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11 de diciembre de 2012
Número 80
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Boletín de Energía y Sociedad
Número 80, 11 de diciembre de 2012 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO
Novedades del sector
Decisión de la Comisión sobre los límites nacionales de emisiones de gases de efecto invernadero no incluidos en la directiva de comercio de emisiones para el periodo 2013-2020.2
Reflexiones de interés
Ofgem and the Philosopher’s Stone .............................................................................................. 5
La nueva política de renovables en España: objetivos y regulación .............................................. 8
Evolución de los mercados energéticos 11
EN ESTE NÚMERO…
...presentamos el borrador de la Decisión de la Comisión sobre las emisiones anuales de gases de efecto invernadero no incluidos en la Directiva de comercio de emisiones (Emission Trading Scheme). Esta Decisión concreta las emisiones anuales – en valor absoluto - para cada Estado miembro en sectores tales como agricultura, residuos, transporte (excluyendo aviación) o doméstico, para el período 2013-2020. Además, analizamos un par de artículos de opinión surgidos a raíz de la reciente propuesta de Ofgem, regulador de Reino Unido, de limitar a cuatro el número de tarifas eléctricas que pueden ofrecer las comercializadoras, donde se muestran los efectos negativos que esta medida podría ocasionar en la competencia entre comercializadoras y para el consumidor final… …... y presentamos las conclusiones de la jornada organizada por Energía y Sociedad y la Universidad Politécnica de Madrid el pasado 26 de noviembre, foro de encuentro entre los expertos, los agentes del sector energético y la Universidad donde se dialogó sobre la nueva política de energías renovables en España.
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Novedades en el sector
Decisión de la Comisión sobre los límites nacionales de emisiones de gases de efecto invernadero no incluidos en la directiva de comercio de emisiones para el periodo 2013-2020
El pasado 17 de octubre, el Comité del Cambio Climático aprobó una Propuesta de Decisión sobre reducción de emisiones de gases no incluidos en el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (EU ETS) para el periodo 2013-2020. Esta Decisión de la Comisión dará un nuevo impulso a la reducción de emisiones de la Unión Europea, en su objetivo de convertirse en una economía baja en carbono y de incrementar su seguridad energética. El Parlamento Europeo y el Consejo dispondrán ahora de tres meses para revisar el texto para aprobar una versión definitiva.
Enlace: http://ec.europa.eu/clima/news/articles/news_2012101702_en.htm
Fijación de los límites anuales, en valor absoluto, de emisiones de sectores no-ETS para el periodo 2013-2020
Dando un paso más tras la Effort Sharing Decision de 2009, centrada en los sectores no cubiertos por el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (sectores no ETS), el Comité del Cambio Climático aprobó el pasado 17 de octubre un borrador de los límites anuales – en valor absoluto - de las emisiones de gases de efecto invernadero para cada uno de los Estados miembros en el periodo 2013-2020. Fijar objetivos de reducción sobre estos sectores no ETS es clave ya que suponen alrededor del 60% de las emisiones totales europeas.
La Effort Sharing Decission estableció una reducción vinculante de las emisiones nacionales o unos límites objetivo para 2020, expresados como un porcentaje sobre las emisiones de 2005. Los sectores contemplados en esta normativa incluyen transporte (excepto aviación), edificación, agricultura y residuos, quedando excluido el sector forestal.
Los objetivos de emisiones nacionales para 2020 se fijaron en función de la riqueza relativa de los diferentes Estados miembros (medida como PIB per cápita), entre una reducción de las emisiones en un 20% (Luxemburgo, Dinamarca, Irlanda), hasta un incremento del 20% (Bulgaria).
Los países con un PIB per cápita menos elevado pueden incrementar las emisiones en estos sectores, puesto que el mayor crecimiento económico relativo que puedan experimentar en el periodo vendrá probablemente acompañado de mayores emisiones. Sin embargo, incluso en estos casos, estos objetivos suponen una reducción sobre el escenario proyectado en caso de no adoptar ninguna medida. Por ello, todos los Estados miembros se verán forzados a realizar esfuerzos (Figura 1).
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Figura 1: Objetivos de la Effort Sharing Decision para 2020 comparados con los niveles de emisiones en 2005. Fuente: Comisión Europea.
En conjunto, este esfuerzo supondrá una limitación de las emisiones en los sectores no ETS del 10% en comparación con las cifras de 2005. Esto, junto con la reducción del 21% en las emisiones cubiertas por la directiva de comercio de emisiones (EU ETS), pretende lograr en 2020 un objetivo total de reducción de emisiones del 20% sobre los niveles de 1990.
De este modo, el borrador aprobado el pasado 17 de octubre representa un elemento significativo en la implementación del Paquete Legislativo sobre Clima y Energía de 2009. El Parlamento Europeo y el Consejo dispondrán ahora de tres meses para revisar la propuesta, tras los cuales la Comisión podrá aprobar un texto definitivo.
España deberá reducir sus emisiones un 6% respecto a los valores de 2013
La fijación de los objetivos de reducción de emisiones de los sectores no-ETS, que se apuntan en el borrador de la Decisión, apuntan a una disminución del orden del 6% de 2013 a 2020 para el caso de España (Figura 2).
Cabe notar que la Comisión ha expresado los valores anuales de emisiones referidos a los valores de potencial de calentamiento global actuales y futuros, publicados en el segundo y cuarto informe del panel intergubernamental de cambio climático (IPCC) respectivamente, con el fin de ajustar adecuadamente las emisiones, que se reportan siempre con dos años de decalaje.
A diferencia de los sectores incluidos en el EU ETS, que están regulados a nivel europeo, es responsabilidad de los Estados miembros definir e implementar las políticas nacionales y medidas concretas para limitar las emisiones de los sectores difusos.
Algunos ejemplos de cómo se pueden lograr estos objetivos en el ámbito nacional son potenciales políticas y medidas que incentiven el cambio desde transportes basados en combustibles fósiles, la promoción del transporte público, ambiciosos estándares de eficiencia energética para las nuevas edificaciones, sistemas de calefacción más eficientes abastecidos mediante energías renovables, prácticas agrícolas más eficientes o la conversión de los residuos animales en biogás, entre otros.
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Figura 2: Distribución de emisiones de gases de sectores no incluidos en el Sistema Europeo de Comercio de Emisiones (no ETS) para España en el periodo 2013-2020.Fuente: Comisión Europea.
Adicionalmente, también existen otras medidas de carácter comunitario que ayudarán a los Estados miembros a reducir sus emisiones como son los estándares de emisiones de CO2 para nuevos vehículos más restrictivos, que contribuirán a reducir las emisiones del transporte por carretera; la reducción de las emisiones de los edificios, a través de medidas que incentiven la eficiencia energética, requisitos de diseño ecológico para los productos relacionados con la energía, así como sistemas de información al consumidor de la eficiencia energética de los aparatos; restricciones a los gases fluorados industriales e implementación de otras políticas medioambientales europeas.
La fijación definitiva de los objetivos de reducción de emisiones de los sectores no-ETS, que contemplan una disminución del 6% de 2013 a 2020 para el caso de España, implicará la aprobación en el corto plazo de nuevas políticas y medidas a nivel nacional para el cumplimiento de estos límites. Todo ello debe diseñarse de una manera coherente con las medidas que se adopten en el sector energético y en eficiencia energética, para garantizar la máxima eficiencia en el uso de los recursos.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: El esquema “Cap and Trade” en Europa y los incentivos a reducir emisiones, ¿Cómo podrían reducirse las emisiones de gases de efecto invernadero?, ¿Cuál es el objetivo del Protocolo de Kioto?, ¿Qué instalaciones abarca el Comercio Europeo de Emisiones o EU-ETS?, Expanding Carbon Markets through New Market-based Mechanisms: A synthesis of discussions and submissions to the UNFCCC, Progress towards achieving the Kyoto objetives, Greenhouse gas emission trends and projections in Europe 2012,
2017 2018 2019 2020
227,3
221,3
219,4
225,2
217,4
223,2
215,5
221,1
-6,1%
223,2-5,8%
2016
229,4
2015
231,4
225,1
2014
233,5
227,0
2013
235,6
228,9
Según los valores potenciales de calentamiento global del Cuarto Informe de Evaluación IPCC
Según los valores potenciales de calentamiento global del Segundo Informe de Evaluación IPCCEmisiones anuales para España
(millones de teq de CO2)
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Reflexiones de interés
Ofgem and the Philosopher’s Stone
Ofgem, el regulador de Reino Unido, está planteando una reducción del número de tarifas que ofrecen los suministradores de energía, con el objetivo de facilitar la comparabilidad de las ofertas y propiciar una mayor competencia. Esta propuesta ha generado gran controversia y oposición, de expertos sectoriales, empresas energéticas y organizaciones de consumidores, por las consecuencias de medida, que muy al contrario de lo que propone Ofgem, podría reducir la competencia y perjudicar al consumidor final en varios sentidos.
Enlace: http://www.eprg.group.cam.ac.uk/wp-content/uploads/2012/11/Times-9-Nov-2012-Want-a-simpler-energy-deal.pdf
http://www.iea.org.uk/blog/ofgem-and-the-philosophers-stone
Stephen Littlechild, miembro de la junta de la Judge Business School de la Universidad de Cambridge, ha publicado recientemente dos artículos, en 'The Times' y el 'Institute of economic affairs', donde analiza el impacto negativo que pudiera tener en la competencia y el consumidor final la aplicación de la propuesta de Ofgem que limita a cuatro el número de tarifas que pueden ofertar las comercializadoras de energía en Reino Unido.
El cuento de la lechera
En su artículo del 9 de noviembre en 'The Times', S. Littlechild traslada la propuesta de Ofgem a un terreno más cercano para el consumidor final, proponiendo la analogía referida a un supuesto “Regulador Lechero” que pretendiese, para ahorrar confusiones al consumidor, limitar a cuatro los productos disponibles para el público en los supermercados.
Actualmente, la oferta de leche en un supermercado es amplia: existen botellas y tetra bricks de distintos volúmenes, de marca blanca o no, orgánica, de soja, de cabra, entera, desnatada o semidesnatada. Siguiendo la propuesta del supuesto “Regulador Lechero”, la dificultad de elección del consumidor ante una oferta tan variada puede solventarse limitando a cuatro los productos que pueda vender el supermercado. Con una oferta reducida, los clientes podrían comparar más fácilmente entre supermercados al existir una oferta más reducida.
Pero ¿qué ocurriría si algún consumidor desease comprar un cartón de dos pintas de leche semidesnatada de marca blanca y, sin embargo, el supermercado no contempla esta opción dentro de sus cuatro ofertas posibles? Ante una regulación como la propuesta, la lógica económica llevaría a obligar al supermercado a comercializar sólo los cuatro productos con mayor demanda. La innovación, representada a través de otros productos minoritarios como la leche de soja o de cabra, desaparecería. Y las reclamaciones de los consumidores que no encuentran los productos que desean aumentarían.
Todo esto redundaría además en unos precios superiores para el consumidor debido a los costes adicionales que implicaría la nueva normativa que serían traspasados al cliente final: un equipo
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mayor de atención al cliente para atender las quejas, pago de los costes de inspección del regulador de la buena conducta de los supermercados, posibles multas por incumplimiento de la normativa, gastos de lobby, etc.
Además, puesto que los productos del resto de supermercados serían similares, se desincentivaría la competencia entre ellos, eliminando la necesidad de buscar nuevos productos y siendo suficiente mantener los precios en niveles similares a sus competidores. Esta falta de competencia llevaría a provocar unos precios y márgenes superiores a los que podrían existir en un escenario competitivo sin la limitación del número de ofertas.
Para evitar la degradación de la competencia derivada de la regulación supuestamente procompetitiva, sería necesario refinar muchos aspectos de esta regulación: asegurar el suministro de cada producto en cada área, evitar monopolios, incentivar la innovación, definir claramente los criterios de lo que es un nuevo producto, aprobar los márgenes de comercialización, revisar los costes de compra, etc.
En definitiva, lejos de beneficiar al consumidor a través de una simplificación de la oferta que le permitiese una mejor comparación entre supermercados y, así, una mayor competencia, se enfrentaría a una menor competencia y unos precios más elevados, complicando indefinidamente el entramado regulatorio.
Ofgem y la Piedra Filosofal
En un artículo posterior para el Institute of Economic Affairs S. Littlechild analiza la propuesta de Ofgem desde una perspectiva más académica. El autor explica que Ofgem se plantea esta medida de reducción de número tarifas energéticas argumentando que la complejidad tarifaria es la causa del bajo cambio de suministrador en el mercado británico. Por ello, la reducción a cuatro tarifas simplificaría el panorama y permitiría que los clientes fueran más activos, incentivando la competencia entre las comercializadoras de una forma más efectiva.
No obstante, según datos de 2011, de los clientes que no cambiaron de proveedor de energía, el 78% señalaron que no lo hicieron por estar satisfechos con su suministrador y el 22% restante indicaron que la causa fue la incomodidad del proceso. Además, el panorama tarifario seguiría siendo teóricamente complejo con cuatro tarifas por cada una de las 13 comercializadoras que operan en la actualidad en Reino Unido.
S. Littlechild explica que la propuesta de Ofgem limitaría la competencia minorista, incrementaría los precios para el consumidor final y los márgenes para las comercializadoras. Las restricciones afectarían a la innovación. Además, aumentaría los costes de la gestión regulatoria al requerir Ofgem más personal para monitorizar y hacer cumplir las nuevas directrices. Por último, las directrices de Ofgem para incluir excepciones y derogaciones incentivarían el lobby y la influencia política.
Además, si se implantara esta política y no se lograran los objetivos esperados, observando una menor competencia y mayores precios, Ofgem y el gobierno probablemente se verían obligados a imponer controles directos sobre los márgenes, rentabilidades, etc., dando un paso atrás en el proceso de liberalización de los mercados.
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El autor apunta que la normativa se basa en una asunción errónea: que las tarifas disponibles en un mercado competitivo permanecerán inalteradas en caso de introducirse esta nueva normativa. No obstante, si se obligase a las comercializadoras a trasladar a sus clientes vulnerables a las mejores tarifas (condición no discriminatoria), éstas desaparecerían. Por tanto, los clientes activos que buscan las mejores tarifas se verían perjudicados.
El propio Ofgem ya observó sin embargo en el pasado reciente cómo una limitación de tarifas resultó en un incremento de precios para el consumidor.
En 2009, viendo que los suministradores ofrecían precios más altos a sus clientes menos activos en las zonas donde eran incumbentes en comparación a los ofrecidos a los clientes más activos de las regiones de expansión, Ofgem prohibió esas diferencias de precio durante tres años. Como era de esperar, esto provocó que los precios se igualasen al alza, incrementándose para sus consumidores en las áreas de expansión. Por tanto, la medida sólo benefició a los suministradores que, según datos de Ofgem, mejoraron su margen minorista medio desde 2009.
La multiplicidad de tarifas es positiva para el mercado eléctrico, puesto que permite incentivar la competencia entre suministradores, quienes necesitan libertad y flexibilidad para poder ofrecer tarifas adaptadas a las características de cada cliente, de modo que puedan competir de forma efectiva con el resto de comercializadoras. Si no, sólo se mantendrían las ofertas con precios más altos y no se verían amenazadas por ninguna otra. Este descenso en la presión competitiva haría que probablemente aumentaran incluso estos precios más altos. En suma, todos los clientes se verían tarde o temprano perjudicados por la propuesta de Ofgem.
¿Cómo proteger a clientes vulnerables de forma eficiente?
El precio de la electricidad se está incrementando por el incremento del precio del gas natural, el coste de las energías renovables y los productos bajos en carbono y las nuevas inversiones en las redes de transporte y distribución y la instalación de contadores inteligentes.
En este contexto, se debe prestar atención a los clientes vulnerables y la mejor manera de garantizarles protección es no distorsionar ni restringir la competencia en el mercado. El autor propone, con el fin de proteger a estos clientes, medidas como incentivar el cambio colectivo de comercializadora, mejorar la confianza del consumidor en el proceso de cambio o introducir medidas que faciliten el cambio individual de comercializadora por parte de los clientes más vulnerables.
Esta reflexión es relevante para España en un momento en el que el Gobierno ha anunciado la posible supresión de la TUR para potencias superiores de 5 kW o 3 kW con el fin de abrir a la competencia un segmento esencialmente doméstico y que hasta ahora tenía como opción un precio regulado determinado por el Gobierno. La liberalización efectiva de estos casi 19 millones de clientes es deseable, como han pedido la Comisión Nacional de la Energía o la Comisión Europea y debe ir acompañada de políticas que aseguren la competencia, garantizando la protección de todos los consumidores finales.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Tríptico de precios regulados de electricidad vigentes desde el 1 de octubre de 2012. Tarifas de último recurso y peajes de acceso, Las tarifas de Último Recurso (TUR), El suministro de
Último Recurso (SUR), Las tarifas de acceso: estructura, Costes y liquidación de los ingresos
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La nueva política de renovables en España: objetivos y regulación
El pasado 26 de noviembre se celebró la jornada 'La nueva política de renovables en España: objetivos y regulación' organizada por Energía y Sociedad en colaboración con la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid (ETSII UPM), en un momento de transición regulatorio en España para el desarrollo de estas energías en el sector eléctrico. A esta jornada, seguirán otras dos a lo largo de este curso escolar: una orientada a la integración técnica y económica de las energías renovables en el sistema eléctrico y otra que abordará el papel de las renovables como habilitador para el desarrollo económico y, por lo tanto, como integrador social.
Enlace: Programa y presentaciones de la jornada
La Universidad Politécnica de Madrid y Energía y Sociedad
La inauguración de la jornada estuvo a cargo de Jesús Félez Mindán, Director de la ETSII UPM y de María Jesús Sánchez Naranjo, Profesora Titular de la Universidad y Subdirectora de Asuntos Económicos, Planificación e Infraestructuras de la escuela, quienes recordaron la importancia para España y Europa de los objetivos europeos 20/20/20 desde la perspectiva medioambiental, económica y de seguridad de suministro.
Seguidamente, tomó la palabra Germán Cueva, Socio de PwC, quien describió cómo Energía y Sociedad se creó en 2008 como una plataforma para la divulgación de información para entender el sector energético en nuestro país. Apuntó a los motivos que han llevado a Energía y Sociedad a organizar esta jornada, donde se quiere analizar cuál es la situación de las energías renovables en España, cómo se dibuja el medio plazo tras un periodo de transición regulatoria y cómo desarrollar a un marco predecible y sostenible que permita atraer la inversión en un momento de costes de capital extremadamente elevados. Todo esto, en un contexto de déficit tarifario en el sector eléctrico todavía pendiente de solucionar. Igualmente, recordó el beneficio de las energías renovables de cara a la mejora del grado de autoabastecimiento pero los retos pendientes en términos de garantizar la seguridad de suministro.
De la economía del cowboy a la nave espacial
Jordi Sevilla, Senior Advisor de PwC y ex Ministro de Administraciones Públicas, abrió la sesión invitando a reflexionar por qué necesitamos una política de energías renovables. Para ello, recordó el cambio de paradigma económico que ya identificado en 1964 y que lleva de la economía del cowboy, donde hay recursos ilimitados y los retos se limitan a una cuestión de investigación y de precio, a la economía de la nave espacial, donde aparecen limitaciones a los recursos, como con qué energía se nutre la nave o qué sucede con los deshechos (la contaminación).
Para explicar la situación actual de la sociedad respecto al cambio climático, recurrió al ejemplo del Carbon Disclosure Project (CDP), donde se recogen los compromisos públicos de determinadas empresas para la medición y reducción de emisiones. Calificó la situación de agridulce ya que, si bien hay 500 empresas que participan del proyecto – entre ellas las del Ibex 35 – demostrando que
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se puede crecer respetando el medioambiente, el número de empresas que se comprometen con el CDP no crece anualmente.
Concluyó apuntando que la burbuja especulativa de las primas que hemos vivido estos últimos años en España no significa que tengamos que renunciar a políticas racionales y estables, necesarias para crecer de una manera ordenada. Esto es obligado en un contexto de crisis económica y, precisamente, en foros como los que convoca Energía y Sociedad y la ETSII UPM se debe debatir la definición de dichas políticas.
Hacia la competitividad de las tecnologías renovables
El primer panel de la jornada, moderado por Blanca Perea, Directora de PwC, y formado por Julio Lumbreras Martín, Profesor Titular de la Universidad Politécnica de Madrid y Subdirector de Calidad y Responsabilidad Social, Ramón Gavela, Director General Adjunto y Director del Departamento de Energía del CIEMAT, Anna Czajkowska, Senior Analyst de Bloomberg y Ángeles Santamaría, Directora de Prospectiva y Tecnología de Renovables de Iberdrola, revisó el grado de madurez de las distintas tecnologías renovables desde distintas perspectivas.
El panel expuso el reto de abastecimiento energético a largo plazo y la alta dependencia de combustibles fósiles que se espera (81% en 2035 en energía primaria), y el rol fundamental de la eficiencia energética y de las energías renovables para alcanzar los escenarios de incremento de la temperatura del planeta en 6°C, 4°C y 2°C respecto a la época preindustrial.
Se analizó la competitividad de las tecnologías renovables en torno a tres ejes: ambiental, contemplando todo el ciclo de vida de cada tecnología; económico, donde se apuntó a la conveniencia de emplear indicadores como el índice de la energía (€/kWh/año) o a la Ley de Schumpeters, que describe cómo la innovación es función de la inversión en I+D y cómo sólo un 0,1% de la inversión en el año 2000 fue destinado a las energías renovables, comparado con el 50% que se destinó a medicina; y social, donde se apuntó al liderazgo de la industria española en aerogeneradores o de los 115.000 puestos de empleo ligado de la industria renovable en España en 2010.
Igualmente, se hizo una prospectiva tecnológica de detalle para las distintas tecnologías: eólica on shore y off shore, fotovoltaica (sobre la que no se alcanzó un acuerdo entre los ponentes de su grado de madurez en España), biocarburantes, geotérmica convencional y mejorada (fracturing), energías marinas y solar de concentración, apuntando cuáles deben progresar más rápidamente para alcanzar el escenario de 2°C. También se señaló la importancia de la integración en la red, posible gracias al desarrollo de tecnologías transversales como las redes inteligentes o el almacenamiento de energía eléctrica.
Por último, se revisó el nivel de inversión global en energías renovables, que se cuantificó en 280.000 millones de dólares en 2011. Se remarcó cómo a nivel europeo y español se produjo un descenso de dicha inversión (de 40.000 millones de dólares en 2011 a 14.000 millones en 2012), esencialmente por la dificultad de captar financiación, que se agudiza en un contexto de sobrecapacidad, de déficit de tarifa y de falta de regulación en el caso español.
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Instrumentos regulatorios para un desarrollo eficiente del régimen especial
El segundo panel de la jornada, moderado por José Antonio Castro, subdirector de régimen especial de la CNE, y formado por Heikki Willstedt, Director de Políticas Energéticas de la Asociación Empresarial Eólica, José Donoso, Director General de la Unión Española Fotovoltaica, Oscar Arnedillo, Director de NERA Economic Consulting, Luis Palacios, Vicepresidente de Credit Market del Santander y Juan José Alba, Director de Regulación de Endesa, revisó las alternativas regulatorias para las energías renovables en España. Si bien las posiciones de los distintos ponentes no eran coincidentes, se recogen a continuación los puntos principales que fueron apareciendo en el debate.
Se revisaron los errores que se han cometido en la regulación española en el pasado, en gran medida por el desajuste en los costes y por la falta de control sobre el volumen de potencia instalada, los efectos llamada generados por las discontinuidades de las primas, cómo la burbuja especulativa de las primas fue una respuesta de las empresas a una señal regulatoria, el exceso de potencia instalada respecto a los objetivos de la planificación que han llevado a contar con mucha capacidad inmadura y poco económica, la inseguridad jurídica de o la falta de transparencia al consumidor final.
Se habló de la importancia de establecer una política regulatoria para las energías renovables efectiva, eficiente, compatible con el mercado y responsable, presentando los puntos fuertes y débiles de las distintas alternativas: subvenciones directas, primas, subastas, certificados verdes y derechos de emisión. Se apuntó a que la nueva regulación no debe comprometer el segundo ciclo inversor en estas tecnologías; debe garantizar una mejora de la dependencia energética; debe ajustar la rentabilidad en función del recurso natural y la inversión; debe contemplar la electrificación para apoyar los objetivos de lucha contra el cambio climático de otros sectores energéticos; debe permitir el desarrollo ordenado de la generación distribuida; debe permitir la predictibilidad de los flujos de caja para facilitar la financiación, entre otros.
La alta participación en la jornada, que contó con aproximadamente 250 asistentes, así como el intenso debate e intercambio de ideas entre los asistentes y los ponentes, demuestra el interés del sector por la política de energías renovables en nuestro país.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Programa y presentaciones de la jornada
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Evolución de los mercados energéticos
En el periodo analizado (del 19 de noviembre al 3 de diciembre) los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a un mes han descendido significativamente (más de un 16%) respecto a la quincena anterior al empezar a cotizarse en valores de 2013. De manera contraria, las cotizaciones medias registradas para el carbón europeo API2 con contratos con vencimiento a uno y tres meses aumentaron casi un 3% y 2% respectivamente con respecto a la quincena anterior.
Las cotizaciones medias del gas natural de referencia en el Reino Unido (NBP) se han mantenido relativamente estables respecto a la primera quincena de noviembre, colocando el contrato con entrega en enero de 2013 en un nivel cercano a 29 €/MWh. Esta estabilidad no ha sido experimentada por los precios de los derechos de emisión de CO2 (EUAs), ya que han disminuido con respecto a la quincena anterior más de un 17%, situándose en los 6,69 €/t.
Por otra parte, los precios del los mercados spot de electricidad en Europa, en general, se han incrementado, registrando subidas cercanas al 9% en el caso de España y Portugal y superando el 3% en Francia, Italia y Nord Pool.
Durante la quincena analizada (del 19 de noviembre al 3 de diciembre), los precios medios del petróleo Brent continuaron la senda descendente en la que llevan embarcados desde finales de agosto, llegando a caer el contrato con entrega a un mes (enero de 2013) hasta los 89,18 $/bbl, siendo el precio más bajo registrado en todo el año. Este descenso tan acusado en el precio del petróleo Brent en el contrato con vencimiento a un mes, no se ha reflejado en el contrato con vencimiento a tres meses, ya que éste ha aumentado más de un 2,50%. Igualmente al alza han evolucionado las cotizaciones medias del carbón europeo CIF API2 ARA, situándose el contrato M+1 (enero de 2013) en los 92,73 $/t, lo que supone un ascenso de un 2,85% respecto a la quincena anterior. Por su parte, el contrato para el primer trimestre de 2013 se colocó en los 94,16 $/t, con lo que acumula un ascenso en su precio cercano al 2% desde principios de noviembre. Los precios medios del gas natural en NBP, en cambio, se han mantenido relativamente estables durante la última quincena de noviembre respecto a la quincena anterior hasta llegar a los 28,52 €/MWh en el contrato con vencimiento a un mes vista y a los 28,10 €/MWh en el contrato con vencimiento en el primer trimestre de 2013. Estos valores hacen que el gas natural NBP siga con la tendencia creciente que lleva experimentando desde principios de este año, consiguiendo marcar los precios máximos anuales. La misma situación que ha experimentado el petróleo Brent, sufriendo una gran caída en su precio al empezar a cotizar los valores del contrato con vencimiento a un mes en enero de 2013, le ha ocurrido a la cotización de los contratos de los derechos de CO2 (EUAs) con vencimiento en
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diciembre de 2013, disminuyendo su valor con respecto a la quincena anterior más de un 17%, bajando de la barrera de los 7 €/t y llegando a los 6,69 €/t. Los precios medios spot de los principales mercados eléctricos de Europa han evolucionado al alza durante la quincena analizada. Los precios registrados por España y Portugal se han situado en el extremo superior de esta subida con una subida que roza el 9%, situándose los precios medios de la quincena en 46,67 €/MWh y 46,79 €/MWh respectivamente. En la misma línea pero sin ser tan acusada su subida y situándose en el extremo inferior de la subida de los mercado de electricidad, se han situado Italia, Francia y Nord Pool, con subidas entre el 3,5% y el 5% con respecto a la primera quincena de noviembre. El mercado francés y alemán se han situado en los 49,69 €/MWh y 47,73 €/MWh, muy semejantes a los valores registrados en el mercado ibérico. Por otra parte, los precios negociados en los mercados europeos a plazo se han mantenido relativamente estables, sin experimentar grandes variaciones al alza o a la baja con respecto a la quincena anterior. En España, el contrato con vencimiento el primer trimestre de 2013 se ha situado en los 52,42 €/MWh y el contrato con vencimiento en 2013 en los 53,67 €/MWh.
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Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa
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
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange
Precio medio spot (€/MWh)
19/11-03/12 04/11-18/11 Variación (%)
España OMIE 46,67 42,87 8,85%
Portugal OMIE 46,79 42,96 8,93%
Francia 49,69 48,12 3,25%
Alemania 47,73 44,16 8,10%
Italia GME 63,33 61,13 3,61%
Nord Pool 35,85 34,21 4,81%
Unidades 19/11-03/12 04/11-18/11 Var. (%)
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 89,18 106,62 -16,36%
Brent entrega a 3 mes (contrato M+3) $/bbl 109,77 106,98 2,61%
Gas Natural (NBP) entrega en Ene. 2013 €/MWh 28,52 28,15 1,31%
Gas Natural (NBP) entrega en Q1 2013 €/MWh 28,10 27,91 0,68%
Carbón API2 ARA entrega en Ene. 2013 $/t 92,73 90,16 2,85%
Carbón API2 ARA entrega en Q1 2013 $/t 94,16 92,55 1,74%
Derechos de CO2 entrega en Dic. 2013 €/t 6,69 8,09 -17,31%
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Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE
Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EPEX Spot, Nord Pool y OMIE
Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales)
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Número 80
www.energiaysociedad.es 15
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters, Bloomberg y European Climate Exchange
Tabla 3. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa (€/MWh)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP, Powernext y EEX
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Brent futuro a 1 mes ($/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-12 (€/t, eje dcho.)
19/11-03/12 04/11-18/11 Variación (%)
España entrega en Q1 2013 52,42 52,71 -0,54%
España entrega en 2013 53,67 53,83 -0,29%
Francia entrega en Q1 2013 56,77 56,70 0,11%
Francia entrega en 2013 48,99 49,63 -1,30%
Alemania entrega en Q1 2013 48,23 48,79 -1,16%
Alemania entrega en 2013 46,37 47,06 -1,47%
11 de diciembre de 2012
Número 80
www.energiaysociedad.es 16
Gráfico 4. Evolución de los precios a plazo de la electricidad en Europa. Contrato con vencimiento en el trimestre siguiente, Q+1 (medias semanales)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de 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)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OMIP, Powernext y EEX
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