incremento de emisión de CO2 de

origen energético (estimados para 2010), en ambos casos, se pueden

aplicar al conjunto de las emisiones de GEI.

En estas condiciones las emisiones en 2010 serían:

1. El escenario tendencial: Contempla el desarrollo del Plan de Eficiencia y

Ahorro Energético y del Plan de Fomento de las Energías Renovables. Se

estima un crecimiento total de las emisiones de GEI de un 48% en 2010

(aumento significativo del sector transporte, servicios y residencial), es

decir 424,5 MtCO2.

2. El escenario Ahorro–Base: Considera un mayor crecimiento de los

precios del petróleo y de las principales materias primas energéticas, lo

que implica una mayor necesidad de políticas de eficiencia energética,

así como un mayor compromiso ambiental. Todo esto intensificará las

actuaciones para la mejora de la eficiencia energética. Estas medidas

adicionales implican para 2010 un menor crecimiento de las emisiones

de GEI, alrededor del 28%, es decir 367,1 MtCO2.

C. Escenario AEMA-PNA: Proviene de la Proyección II y da por bueno un

incremento de las emisiones para 2010 del 24%, es decir prevé una cifra de

emisiones de 355,6 MtCO2. Se va a considerar que para 2008 la cifra

prevista de emisiones alcanzará como máximo las 400,7 MtCO282.

81 Ver descripción, realizada anteriormente, de los escenarios Proyección I IDAE–MINER–MEH. 82 El PNA prevé esta cifra de emisiones para el periodo 2005-2007 dentro de su plan de reducción. Se considera que es la cota máxima previsible para 2008.


147

- Se consideran excluidos los datos de absorción de sumideros y emisiones

procedentes del uso de la tierra y la silvicultura.

- Contempla los efectos de la implantación de políticas y medidas ya

planteadas por los Estados Miembros, pero no los derivados de políticas

y medidas adicionales de ahorro y eficiencia energética o reducción de

emisiones mediante el empleo de nuevas medidas tecnológicas.

D. Escenario Tendencial Base (TB): Este escenario es una referencia para

estimar efectos concretos de las principales medidas para controlar las

emisiones en los escenarios siguientes. Se presupone que es un escenario

bastante negativo que considera que las emisiones netas en España, crecen

linealmente hasta alcanzar los 457 millones de toneladas en 2010 (el 60%

por encima de las emisiones de 1990). Es el resultado de proyectar a 2010 la

tendencia marcada desde 1990, mediante técnicas de regresión no lineal y

descontar las predicciones de reducción de emisiones recogidas en el Plan de

Eficiencia y Ahorro Energético y Plan de Fomento de las Energías Renovables,

no teniendo en cuenta las iniciativas recientemente aprobadas o en

ejecución, recogidas en el PNA y/o promovidas por los distintos sectores.

E. Escenario de Generación Eficiente (GE): Las emisiones de GEI en 2010 se

reducen en 42 millones de toneladas una vez establecidas las propuestas de

ahorro en los sectores de gas y electricidad que recoge la Estrategia de

Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-2012. La reducción de

emisiones se produce básicamente como consecuencia de la incorporación

de 14,8 GW de potencia de ciclos combinados83, estimándose finalmente

unas 415 MtCO2. Este escenario se introduce para calcular el beneficio que

supone la introducción de los ciclos combinados para la economía. La

reducción de emisiones en 42 millones de toneladas ocurre en el sector

eléctrico84 y, por tanto, reduce en igual cantidad las emisiones sujetas al

mercado de emisiones.

83 Ciclos combinados a gas con turbina de gas: rendimientos del 50-51% con un ahorro de combustible de hasta el 30% en comparación con los sistemas tradicionales con turbina de vapor. Se prevén mejoras tecnológicas en los próximos años que eleven el rendimiento hasta el 60%. 84 No todo el sector está por la labor: Iberdrola es la que más ha apostado por los ciclos combinados, estimando una media de reducción de 31 MtCO2 anual hasta 2010.


148

F. Escenario de Generación Eficiente y Reducción en otros Sectores afectados

por la Directiva (GE+OS): Las emisiones en 2010 se reducen en otros 26

millones de toneladas adicionales como consecuencia de medidas

extraordinarias adoptadas transversalmente en el conjunto de la economía85,

siendo la cifra final de 389 MtCO2. Este escenario es el que resulta relevante

para valorar el coste para la industria derivado de la compra de permisos de

emisión.

La tabla siguiente resume los supuestos realizados en cada escenario sobre la

economía española.

Tabla 14: Evolución del mercado de emisiones en España: Supuestos de partida y

definición de los escenarios.

2005 2008 2010 Derechos de emisión de

GEI adjudicados a la

economía española

(MtCO2e)

171,2 155,3* 134,2

% Emisiones incluidas

en el mercado de

emisiones

40,7 40,7 40,7

Emisiones totales MtCO2e

(A) Estimación Propia 422 437,4 447,6

B.1

Tendencial 422 423,5 424,5

(B)

IDAE–

MINER

–MEH

B.2

Ahorro 422 389,1 367,1

(C) AEMA-PNA 422 400,7 355,6

(D) TB 422 443,0 457,0

(E) GE 422 417,8 415,0 (F) GE+OS 422 402,2 389,0 *Incluye 6,340 MtCO2 reservados en el PNA para los nuevos entrantes en el periodo 2005-2007

Fuente: Elaboración propia.

85 Por otro lado, un informe de CCOO estima que con la inversión pública en medidas de ahorro y eficiencia energética, fomento de energías renovables y gestión de la demanda, se podría ahorrar 75 MtCO2e. Se debe entender que la reducción total de 68 MtCO2e planteada en el último escenario responde a una estimación prudente de acorde con las previsiones oficiales.


149

ESCENARIOS DE PRECIOS

Anteriormente, se ha estimado el precio de los permisos de emisión mediante

tres técnicas distintas (modelos econométricos, histórico de transacciones en mercados

operativos actualmente y encuestas/opiniones agentes implicados) que abarcan

multitud de escenarios. Para simplificar vamos a considerar 3 escenarios de precios

que resumen globalmente los distintos entornos que se han manejado para la

estimación del precio de los Derechos de Emisión86 (DEs).

Como se ha dicho, se asume que los sectores productivos regulados por la

Directiva87 (o en su caso el gobierno) pueden adquirir permisos para emitir CO2 por

encima del límite asignado, pagando un precio que se va a mover aproximadamente

en un rango entre los 3 y 17 €/tCO2e (ver Tabla 3: Comparativa de estimaciones de

precios según la fuente), que dependerá del escenario en el que se desarrolle el

mercado. Es posible que durante el periodo 2005-2007, cuando se desarrolla el

mercado de emisiones europeo, los precios puedan incrementarse por encima de las

predicciones por razones coyunturales (inclemencias climatológicas, novedad del

mercado, etc.), no obstante el interés del estudio se centra en el periodo de aplicación

del mercado auspiciado por Kyoto, que es donde realmente se van a notar los costes.

Con respecto a lo anterior, se ha de señalar que algunos de los modelos

econométricos88 consultados para la realización de este estudio se ajustan

parcialmente a los escenarios de precios que seguidamente se plantean. No obstante,

debido a la diversidad de variables implicadas se ha optado por considerar dichos

modelos como una referencia para contrastar la validez de los escenarios de precios

resultantes del estudio de precios de los créditos homologables de emisión realizado

anteriormente.

Se va a considerar un precio medio de partida para los DEs en 2005 de 6

€/tCO2e, cifra acorde con las conclusiones obtenidas en el apartado donde se han

estimados los precios de los de los derechos de emisión89.

86 En el seno del Mercado Europeo de emisiones 2005-2007, posteriormente este mercado estará embebido en el Mercado Internacional de emisiones regido por Kyoto (2008-2012). 87 Directiva 2003/87/CE sobre comercio de derechos de emisión en la UE. 88 Modelling emission trading and abatement cost in FAIR 1.1 (RIVM report 2002). 89 En el mes de enero 2005, el mercado europeo marcaba un precio de 7,8 €/tCO2 con tendencia a la baja.


150

Ø Escenario I- Crecimiento moderado del precio de los permisos de

emisión.

El escenario modela un desarrollo futuro de la directiva sobre comercio

de emisiones que incorpore plenamente los mecanismos de flexibilidad y avance

en la ampliación de la cobertura del mercado de emisiones para incluir más

sectores y gases.

Algunas fuentes apuntan a que la asignación de DEs en los PNAs, en el

contexto del Mercado Europeo de emisiones que la Directiva propone, ha sido

demasiado condescendiente con los intereses de los sectores afectados (esta

situación, de ser así, moderaría los precios esperados). Esto sería una manera

de flexibilizar las primeras etapas de la entrada en vigor del mercado de

emisiones.

También se va a considerar que existirán pocas restricciones a la entrada

de permisos provenientes de las EETs90, principalmente de Rusia y Ucrania, en

la bolsa europea de emisiones a partir de 2008.

Este marco cuenta con que los países más industrializados (los mayores

demandantes de derechos de emisión) presionarán a los distintos organismos

reguladores para rebajar su factura contaminante y darse una mayor

flexibilidad para mejorar la eficiencia de los procesos productivos. De esta

manera, se renegociarán y rebajarán las condiciones de aplicabilidad de los

mecanismos de flexibilidad (MDL y AC). En el caso de que otros países que no

han firmado el Protocolo, como es el caso de EEUU, pongan en marcha planes

paralelos de reducción de emisiones que incluyan proyectos MDL o similares

(según se ha visto al estudiar los mercados, actuales y precedentes, de

carbono91), esto supondrá mayor competencia a la hora de participar en este

tipo de proyectos y un encarecimiento del precio de este tipo de crédito en el

mercado cubierto por Kyoto.

90 Impacto moderado del efecto “Aire Caliente”. 91 Se han estudiado los distintos tipos de transacciones efectuadas en el mercado del carbono mundial cuando se estimó el precio de los créditos de emisión.


151

Existen modelos econométricos92 que tienen en cuenta una aplicación

generosa de los mecanismos de flexibilidad y una pequeña utilización de

sumideros93. Si se considera un mercado del carbono con un 30% de créditos

derivados del MDL y un 20% del mecanismo AC, y un bajo uso de sumideros, se

obtiene un valor de 9,8 $/tCO2. Se va a tomar este valor, es decir 7,5 €/tCO2,

como referencia para 2010 ya que mantiene un equilibrio respecto a los

factores considerados.

Este escenario supone el punto medio de los que se plantean a

continuación, pudiéndose verse influenciado, en mayor o menor medida, por los

distintos factores que se apuntan en el resto de lo escenarios. Aunque la

naturaleza alcista del mercado de emisiones es la tendencia dominante, existen

multitud de factores que pueden suavizar este crecimiento, tal como se expone

en el Escenario III.

Ø Escenario II- Crecimiento elevado del precio de los permisos de

emisión.

Este escenario es coherente con las expectativas sobre la evolución del

mercado de emisiones recogidas en las encuestas (y estimaciones de los

expertos) y con una interpretación relativamente restrictiva de los mecanismos

de flexibilidad como la que se sugiere en la Directiva 2003/87/EC que establece

el esquema de comercio de derechos de emisión de GEI dentro de la UE,

respecto a los proyectos de los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL) y de

Acción Conjunta (AC).

Se parte del precio inicial medio para 2005 y se podría suponer un

crecimiento lineal hasta 9 €/tCO2 en 2010. Esta estimación ve reforzada su

robustez ya que incluye los descuentos originados por la incertidumbre

legislativa a nivel regional y mundial.

92 Modelling emission trading and abatement cost in FAIR 1.1 (RIVM report 2002). 93 Hasta 2006 no se espera que los Sumideros sean fuente de créditos en la UE. Hay muchas dudas en lo referido a los criterios aplicables para su cuantificación como crédito de emisión.


152

Por otro lado, este marco corresponde con algunos de los modelos

econométricos que tienen en cuenta la aplicación de los mecanismos de

flexibilidad y el efecto “Aire Caliente”. Así, si se consultan las fuentes94 precisas

podemos encontrar un modelo que considera un mercado del carbono con un

10% en créditos RECs correspondientes al MDL y un 20% en UREs

correspondientes a AC, en unión con restricciones en el comercio con ciertos

países proveedores de “Aire Caliente”. Este modelo predice un precio de 16,7

$/tCO2, es decir unos 12,8 €/tCO2.

Un precio de compromiso entre estos factores es tomar como precio para

2010 el promedio entre las predicciones de las encuestas (y expertos) y la

predicción del modelo apuntado.

Finalmente, este modelo va a considerar un crecimiento lineal de los

precios hasta 11 €/tCO2 en 2010.

Al igual que en el Escenario I los costes proyectados en 2010 serán

significativamente mayores como resultado del incremento simultáneo de

precios y emisiones.

Ø Escenario III- Precios de los permisos moderados y estables.

Considera que el precio inicial de 6 €/tCO2 se mantiene constante a lo

largo de todo el periodo considerado. Este patrón de comportamiento de los

precios sería consistente si se tienen en cuenta la sinergia de varios factores

que pueden bajar o suavizar los cambios de precio, siempre y cuando EEUU no

se reincorpore a Kyoto:

- Tras la ratificación de Rusia del Protocolo de Kyoto, la bolsa europea

puede elevar su liquidez, al aumentar la oferta de derechos reduciendo

así los precios.

94 Modelling emission trading and abatement cost in FAIR 1.1 (RIVM report 2002).


153

- Un reparto demasiado generoso de emisiones contaminantes en los

PNAs, que puede derivar en un descenso del precio de la tonelada de

CO2.

- A partir de 2008, en un entorno internacional con pocas restricciones al

comercio de emisiones, el superávit de derechos de emisiones existente

como consecuencia del colapso económico de principios de la década de

los noventa (y la consiguiente reconversión de la industria) en países de

la Europa del Este y Rusia (EETs), puede provocar que los precios se

mantengan bajos e incluso bajen95.

- La utilización masiva, y de fácil obtención, de créditos homologables a

permisos de emisión96, provenientes de los mecanismos de flexibilidad

MDL y AC, pueden provocar un aumento de la oferta de derechos de

emisión al ser comercializados en el mercado internacional del carbono,

rebajando los precios inicialmente previstos.

- La consideración de los Sumideros97 como una fuente de créditos

homologables, rebajaría de la misma manera las expectativas del precio

de los derechos de emisión.

- El banking” de emisiones, al trasladarse excedentes de permisos de

emisión de un año a otro posterior, debería aportar flexibilidad al

mercado suavizando los cambios en los precios.

- La posibilidad del uso generalizado del pooling98 de emisiones entre los

sectores más contaminantes (por ejemplo compañías eléctricas) también

aportaría flexibilidad al mercado suavizando las variaciones de precios en

los precios.

95 Efecto llamado “Hot Air” o Aire Caliente. 96 UREs y RECs. 97 Los sumideros son ecosistemas capaces de absorber una mayor cantidad que el CO2 que emiten. Aun no hay consenso internacional sobre el establecimiento de unas reglas de contabilización de carbono absorbido válidas y aceptables. 98 Pooling: es una especie de bolsa común de derechos de emisiones contaminantes, en la que se agruparían grupos sectoriales de empresas, para compartir los costes del proceso, de esta forma que podrán compensar excesos y defectos en sus instalaciones.


154

- El propio mercado conlleva la posibilidad de especular con los permisos,

comprándolos cuando son baratos y vendiéndolos cuando son caros,

también pone un límite a lo que pueden subir los precios.

RESULTADOS DE LAS PREDICCIONES

Se resumen en la siguiente tabla los resultados de las predicciones en

referencia al déficit de derechos de emisión esperado por la industria española.

Tabla 15: Previsión del déficit de derechos de emisión de CO2 en España para los

periodos 2005-2007 y 2008-2012.

Déficit de derechos de emisión de CO2 en España

Escenarios de emisiones

(MtCO2) 2005 2008 201099

(A) Estimación Propia 0,6 22,7 48,0 B.1 Tendencial 0,6 17,1 38,6 (B) IDAE–

MINER–MEH B.2 Ahorro 0,6 3,1 15,2

(C) AEMA-PNA 0,6 7,8 10,5 (D) TB 0,6 25,0 51,8 (E) GE 0,6 14,7 34,7 (F) GE+OS 0,6 8,4 24,1


El PNA ha sido diseñado, en principio, para absorber las emisiones previstas

para el periodo 2005-2007, minimizando el impacto de la aplicación de la Directiva

2003/87/CE sobre comercio de derechos de emisión en la UE. Se ha considerado una

previsión de 422 MtCO2 emitidas para 2005 (un incremento del 47% por encima del

año base), lo que implica que existirá un déficit de DEs que afectará principalmente al

Sector Eléctrico que tiene asignado más del 50% de los DEs.

99 Promedia el periodo Kyoto 2008-2012 para facilitar los cálculos.


155

A principios de año, este sector generó en menos de un mes 10 MtCO2 debido

al duro invierno, casi un 12% de la “tarta” de derechos que recoge el PNA para todo

2005. Aunque a última hora, algunas compañías eléctricas lograron un incremento de

4,5 MtCO2 en DEs, no se espera que sea suficiente para compensar estas emisiones

extraordinarias100. Así, se puede considerar que la previsión de emisiones para este

año es, cuando menos, conservadora.

De acuerdo con los datos considerados, el coste anual para la industria española

en 2005 será de 3,6 millones de euros (M€), destinados a comprar un déficit de

derechos de emisión del orden de 0,6 millones de toneladas (MtCO2) para el conjunto

de sectores incluidos en la Directiva.

Los resultados asociados a los 21 juegos de escenarios deben tratarse de

manera particularmente cuidadosa. Los resultados asociados a las proyecciones

oficiales, AEMA-PNA (C) e IDAE–MINER–MEH (B), deben considerarse como la cota

inferior de lo que es razonable esperar, mientras que los resultados derivados de los

escenarios diseñados (D, E y F) deben tomarse como una cota máxima, siempre bajo

las condiciones impuestas por cada escenario.

En cuanto al escenario de emisiones derivado de la estimación realizada con

objeto de este proyecto (A) se ha de considerar como la apuesta particular del autor

de este estudio.

Los resultados se describen en las siguientes Tablas E-I, E-II y E-III.

Escenario I Crecimiento moderado del precio de los permisos de emisión

(€/tCO2)

Bajo los supuestos que introduce este escenario de precios, el coste de compra

de derechos de emisión que pronostican las tres primeras proyecciones de emisiones:

100 Podría verse incrementadas si se presenta un verano más caluroso de lo normal.


156

(C) AEMA-PNA: En este entorno de precios, de cumplirse las previsiones del

PNA, para 2008 se espera un coste para la economía española por la

adquisición de DES de 53,7 M€.

El PNA prevé que se haga un esfuerzo adicional en la reducción de

emisiones en el periodo de Kyoto, que se ha promediado a 2010 para la

realización de este estudio. Durante ese período (2008-2012) el promedio de

las emisiones no deberá sobrepasar en más de un 24% las emisiones de 1990,

porcentaje que se alcanza formalmente sumando el objetivo de limitación para

España del Protocolo de Kyoto, 15 %, a la estimación de absorción por

sumideros (repoblación forestal), un máximo del 2 %, y los créditos del

mercado internacional (RECs y UREs)101, 7 %.

Suponiendo que los créditos sean homologables a los DEs, tal como se

había apuntado anteriormente102, y que puedan participar en el mercado, tal

como postula este escenario, serían susceptibles de ser comprados por las

industrias españolas al precio estimado. Para 2010, el coste previsto a será de

78,8 M€, siendo el coste acumulado por adquisición de permisos para el periodo

de Kyoto (2008-2012) de 315,2 M€.

Se podría decir que al valorar este 9% a precio de DEs estamos

mayorando el impacto real para este periodo103, pero al reducirse la

incertidumbre legislativa104, y flexibilizar los criterios de aceptación de los

créditos homologables (UREs y RECs), éstos se podrían ofertar en condiciones

de precio similares a los derechos de emisión.

(A) Estimación Propia: La estimación de emisiones realizada con objeto de

este proyecto, se ha realizado apoyándose en fuentes objetivas105. Se ha

101 Provenientes de los otros mecanismos que postula Kyoto: Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y mecanismo de Acción Conjunta (AC). 102 Directiva de Enlace de mecanismos de Kyoto. El Escenario I considera un desarrollo futuro más flexible que el previsto inicialmente. 103 Evidentemente, las industrias estarían más interesadas en promover proyectos MDL y AC, que son actualmente más baratos, antes que comprar créditos homologables o, directamente, permisos de emisión en el mercado. 104 Los proyectos cuya ejecución está prevista para cumplir el Protocolo de Kyoto deben registrarse en el marco de la AC o del MDL: Los contratos y los productos difieren, en particular, según quién asuma el riesgo de la imposibilidad de registrarlos. El comprador puede exigir la verificación por terceros pero independientemente del registro previsto en el Protocolo de Kyoto, y de esta forma asume el riesgo del registro. En otros casos, el comprador exige el registro con arreglo al Protocolo como condición para el pago. 105 Ver Proyección V, en el apartado de estimación de emisiones.


157

prestado especial atención a los sectores de generación eléctrica y transporte,

por ser los que con más emisiones contribuyen al total. Se han considerado las

últimas tendencias en la planificación energética nacional (expectativas en el

uso de energías renovables, ciclos combinados, biomasa, descenso de de

utilización de derivados del petróleo, no proliferación nuclear, uso de carbones

menos contaminantes, etc…) y medidas de eficiencia planificadas en otros

sectores regulados o no por la Directiva.

El resultado ha sido una estimación de emisiones muy por encima de las

oficiales pero de acuerdo con las tendencias sectoriales y otros estudios

independientes. Para 2008 se ha previsto 156,6 M€ y para 2010 un coste de

360 M€, destinados a compensar un déficit de derechos de emisión de 22,7 y

48 MtCOC2 respectivamente. Según este escenario, el coste acumulado por la

adquisición de permisos para el periodo 2008-2012 se cuantifica en unos 1440

M€.

(B) IDAE–MINER–MEH: Esta previsión de emisiones a 2010 considera sólo las

emisiones directas de CO2 de origen energético en los sectores más

representativos (sectores de refino, generación eléctrica, agricultura, servicios,

residencial, transporte e industria) pero extrapola los porcentajes de incremento

al conjunto de las emisiones totales. Define dos escenarios:

B.1 Tendencial: Desarrollo del Plan de Fomento de las Energías

Renovables y aumento significativo del sector transporte, servicios y

residencial. Prevé un coste de 118 M€ en 2008 y 289,5 M€ en 2010. El

coste acumulado debido a la compra de DEs para el periodo 2008-2012

se estima en 1158 M€.

B.2 Ahorro-Base: Fuerte Impulso a políticas de eficiencia energética por

encarecimiento de las materias primas energéticas (ciclos combinados,

energías renovables, etc.), mayor compromiso medioambiental y

medidas de eficiencia energética en el transporte106, en los sectores

106 Basadas en transferencias modales, uso más eficiente de los medios de transporte, mejoras tecnológicas de eficiencia energética, y la utilización de nuevos combustibles, como los biocarburantes, el gas natural y el hidrógeno.


158

residencial y servicios107. En este entorno de fuerte compromiso se

estima un coste de 21,4 y 114 M€ para 2008 y 2010, respectivamente.

Estas medidas suponen un ahorro de 96,6 M€ en 2008 y de 175,5 M€

en 2010. Para este escenario, el coste acumulado en el periodo de Kyoto

se estima en 456 M€, siendo el ahorro acumulado respecto al escenario

B.1 de 702 M€.

Para ver el efecto concreto de las mejoras tecnológicas, se analizan los tres

escenarios diseñados:

(D) TB: Este escenario presupone que en 2010 tenemos unas emisiones

equivalentes a un incremento del 60% por encima de las emisiones del año

base. Este escenario no es, en teoría, real108 porque no considera las iniciativas

posteriores a 2004 promovidas por el gobierno y los distintos sectores, tal y

como se apuntó anteriormente al describir este escenario de emisiones. Nos

sirve como referencia para cuantificar el ahorro anual derivado de la

introducción de ciertas medidas paliativas de las emisiones. Se parte de un

coste base de 172,5 M€ en 2008 y 388,5 en 2010 para compensar el déficit

bruto de DEs. El coste acumulado para el periodo de Kyoto, asociado a la

compra de DEs, se estima en 1554 M€.

(E) GE: La introducción de 14,8 GW de potencia de ciclos combinados prevé un

ahorro de 128,2 M€ en 2010. La reducción de emisiones se produce en el

Sector Eléctrico (42 MtCO2) de modo que se reduce directamente la cantidad

las emisiones sujetas al mercado de emisiones.

(F) GE+OS: Este escenario de emisiones se aproxima a la situación prevista en

la actual planificación energética que revela una intensificación en las medidas

de mejora de la eficiencia en distintos sectores, tal como se ha apuntado

anteriormente. El coste para la industria derivado de la compra de permisos de

emisión se reduce en 114,6 M€ en 2008 y en 207,6 M€ en 2010 (respecto al

escenario de referencia (D) Tendencial Base), como consecuencia de considerar 107 Ver previsiones elaboradas por Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE). 108 Aunque los valores se aproximan al escenario estimado expresamente para este proyecto (Proyección V), parten de una estimación a partir del histórico de emisiones desde el año base, para 2010 (escenario Tendencial-Base Tendencial-Base D).


159

las medidas extraordinarias adoptadas transversalmente en el conjunto de la

economía. El ahorro que suponen estas medidas extraordinarias se estima en

un 20% del coste inicialmente previsto.

Los costes en 2010 en el escenario (D) Tendencial Base ascienden a 388,5 M€

mientras que en el escenario de Generación Eficiente (E) ascienden a 260,3 M€. Por

tanto, las inversiones previstas en el desarrollo de ciclos combinados suponen un

ahorro de 128,2 M€ en el año 2010, y si se acompañan con otras medidas en otros

sectores el ahorro puede incrementarse en otros 79,4 M€. Así mismo, en el periodo

2008-2012, los ahorros acumulados de los escenarios (E) y (F) respecto al de

referencia alcanzarían los 512,8 M€ y los 830 M€, respectivamente.

Tabla E-I

2005 2008 2010 Coste para la economía

española (millones de euros-

M€) 6 6,9 7,5

(A) Estimación Propia 3,6 156,6 360 B.1 Tendencial 3,6 118 289,5 (B) IDAE–

MINER–MEH B.2 Ahorro 3,6 21,4 114

(C) AEMA-PNA 3,6 53,7 78,8 (D) TB 3,6 172,5 388,5 (E) GE 3,6 101,7 260,3 (F) GE+OS 3,6 57,9 180,9

Crecimiento moderado del precio de los permisos de emisión

El escenario de ahorro (B.2) y los escenarios (E) y (F) contemplan medidas de

ahorro para disminuir las emisiones. La diferencia en el ahorro obtenido radica en que

el escenario (B.2) considera sólo las emisiones directas de CO2 de origen energético en

ciertos sectores (sectores de refino, generación eléctrica, agricultura, servicios,

residencial, transporte e industria) y extrapola los porcentajes de incremento al

conjunto de las emisiones totales.

Los costes proyectados en 2010 son significativamente mayores como resultado

del incremento simultáneo de precios y emisiones.


160

Escenario II. Crecimiento elevado del precio de los permisos de emisión

(€/tCO2)

La interpretación relativamente restrictiva de los mecanismos de flexibilidad,

como la que se sugiere en la Directiva de Enlace, y la existencia de ciertas

restricciones en el comercio de “Aire Caliente” que caracterizan este escenario,

pronostican un entorno alcista de precios. Se continúa con la misma tendencia en los

costes proyectados en 2010, significativamente mayores como resultado del

incremento simultáneo de precios y emisiones.

Respecto al escenario de precios anterior se espera un incremento del coste

para la economía española en un 30% en 2008 y de 47% en 2010, para todos los

escenarios de emisión.

(C) AEMA-PNA: Considerando escenario proyectado por el PNA, se ve

reforzada la necesidad de llevar a cabo las medidas de reducción adicionales

previstas en el período 2008-2012, dado que los costes asociados a la compra

de derechos de emisión asociados al exceso de emisiones se han incrementado

en casi 37 M€ en 2010 respecto al escenario anterior. El coste total acumulado

por este concepto para el periodo 2008-2010 supone aproximadamente 462

M€.

En estas condiciones los agentes emisores estarán más interesados en

encontrar alternativas a la compra de DEs y tenderán a invertir en proyectos

asociados al Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y mecanismo de Aplicación

Conjunta (AC), postulados en el Protocolo de Kyoto.

Los tipos de créditos derivados de los mecanismos MDL y AC, RECs y UREs

respectivamente, tienen un precio de compra inferior a los precios ofertados

para los DEs debido a la incertidumbre legislativa109, la complejidad de los ciclos

de proyecto asociados a los mecanismos anteriores y el mayor horizonte de

tiempo en la ejecución del proyecto y la utilización de los créditos, en

109 Los proyectos cuya ejecución está prevista para cumplir el Protocolo de Kyoto deben registrarse en el marco de la AC o del MDL: Los contratos y los productos difieren, en particular, según quién asuma el riesgo de la imposibilidad de registrarlos. El comprador puede exigir la verificación por terceros pero independientemente del registro previsto en el Protocolo de Kyoto, y de esta forma asume el riesgo del registro. En otros casos, el comprador exige el registro con arreglo al Protocolo como condición para el pago.


161

comparación con los DEs. Al valorar a precio de adquisición de DEs, la reducción

del 9% del exceso de emisiones a través de sumideros y créditos110, de alguna

manera, se está incluyendo una prima asociada a la incertidumbre en los costes

totales para la economía.

(A) Estimación Propia: Para 2008 se ha previsto un coste, asociado a la

compra de permisos, de 204,3 M€ y para 2010, un coste de 528 M€. El coste

acumulado para el periodo de Kyoto se estima en 2112 M€ (672 M€ más que en

el escenario de precios anterior).

La potencial concreción de este entorno, apunta a la necesidad de una

reacción a medio plazo para corregir estos costes tan elevados que afectarán

principalmente a las compañías eléctricas. Se debe tener en cuenta que, como

se apuntó al plantear este estudio de impacto económico, estas compañías

soportan otro tipo de coste asociado a las inversiones en infraestructura de

generación para reducir emisiones, por lo que el crecimiento de la factura total

de las eléctricas se repercutirá finalmente en los consumidores con el

consiguiente incremento de los costes de producción industriales y la pérdida de

competitividad.

(B) IDAE–MINER–MEH: Las emisiones directas de CO2 de origen energético en

los sectores considerados, suponen en el escenario Ahorro-Base (B.2) un coste

de adquisición de derechos de emisión de 27,9 M€ en 2008, es decir, el 18%

del coste en el escenario Tendencial (B.1). Para 2010 esta diferencia se reduce,

de manera que el coste en el escenario de Ahorro-Base supone casi el 40% del

coste en el escenario B.1. Esto se traduce, dado este entorno de precios, en un

ahorro de 126 M€ para 2008 y de 257,4 M€ para 2010, en el caso de que se

cumplan las previsiones que apunta el escenario de Ahorro-Base.

Un fuerte encarecimiento del precio del petróleo, como está sucediendo

actualmente, es contemplado por el escenario Ahorro-Base como motor para

intensificar las medidas de eficiencia energética. Aunque principalmente

afectarían al transporte, también se verían afectados el Sector Eléctrico y otros

110 Previsiones del gobierno recogidas por el PNA.


162

sectores incluidos en la Directiva. De manera colateral, un alto precio del crudo

incide positivamente en la reducción de emisiones.

De la necesidad de gastar 1698,4 M€ en la adquisición de DEs en el

escenario Tendencial (B.1), mediante la intensificación de las políticas de

eficiencia energética se que define en el escenario de Ahorro-Base (B.2), se

puede pasar a gastar solamente 668,8 M€ en DEs. El ahorro acumulado en este

entorno de precios alcanzaría los 1029,6 M€.

Escenarios diseñados:

(D) TB: El coste del escenario Tendencial Base es de 225 M€ en 2008 y 569,8

en 2010. El coste del exceso de emisiones en la totalidad del periodo que

abarca Kyoto (2008-2012) alcanzaría los 2279,2 M€.

(E) GE: Los costes asociados a la adquisición de DEs en 2010, con la

incorporación de los 14,8 GW de potencia de ciclos combinados que plantea

este escenario, se reduce a 381,8 M€. Por tanto, las inversiones previstas en el

desarrollo de ciclos combinados suponen un ahorro de 188 M€ en 2010 y, como

se dijo para el escenario de precios anterior, se reduce directamente la

cantidad las emisiones sujetas al mercado de emisiones. Se reducen los costes

en un 67 % respecto al escenario Tendencial Base (D). El ahorro estimado en la

compra de DEs, gracias a los ciclos combinados alcanzaría los 752 M€ en el

periodo de Kyoto.

(F) GE+OS: Se pretende simular la actual planificación energética para 2008-

2012, considera una intensificación en las políticas y medidas de mejora de la

eficiencia en distintos sectores, incluyendo el desarrollo de ciclos combinados.

Como consecuencia de la mejora de la eficiencia en otros sectores (se

presupone una disminución de 26 MtCO2), además de en el Sector Eléctrico, se

prevé un coste de adquisición de DEs para la industria de 265,4 M€ en 2010. El

ahorro total acumulado conseguido durante el periodo 2008-2012 se estima en

1217,6 M€, un 53% respecto a los costes en el escenario de referencia.


163

Tabla E-II



M€) 6 9 11

(A) Estimación Propia 3,6 204,3 528 B.1 Tendencial 3,6 153,9 424,6 (B) IDAE–

MINER–MEH B.2 Ahorro 3,6 27,9 167,2 (C) AEMA-PNA 3,6 70 115,5 (D) TB 3,6 225 569,8 (E) GE 3,6 132,7 381,8 (F) GE+OS 3,6 75,6 265,4

Crecimiento elevado del precio de los permisos de emisión

Este entorno de precios, donde se ha considerado un crecimiento elevado del

precio de los permisos de emisión, proporciona la cota de costes máximos asociados a

la compra de DEs para compensar los previsibles excesos de emisiones que plantean

los distintos escenarios.

Escenario III. Precios de los permisos moderados y estables (€/tCO2)

En el tercer, y último, caso considerado se asume que el precio estimado para

2005 se mantiene constante a lo largo de todo el periodo de análisis. Este escenario de

precios no responde a la estructura normal de un mercado ya que supone que los

precios no se incrementan a lo largo del tiempo.

Como se dijo anteriormente, existen varios factores que pueden moderar la

subida de precios o incluso hacerlos descender, no obstante, la consistencia de este

patrón pasa inexcusablemente por una fuerte incorporación al mercado de terceros

países cedentes de derechos de emisión111 y por la no reincorporación de EEUU al

mercado internacional de emisiones que postula el Protocolo de Kyoto112.

111 Libertad de comercio de “Hot Air” o Aire Caliente y participación del mayor número de países posible 112 La no ratificación del Protocolo por los EEUU (además de Australia y Croacia) ha supuesto un acusado descenso en el precio previsto de las emisiones de GEI y, por tanto, una reducción equivalente de los costes para las economías de los países que sí han ratificado el acuerdo. La razón de este descenso es que los EEUU


164

Bajo los supuestos de este caso, los costes proyectados en 2010 se

incrementan como resultado del incremento las emisiones, pero lo hacen

moderadamente al mantenerse los precios. Un coste tan bajo desincentiva la inversión

en tecnologías limpias debido a la existencia de otras posibilidades más económicas

para compensar el exceso de emisiones (DEs baratos, RECs, UREs o sumideros de

carbono).

(C) AEMA-PNA: Considerando las estimaciones oficiales, los costes asociados

al exceso de emisiones alcanzarán los 63 M€ en 2010, siendo para el conjunto

del periodo de Kyoto 253 M€. Este es el entorno ideal que se pretende alcanzar,

donde se cumplen los objetivos de reducción gubernamentales, en relación al

incremento de emisiones, y las empresas pueden compensar sus excesos de

emisiones a bajo precio (ya sea con la inversión en sumideros, con inversiones

en proyectos MDL/AC o con la compra de créditos de emisión, ya sean DEs u

otros créditos homologables).

(A) Estimación Propia: En 2008 prevé un coste de adquisición de DEs de

136,2 M€ y de 288 M€ en 2010. El coste acumulado en el periodo de Kyoto

alcanzaría los 1152 M€. Dependiendo del sector afectado la reacción ante estas

previsiones puede variar. Las empresas eléctricas, de refino y algunas

cementeras podrían optar por cubrir su exceso de emisiones mediante

inversiones a medio plazo en proyectos asociados a los otros mecanismos de

flexibilidad113.

Al existir una normativa clara al respecto y ser proyectos sensiblemente

más baratos (ya sean sumideros de carbono u otros proyectos MDL/AC) se

convierten en una alternativa realista a la compra de unos DEs con un precio

estable.

(B) IDAE–MINER–MEH: La adquisición de DEs asociados a las emisiones

directas de CO2 de origen energético en 2010 de los sectores considerados,

suponen en el escenario Tendencial (B.1) 231,6 M€ en 2010 (926,4 M€ para el

periodo de Kyoto). El coste que se deriva en 2010 del escenario Ahorro Base

(B.2) disminuye hasta los 91,2 M€, siendo el ahorro obtenido a través de hubiesen sido uno de los principales demandantes y compradores netos de derechos de emisión ya que este país es el principal emisor mundial de gases de efecto invernadero. 113

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) y Mecanismo de Acción Conjunta (AC).


165

inversiones para el desarrollo de medidas de eficiencia energética de 140,4 M€.

Considerando el periodo 2008-2012, los ahorros acumulados durante el primer

plazo de vigencia del Protocolo de kyoto alcanzan los 561,6 M€ gracias a las

inversiones para mejorar la eficiencia energética señaladas en este escenario.

Escenarios diseñados:

(D) TB: El coste asociado a la compra de DEs proyectado en 2010 del escenario

Tendencial Base es de 310,8 M€, y de 1243,2 M€ para todo el periodo de Kyoto.

(E) GE: Con la incorporación de los 14,8 GW de potencia de ciclos combinados,

se reducen el coste a 208,2 M€ en 2010. Por tanto, las inversiones previstas en

el desarrollo de ciclos combinados suponen un ahorro de 102,6 M€ en 2010. El

ahorro acumulado para el periodo de Kyoto alcanza los 410,4 M€.

(F) GE+OS: Como consecuencia de la mejora de la eficiencia en otros sectores,

se prevé un ahorro adicional de 63,5 M€, siendo la proyección del coste total en

2010 de 144,7 M€. El ahorro total acumulado, para el periodo de vigencia de

Kyoto, respecto al escenario de referencia es de 664.4 M€.

Tabla E-III



M€) 6 6 6

(A) Estimación Propia 3,6 136,2 288 B.1 Tendencial 3,6 102,6 231,6 (B) IDAE–

MINER–MEH B.2 Ahorro 3,6 18,6 91,2

(C) AEMA-PNA 3,6 46,7 63 (D) TB 3,6 150 310,8 (E) GE 3,6 88,5 208,2 (F) GE+OS 3,6 50,4 144,7

Precios de los permisos moderados y estables


166

CONSIDERACIONES

Aspectos a considerar en los escenarios diseñados D, E y F

El Escenario Tendencial Base (escenario D) proporciona una cota máxima al

coste total que se puede asumir para la reducción de emisiones, incluye el coste de la

compra de permisos a terceros más el coste de las inversiones realizadas en reducción

de emisiones. De otro modo, representa el máximo dinero que se podría estar

dispuesto a invertir para evitar el exceso de emisiones sobre el porcentaje

comprometido en la Directiva. Se incluyen tanto las emisiones que previsiblemente van

a producirse como las emisiones que van a ser evitadas mediante inversiones en

eficiencia energética, valorándose todas ellas a precio de mercado.

En general, el coste real de las inversiones será inferior al precio de mercado ya

que, de no ser así, el inversor preferiría comprar permisos y no invertir. Por tanto, el

déficit de permisos en este escenario multiplicado por el precio de las emisiones acota

por arriba el coste total. De hecho, el coste será en general menor ya que las

empresas que dispongan de opciones de reducción de emisiones menos costosas que

el precio de mercado preferirán llevarlas a cabo y ahorrarse la diferencia o, en su caso,

vender los derechos sobrantes.

De esta manera, para reducir las emisiones en el periodo 2008-2012 la

industria española podría asumir un gasto máximo anual en inversiones entre 166,1

M€ (664,4 M€ en el periodo de Kyoto) y 304,4 M€ (1217,6 M€ en el periodo de Kyoto),

en función del precio de adquisición de los DEs. Estas cantidades corresponden con los

ahorros que se obtienen en comprar dichos derechos. Estos ahorros no incluyen el

efecto del Plan de Eficiencia y Ahorro Energético y del Plan de Fomento de las Energías

Renovables posteriores a 2004, por lo que es evidente que finalmete lso ahorros

conseguido deberían ser mayores.

En este sentido, CCOO114 propone que el Gobierno aumente la inversión pública del

Gobierno en medidas de ahorro y eficiencia energética, fomento de energías

renovables y gestión de la demanda, entorno a los 1.200 millones de euros anuales,

114 Informe de CCOO publicado en la revista WorldWatch (2004)


167

frente a los 250 millones de euros actuales. Aunque con ello se podrían ahorrar 75

millones de toneladas anuales de CO2.

Los escenarios considerados son estáticos en el sentido de que no consideran la

incorporación paulatina de ningún tipo de mejora tecnológica o innovación a lo largo

del tiempo, por lo que es probable que las estimaciones presentadas estén sesgadas al

alza. Estas mejoras tienen un impacto y una frecuencia importantes, particularmente

en sectores y actividades en una situación de cambio, aunque por su carácter aleatorio

son difíciles de tratar cuantitativamente. La creación de un mercado que pone un

precio a las emisiones genera un incentivo, antes inexistente, para que las empresas

que participan en ese mercado encuentren formas más baratas de reducir las

emisiones. El ejemplo, ya comentado, del mercado de emisiones de SO2, prueba que

tales mejoras son factibles incluso en plazos relativamente cortos.

Además, estas innovaciones pueden suponer un beneficio para las empresas

que las incorporan porque les dan una ventaja competitiva frente a sus rivales. Los

beneficios de esta forma de innovación115 son difíciles de cuantificar pero

potencialmente importantes. Por tanto, desde esta perspectiva dinámica, las empresas

tienen algo que ganar, más allá de reducir los costes directos de la política

medioambiental, cuando invierten en proyectos de reducción de emisiones.

El problema de la fuga de emisiones

Junto a los impactos macroeconómicos, la otra cuestión económica importante

que plantea el Protocolo de Kyoto es su efecto sobre la competitividad de la industria.

Al quedar excluidos del Protocolo un buen número de países, existe la posibilidad de

que la industria afectada por el Protocolo se deslocalice, es decir, migre de los países

que participan en el Protocolo a los que no participan. Esto significaría una pérdida de

producción y riqueza para los países de la UE y, desde el punto de vista

medioambiental, restaría eficacia al Protocolo ya que parte de la reducción de las

emisiones conseguida en los países signatarios del Protocolo se traduciría en un

incremento de las emisiones en otros países. Este escenario es conocido como la “fuga

de emisiones” o “Carbon Leakage”.

115 Conocida como la hipótesis de Porter.


168

Es indudable que la fuga de emisiones sería un problema si se exigiese a la

industria una reducción de las emisiones arbitrariamente grande, dando lugar a unos

precios de las emisiones elevados. La cuestión relevante, sin embargo, es otra: qué va

a ocurrir con la competitividad de los sectores industriales de la UE afectados por el

Protocolo dados los objetivos que se han fijado las autoridades nacionales para la

industria en el periodo 2005-2007 y que se fijarán para el periodo 2008-2012. La

respuesta depende de los objetivos de reducción que finalmente se alcancen, y de

cómo se adapten los sectores emisores para lograr los objetivos fijados por los

gobiernos. Si se observan a los escenarios planteados y las expectativas que llevan

asociadas, el efecto del Protocolo sobre la competitividad será, en general, pequeño.

Modelos similares a los examinados cuando se estimó el precio de los derechos

de emisión116, de permiten proyectar el volumen de emisiones que podría “migrar” a

los países no vinculados por el Protocolo. Las predicciones de estos modelos varían

ampliamente, entre un 5 y un 20 %117, dependiendo de los supuestos que se realizan

en cada caso sobre el precio futuro de las emisiones. Cuanto menor es el precio de las

emisiones, menor es el riesgo de que las emisiones “emigren”.

Hay varias razones que sugieren que la importancia de la fuga de emisiones a

corto y medio plazo es mucho menor que la que sugieren los modelos. En primer

lugar, el sistema de reparto de los permisos de emisión de la UE basado en el

“grandfathering” (los derechos se distribuyen entre las empresas a precio nulo) lleva

implícita una cuantiosa transferencia a las instalaciones emisoras situadas en la UE que

desaparece cuando la instalación se “deslocaliza”. De este modo, la instalación que

“cierra” en un país de la UE pierde, antes o después, los ingresos que supone la

distribución gratuita de permisos de emisión. Los modelos, por razones técnicas118,

ignoran este importante efecto. En segundo lugar, las autoridades nacionales pueden

contrarrestar la fuga de emisiones a través del reparto de los permisos de emisión

dando suficientes permisos a los sectores o instalaciones susceptibles de migrar.

Aunque esta política “proteccionista” no es generalmente óptima sin duda existen

amplios precedentes de políticas proteccionistas en todo el mundo. En tercer lugar, las

116 Modelling emission trading and abatement cost in FAIR 1.1 (RIVM report 2002). 117 Véase IPCC (2003) 118 Los modelos simulan el efecto de un impuesto sobre las emisiones “equivalente” al sistema de cuotas en vez de modelizar el sistema de cuotas explícitamente.


169

decisiones de localización de las empresas dependen de las expectativas de costes a

largo plazo. En este sentido, mucho más importante que los costes del mercado de

emisiones en el periodo 2005-2012 son los costes en los años posteriores y ésta es

una cuestión que todavía no se ha empezado a negociar. Por tanto, los datos que

habría que alimentar a los modelos deberían referirse a las expectativas para el largo

plazo y no sólo a las expectativas para el próximo lustro.

En definitiva, parece improbable que en el primer periodo de aplicación del

Protocolo la fuga de emisiones pueda materializarse en ningún país de la UE pero, a

más largo plazo, sí constituye una amenaza. El que esa amenaza no se materialice

depende del éxito que tenga la industria afectada en reducir las emisiones en los

próximos años. En otros términos, la mejor política preventiva de la fuga de emisiones

es la reducción de las emisiones domésticas en los primeros años de aplicación de la

Directiva.

CAPÍTULO V EFECTO DEL MERCADO DE...

Documents

Transcript of CAPÍTULO V EFECTO DEL MERCADO DE...