25 de febrero de 2011   

 

  Número 47 

          

Boletín de Energía y Sociedad 

Número 47, 25 de febrero de 2011 www.energiaysociedad.es

CONTENIDO Novedades en el sector p. 2   Estrategia  para  la  sustitución  de  los  combustibles  fósiles  por  combustibles 

alternativos en 2050 en el sector del transporte europeo.p. 2 

Reflexiones de interés p. 5   Implicaciones del cambio en el esquema vigente de apoyo a las energías renovables 

en el Reino Unido, basado en certificados, por uno basado en “feed‐in tariffs”.p. 5 

  Factores determinantes del consumo de energía en los hogares californianos. p. 8 

Evolución de los mercados energéticos p. 12 

 EN ESTE NÚMERO… 

...presentamos  como  novedad  el  informe  del  grupo  de  expertos  europeos  sobre  los  combustibles  para  el transporte en el futuro, preparado para la Comisión Europea, en el que de define una estrategia de largo plazo para reducir las emisiones en el sector del transporte a través de una sustitución completa de los combustibles fósiles por biocombustibles y otros combustibles alternativos en el horizonte 2050. 

Como material de reflexión, proponemos un documento de trabajo del Imperial College (Londres) que analiza la  conveniencia  de  cambiar  el  esquema  actual  de  incentivos  a  las  energías  renovables  en  el  Reino Unido, basado  en  cuotas  obligadas  de  suministro  de  energía  procedente  de  fuentes  renovables  (“Renewables Obligation” o RO), por una regulación basada en tarifas o primas reguladas (“feed‐in tariffs” o FIT). El análisis realizado  sugiere  que  los  esquemas  FIT  ofrecen  ventajas  que  superan  los  costes  derivados  de  potenciales retrasos  en  las  decisiones  de  inversión  debidas  a  un  cambio  regulatorio  de  calado. Además,  revisamos  un documento de  trabajo de un  investigador de  la Universidad de Stanford, en California, en el que  realiza un estudio empírico sobre el consumo de energía en los hogares de los EE.UU. con el objetivo de explicar por qué el consumo per cápita en California es muy  inferior al del resto de EE.UU., permaneciendo estable desde  los años  70.  La  principal  conclusión  del  estudio  es  que  las  innovadoras  políticas  de  eficiencia  energética californianas podrían explicar hasta un 20% de la diferencia en el consumo per cápita en ese estado respecto del consumo per cápita medio en el resto de EE.UU. 

En los mercados de commodities energéticas las últimas semanas se han caracterizado por el fuerte repunte y la elevada volatilidad en los precios del petróleo derivados de la situación geopolítica en el norte de África. El contrato  Brent  con  entrega  en  abril  de  2011  alcanzó  el  día  24  de  febrero  una  cotización  de  cierre  en  el mercado The ICE de 111,13 $/bbl, tras subir hasta casi 120 $/bbl al comienzo del día. 

   

 

 

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Novedades en el sector 

Estrategia  para  la  sustitución  de  los  combustibles  fósiles  por  combustibles alternativos en 2050 en el sector del transporte europeo. 

El Grupo de Expertos sobre Combustibles para el Transporte en el Futuro (European Expert Group on Future Transport Fuels, EEGFTE), que asesora a  la Comisión Europea, presentó el 25 de enero un informe en el que analiza el sistema actual de suministro de combustibles para el transporte en  la Unión  Europea  y  presenta  una  estrategia  de  largo  plazo  para  la  sustitución  de  los  combustibles fósiles por combustibles alternativos bajos en emisiones en el horizonte 20501. El informe ofrece una serie  de  recomendaciones  sobre  acciones  concretas  que  deberían  implementarse  en  la  próxima década  en  la  Unión  Europea  para  cubrir  la  demanda  total  de  energía  de  todos  los  sistemas  y subsistemas  de  transportes  con  combustibles  alternativos.  El  EEGFTE  indica  que  todos  los combustibles alternativos serán necesarios para alcanzar el objetivo de reducir las emisiones de CO2 entre un 80% y un 95% en 2050 respecto de los niveles registrados en 19902. 

Enlace: European Expert Group on Future Transport Fuels, “Future Transport Fuels”, enero de 2011.

El  informe del EEGFTE  indica que “…la sustitución de combustibles  fósiles como  fuente energética del transporte debe comenzar lo antes posible e implementarse a un ritmo creciente…”. Existen dos factores  que  avalan  la  urgencia  de  esta  necesidad:  la  seguridad  de  suministro  energético  (la producción de  crudo podría alcanzar el nivel máximo en esta década y  comenzar a decaer hasta agotar todas las reservas en el horizonte 2050) y el excesivo nivel de emisiones de CO2 del sector del transporte (que, con un aumento del 24% entre 1990 y 2008, elevó la contribución de este sector a las emisiones totales de la UE al 20%, a pesar de la mayor eficiencia energética de los vehículos y la adopción de tecnologías que reducen considerablemente las emisiones). 

Existen  dos  combustibles  que,  desde  el  punto  de  vista  técnico,  se  pueden  utilizar  en  todos  los medios  y  tecnologías  de  transporte:  los  biocombustibles  y  los  combustibles  sintéticos3.  Sin 

1  El  grupo de  expertos  EEGFTE,  formado por un  amplio  grupo de  agentes  interesados entre  los que  se  incluyen  asociaciones de distintos  sectores  (productos  minerales,  biocombustibles,  gas  natural,  electricidad,  hidrógeno,  manufacturas,  suministros, investigación,  operadores  y  usuarios  y  otras  organizaciones  de  la  sociedad  civil)  y  de  distintos modos  de  transporte  (carretera, ferrocarril, aviación y  transporte marítimo),  fue creado por  la Comisión Europea en marzo de 2010. Este  informe se suma a otras iniciativas relativas a la transformación del sistema de transporte europeo, como un Libro Blanco sobre política de transporte en la UE para  la próxima década,  la  iniciativa sobre Sistemas de Transporte Limpio, que debería concretarse a  lo  largo de 2011 y el Plan Estratégico sobre Tecnologías de Transporte (Strategic Transport Technology Plan, similar al Strategic Energy Technology Plan), que debe plantear, a mediados de 2011, prioridades para el desarrollo tecnológico en el sector del transporte. 2 Este objetivo fue acordado por el Consejo Europeo en octubre de 2009. 

   

 

 

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3  Los  biocombustibles  son  combustibles  líquidos  que  se  obtienen  a  partir  de  biomasa,  grasas  animales  y  vegetales,  desechos orgánicos, etc. Como el etanol o el metanol, se pueden emplear por separado o mezclados con derivados del petróleo para alimentar 

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          embargo, la sustitución completa de los combustibles fósiles no puede basarse únicamente en ellos, ya  que  la  disponibilidad  de  materias  primas  y  las  implicaciones  de  su  uso  en  términos  de sostenibilidad  medioambiental  limitan  su  potencial.  Por  ello,  la  estrategia  a  largo  plazo  de sustitución  completa  de  los  combustibles  fósiles  deberá  tener  en  cuenta  todas  las  opciones  de combustibles alternativos existentes, entre  las que se  incluyen4: (a) electricidad (bien almacenada en  baterías,  generada  con  pilas  de  combustible5  de  hidrógeno  o  suministrada  desde  la  red  de transporte,  como  en  el  caso  de  los  trenes)  y  biocarburantes  (biomasa,  biodiesel  y  bioetanol  de primera y  segunda generación, etc.),  (b)  combustibles  sintéticos  líquidos, producidos a partir de materia  orgánica,  carbón,  gas  natural  o  aceites  vegetales  hidrogenados,  que  actuarán  como combustibles de apoyo en la transición de combustibles fósiles a combustibles basados en biomasa, (c)  metano  (procedente  del  gas  natural  o  bien  de  biomasa,  en  forma  de  biometano),  como combustibles complementarios utilizados en motores de propulsión o en vehículos y (d) gas licuado del petróleo (GLP), subproducto de hidrocarburos (gas natural y petróleo, aunque también podría ser producido a partir de biomasa) que puede ser utilizado como combustible suplementario. 

El  análisis  del  EEGFTE  asigna  a  cada  sistema  y  subsistema  de  transporte  los  combustibles más recomendables,  en  función  de  factores  como  la  densidad  energética  de  los  combustibles,  la compatibilidad con  los vehículos y  las emisiones,  los costes y  la disponibilidad en el mercado y  la seguridad  en  los  procesos  de  producción,  distribución,  almacenamiento,  recargas  de  vehículos  y uso:  (1)  para  el  transporte  por  carretera,  electricidad  almacenada  en  baterías,  para  distancias cortas  y  en  el  ámbito  urbano,  hidrógeno  y  metano,  para  distancias  medias  y  biocarburantes, combustibles  sintéticos,  GNL  y  GLP  para  distancias  largas6,  (2)  para  el  transporte  ferroviario, electricidad procedente de la red eléctrica, en todos los usos posibles y biocombustibles o GNL, allí donde no sea posible o económico,  (3) para el transporte aéreo, keroseno, producido a partir de combustibles  sintéticos  basados  en  gas  natural,  carbón,  biomasa  o  aceites  vegetales  o  animales hidrogenados,  y  (4)  para  el  transporte  por  agua,  biocombustibles  (para  cualquier  embarcación), hidrógeno  (para  transporte  fluvial y embarcaciones pequeñas), GLP  (para  transporte marítimo de mercancías en rutas cortas) y GNL y energía nuclear (transporte marítimo de larga distancia). 

En la siguiente sección del informe, el EEGFTE revisa los resultados de una iniciativa de colaboración en materia de  investigación puesta en marcha en 2003  (”proyecto  JEC”) por  la Comisión Europea  motores de combustión interna. Los combustibles sintéticos son combustibles líquidos obtenidos mediante procesos termoquímicos a partir de biomasa, gas natural, carbón o aceites de origen vegetal hidrogenados. 4  El  informe  del  EEGFTE  analiza  para  cada  combustible  las  alternativas  tecnológicas  existentes  y  en  fase  de  investigación,  los requerimientos  en  términos  de  infraestructuras  y  el  potencial  de  desarrollo  de  su uso  (incluyendo  posibles  limitaciones  ligada  a aspectos medioambientales, etc.) 5 Las pilas de combustible  (“fuel cells”) son dispositivos que convierten energía química en energía eléctrica y calor sin que exista combustión, mediante  un  proceso  físico  inverso  al  de  la  electrolisis  (separación  de  los  elementos  de  un  compuesto  utilizando electricidad). Las pilas de combustible no producen emisiones, prácticamente, y, al no tener partes móviles, resultan muy silenciosas. Además, a diferencia de las pilas convencionales, no se agotan mientras tengan sustancias reactivas. 

   

 

 

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6 En general,  la demanda de  combustibles de  todos  los  sectores de  transporte por  carretera  (incluyendo personas y mercancías) podría ser cubierta por biocombustibles líquidos. 

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          con el objetivo de analizar alternativas de suministro de combustible y de modos de transporte al uso de coches para el transporte de personas. La investigación del proyecto JEC revisa el impacto de parámetros  como  el  consumo  y  la  eficiencia  energética,  las  emisiones,  los  costes  (sin externalidades) o el potencial de mercado de diversas alternativas de suministro de combustibles y de  modos  de  transporte,  incluyendo  un  análisis  del  ciclo  de  vida  de  las  distintas  opciones consideradas  (exploración,  construcción,  manufacturas,  tratamiento  de  desechos  y desmantelamiento de infraestructuras, etc.) Esta sección incluye un análisis económico del coste de implantación de los distintos combustibles y tecnologías. Aunque los combustibles alternativos son más  caros  que  los  combustibles  fósiles  tradicionales  en  las  condiciones  de mercado  actuales,  la inclusión en el análisis de aspectos como  la  seguridad de  suministro,  las emisiones, etc., permite valorar de una forma más precisa el beneficio neto de las distintas opciones e identificar medidas de apoyo que permitan superar las barreras que crean estos fallos de mercado. 

En la última parte del informe, el EEGFTE presenta una estrategia de largo plazo para la sustitución completa de los combustibles fósiles en el horizonte 2050 y una hoja de ruta, identificando además una serie de acciones concretas que deberían ponerse en marcha a  lo  largo de esta década para alcanzar dicho objetivo. La estrategia de largo plazo propuesta se basa en tres principios directores: (1)  la  regulación  y  las  políticas  relativas  a  los  combustibles  no  deben  mostrar  preferencias tecnológicas  y  deben  basarse  en  evaluaciones  científicas  de  las  emisiones  de  CO2  totales,  la sostenibilidad,  la eficiencia energética y  los costes relativos de  las distintas alternativas, (2) deben establecerse regulaciones independientes para el sistema energético y el sistema de transporte, lo que  permitirá  una mayor  eficiencia  y  flexibilidad  para  adoptar  las  soluciones más  eficientes  en términos de costes y (3) debe desarrollarse un conjunto de estándares de sostenibilidad (desde el punto de vista de las emisiones globales y de otros indicadores de impacto medioambiental) que se apliquen de forma no discriminatoria a todas las alternativas. 

   

 

 

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La hoja de ruta que propone el EEGFTE se basa en una estrategia para el medio plazo que asume que  la gasolina y el diésel continuarán siendo  los principales combustibles en  la próxima década y que se basa en el desarrollo de  infraestructuras para  los vehículos eléctricos (p. ej., estaciones de recarga  en  la  red  de  transporte  europea  TEN‐T),  un  aumento  de  la  tasa  de  electrificación  del transporte  ferroviario,  el  impulso  a  las  tecnologías  que  consumen  hidrógeno  y  biocombustibles líquidos, el fomento de soluciones tecnológicas eficientes desde el punto de vista del consumo de recursos  (como el biometano),  la  sustitución gradual del petróleo por GNL y biogás  licuado en el transporte  de  larga  distancia  y  la  innovación  en  soluciones  ecológicas  en  industrias  como  la automovilística. Por otra parte, las acciones concretas que propone el EEGFTE se reparten en cuatro epígrafes (política general, iniciativas legislativas, esquemas de incentivos y apoyo a los procesos de I+D)  y,  en  general,  abogan  por  adoptar  medidas  que  no  discriminen  entre  combustibles,  que fomenten  la eficiencia energética y  la  internalización de  los costes de  las emisiones de CO2 y que, allí  donde  sea  posible,  introduzcan  incentivos  a  la  sustitución  de  combustibles  basados  en mecanismos de mercado. Por otra parte, la financiación de esquemas de I+D debe repartirse entre 

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          las  tecnologías más  avanzadas  (vehículo  eléctrico,  biocombustibles  de  última  generación,  etc.)  y tecnologías convencionales (motores de combustión interna, por ejemplo). 

La “descarbonización” del  transporte  jugará un papel  fundamental en  las próximas décadas en  la estrategia para reducir drásticamente las emisiones de CO2 en el horizonte 2050. En España, el Plan de  Acción  2008‐2012  de  la  Estrategia  de  Ahorro  y  Eficiencia  Energética  E4  2004‐2012  incluye medidas orientadas a  incrementar  la eficiencia energética en el sector del transporte, como planes de  movilidad  y  transporte  colectivo,  planes  para  incrementar  el  uso  del  ferrocarril,  planes  de renovación  de  las  flotas  de  transporte,  etc.,  u  objetivos  de  penetración  de  los  biocombustibles  y otros combustibles alternativos en el transporte hasta niveles próximos al 8%. Además, el Gobierno ha impulsado diversos acuerdos y medidas para fomentar el desarrollo del vehículo eléctrico. 

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Eficiencia energética y su potencial, El vehículo eléctrico, El cambio climático y los acuerdos internacionales, Seguridad de suministro y diversificación energética. 

 

Reflexiones de interés 

Implicaciones del cambio en el esquema vigente de apoyo a las energías renovables en el Reino Unido, basado en certificados, por uno basado en “feed‐in tariffs”. 

El profesor Robert Gross, del  Imperial College de Londres, publicó recientemente un documento de trabajo que plantea  las bases para  la discusión, en el  contexto de  las propuestas de  reforma del mercado  eléctrico  británico  planteadas  recientemente  por  el Gobierno  del Reino Unido7,  sobre  si debería  cambiarse  el  esquema  actual  de  incentivos  a  las  energías  renovables,  basada  en  cuotas obligadas de suministro de energía procedente de  fuentes  renovables  (“Renewables Obligation” o RO), por una regulación basada en tarifas o primas reguladas (“feed‐in tariffs” o FIT). Las principales conclusiones del análisis realizado son que (1) el esquema FIT ofrece ventajas sobre el esquema RO, (2) que  los potenciales retrasos en  las  inversiones derivados de un cambio en  la regulación pueden minimizarse  y  (3)  que  los  FIT  pueden  formar  parte  de  un  esquema más  amplio  de  apoyo  a  la generación baja en emisiones. 

Enlace: Robert Gross, “Is there a route to a UK Feed in Tariff for renewable energy?”, ICEPT Discussion Paper 2010/004, Imperial College, octubre de 2010.

   

 

 

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7 Ver el Boletín de Energía y Sociedad número 44, 14 de enero de 2011. 

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          El  autor  considera  que  en  el  contexto  actual  de  discusión  del  diseño  del mercado  británico  de electricidad  debe  replantearse  la  conveniencia  del  esquema  vigente  de  apoyo  a  las  energías renovables  en  ese mercado,  basado  en  obligaciones  impuestas  sobre  los  comercializadores  de alcanzar  una  cuota  determinada  de  suministro  de  energía  renovable,  cuyo  cumplimiento  puede monitorizarse  a  través  de  certificados  que  pueden  comprarse  y  venderse  en  el mercado. Hasta ahora, el posible cambio del esquema de incentivos se veía con mucho recelo, debido a que podría tender a  retrasar  las decisiones de  inversión, dificultando así el cumplimiento de  los objetivos de emisiones en el horizonte 2020. Sin embargo, un cambio de tal calado en los incentivos a invertir en energías  renovables  podría  tener  sentido  en  el  contexto  de  una  revisión  profunda  del  marco regulatorio del sector eléctrico que minimizara los efectos colaterales del cambio de la regulación. 

La  validez  teórica  del  esquema  RO  descansa  sobre  la  idea  de  que  al  fijar  una  cuota mínima  de renovables  y  permitir  el  intercambio  de  certificados  renovables,  el  mecanismo  de  mercado premiaría la innovación, dando lugar al desarrollo de energías renovables al mínimo coste. Según R. Gross, el esquema RO ha  tenido un éxito  relativo en el Reino Unido, permitiendo  incrementar  la cuota de generación de electricidad a partir de fuentes renovables del 3% en 2002 al 7% actual. Sin embargo,  el  crecimiento  de  la  energía  renovable  en  el  Reino  Unido  ha  sido  modesto  en comparación con otros mercados (p. ej., EE.UU., China, España, Alemania o India) y el coste unitario de la energía eólica, por ejemplo, es mayor que en otros países con esquemas FIT, como Alemania. 

El  esquema  FIT,  que  puede  adoptar  distintas  formas,  se  basa,  de  forma  genérica,  en  precios regulados  (o  primas  reguladas  adicionales  al  precios  del mercado)  aplicables  durante  periodos largos de tiempo  (10 a 20 años) a  la generación procedente de tecnologías renovables, que suele tener prioridad de acceso a las redes, con una obligación de compra por parte de los distribuidores. Por regla general, los esquemas de precios regulados no fijan cuotas de potencia y no requieren la emisión de certificados y permiten enviar señales económicas distintas a cada tecnología.  

La evidencia disponible sugiere que los esquemas FIT suelen tener más éxito que esquemas del tipo RO en el desarrollo de  las energías renovables y a un coste menor. Las principales ventajas de  los esquemas de precios regulados son que ofrecen una mayor seguridad sobre  los flujos de  ingresos, permiten enviar  señales distintas  a  cada  tecnología,  lo que permite  adaptarlas  a  la evolución de cada una de ellas, y son más fáciles de implementar desde el punto de vista administrativo, lo que facilita  que  los  pequeños  inversores  participen  de  una manera más  activa  en  el mercado  de  las energías renovables. Además, el esquema FIT (por ejemplo, aplicado a  la energía eólica) facilita  la participación de las comunidades locales en el desarrollo de estas fuentes de energía, lo que reduce la posibilidad de rechazo social por este tipo de tecnologías. Una de las posibles desventajas de los esquemas  FIT  es  que,  al  no  fijar  cuotas  de  generación,  pueden  dar  lugar  a  niveles  de  inversión subóptimos  (por  exceso  o  por  defecto)  en  determinadas  tecnologías  si  los  precios  regulados  no están alineados con ingresos compatibles con una rentabilidad razonable8. 

   

 

 

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8 En el caso español, para la tecnología solar fotovoltaica se han desarrollado esquemas de incentivos que permiten controlar tanto el precio como la cantidad, mediante convocatorias para otorgar autorizaciones de instalación en las que se fijan ambos parámetros. 

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          Según Robert Gross, en  la práctica, el esquema RO genera riesgo para  los  inversores, dado que  la evolución del precio de los certificados renovables es incierta. Además, hasta hace poco tiempo, los certificados  renovables  se  repartían  bajo  el  esquema  RO  para  cada  MWh  generado, independientemente de  la tecnología. Esto favorecía el desarrollo de  las tecnologías maduras, con menores costes. Finalmente, el hecho de que  los mercados puedan encontrarse en situaciones de desequilibrio en el  corto plazo y que el ajuste hacia el equilibrio  lleve un  tiempo  implica que  los precios de los certificados renovables pueden ser muy elevados o muy bajos, especialmente si hay restricciones en el acceso a  las redes o cuotas de suministro de origen renovable muy elevadas o muy bajas,  incrementando  la  incertidumbre a  la que se enfrentan  los  inversores. Las  limitaciones del esquema RO dieron  lugar a cambios en el esquema original a partir de  la revisión del mercado que realizó el gobierno británico en el año 2006. Así, se introdujo un esquema de bandas de RO e, incluso, un esquema FIT para  las  instalaciones de energía renovable de tamaño muy pequeño. En 2009, en el contexto del Low Carbon Transition Plan, el gobierno británico analizó la posibilidad de introducir un suelo y un techo en el precio de los certificados verdes, con el objetivo de estabilizar los  ingresos de  las  instalaciones de energía renovable y acercando, de facto, el esquema RO hacia los esquemas FIT. En 2010, el Coalition Statement acordado por  los partidos  liberal demócrata y conservador incluía la aspiración de implantar un esquema FIT que sustituyera al esquema RO. 

Según  el  análisis  de  Gross,  existe  una  tercera  vía  para  regular  los  incentivos  a  las  energías renovables,  intermedia  entre  las  RO  y  las  FIT:  las  subastas  de  capacidad  renovable  basadas  en contratos de largo plazo que garantizan un esquema del tipo FIT durante un periodo relativamente largo de tiempo. Esta solución ofrece algunas de las ventajas de ambos esquemas (competencia en precios, por un lado, y estabilidad y certidumbre de ingresos, por otro), pero generan problemas en el  caso  de  tecnologías  inmaduras  o  sectores  emergentes,  con  costes  de  desarrollo  inciertos.  En concreto, pueden dar  lugar a  la “maldición del ganador” (ofertas artificialmente elevadas que dan lugar a rentabilidades excesivamente bajas, especialmente en un contexto de  incertidumbre sobre los  costes). Aunque  estos problemas pueden  remediarse, en parte, estableciendo penalizaciones por  incumplimiento de plazos, etc., no evitan el problema de  la  información  insuficiente sobre  los costes reales de desarrollo de las tecnologías. En algunas situaciones, sin embargo, como podría ser el caso de aquellas tecnologías más maduras para las que se disponga de mayor información, podría estudiarse  la  conveniencia  de  asignar  los  contratos  de  largo  plazo  de  acuerdo  con mecanismos como  los  “concursos  de  belleza”  (es  decir,  evaluando  las  ofertas  teniendo  en  cuenta  distintas dimensiones:  técnica,  financiera,  de  innovación,  experiencia  en  la  ejecución,  etc.).  Para  Robert Gross, los esquemas FIT son compatibles con esquemas de asignación de contratos vía concursos. 

   

 

 

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El  artículo  finaliza  con  una  reflexión  acerca  de  la  conveniencia  de  revisar  el  esquema  RO  en  el contexto  actual de evaluación  integral del diseño del mercado eléctrico británico. Para Gross, el riesgo de  retraso en  las  inversiones debido a un cambio  regulatorio de calado en el esquema de incentivos a  las energías renovables podría mitigarse si el gobierno británico evita  la aplicación (al menos con carácter temporal) de  las nuevas medidas a  las  inversiones realizadas bajo el esquema RO y anuncia un fuerte compromiso con un plan de  implantación de una nueva regulación basada 

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          en  FIT  que  sea  transparente  y  que  no  garantice,  a  priori, mayores  rentabilidades  que  bajo  la regulación  actual.  Para  evitar  algunos  de  los  problemas  asociados  con  los  esquemas  FIT,  Gross sugiere  implantar  cuotas  de  capacidad  instalada  para  las  tecnologías más  caras  y/o  fijar  sendas exigentes de reducciones futuras de costes. 

En España, el rápido desarrollo de  las energías renovables se ha visto favorecido, sin duda, por un entorno  regulatorio  y por un mecanismo de apoyo basado en precios  y primas  regulados que ha ofrecido un nivel de  certidumbre y de  rentabilidad del  capital  suficiente  como para que  se hayan materializado fuertes inversiones en tecnologías maduras (p. ej., la eólica “onshore”) y no maduras (p. ej., solar, incluyendo la fotovoltaica y termosolar, y eólica “offshore”). La experiencia española ha mostrado también algunas de  las deficiencias de  los esquemas de apoyo a  las energías renovables basados  en  el  control  de  precios,  como  el  crecimiento  excesivo  de  la  inversión  en  determinadas tecnologías. Como sugiere el estudio de Robert Gross, existen esquemas de  incentivos al desarrollo de  las energías  renovables que,  sin abandonar el espíritu de  los esquemas FIT, pueden  introducir otros elementos (por ejemplo, cuotas,  incentivos que se ajusten con el tiempo a  la evolución de  los costes  o,  incluso,  subastas  de  contratos  a  largo  plazo  allí  donde  puedan  ofrecer  resultados eficientes) que permitan mantener el necesario ritmo de inversión en tecnologías sin emisiones pero acomodándolo a la evolución de la demanda y a los objetivos de largo plazo en relación con el mix energético. 

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

 

Factores determinantes del consumo de energía en los hogares californianos. 

En un documento de trabajo publicado en diciembre de 2010 por  la Asociación Estadounidense de Economía de la Energía (USAEE) y por la Asociación Internacional de Economía de la Energía (IAEE), el  investigador  Anant  Sudarshan,  de  la  Universidad  de  Stanford,  analiza  las  causas  de  que  el consumo per cápita de los hogares californianos se haya mantenido más o menos constante en las últimas  décadas,  en  contraste  con  la  tendencia  creciente  observada  en  el  resto  de  los  EE.UU. Mediante un modelo econométrico, estima que  las medidas regulatorias de eficiencia energética y explican únicamente un 20% de la diferencia en los niveles de consumo entre California y el resto de los estados en EE.UU. El porcentaje aumenta hasta el 32,5% cuando  se  incluyen en el análisis  los efectos derivados de  las  estructuras de precios a  las que  se  enfrentan  los  consumidores  en  cada estado.  El  estudio  indica,  además,  que  el  impacto  de  las  políticas  de  eficiencia  energética  en California es mayor en hogares con equipamientos de aire acondicionado y de calefacción eléctricos. 

   

 

 

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Enlace:  A.  Sudarshan,  “Deconstructing  the  “Rosenfeld  curve”: Why  is  per  capita  residential  energy  consumption  in California so low?”, USAEE‐IAEE WP 10‐063, diciembre de 2010.

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          El análisis de Sudarshan toma como punto de partida la búsqueda de una explicación de la llamada “curva Rosenfeld”9, que muestra cómo el consumo per cápita de energía en California permanece más o menos constante desde 1970 en torno a unos 7.000 kWh/año, mientras que el consumo per cápita medio en el resto de EE.UU. ha seguido una senda creciente desde 1960 hasta superar  los 12.000 kWh/año hacia 2005.  

En su estudio, Sudarshan trata de identificar hasta qué punto se debe la diferencia en la intensidad energética de California a las políticas de eficiencia energética que llevan implementándose en este estado  desde  los  años  7010.  En  general,  las  políticas  de  eficiencia  energética  que  se  han implementado  en  EE.UU.  en  las  últimas  décadas  pueden  separarse  en  tres  categorías:  (a) estándares  en  edificios  y  equipamientos  (electrodomésticos,  etc.),  (b)  programas  con  incentivos financieros y  (c) programas de  información y educación11. En todas estas categorías, California ha destacado  en  la  adopción  de  programas  innovadores  y  con  estándares  de  eficiencia  energética ambiciosos. 

El análisis empírico orientado a identificar el efecto de las diversas políticas de eficiencia energética tiene como base un modelo teórico sobre el consumo de energía en los hogares que distingue entre dos tipos de consumo, que están interrelacionados: (1) el consumo de energía eléctrica de aparatos de iluminación, electrónicos y otros electrodomésticos y (2) combustibles secundarios (como el gas natural  o  el  fuelóleo,  por  ejemplo)  utilizados  habitualmente  en  sistemas  de  calefacción,  agua caliente,  cocina, etc. El modelo desarrollado por  Sudarshan  separa  implícitamente  la decisión de utilizar un  combustible  secundario  (ligada a  la decisión  sobre el  inmueble en el que  se vive) y  la decisión sobre el nivel de consumo (ligada a multitud de factores, incluyendo las preferencias de los consumidores),  aunque  existe  una  relación  entre  ambos  tipos  de  consumo.  Además,  Sudarshan adopta una especificación teórica que asume que no existirá un “efecto renta” significativo12. 

El  modelo  econométrico  que  aplica  el  autor  –con  una  especificación  con  varias  ecuaciones interrelacionadas— tiene en cuenta factores externos que afectan al consumo de energía, como la temperatura13 o la localización del hogar (rural o urbana), factores ligados a características físicas y  9 La “curva Rosenfeld” toma el nombre de Arthur Rosenfeld, miembro de la Comisión de Energía de California e impulsor de medidas de eficiencia energética en ese estado. 10 Diversos estudios habían analizado previamente la diferencia en la intensidad energética en California y en otros estados de EE.UU. Sudarshan y Sweeny (2008), por ejemplo, estiman que unos dos tercios de la diferencia en intensidades energéticas entre California y el resto de EE.UU. se debían a diferencias en factores como la estructura económica, el tamaño de los edificios, el clima, etc. 11 Según Sudarshan, en los últimos años ha crecido el interés por medidas que buscan modificar el consumo energético y las actitudes de  los  consumidores  hacia  la  energía  a  través de  técnicas  psicológicas  y  ligadas  al  comportamiento  de  los  consumidores  (p.  ej., campañas de concienciación acerca del cambio climático, etc.) 12  La  existencia  de  un  efecto  renta  implicaría  una  correlación  positiva  entre  el  consumo  de  energía  y  la  renta  disponible  de  los hogares. Diversos estudios realizados en EE.UU. sugieren que, una vez se tiene en cuenta la posesión de una serie de equipamientos y electrodomésticos, no existe un efecto renta significativo en el consumo de energía. Ver, por ejemplo, P. Reiss y M. White (2005), “Household electricity demand revisited”, Review of Economic Studies, 72, págs. 853‐83. 

   

 

 

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13 El indicador de temperatura utilizado en el estudio mide las diferencias de temperatura respecto de la media estacional (“heating degree days” y “cooling degree days”). 

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          económicas  del  inmueble  (superficie,  ocupación,  edad,  en  propiedad  o  en  alquiler)  y  a  las características  del  hogar  (número  de miembros)  y  variables  que  describen  el  equipamiento  del hogar  (aire  acondicionado,  uso  de  electricidad  o  combustibles  secundarios  para  calentar  agua  o para  calefacción,  tipo  de  electrodomésticos,  etc.),  además  de  incluir  como  determinante  del consumo de energía el precio de  la electricidad y el precio de  los combustibles secundarios14. Los datos  utilizados  en  el  análisis  empírico  provienen  de  cuatro  secciones  cruzadas  de microdatos (19.779  observaciones  correspondientes  a  los  años  1993,  1997,  2001  y  2005)  de  la  encuesta Residential  Energy  Consumption  Survey  (RECS),  gestionada  por  la  Energy  Information Administration del gobierno de EE.UU., e  información adicional sobre consumo eléctrico aportada por las empresas y sobre temperaturas (proveniente del National Weather Service de EE.UU.) 

Los resultados del análisis realizado indican que la diferencia entre el consumo per capita de energía en California y en el resto de EE.UU. no es tan grande (y menor que la que se deduce de la “curva Rosenfeld”) una vez se tienen en cuenta diversos factores estructurales que afectan a las decisiones de  consumo.  Por  otra  parte,  el  efecto  medio  de  las  políticas  de  eficiencia  energética  es relativamente modesto e induce una reducción en el consumo de energía en California de un 13,7% en relación con el consumo medio en el resto de EE.UU. En el caso del combustible secundario, el efecto es mucho mayor y alcanza aproximadamente el 40%.15  

Los  resultados del  análisis  empírico  también  indican que  la  eficacia de  las medidas de eficiencia energética está relacionada con el uso de  la energía y el tipo de equipamiento de  los hogares. Por ejemplo,  entre  los hogares que no  consumen  energía  eléctrica para  calefacción,  agua  caliente o refrigeración  y  que  no  tienen  todos  los  electrodomésticos  que  identifica  el  autor  como  básicos (nevera, lavavajillas, lavadora y secadora), el consumo era un 13% inferior en California respecto del resto  de  los  EE.UU.  Entre  los  hogares  con  aire  acondicionado  el  consumo  era  un  9%  (adicional) inferior en California que en el resto de EE.UU., con diferencias crecientes en el tiempo. Los hogares con menores rentas también registran un consumo un 6% (adicional) inferior al de hogares similares en el  resto de EE.UU. Sin embargo, entre  los hogares con  todos  los electrodomésticos básicos, el consumo energético es un 8% superior en el California que en el resto de EE.UU. En lo que se refiere a  la  sensibilidad del  consumo de energía  respecto de  variaciones en el precio,  los  resultados de 

14 Uno de los supuestos del estudio es que, pese a que las tarifas y precios eléctricos suelen tener estructuras complejas y no lineales, los  consumidores  toman  decisiones  basadas  en  el  precio medio  de  la  electricidad.  Este  supuesto  es  consistente  con  evidencia empírica aportada por estudios  recientes  (ver, por ejemplo, K.  Ito  (2010),  “Do  consumers  respond  to marginal or average price? Evidence from nonlinear electricity pricing”, EI@Haas WP 210, noviembre). 

   

 

 

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15 La diferencia, según el autor, se debe a factores relacionados con el comportamiento y con diferencias en las tecnologías utilizadas por  los consumidores. Por ejemplo,  los datos de  la encuesta RECS sí muestran comportamientos medios de  los consumidores que difieren entre California y el resto de EE.UU. En concreto, en 2005 el 45% de los californianos entrevistados afirmaban que apagaban la calefacción cuando la casa se queda vacía, frente a solo un 8% en el resto de EE.UU. En cuanto a las tecnologías utilizadas, destaca el hecho de que en California el uso de gas natural como combustible secundario (en general, más eficiente que otros combustibles para calentar los hogares) está más extendido que en el resto de EE.UU. Otro externo que puede condicionar los valores de consumo per cápita observados en California es el menor uso de aparatos eléctricos de calefacción y de aire acondicionado en este estado debido al clima, más benigno en media que en el resto de EE.UU. 

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          Sudarshan  sugieren  que  los  consumidores  californianos  reaccionan menos  ante  cambios  en  los precios.  

Finalmente, estudio sugiere que el régimen de tenencia de los hogares (en propiedad o en alquiler) tiene  influencia  sobre  sus  niveles  de  consumo  de  energía.  Según  los  modelos  teóricos,  los consumidores  que  no  son  dueños  de  los  inmuebles  que  habitan  tenderán  a  realizar  menos inversiones para  incrementar  la eficiencia energética de  los hogares. Igualmente,  los arrendadores de  los  inmuebles  tienen  menores  incentivos  a  invertir  en  eficiencia  energética,  pues  no  se benefician de estas mejoras, lo que supone un fallo de mercado debido a incentivos no alineados. El estudio  de  Sudarshan muestra  que  el  consumo medio  per  cápita  en  los  hogares  en  régimen  de propiedad es un 48% superior al observado en inmuebles alquilados.  

Según  el  autor,  esto  se  debe,  en  parte,  a  un  efecto  renta  y  a  una mayor  tendencia  a  utilizar equipamientos que consumen electricidad: así,  los dueños de  inmuebles tienden a tener mayores ingresos que las personas que alquilan inmuebles, por un lado, y, por otro, tienden a incrementar el “stock” de aparatos y electrodomésticos que consumen energía eléctrica (por encima de los valores medios).  En  el  caso  de  los  combustibles  secundarios  (que  podría  reflejar mejor  los  efectos  de decisiones de  inversión en eficiencia energética),  sin embargo, el análisis empírico  sugiere que el consumo en  los hogares en régimen de propiedad es un 29%  inferior, en media, al de hogares en régimen de alquiler. Según el autor, esto muestra la existencia de un problema de incentivos. 

El pormenorizado estudio de A. Sudarshan sobre el consumo de energía en  los hogares en EE.UU. sugiere que  la elección y el diseño de políticas orientadas a mejorar  la eficiencia energética debe tener  en  cuenta  la  complejidad  inherente  al  consumo  de  energía  en  los  hogares  (p.  ej.,  uso  de diversos  combustibles,  equipamientos  de  los  hogares,  etc.)  y  que  los  indicadores  agregados  de intensidad energética podrían ocultar el efecto de los determinantes del consumo de energía. El Plan de  Acción  2008‐2012  de  la  Estrategia  de  Ahorro  y  Eficiencia  Energética  en  España  (E4)  incluye medidas orientadas a mejorar  la eficiencia en el consumo de energía doméstico y de  los edificios (certificaciones, etc.) Uno de los aspectos que tienen especial influencia en los incentivos a invertir en eficiencia energética,  como demuestra el  trabajo de  Sudarshan, es el  régimen de  tenencia de  los inmuebles. En el Reino Unido, el “Green Deal”  incluido en  la propuesta de Ley de Energía que está tramitando actualmente el Parlamento británico incluye mecanismos financieros que evitan que los dueños de  inmuebles alquilados  tengan que hacer  frente a  fuertes desembolsos para sufragar  las inversiones  en  eficiencia  energética,  incentivando  de  esta  manera  la  actualización  de  los equipamientos energéticos de los edificios. 

Enlaces a fichas y páginas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Eficiencia energética y su potencial, Regulación de la eficiencia energética. 

   

 

 

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Evolución de los mercados energéticos 

Durante el periodo analizado (del 9 al 23 de febrero de 2011) los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a un mes y a tres meses prosiguieron su escalada, con crecimientos en torno al 3% sobre  los precios medios del periodo anterior, asentándose así en niveles medios en el rango entre  los 100‐105 $/bbl y con un fuerte repunte de  los precios de cierre diarios  en  los  últimos  días.  Por  otro  lado,  en  el mercado  de  carbón  los  precios medios  de  los contratos  del  carbón  europeo  (API2  ARA)  con  vencimiento  en  el mes  de marzo  y  en  el  segundo trimestre  del  año  (Q2  2011)  registraron  en  comparación  con  la  quincena  anterior  un moderado descenso  de  alrededor  del  0,9%  en  ambos  vencimientos.  Los  precios  del  gas  natural  en  el  Reino Unido (NBP) tampoco experimentaron variaciones sustanciales en sus precios medios quincenales, si bien el  signo de estas  variaciones  fue positivo en  las entregas en el  segundo  trimestre del año  y negativo para los vencimientos en el mes de marzo. La cotización media del contrato de derechos de emisión de CO2 EUA‐11 alcanzó 14,91 €/t (+0,8% sobre el precio medio de la quincena anterior). En los mercados  spot de  electricidad  en  Europa  se  registraron  crecimientos  en  los  sistemas alemán, italiano  y  escandinavo, mientras  que  en  Francia  y  en  los mercados  ibéricos  la  evolución  de  los precios  fue  decreciente.  En  el mercado  a  plazo  español  destaca  el  importante  incremento  en  el precio del contrato con entrega en 2012 (+13,4%). 

Los precios medios del Brent  con  vencimiento  a un mes  y  a  tres meses mantuvieron una  senda netamente alcista durante el periodo analizado,  registrándose  incrementos en  los precios medios de  estos  vencimientos  de  3,4%  y  3,2%  respectivamente.  En  el  nivel  diario,  estas  cotizaciones llegaron  a  superar  los  110  $/bbl  los  días  23  y  24  de  febrero.  El  desarrollo  de  los  últimos acontecimientos geopolíticos en el norte de África, con el foco ahora puesto sobre Libia, continúa siendo el principal impulsor de los precios del crudo en los distintos mercados.  

   

 

 

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Las variaciones observadas en los precios de los contratos del gas natural en el hub del Reino Unido (NBP) con vencimiento en el mes de marzo y en el segundo trimestre del año no alcanzaron el 1% respecto de la quincena anterior, con signo positivo en el caso del contrato con entrega en Q2 2011 y negativo en  los de corto plazo, convergiendo entre sí  los precios medios, que se sitúan en 21,41 €/MWh y 21,31 €/MWh, respectivamente. Además, destaca esta quincena  la  importante caída en los precios del mercado norteamericano de gas natural (‐9,15% frente a la quincena anterior), que devuelve el diferencial con los precios europeos a un nivel de 4,5 $/MMBtu a favor de estos últimos. En  lo que se refiere a  los precios del carbón europeo, si bien en términos medios quincenales  los vencimientos en el mes de marzo y el segundo trimestre del año acumularon variaciones de ‐0,9% respecto de  la quincena anterior  (hasta 115,69 $/t y 114,70 $/t,  respectivamente,  impulsados en parte  por  el  descenso  en  las  compras  spot  por  parte  de  China),  las  sendas  de  ambos  precios finalizan el periodo analizado con pendiente  ligeramente creciente. Las variaciones en  los precios 

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  Número 47 

          medios de las cotizaciones de los contratos de emisión de CO2 EUA‐11 fueron mínimas, alcanzando en esta quincena 14,91 €/t frente a 14,80 €/MWh del periodo anterior. 

La evolución de los precios spot de la electricidad en Europa varió entre los descensos en Francia y en  la  península  Ibérica  (los  precios medios  en  España  y  Portugal  se  situaron  en  47,45  y  47,32 €/MWh, respectivamente) y las subidas en el resto de mercados. Los precios a plazo aumentaron en general, más moderadamente en Francia y Alemania y de  forma  significativa en España  (2,6%, el vencimiento en Q2 2011 y 13,4% para el contrato Cal 2012, que se sitúa en 48,61 €/MWh). 

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

Precio medio spot (€/MWh)  

09/02‐23/02  25/01‐08/02  Variación (%) 

España OMIE  47,45  49,61  ‐4,36% 

Portugal OMIE  47,32  49,51  ‐4,42% 

Francia  53,51  54,83  ‐2,39% 

Alemania  53,28  49,42  +7,81% 

Italia GME  66,58  65,38  +1,84% 

Nord Pool  65,76  61,60  +6,76% 

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

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

  Unidades 09/02‐23/02  25/01‐08/02  % Var. 

Brent entrega a 1 mes (contrato M+1)  $/bbl  102,65  99,32  +3,36% 

Brent entrega a 3 meses (contrato M+3)  $/bbl  103,38  100,21  +3,17% 

Gas natural (NBP) entrega en Mar. 2011  €/MWh  21,41  21,61  ‐0,94% 

Gas natural (NBP) entrega en Q2 2011  €/MWh  21,32  21,11  +0,97% 

Carbón API2 ARA entrega en Mar. 2011  $/t  115,69  116,76  ‐0,92% 

Carbón API2 ARA entrega en Q2 2011  $/t  114,70  115,73  ‐0,89% 

Derechos de CO2 entrega en Dic. 2011  €/t  14,91  14,80  +0,76% 

   

 

 

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

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

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OMEL (España) Nord Pool Francia GME Alemania OMEL (Portugal)  Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL. 

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

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€/MWh

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

 

   

 

 

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

25 de febrero de 2011   

 

  Número 47 

          Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los 

derechos de emisión de CO2 (medias semanales). 

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

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

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

  09/02‐23/02  25/01‐08/02  Variación (%) 

España entrega en Q2 2011  47,36  46,17  +2,59% 

España entrega en 2012  48,61  42,88  +13,37% 

Francia entrega en Q2 2011  46,46  46,11  +0,77% 

Francia entrega en 2012  53,63  52,67  +1,81% 

Alemania entrega en Q2 2011  47,13  46,72  +0,87% 

Alemania entrega en 2012  52,31  51,78  +1,03% 

   

 

 

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Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 

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  Número 47 

          Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa – contrato con vencimiento en el 

trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales). 

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España Francia Alemania

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Vencimientoen Q2‐2011

 Fuente: OMIP, Powernext y EEX. 

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

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España Francia Alemania

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    www.energiaysociedad.es    16 

Fuente: OMIP, Powernext y EEX.