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MÁSTER OFICIAL EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MÁSTER
ESCENARIOS DE EVOLUCIÓN DE
PRECIO DEL MERCADO EU-ETS
(FASE II)
AUTOR: Francisco Javier Evans Miranda
MADRID, Julio de 2009
UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno/a:
Francisco Javier Evans Miranda
EL DIRECTOR
Tomás Gómez San Román
Fdo.: Fecha:………/Julio/2009
EL TUTOR
Pedro Linares Llamas
Fdo.: Fecha:………/Julio/2009
Vº Bº del Coordinador de Tesis
Tomás Gómez San Román
Fdo.: Fecha:………/Julio/2009
ESCENARIOS DE EVOLUCIÓN DE PRECIO DEL
MERCADO EU-ETS (FASE II).
Autor: Evans Miranda, Francisco Javier.
Director: Gómez San Román, Tomás.
Entidad colaboradora: Iberdrola.
RESUMEN DE LA TESIS
Hoy en día, han sido los países industrializados quienes han tomado la
iniciativa en materia medioambiental, explorando mecanismos y políticas
que les permitan satisfacer sus necesidades energéticas en forma eficiente,
sustentable y soberana. Éstos ya han definido las principales líneas de
acción, al promover políticas que fomentan entre otros: la introducción de
energías renovables (aprovechar la energía solar, eólica, biomasa,
geotérmica, mareas, hidráulica (a baja escala), etc.); el transporte en base a
combustible no contaminantes (biocombustibles, eléctricos); eficiencia
energética en la utilización de las fuentes primarias, y reducción de
emisiones de CO2.
Respecto a éste último punto, el Protocolo de Kioto adicionalmente a la
asignación de obligaciones de reducción de emisiones a ciertos países
(conocidos como países del anexo I), ha introducido mecanismos de
flexibilidad para facilitar dicho cumplimiento, y su relación con el resto de
los países sin obligaciones (conocidos como países del anexo II).
Uno de dichos mecanismos, el “mercado de derechos de emisiones”, ha sido
regulatoriamente creado, implementado y constantemente perfeccionado por
la Unión Europea desde 2005. En él, los países han traspasado parte de sus
obligaciones de emisión (por criterios propios) a las industrias intensivas en
consumo energético a través de la asignación de derechos de emisión. La
señal de eficiencia se introduce asignando un número total de derechos de
emisión menor al total de emisiones reales.
El presente estudio busca analizar la evolución de los precios del mercado
de emisión en el corto plazo ante cambios en sus factores exógenos. Para
estos fines, ha sido necesario identificar los alcances del mercado y las
variables que lo afectan.
Para ello, se han utilizado herramientas de conceptualización, en la
identificación y causalidad de las principales variables de entrada, salida y
factores exógenos. Y ha sido implementado la modelación general,
formulación y simulación de las principales industrias que participan del
mercado (electricidad, acero y cemento), para determinar las curvas
individuales y agregadas, de demanda y oferta (derechos de emisión
existentes en el mercado).
Afortunadamente, el actual período de obligaciones del mercado de
emisiones (2008 – 2012), conocido como fase II, cuenta con características
que simplifica la modelación del mercado (Ej.: mercado con sectores
productivos y países finitos). Mientras, el enfoque de corto plazo, permite
excluir a aquellos costos de oportunidad que no son factibles en el horizonte
de análisis (Ej. grandes inversiones, entrada nuevos agentes).
Los resultados obtenidos, indican que los precios del derecho de emisión
(para las condiciones del escenario base), desde una perspectiva de
cumplimiento de reducción de emisión, están acotados entre un precio
mayor a 0 y 75 euros/Ton CO2 equivalente.
Adicionalmente han sido identificados comportamientos diferenciados entre
agentes. Entre sectores económicos, las industrias aparecen como
“potenciales vendedores” y el sector eléctrico como “potencial comprador”
de derechos de emisión, para condiciones favorables entre el precio de
mercado del derecho de emisión y los costos marginales de abatimiento que
enfrentan las industrias. Mientras, entre instalaciones pertenecientes a un
mismo sector económico, aquellos agentes altamente interconectados y con
un mix tecnológico y energético altamente eficiente y flexible, observan
costos marginales superiores que los que observaría individualmente, pues
deben soportar las inflexibilidades y limitaciones tecnológicas de los países
con los que se conectan.
Finalmente, aun cuando el mercado de derechos de emisión en cada
transacción racional establece una relación win-win (en mayor o menor
medida) entre los agentes involucrados, algunos sectores económicos (las
industrias) deben ser igualmente protegidas por sus países, pues una
eventual internalización de los costos de emisión en la producción, les
llevaría a perder total competitividad en su mercado. Así, hoy en día es el
sector eléctrico quien soporta e influye en mayor medida el comportamiento
del mercado de derechos, no solo por su capacidad de internalizar los costos
de emisión (desplazando las tecnología contaminante), ni por su situación
entre emisiones reales y derechos de emisión recibidos, sino más bien
porque gozan comparativamente de menores costos marginales de
abatimiento, lo cual lo sitúa como el sector con mejores alternativas en el
mercado para reducir emisiones.
PRICE EVOLUTION ESCENARIO OF EU-ETS MARKET
(Phase II)
Author: Evans Miranda, Francisco Javier.
Director: Gómez San Román, Tomas.
Collaborating partner: Iberdrola.
THESIS SUMMARY
Nowadays, the industrialized countries have been those who have taken the
lead on environmental issues, exploring the mechanisms and policies to
meet their energy needs in an efficient, sustainable and sovereign way. They
have already defined the main action lines to promote policies that
encourage among others: the introduction of renewable energies (solar,
wind, biomass, geothermal, tidal, hydro (low scale), etc.), transport based on
fuels (biofuels, electric), energy efficiency in the use of primary sources,
and CO2 emissions abatement.
Regarding to the latter point, the Kyoto Protocol in addition to the allocation
of emission reduction allowances in certain countries (called Annex I
countries), it has introduced flexibility mechanisms to facilitate such
compliance and the relationship with the rest of the countries without
obligations (known as Annex II countries).
One of these mechanisms, the "emission rights market”, it has been created
by regulation, implemented and constantly improved by the European
Union since 2005. In it, the countries have shifted part of their emission
allowances (by criteria) to energy-intensive industries through the allocation
of emission rights. The efficiency signal is introduced by assigning a total
number of allowances at the lowest total actual emissions.
This study analyzes the evolution in the short term of emission market
prices faced to changes in exogenous factors. To these ends, it has been
necessary to identify the market scope and the variables affecting it.
To this purpose, it has been used conceptualization tools for the
identification and causality of the key input variables, output variables and
exogenous factors. Additionally, it has been implemented the general
modeling, design and simulation of the main industries involved in the
market (electricity, steel and cement), to determine their individual curves
and aggregate curve of demand and supply (emissions rights in the market).
Fortunately, the current allowance period of emissions market (2008 -
2012), known as Phase II, it has particular features that simplifies the
modeling of the market (for instance, finite market sectors and finite
countries number). While their focus on the short-term let to exclude those
opportunity costs that are not feasible on the analysis scope (for instance,
big investments, new staff entrance).
The results indicate that the emission right price (for the base scenario) from
an emission reduction compliance perspective is bounded between upper 0
to 75 euros / ton CO2 equivalent.
Additionally different behaviors were identified among agents. Among
economic sectors, industries appear as potential “sellers” and the electricity
sector as a potential "buyer" of emission rights, for favorable conditions
between the market price of the emission rights and the marginal abatement
costs faced by industries. Meanwhile, between installations belonging to the
same economic sector, those operators highly interconnected with a
technological and energy mix highly efficient and flexible observe higher
marginal costs than those marginal costs observed individually, because
they must bear the inflexibilities and technological limitations from the
others countries interconnected.
Finally, although emission right market for each rational transaction
establishes a relationship win-win between the agents involved (more or less
extent), some economic sectors (industries) should be equally protected by
their countries because hypothetical emission costs internalization in their
production would lead them to lose their competitiveness in their market.
So, today is the electricity sector who bears and influences the behavior of
the market for rights, not only for their ability to internalize the emission
costs (shifting polluting technology) or their condition between their actual
emissions and emission rights allocated, but rather because they have
comparatively lower marginal abatement costs, which places it as the best
alternatives on the market to reduce emissions.
INDICE
Parte I Memoria ......................................................................................... 4
Capítulo 1 Introducción ............................................................................... 5
1 Motivación del proyecto ................................................................................... 5
2 Objetivos ............................................................................................................. 6
3 Metodología desarrollada ................................................................................ 6
4 Recursos empleados .......................................................................................... 7
Capítulo 2 Regulación .................................................................................. 8
1 Inicios ................................................................................................................... 8
2 Protocolo de Kioto [ONU_98] ............................................................................. 9
2.1 Aspectos del Protocolo de Kioto asociados a los mercados de emisiones .............. 9
3 Directiva Europea 2003/87/CE [UE__03] ........................................................ 12
4 Directiva Europea 2004/101/CE [UE__04] ...................................................... 15
5 Paquete normativo de cambio climático y energía renovable [UE__08] ...... 16
6 Leyes Nacionales ................................................................................................ 17
Capítulo 3 Mercado de derechos de emisión ............................................ 19
1 Introducción ...................................................................................................... 19
2 Periodos del mercado ...................................................................................... 22
3 Instrumentos de mercado ............................................................................... 23
Capítulo 4 Metodología ............................................................................. 26
Capítulo 5 Modelo ...................................................................................... 30
1 Introducción ...................................................................................................... 30
2 Principales características del mercado ....................................................... 30
2.1 - Condiciones del mercado .......................................................................................... 30
2.2 - Concepto del corto plazo ........................................................................................... 34
2.3 - Acceso a información ................................................................................................. 35
Memoria. Introducción 2
3 Conceptualización del modelo ...................................................................... 36
3.1 Relación subsistemas .................................................................................................... 37
3.2 . Factores diseño ............................................................................................................ 38
3.3 Factores de salida .......................................................................................................... 39
3.4 Factores contextuales ................................................................................................... 41
4 Modelo Mercado Eléctrico ............................................................................. 43
5 Modelo Mercado Cemento ............................................................................. 47
6 Modelo Mercado Acero-Hierro ..................................................................... 52
7 Otros supuestos generales del mercado de emisión ................................. 59
Capítulo 6 Formulación del Modelo ......................................................... 61
1 Introducción ...................................................................................................... 61
2 Teoría microeconómica asociada .................................................................. 61
2.1 Modelo microeconómico ............................................................................................. 62
3 Modelo eléctrico (Caso Base) ......................................................................... 64
4 Modelo Acero-Hierro (Caso Base) ................................................................ 68
5 Modelo cemento (Caso Base) ......................................................................... 73
Capítulo 7 Curvas MAC ............................................................................. 76
1 Introducción ...................................................................................................... 76
2 Curvas MAC mercado eléctrico (Caso Base) ............................................... 77
3 Curvas MAC mercado Cemento (Caso Base).............................................. 80
4 Curvas MAC mercado Acero-Hierro (Caso Base) ...................................... 81
Capítulo 8 Resultados (Caso base) ........................................................... 84
1 Introducción ...................................................................................................... 84
2 Mercado Electricidad (Caso Base) ................................................................. 84
3 Mercado Cemento (Caso Base) ...................................................................... 86
4 Mercado Acero-Hierro (Caso Base) .............................................................. 87
Capítulo 9 Escenarios y sensibilidades .................................................... 91
Capítulo 10 Conclusiones ........................................................................ 94
Memoria. Introducción 3
Bibliografía ..................................................................................................... 97
Parte II Apéndices .................................................................................... 100
Capítulo 1 Parámetros formulación ....................................................... 102
Capítulo 2 Diagrama del sistema ........................................................... 106
1 Introducción .................................................................................................... 106
2 Oferta derechos de emisión ......................................................................... 107
3 Emisiones CO2 ................................................................................................. 109
4 Cap (limite) emisión ...................................................................................... 111
Capítulo 3 Interrelaciones en el mercado de derechos de emisión ....... 113
Capítulo 4 Código GAMS modelo Eléctrico ........................................... 114
1 Introducción .................................................................................................... 114
2 Código Modelo ............................................................................................... 114
3 Código Datos de Entrada .............................................................................. 121
Capítulo 5 Código GAMS modelo Acero-hierro .................................... 164
1 Código Modelo ............................................................................................... 164
2 Código Datos de Entrada .............................................................................. 171
Capítulo 6 Código GAMS modelo Cemento ........................................... 178
1 Código GAMS ................................................................................................ 178
2 Código Datos de Entrada .............................................................................. 182
Capítulo 7 Sensibilidades ........................................................................ 188
1 Introducción .................................................................................................... 188
2 Electricidad ..................................................................................................... 188
3 Cemento ........................................................................................................... 189
4 Acero-Hierro ................................................................................................... 190
Memoria. Introducción 5
Capítulo 1 INTRODUCCIÓN
1 Motivación del proyecto
El mercado de derechos de emisión de CO2 es un mercado emergente,
creado a partir de un marco regulatorio (no existía el producto “derecho
de emisión”), que ha sido introducido por el Protocolo de Kioto como uno
de los mecanismos de flexibilidad destinados a reducir las emisiones
totales.
El estado del arte, respecto a regulaciones asociadas a la reducción de
gases de efecto invernadero, es variado. [UNFC04], [ONU_98], [UE__03],
[UE__04], [UE__08] establecen un marco regulatorio general, y a partir de
ellas se desprende la evolución del mercado de emisión.
Se entiende la evolución del precio del derecho de emisión como una
interacción entre la curva de oferta de derechos de emisión y de demanda.
Por esto hoy día, muchos esfuerzos de investigación están enfocados (de
forma indirecta) a determinar la evolución de la curva de demanda de
derechos en el mediano y largo plazo. Estas investigaciones (EPPA,
MARKAL, TIMES; GEMINI, ZEW) son por lo general indirectas, ya que
buscan determinar costos marginales asociados a las reducciones de
emisiones efectivas para una región, a partir de todas las actividades
contaminantes (definidas o no en el Protocolo de Kioto o las Directivas
Europeas).
Sin embargo, la visión de corto plazo no ha sido explotada en este tipo de
modelos. Herramientas como regresiones, programación continua u otras,
son ampliamente utilizadas en este horizonte. Sin embargo, a pesar de ser
buenos estimadores de precios, carecen de una correcta interpretación de
Memoria. Introducción 6
aquellas variables que no pueden ser controladas, y que introducen
incertidumbre en el análisis de precio.
2 Objetivos
En el presente estudio se pretende obtener una aproximación acotada de la
evolución de precios de los derechos de emisión que se obtienen de
cambios en las variables exógenas, es decir, una percepción de la variación
en el precio de derechos de emisión ante una determinada variación del
entorno al mercado.
De lo anterior, un objetivo adicional es la identificación de las principales
variables que afectan al mercado, y en qué contexto deben ser evaluadas.
Para ello, es necesario desarrollar una conceptualización detallada de los
factores que afectan la evolución de los precios.
3 Metodología desarrollada
Se ha estructurado distintos pasos para la obtención de los precios del
derecho de emisión. Este se inicia con una modelación de las principales
industrias asociadas al mercado (electricidad, acero y cemento). Luego
este modelo se traduce en formulas para su simulación ante distintas
restricciones de emisión. Estás simulaciones permiten construir una curva
que relaciona costos marginales de reducción de emisiones (que en la
simulación corresponde al precio sombra de la restricción de emisión) y
reducciones efectivas de emisión. A esta curva, se le conoce como curva
MAC (marginal abatement cost).
A partir de las curvas MAC por industria y agregada, se construye la
curva de demanda del mercado. Mientras que la curva de oferta está
representada por el total de asignaciones de derechos que están en el
mercado. De la casación de la curva de oferta y demanda se obtiene el
precio del derecho de emisión. Así, variando los factores exógenos y
Memoria. Introducción 7
desarrollando los pasos anteriormente descritos, es posible obtener
distintos escenarios de precios, los cuales permiten el análisis.
4 Recursos empleados
El estudio ha estado principalmente concentrado en el desarrollo de
simulaciones de escenarios. Para ellas ha sido utilizado el software GAMS,
el cual permite la resolución de las ecuaciones formuladas para cada
mercado. En cuanto al manejo de datos fue utilizado el programa
ACCESS. Mientras que para el análisis, regresiones y gráficos fue utilizado
el software EXCEL.
Finalmente, la estructura del presente documento es por capítulos. En el
capítulo 2 se hace un repaso de las principales regulaciones asociadas a la
introducción y evolución de los mercados de derechos de emisión. En el
capítulo 3, se realiza una descripción general del mercado de derechos de
emisión. Posteriormente en el capítulo 4 se detalla la metodología
utilizada, mientras que los capítulos siguientes profundiza en cada etapa
de dicha metodología: La conceptualización y estructuración del modelo
(capítulo 5), la formulación del mismo (capítulo 6), la construcción de las
curvas de costos marginal de abatimiento (capítulo 7). Los resultados del
caso base se presentan en el capítulo 8, y las sensibilidades de los
escenarios es el capítulo 9. Finalmente las conclusiones del estudio se
presentan en el capítulo 10. Adicionalmente se incorporan apéndices para
sustentar las informaciones y resultados incorporados en el presente
estudio.
Memoria. Regulación 8
Capítulo 2 REGULACIÓN
1 Inicios
La valorización de las emisiones de gases de efecto invernadero nace del
entendimiento de que la emisión de CO2 involucra un costo de
oportunidad para la sociedad, pues genera, sobre cada uno de sus
habitantes, externalidades negativas en forma directa o indirecta.
Acuerdos mundiales establecieron la asignación de derecho de propiedad
sobre esta acción a aquellos países más contaminantes, es decir, cada
agente (país desde la perspectiva de P.K.) cuenta con derecho limitados
para emitir CO2.
El mercado de emisiones nace de la obtención de menores costos
conjuntos (sub aditividad de costos) que obtienen, en un ambiente
cooperativo, dos o más agentes con obligaciones de reducción de emisión
impuestas por la regulación. Desde esta perspectiva, podríamos decir que
el mercado de derechos de emisión es una figura netamente regulatoria,
que se ha ido constantemente perfeccionado a través de las etapas de
cumplimiento que el mismo mercado ha experimentado y que es amplia,
ya que va desde una perspectiva general, mundial y de países (como los
acuerdos de la Convención de las Partes), hasta una perspectiva particular,
nacional y de instalaciones (como los planes nacionales de asignación).
Además, este mercado está en constante evolución, debido a que se trata
de un problema en que sus potenciales mecanismos de solución son
múltiples y variados, como también los escenarios futuros que se pueden
presentar.
El verdadero despegue de las políticas respecto al cambio climático
comienza en 1992, con la firma de la Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) en Rio de Janeiro, conocido
Memoria. Regulación 9
también como la “Convención” [UNFC04]. Aquí se acuerda, entre otras
cosas, que sus países miembros, denominado partes, tengan reuniones
periódicas para la búsqueda de propuestas de solución al problema del
cambio climático. Esta reunión se conoce como “Conferencia de las
Partes”.
2 Protocolo de Kioto [ONU_98]
Aun cuando existieron ciertos acuerdos en la Convención de Berlín del
año 1995, fue en 1997 con la “Convención de las Partes de Kioto” y la
firma del Protocolo homónimo, en el que se establece los principales
lineamientos sobre un avance concreto y sustancial para obtener el
compromiso necesario para lograr un efecto real en la lucha contra el
cambio climático.
Sin embargo, desde un punto de vista legal, no es hasta 20051 con la
entrada de Rusia, cuando el Protocolo de Kioto (PK) es ratificado2,
transformándose en ley internacional de sus países miembros y obligando
a su cumplimiento por las partes integrantes.
2.1 Aspectos del Protocolo de Kioto asociados a los mercados de
emisiones
El mercado de emisiones, es uno de los tópicos inmersos en los alcances
incluidos en el P.K., los cuales podrían ser parte de otras investigaciones,
que involucra aspectos como: facultades de la “Conferencia de las Partes”;
derecho a voto de los miembros; apoyo a países en vías de desarrollo
(países del anexo II); directrices de aplicación y elaboración de políticas
nacionales; entrada en vigor del Protocolo, etc. Sin embargo, existen
1 Las condiciones necesarias y suficientes para la ratificación del Protocolo de Kioto son integrantes del mismo Protocolo. Este establece, que su este se entenderá ratificado cuando sea ratificado por un mínimo de 55 miembros y represente al 55% de las emisiones de los países más ricos 2 La ratificación de un protocolo internacional involucra un aspecto mas general que la simple obligación de las parte, pues una vez esta pasa a ser ley internacional, la cual tiene jurisdicción sobre todas las regulaciones nacionales de los países que lo ratifiquen.
Memoria. Regulación 10
ciertos tópicos más sensibles (directa o indirectamente) al desarrollo actual
de los mercados de emisiones. Estos aspectos son:
• Compromiso de reducción de emisiones: Los países desarrollados, a
partir de un año base (1990), deben hacer reducciones no inferiores al
5% a contar del período 2008-2012.. No todos los países que ratificaron
el PK cuentan con obligación de reducción, ya que muchos países
necesitan crecer para llegar a grados de desarrollo suficientes para
satisfacer las necesidades de su población, generando también mayores
emisiones de CO2 (desde una perspectiva actual). Aquellos países con
obligaciones de emisión se conocen como países del Anexo I, mientras
los países sin obligación se conocen como países del Anexo II.
• Compromiso de las partes individuales o conjuntas3: Este aspecto ha
permitido que los países integrantes del bloque conocido como EU-154
tengan obligaciones diferenciadas entre el PK (bloque EU-15 actúa
como grupo) y la EU. España, por ejemplo, tiene una obligación del 8%
de reducción de sus emisiones respecto del año base (1990) desde el
punto de vista del PK, pero una obligación de -15% de reducción (es
decir, una sobre emisión) respecto a la EU. Esta distribución
diferenciada de obligaciones, nace de las negociaciones establecidas
entre los miembros del bloque EU-15. De esta forma, aquellos países
con menor grado de desarrollo gozaban de mejores condiciones en
cuanto a la obligación de emisión.
• Excedentes pueden ser utilizados en futuros períodos: Esto entrega
flexibilidad e incertidumbre a los mercados, al existir riesgo respecto a
la estimación de la oferta de derechos de emisiones en cada periodo de
cumplimiento. La forma en que los actores interpreten esta
3 Aun cuando la responsabilidad sobre la obligación es individual. 4 Compuesto por los siguientes países europeos: Luxemburgo, Dinamarca, Alemania, Austria, UK, Bélgica, Italia, Holanda, Finlandia, Francia, Suecia, Irlanda, España, Grecia y Portugal
Memoria. Regulación 11
incertidumbre tiene una incidencia directa en el precio de los derechos
de emisiones.
• Introducción de mecanismos flexibles: Introduce vías de
diversificación para la obtención de derechos de emisión. Los
mecanismos flexibles corresponden a: Mercado de emisiones, Inversión
conjunta (JI), Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL).
Es este último aspecto, la introducción de mecanismos flexibles es un
aspecto clave para los países miembros en el desarrollo de acciones que
busquen reducciones efectivas de emisiones. Por este motivo, se incluye
una breve descripción de ellos (excepto del mercado de emisiones que es
objeto de este documento), y sus principales pros y contras.
a) Mecanismo de desarrollo limpio (MDL): Incentiva la obtención de
derechos de emisión particulares, denominados CERs (Certified
Emission Reductions), a través de proyectos desarrollados en países sin
obligaciones de emisión (anexo II PK) pero que si han ratificado el PK.
Su principal ventaja es que resulta atractivo para los inversionistas
(generalmente de un país con obligaciones) invertir en países en vías
de desarrollo, por sus menores costos (administrativos, tierra,
operación, etc.), y menores restricciones ambientales. Mientras que el
país en vías de desarrollo se enfrenta a la posibilidad de acceder a
nuevas tecnologías en materia medioambiental.
b) Inversión conjunta (JI): Incentiva la obtención de derechos particulares,
denominados ERUs (Emission Reduction Units), por medio de
proyectos desarrollados en países con obligaciones de emisión (anexo I
PK). Su principal ventaja es el mayor control y presión que pueden
realizar los inversionistas en el proyecto. La aparente estabilidad de los
países involucrados (receptor e inversor) da una mejor posición
financiera a los inversores.
Las desventajas de los MDL e JI son similares:
Memoria. Regulación 12
• El largo proceso que involucra la certificación de emisiones, desde
la inversión hasta la obtención de los derechos de emisión, cuyo
principal “cuello de botella” es la certificación de la “aditividad”
del proyecto, es decir, comprobar que el proyecto realmente genera
una disminución de emisiones respecto a la condición normal de
sistema5.
• Los riesgos asociados en la inversión6. Principalmente la
incertidumbre respecto a la obtención o no de derechos de emisión
del proyecto. Esto implica un castigo al precio de los CERs y/o
ERUs respecto a los derechos de emisión asignados por los países, y
establece mercados secundarios (swaps EUAs-CERs, CERs
secundarios) para reducir estos riesgos.
El P.K. no introduce restricciones al porcentaje de utilización de CERs y/o
ERUs para el cumplimiento de las obligaciones de reducción de
emisiones., pero si lo hacen las directivas de la UE, con el fin de evitar la
sobre-utilización de los MDL y JI en perjuicio de los mercados de emisión
de CO2. Adicionalmente, esta medida obliga a que los esfuerzos de
reducción de emisiones se concentren en Europa.
Desde un punto de vista mundial, se espera que este paquete normativo
sea considerado base respecto de la definición de los tema a tratar en la
próxima Convención de las Partes de Copenhague (diciembre 2009), ya
pensando en un marco regulatorio mundial post Kioto.
3 Directiva Europea 2003/87/CE [UE__03]
La Directiva 2003/87/CE de la EU, sigue los principales lineamientos del
protocolo, pero estableciendo una nueva “visión” a sus países integrantes,
amparados en la posibilidad de cumplir normativas en forma grupal, pero
5 Estado también conocido en el mercado como BAU “Business as usual”
Memoria. Regulación 13
con obligaciones individuales, tal como se indica en el P.K. Así, a través de
diversas negociaciones, la UE estableció obligaciones de reducción de
emisiones diferenciadas entre los países que conforman el grupo de los
EU-15 (por criterios como grado de desarrollo, potencial de desarrollo,
etc.), en vista de lograr un cumplimiento cooperativo grupal.
De esta forma, se establece para los países de EU-15 una obligación con
dos visiones, una mundial asociada a sus obligaciones según el PK y otra
regional (Unión Europea) asociada a la Directiva 2003/87/CE. Pero en la
práctica, esta se orienta a un solo objetivo, la del mercado Europeo, ya que
cumpliendo dicho objetivo europeo (como país individual) cumplirá su
obligación según Kioto (como grupo de países).
Los principales puntos de la Directiva 2003/87/CE en cuanto al mercado
de emisiones son:
a) Establece un mercado de emisión al interior de la UE (art.1):
Normativa esencial para el mercado de derechos de emisiones. Su
desarrollo está ligado al desarrollo del plan de asignación nacional
(NAP) de cada país.
b) Elaboración de un plan de asignación nacional (art. 9): Para el
otorgamiento por parte de cada país miembro de la UE, de la emisión
de derechos transables a las instalaciones con obligaciones nacional
(conocidos como EUAs). Las cantidades asignadas son definidas por
cada país, pero en general son menores a las metas de emisiones
nacionales, que incentiven las reducciones de emisiones de gases GHC.
c) Asignación gratuita de los derechos de emisión (art. 10): Con metas
mínimas en la reducción de derechos de emisión gratuitos a través del
tiempo. Estos derechos gratuitos, han establecido beneficios
6 Hay que ser aclarar que en general la obtención de derechos de emisiones en este tipo de proyectos responde a un beneficio adicional del proyecto, pues la rentabilidad del proyecto en si es el verdadero motor para la inversión en el.
Memoria. Regulación 14
adicionales a aquellas instalaciones excedentarias7. Sin embargo, se
espera que en los próximos procesos de asignación, exista una
licitación de derechos, siempre protegiendo a algunos sectores
desprotegidos (por medio de asignaciones gratuitas) cada vez mayor
del porcentaje total de asignaciones
d) Validez derechos de emisión (art. 13): Los EUAs son solamente válidos
en el periodo de obligación que han sido expendidos. Esta norma fue
esencial para la caída del precio de derechos de emisión en el período
2005-2007 a valores tendientes a cero. Sin embargo, esta norma ha sido
flexibilizada en la directiva del 2008, en la que se permite el "banking"
de EUAs desde el período 2008-2012. Esta normativa no se refiere al
tratamiento de los CERs y ERUs, los cuales siempre han podido ser
manejados por “banking”, de ser necesario.
Lo establecido en las Directivas EU (directamente) y PK (indirectamente)
permite fijar un límite (CAP) de emisiones que tienen obligación de
cumplir. Esto, desde el punto de vista del mercado de emisiones CO2, es
relevante porque la relación que exista tanto entre CAP/emisiones reales,
como entre CAP/derechos disponibles en el mercado, establece un efecto
directo sobre el precio del derecho de emisión.
Desde esta perspectiva, aquellos países que no han desarrollado medidas
efectivas para reducir sus emisiones respecto al año base (Ej. España o
Italia) ejercen una mayor demanda sobre los derechos de emisión (y otros
mecanismos de flexibilidad) afectando el precio del derecho. Mientras que
aquellos países excedentarios, es decir cuya emisión base es mayor a las
actuales emisiones (como los países del este, que en los últimos años han
incorporado nuevas tecnologías que han permitido un mejor uso de las
7 Al respecto, hay que considerar que en un comienzo la asignaciones de derechos de emisión no estaban totalmente calibradas, dada la falta de historia del sistema
Memoria. Regulación 15
fuentes energéticas), tienen un poder negociador (oferta) necesaria para
satisfacer a aquellos países deficitarios.
4 Directiva Europea 2004/101/CE [UE__04]
Introduce modificaciones a la Directiva UE 2003, principalmente en lo
relacionado a regulación sobre proyectos MDL y JI, y los derechos
obtenidos de este, CERs y ERUs respectivamente. En particular:
a) Regula el porcentaje de utilización CERs y/o ERUs: Determina que
proporción pueden ser utilizados para el cumplimiento de las
obligaciones de reducción de emisiones que tienen los países del anexo
I, entregándoles libertad para la definición de estos porcentajes,
definidos en los respectivos planes nacionales.
b) Evita la doble contabilización de derechos obtenidos de proyectos
MDL y/o JI: Surgen de la obtención del derecho CERs y/ ERUs (papel
físico), generalmente para el inversionista, y la menor emisión del CO2
en el país que ejecuta el proyecto.
Toda la modificación propuesta incide directamente en el mercado de
emisión de derechos, y regula las condiciones de los potenciales de
desarrollo de proyectos MDL y JI. A la vez, deja en el tapete de la
discusión, hasta qué punto la introducción de CERs y ERUs puede afectar
el mercado de EUAs. A simple vista, existe una gran influencia, ya que
ambos derechos son potenciales sustitutos, al tener una misma valoración
en la EU. Aun no existe claridad respecto al efecto que tendrá sobre los
mercados emergentes fuera UE.
Memoria. Regulación 16
5 Paquete normativo de cambio climático y energía renovable
[UE__08]
Conocido también como el 20/208, debido a que entre sus metas
regionales establece que hacia el año 2020, un 20% de la matriz energética
primaria debe provenir de energías renovables, y que los países deben
hacer una reducción del 20% de las emisiones. La aprobación del paquete
normativo introduce cambios a la regulación actual del sistema, y lo
enmienda en línea con el aprendizaje que ha obtenido del desarrollo del
mercado desde 2005. Los principales cambios que afectan el mercado de
emisiones son:
a) Cambio en las competencias legales: En particular post 2012, se
establece el término de los planes nacionales de asignación (PNA) para
pasar a un esquema centralizado por parte de la UE. Así, las
asignaciones se establecerán de la mano de las directivas de la UE, y
alineadas a los objetivos de la comisión. Desde punto de vista del
mercado de emisiones, existirá una mayor certidumbre en plazos y
número de derechos que tomaran parte del mercado.
b) Subastas asignaciones: A partir del año 2013, las subastas serán el
método principalmente utilizado para las asignaciones de derechos de
emisión. Se espera que su influencia tienda a aumentar con el correr de
los años. Desde el punto de vista del mercado, no existe una claridad
de cómo el mercado reaccionará frente al régimen de subasta. Hay que
tomar en consideración que el precio de los derechos (en el mercado) al
momento de las subastas, tendrán un efecto decidor en el precio.
c) Limites utilización CERs y ERUs: Se incrementa ligeramente el
porcentaje de utilización de CERs y ERUS para el cumplimiento de
obligaciones entre 2008/2020. El porcentaje será definido por los
operadores según uno de los siguientes criterios: a) Utilizar el
Memoria. Regulación 17
porcentaje medio utilizado entre los años 2008-2012, b) utilizar un
porcentaje asignado por la UE, no menor al 11%. Sin embargo, el grado
de utilización no debe superar el 50% de las obligaciones.
d) Cap desafiantes sobre las emisiones: Se establece un techo de emisiones
del 21%, sobre las emisiones del año 2005, en la región para los sectores
incluidos en las directivas UE. Desde el punto de vista de mercado,
esto tiene una influencia directa sobre la demanda de derechos,
respecto al gap que exista entre emisiones/derechos y emisiones/cap.
e) Reducción de número derechos asignados: Se establece una reducción
en torno del 1.74% medio anual de derechos asignados para el período
2008-2020 (aun cuando el año de inicio es el 2010). Aún cuando esta
cantidad podría ser ajustada, considerando nuevos sectores entrantes,
principalmente la aviación, la industria química y la industria de
aluminio, y la salida de instalaciones menores (menor a 25 Ton CO2
anuales). Así, el mercado espera un menor número de derechos, lo que
significaría, en teoría, un mayor precio potencial de estos futuros.
f) "Banking" y "Borrowing": Establece la posibilidad de ahorro de de
EUAs, CERs y ERUS (banking) desde la fase 2 (2008-2012) a la fase 3.
No así, la utilización de asignaciones de derechos de emisión del año
siguiente (“borrowing”) entre periodos de cumplimiento. De esta
forma, se introduce mayor incertidumbre al mercado, pues el número
de derechos dependerá de las estrategias soberanas que determine
países excedentarios de derechos.
6 Leyes Nacionales
De lo establecido en el PK, y particularmente en las directivas EU, existe la
obligación de promulgar leyes nacionales que regulen los aspectos
asociados al mercado de emisión de derecho. Por ejemplo, en España la
8 Inicialmente era conocido como 20/20/20 pero ha sido quitada el objetivo de 20% de eficiencia energética.
Memoria. Regulación 18
Ley 1/2005 es la que “regula el régimen del comercio de derechos de
emisión de gases de efecto invernadero”.
Al contrario de las regulaciones y directivas indicadas anteriormente, las
regulaciones nacionales no van enfocadas a un país (o parte), sino a
instalaciones pertenecientes a un país. Es decir, es específica en cuanto a la
transferencia de obligaciones. En lo que respecta al mercado de emisiones,
los principales puntos que abordan este tipo de regulaciones son:
a) Plan de asignación: Basado en esquemas objetivos y transparentes,
corresponde a la asignación de derechos de emisión a aquellas
instalaciones que tienen obligaciones de reducción de emisiones
internas. En general, estas instalaciones corresponden principalmente a
centrales eléctricas basadas en combustibles fósiles (petróleo, carbón y
gas) e industrias de gran consumo energético (papeleras, cerámica,
etc.), y se considera la reserva de un porcentaje de derechos de
emisiones para nuevos entrantes. Estos derechos asignados
corresponden a EUAs (European Union Allowances), los cuales
pueden ser transados en los mercados de derechos de emisión
europeos.
Los planes de asignación se definen antes del inicio del período de
obligación (fase), con la asignación para cada año del periodo de
obligación para cada instalación. Algunos países considera un
porcentaje (usualmente menor al 10%) para nuevos entrantes en el
período.
b) Tipificación de las infracciones: Entregan una señal al mercado del
costo de oportunidad a los agentes por no cumplimiento. Sin embargo,
dicho costo de oportunidad tiene una particularidad, ya que adicional
a la multa, la obligación se deriva al siguiente periodo. Es decir, la
multa no reemplaza a la obligación. En la práctica, se entiende que
aquel agente que no cumple con sus obligaciones tendrá un doble
castigo: multa y cumplimiento de la obligación.
Memoria. Mercado de derechos de emisión
Capítulo 3 MERCADO DE DERECHOS DE
EMISIÓN
1 Introducción
El mercado de derechos de emisiones de CO2 nace del interés de la UE por
introducir mecanismos9 flexibles de reducción de emisiones que facilitaran
la reducción real de emisiones. Así, los países de la EU-27 (según las
directivas de la UE) asignan parte de sus derechos de emisión (y
obligaciones) a instalaciones pertenecientes a las actividades económicas
más contaminantes, es decir, se traslada las obligaciones de países10 a
instalaciones. Estas asignaciones de emisión son transadas entre
instalaciones (no países) en un mercado común, el mercado de derechos
de emisiones.
Las emisiones de CO2 generan externalidades sobre un bien público, el
medioambiente. Uno de los mecanismos utilizados para corregir esta
externalidad, es la introducción de obligaciones con respecto a la
reducción de emisiones en aquellas industrias consideradas como más
contaminantes, como es el caso de las empresas eléctricas. Estas
obligaciones, plasmadas en las legislaciones, han introducido
imperfecciones en el mercado, las cuales han sido corregidas desde la
visión microeconómica mediante la instauración de impuestos, a aquellos
agentes que generan un mayor grado de contaminación, como es el caso
del carbón, gas y petróleo.(los cuales incorporan como un costo variable
de su operación), generando un incentivo por la generación limpia.
9 Otras vías podrían ser: Reducir sus emisiones (por ejemplo disminuyendo su producción o adquiriendo nuevas tecnologías)
Memoria. Mercado de derechos de emisión
Los países no participan del mercado de derechos de emisiones EUAs,
solo las instalaciones, cuyas obligaciones permiten (en parte) a los países a
cumplir sus obligaciones. En general:
• En Europa existe una distinción entre las obligaciones del país
(asociado al Protocolo de Kioto) y las obligaciones a las instalaciones
(asociados a la Directiva EU/2003).
• Los derechos de emisiones de países asignadas por el PK, denominada
AAUs (Assigned Amount Unit), sólo pueden ser transados entre
países, por medio de una negociación en que se fija un precio y una
cantidad de derechos transferidos.
• Las obligaciones de emisión de las instalaciones asociadas a la
Directica EU/2003 puede ser cubiertas por: EUAs (European Union
Allowances), que son asignadas por los países internamente entre las
instalaciones con obligaciones ( generación eléctrica dependiente de
combustibles fósiles, la industria de alto consumo energético11); CERs
(Certified Emission Reductions), obtenidas de proyectos cualificados
como mecanismos de desarrollo limpio (MDL); ERUs (Emission
Reduction Units), obtenidas de proyectos cualificados como inversión
conjunta (JI); y RMUs (Removal Units), obtenidas de proyectos
cualificados en sumideros de carbonos (bosques, etc.)
• Para efectos de cuantificación, los AAUs, EUAs, CERs, ERUs y RMUs
tienen un mismo valor, equivalente a 1 tonelada de CO2 equivalente12.
10 La transacción entre países no es realizada a través del mercado de emisiones. Esta es más bien una negociación bilateral. 11 A futuro se prevé incorporar otras industrias de gran influencia en la emisión de GHC, principalmente asociado al transporte (aéreo y terrestre) 12 Se habla de CO2 equivalente, pues en general existen otros GHC asociados (CH4, N20, HFC, PFC, SF6) a la producción de los agentes contaminantes, que aun cuando tienen una menor escala generan un mayor daño en los GHC. Dado que la influencia porcentual de las emisiones de CO2 es mayor, es que su efectos sobre GHC ha sido considerada como unidad de medida, debiendo la influencia de los otros gases ser cuantificados según este parámetro.
Memoria. Mercado de derechos de emisión
• El total de asignaciones de EUAs en los países es menor al total de
emisiones base, entregando una señal de eficiencia en el mercado
interno para la reducción de emisiones.
En definitiva, las obligaciones deben ser entendidas desde dos puntos de
vista.
Un país tiene una cantidad asignada de emisiones (AAUs) según el PK,
determinada por una meta de reducción respecto de un año base. En
teoría, al final del período de obligación (fase), las emisiones de un país
deben ser iguales a esta asignación de emisiones permitidas. Si esto no es
así, dicho país es deficitario, y cuentas en el mercado con algunas opciones
para debe cubrir sus obligaciones: negociación y compra de AAUs de
países excedentarios, obtención de CERs o ERUs directa (como
inversionista de proyectos) o indirectamente (por medio de entes
financieros, en el mercado secundario), implementación de reducción real
de emisiones (Figura 1).
Las AAUs no se transan en mercados de derechos de emisiones, sino sólo
vía negociación bilateral de los países. Y que los países no participan en el
mercado de derechos de emisión EUAs.
Figura 1 Cumplimiento de obligaciones - perspectiva país (izquierda).
Figura 2 Cumplimiento de obligaciones - perspectiva instalaciones (derecha)
Memoria. Mercado de derechos de emisión
A partir de las obligaciones de los países (EU), cada estado asigna gratis
(en fase III los derecho serán licitados) a aquellas instalaciones con
obligaciones (nacionales) un número de derechos de asignación (EUAs)
generalmente menor al total de sus emisiones. Los mecanismos que tienen
las instalaciones para el cumplimiento de sus obligaciones son: compra de
EUAs en el mercado de emisiones, en el cual interactúan todas las
instalaciones de Europa; obtención de CERs o ERUs directa (como
inversionista de proyectos) o indirectamente (por medio de entes
financieros, en el mercado secundario) (Figura 2).
El sistema que actualmente utiliza el mercado de derechos de emisiones es
conocido como “Cap & trade” sobre derechos. No hablamos aquí de un
sistema sobre precios. Tal como indica su nombre, el sistema define un
Cap (limite) para las emisiones totales, y se establece un intercambios de
los derechos de emisiones, los cuales actúan como permisos transferibles.
2 Periodos del mercado
Según lo definido en el PK se definen dos periodos de cumplimiento de
las obligaciones de reducción efectiva de emisiones. El primer periodo,
2005-2007, denominado fase I, considerado como periodo de prueba, el
sistema debió enfrentar costos de aprendizaje asociado a la evolución de
los precios y los montos eficientes de asignación de emisiones, que
permitió identificar las imperfecciones del mercado.
El segundo periodo (actual), 2008-2012, denominado fase II, en el que se
establece metas desafiantes y mecanismos de control estrictos, con una
mayor flexibilidad para el manejo de los derechos (por medio de la
introducción de mecanismos de acción, tales como el "borrowing" y el
"banking")13.
13 Un aspecto importante de tener en consideración, es que la entrega de derechos verificables debe ser por medio de documentos que respalden los derechos. Esto limita el "borrowing" de derechos EUAs a los 4 primeros meses de los años contenidos en una fase de obligaciones, pues en dichos
Memoria. Mercado de derechos de emisión
Y hasta la fecha, ya se habla de un tercer periodo, 2013-2020, denominado
fase III, del que se espera un mercado maduro, de metas desafiantes
(emisiones), con condiciones estrictas e introducción de mecanismos de
mejora basado en el aprendizaje de los periodos anteriores.
3 Instrumentos de mercado
Las incertidumbres del precio del derecho de emisión son múltiples.
Según el esquema administrativo actual del mercado de derechos de
emisión, existen claras señales del mercado cuando se hacen públicas las
informaciones de derechos verificados, y emisiones realizadas de todas las
instalaciones con obligaciones.
Las incertidumbres del mercado, y sus principales variables se presentan
en la Figura 3.
Figura 3: Esquema de maniobras en periodo de obligación
En un período de cumplimiento no existe certeza en cuanto a la oferta de
derechos de emisión, ya que existen herramientas que pueden utilizar las
instalaciones de acuerdo a sus perfiles de cumplimiento y estrategia.
meses se debe cumplir con las obligaciones del año anterior, y a la vez se cuenta con los derechos físicos del año presente que pueden ser utilizados para cumplir las obligaciones del año anterior.
Memoria. Mercado de derechos de emisión
• “Borrowing”: permite la utilización de derechos asignados en los
planes de asignación entre años pertenecientes a un período de
obligación. En la práctica, el "borrowing" solo puede ser utilizado para
las asignaciones del año siguiente, debido a que existe un periodo de
dos meses, entre fines de febrero y fines de abril (ej. 2009) (ver Figura
3), en el que es posible el manejo físico de derechos del año anterior (ej.
2008), y la expedición de los derechos del año en curso (ej. 2009), los
cuales pueden ser utilizados para cumplir con la obligación del año
anterior (ej. 2008), que debe ser presentado a fines de abril (ej. 2009).
No está permitido el “borrowing” entre un periodo de obligación y
otro.
• “Banking”: permite la reserva de derechos de emisión de un año a otro,
y también entre períodos de obligación. Esto es válido tanto para CERs,
ERUs, y EUAs. En la práctica, un actor excedentario ejerce “banking”
sobre sus derechos entre los años de un periodo de obligación
postergando su decisión estratégica hasta el último año del periodo. Y
ejerce “banking” entre periodos de obligación, cuando el precio de
venta de sus excedentes es menor al precio esperado en los futuros
periodos de emisión.
De lo expuesto en la Figura 3, se destaca que dada la transparencia en los
procesos de verificación de emisiones y derechos, al publicar toda
información una vez al año (fines de Abril) se generan correcciones en los
precios de derechos de emisión, ya que el mercado cuenta con la
información suficiente para identificar agentes excedentarios, deficitarios,
tendencia por agente (ej.: bajas emisiones de un agente por menor
producción debido a crisis económica, etc.), portfolio de cumplimiento por
agente (CERs y ERUS utilizados), etc.
A esto se suma la existencia de múltiples actores que afectan directamente
el precio del mercado (ver Figura 4). Estos son países con obligaciones del
PK y los “potenciales” países integrantes post Kioto; sectores productivos,
Memoria. Mercado de derechos de emisión
en el que se incluyen instalaciones sujetas a obligaciones, o con potenciales
obligaciones; instituciones, encargadas de definir y desarrollar las
regulaciones internacionales, nacionales y administrativas asociadas al
combate del cambio climático; sector financiero, conformado por
entidades encargados de realizar transacciones entre actores excedentarios
y deficitarios, como también actores que permiten reunir capitales de
riesgos para la realización de proyectos MDL y JI a bajo riesgo; otros,
agentes con poca influencia en las transacciones de derechos, pero alta
influencia en la desarrollo del mercado; y las inversiones, representado
por aquellos actores relevantes en el desarrollo de inversiones eficientes
del punto de vista ambiental, como introducir cambios tecnológicos en el
sector.
Figura 4: Actores asociados al mercado de derechos de emisión
El diagrama que representa la interrelación de dichos actores se incluye en
“Interrelaciones en el mercado de derechos de emisión” (Apéndice 3) del
presente documento.
Memoria. Metodología 26
Capítulo 4 METODOLOGÍA
La obtención de precios asociados al mercado de derechos de emisión y su
análisis involucra abundante información, que requiere que cada etapa del
proceso cumpla objetivos concretos y a la vez brinden las entradas
necesarias para la etapa siguiente. Para estos fines, se ha establecido una
metodología de trabajo por etapas, que se incluye en la Figura 5, enfocado
principalmente a la modelación del problema, construcción de la curva de
oferta y demanda del mercado, obtención de precios del mercado de
derechos de emisión y análisis de sensibilidad de los precios observados.
Figura 5: Metodología desarrollada en el estudio
a) Modelo General: En el presente modulo la conceptualización del
problema y la identificación de los principales (no todos) parámetros y
variables que afectan al precio del mercado de derechos de emisión son
utilizados para representar en forma simplificada el comportamiento
de los mercados asociados a las instalaciones con obligaciones de
Memoria. Metodología 27
emisión (el presente estudio se enfoca solo en los mercados de
electricidad, cemento y acero-hierro), que permitan analizar el
comportamiento del mismo por medio de la simulación de escenarios.
A esta representación la llamamos modelación del problema.
Un aspecto relevante en el proceso de conceptualización, es la
identificación de las variables exógenas que afectan a nuestra hipótesis.
Es decir, reconocer aquellas variables que no pueden ser controladas
por los agentes asociados al problema de estudio. Para estas variables
se construyen distintos escenarios de análisis para cuantificar su efecto.
b) Modelo GAMS: El modulo incluye la representación en fórmulas
(formulación) y en códigos de programación (se utilizó el programa
GAMS) del modelo general. Todos los modelos han podido ser
representadas por un modelo lineal (excepto el caso del mercado
oligopólico que es cuadrático).
La formulación es una representación más general que la
programación, en el que se simboliza la idea detrás de las restricciones.
Los códigos por su parte, dependen de las características del programa
utilizado, e incluye un mayor detalle del modelo, por ejemplo, para
configurar las sensibilidades, las cuales afectan a variables específicas
del modelo.
c) Curvas MAC: Las curvas “marginal abatement cost” o costos
marginales de reducción (en este caso de emisiones), corresponden a
los costos marginales que un agente, mercado, etc. enfrenta respecto a
una reducción de una unidad adicional de emisión.
El costo marginal de reducción de emisión está representado por el
precio sombra que emerge de la solución de la restricción de emisiones.
Así, para cada límite de emisión surge un precio sombra (generalmente
mayor o igual al precio sombra de una restricción de emisión menos
estricta).
Memoria. Metodología 28
Finalmente, las curvas MAC son construidas, con los datos obtenidos a
partir de simulaciones con distintos límites de emisión.
d) Precio derecho de emisión: El precio del derecho de emisión se obtiene
de la intersección de las curvas de oferta y demanda que enfrenta el
mercado.
Las curvas MAC son una forma de representar las curvas de demanda.
Mientras, las curvas MAC están asociadas a las reducciones de emisión
(a mayor reducciones de emisión se enfrentan a mayores costos
marginales), la curva de demanda está asociada al total de emisión
(para lograr menores emisiones se está dispuesto a pagar mas).
Así, a través de las curvas MAC se pueden construir las curvas de
demanda de los mercados individuales (electricidad, cemento y acero)
y generales (representación del EU-ETS), estas últimas, como la suma
de las reducciones de emisiones individuales para un costo marginal
determinado.
Por otra parte, la curva de oferta está definida por el número de
derechos de emisión asignados, entre las instalaciones con obligación,
por los países que forma parte del mercado. Hoy en día, este número
de derechos envuelve incertidumbre, por la potencial utilización de
ciertas herramientas regulatorias, como “banking” y “borrowing”.
e) Análisis sensibilidad: Una vez obtenidos los valores relacionados a la
representación simplificada del problema, conocido como “caso base”,
están dadas las condiciones para realizar un análisis comparativo
respecto a cuál es el comportamiento del precio del derecho de emisión
ante distintas características de las variables exógenas. Esta ejercicio
define al modulo “análisis de sensibilidad”.
No solo la variación del precio es relevante en este análisis. También se
observan los cambios en parámetros y variables asociadas,
permitiendo una mayor y mejor interpretación del comportamiento del
mercado más allá del precio.
Memoria. Metodología 29
Finalmente, una visión global de la metodología evidencia la estructura de
un proceso iterativo, en el cual existe una relación causa-efecto entre
etapas. Esto ha simplificado el análisis de los resultados y la identificación
de errores en el modelo (en etapas preliminares). Además, la generalidad
de la metodología, permite su implementación en cualquier otro mercado
asociado al mercado de emisiones.
El presente documento ha sido estructurado en capítulos que describen
cada una de las etapas de la metodología descrita, procurando respetar su
orden.
Memoria. Modelo 30
Capítulo 5 MODELO
1 Introducción
El comportamiento de los agentes asociados al mercado de emisiones
establecen movilidad de los precio de los derechos de emisión. Desde esta
perspectiva, cada agente cuenta con un grado de control sobre el mercado
(en mayor o menor medida), ¿cuánto producir?, ¿cuánto derechos
comprar en el mercado?, ¿vender?, ¿cuándo comprar o vender? Sin
embargo este control no es total, existe incertidumbre. Desde esta
perspectiva, la cuantificación de esta incertidumbre, y el efecto sobre el
precio del mercado adquiere relevancia.
El objetivo principal del presente estudio es alcanzar una “aproximación
acotada de la evolución del precio respecto a cambios en las variables
exógenas del mercado de derechos de emisión”. En términos simples, se
espera adquirir una noción de cómo se movería el precio de los derechos
de emisión ante el cambios de variables que no pueden ser controladas. El
alcance del modelo es período de obligaciones de emisión que va desde el
año 2008-2012, conocido como “fase II”.
2 Principales características del mercado
Debido a la existencia de múltiples variables asociadas al precio del
derecho, es necesario concentrar los esfuerzos en aquellos factores que
determinan en mayor medida el precio del derecho. Para ello se han
realizado ciertas simplificaciones al modelo (principalmente respecto al
alcance) a partir de las características propias del mercado.
2.1 - Condiciones del mercado
Memoria. Modelo 31
Como ha sido indicado en el capítulo I, las regulaciones tanto mundiales
como locales han definido las reglas del mercado de derechos de emisión.
Lo rescatable, es que la aplicación de estas normativas simplifica la
elaboración del modelo.
• Número de países limitados: En el período de obligación actual (fase II)
participan en el mercado 27 países. Los cuales son conocidos como los
EU-27. Estos países son: Austria, Bélgica, Bulgaria, Chipre, República
Checa, Alemania, Dinamarca, España, Estonia, Finlandia, Francia,
Reino Unido, Grecia, Hungría, Irlanda, Italia, Lituania, Letonia,
Luxemburgo, Malta, Holanda, Polonia Portugal, Rumania, Eslovaquia,
Eslovenia y Suecia. De este grupo de países Rumania y Bulgaria son
países que se han incorporado al mercado de emisiones en esta fase (no
participaron de la fase I).
• Dióxido de carbono (CO2) es el único gas de efecto invernadero
involucrado en el mercado. Aún cuando muchos de los países evalúan
las emisiones de otros gases en sus criterios de asignación de derechos.
Así, la unidad de contabilización de emisiones es de “toneladas CO2
equivalentes”.
• Número de instalaciones acotadas: No sólo es acotado el número de
instalaciones sino también sus características. El la directiva UE
2003/87 (Anexo I punto 2, indicada en la tabla 1), se define los tipos de
instalaciones [UE__03]:
Memoria. Modelo 32
“ Actividades energéticas
Instalaciones de combustión con una potencia térmica nominal superior a 20 MW (excepto las instalaciones de residuos peligrosos o municipales) Dióxido de carbono
Refinerías de hidrocarburos Dióxido de carbono Coquerías Dióxido de carbono Producción y transformación de metales férreos
Instalaciones de calcinación o sinterización de minerales metálicos incluido el mineral sulfurado Dióxido de carbono
Instalaciones para la producción de arrabio o de acero (fusión primaria o secundaria), incluidas las correspondientes instalaciones de colada continua de una capacidad de más de 2,5 toneladas por hora
Dióxido de carbono
Industrias minerales
Instalaciones de fabricación de cemento sin pulverizar ("clinker") en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 500 toneladas diarias, o de cal en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a 50 toneladas por día, o en hornos de otro tipo con una capacidad de producción superior a 50 toneladas por día
Dióxido de carbono
Instalaciones de fabricación de vidrio incluida la fibra de vidrio, con una capacidad de fusión superior a 20 toneladas por día Dióxido de carbono
Instalaciones para la fabricación de productos cerámicos mediante horneado, en particular de tejas, ladrillos, ladrillos refractarios, azulejos, gres cerámico o porcelanas, con una capacidad de producción superior a 75 toneladas por día, y/o una capacidad de horneado de más de 4 m3 y de más de 300 kg/m3 de densidad de carga por horno
Dióxido de carbono
Otras actividades
Instalaciones industriales destinadas a la fabricación de:
a) pasta de papel a partir de madera o de otras materias fibrosas; Dióxido de carbono b) papel y cartón con una capacidad de producción de más de 20 toneladas diarias”
Tabla 1: Desglose de las instalaciones incluidas en las asignaciones de derechos de emisión
Sin embargo, en la actualidad las asignaciones por tipo de instalaciones en
los países y en el mercado en general son dispares, concentrándose el
mayor número en las actividades energéticas.
En la Figura 6, se indica la evolución de la asignación de derechos de
emisión por tipo de instalación en los últimos años. Se destaca las
asignaciones asociados a combustión, cemento, acero y refinación de
petróleo, las cuales concentran prácticamente el 95% de las asignaciones
de derechos (oferta de derechos).
Considerando la concentración de las asignaciones en ciertas industrias, es
que en el presente estudio, el enfoque y análisis está orientado a las
industrias de Electricidad, Acero y Cemento (se descarta el análisis del
mercado de refinerías por el acceso a información), las cuales concentran
cerca del 85% del total de asignaciones (el total de asignaciones del año
Memoria. Modelo 33
2008 fue 1856.9 millones de [toneladas CO2 equivalente] traducidas en
derechos de emisión [POINT09]). El 15% restante “de mercado” posee un
excedente de asignaciones sobre sus emisiones reales de 2.7%. Es decir, el
excedente que representan (mayor oferta) prácticamente no afectaría el
precio.
Mientras, la Figura 7 presenta la relación entre emisiones reales (año 2008)
y la asignación de derechos en dicho periodo. De la figura se desprende
que el mercado de electricidad es deficitario, es decir, o recibe menos
asignaciones que las emisiones que emite (lo que sucede en la práctica), o
emite mayores emisiones que las que teóricamente debiese emitir, y cuyos
derechos de emisión le han sido asignado. Por el contrario, el resto de las
industrias cuentan con un superávit de asignaciones (respecto a sus
emisiones). Si se considera, que en la fase II de cumplimento, los derechos
que son asignados son gratis, podría considerarse el superávit como un
subsidio a estas industrias.
En la práctica, esta sobre asignación es un medio de proteccionismo de los
gobiernos a estas industrias, ya que actualmente sólo la industria eléctrica
tiene la capacidad de internalizar el costo de la emisión en su mercado,
haciendo menos competitivas a las centrales más contaminantes. Desde
esta perspectiva, es la industria eléctrica quien debe hacer el mayor
esfuerzo para lograr reducciones de emisiones efectivas a través de las
obligaciones adquiridas en los mercados de emisiones. En cambio para las
industrias intensivas en energía una internalización del costo de emisión,
significa una pérdida de competitividad total respecto a la competencia
externa. Así, aquellos países que rodean físicamente al bloque EU-27,
como países de Europa del Este (Ej. Rusia, Ucrania), países de África Norte
(Ej.: Marruecos, Egipto), y principalmente aquellos países en Europa pero
no integrantes del bloque (Ej.: Suiza, Noruega) cuentan con “ventajas
competitivas” respecto a los países con obligaciones.
Memoria. Modelo 34
Figura 6: Asignaciones periodo 2006 -2008 por instalación (izquierda)
Figura 7: Relación asignación y emisiones reales año 2008 (derecha)
Esta coyuntura asociada a la protección de las industrias nacionales
debiese ser considerada como un tema de discusión de cara al próximo
periodo de obligaciones (fase III), en el que las asignaciones de derechos
de emisión dejarían de ser gratuitas (se ha anunciado que éstas serían
licitadas). Una de las propuestas, es que las importaciones de productos
asociados a mercados con obligaciones de emisión hacia países de la EU-
27 sean gravados con los costos de emisión asociados a su producción. Sin
embargo, esta potenciales restricciones a las importaciones atentaría
contra la libre competencia, que está sustentado en un acuerdo
internacional, ”General Agreement on Tariffs and Trade” (GATT). Lo
positivo, es que la misma GATT permite que estos cambios puedan ser
amparados bajo ciertas normativas que permiten interpretaciones respecto
a temas medioambientales (como el que se presenta).
2.2 - Concepto del corto plazo
El enfoque del estudio es en el corto plazo, pero esta definición no afecta
solo el análisis de los números en el período 2008-2012 (fase II), sino
principalmente a que aspectos pueden (o no) ser parte de la modelación
del problema. En particular, los costos de oportunidad asociados a la
reducción de emisiones en el corto plazo son distintos respecto a los que
pudiesen ser considerados en el largo plazo. Por ejemplo, las nuevas
inversiones asociadas a cambios en el mix tecnológico no pueden ser
Memoria. Modelo 35
realizadas en el corto plazo, pero si la actualización de tecnologías, es decir
el “upgrade” de una tecnología a otra más eficiente (en costos, en
emisiones o en ambas). Esto ha sido incorporado en el análisis de las
industrias intensivas en energía.
Desde esta perspectiva, los costos de reducción de emisiones en el corto
plazo han sido enfocados en acciones como: eficiencia energética,
recambio de materias primas, costo de demanda no suministrada,
aumento de importaciones y “upgrade” tecnologías existentes.
2.3 - Acceso a información
Otros supuesto considerado en el estudio está basado en el acceso de
información pública con que se cuenta. De las industrias analizadas es el
mercado eléctrico que cuenta con mayor investigación y fuentes de
información estadística y de mercado. Quizás el único problema, es que el
acceso a estadística más detallada como “información por país” solo
puede ser accesada por fuentes de información privada (con un costo
asociado)14. Así, aun cuando el modelo incorpora a todos los países
pertenecientes al EU-27, el año base de análisis (en cuanto a datos) se ha
situado en 2006, que es el año más actual del cual se puede obtener
información pública y gratuita de la web.
En el caso de datos de la industria, el panorama es distinto ya que las
fuentes de información son menores. Esto puede tener sentido desde la
perspectiva de que son mercados generalmente competitivos, y existen
factores que agregan una componente adicional de estrategia e
incertidumbre, como almacenaje, diversificación de fuentes de transportes,
etc. En términos prácticos, el acceso a información es limitada, obligando a
un análisis del mercado más general, de bloque de países (EU-27), y no
por países.
14 En la página web de Eurostat se puede accesar mucha información útil por país, sin embargo, no existe el detalle suficiente (por ejemplo de capacidades instaladas por tecnologías) que permitan ajustar de buena forma el caso base del modelo.
Memoria. Modelo 36
3 Conceptualización del modelo
El ejercicio de desmenuzar e identificar los principales factores que afectan
directa o indirectamente el precio del derecho de emisión involucra una
extensa lista de parámetros y variables y sus relaciones causa-efecto.
En la Figura 8, se incluye un esquema general de la dinámica del mercado
de derechos de emisión, obtenido de la identificación “top to down” de las
principales variables (no todas) a partir de las relaciones causa-efecto
asociada al precio, y cuyos resultados se detallan en “Diagrama del
sistema” (Apéndice 2). La metodología seguida en el análisis se incluye en
[FTBM08]. Así, las variables que afectan al precio del derecho CO2 se
podría agrupar en tres subsistemas: “Oferta derecho de emisión”,
representa el número de derechos de emisión presentes en el mercado;
“Emisiones CO2”, correspondiente al total de emisiones (individual o
grupal); y “CAP obligación”, que indica el límite de emisiones permitidas
por regulación. El primero determina la oferta de los derechos, mientras el
“gap” entre los otros dos determina la demanda de derechos.
Memoria. Modelo 37
Figura 8: Esquema modelo mercado de derechos emisión CO2
3.1 Relación subsistemas
La relación de oferta y demanda para la determinación del precio es la
siguiente:
• Relación Emisiones CO2 - CAP (limite): El “gap” entre estos dos
indicadores, define la curva de demanda de mecanismos flexible. Si
existe un “gap” positivo (emisiones superiores al límite permitido), el
mercado interpreta que existe una necesidad por cubrir ese exceso en
emisiones, aumentando el precio de los derechos de emisión. En caso
contrario, si el “gap” es negativo, el mercado interpreta que las
instalaciones aun tienen “espacio” para seguir contaminando,
careciendo de interés por adquirir derechos de emisión (precio del
derecho será cero). Sin embargo, si los agentes especulan con una
perspectiva futura con “gap” positivo y uso de banking, el derecho
tendría un costo de oportunidad implícito que se debiese reflejar en un
precio presente positivo.
• Relación Derechos emisión – Gap (Emisiones/CAP): Define la relación
entre oferta (derechos de emisión) y demanda (Gap Emisiones-CAP).
Para un precio equilibrio determinado P y una curva de demanda
determinada, cuando la curva de oferta aumenta (exceso de derechos
emisión en el mercado), y se genera un exceso de derechos de emisión
sobre el cap, el precio de mercado es cero. Al igual que lo dicho
anteriormente, si los agentes especulan con una perspectiva futura con
“gap” positivo y uso de banking, el derecho tendría un costo de
oportunidad implícito que se debiese reflejar en un precio presente
positivo. Por el contrario, cuando existe una reducción de la oferta
(déficit de derechos), el precio tiende a aumentar. Desde el punto de
vista de la demanda, cuando existe una curva de oferta dada y la curva
de demanda aumenta (Gap Emisiones-CAP positivo), el precio de los
Memoria. Modelo 38
derechos tiende a aumentar. En el caso contrario, el precio tiende a
disminuir15.
3.2 . Factores diseño
Las condiciones en las cuales se construyen las curvas de oferta y
demanda son dinámicas. Sin embargo, el producto “derecho de emisión”
no existe, sino tiene validez en un mercado que es creado completamente
por la regulación. Así que es la misma regulación la que permite controlar
las condiciones del mercado. Aquellas variables asociadas a este control se
conocen como factores de control (factores de diseño). Los factores de
control que se han identificado en la conceptualización del modelo son:
• Apoyo regulatorio nacional a tecnologías verdes: El control sobre el
apoyo regulatorio a la penetración de tecnologías limpias en el sistema
tiene una incidencia directa en las emisiones de CO2 del sistema.
• CERs y ERUs - Tiempo en el proceso de aprobación y límites de uso:
Una reducción en los tiempos administrativos en la aprobación de
CERs y ERUs (resultados de los mecanismos desarrollo limpio e
implementación conjunta respectivamente), incrementa la oferta de
CERs y ERUs en el mercado de emisiones. El principal “cuello de
botella” en el proceso de aprobación, más allá de las burocracias que
puedan existir, es comprobar el criterio de “adicionalidad” de los
proyectos, es decir, que el proyecto (y sus reducciones de emisión
asociadas) sean realmente adicionales a lo que se hubiese realizado de
no existir el Protocolo de Kioto.
15 Al respecto, en el primer período de funcionamiento del mercado de emisión, en el último año del periodo se identifico un exceso notable entre la curva oferta respecto de la curva de demanda. Es decir, existió un exceso de derechos de emisión respecto de la necesidad de cubrir sus obligaciones (gap emisiones – cap). Si a esto sumamos, que no existían la posibilidad de apelar a instrumentos como "banking", en realidad que los derechos de la fase I no tienen validez en la fase II (solo los EUAs, si existía permiso para CERs), que hubiese permitido trasladar este exceso de derechos al periodo siguiente, llevo el precio de derechos a valores prácticamente nulos.
Memoria. Modelo 39
Sin embargo, la utilización de CERs y ERUs no es infinita, en Europa
existen limitaciones (también es variable de control) en la utilización
de CERs y ERUs para el cumplimiento de obligaciones, limitando el
traslado del beneficio ambiental y tecnológico a otros países. Desde un
punto de vista de mercado, mayores restricciones a la utilización de
CERs y ERUs disminuye la oferta total de derechos.
• Porcentaje CAP asignado o licitado: La definición de los países (en sus
negociaciones) respecto a una mayor o menor asignación de derechos
de emisión, define la oferta de derechos tanto por país como por grupo
países EU-2716. En los últimos períodos de obligación la tendencia ha
sido a disminuir el número de asignaciones.
• Porcentaje de reducción emisiones: Tiene una incidencia directa sobre
las obligaciones de los países del anexo I. A diferencia del factor de
control de “% CAP asignado o asociado”, una modificación de esta
variable solo puede ser logrado en organismos mundiales, como la
Conferencia de las Partes.
Otras variables que son relevantes son los factores de salidas, que
permiten evaluar el comportamiento del mercado.
3.3 Factores de salida
Aun cuando el mercado de derechos de emisión es un mercado nuevo (en
pleno funcionamiento a mediados de 2005), su desarrollo genera eventos
que pueden ser potencialmente corregidos generalmente a través de
cambios regulatorios. He aquí la relevancia de los factores de salida, pues
estos entregan claras señales de la evolución del mercado. Un ejemplo de
lo expuesto, fue la evolución del precio del derecho de emisión a finales de
la fase I, cuando su valor prácticamente cayó a 0. Del análisis ex post (de
los factores de salida) se dedujo, que en dicho periodo de obligaciones
Memoria. Modelo 40
existieron mayores asignaciones que emisiones. Así, en la medida que la
información para los agentes cada año se hacía más completa, y era
evidente que la oferta excedía la demanda los precios cayeron a valores
mínimos. Así, se corrigieron los valores de entrada (factores exógenos en
este caso) al permitir el “Banking” entre periodos de obligación. Con esta
modificación, el comportamiento de los factores de salidas se ha ido
corrigiendo en el tiempo, y no se esperaría señales de precios similares
dadas las condiciones actuales del mercado.
Los factores de salidas están principalmente relacionados a los factores
que permiten determinar las curvas de oferta y demanda, y el precio de
despeje. Las variables de salida identificadas son:
Total derechos de emisiones: Entrega señales respecto al comportamiento
de la oferta en el mercado. Dadas las condiciones actuales de mercado, no
es un parámetro fijo (aun cuando es un factor que se define por los países
año a año en sus planes de emisiones), debido a que la actual regulación
ha incluido mecanismos que han introducido incertidumbre a su
cuantificación (por ejemplo, la cantidad de banking que los actores hacen
uso de un periodo de obligación a otro).
• Emisiones CO2: Informa sobre el total de emisiones por parte de los
agentes del mercado. Entrega señales respecto a la necesidad de los
agentes de obtener derechos, como también la tendencia de las
industrias a reducir sus emisiones.
• Precio EUAs: Informa sobre el precio (en el mercado) del derecho de
emisión. Entrega señales respecto de la relación entre oferta y demanda
del mercado. Una particularidad de la variable precio, es que siempre a
fines de abril posee un ajuste por parte del mercado, debido a que en
dicha fecha se hace pública la información de emisiones por agente en
16 Los mercados de derechos de emisión es una de las soluciones (y probablemente no la más importante) de los países respecto a sus obligaciones de emisiones. Así, existe una holgura respecto a criterios asociados a límites de asignaciones que eventualmente quisieran ser definidos.
Memoria. Modelo 41
el periodo anterior (así el mercado corrige las curva de demanda que
enfrenta).
• Precio CERs y ERUs: Esta variable cobra cada vez mayor relevancia,
pues estos productos son sustitutos naturales del EUA. Actualmente
los países integrantes del mercado cuenta con restricciones de
utilización de estos derechos, ya que esperan que las reducciones
efectivas de emisión se obtengan en Europa y no en otras fuentes de
origen.
3.4 Factores contextuales
La incertidumbre asociada al mercado de derechos de emisión de CO2 se
aloja en aquellos factores que no pueden ser controlados por ningún
agente (factores contextuales), y que tienen una influencia relevante en el
precio del derecho.
La sensibilización de estos factores generan los escenarios con los que se
analizaran la evolución del precio del derecho de emisión. Los factores
identificados son:
• Clima: En la industria eléctrica, condiciones favorables de climatología
inciden en: una mayor producción de energías renovables (eólica, solar
e hidráulica principalmente); y una menor demanda de electricidad.
Ambos efectos tienen un impacto directo sobre las emisiones de CO2
(disminuye la utilización de generación fósil y la generación en general
respectivamente) y la demanda de derechos de emisión, incidiendo
directamente en su precio de mercado.
Desde el punto de vista de la industria, no se visualiza un impacto
sustantivo de esta variable.
• Regulación mundial: La introducción de nuevas regulaciones siempre
aporta incertidumbre en cuanto a cambios que puedan afectar las
actuales condiciones de mercado. Entre las eventuales regulaciones
que podrían ser incluidas en futuros periodos de obligaciones se
Memoria. Modelo 42
encuentran, la introducción de un mayor número de países con
obligaciones, estrictos límites de emisiones a países con obligaciones,
creación de condiciones para mercados de emisión mundial,
introducción de mayores sectores con obligaciones (aéreo, transporte,
difusos, etc.), limitaciones sobre "borrowing"/"banking", etc. Este
efecto tiene una incidencia sobre el número de derechos disponible en
el mercado, y sobre el cap de las obligaciones de cada país. Para efectos
prácticos, y dado los múltiples alcances que esta variable puede
involucrar (principalmente post fase II), ésta se considerará fuera del
análisis de escenarios de la presente investigación.
• Precio materias primas: Incide sobre los costos variables de las
industrias, incentivando o desincentivando un mayor consumo de las
materias primas afectadas, generando un impacto sobre emisiones
CO2. Desde esta perspectiva, el enfoque se sitúa sobre aquellas
materias primas que tienen un efecto en las emisiones totales: carbón,
gas, petróleo en el mercado eléctrico; clinker en el cemento; mineral
acero (iron ore) y chatarra en el mercado del acero.
• Economía mundial: Condiciones favorables de la economía mundial,
crea condiciones para un mayor crecimiento de los países. Este mayor
crecimiento implica una mayor producción de los sectores
contaminantes (aumenta la demanda por productos y servicios), pero
también un mayor capital de riesgo para establecer cambios
tecnológicos. El cómo se relacionen ambos factores afectara finalmente
las emisiones totales de CO2, la demanda y el precio del derecho. En el
modelo, es representado por una variación en la demanda, y la
posibilidad de realizar actualizaciones en las tecnologías existentes.
• Porcentaje “Banking”: Incide directamente sobre la demanda de
derechos de emisión en el mercado, pues es una variable endógena de
los agentes, quienes deciden si “ahorran” asignaciones o no al período
siguiente. El “banking” debe ser entendido como un mecanismo para
Memoria. Modelo 43
homogeneizar los precios. En general, un agente racional tenderá a
“ahorrar” derechos, cuando prevé que el precio de éste o sus costos
marginales de reducción aumentan en el futuro, para ser utilizados en
dicho escenario futuro. Por el contrario no optará a “banking”, si el
prevé que el precio del permiso o sus costos marginales de reducción
disminuyen en el futuro, así los derechos necesarios para cumplir las
obligaciones serían adquiridos o generados en el futuro cuando éstos
sean requeridos. . Finalmente, qué porcentaje “ahorra” cada agente
pasa a ser una variable incierta en el mercado.
A pesar de lo expuesto anteriormente, en el presente estudio hemos
supuesto por simplicidad (en el manejo de las curvas) que el “banking”
afecta la curva de oferta de derechos de emisiones.
4 Modelo Mercado Eléctrico
El modelo que representa el mercado eléctrico involucra a los 27 países
que actualmente participan del mercado de derechos de emisión (EU-27),
bajo una formulación equivalente a la que se utiliza en la planificación de
generación de mediano plazo.
Un supuesto adicional del modelo, es que se considera un mercado
perfectamente competitivo, es decir, se supone información perfecta y que
la variable precio no puede ser afectada por ninguno de los agentes
(ausencia de poder de mercado). Este supuesto, puede ser considerado no
realista dadas las características actuales del mercado (existencia en la
práctica de mercados verticalmente integrados (Ej.: Estonia) o
liberalizados pero con barreras a la entrada (Ej.: Francia, Alemania,
Portugal)). Sin embargo, debido a que el enfoque del estudio es la
evaluación de los costos marginales asociados a las restricciones de
emisión, la influencia del precio de mercado puede ser superado por la
influencia del cumplimiento de emisiones.
Memoria. Modelo 44
En el modelación del caso base, se ha procurado que los resultados
obtenidos se acerquen a los resultados de operación de los cuales se tiene
información. El modelo se basa en la teoría y modelación presentada en
[GARC09]. Los datos de entrada del presente modelo se agregan en el
apéndice 4. Las características del modelo eléctrico se detallan a
continuación.
a) Año base: La información pública y gratuita más completa, en cuanto a
capacidades instaladas por tecnología, energía producida, demanda,
etc. que se pudo obtener fue la del año 2006 [EURO07]. Es por este
motivo es que este año base asociado al modelo. Sin embargo, las
características de emisión y asignaciones consideradas en el análisis de
los resultados son los obtenidos en el año 2008.
b) Mercado: Aún cuando en la práctica el mercado eléctrico es poco
competitivo, dado el número de agentes y el grado de concentración de
mercado, se ha considerado la representación de la industria como un
mercado competitivo. Es decir, que la componente precio ha sido
excluida del análisis, y solo han sido minimizados sus componentes de
costos.
c) Demanda: La demanda ha sido modelada en 12 periodos
(representativos de cada mes), 2 sub periodos (laborales y no laborales)
y 22 niveles representativos de los bloques de demanda, días laborales
(11 bloques) y días no laborales (11 bloques). Los bloques fueron
construido a partir de demanda horaria obtenidos de [UCTE09],
[BALT09], [NORD09]. Fue descartada la utilización de demandas
horaria, pues las pruebas preliminares involucraron un elevado tiempo
de simulación (más de 6 horas por evento), principalmente por las
características de las restricciones (muchas de ellas por cada bloque), lo
cual restaba flexibilidad y simplicidad al modelo.
No fue factible obtener valores horarios para: Irlanda, Chipre, Letonia,
Lituania, Malta y Suecia (solo se obtuvieron valores mensuales). Para
Memoria. Modelo 45
estos casos, se ajustaron sus valores mensuales a los perfiles de bloque
de Finlandia, Grecia, Finlandia, Finlandia, Grecia y Estonia
respectivamente (los cuales contaban con evolución de demanda
mensual similar).
d) Interconexiones: Se utilizaron las capacidades netas de interconexión
indicadas en [ETSO06] para el año base. Adicionalmente, se ha
separado la información de flujos de interconexión entre países EU-27,
de aquellos desde y hacia países no EU-27, para configurar
correctamente las demandas por países.
e) Generación Hidráulica: Conformada por la generación regulable
(asociada a embalses), la generación fluyente, la cual representa la
generación hidráulica no regulable obtenida desde los flujos de agua, y
las plantas de bombeo, que permiten no solo un uso eficiente de las
centrales hidráulicas sino también una mayor flexibilidad respecto a
las cargas.
La generación regulable, es optimizada en el periodo de análisis (12
periodos mensuales), no considerándose una optimización dinámica en
periodos (y años) futuros. Así, ésta solo optimiza la disponibilidad mes
a mes de agua. Respecto, a la categorización de la capacidad instalada
como generación regulable o fluyente, ante la falta de información, se
opto por considerar como capacidad de generación fluyente, toda
aquella generación de capacidad menor a 1 MW y la mitad de la
generación de capacidad entre 1 a 10 MW (categorías de las cuales se
tiene información).
f) Generación Eólica: La modelación de vientos requiere de un gran
número de datos específicos por zonas (donde se encuentran
emplazados los actuales parques eólicos). Así, con el fin de reducir el
número de datos (y futura recopilación de datos en una hipotética
actualización del modelo) asociado al comportamiento de los flujos de
Memoria. Modelo 46
vientos para todos los países de la EU-27, se ha considerado la
generación eólica como dato (parámetro) del modelo.
g) Generación Térmica: Por medio de las fuentes de información se logro
una buena aproximación de las capacidades instaladas y generación
por tecnologías térmicas, como también de sus costos de operación
para el año base. La generación térmica ha sido agrupada en: carbón,
gas, petróleo, nuclear y CCGT (ciclo combinado).
h) Generación Renovable: Esta categoría del modelo no incluye datos
asociados a la generación eólica, y no distingue en cuanto a la
naturaleza de la generación (solar, biomasa, geotérmica, etc.), solo se
ha catalogado genéricamente como energía renovable.
i) Precios de combustibles: No se encontró información detallada por
país, estableciéndose un precio por periodo para cada tecnología a
partir de valores promedios indicados en las fuentes de información.
j) Factores de emisión: Inicialmente fueron considerados los valores
promedios [Ton CO2 equiv. / MWH producidos] indicados en
[LINA09]. Sin embargo, estos fueron corregidos al identificar una
diferencia entre las emisiones registradas en el año base (para este
mercado) y las emisiones obtenidas con los factores (para las mismas
características de generación).
k) Valor energía no suministrada: Se ha supuesto un valor estándar
asociado a la energía no suministrada de 180 euros/MWh.
l) Disponibilidades: Ha sido incluida como una variable de control y
ajuste del modelo, sin vulnerar la racionalidad del indicador.
No ha sido implementado por las características del modelo, la entrada y
salida de centrales en rampa (aumento y disminución de una generación
particular en cada hora), perdiendo representatividad del modelo en las
horas punta, pero ganando en cuanto a tiempos de simulación.
Adicionalmente, se han obviado las particularidades propias de los países,
Memoria. Modelo 47
tales como: geográficas (Ej. Italia cuenta con un sistema de transmisión
independiente en la isla de Cerdeña, la cual es mayoritariamente térmico);
mercado (Ej. Dinamarca cuenta con dos mercados independientes, uno
interconectado al Nordpool y otro no (aislado de EU-27). En el modelo, se
ha considerado a Dinamarca como un solo país); económico, como
promoción de los países a ciertos tipos de combustibles para proteger la
viabilidad de ciertas industrias (Ejemplo, España con la industria del
carbón), y ciertamente los precios promedio de combustibles en cada país,
dada su característica de estratégico.
Respecto a la validación del modelo, se ha considerado 2 principales
indicadores: la generación por tecnología (año base), y las emisiones
totales. No se espera a priori un ajuste exacto de las variables de cada país,
porque no se cuenta con toda la información del mercado. Sin embargo,
como han sido modeladas las principales variables que afectan el
mercado, se espera que las características de generación en promedio sean
similares a las del año base, lo mismo se espera de las emisiones totales.
El modelo ha sido formulado y simulado para resolver las restricciones de
los países en conjunto (al mismo tiempo), y no por bloque de países
(opción que también ha sido implementada en los códigos del modelo),
asegurando una mejor representatividad de la operatividad del sistema.
5 Modelo Mercado Cemento
El mercado mundial de cemento es considerado un mercado oligopolista,
controlado mayoritariamente por 5 grandes firmas: Holcim, Cemex,
Lafarge, Heidelberg and Dyckerhoff. Así, el precio de mercado es
considerado variable y fuertemente relacionado a la evolución de la
demanda
Además, es un mercado principalmente local, cuya producción está
destinada a demanda interna. Para producción destinada a exportación la
componente de costo de transporte es la que define un precio competitivo
Memoria. Modelo 48
o no, para el transporte terrestre, la producción de cemento es competitiva
en un radio de 200 kilómetros a la redonda. Solo el transporte marítimo es
una opción competitiva de exportación al transportar grandes cantidades.
Hoy en día, la industria del cemento cuenta con 7 tipos de tecnologías
para la obtención de clinker [SZAB03]:
a) Horno rotativo húmedo (WDK): Utilizada en procesos de materias
primas con alta componente de agua. Requiere un consumo energético
mayor que las otras tecnologías. Es la tecnología más antigua
actualmente en uso.
b) Horno rotativo semi- húmedo: Es una variante de la anterior
tecnología. La materia prima húmeda es filtrada después del proceso
de mezclado.
c) Horno rotativo semi-seco (SDRK): En este proceso, la humedad de la
materia prima se reduce previamente por medio de vapores
recuperados del horno
d) Horno rotativo largo secado (DLRK): No existe mucha diferencia
respecto a la tecnología SDRK, solo en el tiempo que toma el secado de
la materia prima.
e) Horno rotativo seco con pre calentamiento (DLRHC): Pionera en los
hornos de última tecnología, caracterizados por el menor consumo
energético que representan. En particular, incluye ciclones de alta
temperatura en el que la materia prima es secada y en parte calcinada.
f) Horno rotativo seco con pre calentamiento y pre calcinamiento
(DRKHC): Tecnología con mejor rendimiento de consumo energético.
Su estructura incluye una pre calcinación entre el horno y el pre
calentamiento.
g) Horno eje: Tecnología principalmente utilizada en Asia. Plantas
verticales (cuyo flujo va de arriba a abajo), ejecutan el proceso de
calcinación, clinkerizacion y enfriamiento.
Memoria. Modelo 49
Las tecnologías con acrónimos entre paréntesis son las incluidas en el
modelo. Las restantes han sido descartadas por su nula participación en el
mercado europeo, que es cual se desea representar.
La idea asociada al modelo que se ha desarrollado, se resume en el
esquema incluido en la Figura 9. En esta se representa que las cinco
tecnologías definidas poseen distintas capacidades de producción por tipo
de combustible (algunos más contaminantes que otros). Cada tecnología a
su vez, puede utilizar un porcentaje estándar de clinker como materia
prima (en general, mayor utilización de clinker involucra mayor
emisiones). Para efectos prácticos, se han estandarizados estos porcentajes
en 55%, 75% y 95% (cemento tipo Portland). Así, aquel porcentaje de
clinker utilizado define los requerimientos de las otras materias primas:
electricidad, consumo combustible, material que complementa al clinker,
etc. Finalmente, existe la posibilidad de que las tecnologías puedan
actualizarse, ya sea de una perspectiva económica o de restricción
ambiental.
Figura 9: Esquema modelo mercado del cemento
Los datos de entrada del presente modelo se agregan en el apéndice 6.
Además, el modelo requiere la definición de otros aspectos:
a) Año Base: 2008
Memoria. Modelo 50
b) Tipo mercado: Mercado oligopolista. Se considera un precio
dependiente de la demanda (se ha supuesto una relación lineal entre
las variables, cuyos coeficientes se especifican en el capítulo de
formulación)
c) Capacidades de producción: Agrupadas por tecnología y combustible,
y cuantificadas por producción mensual. Para estos fines se ha
utilizado información contenida en la figura 17 de [SZAB03] respecto a
la capacidad instalada por tecnología, y a los consumos por
combustible (figura 14 de la misma fuente de información).
d) Factor de emisiones: La literatura nos indica que en el promedio la
producción de cemento tiene un factor de emisión de 0.6 Ton CO2/Ton
cemento (dos tercio desde las materias primas, y un tercio desde el
proceso de calcinación), lo cual es válido en la etapa de validación del
modelo. Sin embargo, el modelo incorpora factores de emisión por
combustible, tecnología y porcentaje de clinker utilizado en la
producción. Los valores por estas divisiones han sido obtenidos desde
[HEND04].
e) Demanda: Los valores de demanda de los EU-27 para el año base es de
244.33 millones toneladas anuales.
f) Costos de producción: Específicos por tecnología, porcentaje de clinker
utilizado, combustible que sustenta la tecnología, y materia prima que
representan (electricidad, materias primas adicionales, y combustible
utilizado), han sido directa o indirectamente derivados de la estructura
de costos por componente presentado en la figura 3 de [DEMA06].
Los precios de combustibles se diferencian por tecnología (varían los
consumos unitarios de combustibles por unidad de producción), pero
son equivalentes por porcentaje de clinker. Esta información ha sido
obtenida de los ratios de combustible por tecnologías indicados en
[HEND04] y los precios de combustible de mercado.
Memoria. Modelo 51
Los precios de electricidad [euros/ ton cemento producido], tiene un
tratamiento similar, pero no varían por el tipo de combustible
utilizado, sino por el tipo de tecnología. El precio medio de electricidad
considerado para la obtención de costos de producción ha sido de 45
euros/MWh. La valoración de una variable respecto a un parámetro
fijo puede ser considerado una imperfección del modelo, pues cambios
en los precios de electricidad (Ej: debido a reducciones más exigentes
en el sector eléctrico) no son recogidos en el modelo, a menos que las
variables de entrada del modelo sean corregidas manualmente.
Finalmente, el costo de las materias primas adicionales ha sido
estimado. Como criterio base ha sido considerada la estructura de
costo en [DEMA06], que corresponden a una estructura representativa
a clinker 95%. Adicionalmente se consideró que al reducir el porcentaje
de clinker utilizado éste no es reemplazado en la misma proporción
por materia prima adicional, sino por una cantidad mayor.
g) Otros Costos: Representan principalmente los costos de
mantenimiento. La información de [DEMA06] ha sido la base para
estimar los valores para una concentración de clinker 95% mientras los
valores por tecnologías, principalmente los factores relativos, son
rescatados de la información [SZAB03].
h) Actualización de tecnologías: El modelo considera la posibilidad de
actualización de una tecnología a otra superior. El costo asociado a la
actualización es la anualidad de la inversión a una tasa de descuento
del 6% anual.
En la simulación del modelo se ha observado que debiese existir una
transferencia de las antiguas tecnologías hacia las nuevas (con pre
calentamiento y pre calcinación). Y debiesen desaparecer aquellas
tecnologías que no son “alternativas” (es decir que el costo de
actualización a estas tecnologías es mayor igual que la actualización a una
Memoria. Modelo 52
tecnología más eficiente). En particular, las tecnologías horno rotatorio
húmedo y el horno rotatorio secado largo.
Para validar el modelo se han considerado dos criterios:
a) Emisiones: Promedio de emisiones por tonelada de cemento producido
no debiese superar el ratio 1, y mantenerse en torno al 0.6-0.8 Ton
CO2/Ton cemento producido.
b) Costo producción: El costo de producción promedio (relación entre el
costo objetivo y la demanda total) debe ser del orden de los números
indicados en [DEMA06] es decir, en torno a los 25 – 35 euros /ton
cemento producido [sin considerar el valor de CO2].
6 Modelo Mercado Acero-Hierro
La industria del Acero-Hierro es competitiva (respecto al mercado del
cemento), e intensiva en el uso energético. Su demanda es sensible al
precio, y son las materias primas el mayor componente en su estructura de
costos. Sin embargo, la producción de los EU-27 es muy estable entre los
años, en torno a las 200 MM toneladas anuales.
La utilización de materias primas depende de dos aspectos: la tecnología
de producción, pues existen restricciones a los porcentajes de utilización
de los distintos tipos de materias primas, y el costo de mercado, pues
existen varias materias primas sustitutas en el mercado.
La industria del acero y el hierro están estrechamente ligados, pues la
principal tecnología de acero, conocida como horno oxigenado básico
(basic oxygen furnace), depende de la producción de arrabio (“pig iron” o
“hot steel”), que es su principal materia prima. Sin embargo, desde el
punto de vista ambiental, la producción de hierro es intensiva en
emisiones, tanto por la elaboración de sus principales materias primas:
pellets y sinterizado (sinter), ambas derivadas del mineral de hierro (iron
Memoria. Modelo 53
ore), como la utilización de coque (coke)17 en la etapa de reducción del
arrabio. Esto ha llevado a la búsqueda de nuevas tecnologías en el proceso.
En la producción de hierro actualmente existe mayor variedad de
tecnologías. Hasta hace unos años, la producción estaba focalizada en tres
tipos:
• OHF (Open Heart Furnace): Tecnología actualmente en retirada,
principalmente por sus ratios de consumo energético. En Europa solo
Letonia cuenta con plantas de este tipo. Se caracteriza por trabajar a
altas temperaturas para lograr el punto de fusión de las materias
primas.
• BOF (Basic Oxygen Furnace): Principal tecnología en el mundo,
relacionada a la integración de los procesos de hierro y acero
(conocidas como plantas BF-BOF). El proceso de fundido del arrabio y
otras materias primas logra reducir el carbono de la aleación y
transformarlo en hierro de bajo carbono. En Europa, su capacidad
instalada representa aproximadamente el 60% del mercado.
• EAF (Electric Arc Furnace): Son plantas de menor capacidad y costo de
inversión competitivo, y que representan una opción competitiva
desde el punto de vista de emisiones, pues son intensivas en
electricidad evitando la producción de coque como reductor de
arrabio. Su principal materia prima es la chatarra (aunque también
puede utilizar arrabio), la cual puede ser aliada con mineral de hierro
(iron ore) para lograr ahorros de emisión adicionales. En general, las
emisiones del EAF son aproximadamente un 25% de las emisiones del
BOF (0.6 Ton CO2 eq/Ton producido EAF). Su desventaja, es que el
reemplazo de mineral de hierro (iron ore) por chatarra reduce la
calidad del acero obtenido (crude steel).
17 El coque deriva del carbón, pero no ha incluido esta relación en el modelo, pues el coque presenta un valor de mercado pudiendo ser sensibilizado en cuanto a su utilización y precio.
Memoria. Modelo 54
Hoy en día, se están introduciendo dos nuevas tecnologías al proceso del
acero, EAF DRI y SR.
El “smelting reduction” (SR), es la sustituta natural de la tecnología BOF,
pues evita la utilización de coque para el proceso de reducción y
mezclando de hierro. Para estos fines, utiliza reactores. Sin embargo, su
operatividad aun es nula por los costos que involucra. Sin embargo, si se
rescata su potencial menor efecto en emisiones.
La segunda nueva tecnología, “electric arc furnace direct reduction iron”
(EAF DRI) es el sustituto natural de la tecnología EAF, y ya cuenta con
capacidad instalada en el mercado. Su materia prima principal es mineral
de hierro (iron ore) en desmedro de la chatarra. Además, el proceso evita
la producción y utilización de coque para la reducción del hierro,
utilizando en su reemplazo gas natural. Aún cuando sus emisiones son
competitivas no son menores a la tecnología EAF, pero si se presenta una
ventaja sustantiva en los costos de producción.
Por lo descrito anteriormente, EAF-DRI ha sido incorporada al presente
modelo, no así SR.
Las asignaciones de derechos de emisión por parte de los planes
nacionales de asignación (NAP) están particularmente enfocados a las
emisiones de las plantas acero-hierro (BO-BOF). Sin embargo en la
modelación y análisis no debe ser descartada la influencia de las otras
tecnologías, más aún cuando se quiere evaluar escenarios desafiantes de
reducción de emisiones.
El modelo busca maximizar el beneficio del mercado. Así, a bajas
restricciones de emisión se promueven cambios de tecnología eficiente en
costo. Sin embargo, su solución eficiente cambia en la medida que las
restricciones de emisión se hacen más estrictas, desplazando la eficiencia
en costos.
Adicionalmente no todas las plantas acero-fierro cuentan con plantas de coquización, adquiriendo
Memoria. Modelo 55
El modelo desarrollado es una extensión del modelo propuesto en
[SHUK06], al cual se le han introducido cambios puntuales:
• Se ha incorporado la tecnología EAF DRI ( la cual podría capturar
capacidad instalada desde la tecnología EAF)
• Se ha incorporado los ratios de dependencia entre la producción de las
materias primas sinterizado, DRI y pellets y la utilización de mineral
de hierro (iron ore). Como éste posee precio de mercado entrega
señales económicas al modelo en el proceso de maximización de
beneficios.
• Cambios en ratios puntuales de utilización entre subproductos y
materias primas.
• Introducción de factores de emisión en cada subproceso de producción
• Posibilidad de transferencia de capacidad de tecnología EAF a EAF
DRI.
• Posibilidad de importación a precio de mercado
y utilizando el coque ya fabricado.
Memoria. Modelo 56
Figura 10: Esquema modelo mercado del cemento
Los datos de entrada del presente modelo se agregan en el apéndice 5. En
la Figura 10 se presenta el esquema general de la modelación. Mientras
que las características y supuestos incorporados en el modelo son las
siguientes:
a) Año base: 2008
b) Mercado: El modelo lo considera como un mercado competitivo. Por
acceso a información, se consideran solo datos del bloque EU-27, no
existiendo un desglose por país.
c) Tecnologías: El modelo incluye las tecnologías BOF, EAF y EAF DRI.
Se descarta la tecnología OHF pues actualmente está en proceso de
obsolescencia.
d) Demanda: Ha sido dividida en 12 periodos representativos de cada
mes del año (considerando una modulación de la demanda entre los
meses), pudiendo ser cubierta por las tres tecnologías introducidas en
el modelo o por la importación desde países no EU-27.
Memoria. Modelo 57
e) Proceso BF: La producción de 1 Ton de arrabio, resultado del proceso
de fabricación de hierro requiere la utilización de 0.34 toneladas de
coque, 1.2 toneladas de sinterizado, 0.85 toneladas de pellets (ver
Figura 10). A su vez, 1 tonelada de sinterizado requiere de 0.75
toneladas de mineral de hierro (iron ore), mientras que 1 tonelada de
pellets requiere 1 tonelada de mineral de fiero (iron ore). Finalmente
un 10% de la producción se considera perdida.
f) Proceso BOF: La producción de 1 tonelada de acero crudo (crude steel)
requiere la utilización de 1.1 tonelada de arrabio o chatarra (ver Figura
10). El porcentaje de materia prima asociado a chatarra no puede
superar al 25%. Además, cada tonelada de Carburo de Silicio (SiC)
permite la utilización de 12 toneladas de chatarra, pero la utilización
del SiC no puede ser mayor a la 24ava parte de la producción de acero
crudo (crude steel).
g) Proceso EAF: La producción de 1 tonelada de acero crudo (crude steel)
utiliza 1.13 toneladas de arrabio o chatarra. Sin embargo las materias
primas utilizadas en la producción de acero crudo no puede ser
representada en más de un 30% por arrabio. Un dato a considerar, es
que la producción de acero-hierro recicla un 30% de la producción
como chatarra la cual es re utilizada en el proceso. Sin embargo, desde
el punto de vista del mercado, el precio de mercado de ambas es el
mismo.
h) Proceso EAF-DRI: La producción de 1 tonelada de acero crudo (crude
steel) utiliza 1.13 toneladas de arrabio, chatarra o DRI. Sin embargo, la
utilización de chatarra no puede ser inferior al 20% ni mayor al 70% del
total de materias primas.
i) Costos materias primas: Costo por período mensual. Se han utilizado
valores año 2008 indicados en [STEEL09]. En el caso del coque, cuyo
valor es trimestral, se ha mantenido fijo el precio entre los meses que
componen cada trimestre.
Memoria. Modelo 58
j) Precios internacionales acero: Precio por período mensual. Se ha
utilizado valores año 2008 obtenidos desde [STEEL09]. El precio del
acero ha sido representado por el valor de mercado del “Hot Steel
Coil”.
k) Costos operación: Representan los costos operativos del proceso por
período. En particular, se han considerado los costos fijos y variables
de electricidad y labor informados en [STEEL09] y en [HIDA03]. Se
han considerado costos de depreciación de la inversión de las plantas e
intereses financieros, como parte de los costos fijos de operación.
l) Factores emisión: Se han asignado los factores de emisión a las
materias primas, tomado en consideración los valores indicados en
[KOPF08]. La idea, es que el modelo al encontrar la distribución
óptima de las materias primas (considerando sus emisiones) se ajuste a
los valores teóricos propuestos en la referencia. Por ejemplo, si una
tecnología utiliza 100% chatarra incorporaría el total del valor indicado
en la referencia.
m) Actualización de tecnología: La actualización de tecnología es única
para cada simulación (no es dependiente del tiempo).Se han utilizado
valores promedio de inversiones por tecnología. Se ha considerado la
anualidad a tasa de descuento del 6% anual para flujos perpetuos.
Adicionalmente hay que tener presente dos aspectos: chequeo del modelo
y las emisiones totales consideradas en el análisis.
Los criterios utilizados en el chequeo del modelo son las emisiones
promedio por tecnología y los márgenes por tonelada producida. Al
respecto, en [OECD08].se indica que las tecnología emiten en promedio
BOF 2.2, EAF 0.6 y EAF DRI 1.2 [Ton CO2 eq/ Ton acero producido].
Respecto a la producción, la literatura indica que BOF concentra en la
actualidad aproximadamente un 60% del total de la capacidad instalada (y
producción) de Europa. Finalmente, en cuanto a los márgenes, el rango
estaría entre 0-100 euros/ton de márgenes en promedio.
Memoria. Modelo 59
Finalmente, las emisiones totales (públicos) que han sido emitidos en la
UE en el año 2008 son distintas a los que resultan del modelo (aun cuando
las emisiones promedio por tecnologías se cumplen). Esto se produce, por
dos factores: El modelo propuesto concentra toda la operación del
mercado de acero-hierro de Europa mientras en la prácticas los países
asignan derechos a las tecnología principalmente asociadas a las plantas
BOF; y que pesar de lo anterior, no todas las plantas BOF de la región son
consideradas, pues no serían plantas con proceso completos, como BO-
BOF que incluyen plantas de coque y pellets. Esto las hace menos
contaminantes (en lo que a su cadena de producción se refiere) y por ende
no participan de la asignación de emisiones de derechos.
A pesar de lo anterior, en el modelo cuando se aísla los resultados de las
plantas BOF se encuentran en el orden de las asignaciones asociadas a este
mercado
7 Otros supuestos generales del mercado de emisión
En la conceptualización del modelo se ha identificado múltiples variables
las cuales no han sido abordadas por el mismo enfoque de la
investigación. Obtener una aproximación a los precios de mercado.
Respecto a estas variables y efectos se ha supuesto lo siguiente:
• No se consideran la influencia de CERs y ERUs en el precio de
mercado. Su influencia tiende a reducir los precios de mercado, al ser
un producto sustituto. Lamentablemente, su influencia se ve acotada
por las limitaciones que su utilización en los países del bloque EU-27
(no es una limitación del mercado, sino una limitación definida por
cada país).
• El que sean asignados los derechos de emisión entre los agentes no
significa que todos ellos tenga una preocupación sobre estos derechos
y sus emisiones, más allá de las informaciones que debe brindar a la
autoridad competente (principalmente los más pequeños). Así, no ha
Memoria. Modelo 60
sido considerado en el modelo (si ha sido identificado en la
conceptualización) el efecto de asignaciones “fantasma”, es decir
aquellas asignaciones excedentarias que los agentes no hacen uso de
ella. No las venden, no las ahorran, simplemente se pierden. De todas
formas su efecto no es relevante.
• Otro efecto no relevante y no considerado en el modelo es el concepto
de compra “no de mercado” de derecho de emisión: ya sea por imagen,
hoy en día ciertas empresas compran asignaciones de derechos de
emisión (para reducir la oferta) desde su perspectiva de
responsabilidad social; especulativa, para reducir la oferta a la espera
de aumentos de precios.
Memoria. Formulación del Modelo 61
Capítulo 6 FORMULACIÓN DEL MODELO
1 Introducción
La formulación del modelo es la representación matemática de la
conceptualización y modelación del problema analizado. Las formulas son
presentadas en forma general para lograr la transición necesaria desde el
modelo (pero argumentando las características particularidades de cada
formulación), mientras los detalles propios de la formulación son
incluidos en los códigos de programación (ver apéndices).
Ha sido incluida en los subcapítulos una aproximación a la teoría
microeconómica asociada al mercado de emisiones de derechos de
emisión que sirva de base a la misma formulación.
2 Teoría microeconómica asociada
La teoría microeconómica es la base teórica utilizada en la obtención de los
precios asociados al mercado de derechos de emisión. Pues, se analiza y
consideran los principales factores que construyen las curvas de oferta y
demanda del mercado (lo expuesto se basa en lo indicado en [VENT09]).
Sin embargo, la relación entre los agentes no es homogénea, existen
características y comportamientos en los mercados que afectan la casación
de precios.
En el presente estudio, se consideran dos modelos de mercados:
competencia perfecta y oligopolista. El primero, para representar los
mercados del acero y de electricidad. Un fuerte supuesto para esta última
industria, pues el mercado presenta grados de competencia en muy pocos
países de Europa, más allá de las directrices de la Unión Europa. El
segundo modelo, es para representar el mercado del cemento, que cuenta
con un comportamiento oligopolista en el mercado mundial.
Memoria. Formulación del Modelo 62
El detalle de todas las variables utilizadas en la formulación de todas las
ecuaciones introducidas en este estudio [(E 1) a (E 48)] se presentan en
“Parámetros formulación” (Apéndice 1)
2.1 Modelo microeconómico
La introducción de restricciones de emisión en el modelo implica que el
costo de producción de las firmas se ve condicionado por sus emisiones.
Así, la función objetivo que representa un mercado en general con
obligación de emisiones [BÖHR__] es:
E 1
Los modelos oligopolistas se diferencian de los modelos de competencia
perfecta (desde el punto de vista de la formulación), en que el precio
depende de la cantidad demandada. No así en el caso de la competencia
perfecta, donde el precio se considera fijo pues no existen condiciones y
agentes que cuente con el poder de mercado suficiente para influir sobre
los precios.
En la práctica es difícil que algún mercado tenga un comportamiento de
competencia perfecta como lo indica la teoría, como la existencia de
información perfecta entre los agentes. Pero si puede ser considerado
como modelo representativo de algunos mercados “cuasi perfectos”.
La condición de optimalidad es aquella que determina la maximización
del beneficio. Para estos efectos derivamos la ecuación de beneficio e
igualamos a 0 (para buscar puntos máximos). Contamos con dos variables
(q, ). Las ecuaciones de optimalidad en competencia perfecta son (E.2) y
(E.4):
E 2
El precio de mercado que maximiza sus beneficios es aquel que cubre los
costos marginales más sus costos de emisión (es decir, el precio que
Memoria. Formulación del Modelo 63
internaliza el costo de emisiones). Es lo que en la práctica aplican las
empresas eléctricas originando que las tecnologías más contaminantes se
vuelven menos competitivas respecto a las tecnologías más limpias.
En el caso del modelo de oligopolio, el análisis es un poco más complejo,
la ecuación de optimalidad que se obtiene para cada empresa es:
E 3
Como la función de precio es inversa a la demanda, el término negativo de
la función introduce una componente aditiva. Así, podríamos interpretar
que en los modelos oligopolisticos, el precio de mercado es mayor a los
costos marginales que resisten (en este caso los costos marginales de
producción y costos marginales de emisión). El valor absoluto de la
diferencia entre precio y costo marginal depende del número de firmas en
el mercado, a menor número de firmas el valor absoluto tiende a crecer (en
el extremo una única firma, representa un mercado monopólico,
maximizando el beneficio del productor y se reduce el beneficio del
consumidor), a mayor número de firmas el valor absoluto tiende a 0 (en el
extremo de infinitas firmas, representa un mercado competitivo,
maximizando el beneficio social)
La segunda función de optimalidad es común para ambos modelos
E 4
El precio del derecho es igual al costo marginal asociado a emisiones,
conocido como costo marginal de abatimiento. Es decir, el costo asociado a
reducir una unidad adicional de emisión. La representación gráfica de este
costo marginal de abatimiento, son las curvas MAC las cuales serán
indicadas en el próximo capítulo.
Memoria. Formulación del Modelo 64
3 Modelo eléctrico (Caso Base)
El modelo del mercado eléctrico, es el más detallado y complejo de todas
las industrias incluidas en este estudio. La formulación del modelo es
genérica para todos los países, diferenciándose sus resultados individuales
en los datos de entrada utilizados para cada país. La formulación del
mercado es las siguientes:
a) Función objetivo [Millones Euros]
Representa a un mercado perfectamente competitivo (supuesto del
modelo), en el que se minimizan los costos de operación del sistema (o se
incluye la componente precio, pues en un mercado competitivo el precio
es fijo). La componente de costos involucran los asociados a combustibles
(fijos y variables), puesta en marcha, operación y mantenimiento.
En la programación en GAMS no es posible minimizar una función
objetivo que es dependiente de una variable (Ej: país). Por este motivo,
ésta ha sido formulada en dos etapas: se incorpora una restricción por país
representativa de los elementos de la función objetivo (E 5); y una
restricción objetivo (E 6) que minimiza estas restricciones parciales.
E 5
E 6
b) Restricción Demanda [GWh]
Restricción por periodo, días, bloque y país. La restricción indica que la
demanda interna mas la demanda asociada a exportaciones y bombeo de
centrales debe ser cubierta por la generación de las distintas tecnologías y
las importaciones hacia el país (limitada por las capacidades de
interconexión definidas). La diferencia entre oferta y demanda se
considera como demanda no suministrada.
E 7
Memoria. Formulación del Modelo 65
c) Restricción emisiones [Millones Ton CO2 eq]
La presente restricción es el eje del actual estudio, pues a partir de ella se
obtienen los precios sombras que representan los costos marginales de
abatimiento de emisión para restricciones de emisión especificas (la
restricción se ajustan a través del parámetro “red”).
Los factores de emisión asociadas a la producción de 1 MWH de cada
tecnología se han obtenidos de [LINA09]. Así, las emisiones totales se
obtienen de la generación total ponderada por los factores de emisión
promedio.
La curva de costos marginales de reducción es calculada a partir de las
emisiones obtenidas para la operación normal del sistema (sin restricción
de emisión)18, y de las emisiones obtenidas para la operación con
restricciones de emisión (activándose la restricción).
E 8
d) Restricción Capacidad Generación [GW]
Restricción por período, sub período, nivel, país y tecnología de
generación térmica. La operación de los generadores térmicos está
limitada en cuanto a sus capacidades máximas y mínimas. Las
capacidades máximas corresponden al total de las capacidades instaladas
por tecnología del año base, mientras que las capacidades mínimas han
sido definidas como la mínima operación de una unidad con capacidad
representativa de cada tecnología.
18 Este estado es conocido en el mercado como “Business As Usual” (BAU), y que representa el curso normal de la actividad, particularmente en circunstancia que están fuera de lo común (en el caso analizado, restricción a las emisiones).
Memoria. Formulación del Modelo 66
E 9
e) Restricción Capacidad Transmisión [GW]
Los flujos han sido programados siempre positivos. Así, el flujo de A→B
siempre es distinto al flujo -[B→A]. Las capacidades máximas han sido
definidas en función a los datos de capacidades netas de transmisión en
Europa indicadas en [ETSO06].
E 10
f) Restricción Generación Regulable [GWh]
Restricción por período y país. La optimización del agua acumulada en las
centrales de generación regulable en un período debe considerar el agua
acumulada en el embalse en el período anterior, los flujos de agua
entrantes (energía bombeada y flujos provenientes “aguas arriba”) y los
flujos de agua salientes (generación hidroeléctrica regulable del período).
Para la modelación y la formulación no se ha incorporado información de
los embalses de cada país y sus caudales históricos, pues el modelo no
contempla la optimización del agua en periodos posteriores al horizonte
del análisis. Así, el modelo tiende a utilizar la totalidad del agua en los
periodos de análisis.
E 11
g) Restricción Generación Fluyente [GW]
Restricción por período, sub período, nivel y país. La potencia asociada a
la generación hidroeléctrica fluyente es igual a la relación entre la energía
Memoria. Formulación del Modelo 67
generada y las horas asociadas al periodo. La potencia obtenida es
constante para todos los bloques asociados a cada periodo19.
E 12
h) Restricción Generación Energía Máxima [GWh]
La restricción está orientada a limitar la utilización de generación
hidráulica y renovable (la generación térmica es limitada por las
restricciones de capacidad). Sin esta restricción, los perfiles de demanda
por bloque podrían ser cumplidos mayoritariamente por estas tecnologías,
que son competitivas en término de costos de operación y emisión.
La restricción determina la máxima cantidad de energía que puede ser
generada por las distintas tecnologías de generación, la cual no puede ser
mayor a la energía anual generada a capacidad (neta) máxima.
E 13
i) Restricciones Acoplamiento Centrales [p.u.]
El modelo es entero (desde el punto de vista de su solución) pues
incorpora restricciones asociadas al correcto acoplamiento de las centrales
entre periodos que garanticen una continuidad y racionalidad en la
operación de los generadores. Adicionalmente, al considerar costos de
puesta en marcha, se hace necesario que exista una variable que indique
cuando entra en marcha un generador, y cuando sale. Las ecuaciones son:
E 14
19 No ha sido establecida una capacidad por periodo asociada a esta tecnología, para evitar descoordinaciones con las restricciones de demanda que es por bloques de carga.
Memoria. Formulación del Modelo 68
E 15
Finalmente, una vez codificado el modelo en programación GAMS y
configuradas las variables de entrada de los distintos países, se ha
validado el modelo, obteniendo errores de emisiones cercanos al 2%, y
valores ajustados en las características de generación por tecnología y país.
4 Modelo Acero-Hierro (Caso Base)
La formulación del modelo acero-hierro es diferente pues muchas
restricciones no pueden ser representadas en forma general, aun cuando el
modelo representa al bloque completo EU-27 (sin desglose por países).
Esto dificulta la manipulación del modelo, si se quisiera actualizar algún
criterio utilizado en las restricciones, pero a la vez su formulación permite
comprender de mejor formas las características del mercado. Además, el
manejo de los datos de entrada es independiente lo cual le entrega
flexibilidades en los análisis de sensibilidad.
El detalle de las ecuaciones que definen el modelo acero hierro son las
siguientes (los códigos GAMS asociados a esta formulación se incluye en
el “Código GAMS modelo Acero-hierro” [Apéndice 5]).
a) Función Objetivo [Millones euros]
Se ha considerado una modelación de competencia perfecta (general). La
costos indicados consideran: costos materias primas, costos operación,
costos actualización y costos importación. El detalle de las variables
presentadas se presenta en la E.1
E 16
b) Restricción emisión [Millones toneladas CO2 equivalente]
Memoria. Formulación del Modelo 69
La función de restricción cumple la misma función en todos los mercados
analizados. Las variables y parámetros operan para todo los mercados de
la misma a forma. El detalle de la formula se incluye en ecuación E.8.
E 17
c) Restricción materias primas asociadas al mineral de hierro (Iron Ore)
[Toneladas]
La restricción tiene por finalidad cuantificar la utilización de mineral de
hierro (Iron Ore) por período en la producción de acero- El “iron ore” es
utilizado en la producción de sinterizado, pellets y DRI (Direct Reduction
Iron). En los códigos de programación incluidos en el Apéndice 5 la
relación entre materias primas es representada en 3 ecuaciones. En la
presente formulación han sido fundidas las materias primas relacionadas
al “iron ore” en una única ecuación.
E 18
d) Producción total [Toneladas]
Restricción por períodos. La producción total de acero bruto (crude steel)
del bloque EU-27 es igual a la producción total final de las tres tecnologías
presente en el modelo (BOF, EAF, EAF DRI). Adicionalmente, del total un
30% de la producción es reciclada como chatarra.
E 19
E 20
e) Restricción de demanda [Toneladas]
Memoria. Formulación del Modelo 70
Restricción por período. La demanda es cubierta con el 70% de la
producción de crude steel (el 30% restante de la producción es pérdida.
Chatarra) y con las importaciones desde países no EU-27.
E 21
f) Restricciones del proceso BF
• Entradas materias primas [Toneladas]: El sinterizado y el pellets
son sustitutos para producir arrabio. Mientras cada tonelada de arrabio
consume 0.34 toneladas de coque
E 22
E 23
• Capacidades plantas BF [Toneladas/mes]: Restricciones por
periodo (meses). Capacidades máximas y mínimas valoradas a partir de
informaciones obtenidas de las fuentes de referencia.
E 24
• Distribución producción entre plantas de acero [Toneladas]: La
producción de arrabio se reparte como materia prima a las distintas
tecnologías de producción de acero. Además, se considera una
componente de pérdida equivalente al 10% de la producción.
E 25
g) Restricciones del proceso BOF
• Entradas materias primas [Toneladas]: Arrabio y chatarra son
sustitutos como materia prima de la producción de acero con la tecnología
BOF. La producción de 1 tonelada de acero crudo utiliza 1.1 toneladas de
cualquiera de estas materias primas.
Memoria. Formulación del Modelo 71
E 26
• Restricciones materias primas [Toneladas]: El arrabio es la principal
materia prima de esta tecnología. La componente de chatarra no debe
superar el 20% del total de materias primas, y cada unidad de SiC que se
introduce aumenta en 12 toneladas la utilización de chatarra. La
introducción de SiC también está limitada a una 24ava parte del total de
arrabio.
E 27
E 28
• Capacidades plantas [Toneladas/mes]: Restricción por periodo
(mes). Las capacidades máximas y mínimas mensuales están valoradas.
Actualmente la producción de BOF en Europa concentra cerca del 60% con
un factor de utilización del 85%.
E 29
h) Restricciones del proceso EAF
• Composición de materias primas [Toneladas]: La relación de
arrabio y chatarra es similar a la tecnología BOF (involucra un consumo
levemente superior). Por esto, la formulación por período es similar.
E 30
• Restricciones materias primas [Toneladas]: La utilización de arrabio
no debe ser superior al 30% del total de la materia prima. Dado que la
materia prima sustituta es la chatarra, es que la formulación ha
incorporado ambas.
E 31
• Capacidades plantas [Toneladas/mes]: Restricción mensual. La
formulación general incorpora la posibilidad que capacidad de
Memoria. Formulación del Modelo 72
producción sea actualizada a EAF-DRI. La cantidad de capacidad
actualizada es única por simulación (no depende de los períodos),
permitiendo determinar la capacidad optima del mercado en el mediano
plazo (representado por aquella capacidad que se estabilice a través de las
restricciones de emisión).
E 32
i) Restricciones del proceso EAF-DRI
• Composición de materias primas [Toneladas]: Es similar a la
ecuación de las tecnologías de acero. A la ecuación se agrega la materia
prima sustituta DRI (Direct Reduction Iron).
E 33
• Restricciones materias primas [Toneladas]: La restricción de
utilización de chatarra en la producción, es que su utilización debe
representar más del 20% y menos del 70% del total de materias primas. El
origen de la chatarra es de 2 fuentes (como ha sido implementada en los
códigos de programación): la adquirida en el mercado, y aquella reciclada
de los proceso (ver Figura 10). Los cuales desde el punto de vista práctico
comparte precio de mercado.
E 34
• Capacidades planta [Toneladas/mes]: Restricción relacionada con
la de la ecuación V.33. La capacidad de producción de la tecnología se
puede ver incrementada (de hecho actualización de la tecnología es viable
del punto de vista económico, no medio ambiental). Además, a mayor
capacidad de producción actualizada aumenta las posibilidades de
utilización de DRI (ecuación V.35).
E 35
Memoria. Formulación del Modelo 73
5 Modelo cemento (Caso Base)
Al igual que el mercado de acero-hierro, la formulación del modelo del
cemento es general y representativa del bloque EU-27. La formulación y
programación es de un modelo cuadrático, relacionado a un mercado
oligopólico. La formulación del modelo es la siguiente:
a) Función objetivo [Millones euros]
Representativa de un mercado oligopólico. La función de costos involucra
los costos de materias primas, costos de operación, costos de actualización
de tecnologías y costos de importación de producción. Las siglas de la
formulación son definidas en la ecuación V.1.
E 36
Para la representación del precio en la función objetivo, se ha supuesto
que ésta depende linealmente e inversamente de la demanda. La relación
utilizada es . Los valores supuestos para dicha función son
a:100 y b:0.2. El supuesto se basa en que aún cuando no existe un precio
internacional del cemento (como el acero u otros comodities), en general el
precio de la tonelada de cemento no es superior a 100 euros/ton (factor a),
así no existiría demanda a dicho precio. Mientras que factor b ha sido
estimado para obtener un precio medio de 50 euros/ton dada las
cantidades demandadas en Europa.
b) Restricción de emisiones [Millones toneladas CO2]
Las obligaciones de emisión se ajustan por medio del indicador red
obteniendo distintos valores de costos marginales de abatimiento. En la
teoría, a mayor reducción de emisiones mayores son los costos que el
agente debe asumir.
Memoria. Formulación del Modelo 74
E 37
c) Restricción demanda [Toneladas].
La formulación no considera periodos en el horizonte de análisis. La
demanda del bloque EU-27 es cubierta por producción interna y
producción importada. No se han considerado exportaciones, pues los
envíos entre países del bloque EU-27 se considerada demanda interna y
las probabilidades de exportar fuera EU-27 son con las obligaciones de
emisión son menos competitivos. Aunque en la actualidad existe holgura
de emisiones para exportar.
E 38
d) Restricciones capacidad [Toneladas/año]
La ecuación V.40 representa una formulación general de la restricción (En
los códigos de programación GAMs se han introducido una ecuación por
cada tecnología). En esta se indica que la producción anual de la planta
(diferenciada por tecnología y combustible) no puede superar la capacidad
total (por tecnología y combustible) que esta incrementada por nuevas
capacidades (actualizadas de una tecnología inferior) y reducida por
capacidades que han emigrado a tecnologías más eficientes. La
formulación general es:
E 39
e) Restricciones capacidades transferencias
Memoria. Formulación del Modelo 75
Restricción introducida para evitar que toda la capacidad de producción
de una tecnología (incluyendo las actualizaciones recibidas de tecnologías
menos eficientes) pase completamente a la tecnología más eficiente del
modelo, pues éste resuelve las ecuaciones de transferencia de capacidad
en forma paralela. Así se restringe el paso de una tecnología a no más la
capacidad máxima de producción inicial de cada tecnología. La
formulación general es:
E 40
Memoria. Curvas MAC 76
Capítulo 7 CURVAS MAC
1 Introducción
La obtención de curvas de costos marginales de abatimiento (conocidas
como curvas MAC), no es un término desconocido en el mercado de
derechos de emisión. Hoy en día, es parte integral de los principales
modelos de estimación de impacto de las emisiones de CO2 globales en el
largo plazo desarrollado por grupos de investigación de destacadas
universidades. Las principales apuestas son los modelos integrales EPPA,
MARKAL, TIMES; GEMINI, ZEW. En la práctica la obtención de estas
curvas requiere de un análisis profundo de las principales variables que
envuelve a(los) mercado(s). Esa ha sido la orientación del presente
estudio, pero con una visión general y acotada, enfocada en el mercado de
emisiones.
Cada modelo (electricidad, cemento, acero-hierro) ha sido evaluado para
distintas restricciones de emisión. En particular, se opto por simular
restricciones progresivas de emisión hasta un 25% de las emisiones
asociadas a su condición BAU. Este criterio no es arbitrario, pues están
alineadas con una de las metas de reducción de la Unión Europea hacia
2020, de 20% de reducción de emisiones respecto al año base (1990).
Respecto a las curvas MAC (Marginal Abatement Cost), éstas representan
el costo marginal asociado a la reducción de una unidad adicional de
emisión. Desde el punto de vista de los resultados de la formulación el
costo marginal de abatimiento está representado por el “precio sombra”
que se origina de la restricción de emisiones (el valor del lagrangeano
asociado a la restricción de emisiones).
Memoria. Curvas MAC 77
A priori se esperaría que al hacer más estricta la restricción de emisión
debiese existir un mayor costo marginal asociado. En la práctica, este
número no necesariamente es creciente para cada grado de restricción,
pues eventualmente pudiese cumplir con las restricciones de emisiones sin
cambiar en las tecnologías (Ej.: una industria que margina con los costos
asociados a la importación de productos, ante un aumento de demanda
seguirá marginando al mismo valor, ante la ausencia de otro costo de
oportunidad más atractivo). Un símil de lo expuesto es la casación de un
mercado eléctrico con una única tecnología disponible e iguales costos de
operación. Así el costo marginal para una demanda determinada sería
igual al costo marginal para la demanda incrementada en X%.
La metodología utilizada para la obtención de las curvas MAC, es la
recopilación de precios sombras para las distintas restricciones de emisión,
los cuales serán la información del eje Y. En cada etapa a su vez, se recoge
el total de emisiones reducidas [en Ton CO2], información del eje X. Una
vez construida la curva de dispersión se traza sobre ella la línea de
tendencia polinómica de 2do grado20 con intersección sobre 0 (pues a 0
reducción de emisión el costo marginal de reducción es 0). Esta línea,
permite la construcción de una curva marginal de abatimiento, que es
simple de utilizar, extrapolar e interpolar en cualquier punto.
Para mayor revisión de la visión de los agentes frente a un mercado de
emisiones, y la construcción y análisis comparativos de las curvas MAC,
se sugiere consultar [ELLE98]
2 Curvas MAC mercado eléctrico (Caso Base)
En la Figura 11 se exhiben las curvas MAC del mercado de electricidad
para todos los países integrantes del bloque EU-27. Todas las curvas
representan en el eje “X” al total de reducción de emisión [Toneladas CO2
20 Es un criterio utilizado en el modelo por la flexibilidad que permite para la construcción de curvas totales.
Memoria. Curvas MAC 78
equivalente] y en el eje “Y” a los costos marginales de abatimiento de
emisión [Euros / Ton CO2 equivalente]. De las curvas se concluyen ciertos
puntos:
• La rotulación del eje X y eje Y es distinta en las curvas de los países
• El polinomio grado 2 representa relativamente bien el comportamiento
de los costos marginales de los países. En el caso de Chipre, la
tendencia sugerida no entrega señales correctas del comportamiento de
costos.
• La interconexión de los países es palpable en el comportamiento de los
costos marginales. Se aprecian grupos de países con curvas similares
(solo cambia el totales de emisiones reducidas representadas en el eje
X).
• Existe una tendencia a saturar en un costo marginal en la medida que
las restricciones de emisión son más exigentes. El costo mayor a la cual
la saturación puede llegar (dadas las características del modelo) es a
costos marginales representativos de demanda no suministrada.
• Los países con emisiones pequeñas (Luxemburgo, Malta, Chipre) se
caracterizan por presentan líneas de tendencias con indicadores altos.
Esto pues pequeñas reducción de emisiones en magnitud son
porcentualmente altas para estos países. Así, pequeñas reducción
adquieren altos precios de mercado.
• Se aprecian modulaciones extrañas en ciertas curvas (Austria, Bélgica,
Malta). Éstas reflejan la transición entre esfuerzos de reducción con
recursos propios (mix energético) y la limitación de los mismos.
Además, en restricciones de emisión exigente obtiene un menor costo
marginal que el que puede obtener individualmente, pues sus
limitaciones del mix son soportadas por países más flexibles y
eficientes con los que esta interconectado.
Memoria. Curvas MAC 79
• Los países más industrializados y con mayor flexibilidad de mix
tecnológico (Alemania, España, UK, Italia) presentan mayores
reducciones de emisión (en valor absoluto) para un mismo costo
marginal de reducción.
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK
ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD
POL PRT ROM SVK SLV SWE
y = -15.199x2 + 68.46x
R² = 0.8503
0
20
40
60
80
100
120
140
0 2 4
y = -0.9776x2 +
33.093x
R² = 0.9231
0
50
100
150
200
250
0 5 10
y = -6.8964x2 + 44.079x
R² = 0.8465
0
20
40
60
80
100
120
0 2 4 6
y = -221.3x2 + 505.81x
R² = 0.0561
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 0.5 1 1.5
y = -0.7769x2 + 14.839x
R² = 0.8447
0
20
40
60
80
100
120
0 5 10 15
y = -0.0176x2 +
2.2319x
R² = 0.8443
0
20
40
60
80
100
120
0 50 100
y = -1.4638x2 +
20.367x
R² = 0.8441
0
20
40
60
80
100
120
0 5 10 15
y = 0.0363x2 + 1.3152x
R² = 0.868
0
20
40
60
80
100
120
140
0 20 40
y = -19.809x2 + 74.797x
R² = 0.846
0
20
40
60
80
100
120
0 1 2 3
y = -1.8697x2 + 23.036x
R² = 0.8442
0
20
40
60
80
100
120
0 5 10
y = -0.5243x2 + 15.028x
R² = 0.895
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 5 10 15
y = -0.0532x2 + 4.0101x
R² = 0.8639
0
20
40
60
80
100
120
140
0 20 40 60
y = -0.9496x2 + 16.831x
R² = 0.8557
0
20
40
60
80
100
120
140
0 5 10 15
y = -11.073x2 + 61.01x
R² = 0.8528
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0 2 4
y = -27.879x2 + 120.29x
R² = 0.8485
0
50
100
150
200
250
0 2 4
y = -0.0764x2 + 6.3539x
R² = 0.8777
0
50
100
150
200
250
0 20 40 60
y = -92.051x2 +
162.02x
R² = 0.843
0
20
40
60
80
100
120
0 0.5 1 1.5
y = -7350.8x2 +
2063x
R² = 0.8425
0
50
100
150
200
250
0 0.1 0.2 0.3
y = -92992x2 + 9980.6x
R² = 0.7949
0
50
100
150
200
250
300
350
-0.05 0 0.05 0.1
y = 148499x2 + 6731.8x
R² = 0.8141
0
50
100
150
200
250
300
350
-0.02 0 0.02 0.04
y = -1.0429x2 + 23.222x
R² = 0.889
0
50
100
150
200
250
0 5 10 15
y = -0.0666x2 + 4.3434x
R² = 0.8442
0
20
40
60
80
100
120
0 20 40 60
y = 0.9061x2 + 6.5328x
R² = 0.8682
0
20
40
60
80
100
120
140
0 5 10
y = -1.754x2 + 22.224x
R² = 0.8469
0
20
40
60
80
100
120
0 5 10
y = -11.623x2 +
57.345x
R² = 0.8442
0
20
40
60
80
100
120
0 2 4
y = -42.786x2 + 111.05x
R² = 0.8499
0
20
40
60
80
100
120
0 1 2
y = -9.4833x2 + 52.702x
R² = 0.8512
0
20
40
60
80
100
120
0 2 4 6
Figura 11: Curvas MAC asociada al mercado eléctrico
La utilidad de las curvas MAC es que de ellas se determinan las curvas de
demanda.
En la Figura 12, se presenta un gráfico comparativo de la evolución de las
curvas MAC de los países del bloque EU-27. Las curvas han sido
construidas utilizando las fórmulas representativas de las líneas de
tendencia de cada país. En la Figura 13, es la misma información pero sólo
de algunos casos puntuales de países desarrollados y otros en vía de
desarrollo.
Memoria. Curvas MAC 80
Figura 12: Comparativo de curvas MAC bloque EU-27
Figura 13: Comparativo de curvas MAC
De las figuras se infiere que aquellos más contaminantes logran mayores
reducciones de emisión para el valor de un costo marginal específico.
Resulta interesante el comportamiento que tiene España, que es el país con
mejores indicadores de reducción de emisiones (incluso mejor que
Alemania que lo duplica en el total de emisiones reales). Si consideramos
el comportamiento de UK e Italia, que al igual que España a la fecha del
análisis (2006) contaban con poca capacidad de interconexión, se puede
inferir que esta característica tiene un efecto sobre la evolución de los
costos marginales de abatimiento. A mayor interconexión los países
debiesen tender a enfrentar mayores costos marginales de reducción, pues
no solo deben trabajar en su propias reducciones sino también en las
reducciones de los países con los que esta interconectado.
3 Curvas MAC mercado Cemento (Caso Base)
La Figura 14 contiene la curva MAC que representa al mercado del
cemento para el bloque EU-27. La ecuación que representa a la línea de
tendencia es:
Memoria. Curvas MAC 81
Figura 14: Curvas MAC mercado Cemento
La evolución de las restricciones de emisión involucra un costo marginal
escalonado, es decir, un cambio en cuanto a las características de
operación de las tecnologías es suficiente para satisfacer más de un grado
de restricción de emisión.
La curva poli nómica de grado 2 (que pasa por 0) que mejor se ajusta tiene
un índice grado 2 negativo, lo cual no afecta el análisis del precio en los
rangos de emisiones de interés, pero si generarían problemas en un
análisis asociado a la extrapolación de datos hacia mayores categorías de
reducción de emisiones.
Los costos marginales asociados a las reducciones para este mercado son
menores a los de la industria eléctrica, lo que indica una mayor
flexibilidad en las tecnologías y materias primas para lograr reducciones
efectivas de emisión.
4 Curvas MAC mercado Acero-Hierro (Caso Base)
Las curvas MAC obtenida para el caso base del mercado Acero-Hierro se
insertan en la Figura 15. La ecuación que representa la línea de tendencia
es:
Memoria. Curvas MAC 82
y= -0.0681x2+8.1399x
R2=0.9353
Figura 15: Curvas MAC mercado Acero-Hierro
Al igual que en el caso del mercado del cemento la componente cuadrática
de la línea de tendencia es negativa, lo que indica que la reducción de
emisiones en un determinado punto involucraría un costo marginal
decreciente. Esto podría afectar la extrapolación de los costos marginales,
pero la información necesaria y suficiente para el análisis es representativa
con los números obtenidos.
En la evolución de la curva se observa que la evolución presenta saltos
discretos en los costos marginales. Las curvas incluyen el efecto de
actualización de tecnologías. La reducción de emisiones involucra
aumentos de costos marginales crecientes y discretos. Los costos
marginales se empinan sobre los 300 euros/Ton CO2 eq sobre 40
toneladas CO2 de reducción. Lo cual es significativamente superior a los
valores presentados en el cemento.
La Figura 16 presenta las curvas MAC de las industrias analizadas. Existe
una tendencia similar en los mercados de cemento y electricidad. Algunas
características que comparten es que son mercados orientados al consumo
interno y dependen de fuentes combustibles similares. El mercado acero-
Memoria. Curvas MAC 83
hierro presenta mayores costos marginales a mismas reducciones de
emisión, esto comparativamente con la industria eléctrica tiene sentido
pues existen diferencias en las emisiones totales de ambas industrias.
Mientras la diferencia con el mercado del cemento, ambos presentan
montos de emisiones reales similares, responde a mayores costos
asociados a actualizaciones tecnológicas, y a un mayor uso de ellas.
Adicionalmente se incluye la curva MAC del mercado, y el precio que
adquirirían los derechos de emisión para cubrir el “gap” entre emisiones y
derechos asignados. A partir de dicho precio, se observa que los mercados
de las industrias enfrentan costos marginales menores a dicho precio para
lograr el cumplimiento (de hecho presentan gap negativos, es decir, una
sobre asignación de derechos de emisión). Mientras, que la industria
eléctrica presenta costos marginales superiores al mercado para cumplir
sus obligaciones. De los intereses opuestos y complementarios de los
agentes, surge el incentivo de crear un mercado de derechos de emisiones.
Figura 16: Comparativo de curvas MAC de las industrias
Memoria. Resultados (Caso base) 84
Capítulo 8 RESULTADOS (CASO BASE)
1 Introducción
Obtenidas las curvas MAC, pueden ser construidas las curvas de
demanda. La curva de oferta se obtiene del número de derechos de
emisión asignados por los distintos países del bloque EU-27, curva
completamente inelástica a cualquier variación del precio. Con ambas
curvas se obtienen los precios óptimos.
2 Mercado Electricidad (Caso Base)
Los valores del bloque EU-27 para el año 2008 son:
Emisión mercado electricidad 2008: 1443.66 [MM Ton CO2 equivalente]
Asignación mercado electricidad 2008: 1196.66 [MM Ton CO2 equivalente]
La curva de demanda se obtiene a partir de las emisiones totales del
mercado y las curvas MAC. Así, el costo marginal de abatimiento para
una reducción de emisión determinada, representa al precio que se estaría
dispuesto a pagar para una condición de emisión normal (“Business as
usual”) menos la reducción de emisión determinada ( E 41).
E 41
En el mercado de electricidad la fórmula que define la curva de demanda
es
E 42
La curva de oferta es representada por el total de asignaciones en el
mercado (bajo el supuesto que no existirá Banking en el siguiente período
de obligaciones). La fórmula que representa la curva de oferta (E 43).
Memoria. Resultados (Caso base) 85
E 43
Así, en el mercado de electricidad la fórmula que define la curva de oferta
es:
E 44
La Figura 17 representa las curvas de oferta y demanda para el caso base.
Ambas curvas presenta sensibilidades, la de oferta simula un potencial
porcentaje de Banking y la de demanda una variación en la demanda de
producción.
Si la industria eléctrica fuera única en el mercado de emisiones, el precio
de este estará levemente sobre los 100 euros/ton CO2 equivalente. Precio
fuertemente determinado por su característica de ser una industria
deficitaria en derechos de emisión. Independiente de lo anterior, la curva
de demanda del mercado eléctrico se presenta altamente elástica, de
manera que estrategias de Banking tendrían una influencia sobre el precio.
Figura 17: Curvas oferta y demanda (industria eléctrica)
Respecto de la sensibilidad del precio al cambio de demanda de
producción para una reducción de demanda del 5% (en cada bloque de
Memoria. Resultados (Caso base) 86
simulación) el precio caería hasta los 25 euros/Ton CO2 equivalente, pues
la variación de demanda afecta principalmente a las tecnologías más
contaminantes que marginan en cada bloque.
3 Mercado Cemento (Caso Base)
En este mercado existe un excedente de asignaciones de derechos de
emisión respecto al total de emisiones emitidas. Las razones asociadas a
esta asignación excedentaria no son públicas, pero buscarían resguardar la
competitividad de la industria. La excedencia en las asignaciones también
introduce incertidumbre respecto al número de asignaciones ahorradas
por la industria en el próximo periodo de cumplimiento (Banking), por lo
que esta variable también ha sido sensibilizada.
Los valores del mercado EU-27 para el año 2008 son:
• Emisión industria 2008: 183.25 [MM Ton CO2 equivalente]
• Asignación industria 2008: 201.03 [MM Ton CO2 equivalente]
Las ecuaciones de las curvas que representan a este mercado de acuerdo a
las ecuaciones (E 41) y (E 43) son las ecuaciones (E 45) y (E 46)
respectivamente:
E 45
E 46
Memoria. Resultados (Caso base) 87
Figura 18: Curva oferta y demanda mercado cemento
De la Figura 18 se deduce que efectivamente existe una sobre asignación
de derechos de emisión. Esto indica que si estas fueran las condiciones del
mercado de emisión (como sucedió a finales de la fase I del mercado de
emisiones), los precios serían prácticamente nulos, al existir una
sobreoferta. Sin embargo, si existe un incremento del 10% de la demanda
(y por ende de la producción) debiese existir un ajuste entre asignaciones
y emisiones totales.
Tanto en el caso base como los escenarios los precios de mercados son
bajos (comparados a la industria eléctrica). Y no se aprecia una diferencia
sustantiva entre los escenarios de mayor y menor demanda. La
variabilidad de los escenarios de análisis es de app. 10 euros/ ton CO2.
4 Mercado Acero-Hierro (Caso Base)
La particularidad del modelo acero-hierro es que simula toda la industria,
a pesar que las asignaciones de los países están enfocadas principalmente
en un tipo de tecnología (BO-BOF). En la práctica significa que el modelo
(completo) presenta obtiene mayores emisiones que las emisiones totales
del mercado del año base, pero los valores medios de emisión por
Memoria. Resultados (Caso base) 88
tecnologías se encuentran ajustados a las referencias. Así, la elaboración de
la curva de demanda (principalmente de los escenarios de sensibilidad)
debe considerar una corrección asociada a las emisiones totales.
Los valores del año base asociado a emisiones totales y asignación de
derechos son [POIN09]:
• Emisión industria 2008: 135.97 [MM Ton CO2 equivalente]
• Asignación industria 2008: 179.88 [MM Ton CO2 equivalente]
Así, las curvas de oferta (E 47) y demanda (E 48) para la industria son:
E 47
E 48
Figura 19: Curva oferta y demanda mercado Acero-Hierro
Se observa en la Figura 19 que la sensibilidad de la demanda no afecta los
costos marginales de reducción de emisiones, pues la variable marginal se
encuentra en el número de producción importada. Así, al disminuir o
aumentar la demanda, solo cambia la cantidad de producción que es
Memoria. Resultados (Caso base) 89
importada, y ningún otro parámetro, por eso que el costo marginal para
todos los casos es el mismo. Solo en el escenario de una reducción de
demanda (-10%) existe una pequeña variación en las emisiones totales
pues toda la demanda se satisface con producción interna (no se realizan
importaciones).
En cuanto a las características de la curva, se observa que existe
excedencia de asignaciones sobre el 20% de la cantidad de emisiones,
indicando que este sector es protegido y subvencionado por sus países de
origen. Esto, pues una internalización de los costos de emisión en sus
costos de producción le restarían competitividad respecto a su entorno.
Entregando ventajas competitivas, principalmente aquellos países que
rodean al bloque EU-27, el cual carece actualmente de obligaciones. La
curva marginal presenta una pendiente pronunciada, lo que indica que
existiría un alto grado de elasticidad en los precios si es que emisiones y
asignaciones estuviesen más ajustadas.
En la Figura 20 y Figura 21 se presenta un cuadro comparativo de las
curvas de demanda y de asignaciones de derechos individuales y de
mercado21 respectivamente para el caso base.
Figura 20: Comparativo de curvas de demanda y asignaciones de derechos por industria
Figura 21: Curva de demanda del mercado (caso base)
21 Hay que recordar que las tres industrias representa el 85% del mercado.
Memoria. Resultados (Caso base) 90
De las figuras se infiere que la demanda de la industria eléctrica marca la
referencia del mercado. Sin embargo, la influencia de las otras industrias
(principalmente del cemento) reduce su alta elasticidad al precio.
Dadas sus características de emisiones y asignaciones de derechos de
emisión, siempre que la relaciones entre precio del derecho de emisión y
costo marginal de abatimiento lo permita, las industrias son “potenciales”
vendedoras y el sector eléctrico es “potencial” comprador de derechos en
el mercado.
Finalmente la industria del acero es poco elástico al precio, que es
representativa del alto costo de oportunidad dispuesto a pagar para
reducir emisiones porcentualmente pequeñas. Bajo este criterio de
continuar la protección a la industria nacional está debiese ser prioritaria
respecto a otras (Ej: cemento).
Memoria. Escenarios y sensibilidades 91
Capítulo 9 ESCENARIOS Y SENSIBILIDADES
Aún cuando los mercados envuelven múltiples variables y parámetros, el
análisis de sensibilidad debe ser enfocado en aquellas variables que no
pueden ser controladas por los agentes llamadas variables exógenas, que
permita prever el rango de variación de la variable de análisis (en nuestro
caso el precio del derecho de emisión). Una vez identificadas las variables
exógenas en el capítulo de conceptualización, han sido definidos los
grados de sensibilidad que se aplicarán sobre estas variables de cada
mercado (Tabla 2).
Item Variable Exogena Ámbito afectado Area Variable Modelo afectada Rango sensibilidad Nota
I Economia MundialDemanda producto y
serviciosElectricidad Demanda [-10% / +10%]
Industria Demanda [-10% / +10%] Cemento & Acero-Fierro
Capital riesgo Electricidad ---
Industria Actualizacion tecnologia [0 / 1] Cemento & Acero-Fierro
II Clima Mix produccion ElectricidadProduccion hidroelectrica
y viento[-15% / +15%] Ambos separados
Industria ---
III Precio materias primas Precio produccion Electricidad Combustibles fosiles [-15% / +15%] Solo carbon y gas
IndustriaCombustibles fosiles &
materias prima[-15% / +15%]
Acero-Fierro: Iron Ore
y Chatarra
Cemento: Clinker y
Combustible (Carbon)
IV Opcion "banking" - - - [0% / +20%] Curva oferta (mover)
V Regulacion mundial (Fuera de este análisis)
Tabla 2: Variables exógenas y su tratamiento
Una vez definidos los grados de sensibilidad se han configurado los
escenarios de precios (Tabla 3) desde un escenario “muy optimista”, a un
escenario “muy pesimistas”, desde el punto de vista del cumplimiento de
las obligaciones de emisión. Así, por ejemplo, un escenario comparativo
de bajas demanda, alta producción de energías renovables, bajos precios
de materias primas, y una opción banking baja implica un escenario “muy
optimista” para el cumplimiento de emisiones, pues existe mayor
probabilidad de que sus asignaciones de derechos de emisión cubre
mayoritariamente sus emisiones (eventualmente lo excedan).
Memoria. Escenarios y sensibilidades 92
Muy Optimista Optimista Normal Pesimista Muy Pesimista
Demanda electricidad -10% -5% Base 5% 10%
Demanda industria -10% -5% Base 5% 10%
Produccion EERR 15% 5% Base -5% -15%
Precio Materia Prima -15% -5% Base 5% 15%
Opcion Banking 0 0 5% 10% 20%
Tabla 3: Desglose de las instalaciones incluidas en las asignaciones de derechos de emisión
El escenario base, ha sido definido a partir de los casos base de los
mercados analizados. Hay que tener presente que los resultados
representan un 85% del comportamiento del precio del derecho (total de
asignaciones de derechos de emisión). El 15% remanente no tiene un
efecto en el precio, pues como se ha indicado sus asignaciones
excedentarias no es mayor al 3% al total de las emisiones totales. Es decir,
que no existiría una variación significativa en la relación oferta y
demanda.
Figura 22: Escenarios de precios de mercado
Memoria. Escenarios y sensibilidades 93
Los resultados de los escenarios de precios de mercado presentados en la
Figura 22, nos indica que el precio se mueve desde un escenario “muy
optimista”, en el que el precio tiende a 0 a un escenario “muy pesimista”
donde el precio está en torno a los 145-150 euros/tonelada CO2
equivalente.
Sin embargo podemos considerar que ambos precios son teóricos pero no
racionales. En el caso del precio “muy optimista”, un agente racional si
observa que el precio del derecho es muy bajo tenderá a influir en el precio
aumentando su disposición a hacer “banking” para el próximo periodo de
obligaciones. Luego de la experiencia en la fase I y los cambios
regulatorios implementados, las opciones de obtener precios nulos son
muy bajas.
El precio del escenario “muy pesimista” tampoco es racional, pues si los
agentes del mercado observan que el precio del derecho es alto tenderán a
disminuir su disposición al banking (en el límite de 0% banking el precio
se movería hasta los 100 euros/Ton CO2 equivalente). Adicionalmente si
los mercados internalizan estos precios de emisión a cliente final existiría
un efecto sobre la demanda o un aumento de las importaciones, pues el
aumento de los precios de emisión restarían su competitividad, así debiese
caer la demanda o la producción respectivamente en la industria. Si esta
variación lo situamos a los valores que representa el escenario “pesimista”
el precio debiese tender hacia los 75 euros/Ton CO2 equivalente. El cual
sigue siendo un precio que involucraría cierto intervencionismo.
Memoria. Conclusiones 94
Capítulo 10 CONCLUSIONES
De lo expuesto en el presente documento, se desprenden múltiples
conclusiones a ser tomadas en consideración.
• Los derechos de emisión transados en el mercado están concentrado en
pocas industrias intensivas en energía, y el mayor requerimiento de
éstos provienen del mercado eléctrico (siempre que el precio sea
inferior a su costo marginal de abatimiento). La asignación de derechos
de emisión a industrias competitivas que sean incapaces de
internalizar los costos de emisiones en el precio, debiesen soportar
obligaciones mínimas de emisión, o derechamente la protección de su
país de origen (por la pérdida de competitividad y los perjuicios
sociales asociados), a menos que existan regulaciones que les permita
actuar en igualdad de condiciones (Ej. agregar impuestos equivalentes
a los costos de emisión a las importaciones de países no EU-27)
• El precio teórico del mercado de emisiones ante variaciones realistas de
los factores exógenos fluctuaría entre 0 y 145-150 euros/toneladas CO2
equivalente. Sin embargo, dichos precios teóricos no incorporan
racionalidad en el actuar de los agentes. Considerando dicha variable,
el precio teórico del mercado fluctuaría entre “sobre 0” y 75
euros/toneladas CO2 equivalente (para las condiciones base del
modelo)22.
• Los países que poseen una operación interconectada presentan una
evolución similar de sus costos marginales de abatimiento. Sin
embargo, su alcance en reducciones efectivas de emisiones difieren por
22 Pues si consideramos el modelo con valores del año en curso (2009) donde existe un menor crecimiento económico, afectando las otras variables exógenas (demanda, precio de materias primas, etc.) los precios del caso base serían distintos.
Memoria. Conclusiones 95
las mismas características de los países (mix energético, tecnologías,
etc.), traduciéndose en distintas curvas MAC representativas.
• Los mercados de derechos de emisión, establecen un escenario win-
win para los agentes que lo integran. Pues por medio de él, se generan
condiciones de sub aditividad de costos a través de la coalición de
agentes (en este caso entre instalaciones de la EU-27). Esta sub
aditividad de costos se refleja en los agentes “potencialmente”
compradores, como un menor costos de oportunidad para cumplir sus
obligaciones (si adquiere derechos en el mercado), y para los agentes
“potencialmente” vendedores, como un vehículo para obtener
beneficios a través de la venta de derechos de emisión que pueden ser
generados a un precio menor que el precio de mercado.
Adicionalmente, éstos últimos acceden a un beneficio social al reducir
localmente sus emisiones (no desde un punto de vista de mercado),
por medio de soluciones económicamente más caras.
• Dadas las características actuales del mercado de derechos de
emisiones (ver Figura 16), las industrias aparecen como potenciales
“vendedores”, si sus costos marginales de reducción de emisiones son
menores al precio de mercado. En esto existe un efecto de la sobre
asignación de derechos de emisión por parte de los países para
proteger sus industrias (debido a su total pérdida de competitividad
ante una eventual internalización de los costos de emisión). Mientras,
la industria eléctrica se muestra como potencial “comprador” del
mercado, si sus costos marginales de reducción de emisiones son
mayores al precio de mercado. Esta condición se acentúa, pues sus
asignaciones de derechos de emisión son cada vez más restringidas
respecto a sus emisiones totales. La internalización de los costos de
emisión en estos mercados ha llevado que las tecnologías más
contaminantes pierdan competitividad siendo desplazada por las
menos contaminantes.
Memoria. Conclusiones 96
• En el análisis por países de la industria eléctrica se evidencia, que
aquellos países con concentración de su producción en una o pocas
tecnologías presentan mayores costos de reducción de emisiones, pues
su mix tecnológico les impide generar escenarios que se ajusten a
obligaciones de emisión más estrictas, siendo su única solución
inversiones en nueva tecnología o actualización de la tecnología
existente.
• Los grados de interconexión (o de exportación e importación) que
tienen los países tiene un efecto sobre los costos marginales de
abatimiento. En general, aquellos países con mayor flexibilidad de mix
tecnológico y energético, y que presente una alta tasa de interconexión
enfrentan mayores costos marginales (para una determinada reducción
de emisiones) que si actuara individualmente, pues deben absorber y
responder a las inflexibilidades y limitaciones ambientales de los
países con los cuales esta interconectado. En esta misma perspectiva,
aquellos países interconectados y con baja flexibilidad en su mix de
generación enfrenten menores costos marginales de reducción de
emisiones que los soportados individualmente. En cambio, países con
baja interconexión, es encuentra ajenos a este efecto, y todo esfuerzo
ambiental se concentra en gestiones nacionales.
• De las tres industrias analizadas, es el mercado de electricidad que
involucra menores costos marginales de reducción en el corto plazo.
Principalmente porque las materias primas asociadas a su producción
son comparativamente más baratas, y además porque su mix
energético (principal materia prima) tiene mayor flexibilidad al
cambio, lo cual permite una mayor modulación entre países.
Memoria. Bibliografía 97
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Apéndices. Parámetros formulación 102
Capítulo 1 PARÁMETROS FORMULACIÓN
: Beneficio total del mercado [Mill. euros]
: Factor de emisión [Ton CO2/Unidad producción]
q: Cantidad producida [Unidad producción (GWh – Tons]
: Función de costo (constante para q, y decreciente respecto ) [Mill. euros]
P(s): Función de precio (constante en mercados perfecto y dependiente de q en
mercados oligopólicos) [Euros/Unidad producción]
: Asignación de derechos emisiones [Mill. Ton. CO2 eq.]
: Precio internacional de los derechos emisiones [Euros/Ton CO2 eq-]
ρ: Función objetivo del bloque de países EU-27
ρpais : Restricción objetivo por país
tec: Tecnologías
pa: Países pertenecientes EU-27
p: Período [Meses del año]
s: Sub periodo [laboral/ festivo]
n: Niveles [11 bloques laboral/ 11 bloques festivo]
: Generación total por tecnología, país, período, sub período y nivel [GW]
: Horas representativas del período, sub período y nivel [Horas]
: Demanda total por país, periodo, sub periodo y nivel [GWh]
: Energía exportada por país, periodo, sub periodo y nivel [GWh]
: Energía importada por país, periodo, sub periodo y nivel [GWh]
: Consumo energía (bombeo) por país, periodo, sub periodo y nivel [GWh]
: Demanda no suministrada por país, período, sub período y nivel [GWh]
e: Emisiones en la operación normal (BAU) [Ton CO2/ GWh generado]
Apéndices. Parámetros formulación 103
red: Porcentaje de reducción de emisión [p.u.]
: Capacidad mínima de generación por tecnología (térmica) [GW]
Capacidad máxima de generación por tecnología (térmica) [GW]
: Transferencia entre países por período, sub período y nivel [GW]
: Capacidad máxima de transmisión desde entre países [GW]
: Energía (agua) almacenada por período p [GWh]
: Energía (agua) almacenada en el período anterior p-1 [GWh]
: Inyección de agua en el embalse por período [GWh]
: Factor de conversión de generación bruta a generación neta [p.u.]
: Decisión de acoplamiento del grupo térmico t por periodo y sub periodo [0/1]
: Decisión de arranque del grupo térmico t por periodo y sub periodo [0/1]
: Decisión de parada del grupo térmico t por periodo y sub periodo [0/1]
: Utilización de mineral de hierro (iron ore) por período [Ton]
: Utilización de sinterizado por período [Ton]
: Utilización de pellets por período [Ton]
: Utilización de “Direct reduction iron” por período [Ton]
: Producción total acero crudo por periodo [Ton]
: Producción total acero crudo (tecnología BOF) por período [Ton]
: Producción total acero crudo (tecnología EAF) por período [Ton]
: Produc. total acero crudo (tecnología EAF DRI) por período [Ton]
: Utilización de chatarra por período [Ton]
: Demanda de acero en el bloque EU-27 por período [Ton]
Apéndices. Parámetros formulación 104
: Importación de acero hacia el bloque EU-27 por período [Ton]
: Utilización de coque por período en el proceso BF [Ton]
: Producción de arrabio por período en el proceso BF [Ton]
: Utilización de sinterizado por período en el proceso BF [Ton]
: Utilización de pellets por período en el proceso BF [Ton]
: Chatarra reciclada por período en el proceso de acero crudo [Ton]
: Utilización de Carburo de Silicio por periodo en el proceso de arrabio [Ton]
cap: Capacidad actualizada a tecnología EAF-DRI [Ton/mes]
: Utilización de DRI por periodo en el proceso de acero crudo [Ton]
: Factor de emisión por tecnología, porcentaje de clinker utilizado y tipo de
combustible [Ton CO2 eq/Ton cemento]
: Producción de cemento por tecnología, porcentaje clinker utilizado y tipo
de combustible [Ton cemento]
: Demanda interna de cemento del bloque EU-27 [Ton]
: Producción total de cemento en los países del bloque EU-27 [Ton]
: Importación de cemento desde países no EU-27 [Ton]
: Cap. de producción de cemento por combustible actualizada a una
tecnología más eficiente [Ton/año]
: Cap. de producción de cemento por combustible actualizada desde una
tecnología menos eficiente [Ton/año]
: Cap. máxima de producción de cemento por tecnología y combustible
[Ton/año]
: Emisiones totales del mercado [Ton CO2 equiv.]
: Reducción de emisiones [Ton CO2 equiv.]
Apéndices. Parámetros formulación 105
: Costo marginal de abatimiento de emisión [Euros/Ton Co2 eq]
: Función de precio dependiente de la demanda (curva de demanda)
Apéndices. Diagrama del sistema 106
Capítulo 2 DIAGRAMA DEL SISTEMA
1 Introducción
En el anexo En el anexo son detallados los subsistemas envueltos en el
diagrama causal del sistema. Aquellos factores destacados en rojo y líneas
punteadas, son aquellos comunes entre subsistemas.
“Las relaciones causales son dibujadas por una flecha. Si el factor tiene un
efecto directo en otro factor, tú dibujas una flecha con un arco (obligatorio)
sobre el segundo factor. Lo que es importante entonces, es decidir si el
efecto es negativo o positivo”. [VELT07]
Relación causal positiva (+): Si el factor A aumenta entonces el factor B
aumenta.
Relación causal negativa (-): Cuando el factor A aumenta entonces el factor
B disminuye.
Figura A 1: Diagrama causal de los subsistemas del mercado de derechos de emisión
Apéndices. Diagrama del sistema 107
2 Oferta derechos de emisión
Figura A 2 Diagrama causal del subsistema “Oferta Derechos de Emisión”
El número total de derechos de emisión depende de múltiples factores.
Inicialmente depende del número total de derechos asignados
efectivamente por los gobiernos con obligaciones. Este número depende
de la obligación internacional (Kioto), del CAP de asignaciones que defina
cada país, del porcentaje de reserva definido para nuevos entrantes, de los
nuevos entrantes con obligaciones que se establecen en el período y del
número de países con obligaciones de reducción. Este último punto
depende de cómo se establezca la regulación mundial en materia de
derechos de emisión.
Por otra parte, tiene una influencia respecto a la conducta compradora que
exista en el mercado. La existencia de compras voluntarias y especulativas
disminuyen el número de derechos de asignación disponible en el
mercado. Adicionalmente hay que considerar el precio del derecho que
Apéndices. Diagrama del sistema 108
puede incrementar la actividad compradora de este, siempre que exista
una necesidad de compra (gap emisiones/cap). Finalmente, en el caso de
los CERs y ERUs, se acopla la situación de los países, pues estos también
pueden intervenir en el mercado con la compra de este tipo de derechos
para satisfacer sus obligaciones.
En el caso particular de los EUAs, la utilización de “banking”, el aumento
en el porcentaje de D° no utilizado en un periodo de obligación disminuye
el número de EUAs disponibles, mientras el “borrowing” lo incrementa.
Aún cuando éste no tenga un gran efecto, pues generalmente se utiliza
este mecanismo para obtener el cumplimiento, más que venderlo en el
mercado. De todas formas, en una eventual construcción de curvas de
oferta y demanda es relevante.
En el caso de los CERs y ERUs su oferta dependerá de las inversiones que
se realicen para la obtención de estos derechos, los tiempos
administrativos que estos tomen y el límite de utilización de estos
derechos para cumplir con las obligaciones.
La total de EUAs, CERs y ERUS disponibles en el mercado, definen el total
de derechos disponibles en el mercado. Para la determinación del precio,
es la oferta del mercado
Apéndices. Diagrama del sistema 109
3 Emisiones CO2
Figura A 3 Diagrama causal del subsistema “Emisiones CO2”
Las estimaciones de las obligaciones de CO2, requieren de un análisis en
los sectores productivos de los países con obligaciones. En principio existe
una relación entre el clima de la economía mundial. Si este es favorable
existen mayores condiciones para el crecimiento económico. Este mayor
crecimiento económico tiene un efecto positivo sobre: demanda eléctrica,
capital de riesgo, utilización de transporte público, compra vehículos,
demanda productos y servicios.
La mayor demanda eléctrica, obliga a una mayor inversión en generación,
sin embarga si existe un mayor apoyo regulatorio a la eficiencia
energética, esta inversión debiese ser menor. La inversión puede ser fósil o
EERR, pero, con mayor apoyo regulatorio existe una mayor inversión en
EERR, pero mayor inversión en EERR implica una mayor inversión en
fósiles, pues estas necesitan de respaldo en materia de seguridad de
suministro (su generación no es controlable). Si existe mayor inversión,
Apéndices. Diagrama del sistema 110
existe mayor disponibilidad para generar con esas tecnologías. En el caso
EERR, eso depende de las condiciones climatológicas (cuando hablamos
de matrices energéticas con una fuerte componente en centrales eólicas,
hidráulicas y solares). En el caso de las fósiles, depende del precio de los
combustibles. Finalmente, la mayor menor generación con combustibles
fósiles aumenta la quema de combustible fósiles que incide en el aumento
de emisiones.
Respecto del capital de riesgo, su aumento incide en la inversión de
tecnologías verdes: generación EERR, transportes limpios
(biocombustibles, eléctricos), inversión en proyectos MDL y JI, y en I+D+I
de tecnologías no contaminantes. Todos tienen una incidencia directa o
indirectamente sobre la disminución de las fuentes de emisión de CO2.
La utilización del transporte público, tiene un tratamiento similar al de la
generación eléctrica. Un mayor crecimiento económico incide sobre la
mayor compra de vehículos y mayor utilización de transporte (aviones,
trenes, buses, etc.). A su vez, la mayor compra de vehículos disminuye la
utilización de medios de transportes, pues utilizan un medio propio para
movilizarse. Medio de transportes propios o no, requieren de una
inversión en medios de transportes fósiles o limpios (este último
dependiendo del apoyo de la regulación, y de los capitales de riesgos que
existan). Finalmente, la mayor o menor utilización de estos medios de
transportes inciden sobre la mayor o menor emisión de CO2.
Finalmente la mayor demanda de productos y servicios, inciden en una
mayor producción de las industrias y sectores difusos. La cual afecta el
consumo de combustible que aumenta las emisiones de CO2. Por cierto, se
pueden aplicar tecnologías no contaminantes, pero esta tiene un efecto
sobre la emisión, y no sobre el consumo de combustible. Sin embargo, la
mayor demanda de producto aumenta los precios de éstos (también se
pueden ver aumentados por el precio de las materias primas, y los precios
Apéndices. Diagrama del sistema 111
de combustibles) restando competitividad de los productos aumentando
la importación de estos.
Independientemente existen efectos aislados sobre las emisiones, como un
mayor estándar en los combustibles utilizados, apoyados por una
regulación ad-hoc. También, se debe considerar una mayor inversión en
áreas verdes.
4 Cap (limite) emisión
Figura A 4 Diagrama causal del subsistema “Cap (limite) emisión”
El tercer subsistema define la relación para la determinación del cap
(limite) que deben cumplir los países con obligaciones y los indicadores de
performance que se pueden establecer para la definición del precio.
La magnitud del cap es definida por emisiones del año base (1990) y los
porcentajes de reducción de emisiones definidos mundialmente. Este
último aspecto depende de la regulación mundial que se establezca en la
materia.
Conociendo las emisiones totales y el cap de la obligación se puede
estimar cual es el monto de “emisiones a cubrir”. Ante la necesidad de
Apéndices. 112
cubrir la obligación, se necesita comprar más derechos de emisión (EUAs,
CERs y ERUs) para tener mayor derecho de emisión, o invertir en fuentes
de absorción vegetal e incrementar la aplicación de tecnologías no
contaminantes para reducir las emisiones.
Respecto del precio, si este está bajo aumenta la compra de derechos (si
existe la necesidad por comprar derechos), mientras que si esta alto no
solo desincentiva la compra de derechos, sino que también disminuye las
emisiones de CO2, pues las tecnologías más contaminantes perciben un
mayor costo en su producción, haciéndolas menos competitivas,
disminuyendo así su producción.
Capítulo 4 CÓDIGO GAMS MODELO
ELÉCTRICO
1 Introducción
El código de electricidad representa lo indicado en los capítulos anteriores
“modelo” y “modelo GAMS” asociados a este mercado. Así, cualquier
detalle que no resulte claro en los códigos puede ser revisado desde lo
descrito en los capítulos anteriores. La estructura del modelo se subdivide
en tres estructuras de códigos: Datos de entrada, modelo y códigos de
salida. Los códigos de entrada están representados por las matrices de
datos que alimentan el modelo. El modelo es la estructura que recibe y
procesa los datos de entada y entrega los datos de salida. Los códigos de
salida permiten la configuración de los datos de salida del modelo. En el
presente estudio, solo se presenta los datos de entrada y el modelo. Las
salidas han sido representadas por los gráficos de resultado y
sensibilidades.
Han incluido en los códigos algunas referencias entre líneas que permitan
simplificar la interpretación de los éstos.
El mismo procedimiento ha sido incorporado en los Apéndices 5 y 6 para
el mercado del acero y el cemento respectivamente.
2 Código Modelo
$Title Modelo MAC $ontext Modelo para la obtención de las curvas marginales de Costos (MAC) para la estimación de precios de EUAs $offtext * Declaración de índices o conjuntos
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
SETS
p Periodos /p1 * p12/ s Sub periodos /lab, fes/ n Niveles /n1 * n11/ g Generadores pa Países cs Casos cssis Casos sistemas /1/ cs_sens Casos sensibilidad p_afec Parámetros afectados * Declaración de subconjuntos dinámicos asociados a los generadores t(g) Generadores térmicos tsc(g) Generadores térmicos sensibilizados carbón tsg(g) Generadores térmicos sensibilizados gas tn(g) Generadores térmicos no sensibilizados h(g) Generadores hidráulicos hr(g) Generadores reservoir hf(g) Generadores fluyentes bom(g) Generadores Bombeo ren(g Generadores renovables * Declaración de subconjuntos dinámicos asociados a los países IBER(pa) Subsistema Iberia ITALY(pa) Subsistema Italia UCTE(pa) Subsistema EU Central CENTREL(pa) Subsistema EU West NORDEL(pa) Subsistema Nord Pool ATSOI(pa) Subsistema Ingles BALTSO(pa) Subsistema Báltico RO_BU(pa) Subsistema Romania Bulgaria y Grecia CHIPRE(pa) Subsistema Chipre MALTA(pa) Subsistema Malta sisf(pa) Unión sistemas ; * Se definen nuevos nombres a aquellas variables que pueden confundirse en la programación ALIAS (S,SS); ALIAS (N,NN); ALIAS (pa,ppaa); * Declaración de datos de entrada al modelo * Declaración de parámetros PARAMETERS
alfa(g) Consumo variable de combustible del generador g [MTh por GWh] beta(g) Consumo fijo de combustible del generador g [MTh por h]
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
gamma(g) Consumo de combustible del generador g en el arranque [MTh] em(g) Factor emisiones [Ton CO2 eq por GWh] k(g,pa) Factor de conversión de potencia bruta a neta del generador g [p.u.] rend(g) Rendimiento del ciclo turbinación-bombeo del generador g [p.u.] o(g) Costo variable operación y manten. del generador g [kEuros por GWh] BAU(pa) Nivel de emisiones "Business as usual" año base [Mill Ton CO2] memisiones(pa) Menor emisión de CO2 [Mill Ton Co2] mfobj (pa) Mayor costo por reducción [Mill Euros] mfobjpa(pa) Mayor costo por reducción chequeo [Mill Euros] e_imp(pa) Total energía importación [GWh] e_exp(pa) Total energía exportación [GWh] rcs(cs) Nivel de reducción según caso [pu] qmax(g,pa) Potencia máxima bruta del generador g [GW] qmin(g,pa) Potencia mínima bruta del generador g [GW] bmax(g,pa) Potencia máxima bruta de bombeo del generador g [GW] wmax(g,pa) Nivel máximo de reserva del embalse del generador g [GWh] wmin(g,pa) Nivel mínimo de reserva del embalse del generador g [GWh] w0(g,pa) Nivel inicial de reserva del embalse del generador g [GWh] disp(g,pa) Disponibilidad anual del generador [pu] f(p,g,pa) Costos del combustible consumido por el generador g [kEuros por MTh] i(p,g,pa) Aportaciones recibidas del embalse generador g en el periodo p [GWh] wind(pa) Componente de viento por país. Dato [GWh] d(p,s,n,pa) Demanda de generación por país, nivel n, sub periodo s, periodo p [GW] a(p,s,n,pa) Duración del nivel n sub periodo s periodo p [h] cap_impl(pa,ppaa) Capacidad máxima de transmisión de importación [GW] ss_esc(cs_sens,p_afec) Escenarios sensibilidad [pu] reporte(*,*,*,*) Recepción las salidas de las variables seleccionadas f_imp(p,s,n,pa) Flujo importado por país [GW] ; * Declaración de escalares SCALARS e Horas equivalentes mínimas que debe funcionar un generador para el cobro de la GSLP [h] BAUO Nivel BAU inicial [Millones Ton CO2 eq] red Nivel de reducción [porcentaje] aux_dem Auxiliar economía mundial (demanda) [pu] aux_qer Auxiliar clima (EERR)[pu] aux_coal Auxiliar precio combustible (carbón)[pu] aux_gas Auxiliar precio combustible (gas)[pu]; * Declaración de variables libres VARIABLES fobjfinal Valor de la función objetivo final [Mill Euros] fobj(pa) Valor de la función objetivo parcial [Mill Euros] fobjpa(pa) Valor función objetivo por país [Mill Euros] chequeo ; * Declaración de variables positivas POSITIVE VARIABLES dns(p,s,n,pa) Demanda no suministrada [GW] ens(pa) Energía no suministrada [GWh] w(p,g,pa) Energía almacenada en el embalse del generador g al final de p [GWh] q(p,s,n,g,pa) Potencia neta entregada por el generador g [GW] b(p,s,n,g,pa) Potencia bruta consumida por el generador g como bomba [GW]
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
flux_imp_l(p,s,n,pa,ppaa) Total flujo por la línea entre países [GW] generat(t,pa) Total energía generada térmica [GWh] generah(g,pa) Total energía generada hydro [GWh] generaren(ren,pa) Total energía generada renovable [GWh] generab(g,pa) Total energía bombeada [GWh] demele(pa) Total energía demandada [GWh] emisiones(pa) Total emisiones sistema [Mill Ton CO2] ; * Declaración de variables binarias BINARY VARIABLES u(p,s,g,pa) Decisión de acoplamiento del generador g [binaria] y(p,s,g,pa) Decisión de arranque del generador g [binaria] z(p,s,g,pa) Decisión de parada del generador g [binaria] ; * Leemos los datos del fichero de datos $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Electricidad\Sistema_final_sens\MMP_DATOS_SISTEMA.INC ; * Declaración de ecuaciones EQUATIONS E_FOBJ_2 Función objetivo conjunto de países (Mill Euros] E_FOBJ(pa) Función objetivo por país [Mill Euros] E_DMND(p,s,n,pa) Cobertura de la demanda [GWh] E_QMAXT(p,s,n,g,pa) Potencia máxima de grupo térmico [GW] E_QMINT(p,s,n,g,pa) Potencia mínima de grupo térmico [GW] E_ACOP1(p,g,pa) Lógica de arranques y paradas de grupo térmico entre sub periodos de un mismo periodo [Binario] E_ACOP2(p,g,pa) Lógica de arranques y paradas de grupo térmico entre subperiodos de periodos consecutivos [Binario] E_RSRVH(p,g,pa) Evolución de las reservas g [GWh] E_GSLP(g,pa) Restricción de horas equivalentes a plena carga [GWh] E_FLUY(p,s,n,g,pa) Restricción de potencia fluyente [GW] E_EMIS(pa) Restricción emisiones totales [Mill Ton CO2] E_FLUX_IMP_MAX(p,s,n,pa,ppaa) Restricción flujos de interconexión importación [GWh] ; * Formulación de las ecuaciones *Ecuacion objetivo global E_FOBJ_2.. fobjfinal =E= Sum[sisf,fobj(sisf)]; *Ecuacion objetivo parcial (por paises) E_FOBJ(pa)$sisf(pa) .. fobj(pa) =E= (SUM[tn, SUM[(p,s), f(p,tn,pa) * [gamma(tn) * y(p,s,tn,pa) + SUM[n, a(p,s,n,pa) * [beta(tn) * u(p,s,tn,pa) + alfa(tn) * q(p,s,n,tn,pa) / k(tn,pa)]]] + o(tn) * SUM[n, a(p,s,n,pa) *q(p,s,n,tn,pa)/k(tn,pa)]]]+ SUM[tsc, SUM[(p,s), f(p,tsc,pa)*(1+aux_coal)* [gamma(tsc) * y(p,s,tsc,pa) + SUM[n, a(p,s,n,pa) * [beta(tsc) * u(p,s,tsc,pa) + alfa(tsc) * q(p,s,n,tsc,pa) / k(tsc,pa)]]] + o(tsc) * SUM[n, a(p,s,n,pa) *q(p,s,n,tsc,pa)/k(tsc,pa)]]]+ SUM[tsg, SUM[(p,s), f(p,tsg,pa)*(1+aux_gas)* [gamma(tsg) * y(p,s,tsg,pa) + SUM[n, a(p,s,n,pa) * [beta(tsg) * u(p,s,tsg,pa) + alfa(tsg) * q(p,s,n,tsg,pa) / k(tsg,pa)]]] + o(tsg) * SUM[n, a(p,s,n,pa) *q(p,s,n,tsg,pa)/k(tsg,pa)]]])/1000 +
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
180*Sum[(p,s,n),a(p,s,n,pa)*dns(p,s,n,pa)]/1000; * Restriccion Demanda por pais E_DMND(p,s,n,pa)$sisf(pa).. a(p,s,n,pa) * [SUM[t, q(p,s,n,t,pa)] + SUM[h, q(p,s,n,h,pa)] + SUM[ren, q(p,s,n,ren,pa)]]=E= a(p,s,n,pa) * [d(p,s,n,pa)*(1+aux_dem)- Sum[sisf, flux_imp_l(p,s,n,sisf,pa)]+ Sum[sisf,flux_imp_l(p,s,n,pa,sisf)]- dns(p,s,n,pa)+Sum[bom,b(p,s,n,bom,pa)]]-wind(pa)*a(p,s,n,pa)*1000*(1+aux_qer)/8760; * Restriccion de capacidad maxima por pais y tecnología generación E_QMAXT(p,s,n,t,pa) $ [[d(p,s,n,pa)]and [sisf(pa)]] .. q(p,s,n,t,pa) =L= u(p,s,t,pa) * k(t,pa) * qmax(t,pa); * Restriccion de capacidad mínima por país y tecnología generación E_QMINT(p,s,n,t,pa) $ [[d(p,s,n,pa)] and [sisf(pa)]].. q(p,s,n,t,pa) =G= u(p,s,t,pa) * k(t,pa) * qmin(t,pa); * Restriccion de capacidad de transmisión entre países E_FLUX_IMP_MAX(p,s,n,pa,ppaa)$[sisf(pa)and sisf(ppaa)].. flux_imp_l(p,s,n,pa,ppaa)=L= cap_impl(pa,ppaa); * Ecuación de acoplamiento centrales térmicas en días laborales E_ACOP1(p,t,pa)$ sisf(pa) .. u(p,'fes',t,pa) =E= u(p,'lab',t,pa) + y(p,'fes',t,pa) - z(p,'fes',t,pa); * Ecuacion de acoplamiento centrales térmicas en días festivos E_ACOP2(p,t,pa) $ [ORD(p) > 1 and sisf(pa)] .. u(p,'lab',t,pa) =E= u(p-1,'fes',t,pa) + y(p,'lab',t,pa) - z(p,'lab',t,pa); * Restricción generación regulable E_RSRVH(p,hr,pa)$ sisf(pa).. w(p,hr,pa) + SUM[(s,n), a(p,s,n,pa) * [q(p,s,n,hr,pa)/k(hr,pa) - rend('BOMBEO') * b(p,s,n,'BOMBEO',pa)]] =E= w(p-1,hr,pa)$ [ORD(p) > 1] + w0(hr,pa)$ [ORD(p) = 1] + i(p,hr,pa)*(1+aux_qer); * Restricción de máxima generación de energía E_GSLP(g,pa)$ [NOT [hf(g)] and sisf(pa)] .. SUM[(p,s,n), a(p,s,n,pa) * q(p,s,n,g,pa)] =L= e * k(g,pa) * qmax(g,pa)* disp(g,pa); * Restriccion de generación hidroeléctrica fluyente E_FLUY(p,s,n,hf,pa)$ sisf(pa).. q(p,s,n,hf,pa) =E= i(p,hf,pa)*(1+aux_qer)/SUM[(ss, nn), a(p,ss,nn,pa)]; * Restricción de emisiones E_EMIS(pa)$[sisf(pa)].. Sum[g, em(g)*SUM[(p,s,n), a(p,s,n,pa) *q(p,s,n,g,pa)/k(g,pa)]]/1000000=E= BAU(pa)*(1-red); * Especificación de las ecuaciones que forman el modelo * Mismas ecuaciones, pero en caso BAU no se considera restricción de emisión MODEL MMP
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
/ E_FOBJ_2 E_FOBJ E_DMND E_QMAXT E_QMINT E_FLUX_IMP_MAX E_ACOP1 E_ACOP2 E_RSRVH E_GSLP E_FLUY E_EMIS /; MODEL SMMP / E_FOBJ_2 E_FOBJ E_DMND E_QMAXT E_QMINT E_FLUX_IMP_MAX E_ACOP1 E_ACOP2 E_RSRVH E_GSLP E_FLUY *E_EMIS /; *Configuración de simulación por bloque de países *Actual estado analiza todos los países a la vez (ver set cssis) Loop(cssis$[ord(cssis)<11], if(ord(cssis)=11, sisf(pa)=IBER(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=2), sisf(pa)=ITALY(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=3), sisf(pa)=UCTE(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=4), sisf(pa)=CENTREL(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=5), sisf(pa)=RO_BU(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=6), sisf(pa)=NORDEL(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=7), sisf(pa)=ATSOI(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=8),
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
sisf(pa)=BALTSO(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=9), sisf(pa)=MALTA(pa); display sisf; elseif (ord(cssis)=10), sisf(pa)=CHIPRE(pa); display sisf; else sisf(pa)=CHIPRE(pa)+MALTA(pa)+BALTSO(pa)+ATSOI(pa)+NORDEL(pa)+RO_BU(pa)+CENTREL(pa)+UCTE(pa)+ITALY(pa)+IBER(pa); display sisf; ); ** * Opciones de ejecución: * Selección del optimizador para resolución con variables binarias *OPTION MIP = BDMLP; OPTION MIP = CPLEX; * Selección del optimizador para resolución con variables binarias relajadas OPTION RMIP = CPLEX; *Tolerancia para la convergencia de la optimización con variables binarias OPTION OPTCR = 0.0001; * Número máximo de iteraciones que se le permite hacer al optimizador OPTION ITERLIM = 500000; OPTION DECIMALS = 2; OPTION SOLPRINT=Off; * Se definen las variables asociadas a los escenarios de sensibilidad *Loop(cs_sens$[ORD(cs_sens)< (card(cs)+1)], Loop(cs_sens$[ORD(cs_sens)> 17], aux_dem=ss_esc(cs_sens,'dem'); aux_qer=ss_esc(cs_sens,'q_eerr'); aux_coal=ss_esc(cs_sens,'coal'); aux_gas=ss_esc(cs_sens,'gas'); * se setean las variables y parametrors $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Electricidad\Sistema_final_sens\MMP_Seteo.INC * Se definen los escenarios de emisiones Loop(cs$[ORD(cs) < (card(cs)+1)], red=rcs(cs); * Resolvemos el problema If(Ord(cs)=1, Solve SMMP USING MIP MINIMIZING fobjfinal;
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
Else
Solve MMP USING MIP MINIMIZING fobjfinal; ); * Siguientes codigos ordenan los resultados. $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Electricidad\Sistema_final_sens\MMP_Gen_Report.INC ); ); ); * Se definen algunas salidas display reporte; display flux_imp_l.l; display generab.l; display generat.l; display reporte; display emisiones.l; display generaren.l; display chequeo.l; $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Electricidad\Sistema_final_sens\MMP_RES_PAIS.INC ;
3 Código Datos de Entrada
SETS g Generadores / NUCLEAR CRBN CCGT FUELOIL GAS REGULABLE FLUYENTE BOMBEO RENOV / t(g) Generadores Térmicos / NUCLEAR CRBN FUELOIL CCGT GAS / h(g) Generadores Hidráulico
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
/ REGULABLE FLUYENTE / hr(g) Generadores Fluyente / REGULABLE / hf(g) Generadores Fluyente / FLUYENTE / bom(g) Generadores Bombeo / BOMBEO / ren(g) Generadores Renovables / RENOV / tsc(g) Generadores Term Sensib / CRBN / tsg(g) Generadores Term Sensib / CCGT GAS / tn(g) Generadores Term No Sensib / NUCLEAR FUELOIL / cs Casos / base red2 red4 red6 red8 red10 red12 red15 red18
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
red20 red22 red25 / pa Paises / AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE / cs_sens Casos sensibilidades / base dup_5pc dup_10pc ddn_5pc ddn_10pc qup_5pc qup_15pc qdn_5pc qdn_15pc cup_5pc cup_15pc cdn_5pc cdn_15pc gup_5pc gup_15pc gdn_5pc gdn_15pc mopt opt mpes pes /
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
p_afec Parámetros afectados / dem q_eerr coal gas / IBER(pa) Sistema Ibérico / ESP PRT / ITALY(pa) Sistema Italia / ITA / UCTE(pa) Sistema EU central / BEL DEU FRA SVN LUX NLD AUT / CENTREL(pa) Sistema EU West / CZE POL HUN SVK / RO_BU(pa) Romania Bulgaria Grecia / ROM BGR GRC / NORDEL(pa) Sistema Nord Pool / DNK FIN SWE / ATSOI(pa) Sistema Ingles / UK
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
IRL / BALTSO(pa) Sistema Báltico / EST LVA LTU / MALTA(pa) Malta / MLT / CHIPRE(pa) Chipre / CYR / SCALARS Horas equivalentes mínimas que debe funcionar un generador para el cobro de la GSLP [h] e / 8760 / BAUO Nivel de emisiones "Busines s as usual" año base [Mill Ton CO2 eq] / 1000000 / red Nivel de reducción [porcent aje] / 0 / PARAMETERS alfa(g) Consumo variable de combustible del generad or g [MTh por GWh] / NUCLEAR 1 CRBN 2.3 CCGT 1.3 FUELOIL 2.1 GAS 2 / beta(g) Consumo fijo de combustible del generador g [MTh por h] / NUCLEAR 0 CRBN 0.05
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
CCGT 0.09 FUELOIL 0.08 GAS 0.09 / gamma(g) Consumo de combustible del generador g en el arranque [MTh] / NUCLEAR 0 CRBN 2 CCGT 1.1 FUELOIL 0.7 GAS 1.1 / o(g) Coste variable de operación y mantenimiento de l generador g [kEuros por GWh] / NUCLEAR 7.2 CRBN 4 CCGT 3 FUELOIL 5.2 GAS 3.2 / rend(g) Rendimiento del ciclo turbinación-bombeo de l generador g [pu] / BOMBEO 0.7 / em(g) Factor de emisiones plantas generación [Ton CO2 equivalente por GWh] / NUCLEAR 13 CRBN 1070 CCGT 405 FUELOIL 800 GAS 515 REGULABLE 0 FLUYENTE 0 BOMBEO 0 RENOV 0 / rcs(cs) Nivel de reducción según casos / base 0 red2 0.02 red4 0.04 red6 0.06 red8 0.08 red10 0.1 red12 0.12
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico
red15 0.15 red18 0.18 red20 0.2 red22 0.22 red25 0.25 / wind(pa) Componente Viento [Gwh] / AUT 1.722 BEL 0.363 BGR 0.02 CYR 0 CZE 0.049 DEU 30.71 DNK 6.108 ESP 23.297 EST 0.076 FIN 0.156 FRA 2.189 UK 4.225 GRC 1.699 HUN 0.043 IRL 1.622 ITA 2.971 LTU 0.014 LUX 0.058 LVA 0.046 MLT 0 NLD 2.733 POL 0.256 PRT 2.925
ROM 0.001 SVK 0.006 SVN 0 SWE 0.987 / TABLE ip(p,g,pa) Aportaciones recibidas por el embalse del generador g en el periodo p [GWh]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
P1.REGULABLE 4965.1 180.8 600.3 0.0 416.1 3532.5 0.0 3905.3 0.0 1523.4 8160.0 1142.8 4965.1 180.8
P2.REGULABLE 3957.4 137.8 477.7 0.0 329.0 2802.0 0.0 3093.1 0.0 1213.6 6502.7 904.1 3957.4 137.8
P3.REGULABLE 4209.4 148.2 508.4 0.0 350.8 2984.5 0.0 3232.4 0.0 1291.0 6917.0 963.8 4209.4 148.2
P4.REGULABLE 3201.4 104.8 385.9 0.0 263.6 2254.1 0.0 2495.3 0.0 981.4 5259.8 725.1 3201.4 104.8
P5.REGULABLE 2445.7 72.2 294.0 0.0 198.3 1706.2 0.0 1942.4 0.0 749.0 4016.8 546.1 2445.7 72.2
P6.REGULABLE 1816.1 45.1 217.4 0.0 143.8 1249.7 0.0 1451.7 0.0 555.5 2981.1 397.0 1816.1 45.1
P7.REGULABLE 1186.1 17.5 140.8 0.0 89.3 792.9 0.0 961.0 0.0 361.8 1945.2 247.8 1186.1 17.5
P8.REGULABLE 1186.1 17.5 140.8 0.0 89.3 792.9 0.0 886.0 0.0 361.8 1945.2 247.8 1186.1 17.5
P9.REGULABLE 3201.4 104.8 385.9 0.0 263.6 2254.1 0.0 2405.3 0.0 981.4 5259.8 725.1 3201.4 104.8
P10.REGULABLE 3453.4 115.2 416.5 0.0 285.4 2436.6 0.0 2604.6 0.0 1058.8 5674.0 784.8 3453.4 115.2
P11.REGULABLE 3201.4 104.8 385.9 0.0 263.6 2254.1 0.0 2495.3 0.0 981.4 5259.8 725.1 3201.4 104.8
P12.REGULABLE 3957.4 137.8 477.7 0.0 329.0 2802.0 0.0 3093.1 0.0 1213.6 6502.7 904.1 3957.4 137.8
P1.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 3.1 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P2.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 2.4 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P3.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 2.7 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P4.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 2.0 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P5.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 1.6 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P6.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 1.2 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P7.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 0.8 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 129
P8.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 0.8 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P9.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 2.0 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P10.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 2.2 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P11.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 2.0 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
P12.FLUYENTE 73.6 36.8 12.3 0.0 19.6 120.2 2.4 105.5 1.1 18.4 126.3 11.0 73.6 36.8
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
P1.REGULABLE 858.8 23.6 143.0 5660.9 126.6 119.8 358.5 0.0 14.2 386.8 1490.8 2438.2 606.1
P2.REGULABLE 685.6 18.7 114.0 4499.2 93.5 95.6 286.3 0.0 11.3 306.1 1196.0 1945.9 483.8
P3.REGULABLE 729.0 19.9 121.2 4789.5 102.0 101.0 304.4 0.0 12.1 326.2 1269.6 2069.0 514.5
P4.REGULABLE 555.7 14.9 92.1 3627.7 68.9 77.4 232.1 0.0 9.2 245.4 974.7 1576.7 392.2
P5.REGULABLE 425.8 11.2 70.3 2756.3 44.3 58.6 178.0 0.0 7.1 184.8 753.5 1207.5 300.4
P6.REGULABLE 317.6 8.0 52.1 2030.1 23.4 43.9 132.9 0.0 5.4 134.3 569.2 899.9 224.0
P7.REGULABLE 209.2 4.9 33.9 1304.0 2.8 28.4 87.7 0.0 3.5 83.7 384.9 592.2 147.5
P8.REGULABLE 209.2 4.9 33.9 1304.0 2.8 28.4 87.7 0.0 3.5 83.7 384.9 592.2 147.5
P9.REGULABLE 555.7 14.9 92.1 3627.7 68.9 77.4 232.1 0.0 9.2 245.4 974.7 1576.7 392.2
P10.REGULABLE 599.0 16.1 99.3 3918.1 76.9 83.5 250.2 0.0 9.9 265.5 1048.4 1699.8 422.8
P11.REGULABLE 555.7 14.9 92.1 3627.7 68.9 77.4 232.1 0.0 9.2 245.4 974.7 1576.7 392.2
P12.REGULABLE 685.6 18.7 114.0 4499.2 93.5 95.6 286.3 0.0 11.3 306.1 1196.0 1945.9 483.8
P1.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P2.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P3.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P4.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P5.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P6.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P7.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P8.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 130
P9.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P10.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P11.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
P12.FLUYENTE 7.4 1.2 2.5 148.4 2.5 2.5 2.5 0.0 0.0 17.2 20.8 19.6 4.9
TABLE dp(p,s,n,pa) Demanda de generación en ré gimen ordinario en el nivel n subperiodo s periodo p [GW]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
p1.fes.n1 10.67 12.6 6.98 0.68 10.19 80.93 5.76 41.23 1.51 14.31 83.79 59.93 9.44 5.86
p1.fes.n2 10.22 12.11 6.66 0.63 9.86 77.5 5.38 38.57 1.37 13.48 78.9 56.87 8.8 5.72
p1.fes.n3 9.83 11.8 6.37 0.6 9.6 75.07 4.97 37.02 1.24 12.62 75.79 53.83 8.39 5.61
p1.fes.n4 9.55 11.53 6.1 0.58 9.38 73.42 4.77 35.64 1.17 11.92 73.83 51.69 8.02 5.47
p1.fes.n5 9.31 11.32 5.91 0.55 9.2 71.94 4.58 34.11 1.13 11.55 72.18 49.91 7.61 5.33
p1.fes.n6 9.07 11.1 5.77 0.52 9.06 69.83 4.41 32.66 1.08 11.2 70.46 48.25 7.19 5.18
p1.fes.n7 8.8 10.8 5.62 0.49 8.82 67.31 4.16 31.23 1.04 10.95 68.88 46.72 6.75 4.98
p1.fes.n8 8.5 10.46 5.36 0.46 8.52 65.04 3.88 29.52 0.98 10.77 67.27 45.15 6.36 4.78
p1.fes.n9 8.07 10.06 5.07 0.44 8.21 62.08 3.64 27.35 0.92 10.58 64.97 43.58 6.05 4.56
p1.fes.n10 7.54 9.44 4.62 0.41 7.69 57.49 3.45 25.3 0.87 10.35 62.12 41.52 5.69 4.28
p1.fes.n11 6.95 8.53 4.07 0.37 6.99 50.32 3.28 22.58 0.83 10.09 59.55 37.84 5.19 3.9
p1.lab.n1 12.41 14.22 7.52 0.73 11.69 95.22 6.88 47.7 1.65 14.71 91.49 67.35 10.18 6.66
p1.lab.n2 12.08 13.78 7.1 0.7 11.44 92.93 6.66 45.47 1.54 13.81 88.09 64.44 9.74 6.48
p1.lab.n3 11.88 13.53 6.76 0.68 11.22 91.35 6.53 44.09 1.41 13.03 86.05 62.11 9.44 6.35
p1.lab.n4 11.67 13.36 6.53 0.66 11.04 90.02 6.38 42.92 1.34 12.72 84.29 60.99 9.18 6.25
p1.lab.n5 11.4 13.18 6.39 0.64 10.83 88.14 6.19 41.82 1.31 12.54 82.37 59.81 8.88 6.16
p1.lab.n6 11.06 13 6.23 0.61 10.56 85.53 5.85 40.72 1.28 12.4 80.12 58.07 8.47 6.04
p1.lab.n7 10.63 12.7 6.03 0.57 10.3 82.03 5.37 39.07 1.23 12.23 78.14 54.24 7.93 5.88
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 131
p1.lab.n8 10.05 12.15 5.77 0.51 9.98 77.5 4.73 36.11 1.13 11.97 75.75 50.2 7.15 5.52
p1.lab.n9 9.4 11.48 5.45 0.46 9.61 73.04 4.2 32.62 1.02 11.48 72.55 47.99 6.44 5.06
p1.lab.n10 8.72 10.85 5 0.43 9.07 68.43 3.92 30.04 0.92 10.87 68.43 45.91 6.04 4.69
p1.lab.n11 7.8 9.57 4.29 0.39 8.01 59.97 3.53 26.25 0.85 10.41 62.81 42.87 5.43 4.14
p2.fes.n1 10.44 12.36 6.66 0.65 9.92 80.18 5.53 39.53 1.39 13.94 81.02 58.65 9.05 5.8
p2.fes.n2 10.12 12.02 6.29 0.61 9.6 77.11 5.16 37.93 1.31 13.36 77.44 55.74 8.48 5.64
p2.fes.n3 9.83 11.78 6.04 0.58 9.35 74.43 4.8 36.48 1.25 12.87 75.33 53.22 8.06 5.54
p2.fes.n4 9.58 11.58 5.89 0.55 9.16 72.76 4.63 35.2 1.22 12.57 73.65 51.85 7.68 5.43
p2.fes.n5 9.32 11.38 5.73 0.53 9 71.33 4.5 33.71 1.17 12.3 72 50.87 7.34 5.3
p2.fes.n6 9.02 11.21 5.57 0.51 8.84 69.78 4.35 32.38 1.13 12.08 70.36 49.21 7.03 5.18
p2.fes.n7 8.77 10.99 5.41 0.48 8.67 67.64 4.15 31.15 1.09 11.84 68.74 47.41 6.62 5.07
p2.fes.n8 8.51 10.69 5.23 0.45 8.46 65.32 3.88 29.89 1.06 11.52 67.24 46.07 6.23 4.89
p2.fes.n9 8.18 10.4 5.04 0.43 8.26 63.09 3.64 28.54 1.03 11.18 65.65 44.94 5.94 4.66
p2.fes.n10 7.72 10.03 4.87 0.4 8.03 59.59 3.45 26.42 0.96 10.9 62.5 43.23 5.55 4.42
p2.fes.n11 7.19 9.6 4.66 0.37 7.64 55.04 3.32 24.33 0.9 10.62 58.3 41.07 5.17 4.17
p2.lab.n1 12.1 14.13 7.24 0.73 11.39 95.05 6.57 45.68 1.57 14.45 89.66 66.74 10.15 6.55
p2.lab.n2 11.76 13.73 6.86 0.69 11.11 92.86 6.4 44.27 1.5 13.94 86.04 63.71 9.64 6.36
p2.lab.n3 11.54 13.54 6.63 0.66 10.83 91.23 6.3 43.14 1.43 13.51 83.6 61.77 9.24 6.24
p2.lab.n4 11.4 13.38 6.43 0.64 10.63 89.73 6.15 42.05 1.4 13.16 82.08 60.31 8.87 6.15
p2.lab.n5 11.21 13.23 6.22 0.61 10.48 88.13 5.97 41.09 1.36 12.86 80.06 59.23 8.47 6.05
p2.lab.n6 10.9 13.06 6.01 0.58 10.3 86.13 5.65 40.29 1.34 12.67 78.14 57.73 8.12 5.94
p2.lab.n7 10.43 12.82 5.8 0.55 10.05 83.09 5.2 39.1 1.27 12.47 76.47 54.17 7.67 5.82
p2.lab.n8 9.83 12.42 5.6 0.51 9.7 78.38 4.61 36.46 1.18 12.3 74.25 50.35 7.05 5.53
p2.lab.n9 9.19 11.77 5.37 0.46 9.32 73.52 4.11 32.82 1.08 11.99 71.6 48.29 6.46 5.08
p2.lab.n10 8.57 11.06 5 0.42 8.97 69.36 3.86 30.14 1.01 11.45 68.56 46.33 5.88 4.71
p2.lab.n11 7.84 10.23 4.56 0.38 8.56 63.33 3.66 27.88 0.94 10.98 63.03 43.65 5.32 4.35
p3.fes.n1 10.13 12.23 6.14 0.61 9.35 77.32 5.23 37.47 1.26 12.95 74.4 57.13 8.46 5.66
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 132
p3.fes.n2 9.78 11.76 5.79 0.56 9.15 74.72 4.97 35.45 1.2 12.41 71.65 54.53 7.85 5.51
p3.fes.n3 9.47 11.41 5.57 0.54 8.95 72.47 4.77 33.85 1.15 12.08 69.69 52.16 7.44 5.4
p3.fes.n4 9.16 11.17 5.41 0.51 8.79 70.75 4.61 32.64 1.13 11.87 67.86 50.59 7.07 5.27
p3.fes.n5 8.89 10.97 5.25 0.49 8.62 68.92 4.46 31.3 1.09 11.65 65.89 49.28 6.79 5.15
p3.fes.n6 8.63 10.71 5.07 0.47 8.41 67.09 4.33 29.82 1.06 11.43 63.9 48.09 6.47 5.05
p3.fes.n7 8.34 10.44 4.9 0.44 8.26 65.35 4.16 28.57 1.04 11.24 62.17 46.97 6.09 4.93
p3.fes.n8 8.03 10.23 4.76 0.42 8.12 63.31 3.92 27.51 1.02 10.97 60.17 45.91 5.81 4.78
p3.fes.n9 7.73 9.97 4.6 0.4 7.94 60.95 3.71 26.26 0.97 10.72 57.02 44.63 5.57 4.58
p3.fes.n10 7.37 9.62 4.43 0.38 7.69 57.28 3.55 24.47 0.92 10.48 52.74 42.4 5.26 4.31
p3.fes.n11 6.82 9.09 4.27 0.36 7.32 52.7 3.38 22.65 0.87 10.15 47.9 38.9 4.96 4.12
p3.lab.n1 11.62 13.54 6.46 0.67 10.75 90.99 6.43 44.47 1.42 13.6 82.68 64.88 9.38 6.39
p3.lab.n2 11.37 13.18 6.15 0.63 10.48 88.92 6.27 41.73 1.36 13.25 80.06 61.89 8.75 6.16
p3.lab.n3 11.13 12.95 5.94 0.6 10.3 87.48 6.1 40.02 1.33 12.93 77.4 60.16 8.32 6
p3.lab.n4 10.87 12.8 5.72 0.58 10.14 86.14 5.95 38.93 1.3 12.68 75.26 58.71 8.06 5.89
p3.lab.n5 10.59 12.64 5.46 0.56 9.89 84.59 5.72 37.82 1.26 12.47 73.44 57.03 7.8 5.8
p3.lab.n6 10.26 12.47 5.19 0.54 9.62 82.89 5.44 36.94 1.23 12.3 71.34 55.21 7.54 5.69
p3.lab.n7 9.87 12.24 4.95 0.51 9.33 80.46 5.1 35.98 1.17 12.12 69.06 52.82 7.15 5.55
p3.lab.n8 9.36 11.93 4.77 0.47 9.08 75.81 4.61 33.99 1.09 11.94 66.57 50.28 6.5 5.26
p3.lab.n9 8.78 11.36 4.57 0.42 8.84 70.79 4.15 30.95 1.03 11.76 63.53 48.17 5.86 4.87
p3.lab.n10 8.12 10.64 4.28 0.39 8.39 66.03 3.92 28.26 0.95 11.44 59.16 44.92 5.42 4.55
p3.lab.n11 7.19 9.57 3.93 0.36 7.74 58 3.64 25.44 0.87 10.93 51.37 40 5.06 4.24
p4.fes.n1 9.98 10.98 5.03 0.56 8.02 71.96 4.67 32.92 1.07 11.12 59.62 48.14 7.84 5.22
p4.fes.n2 8.76 10.68 4.67 0.53 7.76 68.1 4.45 31.14 1.01 10.67 56.86 45.72 7.31 4.96
p4.fes.n3 8.11 10.41 4.46 0.49 7.5 65.32 4.24 29.31 0.95 10.34 54.79 44.33 6.86 4.8
p4.fes.n4 7.8 10.19 4.3 0.47 7.32 63.45 4.09 28 0.92 10.12 53.32 43.2 6.5 4.7
p4.fes.n5 7.57 9.98 4.17 0.44 7.2 61.55 3.96 27.08 0.88 9.97 51.98 42.25 6.15 4.6
p4.fes.n6 7.35 9.75 4.08 0.42 7.06 59.97 3.85 26.31 0.86 9.83 50.54 41.19 5.78 4.49
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 133
p4.fes.n7 7.11 9.54 3.99 0.39 6.9 58.13 3.7 25.6 0.83 9.69 49.23 39.95 5.47 4.37
p4.fes.n8 6.88 9.35 3.88 0.37 6.72 55.88 3.47 24.85 0.8 9.53 48 38.6 5.18 4.23
p4.fes.n9 6.6 9.09 3.71 0.35 6.59 53.27 3.26 23.78 0.77 9.36 46.41 37.02 4.91 4.06
p4.fes.n10 6.16 8.74 3.53 0.32 6.34 49.75 3.08 22.46 0.73 9.02 44.83 35.18 4.5 3.84
p4.fes.n11 5.71 8.42 3.3 0.29 5.94 46.12 2.89 21.41 0.66 8.65 41.89 33.45 4.05 3.56
p4.lab.n1 10.94 12.72 5.24 0.6 9.78 88.21 6.17 38.69 1.24 11.8 73.67 55.9 8.4 5.89
p4.lab.n2 10.41 12.39 4.91 0.58 9.49 85.83 5.87 37.47 1.2 11.49 69.6 53.99 8.02 5.71
p4.lab.n3 10.12 12.15 4.75 0.55 9.2 83.85 5.67 36.48 1.15 11.3 66.26 52.84 7.71 5.58
p4.lab.n4 9.86 11.96 4.61 0.54 8.89 81.83 5.46 35.73 1.11 11.14 64.32 52.07 7.48 5.49
p4.lab.n5 9.56 11.78 4.5 0.52 8.62 80.04 5.23 35.12 1.07 10.98 62.37 51.19 7.21 5.42
p4.lab.n6 9.27 11.6 4.4 0.5 8.4 78.15 4.97 33.85 1.03 10.8 60.64 49.99 6.97 5.33
p4.lab.n7 8.93 11.38 4.29 0.48 8.18 75.42 4.67 31.87 0.98 10.55 58.92 47.4 6.73 5.22
p4.lab.n8 8.38 11.05 4.13 0.44 7.94 69.98 4.22 29.52 0.9 10.27 57.02 43.8 6.11 4.93
p4.lab.n9 7.65 10.4 3.88 0.39 7.6 63.76 3.81 27.16 0.84 10.06 54.84 40.95 5.38 4.55
p4.lab.n10 6.88 9.61 3.63 0.36 7.15 58.4 3.56 25.24 0.77 9.67 51 38.51 4.99 4.24
p4.lab.n11 6.16 8.85 3.26 0.32 6.76 53.35 3.34 23.11 0.71 9.13 45.23 35.92 4.49 3.82
p5.fes.n1 8.51 10.61 4.72 0.59 7.31 71.97 4.33 33.25 0.87 9.63 52.61 44.76 8.23 5.02
p5.fes.n2 7.97 10.23 4.35 0.56 7.06 66.71 4.09 31.68 0.85 9.42 50.46 43.36 7.72 4.9
p5.fes.n3 7.57 9.92 4.13 0.52 6.86 63.27 3.92 30.26 0.82 9.24 48.96 42.45 7.3 4.79
p5.fes.n4 7.41 9.74 4 0.5 6.71 61.44 3.81 29.1 0.79 9.08 47.85 41.73 6.97 4.69
p5.fes.n5 7.26 9.57 3.92 0.48 6.6 59.98 3.7 28.06 0.77 8.93 46.87 40.94 6.66 4.61
p5.fes.n6 7.07 9.39 3.85 0.45 6.49 58.35 3.62 27.01 0.76 8.81 45.89 39.67 6.3 4.53
p5.fes.n7 6.86 9.15 3.79 0.43 6.34 56.22 3.51 25.92 0.74 8.69 44.74 37.47 5.93 4.43
p5.fes.n8 6.64 8.85 3.66 0.4 6.18 53.97 3.28 25.05 0.7 8.53 43.06 35.01 5.59 4.26
p5.fes.n9 6.3 8.56 3.49 0.38 5.96 51.42 3.02 24.12 0.66 8.32 41.48 33.38 5.25 4.05
p5.fes.n10 5.87 8.19 3.32 0.35 5.71 48.07 2.85 22.63 0.61 8.09 39.49 32.15 4.92 3.83
p5.fes.n11 5.52 7.81 3.14 0.32 5.43 45.53 2.72 20.74 0.56 7.8 37.04 30.35 4.46 3.56
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 134
p5.lab.n1 10.3 12.51 4.9 0.67 8.83 87.41 5.87 40.33 1.08 10.55 62.89 52.18 9.33 5.68
p5.lab.n2 9.98 12.1 4.64 0.63 8.55 84.63 5.65 38.59 1.03 10.3 61.13 51.17 8.72 5.57
p5.lab.n3 9.79 11.89 4.47 0.6 8.38 82.51 5.48 37.53 0.99 10.09 59.84 50.35 8.3 5.48
p5.lab.n4 9.58 11.69 4.37 0.57 8.26 80.42 5.23 36.79 0.97 9.88 58.09 49.61 7.96 5.42
p5.lab.n5 9.31 11.41 4.28 0.55 8.11 78.28 4.93 36.16 0.93 9.71 56.34 48.56 7.68 5.36
p5.lab.n6 8.98 11.11 4.21 0.53 7.94 76.03 4.6 35.46 0.89 9.49 55.01 47 7.38 5.29
p5.lab.n7 8.58 10.82 4.13 0.51 7.67 72.28 4.33 33.73 0.86 9.19 53.6 44.55 7.04 5.17
p5.lab.n8 7.91 10.25 4 0.46 7.22 65.61 3.96 30.55 0.79 8.8 51.21 40.18 6.45 4.89
p5.lab.n9 7.09 9.5 3.72 0.41 6.85 58.7 3.55 27.69 0.71 8.34 47.98 36.42 5.71 4.46
p5.lab.n10 6.55 8.92 3.43 0.37 6.62 53.92 3.32 25.84 0.65 7.64 44.82 34.58 5.19 4.14
p5.lab.n11 5.99 8.35 3.19 0.33 6.37 49.38 3.08 23.09 0.59 6.49 41.45 32.75 4.56 3.82
p6.fes.n1 8.72 10.47 4.54 0.64 7.55 70.25 4.22 34.83 0.8 9.36 52.81 42.65 8.94 5.27
p6.fes.n2 8.18 10.04 4.31 0.59 7.15 65.66 4.05 33.21 0.78 9.1 50.73 41.08 8.17 5.08
p6.fes.n3 7.72 9.78 4.14 0.55 6.94 61.97 3.92 31.85 0.76 8.91 49.28 39.86 7.68 4.95
p6.fes.n4 7.46 9.58 4.05 0.53 6.78 60.42 3.85 30.81 0.74 8.79 47.98 39.23 7.36 4.84
p6.fes.n5 7.31 9.38 4 0.51 6.64 58.5 3.75 29.77 0.71 8.65 46.83 38.79 7.08 4.74
p6.fes.n6 7.15 9.21 3.93 0.49 6.51 56.84 3.62 28.92 0.68 8.47 45.82 38.12 6.76 4.61
p6.fes.n7 6.99 9.05 3.85 0.46 6.37 55.16 3.49 28.1 0.65 8.16 44.62 36.22 6.44 4.46
p6.fes.n8 6.78 8.83 3.69 0.44 6.23 53.22 3.3 27 0.61 7.73 43.27 33.67 6.06 4.3
p6.fes.n9 6.44 8.47 3.46 0.41 5.99 50.21 3.06 25.7 0.58 7.21 41.69 31.85 5.66 4.13
p6.fes.n10 5.99 8.06 3.32 0.37 5.69 46.39 2.87 24.21 0.54 6.67 39.38 30.54 5.2 3.88
p6.fes.n11 5.6 7.68 3.22 0.35 5.35 43.9 2.72 22.37 0.49 6.28 36.88 29.08 4.8 3.53
p6.lab.n1 10.56 12.47 4.79 0.8 8.9 86.48 5.82 43.65 1.03 10.4 62.59 51.17 11.1 6.25
p6.lab.n2 10.18 12.17 4.62 0.74 8.62 84.15 5.67 42.05 0.99 10.16 61.5 50.03 10.26 5.98
p6.lab.n3 9.94 11.97 4.51 0.69 8.46 82.08 5.5 40.74 0.95 9.96 60.24 49.35 9.61 5.76
p6.lab.n4 9.7 11.78 4.42 0.65 8.32 79.96 5.27 39.58 0.92 9.77 58.81 48.53 8.99 5.6
p6.lab.n5 9.43 11.5 4.36 0.61 8.14 77.66 5.01 38.52 0.88 9.58 57.22 46.9 8.43 5.49
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 135
p6.lab.n6 9.08 11.09 4.28 0.58 7.91 74.01 4.69 37.34 0.84 9.31 55.71 44.62 8.05 5.42
p6.lab.n7 8.69 10.69 4.19 0.55 7.63 69.77 4.33 35.5 0.78 9.04 53.93 42.14 7.66 5.31
p6.lab.n8 8.06 10.19 4 0.51 7.22 64.16 3.98 32.42 0.73 8.68 51.2 38.13 7.13 4.99
p6.lab.n9 7.29 9.49 3.69 0.46 6.87 58.25 3.68 29.48 0.67 8.25 47.64 34.41 6.45 4.59
p6.lab.n10 6.79 8.95 3.45 0.41 6.61 54.89 3.47 27.51 0.61 7.65 44.54 32.66 5.7 4.27
p6.lab.n11 6.2 8.46 3.26 0.37 6.31 50.49 3.19 25.14 0.54 6.82 41.15 30.99 5.13 3.88
p7.fes.n1 8.66 10.33 4.62 0.72 7.19 71.23 4.13 37.88 0.73 8.8 53.55 42.74 9.97 5.3
p7.fes.n2 8.16 9.81 4.39 0.66 6.9 66.52 3.98 36.32 0.7 8.62 50.74 41.19 9.22 5.13
p7.fes.n3 7.75 9.55 4.24 0.62 6.68 62.53 3.83 35.22 0.69 8.52 49.16 39.94 8.69 4.98
p7.fes.n4 7.52 9.36 4.17 0.6 6.52 60.5 3.75 34.03 0.68 8.42 48.04 39.27 8.3 4.88
p7.fes.n5 7.37 9.2 4.1 0.58 6.4 59.21 3.64 32.72 0.67 8.34 46.97 38.68 8 4.79
p7.fes.n6 7.19 9.04 4.02 0.55 6.29 57.89 3.56 31.71 0.65 8.25 45.89 37.96 7.66 4.7
p7.fes.n7 6.99 8.83 3.93 0.53 6.16 56.44 3.45 30.64 0.63 8.15 44.69 36.39 7.37 4.6
p7.fes.n8 6.82 8.58 3.72 0.51 5.97 54.68 3.26 29.16 0.59 7.98 43.19 34.03 7.05 4.44
p7.fes.n9 6.49 8.28 3.52 0.48 5.72 52.19 3.06 27.68 0.55 7.74 41.43 32.04 6.66 4.23
p7.fes.n10 5.98 7.92 3.36 0.45 5.45 48.37 2.89 25.88 0.5 7.52 39.3 30.58 6.21 3.96
p7.fes.n11 5.6 7.56 3.21 0.4 5.13 44.93 2.72 24 0.47 7.34 36.8 29.15 5.54 3.69
p7.lab.n1 10.49 12.48 4.84 0.77 8.56 86.36 5.7 46.83 0.89 9.77 63.86 51.9 10.7 6.1
p7.lab.n2 10.09 11.93 4.68 0.73 8.34 83.92 5.31 45.79 0.87 9.51 62.49 51 10.12 5.95
p7.lab.n3 9.83 11.46 4.58 0.7 8.16 82.22 4.95 44.37 0.84 9.31 60.94 50.09 9.69 5.82
p7.lab.n4 9.59 11.09 4.49 0.67 7.94 80.4 4.75 42.94 0.83 9.16 59.28 48.99 9.32 5.69
p7.lab.n5 9.31 10.77 4.42 0.64 7.74 78.51 4.56 41.84 0.79 9.03 57.68 47.37 8.94 5.57
p7.lab.n6 8.96 10.49 4.35 0.62 7.56 75.77 4.33 40.35 0.74 8.9 55.68 45.28 8.55 5.46
p7.lab.n7 8.58 10.13 4.24 0.58 7.28 71.81 4.09 38.01 0.7 8.73 53.64 42.96 8.06 5.33
p7.lab.n8 8.03 9.66 4.02 0.53 6.9 65.59 3.79 34.83 0.65 8.49 50.94 39.36 7.43 4.97
p7.lab.n9 7.3 9.18 3.72 0.49 6.56 59.36 3.51 31.62 0.58 8.08 47.76 35.92 6.81 4.53
p7.lab.n10 6.8 8.62 3.47 0.44 6.24 55.74 3.26 29.38 0.52 7.68 44.99 33.64 6.18 4.22
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 136
p7.lab.n11 6.26 7.88 3.27 0.4 5.67 51.66 3.08 26.77 0.48 7.36 40.46 31.34 5.59 3.9
p8.fes.n1 8.51 10.15 4.87 0.7 7.14 69.78 4.31 34.41 0.82 9.1 48.76 42.43 9.78 5.01
p8.fes.n2 7.96 9.7 4.52 0.67 6.88 65.46 4.11 32.85 0.79 8.98 46.02 41.37 9.34 4.84
p8.fes.n3 7.57 9.45 4.36 0.64 6.7 62.46 3.96 31.42 0.77 8.9 44.54 40.62 8.93 4.7
p8.fes.n4 7.37 9.24 4.29 0.61 6.53 61.12 3.85 30.21 0.75 8.8 43.38 39.95 8.53 4.59
p8.fes.n5 7.17 9.05 4.22 0.58 6.4 59.41 3.77 28.95 0.74 8.69 42.38 39.27 8.13 4.49
p8.fes.n6 6.99 8.87 4.13 0.56 6.28 57.71 3.68 27.88 0.71 8.58 41.36 38.41 7.79 4.4
p8.fes.n7 6.78 8.66 4.02 0.53 6.14 55.9 3.51 27.13 0.68 8.47 40.27 35.95 7.43 4.32
p8.fes.n8 6.49 8.42 3.83 0.51 5.91 53.45 3.23 26.3 0.64 8.23 38.97 33.03 7.07 4.19
p8.fes.n9 6.1 8.1 3.63 0.49 5.64 50.76 2.98 25.13 0.59 7.98 37.38 31.35 6.79 3.98
p8.fes.n10 5.67 7.72 3.51 0.45 5.4 47.49 2.83 23.89 0.56 7.81 35.36 30.19 6.32 3.77
p8.fes.n11 5.33 7.35 3.35 0.41 5.06 44.65 2.7 22.37 0.51 7.6 33.48 29.33 5.77 3.56
p8.lab.n1 10.32 12.21 4.99 0.82 8.7 85.69 5.72 43.4 1.02 10.26 58.88 50.62 11.36 5.75
p8.lab.n2 9.81 11.78 4.76 0.75 8.38 82.51 5.59 40.9 0.98 10.05 55.5 49.22 10.42 5.54
p8.lab.n3 9.5 11.37 4.66 0.71 8.17 80.32 5.4 39.13 0.96 9.87 53.07 48.3 9.91 5.43
p8.lab.n4 9.25 11.01 4.6 0.69 7.97 78.29 5.2 37.88 0.93 9.74 51.45 47.42 9.56 5.33
p8.lab.n5 8.98 10.69 4.56 0.66 7.77 76.3 4.99 36.54 0.89 9.6 49.93 46.4 9.18 5.24
p8.lab.n6 8.65 10.36 4.49 0.63 7.55 74.08 4.71 34.62 0.85 9.47 48.51 44.69 8.81 5.12
p8.lab.n7 8.24 9.97 4.37 0.6 7.24 70.4 4.41 32.61 0.8 9.3 47.09 41.83 8.37 4.99
p8.lab.n8 7.65 9.46 4.1 0.56 6.86 63.73 3.96 30.67 0.71 8.93 44.97 37.59 7.73 4.71
p8.lab.n9 6.98 8.9 3.79 0.51 6.51 57.09 3.56 28.57 0.65 8.45 42.21 34.05 7.1 4.32
p8.lab.n10 6.37 8.31 3.6 0.47 6.16 53.26 3.32 26.38 0.6 8.09 39.26 32.34 6.58 4.05
p8.lab.n11 5.81 7.75 3.41 0.43 5.81 49.35 3.15 24.13 0.55 7.85 36.22 30.97 6.03 3.74
p9.fes.n1 8.92 10.57 4.94 0.62 7.63 72.69 4.31 36.33 0.89 10.17 51.84 45.61 8.59 5.22
p9.fes.n2 8.42 10.25 4.6 0.58 7.37 69.06 4.22 34.55 0.85 9.57 49.91 43.51 8.07 5.01
p9.fes.n3 8.04 10.02 4.36 0.55 7.13 66.36 4.11 32.73 0.83 9.34 48.56 42.43 7.64 4.88
p9.fes.n4 7.79 9.86 4.26 0.52 6.95 64.52 3.96 31.37 0.8 9.21 47.38 41.61 7.3 4.77
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 137
p9.fes.n5 7.54 9.69 4.19 0.5 6.79 62.84 3.86 30.23 0.79 9.1 46.52 40.82 6.96 4.69
p9.fes.n6 7.31 9.49 4.12 0.48 6.63 60.99 3.77 28.96 0.77 8.92 45.52 39.78 6.63 4.61
p9.fes.n7 7.07 9.22 4.04 0.45 6.46 58.65 3.58 27.8 0.74 8.75 43.99 37.31 6.27 4.52
p9.fes.n8 6.84 8.91 3.83 0.42 6.28 56.4 3.3 26.67 0.69 8.65 42.51 34.3 5.89 4.37
p9.fes.n9 6.55 8.6 3.61 0.4 6.07 53.63 3.08 25.6 0.66 8.48 41.03 32.46 5.59 4.16
p9.fes.n10 5.98 8.24 3.46 0.38 5.81 49.97 2.93 23.99 0.63 8.23 38.65 31.19 5.29 3.9
p9.fes.n11 5.54 7.92 3.34 0.35 5.5 47.48 2.8 22.56 0.59 8.03 36.83 30.06 4.86 3.69
p9.lab.n1 10.49 12.53 5.08 0.7 8.95 88.89 5.76 45.47 1.05 10.81 61.6 52.85 9.73 5.85
p9.lab.n2 10.17 12.24 4.79 0.65 8.63 86.42 5.63 42.29 1.03 10.42 60.35 51.6 9.04 5.71
p9.lab.n3 9.97 12.05 4.6 0.62 8.51 84.79 5.52 40.18 1.01 10.2 59.19 50.94 8.62 5.59
p9.lab.n4 9.81 11.9 4.52 0.6 8.41 83.5 5.35 39.19 0.99 10.05 58.01 50.26 8.31 5.51
p9.lab.n5 9.63 11.7 4.47 0.58 8.3 82.09 5.16 38.27 0.97 9.93 56.96 49.43 8.02 5.45
p9.lab.n6 9.4 11.46 4.42 0.55 8.11 80.15 4.9 37.12 0.94 9.8 55.68 48.08 7.7 5.37
p9.lab.n7 8.9 11.11 4.37 0.52 7.73 76.11 4.58 35.32 0.89 9.65 53.8 44.75 7.24 5.25
p9.lab.n8 8.07 10.42 4.14 0.47 7.22 68.19 4.11 32.45 0.79 9.34 50.69 39.26 6.58 4.96
p9.lab.n9 7.27 9.55 3.8 0.42 6.84 60.38 3.66 29.48 0.7 8.81 46.93 35.02 5.9 4.54
p9.lab.n10 6.79 9 3.57 0.39 6.58 56.61 3.41 27.32 0.66 8.33 43.68 33.22 5.38 4.2
p9.lab.n11 6.32 8.4 3.41 0.35 6.25 53.32 3.23 24.66 0.61 8.04 40.2 31.68 4.94 3.89
p10.fes.n1 9.12 11.01 5.41 0.59 8.28 76.07 4.95 33.68 1.28 11.41 54.51 50.25 8.25 5.6
p10.fes.n2 8.7 10.66 4.98 0.55 7.92 72.86 4.52 32.29 1.02 10.74 52.5 46.67 7.61 5.31
p10.fes.n3 8.39 10.39 4.65 0.51 7.66 69.5 4.3 30.54 0.97 10.41 50.71 44.47 7.13 5.12
p10.fes.n4 8.07 10.21 4.46 0.49 7.49 66.93 4.15 29.04 0.94 10.11 49.32 43.39 6.84 4.98
p10.fes.n5 7.77 10.02 4.36 0.47 7.32 64.91 4 28.15 0.9 9.85 48.17 42.45 6.55 4.87
p10.fes.n6 7.53 9.72 4.28 0.44 7.14 62.49 3.86 27.35 0.87 9.66 46.97 41.05 6.16 4.74
p10.fes.n7 7.26 9.4 4.18 0.41 6.94 59.85 3.7 26.57 0.84 9.49 45.52 38.42 5.76 4.62
p10.fes.n8 6.98 9.11 4.02 0.39 6.71 57.94 3.41 25.78 0.79 9.29 43.76 35.64 5.47 4.49
p10.fes.n9 6.64 8.81 3.81 0.37 6.47 55.43 3.17 24.6 0.75 9.07 41.99 33.91 5.15 4.29
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 138
p10.fes.n10 6.2 8.46 3.61 0.35 6.15 52.11 2.96 23.19 0.68 8.77 39.9 32.47 4.88 4.07
p10.fes.n11 5.64 8.06 3.44 0.33 5.74 48.78 2.81 22.12 0.64 8.47 37.55 31.23 4.63 3.83
p10.lab.n1 10.95 12.88 5.82 0.64 9.81 91.92 6.21 40.67 1.28 12.39 64.08 57.97 8.95 6.25
p10.lab.n2 10.55 12.52 5.31 0.6 9.36 89.37 5.89 39.25 1.2 11.65 62.55 54.27 8.41 5.99
p10.lab.n3 10.3 12.34 5.05 0.58 9.16 87.51 5.72 38.43 1.15 11.19 61.64 52.58 8.11 5.84
p10.lab.n4 10.13 12.21 4.85 0.57 8.99 85.97 5.59 37.67 1.12 10.94 60.59 51.93 7.88 5.75
p10.lab.n5 9.95 12.07 4.66 0.55 8.83 84.07 5.4 36.95 1.08 10.74 59.16 51.18 7.59 5.63
p10.lab.n6 9.71 11.9 4.52 0.52 8.64 81.83 5.16 36.16 1.04 10.55 57.48 49.94 7.28 5.54
p10.lab.n7 9.27 11.55 4.43 0.5 8.36 78.12 4.77 34.03 0.98 10.4 55.52 46.37 6.91 5.43
p10.lab.n8 8.43 10.85 4.3 0.45 7.88 70.79 4.2 30.81 0.89 10.19 52.64 40.87 6.22 5.16
p10.lab.n9 7.56 9.91 4.04 0.39 7.41 63.11 3.7 27.89 0.8 9.72 48.76 37.05 5.45 4.74
p10.lab.n10 6.95 9.22 3.73 0.36 7.06 57.86 3.45 25.62 0.73 9.09 45.25 35.15 5.01 4.36
p10.lab.n11 6.29 8.65 3.45 0.34 6.59 52.22 3.25 23.66 0.65 8.59 41.08 32.99 4.73 4
p11.fes.n1 9.86 11.67 6.37 0.65 9.28 80.13 5.42 35.2 1.24 50.84 65.65 55.76 9.01 5.9
p11.fes.n2 9.43 11.24 5.88 0.6 8.92 77.26 5.1 33.81 1.17 50.78 62.01 52.68 8.36 5.68
p11.fes.n3 9.05 10.98 5.56 0.57 8.71 74.31 4.77 32.66 1.13 12.17 60.07 49.45 7.94 5.55
p11.fes.n4 8.74 10.76 5.35 0.55 8.52 72.18 4.56 31.44 1.09 11.63 58.81 47.52 7.6 5.41
p11.fes.n5 8.47 10.55 5.14 0.52 8.31 70.39 4.41 29.91 1.07 11.37 57.48 46.55 7.27 5.26
p11.fes.n6 8.23 10.32 4.98 0.5 8.1 68.12 4.28 28.66 1.03 11.16 56.05 45 6.93 5.1
p11.fes.n7 7.99 10.02 4.88 0.47 7.85 65.49 4 27.59 0.98 10.93 54.58 42.85 6.51 4.96
p11.fes.n8 7.73 9.71 4.76 0.44 7.6 62.87 3.68 26.52 0.93 10.7 53.02 41.04 6.07 4.78
p11.fes.n9 7.35 9.4 4.56 0.41 7.34 60.1 3.43 25.39 0.88 10.42 51.06 39.5 5.75 4.54
p11.fes.n10 6.86 9.14 4.31 0.39 7.05 56.09 3.25 23.78 0.84 9.96 48.41 37.98 5.43 4.27
p11.fes.n11 6.41 8.91 4.1 0.37 6.79 52.41 3.13 22.68 0.78 9.4 45.05 36.54 5.17 4.05
p11.lab.n1 11.53 13.7 6.48 0.68 10.57 95.75 6.57 42.37 1.41 12.92 77.56 63.85 9.39 6.58
p11.lab.n2 11.21 13.17 6.1 0.65 10.22 92.99 6.3 40.55 1.34 12.5 73.64 60.46 8.99 6.43
p11.lab.n3 10.98 12.86 5.88 0.62 10.05 90.96 6.17 39.5 1.32 12.22 71.5 57.27 8.58 6.29
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 139
p11.lab.n4 10.83 12.69 5.71 0.6 9.95 89.44 6.04 38.65 1.3 12.03 69.93 55.4 8.32 6.15
p11.lab.n5 10.65 12.53 5.59 0.58 9.84 87.86 5.89 37.69 1.26 11.88 68.38 54.64 8.12 6.02
p11.lab.n6 10.39 12.33 5.46 0.56 9.68 85.42 5.57 36.71 1.23 11.72 66.77 53.63 7.85 5.93
p11.lab.n7 9.87 12.05 5.28 0.53 9.24 80.88 5.08 35.39 1.14 11.52 64.92 50.14 7.42 5.81
p11.lab.n8 9.08 11.48 5.03 0.48 8.6 74.05 4.48 32.46 1.02 11.26 62.18 45.52 6.68 5.42
p11.lab.n9 8.23 10.62 4.72 0.43 8.17 67.6 3.96 29.04 0.93 10.76 58.54 42.67 5.95 4.9
p11.lab.n10 7.65 9.88 4.45 0.4 7.92 63.49 3.7 26.76 0.87 10.11 54.62 40.3 5.54 4.57
p11.lab.n11 7.11 9.26 4.21 0.37 7.56 59.22 3.49 24.62 0.8 9.58 50.04 37.83 5.19 4.23
p12.fes.n1 10.33 12.21 6.85 0.7 9.29 80.49 5.5 39.72 1.23 48.18 78.9 57.22 9.69 6.02
p12.fes.n2 9.7 11.75 6.28 0.64 8.95 76.36 5.1 37.79 1.15 47.87 74.37 53.83 8.85 5.77
p12.fes.n3 9.32 11.4 5.94 0.59 8.66 72.94 4.75 36.06 1.11 11.21 71.72 50.73 8.24 5.54
p12.fes.n4 9.04 11.11 5.72 0.57 8.32 70.26 4.56 34.53 1.07 10.85 69.57 48.9 7.94 5.33
p12.fes.n5 8.78 10.88 5.59 0.55 8 67.59 4.37 33.19 1.04 10.52 67.69 47.28 7.67 5.18
p12.fes.n6 8.55 10.63 5.46 0.53 7.7 64.96 4.18 32.07 1.01 10.21 66.19 45.49 7.32 5.05
p12.fes.n7 8.26 10.33 5.33 0.49 7.47 63.09 3.94 30.75 0.96 9.96 64.49 43.63 6.82 4.82
p12.fes.n8 7.95 10.01 5.13 0.46 7.26 60.54 3.66 29.21 0.9 9.71 62.57 41.9 6.38 4.59
p12.fes.n9 7.53 9.69 4.87 0.44 7.04 57.28 3.4 27.46 0.86 9.43 60.64 40.11 6.05 4.4
p12.fes.n10 7.02 9.3 4.65 0.41 6.68 53.7 3.17 25.76 0.82 9.05 57.91 37.7 5.74 4.14
p12.fes.n11 6.63 8.62 4.45 0.39 6.25 49.11 2.93 23.66 0.77 8.6 53.1 35.5 5.43 3.78
p12.lab.n1 12.22 14.25 6.71 0.72 10.72 98.14 6.7 47.93 1.4 12.82 86.62 65.63 9.95 6.71
p12.lab.n2 11.77 13.62 6.46 0.69 10.41 94.21 6.47 45.52 1.34 12.38 83.44 62.69 9.53 6.49
p12.lab.n3 11.49 13.28 6.26 0.65 10.24 92.06 6.25 43.62 1.31 12.06 81.19 59.9 9.09 6.31
p12.lab.n4 11.25 13.03 6.14 0.63 10.1 90.54 5.93 42.29 1.27 11.89 79.16 58.21 8.76 6.16
p12.lab.n5 10.98 12.76 6.05 0.61 9.94 87.89 5.52 41 1.24 11.75 77.08 56.76 8.54 6.03
p12.lab.n6 10.55 12.41 5.95 0.6 9.52 83.26 5.16 39.5 1.21 11.57 75.1 54.35 8.29 5.88
p12.lab.n7 10.04 11.98 5.81 0.57 8.97 77.72 4.78 37.79 1.12 11.27 73.11 50.71 7.89 5.63
p12.lab.n8 9.44 11.46 5.52 0.51 8.56 72.36 4.3 35.49 1.02 10.87 70.85 47.09 7.14 5.29
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 140
p12.lab.n9 8.77 10.79 5.12 0.46 8.26 67.61 3.94 32.42 0.93 10.37 68.02 44.15 6.35 4.91
p12.lab.n10 8.1 10.09 4.8 0.42 7.94 62.9 3.56 29.39 0.86 9.87 62.61 41.43 5.88 4.58
p12.lab.n11 7.41 9.2 4.55 0.4 7.34 56.94 3.15 26.43 0.8 9.05 55.49 38.61 5.54 4.11
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE HORAS
p1.fes.n1 3.1 43.84 1.68 1.06 1.17 0.34 15.49 21.33 8.34 8.81 4.26 1.27 26.6 12
p1.fes.n2 2.92 40.96 1.59 1 1.1 0.31 14.92 20.5 7.77 8.23 4.12 1.21 24.23 24
p1.fes.n3 2.74 38.14 1.49 0.96 1.03 0.3 14.32 19.73 7.17 7.75 4.03 1.17 21.87 24
p1.fes.n4 2.59 36.28 1.4 0.93 0.97 0.29 13.72 19.02 6.72 7.45 3.94 1.12 20.69 24
p1.fes.n5 2.5 34.46 1.36 0.9 0.94 0.27 13.19 18.28 6.43 7.14 3.86 1.07 19.9 23
p1.fes.n6 2.43 33.1 1.32 0.88 0.91 0.26 12.63 17.63 6.12 6.9 3.78 1.02 19.11 25
p1.fes.n7 2.38 31.68 1.29 0.85 0.89 0.24 12.04 17.14 5.75 6.77 3.71 0.97 18.32 24
p1.fes.n8 2.34 30.16 1.27 0.82 0.88 0.23 11.22 16.62 5.39 6.62 3.63 0.92 17.34 23
p1.fes.n9 2.29 28.28 1.25 0.78 0.86 0.22 10.39 15.99 5.07 6.42 3.5 0.88 16.15 24
p1.fes.n10 2.25 26.3 1.22 0.72 0.84 0.2 9.83 15.06 4.81 5.95 3.36 0.81 15.37 25
p1.fes.n11 2.19 24.19 1.19 0.64 0.82 0.18 9.39 13.62 4.35 5.49 3.16 0.73 14.58 12
p1.lab.n1 3.19 54.65 1.73 1.2 1.2 0.36 18.19 24.03 9.44 9.07 4.61 1.44 29.16 26
p1.lab.n2 2.99 52.61 1.63 1.15 1.12 0.35 17.82 23.15 8.92 8.79 4.5 1.39 27.19 50
p1.lab.n3 2.83 51.02 1.53 1.12 1.06 0.34 17.54 22.62 8.59 8.6 4.44 1.37 24.82 50
p1.lab.n4 2.76 49.52 1.5 1.08 1.04 0.33 17.32 22.13 8.37 8.44 4.38 1.34 23.64 50
p1.lab.n5 2.72 47.76 1.48 1.06 1.02 0.32 17.04 21.7 8.17 8.29 4.3 1.32 23.05 51
p1.lab.n6 2.69 44.81 1.46 1.02 1.01 0.3 16.19 21.3 7.95 8.06 4.2 1.28 22.66 50
p1.lab.n7 2.65 41.22 1.44 1 1 0.28 14.68 20.47 7.38 7.7 4.09 1.23 21.67 50
p1.lab.n8 2.6 36.92 1.41 0.97 0.98 0.25 12.97 19.07 6.4 7.3 3.98 1.11 19.9 50
p1.lab.n9 2.49 32.73 1.35 0.94 0.94 0.23 11.47 17.68 5.65 6.94 3.84 0.99 17.93 51
p1.lab.n10 2.36 29.29 1.28 0.87 0.89 0.21 10.55 16.49 5.31 6.54 3.64 0.92 16.15 49
p1.lab.n11 2.26 25.01 1.23 0.74 0.85 0.19 9.8 14.56 4.81 5.92 3.3 0.71 14.97 27
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 141
p2.fes.n1 3.02 43.66 1.64 1.06 1.14 0.32 15.16 20.45 7.95 8.18 4.23 1.25 24.43 10
p2.fes.n2 2.9 41.59 1.57 1 1.09 0.3 14.6 19.58 7.35 7.86 4.1 1.2 23.05 19
p2.fes.n3 2.79 38.98 1.52 0.96 1.05 0.29 14.07 18.98 6.92 7.58 4 1.16 22.06 18
p2.fes.n4 2.73 37.17 1.48 0.91 1.02 0.27 13.53 18.36 6.49 7.39 3.91 1.12 21.47 20
p2.fes.n5 2.67 35.57 1.45 0.89 1 0.26 12.97 17.61 6.14 7.19 3.84 1.08 20.69 19
p2.fes.n6 2.62 33.69 1.42 0.87 0.98 0.25 12.36 16.95 5.87 6.95 3.77 1.05 19.9 19
p2.fes.n7 2.57 32.22 1.39 0.83 0.96 0.24 11.79 16.45 5.62 6.79 3.7 1 19.31 20
p2.fes.n8 2.5 31.18 1.36 0.81 0.94 0.22 11.05 16.14 5.37 6.66 3.64 0.95 18.72 19
p2.fes.n9 2.42 29.91 1.32 0.76 0.91 0.21 10.28 15.78 5.11 6.56 3.55 0.9 18.12 19
p2.fes.n10 2.36 27.76 1.28 0.71 0.89 0.2 9.8 15.07 4.81 6.41 3.45 0.85 16.94 19
p2.fes.n11 2.3 26.04 1.25 0.64 0.86 0.18 9.53 14.37 4.43 6.27 3.33 0.8 15.96 10
p2.lab.n1 3.13 53.31 1.7 1.18 1.18 0.36 17.9 22.64 9.27 8.89 4.53 1.39 27.78 24
p2.lab.n2 3.02 51.78 1.64 1.12 1.14 0.34 17.46 21.95 8.74 8.67 4.42 1.36 26.4 48
p2.lab.n3 2.93 50.58 1.59 1.07 1.1 0.33 17.06 21.47 8.39 8.48 4.33 1.34 25.22 48
p2.lab.n4 2.85 49.39 1.55 1.04 1.07 0.32 16.76 21.09 8.15 8.33 4.26 1.32 24.63 48
p2.lab.n5 2.79 48.28 1.51 1.02 1.05 0.3 16.38 20.75 7.97 8.18 4.21 1.29 24.03 48
p2.lab.n6 2.75 46.92 1.49 1 1.03 0.29 15.64 20.42 7.75 8 4.13 1.27 23.64 48
p2.lab.n7 2.71 43.2 1.47 0.96 1.02 0.27 14.29 19.69 7.24 7.74 4.06 1.2 22.46 48
p2.lab.n8 2.67 37.42 1.45 0.93 1 0.25 12.71 18.31 6.38 7.36 3.96 1.09 20.88 48
p2.lab.n9 2.6 32.93 1.41 0.89 0.98 0.23 11.3 17.02 5.69 6.98 3.84 0.97 19.11 48
p2.lab.n10 2.48 30.7 1.35 0.84 0.93 0.21 10.29 16.22 5.34 6.66 3.65 0.9 17.73 48
p2.lab.n11 2.38 28.03 1.29 0.72 0.89 0.19 9.64 15.07 4.92 6.25 3.42 0.72 16.55 24
p3.fes.n1 2.81 42.42 1.53 1.02 1.05 0.3 15.27 19.78 7.51 8.43 3.97 1.2 22.26 10
p3.fes.n2 2.69 40.27 1.46 0.99 1.01 0.28 14.52 19.01 6.9 7.9 3.88 1.16 21.08 19
p3.fes.n3 2.62 37.68 1.42 0.94 0.98 0.26 13.96 18.43 6.45 7.51 3.79 1.11 20.29 19
p3.fes.n4 2.57 35.94 1.4 0.91 0.97 0.25 13.46 17.9 6.16 7.28 3.73 1.08 19.9 19
p3.fes.n5 2.53 34.45 1.37 0.89 0.95 0.24 12.98 17.14 5.89 7.05 3.66 1.04 19.31 19
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 142
p3.fes.n6 2.48 32.82 1.35 0.87 0.93 0.23 12.41 16.46 5.62 6.84 3.59 1 18.72 19
p3.fes.n7 2.44 31.6 1.32 0.84 0.92 0.22 11.91 16.07 5.32 6.68 3.53 0.96 18.32 18
p3.fes.n8 2.38 30.57 1.29 0.82 0.89 0.21 11.31 15.69 5.05 6.53 3.47 0.92 17.93 20
p3.fes.n9 2.32 29.48 1.26 0.8 0.87 0.2 10.66 15.24 4.84 6.36 3.41 0.87 17.14 19
p3.fes.n10 2.27 27.57 1.23 0.76 0.85 0.19 10.05 14.61 4.56 6.15 3.33 0.81 16.15 19
p3.fes.n11 2.2 25.86 1.2 0.7 0.83 0.18 9.55 13.87 4.21 5.92 3.2 0.74 15.37 10
p3.lab.n1 2.95 51.04 1.6 1.16 1.11 0.33 18.1 22.05 8.61 8.69 4.3 1.37 25.02 28
p3.lab.n2 2.87 49.58 1.56 1.13 1.08 0.31 17.3 21.27 8.09 8.41 4.19 1.32 24.03 55
p3.lab.n3 2.8 48.34 1.52 1.09 1.05 0.3 16.89 20.69 7.78 8.21 4.12 1.29 23.44 55
p3.lab.n4 2.75 47.37 1.49 1.07 1.03 0.29 16.55 20.34 7.56 8.01 4.04 1.26 22.85 55
p3.lab.n5 2.71 46.4 1.47 1.04 1.02 0.28 16.2 19.94 7.36 7.78 3.96 1.24 22.26 55
p3.lab.n6 2.67 44.95 1.45 1.01 1 0.27 15.61 19.44 7.12 7.55 3.89 1.2 21.67 55
p3.lab.n7 2.63 41.36 1.43 0.99 0.99 0.25 14.56 18.66 6.66 7.3 3.83 1.16 20.69 56
p3.lab.n8 2.59 36.3 1.41 0.96 0.97 0.23 13.06 17.56 5.89 7.02 3.73 1.06 19.31 55
p3.lab.n9 2.55 32.48 1.38 0.91 0.96 0.21 11.62 16.65 5.25 6.76 3.6 0.95 18.12 55
p3.lab.n10 2.48 30.38 1.35 0.85 0.93 0.19 10.75 15.69 4.95 6.41 3.45 0.88 16.75 55
p3.lab.n11 2.37 27.64 1.29 0.74 0.89 0.18 10.17 14.45 4.61 5.91 3.22 0.78 15.37 28
p4.fes.n1 2.41 39.42 1.31 0.99 0.91 0.28 15.31 18.11 6.32 7.67 3.55 1.1 18.91 15
p4.fes.n2 2.31 36.19 1.26 0.95 0.87 0.26 13.94 16.99 5.87 7.21 3.44 1.03 17.73 29
p4.fes.n3 2.24 33.63 1.22 0.91 0.84 0.24 13.26 16.22 5.59 6.87 3.33 0.98 16.75 28
p4.fes.n4 2.19 32.04 1.19 0.88 0.82 0.23 12.72 15.5 5.39 6.63 3.27 0.93 16.15 29
p4.fes.n5 2.16 30.52 1.17 0.85 0.81 0.22 12.29 14.87 5.22 6.37 3.2 0.9 15.56 29
p4.fes.n6 2.13 29.46 1.16 0.82 0.8 0.21 11.92 14.43 5 6.2 3.13 0.86 15.17 28
p4.fes.n7 2.1 28.57 1.14 0.8 0.79 0.19 11.51 13.94 4.75 6.03 3.07 0.83 14.58 29
p4.fes.n8 2.07 27.62 1.12 0.77 0.78 0.18 11 13.41 4.55 5.88 3 0.8 14.18 29
p4.fes.n9 2.03 26.11 1.1 0.74 0.76 0.17 10.36 12.83 4.33 5.73 2.93 0.76 13.59 28
p4.fes.n10 1.96 24.35 1.06 0.7 0.73 0.16 9.82 12.11 4.08 5.46 2.82 0.7 12.81 29
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 143
p4.fes.n11 1.88 22.29 1.02 0.64 0.7 0.14 5.35 11.24 3.74 5.02 2.66 0.63 11.62 15
p4.lab.n1 2.56 47.85 1.39 1.14 0.96 0.3 17.3 20.32 7.38 8.15 3.93 1.29 21.87 22
p4.lab.n2 2.49 46.31 1.35 1.08 0.94 0.29 16.97 19.65 7.13 7.78 3.83 1.23 21.08 43
p4.lab.n3 2.45 45.03 1.33 1.04 0.92 0.27 16.57 19.09 6.97 7.49 3.72 1.2 20.29 43
p4.lab.n4 2.42 44.05 1.31 1.01 0.91 0.27 16.14 18.58 6.83 7.23 3.64 1.17 19.5 42
p4.lab.n5 2.38 43.08 1.29 0.99 0.89 0.26 15.64 18.23 6.65 7.04 3.56 1.14 18.91 44
p4.lab.n6 2.34 41.54 1.27 0.96 0.88 0.25 14.98 17.79 6.45 6.83 3.49 1.11 18.12 43
p4.lab.n7 2.29 38.44 1.24 0.93 0.86 0.24 14.11 17.26 5.97 6.59 3.42 1.05 17.34 44
p4.lab.n8 2.23 34.36 1.21 0.89 0.84 0.22 12.86 16.26 5.23 6.36 3.33 0.96 15.96 43
p4.lab.n9 2.18 31.05 1.18 0.85 0.82 0.19 11.52 15.08 4.73 6.1 3.2 0.87 14.78 43
p4.lab.n10 2.1 28.03 1.14 0.81 0.79 0.18 10.62 14.17 4.43 5.55 3.01 0.8 13.59 42
p4.lab.n11 1.98 24.34 1.08 0.68 0.74 0.16 9.99 12.77 4 4.9 2.81 0.7 12.61 23
p5.fes.n1 2.09 39.94 1.13 1 0.78 0.29 15.51 17.29 6.28 7.2 3.35 1.09 15.37 12
p5.fes.n2 2.04 37.04 1.11 0.93 0.77 0.27 13.66 16.45 5.92 6.77 3.23 1.03 14.97 24
p5.fes.n3 2 34.43 1.09 0.89 0.75 0.26 12.62 15.68 5.67 6.42 3.16 0.98 14.38 24
p5.fes.n4 1.97 32.67 1.07 0.85 0.74 0.25 12.26 14.92 5.47 6.25 3.11 0.95 13.99 24
p5.fes.n5 1.94 31.27 1.05 0.82 0.73 0.24 11.95 14.24 5.25 6.08 3.05 0.91 13.59 24
p5.fes.n6 1.91 30.16 1.04 0.77 0.72 0.22 11.6 13.68 5.03 5.93 3 0.87 13.4 24
p5.fes.n7 1.89 29.19 1.02 0.75 0.71 0.21 11.23 13.33 4.82 5.77 2.95 0.83 13 24
p5.fes.n8 1.85 28.31 1 0.72 0.69 0.2 10.75 13 4.63 5.63 2.89 0.8 12.41 24
p5.fes.n9 1.8 26.87 0.98 0.7 0.68 0.19 10.06 12.47 4.43 5.52 2.81 0.76 11.62 23
p5.fes.n10 1.75 25.16 0.95 0.66 0.66 0.18 9.35 11.7 4.15 5.39 2.72 0.68 10.84 24
p5.fes.n11 1.69 23.03 0.92 0.61 0.63 0.16 8.65 10.91 3.77 5.2 2.6 0.61 9.85 13
p5.lab.n1 2.29 48.1 1.24 1.1 0.86 0.33 17.47 18.21 7.64 7.56 3.63 1.27 19.11 26
p5.lab.n2 2.23 46.54 1.21 1.07 0.84 0.31 16.61 17.85 7.24 7.27 3.54 1.23 18.12 49
p5.lab.n3 2.19 45.29 1.19 1.03 0.82 0.29 15.9 17.63 7.03 7.12 3.49 1.2 17.53 50
p5.lab.n4 2.14 44.2 1.16 1 0.81 0.28 15.42 17.39 6.89 7.02 3.46 1.18 17.14 51
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 144
p5.lab.n5 2.11 43.13 1.14 0.97 0.79 0.27 14.9 17.07 6.77 6.9 3.4 1.17 16.35 50
p5.lab.n6 2.06 41.95 1.12 0.94 0.77 0.26 14.23 16.72 6.59 6.76 3.35 1.14 15.76 51
p5.lab.n7 1.99 39.15 1.08 0.91 0.75 0.25 13.49 16.07 6.11 6.64 3.29 1.1 15.17 50
p5.lab.n8 1.91 34.79 1.04 0.88 0.72 0.23 12.35 14.83 5.33 6.36 3.16 1 13.99 51
p5.lab.n9 1.81 31.39 0.98 0.83 0.68 0.2 11.19 13.59 4.82 6.04 2.99 0.9 12.61 50
p5.lab.n10 1.66 29.11 0.9 0.75 0.62 0.18 10.36 12.41 4.57 5.77 2.86 0.83 11.43 50
p5.lab.n11 1.41 25.21 0.76 0.62 0.53 0.16 9.52 11.39 4.25 5.35 2.74 0.74 10.44 26
p6.fes.n1 2.03 42.94 1.1 0.94 0.76 0.32 13.79 16.64 7.06 7.44 3.39 1.12 14.18 12
p6.fes.n2 1.97 38.85 1.07 0.85 0.74 0.29 13.24 15.98 6.3 6.92 3.27 1.06 13.79 24
p6.fes.n3 1.93 35.97 1.05 0.82 0.73 0.27 12.81 15.28 5.79 6.53 3.19 1.02 13.4 24
p6.fes.n4 1.91 34.31 1.04 0.8 0.72 0.26 12.39 14.7 5.58 6.33 3.15 0.99 13 24
p6.fes.n5 1.88 33.02 1.02 0.77 0.7 0.25 12 14.13 5.42 6.22 3.1 0.97 12.61 24
p6.fes.n6 1.84 31.83 1 0.75 0.69 0.24 11.59 13.66 5.24 6.03 3.04 0.95 12.02 24
p6.fes.n7 1.77 30.82 0.96 0.74 0.66 0.23 11.15 13.37 5.06 5.8 2.99 0.92 11.43 24
p6.fes.n8 1.68 29.76 0.91 0.71 0.63 0.22 10.68 13.06 4.87 5.66 2.93 0.88 10.84 24
p6.fes.n9 1.56 28.46 0.85 0.7 0.59 0.2 10.13 12.61 4.61 5.53 2.83 0.83 10.24 23
p6.fes.n10 1.45 26.46 0.79 0.66 0.54 0.18 9.55 11.77 4.33 5.35 2.74 0.78 9.46 24
p6.fes.n11 1.36 24.21 0.74 0.59 0.51 0.17 8.84 10.86 4 5.15 2.63 0.73 8.67 13
p6.lab.n1 2.26 54.75 1.23 1.09 0.85 0.39 17.36 18.57 7.74 7.73 3.67 1.32 18.12 24
p6.lab.n2 2.2 52.32 1.2 1.06 0.83 0.36 16.85 18.13 7.49 7.44 3.59 1.27 17.53 48
p6.lab.n3 2.16 49.48 1.17 1.02 0.81 0.34 16.38 17.84 7.29 7.21 3.54 1.24 16.75 48
p6.lab.n4 2.12 47.04 1.15 0.99 0.8 0.32 15.87 17.58 7.14 7.07 3.49 1.22 16.15 48
p6.lab.n5 2.08 45.54 1.13 0.95 0.78 0.3 15.22 17.27 6.95 6.97 3.45 1.2 15.56 48
p6.lab.n6 2.02 43.74 1.1 0.93 0.76 0.29 14.48 16.96 6.75 6.84 3.4 1.17 14.78 48
p6.lab.n7 1.96 41.51 1.06 0.9 0.74 0.27 13.76 16.52 6.28 6.66 3.34 1.13 13.79 47
p6.lab.n8 1.88 37.98 1.02 0.87 0.71 0.25 12.63 15.37 5.53 6.35 3.2 1.05 12.81 48
p6.lab.n9 1.79 33.9 0.97 0.82 0.67 0.23 11.45 13.96 5 6.02 3.01 0.94 11.82 48
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 145
p6.lab.n10 1.66 31.06 0.9 0.76 0.62 0.2 10.68 12.9 4.7 5.8 2.89 0.86 10.84 48
p6.lab.n11 1.48 27.39 0.8 0.66 0.56 0.18 9.88 11.65 4.34 5.41 2.75 0.76 9.46 25
p7.fes.n1 1.91 45.2 1.04 0.97 0.72 0.35 13.85 16.79 6.74 6.88 3.32 1.12 12.81 12
p7.fes.n2 1.87 42.25 1.02 0.9 0.7 0.33 13.38 16.02 6.33 6.71 3.22 1.06 12.41 24
p7.fes.n3 1.85 40.15 1 0.85 0.69 0.31 12.95 15.41 6.05 6.54 3.15 1.02 12.21 24
p7.fes.n4 1.83 38.45 0.99 0.83 0.69 0.29 12.59 14.93 5.86 6.39 3.1 0.99 12.02 24
p7.fes.n5 1.81 36.43 0.98 0.82 0.68 0.28 12.23 14.38 5.66 6.2 3.07 0.97 11.82 24
p7.fes.n6 1.79 35.06 0.97 0.81 0.67 0.27 11.83 13.9 5.44 6 3.02 0.95 11.43 24
p7.fes.n7 1.77 34.2 0.96 0.78 0.66 0.26 11.4 13.56 5.25 5.89 2.97 0.92 11.03 23
p7.fes.n8 1.73 33.48 0.94 0.77 0.65 0.25 10.88 13.27 5.04 5.81 2.9 0.89 10.44 25
p7.fes.n9 1.68 32.35 0.91 0.75 0.63 0.24 10.36 12.76 4.81 5.73 2.81 0.85 9.65 24
p7.fes.n10 1.63 30.4 0.89 0.72 0.61 0.22 9.89 11.91 4.54 5.53 2.7 0.8 8.87 23
p7.fes.n11 1.59 27.83 0.86 0.66 0.6 0.2 9.38 10.97 4.2 5.27 2.57 0.76 8.27 13
p7.lab.n1 2.12 55.09 1.15 1.12 0.8 0.38 17.17 18.59 8.3 7.64 3.65 1.3 15.76 26
p7.lab.n2 2.06 53.69 1.12 1.07 0.77 0.36 16.68 18.22 7.9 7.44 3.55 1.26 15.37 49
p7.lab.n3 2.02 52.54 1.1 1.03 0.76 0.34 16.11 17.88 7.64 7.27 3.49 1.24 14.78 51
p7.lab.n4 1.99 51.24 1.08 1 0.75 0.33 15.57 17.59 7.43 7.13 3.45 1.21 14.58 50
p7.lab.n5 1.96 49.5 1.06 0.97 0.74 0.32 14.97 17.31 7.24 6.99 3.4 1.18 13.99 51
p7.lab.n6 1.93 47.37 1.05 0.95 0.72 0.3 14.32 17.01 7.02 6.85 3.36 1.16 13 50
p7.lab.n7 1.89 44.29 1.03 0.91 0.71 0.29 13.69 16.54 6.49 6.65 3.3 1.12 12.41 50
p7.lab.n8 1.84 40.06 1 0.88 0.69 0.26 12.72 15.41 5.75 6.3 3.16 1.03 11.43 50
p7.lab.n9 1.75 36.36 0.95 0.84 0.66 0.24 11.64 14.06 5.25 5.99 2.97 0.93 10.24 51
p7.lab.n10 1.67 33.35 0.9 0.8 0.63 0.22 10.89 13.01 4.94 5.7 2.82 0.87 9.26 50
p7.lab.n11 1.6 30.06 0.87 0.71 0.6 0.2 10.02 11.75 4.57 5.32 2.72 0.82 8.47 26
p8.fes.n1 1.97 35.66 1.07 0.8 0.74 0.35 13.16 16.97 6.4 7.02 3.36 1.11 14.38 11
p8.fes.n2 1.95 33.85 1.06 0.75 0.73 0.33 12.47 16.22 6.04 6.75 3.23 1.04 13.99 22
p8.fes.n3 1.93 31.87 1.05 0.72 0.72 0.32 12.15 15.45 5.76 6.56 3.15 0.97 13.59 21
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 146
p8.fes.n4 1.91 30.37 1.04 0.69 0.72 0.3 11.82 14.72 5.51 6.41 3.08 0.93 13.2 22
p8.fes.n5 1.89 29.4 1.02 0.66 0.71 0.29 11.46 14.11 5.31 6.26 3.02 0.9 13 21
p8.fes.n6 1.86 28.57 1.01 0.64 0.7 0.28 11.08 13.73 5.12 6.05 2.98 0.87 12.61 22
p8.fes.n7 1.84 27.62 1 0.62 0.69 0.26 10.65 13.42 4.95 5.89 2.93 0.83 12.02 21
p8.fes.n8 1.79 26.33 0.97 0.58 0.67 0.25 10.15 13.14 4.75 5.81 2.86 0.81 11.23 22
p8.fes.n9 1.73 25.16 0.94 0.53 0.65 0.24 9.6 12.6 4.54 5.73 2.78 0.76 10.44 21
p8.fes.n10 1.69 23.9 0.92 0.5 0.64 0.22 9.11 11.87 4.27 5.56 2.67 0.71 9.85 22
p8.fes.n11 1.65 22.36 0.9 0.46 0.62 0.21 8.54 11.2 3.91 5.33 2.57 0.67 9.06 11
p8.lab.n1 2.23 48.59 1.21 0.99 0.84 0.4 15.81 18.87 7.51 7.56 3.59 1.25 17.93 27
p8.lab.n2 2.18 44.92 1.18 0.91 0.82 0.37 15.07 18.15 7.29 7.35 3.5 1.19 17.34 51
p8.lab.n3 2.14 41.55 1.16 0.85 0.8 0.35 14.51 17.8 7.06 7.21 3.44 1.15 16.94 54
p8.lab.n4 2.11 38.9 1.15 0.82 0.79 0.34 14.08 17.51 6.83 7.12 3.38 1.11 16.35 53
p8.lab.n5 2.08 36.92 1.13 0.8 0.78 0.33 13.63 17.17 6.58 7 3.34 1.07 15.76 53
p8.lab.n6 2.05 34.88 1.11 0.77 0.77 0.31 13.1 16.79 6.28 6.86 3.29 1.04 14.97 52
p8.lab.n7 2.02 33.02 1.1 0.74 0.76 0.3 12.48 16.12 5.86 6.65 3.2 0.99 14.18 53
p8.lab.n8 1.94 31.12 1.05 0.71 0.73 0.27 11.61 14.89 5.31 6.29 3.08 0.92 12.61 53
p8.lab.n9 1.83 28.93 0.99 0.66 0.69 0.25 10.67 13.76 4.88 5.98 2.92 0.85 11.43 52
p8.lab.n10 1.75 26.26 0.95 0.61 0.66 0.23 9.94 12.8 4.56 5.78 2.78 0.78 10.64 53
p8.lab.n11 1.7 23.25 0.92 0.51 0.64 0.21 9.34 11.75 4.22 5.47 2.63 0.7 9.65 27
p9.fes.n1 2.21 41.39 1.2 1 0.83 0.31 14.27 17.73 6.47 7.32 3.4 1.26 15.76 11
p9.fes.n2 2.08 38.82 1.13 0.95 0.78 0.29 13.74 16.78 6.09 6.83 3.28 1.16 14.97 22
p9.fes.n3 2.03 36.6 1.1 0.91 0.76 0.27 13.41 16.32 5.86 6.55 3.2 1.08 14.58 21
p9.fes.n4 2 35.31 1.08 0.88 0.75 0.26 13.08 15.76 5.67 6.4 3.14 1.03 14.18 22
p9.fes.n5 1.97 33.81 1.07 0.84 0.74 0.25 12.67 15.02 5.48 6.22 3.09 0.99 13.99 20
p9.fes.n6 1.93 32.37 1.05 0.82 0.73 0.24 12.19 14.36 5.29 6.06 3.03 0.96 13.59 23
p9.fes.n7 1.9 31.46 1.03 0.8 0.71 0.22 11.74 13.91 5.08 5.9 2.99 0.92 13 21
p9.fes.n8 1.88 30.55 1.02 0.77 0.7 0.21 11.26 13.63 4.88 5.76 2.92 0.9 12.21 22
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 147
p9.fes.n9 1.84 29.63 1 0.75 0.69 0.2 10.74 13.33 4.66 5.64 2.83 0.85 11.62 21
p9.fes.n10 1.79 27.92 0.97 0.72 0.67 0.19 10.23 12.51 4.37 5.56 2.75 0.81 11.03 22
p9.fes.n11 1.74 26.21 0.95 0.68 0.65 0.17 9.77 11.62 4.1 5.38 2.66 0.76 10.44 11
p9.lab.n1 2.34 50.93 1.27 1.12 0.88 0.35 16.97 20 7.88 7.85 3.74 1.32 18.52 25
p9.lab.n2 2.26 48.96 1.23 1.07 0.85 0.32 16.51 18.96 7.56 7.49 3.63 1.27 18.12 51
p9.lab.n3 2.21 47.66 1.2 1.03 0.83 0.31 16.16 18.31 7.35 7.29 3.57 1.25 17.73 50
p9.lab.n4 2.18 46.75 1.18 1 0.82 0.3 15.82 18.14 7.2 7.17 3.53 1.23 17.53 50
p9.lab.n5 2.15 45.78 1.17 0.96 0.81 0.29 15.41 17.92 7.07 7.07 3.49 1.2 17.14 51
p9.lab.n6 2.13 44.58 1.15 0.94 0.8 0.27 14.9 17.59 6.88 6.94 3.45 1.18 16.55 50
p9.lab.n7 2.09 41.21 1.14 0.9 0.79 0.26 14.23 17.02 6.3 6.76 3.35 1.14 15.76 50
p9.lab.n8 2.03 36.47 1.1 0.87 0.76 0.23 12.96 15.65 5.56 6.47 3.2 1.03 13.99 51
p9.lab.n9 1.91 33.21 1.04 0.82 0.72 0.21 11.57 14.28 5.11 6.17 3.04 0.92 12.41 50
p9.lab.n10 1.81 31.14 0.98 0.76 0.68 0.19 10.81 13.63 4.82 5.96 2.91 0.85 11.62 50
p9.lab.n11 1.74 28.24 0.95 0.68 0.65 0.18 10.21 12.68 4.48 5.55 2.77 0.8 10.84 26
p10.fes.n1 2.48 40.83 1.34 1 0.93 0.29 14.98 18.79 6.47 7.67 3.68 1.17 22.66 12
p10.fes.n2 2.33 38.38 1.26 0.95 0.87 0.27 14.42 17.82 6.11 7.19 3.54 1.13 17.93 24
p10.fes.n3 2.26 35.75 1.23 0.91 0.85 0.25 13.9 17.25 5.85 6.8 3.42 1.08 17.14 24
p10.fes.n4 2.19 34.49 1.19 0.87 0.82 0.24 13.39 16.55 5.64 6.57 3.34 1.04 16.55 24
p10.fes.n5 2.14 33.05 1.16 0.83 0.8 0.23 12.86 15.78 5.42 6.37 3.28 1 15.96 24
p10.fes.n6 2.1 31.37 1.14 0.81 0.79 0.22 12.4 15.12 5.22 6.2 3.21 0.97 15.37 24
p10.fes.n7 2.06 30.32 1.12 0.78 0.77 0.2 12.01 14.67 5.01 6.08 3.13 0.93 14.78 24
p10.fes.n8 2.02 29.61 1.09 0.77 0.76 0.19 11.53 14.28 4.76 5.99 3.03 0.89 13.99 24
p10.fes.n9 1.97 28.4 1.07 0.75 0.74 0.18 10.97 13.68 4.56 5.88 2.97 0.84 13.2 24
p10.fes.n10 1.9 26.66 1.03 0.71 0.71 0.17 10.41 12.88 4.33 5.75 2.86 0.8 12.02 24
p10.fes.n11 1.84 25.59 1 0.66 0.69 0.16 9.9 12.2 4.12 5.61 2.75 0.75 11.23 13
p10.lab.n1 2.69 48.84 1.46 1.14 1.01 0.32 17.49 21.45 7.69 8.44 4.03 1.36 22.66 26
p10.lab.n2 2.53 47.5 1.37 1.09 0.95 0.3 16.96 20.36 7.43 7.9 3.87 1.3 21.08 50
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 148
p10.lab.n3 2.43 46.53 1.32 1.07 0.91 0.29 16.65 19.52 7.25 7.63 3.78 1.27 20.29 50
p10.lab.n4 2.37 45.7 1.29 1.04 0.89 0.28 16.35 19.17 7.14 7.42 3.71 1.25 19.7 50
p10.lab.n5 2.33 44.9 1.26 1.01 0.87 0.27 16 18.9 7 7.26 3.65 1.22 19.11 51
p10.lab.n6 2.29 43.95 1.24 0.99 0.86 0.26 15.54 18.53 6.83 7.12 3.57 1.2 18.32 50
p10.lab.n7 2.26 41.1 1.23 0.95 0.85 0.25 14.76 17.94 6.29 6.93 3.49 1.13 17.34 50
p10.lab.n8 2.21 36.09 1.2 0.91 0.83 0.22 13.38 16.7 5.49 6.66 3.35 1.02 15.76 51
p10.lab.n9 2.11 31.99 1.14 0.88 0.79 0.19 11.92 15.28 4.94 6.39 3.19 0.92 14.18 50
p10.lab.n10 1.97 29.99 1.07 0.8 0.74 0.18 11.01 14.26 4.61 6.08 3.03 0.85 12.81 50
p10.lab.n11 1.86 27.43 1.01 0.66 0.7 0.17 10.27 12.98 4.34 5.66 2.88 0.8 11.43 26
p11.fes.n1 11.03 42.42 5.99 1.04 4.14 0.32 16.05 20.23 6.96 8.36 4.03 1.33 21.87 11
p11.fes.n2 11.01 40.32 5.98 1 4.14 0.3 15.58 19.05 6.47 7.86 3.85 1.22 20.69 21
p11.fes.n3 2.64 37.73 1.43 0.95 0.99 0.28 15.21 18.22 6.07 7.49 3.77 1.16 19.9 22
p11.fes.n4 2.52 36 1.37 0.93 0.95 0.27 14.65 17.59 5.85 7.28 3.7 1.12 19.31 22
p11.fes.n5 2.47 34.24 1.34 0.89 0.93 0.26 14.07 16.83 5.62 7.05 3.63 1.07 18.91 21
p11.fes.n6 2.42 32.47 1.31 0.87 0.91 0.25 13.51 16.11 5.34 6.83 3.55 1.02 18.12 22
p11.fes.n7 2.37 31.31 1.29 0.83 0.89 0.23 12.95 15.56 5.07 6.63 3.47 0.97 17.34 21
p11.fes.n8 2.32 30.3 1.26 0.81 0.87 0.22 12.21 15.16 4.81 6.48 3.38 0.92 16.35 21
p11.fes.n9 2.26 29.15 1.23 0.78 0.85 0.2 11.4 14.47 4.58 6.36 3.3 0.88 15.56 22
p11.fes.n10 2.16 27.46 1.17 0.75 0.81 0.19 10.85 13.74 4.32 6.25 3.19 0.83 14.78 22
p11.fes.n11 2.04 25.88 1.11 0.69 0.77 0.18 10.29 13.33 4.02 6.11 3.1 0.75 13.79 11
p11.lab.n1 2.8 52.67 1.52 1.19 1.05 0.33 18.5 22.48 8.17 8.92 4.31 1.4 24.82 26
p11.lab.n2 2.71 50.67 1.47 1.14 1.02 0.32 17.91 21.96 7.79 8.61 4.21 1.36 23.64 50
p11.lab.n3 2.65 48.92 1.44 1.1 1 0.3 17.58 21.22 7.56 8.33 4.14 1.32 23.25 50
p11.lab.n4 2.61 47.79 1.42 1.08 0.98 0.3 17.33 20.61 7.38 8.16 4.09 1.3 22.85 50
p11.lab.n5 2.58 46.62 1.4 1.04 0.97 0.29 16.97 20.33 7.2 8.04 4.05 1.28 22.26 51
p11.lab.n6 2.54 45.24 1.38 1.02 0.95 0.28 16.38 20.03 6.98 7.89 4 1.25 21.67 50
p11.lab.n7 2.5 42.24 1.36 0.97 0.94 0.26 15.3 19.15 6.42 7.65 3.88 1.2 20.09 50
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 149
p11.lab.n8 2.44 37.08 1.33 0.94 0.92 0.24 13.72 17.43 5.58 7.27 3.7 1.09 17.93 51
p11.lab.n9 2.33 32.61 1.27 0.9 0.88 0.21 12.25 16.01 5.02 6.86 3.5 0.95 16.35 50
p11.lab.n10 2.19 30.07 1.19 0.82 0.82 0.2 11.31 15.11 4.7 6.61 3.32 0.88 15.37 50
p11.lab.n11 2.08 27.13 1.13 0.7 0.78 0.18 10.55 13.74 4.34 6.22 3.17 0.8 14.18 26
p12.fes.n1 10.45 42.81 5.67 1.04 3.92 0.34 17.24 21.23 8.19 8.75 4.09 1.23 21.67 16
p12.fes.n2 10.38 39.76 5.64 0.97 3.9 0.31 16.35 19.78 7.47 8.18 3.93 1.18 20.29 31
p12.fes.n3 2.43 37.1 1.32 0.91 0.91 0.29 15.56 18.72 6.9 7.7 3.82 1.12 19.5 31
p12.fes.n4 2.35 35.4 1.28 0.88 0.88 0.28 14.88 17.82 6.52 7.37 3.72 1.08 18.91 31
p12.fes.n5 2.28 33.68 1.24 0.84 0.86 0.27 14.31 16.92 6.25 7.16 3.64 1.04 18.32 31
p12.fes.n6 2.21 32.13 1.2 0.81 0.83 0.26 13.75 16.34 6.02 7 3.54 0.99 17.73 31
p12.fes.n7 2.16 30.82 1.17 0.78 0.81 0.24 13.14 15.81 5.74 6.84 3.46 0.94 16.94 31
p12.fes.n8 2.11 29.29 1.14 0.76 0.79 0.23 12.29 15.11 5.41 6.7 3.36 0.88 15.96 32
p12.fes.n9 2.04 27.43 1.11 0.74 0.77 0.22 11.41 14.37 5.06 6.56 3.29 0.83 15.17 31
p12.fes.n10 1.96 25.45 1.07 0.7 0.74 0.2 10.55 13.5 4.75 6.36 3.18 0.76 14.38 31
p12.fes.n11 1.87 23.22 1.01 0.63 0.7 0.19 9.71 12.59 4.53 6.03 3.04 0.64 13.59 16
p12.lab.n1 2.78 53.87 1.51 1.2 1.04 0.35 19.08 23.57 9.48 9.26 4.46 1.41 24.63 22
p12.lab.n2 2.69 51.81 1.46 1.14 1.01 0.34 18.47 22.74 8.9 8.87 4.33 1.37 23.64 43
p12.lab.n3 2.62 49.85 1.42 1.09 0.98 0.32 18.08 21.98 8.47 8.55 4.25 1.34 23.05 43
p12.lab.n4 2.58 48.45 1.4 1.06 0.97 0.31 17.76 21.45 8.24 8.4 4.2 1.31 22.46 43
p12.lab.n5 2.55 46.85 1.38 1.02 0.96 0.3 17.35 20.95 8.01 8.26 4.12 1.28 21.87 43
p12.lab.n6 2.51 43.89 1.36 0.99 0.94 0.29 16.52 20.45 7.74 8.02 4.03 1.23 21.28 44
p12.lab.n7 2.44 40.1 1.33 0.94 0.92 0.28 15.39 19.54 7.23 7.66 3.9 1.14 19.7 43
p12.lab.n8 2.36 36.28 1.28 0.89 0.89 0.25 13.86 17.97 6.4 7.3 3.73 1.04 17.93 43
p12.lab.n9 2.25 32.72 1.22 0.83 0.84 0.23 12.27 16.5 5.71 7.01 3.56 0.95 16.35 43
p12.lab.n10 2.14 29.15 1.16 0.75 0.8 0.21 11.24 15.45 5.27 6.69 3.4 0.88 15.17 43
p12.lab.n11 1.96 25.13 1.07 0.62 0.74 0.2 10.43 13.97 4.86 6.35 3.23 0.79 14.18 22
TABLE ap(p,s,n,pa) Duración del nivel n sub periodo s periodo p [horas] Por espacio ha sido incluido en la tabla anterior e n la última columna “horas”.
El valor es utilizado para cada país. TABLE fp(p,g,pa) Coste del combustible consumido p or el generador g [kEuros por MTh]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
P1.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P2.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P3.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P4.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P5.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P6.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P7.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P8.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P9.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P10.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P11.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P12.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P1.CRBN 8.5 8.5 8.5 7.39 7.39 7.39 7.39 7.39 7.39 7.39 8.5 7.39 7.39 8.5
P2.CRBN 9.46 9.46 9.46 8.23 8.23 8.23 8.23 8.23 8.23 8.23 9.46 8.23 8.23 9.46
P3.CRBN 10.43 10.43 10.43 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 10.43 9.07 9.07 10.43
P4.CRBN 10.43 10.43 10.43 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 10.43 9.07 9.07 10.43
P5.CRBN 9.57 9.57 9.57 8.32 8.32 8.32 8.32 8.32 8.32 8.32 9.57 8.32 8.32 9.57
P6.CRBN 9.95 9.95 9.95 8.65 8.65 8.65 8.65 8.65 8.65 8.65 9.95 8.65 8.65 9.95
P7.CRBN 9.86 9.86 9.86 8.57 8.57 8.57 8.57 8.57 8.57 8.57 9.86 8.57 8.57 9.86
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 152
P8.CRBN 10.24 10.24 10.24 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 10.24 8.9 8.9 10.24
P9.CRBN 9.18 9.18 9.18 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 9.18 7.98 7.98 9.18
P10.CRBN 9.37 9.37 9.37 8.15 8.15 8.15 8.15 8.15 8.15 8.15 9.37 8.15 8.15 9.37
P11.CRBN 9.18 9.18 9.18 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 9.18 7.98 7.98 9.18
P12.CRBN 9.66 9.66 9.66 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 9.66 8.4 8.4 9.66
P1.CCGT 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35
P2.CCGT 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35
P3.CCGT 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35
P4.CCGT 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34
P5.CCGT 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34
P6.CCGT 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34
P7.CCGT 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83
P8.CCGT 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83
P9.CCGT 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83
P10.CCGT 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33
P11.CCGT 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33
P12.CCGT 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33
P1.FUELOIL 18.43 18.43 18.43 18.43 18.43 11.06 18.43 10.69 18.43 10.69 11.06 11.06 11.06 18.43
P2.FUELOIL 17.67 17.67 17.67 17.67 17.67 10.6 17.67 10.25 17.67 10.25 10.6 10.6 10.6 17.67
P3.FUELOIL 18.05 18.05 18.05 18.05 18.05 10.83 18.05 10.47 18.05 10.47 10.83 10.83 10.83 18.05
P4.FUELOIL 20.14 20.14 20.14 20.14 20.14 12.08 20.14 11.68 20.14 11.68 12.08 12.08 12.08 20.14
P5.FUELOIL 20.33 20.33 20.33 20.33 20.33 12.2 20.33 11.79 20.33 11.79 12.2 12.2 12.2 20.33
P6.FUELOIL 20.14 20.14 20.14 20.14 20.14 12.08 20.14 11.68 20.14 11.68 12.08 12.08 12.08 20.14
P7.FUELOIL 21.47 21.47 21.47 21.47 21.47 12.88 21.47 12.45 21.47 12.45 12.88 12.88 12.88 21.47
P8.FUELOIL 21.28 21.28 21.28 21.28 21.28 12.77 21.28 12.34 21.28 12.34 12.77 12.77 12.77 21.28
P9.FUELOIL 18.24 18.24 18.24 18.24 18.24 10.94 18.24 10.58 18.24 10.58 10.94 10.94 10.94 18.24
P10.FUELOIL 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 10.26 17.1 9.92 17.1 9.92 10.26 10.26 10.26 17.1
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 153
P11.FUELOIL 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 10.26 17.1 9.92 17.1 9.92 10.26 10.26 10.26 17.1
P12.FUELOIL 18.05 18.05 18.05 18.05 18.05 10.83 18.05 10.47 18.05 10.47 10.83 10.83 10.83 18.05
P1.GAS 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89
P2.GAS 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89
P3.GAS 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89
P4.GAS 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85
P5.GAS 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85
P6.GAS 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85
P7.GAS 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33
P8.GAS 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33
P9.GAS 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33
P10.GAS 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81
P11.GAS 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81
P12.GAS 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
P1.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P2.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P3.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P4.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P5.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P6.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P7.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P8.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P9.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P10.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 154
P11.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P12.NUCLEAR 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
P1.CRBN 7.39 7.39 7.39 7.39 7.39 7.39 8.5 7.39 7.39 8.5 7.39 7.39 7.39
P2.CRBN 8.23 8.23 8.23 8.23 8.23 8.23 9.46 8.23 8.23 9.46 8.23 8.23 8.23
P3.CRBN 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 10.43 9.07 9.07 10.43 9.07 9.07 9.07
P4.CRBN 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 9.07 10.43 9.07 9.07 10.43 9.07 9.07 9.07
P5.CRBN 8.32 8.32 8.32 8.32 8.32 8.32 9.57 8.32 8.32 9.57 8.32 8.32 8.32
P6.CRBN 8.65 8.65 8.65 8.65 8.65 8.65 9.95 8.65 8.65 9.95 8.65 8.65 8.65
P7.CRBN 8.57 8.57 8.57 8.57 8.57 8.57 9.86 8.57 8.57 9.86 8.57 8.57 8.57
P8.CRBN 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 10.24 8.9 8.9 10.24 8.9 8.9 8.9
P9.CRBN 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 9.18 7.98 7.98 9.18 7.98 7.98 7.98
P10.CRBN 8.15 8.15 8.15 8.15 8.15 8.15 9.37 8.15 8.15 9.37 8.15 8.15 8.15
P11.CRBN 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 7.98 9.18 7.98 7.98 9.18 7.98 7.98 7.98
P12.CRBN 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 8.4 9.66 8.4 8.4 9.66 8.4 8.4 8.4
P1.CCGT 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35
P2.CCGT 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35
P3.CCGT 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35 15.35
P4.CCGT 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34
P5.CCGT 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34
P6.CCGT 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34 16.34
P7.CCGT 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83
P8.CCGT 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83
P9.CCGT 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83 16.83
P10.CCGT 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33
P11.CCGT 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33
P12.CCGT 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33 17.33
P1.FUELOIL 18.43 9.95 10.14 18.43 18.43 18.43 18.43 18.43 11.06 18.43 18.43 18.43 18.43
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 155
P2.FUELOIL 17.67 9.54 9.72 17.67 17.67 17.67 17.67 17.67 10.6 17.67 17.67 17.67 17.67
P3.FUELOIL 18.05 9.75 9.93 18.05 18.05 18.05 18.05 18.05 10.83 18.05 18.05 18.05 18.05
P4.FUELOIL 20.14 10.88 11.08 20.14 20.14 20.14 20.14 20.14 12.08 20.14 20.14 20.14 20.14
P5.FUELOIL 20.33 10.98 11.18 20.33 20.33 20.33 20.33 20.33 12.2 20.33 20.33 20.33 20.33
P6.FUELOIL 20.14 10.88 11.08 20.14 20.14 20.14 20.14 20.14 12.08 20.14 20.14 20.14 20.14
P7.FUELOIL 21.47 11.59 11.81 21.47 21.47 21.47 21.47 21.47 12.88 21.47 21.47 21.47 21.47
P8.FUELOIL 21.28 11.49 11.7 21.28 21.28 21.28 21.28 21.28 12.77 21.28 21.28 21.28 21.28
P9.FUELOIL 18.24 9.85 10.03 18.24 18.24 18.24 18.24 18.24 10.94 18.24 18.24 18.24 18.24
P10.FUELOIL 17.1 9.23 9.41 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 10.26 17.1 17.1 17.1 17.1
P11.FUELOIL 17.1 9.23 9.41 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 10.26 17.1 17.1 17.1 17.1
P12.FUELOIL 18.05 9.75 9.93 18.05 18.05 18.05 18.05 18.05 10.83 18.05 18.05 18.05 18.05
P1.GAS 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89
P2.GAS 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89
P3.GAS 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89 14.89
P4.GAS 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85
P5.GAS 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85
P6.GAS 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85 15.85
P7.GAS 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33
P8.GAS 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33
P9.GAS 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33 16.33
P10.GAS 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81
P11.GAS 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81
P12.GAS 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81 16.81
TABLE qmaxp(g,pa) Potencia máxima bruta del genera dor g [GW]
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 156
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
NUCLEAR 0.00 5.83 2.72 0.00 3.76 20.21 0.00 7.60 0.00 2.67 63.26 10.97 0.00 1.87
CRBN 3.30 3.10 5.90 0.00 9.87 51.92 6.70 19.33 2.09 5.86 18.34 31.00 4.85 3.69
CCGT 1.49 3.32 0.00 0.00 0.73 3.18 1.07 8.65 0.00 1.59 0.00 27.06 2.31 1.07
FUELOIL 0.54 0.45 0.12 2.09 0.08 3.11 1.06 7.77 0.02 0.16 2.33 1.87 1.99 0.50
GAS 0.62 1.45 0.40 0.19 0.00 10.44 0.58 7.47 0.14 1.85 4.44 1.86 0.52 1.26
REGULABLE 7.55 0.15 1.85 0.00 0.84 2.96 0.00 9.42 0.00 2.89 19.58 1.42 2.37 0.04
FLUYENTE 0.72 0.30 0.13 0.00 0.19 1.18 0.01 1.04 0.01 0.17 1.24 0.11 0.07 0.01
RENOV 0.40 0.37 0.00 0.00 0.11 6.54 0.45 0.44 0.00 1.29 0.56 1.33 0.02 0.16
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
NUCLEAR 0.00 0.00 1.18 0.00 0.00 0.00 0.51 0.00 0.00 0.71 2.64 0.67 9.45
CRBN 1.84 16.15 1.90 0.00 0.19 0.00 7.14 27.92 3.14 9.62 2.31 0.99 4.14
CCGT 1.48 28.90 0.01 0.00 0.10 0.11 7.60 0.71 2.17 0.00 0.22 0.00 0.34
FUELOIL 0.88 14.96 0.11 0.08 0.03 1.15 2.40 0.80 1.71 0.52 0.24 0.04 0.54
GAS 0.96 3.97 0.42 0.76 0.27 0.11 2.84 0.17 0.43 2.10 0.19 0.32 1.76
REGULABLE 0.20 15.62 0.10 0.40 1.52 0.00 0.04 0.77 3.82 6.09 1.56 0.88 15.72
FLUYENTE 0.03 1.45 0.02 0.02 0.02 0.00 0.00 0.16 0.20 0.19 0.04 0.13 0.52
RENOV 0.01 1.52 0.03 0.01 0.00 0.00 0.78 0.27 0.24 0.00 0.05 0.01 1.12
TABLE qminp(g,pa) Potencia mínima bruta del genera dor g [GW]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
NUCLEAR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
CRBN 0.16 0.16 0.16 0 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16
CCGT 0.1 0.1 0 0 0.1 0.1 0.1 0.1 0 0.1 0 0.1 0.1 0.1
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 157
GAS 0 0 0 0.2 0 0.2 0 0.2 0 0 0.2 0.2 0.2 0
REGULABLE 0.14 0.14 0.14 0 0 0.14 0.14 0.14 0 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14
FLUYENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
RENOV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
NUCLEAR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
CRBN 0.16 0.16 0 0 0 0 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0
CCGT 0.1 0.1 0 0 0 0 0.1 0.1 0.1 0 0.1 0 0.1
GAS 0.2 0.2 0 0 0 0 0.2 0.2 0.2 0 0 0 0
REGULABLE 0.14 0.14 0.14 0 0 0 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0 0.14
FLUYENTE 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
RENOV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
TABLE bmaxp(g,pa) Potencia máxima bruta de bombeo del generador g [GW]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
BOMBEO 3.58 1.31 0.86 0 1.15 4.85 0 5.3 0 0 4.3 2.73 0.7 0
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
BOMBEO 0.29 4.02 0.76 1.1 0 0 0 1.41 1.05 0 0.92 0 0.04
Table dispp(g,pa) Disponibilidad anual [p.u.]
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 158
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
NUCLEAR 0.89 0.93 0.83 0.89 0.81 0.96 0.89 0.92 0.89 1.00 0.83 0.80 0.89 0.84
CRBN 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93
CCGT 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96
FUELOIL 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78
GAS 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92
REGULABLE 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
FLUYENTE 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
RENOV 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
NUCLEAR 0.89 0.89 0.85 0.89 0.89 0.89 0.79 0.89 0.89 0.92 0.79 0.96 0.83
CRBN 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93 0.93
CCGT 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96 0.96
FUELOIL 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78 0.78
GAS 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92
REGULABLE 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
FLUYENTE 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
RENOV 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00
Table wmaxp(g,pa) Nivel máximo de reserva del emba lse del generador g [GWh]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
REGULABLE 36781 1583.9 4431.8 0 3021.5 25861.8 0 28565.4 0 11273.2 60424.2 8313.5 6386.7 171.3
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 159
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
REGULABLE 1058.6 41644.3 772.6 887.6 2668.6 0 106 2814 11216.8 18120.5 4507.1 3429.1 61105.2
Table w0p(g,pa) Nivel inicial de reserva del embal se del generador g [GWh]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
REGULABLE 9195.3 396 1108 0 755.4 6465.5 0 7141.4 0 2818.3 15106.1 2078.4 1596.7 42.8
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
REGULABLE 264.7 10411.1 193.2 221.9 667.2 0 26.5 703.5 2804.2 4530.1 1126.8 857.3 15276.3
Table wminp(g,pa) Nivel mínimo de reserva del emba lse del generador g [GWh]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
REGULABLE 9195.3 396 1108 0 755.4 6465.5 0 7141.4 0 2818.3 15106.1 2078.4 1596.7 42.8
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
REGULABLE 264.7 10411.1 193.2 221.9 667.2 0 26.5 703.5 2804.2 4530.1 1126.8 857.3 15276.3
Table cap_lp(pa,ppaa) Capacidad máxima de la línea de interconexión entre dos países [GW]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 160
AUT 0 0 0 0 0.9 1.4 0 0 0 0 0 0 0 0.8
BEL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.2 0 0 0
BGR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.6 0
CYR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
CZE 1.150 0 0 0 0 2.3 0 0 0 0 0 0 0 0
DEU 1.6 0 0 0 0.7 0 1.35 0 0 0 3.3 0 0 0
DNK 0 0 0 0 0 1.750 0 0 0 0 0 0 0 0
ESP 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.5 0 0 0
EST 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.35 0 0 0 0
FIN 0 0 0 0 0 0 0 0 0.35 0 0 0 0 0
FRA 0 3.2 0 0 0 2.85 0 1.4 0 0 0 2 0 0
UK 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0
GRC 0 0 0.6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
HUN 0.6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
IRL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.17 0 0
ITA 0.085 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.995 0 0.5 0
LTU 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
LUX 0 0.5 0 0 0 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0
LVA 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0
MLT 0 0 0 0 0 0 0 0.8 0 0 0 0 0 0
NLD 0 2.4 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0
POL 0 0 0 0 1.66 1.1 0 0 0 0 0 0 0 0
PRT 0 0 0 0 0 0 0 1.2 0 0 0 0 0 0
ROM 0 0 0.8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.6
SVK 0 0 0 0 1.4 0 0 0 0 0 0 0 0 1.1
SVN 1.200 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SWE 0 0 0 0 0 0.6 1.920 0 0 2 0 0 0 0
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 161
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
AUT 0 0.22 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.65 0
BEL 0 0 0 0.5 0 0 2.4 0 0 0 0 0 0
BGR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.95 0 0 0
CYR 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
CZE 0 0 0 0 0 0 0 0.8 0 0 1.4 0 0
DEU 0 0 0 0.5 0 0 3.8 1.2 0 0 0 0 0.6
DNK 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.2
ESP 0 0 0 0 0 0.8 0 0 1.3 0 0 0 0
EST 0 0 0 0 0.78 0 0 0 0 0 0 0 0
FIN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.6
FRA 0 2.65 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
UK 0.33 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
GRC 0 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
HUN 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.4 0.8 0 0
IRL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
ITA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.16 0
LTU 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0
LUX 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
LVA 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
MLT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
NLD 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
POL 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.75 0 0.6
PRT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
ROM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
SVK 0 0 0 0 0 0 0 0.75 0 0 0 0 0
SVN 0 0.43 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 162
SWE 0 0 0 0 0 0 0 0.6 0 0 0 0 0
Table ss_esc(cs_sens,p_afec) dem q_eerr coal gas base 0 0 0 0 dup_5pc 0.05 0 0 0 dup_10pc 0.1 0 0 0 ddn_5pc - 0.05 0 0 0 ddn_10pc - 0.1 0 0 0 qup_5pc 0 0.05 0 0 qup_15pc 0 0.15 0 0 qdn_5pc 0 - 0.05 0 0 qdn_15pc 0 - 0.15 0 0 cup_5pc 0 0 0.05 0 cup_15pc 0 0 0.15 0 cdn_5pc 0 0 - 0.05 0 cdn_15pc 0 0 - 0.15 0 gup_5pc 0 0 0 0.05 gup_15pc 0 0 0 0.15 gdn_5pc 0 0 0 - 0.05 gdn_15pc 0 0 0 - 0.15 mopt - 0.1 0.15 - 0.15 - 0.15 opt - 0.05 0.05 - 0.05 - 0.05 mpes 0.1 - 0.15 0.15 0.15 pes 0.05 - 0.05 0.05 0.05 Table k(g,pa) Factor de conversión de pot encia bruta a potencia neta del generador g [p.u.]
AUT BEL BGR CYR CZE DEU DNK ESP EST FIN FRA UK GRC HUN
NUCLEAR 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98
Apéndices. Código GAMS modelo Eléctrico 163
CRBN 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88
CCGT 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9
FUELOIL 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9
GAS 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85
REGULABLE 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
FLUYENTE 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
IRL ITA LTU LUX LVA MLT NLD POL PRT ROM SVK SVN SWE
NUCLEAR 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98 0.98
CRBN 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88 0.88
CCGT 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9
FUELOIL 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9
GAS 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85 0.85
REGULABLE 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
FLUYENTE 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Capítulo 5 CÓDIGO GAMS MODELO ACERO-
HIERRO
1 Código Modelo
*Modelo para la obtención de curvas MAC para Industria del Acero-Hierro *Las notas buscan entregar el mayor grado de detalle Sets
a Cantidades problema /a1*a24/ cs Casos cs_sens Casos sensibilidades p_afec Parámetros afectados p Periodos /p1*p12/ tec Tecnologías *Subsets creados para sensibilizar los principales materias primas io(a) Iron_ore variables sr(a) Scrap variables ck(a) Coke variables otr(a) Otras variables no anteriores ; Parameters
reporte(*,*,*,*) CF(tec) Costos operativos fijos (variabilizado) tecnologías [euros por Ton] CVo(tec) Costos operativos variables tecnologías [euros por Ton] CR(tec) Costos upgrade tecnologías [MME per Ton per año] Emi(a) Emisiones totales por agente [Ton CO2 equiv] rcs(cs) Reducción total emisiones por casos [pu] Dem_UE(p) Demanda Unión Europea por periodos [MMTon] CV(a,p) Costos materias primas [euros per Ton] pst(p) Precio mercado hierro [euros por ton] ss_esc(cs_sens,p_afec) Casos sensibilidad modelo ;
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
SCALARS *Se considera un valor alto de BAU para que la restricción de emisión no sea problema BAU Business as usual red Porcentaje de reducción emisiones [pu] asig Asignaciones derechos [MMTon Co2] tdes Tasa descuento [pu] aux_dem Auxiliar economía mundial (demanda) [pu] aux_io Auxiliar iron ore (materia prima) [pu] aux_sr Auxiliar scrap (materia prima)[pu] aux_ck Auxiliar coque (ck) [pu] ; variables fobj Función objetivo [MM euros] emisiones Emisiones totales [MMTon Co2 eq] emis_EAF_DIR Emisiones totales tecno EAF_DIR [MMTon Co2 eq] emis_EAF Emisiones totales tecno EAF [MMTon Co2 eq] emis_BFBOF Emisiones totales tecno BFBOF [MMTon Co2 eq] ; Positive Variables x(a,p) Producción de cada agente por periodo [MM tons] * Capacidad es utilizado inicialmente para conocer el grado de actualización optimo cap(p) Capacidad EAF reconvertida por periodo [MM tons] EBF Total emisión proceso BF [MM Ton C02] EEAFD Total emisión proceso EAF DIR [MM Ton C02] EEAF Total emisión proceso EAF [MM Ton C02] EBOF Total emisión proceso EBOF [MM Ton C02] EPerd Total emisión por escorias [MM Ton C02] CBF Costo proceso BF [MM euros] CEAFD Costo proceso EAF DIR [MM euros] CEAF Costo proceso EAF [MM euros] CBOF Costo proceso EBOF [MM euros] CPerd Costo por escorias [MM euros] Q_imp(p) Cantidad importada [MM Tons] ; * Se introducen los datos del modelo de acero-hierro $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Industria\Steel\STEEL.INC Equations E_FOBJ Función objetivo del problema E_EMIS Función emisiones del problema E_C1(p) E_C2(p) E_C3(p) E_C4(p) E_C5(p) E_C6(p) E_C7(p) E_C8(p) E_C9(p)
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
E_C10(p) E_C11(p) E_C12(p) E_C13(p) E_C14(p) E_C15(p) E_C16(p) E_C17(p) E_C18(p) E_C19(p) E_C20(p) E_C21(p) E_C22(p) E_C23(p) E_C24(p) E_C12b(p) Función obtención actualización tecno optima E_C20b(p) Función obtención actualización tecno optima ; * Función objetivo es la maximización del beneficio del precio de venta acero menos los costos asociados * Entre los costos están las de materias primas, los fijos, otros variables, los de actualización (inicial) * También se incluyen las eventuales ventas (o compras) de derechos de emisión y las compras de acero importado * Nótese que se ha incorporado el costo de la inversión de la actualización (que ya se ha dado por realizada en el modelo E_FOBJ.. fobj=E= Sum[p,pst(p)*x('a18',p)]-Sum[(io,p),CV(io,p)*x(io,p)*(1+aux_io)]-Sum[(sr,p),CV(sr,p)*x(sr,p)*(1+aux_sr)]- Sum[(ck,p),CV(ck,p)*x(ck,p)*(1+aux_ck)]-Sum[(otr,p),CV(otr,p)*x(otr,p)]- Sum(p,[CF('BF')*x('a4',p)+CF('BOF')*x('a13',p)+CF('EAF')*x('a17',p)+CF('EAFD')*x('a20',p)])- Sum(p,[CVo('BF')*x('a4',p)+CVo('BOF')*x('a13',p)+CVo('EAF')*x('a17',p)+CVo('EAFD')*x('a20',p)])- Sum[tec,60*CR(tec)*tdes]-Sum[p,pst(p)*q_imp(p)]; * Restricción de emisiones * Variable red es quien comprime mas la restricción E_EMIS.. BAU*(1-red)=E= Sum((a,p),Emi(a)*x(a,p)); * Entrada Raw Material Iron Ore *******************************¨ * Raw material Iron Ore en Sinter E_C1(p).. x('a6',p)=E= 0.75*x('a1',p); *Raw materual Iron Ore en Pellets E_C2(p).. x('a5',p)=E= x('a2',p); *Componente Iron ore en DRI
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
E_C3(p).. x('a8',p)=E= 1.39*x('a19',p); * Entrada Modelo BF ************************* * Raw material Sinter en BF E_C4(p)..
x('a4',p)=E=x('a1',p)/1.2 + x('a2',p)/0.85;
* Raw material Coke en BF E_C6(p).. x('a3',p)=E=0.34*x('a4',p); *Capacidad max y min anual planta BF1 E_C7(p).. x('a4',p)=G= 0.06; E_C8(p).. x('a4',p)=L= 16.6; *Produccion Hot steel (reducida escorias) va tanto a produccion EAF y BOF E_C9(p).. x('a4',p)=E=[x('a9',p)+x('a16',p)+x('a24',p)]*1.1; * Entrada Modelo EAF DRI ******************************** * La entrada de chatarra(Scrap) no puede ser mayor al 70 por ciento E_C10(p).. 0.43*[x('a22',p)+x('a21',p)]=L=(x['a19',p]+x('a24',p)); * La entrada de chatarra(Scrap) no puede ser menor al 20 por ciento E_C11(p).. 4*[x('a22',p)+x('a21',p)]=G=(x['a19',p]+x('a24',p)); * Capacidad max y min planta EAF DRI E_C12(p).. x('a20',p)=L= 0.16+5; * Ecuacion solo aplicable para obtener el número optimo de actualizacion de tecnologia E_C12b(p).. x('a20',p)=L= 0.16 +cap(p); E_C13(p).. x('a20',p)=G=0.06; * Cada tolenada EAFDIR consume 1.13 Ton Raw Material E_C14(p)..
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
1.13*x('a20',p)=E= x('a19',p)+[x('a21',p)+x('a22',p)]+[x('a24',p)]; *Entrada modelo BOF *************************************************** * Cada tolenada BOF consume 1.1 Ton Raw Material E_C15(p).. 1.1*x('a13',p)=E= x('a9',p)+[x('a11',p)+x('a10',p)]; * Produccion BOF maxima E_C16(p).. x('a13',p)=L= 11.7; * Ratio scrap 20 por ciento y cada ton SiC permite 12 ton adicionales chatarra(SCRAP) E_C17(p).. x('a9',p)=G= 4*[x('a11',p)+x('a10',p)-12*x('a12',p)]; * La produccion SiC no puede ser mayor al 24ava parta del Hot Steel E_C18(p).. x('a12',p)*24 =L= x('a9',p); *Ecuaciones produccion EAF *********************************** * Pig iron en EAF no puede ser superior al 30 por ciento E_C19(p).. 2.33*x('a16',p)=L= [x('a15',p)+x('a14',p)]; * Capacidad máxima de la producción mensual EAF E_C20(p).. x('a17',p)=L=7.5-5; * Ecuacion solo aplicable para obtener el número optimo de actualización de tecnología Relacionado con ec 12b E_C20b(p).. x('a17',p)=L=7.5-cap(p); * Cada tolenada EAF consume 1.13 Ton Raw Material E_C21(p).. [x('a15',p)+ x('a14',p)]+ [x('a16',p)]=E= 1.13*x('a17',p); *Ecuaciones finales solucion *********************************** * Chatarra reciclada depende de la producción de crude steel E_C22(p).. x('a10',p)+x('a14',p)+x('a21',p)=E=0.3*x('a18',p);
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
* Suma de los crude steel from EAF, EFA DRI y BOF es el total (mas perdidas) E_C23(p).. x('a18',p)=E=x('a17',p)+x('a13',p)+ x('a20',p); * Curva de oferta y demanda E_C24(p).. 0.7*x('a18',p)+Q_imp(p)=E= Dem_UE(p)*(1+aux_dem); Model MMP / E_FOBJ E_EMIS E_C1 E_C2 E_C3 E_C4 E_C5 E_C6 E_C7 E_C8 E_C9 E_C10 E_C11 *E_C12 E_C12b E_C13 E_C14 E_C15 E_C16 E_C17 E_C18 E_C19 *E_C20 E_C20b E_C21 E_C22 E_C23 E_C24 /; Model SMMP / E_FOBJ *E_EMIS E_C1 E_C2 E_C3 E_C4 E_C5 E_C6 E_C7 E_C8 E_C9
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
E_C10 E_C11 E_C12 E_C13 E_C14 E_C15 E_C16 E_C17 E_C18 E_C19 E_C20 E_C21 E_C22 E_C23 E_C24 /; Model SMMPA / E_FOBJ E_EMIS E_C1 E_C2 E_C3 E_C4 E_C5 E_C6 E_C7 E_C8 E_C9 E_C10 E_C11 E_C12 E_C13 E_C14 E_C15 E_C16 E_C17 E_C18 E_C19 E_C20 E_C21 E_C22 E_C23 E_C24 / OPTION MIP = CPLEX; * Selección del optimizador para resolución con variables binarias relajadas OPTION RMIP = CPLEX; * Tolerancia para la convergencia de la optimización con variables binarias OPTION DECIMALS = 2; * Se hace un loop por cada sensibilidad en el modelo
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
Loop(cs_sens$[ORD(cs_sens)< (card(cs_sens)+1)], * Se definen las variables auxiliares asociados a las sensibilidades aux_dem=ss_esc(cs_sens,'dem'); aux_io=ss_esc(cs_sens,'iron_ore'); aux_sr=ss_esc(cs_sens,'scrap'); aux_ck=ss_esc(cs_sens,'coke'); * Se hace un loop por cada caso de emisiones del modelo Loop(cs$[ORD(cs) < (card(cs)+1)], red=rcs(cs); * Resolvemos el problema * Modelo distinto en la resolución (el primero sin ecuación de emisión - BAU) If(Ord(cs)=1, SOLVE SMMP USING RMIP MAXIMIZING fobj; Else SOLVE SMMPA USING RMIP MAXIMIZING fobj; ); * Se incluye codigos para salidas del modelo $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Industria\Steel\EXIT.INC ); ); display x.l; *display cap.l; display reporte; * Se incluye un formato para la salida puntual de datos $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Industria\Steel\STEEL_REP.INC ;
2 Código Datos de Entrada
SETS cs Casos / base red2 red4 red6 red8 red10
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
red12 red15 red18 red20 red22 red25 / tec Tecnologías / BF BOF EAF EAFD / cs_sens Casos sensibilidades / base dup_5pc dup_10pc ddn_5pc ddn_10pc ioup_5pc ioup_15pc iodn_5pc iodn_15pc srup_5pc srup_15pc srdn_5pc srdn_15pc mopt opt mpes pes / p_afec Parámetros afectados / dem iron_ore scrap coke gas / io(a) Iron_ore / a5 a6 a8 / sr(a) Chatarra (Scrap) / a10 a11 a14 a15
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
a21 a22 / ck(a) Coque / a3 / otr(a) Otros / a1 a2 a4 a7 a9 a12 a13 a16 a17 a18 a19 a20 a23 a24 / SCALARS BAU Business as usual / 10000 / asig Asignaciones derechos [MMTonCo2] / 365 / tdes Tasa descuento / 0.06 / PARAMETERS Dem_UE(p) Demanda UE por periodo / p1 18.6 p2 17 p3 18.4 p4 18.2 p5 17.8 p6 16.8
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
p7 16 p8 14.5 p9 17 p10 18.5 p11 17.7 p12 16.5 / pst(p) Precio acero [euros por Ton] / p1 491.54 p2 537.69 p3 615.38 p4 703.85 p5 767.69 p6 825.38 p7 845.38 p8 840.77 p9 748.46 p10 665.38 p11 550.77 p12 434.62 / CF(tec) Costos operativos fijos tecnologías [euros por Ton] / BF 5 BOF 39 EAF 10.72 EAFD 10.72 / CVo(tec) Costos operativos var. tecnologías [euros por Ton] / BF 25 BOF 15 EAF 93.77 EAFD 93.77 / CR(tec) Costos upgrade tecnologías [MME per MTon pe r año] / EAFD 40 / Emi(a) Niveles emisión por agentes [Ton CO2 eq] / a1 0.6 a2 0.2 a3 0.4 a4 1 a10 0.466
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
a11 0.466 a14 0.466 a15 0.466 a16 0 a19 1.1 a21 0.466 a22 0.466 a24 0 / rcs(cs) / base 0 red2 0.02 red4 0.04 red6 0.06 red8 0.08 red10 0.1 red12 0.12 red15 0.15 red18 0.18 red20 0.2 red22 0.22 red25 0.25 /
Table CV(a,p) Costos materias primas [euros per To n]
P1 P2 P3 P4 P5 P6 P7 P8 P9 P10 P11 P12
a1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a3 81.62 81.62 81.62 87.62 87.62 87.62 93.85 93.85 93.85 99.23 99.23 99.23
a4 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a5 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15
a6 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15
a7
a8 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15 108.15
a9 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a10 296.15 300 376.92 392.31 438.46 488.46 484.62 296.15 184.62 169.23 157.69 176.92
a11 296.15 300 376.92 392.31 438.46 488.46 484.62 296.15 184.62 169.23 157.69 176.92
a12 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486 486
a13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a14 296.15 300 376.92 392.31 438.46 488.46 484.62 296.15 184.62 169.23 157.69 176.92
a15 296.15 300 376.92 392.31 438.46 488.46 484.62 296.15 184.62 169.23 157.69 176.92
a16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a17 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a19 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a20 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a21 296.15 300 376.92 392.31 438.46 488.46 484.62 296.15 184.62 169.23 157.69 176.92
a22 296.15 300 376.92 392.31 438.46 488.46 484.62 296.15 184.62 169.23 157.69 176.92
a23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
a24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Table ss_esc(cs_sens,p_afec) dem iron_ore scrap
Base 0 0 0 dup_5pc 0.05 0 0 dup_10pc 0.1 0 0 ddn_5pc - 0.05 0 0 ddn_10pc - 0.1 0 0 ioup_5pc 0 0.05 0 ioup_15pc 0 0.15 0 iodn_5pc 0 - 0.05 0
Apéndices. Código GAMS modelo Acero-hierro
iodn_15pc 0 - 0.15 0 srup_5pc 0 0 0.05 srup_15c 0 0 0.15 srdn_5pc 0 0 - 0.05 srdn_15pc 0 0 - 0.15 mopt - 0.1 - 0.15 - 0.15 opt - 0.05 - 0.05 - 0.05 mpes 0.1 0.15 0.15 pes 0.05 0.05 0.05
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
Capítulo 6 CÓDIGO GAMS MODELO CEMENTO
1 Código GAMS
$Title Modelo MAC *Modelo para la obtención de curvas MAC para mercado cemento * Declaración de índices o conjuntos SETS p Periodos /p1 * p12/ tec Tecnología cs Casos fco Fuentes costos industrias f_pl Tipos de fuel de las plantas clink Tipo clinker p_afec Parámetros afectados cs_sens Casos sensibilidad *Se crean subset para sensibilidades raw(fco) Materias primas otr(fco) Otras fuentes de costos carb(f_pl) Precio carbón otra(f_pl) Otras fuentes de combustible ; * Declaración de parámetros * Declaración de escalares SCALARS BAU Total de emisiones "Business as usual" año base [Mill Ton CO2] red Porcentaje de reducción [porcentaje] dir Demanda referencia anual por industria [Ton] asig Asignación de derechos emisión [Ton CO2] aux_dem Auxiliar economía mundial (demanda) [pu] aux_coal Auxiliar materia prima (carbón) [pu]¨ aux_clink Auxiliar materia prima (clinker) [pu] tdes Tasa de descuento [pu]
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
pder Precio derecho de emisión por periodo [euros por Ton CO2] ; * Declaración de parámetros PARAMETERS rcs(cs) Porcentaje de reducción de emisiones según caso cvTec(tec) Costo variable tecnología CR(tec) Costos actualización tecnologías [MME per Ton per año] reporte(*,*,*) Reporte final MAC *Declaracion de Tablas qmax(tec,f_pl) Capacidad de producción máxima mensual [MMTon] emi(tec,clink,f_pl) Factor de emisión [Ton CO2 por Ton] cpro(tec,fco,clink,f_pl) Costos de las componentes por industria [euros por Ton] ss_esc(cs_sens,p_afec) Escenarios sensibilidad [pu] ; * Declaración de variables libres VARIABLES fobj Valor de la función objetivo [MM Euros] emisindi Total de emisiones del caso [MM Tons CO2] demindcem Total de demanda [MM Tons] produc Producción (MM Tons] memisind Diferencia de emisiones [MM Tons CO2] mfobj Diferencia en los valores objetivos [MM Euros] ; * Declaración de variables positivas POSITIVE VARIABLES q(tec,clink,f_pl) Producción industria por periodos [MM Ton] q_imp Producción importada UE27 por periodo [MM Ton] * Las siguientes variables definen las actualizaciones tecnologías cap_SDRK(f_pl) Capacidad reconvertida a SDRK [MM tons] cap_DRKH1(f_pl) Capacidad reconvertida a DRKH desde SDRK [MM tons] cap_DRKH2(f_pl) Capacidad reconvertida a DRKH desde DLRK [MM tons] cap_DRKHC1(f_pl) Capacidad reconvertida a DRKHC desde SDRK [MM tons] cap_DRKHC2(f_pl) Capacidad reconvertida a DRKHC desde DLRK [MM tons] cap_DRKHC(f_pl) Capacidad reconvertida a DRKHC [MM tons] ; * Leemos los datos del fichero de datos $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Industria\Cemento\MMP_CEMENTO_PAIS.INC * Declaración de ecuaciones EQUATIONS E_FOBJ Función objetivo E_DMD Función demanda * Ecuación que define la producción como BAU E_PROD(tec,f_pl) Función de capacidad producción [MM Ton]
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
* Ecuaciones que definen las capacidades de producción por tecnologías E_PROD_WRK_1(f_pl) Función de capacidad producción WRK [MM Ton] E_PROD_SDRK_1(f_pl) Función de capacidad producción SDRK [MM Ton] E_PROD_DLRK_1(f_pl) Función de capacidad producción DLRK [MM Ton] E_PROD_DRKH_1(f_pl) Función de capacidad producción DRKH [MM Ton] E_PROD_DRKHC_1(f_pl) Función de capacidad producción DRKHC [MM Ton] * Ecuaciones que limitan transferencias (para evitar toda transferencia hacia una tecnología) E_cap_SDRK(f_pl) Limita capacidad transferencia desde WRK [MM Ton] E_cap_DRKH1(f_pl) Limita capacidad transferencia a SDRK [MM Ton] E_cap_DRKH2(f_pl) Limita capacidad transferencia a DLRK [MM Ton] E_cap_DRKHC(f_pl) Limita capacidad transferencia a DRKH [MM Ton] E_EMIS Restricción de emisiones [MM Ton CO2] ; * Formulación de las ecuaciones * Función objetivo. Involucra precio oligopolico, los costos de producción, las inversiones actualización * Asignaciones sobres emisiones a precio de derechos E_FOBJ.. fobj =E= [100-0.2* Sum[(tec,clink,f_pl), q(tec,clink,f_pl)]]*Sum[(tec,clink,f_pl), q(tec,clink,f_pl)]- Sum[(tec,clink,carb),Sum[raw,q(tec,clink,carb)*cpro(tec,raw,clink,carb)*(1+aux_clink)*(1+aux_coal)]]- Sum[(tec,clink,otra),Sum[raw,q(tec,clink,otra)*cpro(tec,raw,clink,otra)*(1+aux_clink)]]- Sum[(tec,clink,carb),Sum[otr,q(tec,clink,carb)*cpro(tec,otr,clink,carb)*(1+aux_coal)]]- Sum[(tec,clink,otra),Sum[otr,q(tec,clink,otra)*cpro(tec,otr,clink,otra)]]- Sum[(clink,f_pl), Sum[tec,q(tec,clink,f_pl)*cvTec(tec)]]- Sum[f_pl,cap_SDRK(f_pl)*CR('SDRK')*tdes]- Sum[f_pl,(cap_DRKH1(f_pl)+cap_DRKH2(f_pl))*CR('DRKH')*tdes]- Sum[f_pl,(cap_DRKHC1(f_pl)+cap_DRKHC2(f_pl)+cap_DRKHC(f_pl))*CR('DRKHC')*tdes]-[100-0.2* Sum[(tec,clink,f_pl), q(tec,clink,f_pl)]]*q_imp; * Ecuación de demanda E_DMD.. dir*(1+aux_dem) =E= Sum[(tec,clink,f_pl) , q(tec,clink,f_pl)]+ q_imp ; E_PROD(tec,f_pl).. Sum[clink,q(tec,clink,f_pl)] =L= qmax(tec,f_pl); E_PROD_WRK_1(f_pl).. Sum[clink,q('WRK',clink,f_pl)] =L= qmax('WRK',f_pl)-cap_SDRK(f_pl); E_cap_SDRK(f_pl).. cap_SDRK(f_pl) =L= qmax('WRK',f_pl); E_PROD_SDRK_1(f_pl).. Sum[clink,q('SDRK',clink,f_pl)] =L= qmax('SDRK',f_pl)+cap_SDRK(f_pl)-cap_DRKH1(f_pl)-cap_DRKHC1(f_pl); E_cap_DRKH1(f_pl).. cap_DRKH1(f_pl)+ cap_DRKHC1(f_pl) =L= qmax('SDRK',f_pl);
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
E_PROD_DLRK_1(f_pl).. Sum[clink,q('DLRK',clink,f_pl)] =L= qmax('DLRK',f_pl)-cap_DRKH2(f_pl)-cap_DRKHC2(f_pl); E_cap_DRKH2(f_pl).. cap_DRKH2(f_pl)+ cap_DRKHC2(f_pl) =L= qmax('DLRK',f_pl); E_PROD_DRKH_1(f_pl).. Sum[clink,q('DRKH',clink,f_pl)] =L= qmax('DRKH',f_pl)+cap_DRKH1(f_pl)+cap_DRKH2(f_pl) - cap_DRKHC(f_pl); E_cap_DRKHC(f_pl).. cap_DRKHC(f_pl) =L= qmax('DRKH',f_pl)*0.1; E_PROD_DRKHC_1(f_pl).. Sum[clink,q('DRKHC',clink,f_pl)] =L= qmax('DRKHC',f_pl)+ cap_DRKHC1(f_pl)+cap_DRKHC2(f_pl)+ cap_DRKHC(f_pl); E_EMIS.. BAU*(1-red) =E= Sum[(tec,clink,f_pl), q(tec,clink,f_pl)*emi(tec,clink,f_pl)]; * Especificación de las ecuaciones que forman el modelo * Modelo incluye restricciones y producciones por tecnologías MODEL MMP / E_FOBJ E_DMD E_PROD_WRK_1 E_PROD_SDRK_1 E_PROD_DLRK_1 E_PROD_DRKH_1 E_PROD_DRKHC_1 E_cap_SDRK E_cap_DRKH1 E_cap_DRKH2 E_cap_DRKHC E_EMIS /; * Modelo BAU. No incluye restricciones de emisiones MODEL SMMP / E_FOBJ E_DMD E_PROD /; * Opciones de ejecución: * Selección del optimizador para resolución con variables binarias *OPTION MIP = BDMLP; OPTION MIP = CPLEX; * Selección del optimizador para resolución con variables binarias relajadas OPTION RMIP = CPLEX; * Tolerancia para la convergencia de la optimización con variables binarias
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
OPTION OPTCR = 0.00001; * Número máximo de iteraciones que se le permite hacer al optimizador OPTION ITERLIM = 1000000; OPTION DECIMALS = 2; BAU=BAUO; Loop(cs_sens$[ORD(cs_sens)< [card(cs_sens)+1]], aux_dem=ss_esc(cs_sens,'dem'); aux_clink=ss_esc(cs_sens,'clk'); aux_coal=ss_esc(cs_sens,'coal'); Loop(cs$[ORD(cs) < [card(cs)+1]], red=rcs(cs); * Resolvemos el problema If(Ord(cs)=1, SOLVE SMMP USING RMIQCP MAXIMIZING fobj; Else SOLVE MMP USING RMIQCP MAXIMIZING fobj; ); $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Industria\Cemento\MMP_SALIDA.INC ); ); display reporte; display cap_SDRK.l; display cap_DRKH1.l; display cap_DRKH2.l; display cap_DRKHC.l; display q.l; display q_imp.l; $INCLUDE G:\TESIS\Modelo final final\Base Industria\Cemento\RES_UE.INC
2 Código Datos de Entrada
SETS Tec Tecnologia / WRK SDRK
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
DLRK DRKH DRKHC / fco Fuente costo industrias / Comb Elec Maint Rmat Add_Rmat / raw(fco) Desprende materia prima / Rmat / otr(fco) Fuente costo industrias / Comb Elec Add_Rmat / cs Casos / base red2 red4 red6 red8 red10 red12 red15 red18 red20 red22 red25 / f_pl Fuel utilizado por planta / Coal Fuel_oil Gas Waste / carb(f_pl) Desprende carbón / Coal / otra(f_pl) Fuel utilizado por planta /
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
Fuel_oil Gas Waste / clink Tipo clinker / clink55 clink75 clink95 / p_afec Parámetros afectados / dem clk coal / cs_sens Casos sensibilidades / base dup_5pc dup_10pc ddn_5pc ddn_10pc clup_5pc clup_15pc cldn_5pc cldn_15pc cup_5pc cup_15pc cdn_5pc cdn_15pc mopt opt mpes pes / SCALARS BAUO Nivel de emisiones "Business_as_usual" año ba se [Mill Ton CO2] / 1000000 / dir Producción (demanda) UE [Mill Ton cement] / 240 / asig Asignación de derechos [Mill Ton CO2] /
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
188 / tdes Tasa descuento / 0.06 / PARAMETERS cvTec (tec) Costo variable tecnología [euros per To n] / WRK 11.68 SDRK 9.36 DLRK 10.08 DRKH 8 DRKHC 7.6 / rcs(cs) Nivel de reducción según casos / base 0 red2 0.02 red4 0.04 red6 0.06 red8 0.08 red10 0.1 red12 0.12 red15 0.15 red18 0.18 red20 0.20 red22 0.22 red25 0.25 / CR(tec) Costos upgrade tecnologías [MME per Ton per año] / SDRK 8 DRKH 20 DRKHC 30.24 / Table emi(tec,clink,f_pl) Coal Fuel_oil Gas Waste WRK.clink55 0.65 0.57 0.51 0.35 SDRK.clink55 0.48 0.43 0.41 0.31 DLRK.clink55 0.62 0.57 0.53 0.41 DRKH.clink55 0.54 0.49 0.46 0.35 DRKHC.clink55 0.48 0.43 0.41 0.31 WRK.clink75 0.85 0.74 0.67 0.45 SDRK.clink75 0.62 0.57 0.53 0.41 DLRK.clink75 0.82 0.75 0.69 0.53 DRKH.clink75 0.7 0.64 0.59 0.46
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
DRKHC.clink75 0.62 0.57 0.53 0.41 WRK.clink95 1.05 0.92 0.87 0.55 SDRK.clink95 0.77 0.7 0.65 0.49 DLRK.clink95 1.01 0.92 0.85 0.65 DRKH.clink95 0.87 0.79 0.73 0.55 DRKHC.clink95 0.77 0.7 0.65 0.49 Table cpro(tec,fco,clink,f_pl) Coal Fuel_oil Gas Waste WRK.Comb.clink55 3.53 16.8 9.62 2.35 WRK.Elec.clink55 5.65 5.65 5.65 5.65 WRK.Rmat.clink55 2.32 2.32 2.32 2.32 WRK.Add_Rmat.clink55 15 15 15 15 WRK.Comb.clink75 3.53 16.8 9.62 2.35 WRK.Elec.clink75 5.65 5.65 5.65 5.65 WRK.Rmat.clink75 3.16 3.16 3.16 3.16 WRK.Add_Rmat.clink75 9 9 9 9 WRK.Comb.clink95 3.53 16.8 9.62 2.35 WRK.Elec.clink95 5.65 5.65 5.65 5.65 WRK.Rmat.clink95 4 4 4 4 WRK.Add_Rmat.clink95 4 4 4 4 SDRK.Comb.clink55 2.83 13.47 7.71 1.88 SDRK.Elec.clink55 6.75 6.75 6.75 6.75 SDRK.Rmat.clink55 2.32 2.32 2.32 2.32 SDRK.Add_Rmat.clink55 15 15 15 15 SDRK.Comb.clink75 2.83 13.47 7.71 1.88 SDRK.Elec.clink75 6.75 6.75 6.75 6.75 SDRK.Rmat.clink75 3.16 3.16 3.16 3.16 SDRK.Add_Rmat.clink75 9 9 9 9 SDRK.Comb.clink95 2.83 13.47 7.71 1.88 SDRK.Elec.clink95 6.75 6.75 6.75 6.75 SDRK.Rmat.clink95 4 4 4 4 SDRK.Add_Rmat.clink95 4 4 4 4 DLRK.Comb.clink55 3.05 14.5 8.3 2.03 DLRK.Elec.clink55 5.65 5.65 5.65 5.65 DLRK.Rmat.clink55 2.32 2.32 2.32 2.32 DLRK.Add_Rmat.clink55 15 15 15 15 DLRK.Comb.clink75 3.05 14.5 8.3 2.03 DLRK.Elec.clink75 5.65 5.65 5.65 5.65 DLRK.Rmat.clink75 3.16 3.16 3.16 3.16 DLRK.Add_Rmat.clink75 9 9 9 9 DLRK.Comb.clink95 3.05 14.5 8.3 2.03 DLRK.Elec.clink95 5.65 5.65 5.65 5.65 DLRK.Rmat.clink95 4 4 4 4 DLRK.Add_Rmat.clink95 4 4 4 4 DRKH.Comb.clink55 2.42 11.51 6.59 1.61 DRKH.Elec.clink55 4.95 4.95 4.95 4.95 DRKH.Rmat.clink55 2.32 2.32 2.32 2.32 DRKH.Add_Rmat.clink55 15 15 15 15 DRKH.Comb.clink75 2.42 11.51 6.59 1.61 DRKH.Elec.clink75 4.95 4.95 4.95 4.95 DRKH.Rmat.clink75 3.16 3.16 3.16 3.16 DRKH.Add_Rmat.clink75 9 9 9 9 DRKH.Comb.clink95 2.42 11.51 6.59 1.61 DRKH.Elec.clink95 4.95 4.95 4.95 4.95 DRKH.Rmat.clink95 4 4 4 4 DRKH.Add_Rmat.clink95 4 4 4 4 DRKHC.Comb.clink55 2.3 10.93 6.26 1.53 DRKHC.Elec.clink55 4.95 4.95 4.95 4.95
Apéndices. Código GAMS modelo Cemento
DRKHC.Rmat.clink55 2.32 2.32 2.32 2.32 DRKHC.Add_Rmat.clink55 15 15 15 15 DRKHC.Comb.clink75 2.3 10.93 6.26 1.53 DRKHC.Elec.clink75 4.95 4.95 4.95 4.95 DRKHC.Rmat.clink75 3.16 3.16 3.16 3.16 DRKHC.Add_Rmat.clink75 9 9 9 9 DRKHC.Comb.clink95 2.3 10.93 6.26 1.53 DRKHC.Elec.clink95 4.95 4.95 4.95 4.95 DRKHC.Rmat.clink95 4 4 4 4 DRKHC.Add_Rmat.clink95 4 4 4 4 Table qmax(tec,f_pl) Capacidad de producción máxima mensual [MMTon] Coal Fuel_oil Gas Waste WRK 15.8 4.1 2.1 1.1 SDRK 21.3 5.6 2.8 1.5 DLRK 4.6 1.2 0.6 0.3 DRKH 81.5 21.3 10.6 5.7 DRKHC 73.2 19.1 9.5 5.1 Table ss_esc(cs_sens,p_afec) dem clk coal base 0 0 0 dup_5pc 0.05 0 0 dup_10pc 0.1 0 0 ddn_5pc - 0.05 0 0 ddn_10pc - 0.1 0 0 clup_5pc 0 0.05 0 clup_15pc 0 0.15 0 cldn_5pc 0 - 0.05 0 cldn_15pc 0 - 0.15 0 cup_5pc 0 0 0.05 cup_15pc 0 0 0.15 cdn_5pc 0 0 - 0.05 cdn_15pc 0 0 - 0.15 mopt - 0.1 - 0.15 - 0.15 opt - 0.05 - 0.05 - 0.05 mpes 0.05 + 0.05 + 0.05 pes 0.1 + 0.15 + 0.15
Apéndices. Sensibilidades 188
Capítulo 7 SENSIBILIDADES
1 Introducción
En el presente capítulo se incluyen el detalle de las sensibilidades
desarrolladas, y que han sido utilizadas para reafirmar los resultados de la
presente investigación.
Los parámetros sensibilizados han sido indicados en la tabla 2 del
presente documento. En el caso del “riesgo de capital” en todos los casos
se ha considero que está disponible la opción de que se realicen
actualizaciones de tecnología, cuando el modelo lo permita.
Las sensibilidades de demanda, ya han sido presentadas en el capítulo,
por lo cual no se analizaran en el presente apéndice.
2 Electricidad
En la Figura A 7 y Figura A 8 se incluyen las sensibilidades de las
variables exógenas del mercado de electricidad. En el caso de generación
EERR, la evolución del gráfico es racional, pues a mayor producción
generación con esta tecnología la curva cae, y al contrario si la producción
decae. Esto, pues es una generación sin efecto en emisiones.
Figura A 5 Sensibilidad mercado electricidad- generación EERR
Apéndices. Sensibilidades 189
Figura A 6 Sensibilidad mercado electricidad – precio carbón
En el caso de la sensibilidad del carbón, vemos que el efecto en las curvas
de demandas es bajo, pues a mayor precio de carbón debiese existir una
migración hacia combustibles menos contaminantes (comparativamente),
como el gas. Sin embargo, también existe un efecto de interconexión que
debe ser considerado, pues la movilidad de combustibles marginales en
bloques muy integrados es difícil.
3 Cemento
En las Figura A 9 y Figura A 10 se incluyen las sensibilidades de las
variables exógenas del mercado del cemento (aquellas relevantes, y
consideradas en el estudio): Precio del clinker y el precio del carbón (uno
de los combustibles utilizados en las plantas de producción)
Figura A 7 Sensibilidad mercado cemento- precio clinker
Figura A 8 Sensibilidad mercado cemento – precio carbón
La variación del precio del clinker no es relevante, pues las componentes
de clinker utilizadas en el modelo son fijas (55%,75% y 95%), así, la
variación del precio solo involucra un tránsito desde una composición a
otra, limitando la variación en las emisiones totales. Pero el mercado si
origina señales de precios para “banking” de derechos de emisión sobre
10%. El que la producción del cemento sea mayoritariamente destinada al
mercado local, genera un símil a lo observado en el mercado eléctrico con
Apéndices. Sensibilidades 190
los países con baja capacidad de interconexión. Sus costos marginales de
reducción de emisión son bajos, pues tienen margen de suplir sus
reducciones de emisiones tanto con la composición del clinker y la
utilización de combustibles (si es que existe un real cooperación y mercado
interno entre los países de la EU-27. Recordemos que el análisis es
realizado considerando un único agente, los EU-27).
En cuanto a la sensibilización en el precio de los combustibles utilizados
en las plantas de producción los resultados a simple vista parecen
inexactos. El que a menor precio del carbón, los costos marginales sean
menores y viceversa (las emisiones no experimentan cambio), es que las
unidades que están marginando son precisamente las de carbón, así el
mayor y menor precio del carbón afecta directamente el costo asociado a la
reducción de 1 unidad adicional de emisiones.
4 Acero-Hierro
En las Figura A 9 y Figura A 10 se indican las sensibilidades del costo
marginal de reducción de emisiones en el mercado acero-hierro respecto a
variaciones en el precio del Iron Ore y la Chatarra, que son las principales
materias primas de la fabricación de hierro (y a la vez sustitutos).
Se observa que el comportamiento del mercado a las variaciones es
prácticamente similar, aunque inversos. Pues el aumento en el precio del
Iron Ore (que en el proceso es más contaminante), involucra una
disminución de su utilización, disminuyendo comparativamente las
emisiones. Mientras que una disminución del precio, solo involucra una
mayor utilización de Iron Ore debido a las restricciones ambientales.
Por el contrario, una disminución en el precio de la chatarra involucra una
menor cantidad de emisiones, pues incentiva su mayor utilización
desplazando producción con Iron Ore como materia prima. El efecto
contrario se observa ante un aumento en el precio.
Apéndices. Sensibilidades 191
Un punto a considerar, es que la producción de Iron Ore no puede ser
totalmente reemplazada por chatarra (la misma modelación y formulación
ha incorporado restricciones al respecto). Es por esto, que los efectos de los
precios tienden a ser acotados y muy similares para distintos grados de
sensibilidad en las variables.
Figura A 9 Sensibilidad mercado cemento- mineral de hierro (Iron Ore)
Figura A 10 Sensibilidad mercado cemento – Chatarra (Scrap)
Como fue comentado en el análisis de resultados, la pendiente del
mercado es grande, lo que indica una alta elasticidad del precio en un
escenario de menor asignación de derechos (o en la fase III, donde
eventualmente las instalaciones deberán licitar su número de asignaciones
que cada país asignara).