19 de abril de 2013

Número 87

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Boletín de Energía y Sociedad

Número 87, 19 de abril de 2013 www.energiaysociedad.es

CONTENIDO

Novedades en el sector

CEER Response to the European Commission Consultation Paper on generation adequacy, capacity mechanisms and the internal market in electricity ......................................................... 2

Energy Provider ‐Delivered. Energy Efficiency ............................................................................... 6

Reflexión de interés

Paradigmas de la integración técnica y económica de las energías renovables en el sistema eléctrico........................................................................................................................................ 10

Evolución de los mercados energéticos 15

EN ESTE NÚMERO…

… presentamos en primer lugar un resumen del informe elaborado por el CEER (Consejo de Reguladores Europeos de la Energía) como respuesta a la consulta realizada por la Comisión Europea respecto a la adecuación del parque de generación, los mecanismos de capacidad y el mercado interior de la electricidad. Además, continuamos con un resumen del informe “Energy Provider-Delivered Energy Efficiency”, elaborado por la Agencia Internacional de la Energía (IEA), en el que se detallan múltiples casos prácticos sobre eficiencia energética. … y terminamos con la presentación de las principales conclusiones de la jornada de Energía y Sociedad sobre “Paradigmas de la integración técnica y económica de las energías renovables en el sistema eléctrico”, que tuvo lugar el pasado 12 de marzo en las instalaciones de la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid (ETSII-UPM).

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Novedades en el sector

CEER Response to the European Commission Consultation Paper on generation adequacy, capacity mechanisms and the internal market in electricity

En este informe es la respuesta del CEER (Consejo de Reguladores Europeos de la Energía) a la consulta realizada por la Comisión Europea sobre la adecuación del parque de generación, los mecanismos de capacidad y el mercado interior de la electricidad. El CEER señala que, si bien un mercado único europeo competitivo garantiza la seguridad de suministro, diversos fallos de mercado (topes a los precios de la energía, tarifas reguladas, ausencia de igualdad de condiciones para todas las tecnologías de generación...) pueden requerir mecanismos alternativos (como pagos de capacidad). Éstos deben ser eficientes y distorsionar el mercado lo mínimo posible.

Enlace: (a) CEER Response to the European Commission Consultation Paper on generation adequacy, capacity mechanisms and the internal market in electricity y (b) Public consultation from the European Commission: Generation adequacy, capacity mechanisms and the internal market in electricity

Origen del informe y preguntas planteadas en la consulta

El documento elaborado por el CEER responde a una consulta realizada recientemente por la Comisión Europea, cuyo objetivo es lograr un enfoque más coordinado en cuanto a la adecuación de la generación eléctrica y a la seguridad de suministro en el mercado interior de la energía que se persigue de cara a 2014 dentro del ámbito europeo. Así, se pretende que la consulta sirva para asegurar que las intervenciones estatales en este ámbito estén bien diseñadas y sean efectivas. Esta consulta ahonda en aspectos presentados en la comunicación de la Comisión Europea (CE) de finales de 2012 “Making the internal energy market work”, planteando cuestiones relevantes relacionadas con la adecuación de la generación (necesidad de armonización de estándares a nivel europeo, de modificación de la Directiva de seguridad de suministro o capacidad flexible), los mecanismos de capacidad y el mercado interior de la energía (establecimiento de criterios a nivel europeo, diseño de directrices para asegurar el desarrollo del mercado interior), que pueden influir en la futura evolución de los sistemas eléctricos europeos.

El objetivo clave de la integración del mercado es el desarrollo de un mercado único competitivo que ofrezca un nivel suficiente de seguridad de suministro. Desde un punto de vista normativo, es crítico abordar el tema de la adecuación de la generación y la seguridad de suministro de un modo coherente y sistemático, teniendo en cuenta todos los impactos relevantes y dependencias. Por ello, en el presente informe, el CEER responde a las diferentes preguntas planteadas por la CE.

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Figura 1: Preguntas planteadas por la Comisión Europea al CEER en su consulta. Fuente: CEER.

Principales conclusiones del informe

El CEER reconoce que los recientes avances hacia la consecución del mercado interior de la energía ya han ofrecido y seguirán ofreciendo beneficios significativos, conduciendo hacia unos mercados mayoristas cada vez más competitivos, líquidos y transparentes, y salvaguardando el suministro eléctrico a los consumidores finales, especialmente en periodos de alta demanda o baja generación renovable.

Con un peso creciente de la generación renovable no gestionable (principalmente eólica y solar), los operadores de los sistemas de transporte prevén que serán necesarios nuevos requisitos y grandes cambios operacionales para equilibrar los sistemas de energía en todo momento de una manera eficiente, en particular durante los escenarios de demanda máxima y mínima o en respuesta a interrupciones inesperadas en la generación.

El CEER, mientras alienta las iniciativas actuales que contribuyen a la construcción del mercado interior de la energía, observa que queda en entredicho la capacidad del diseño de un mercado de “sólo-energía” (energy only market) en la situación actual para que proporcione señales de inversión suficientes para garantizar la entrada de nueva capacidad de generación. De este modo, algunos Estados miembros están considerando nuevos acuerdos (como los mecanismos de

Market

develop-

ments

• Do you consider that the current market prices prevent investments in needed generation capacity?

• Do you consider that support (e.g. direct financial support, priority dispatch or special network fees) for specific energy

sources (renewables, coal, nuclear) undermines investments needed to ensure generation adequacy? If yes, how and to what

extent?

• Do you consider that work on the establishment of cross-border day ahead, intraday and balancing markets will contribute to

ensuring security of supply? Within what timeframe do you see this happening?

• What additional steps, if any, should be taken at European level to ensure that internal market rules fully contribute to

ensuring generation adequacy and security of supply?

• What additional steps could Member States take to support the effectiveness of the internal market in delivering generation

adequacy?

• How should public authorities reflect the preferences of consumers in relation to security of supply? How can they reflect

preferences for lower standards on the part of some consumers?

• Do you consider that there is a need for review of how generation adequacy assessments are carried out in the internal

market? In particular, is there a need for more in depth generation adequacy reviews at national, regional or European level?

• Looking forward, is the generation adequacy outlook produced by ENTSO-E sufficiently detailed? In particular:

a. Is there a need for a regional or EU assessment of the availability of flexible capacity?

b. Are there other areas where this adequacy assessment should be made more detailed ?

• Do you consider the Electricity Security of Supply Directive to be adequate? If it should be revised, on which points?

• Would you support the introduction of mandatory risk assessments or generation adequacy plans at national and regional

level similar to those required under the Gas Security of Supply Regulation?

• Should generation adequacy standards be harmonised across the EU? What should be that standard or how could it be

developed taking into account potentially diverging preference regarding security of supply?

• Do you consider that capacity mechanisms should be introduced only if and when steps to improve market functioning are

clearly insufficient?

• Under what circumstances would you consider market functioning to be insufficient?

a. to ensure that new flexible resources are delivered?

b. to ensure sufficient capacity is available to meet demand on the system at times of system stress?

• Should the Commission set out to provide the blueprint for an EU-wide capacity mechanism?

• Do you consider that the European Commission should develop detailed criteria to assess the compatibility of CM with the

internal energy market?

• Do you consider the detailed criteria set out above to be appropriate? Should any criteria be added to this list? Which, if any,

criteria should be given most weight?

Assessing

generation

adequacy

Capacity

mechanisms

Framework

for assessing

capacity

mechanisms

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capacidad) que aseguren la adecuación de los recursos y/o la fiabilidad de funcionamiento del sistema.

En este contexto, el CEER reafirma que los mayores esfuerzos debieran acometerse en asegurar una rápida implementación del target model europeo para los mercados de electricidad y de gas natural. Esto llevará a una utilización transfronteriza eficiente de las actuales instalaciones de generación flexibles y el aumento de los incentivos para nuevas inversiones (e.g. acoplamiento de los mercados intradiarios y del día antes, asignación transfronteriza y re-expedición, cálculo de capacidad basada en la producción, etc.), sobre la base de las zonas de licitación pertinentes.

Desde un punto de vista teórico, todos los análisis de adecuación de la generación deberían tener en cuenta los beneficios del mercado interior de la energía. La utilización de interconexiones y de un análisis probabilístico armonizado puede aportar nuevas conclusiones respecto a los niveles de adecuación de la generación. Aunque ésta es responsabilidad de los Estados miembros, la armonización de los análisis y el intercambio de resultados pueden ser beneficiosos. Mientras tanto, es fundamental hacer mayores esfuerzos para eliminar los obstáculos existentes (e.g. topes a los precios de la energía, tarifas reguladas, ausencia de igualdad de condiciones para todas las tecnologías de generación, entre otros) de modo que los mercados energéticos puedan funcionar correctamente.

Por tanto, se debe realizar una evaluación sistemática y cuidadosa de los beneficios e impactos de nuevas políticas de diseño de mercado para hacer frente a las ineficiencias actuales. Estas nuevas políticas podrían plantearse como solución cuando existan distorsiones significativas en el mercado y el análisis sugiera que otras políticas alternativas de diseño de mercado (como la implementación de mecanismos de pagos por capacidad) puedan resolver el problema identificado de una manera eficiente y compatible con el mercado interior de la energía, tanto a nivel nacional como transfronterizo.

En los casos que se consideran mecanismos de capacidad en Europa, el CEER defiende que se deben evaluar los efectos transfronterizos (e.g. flujos transfronterizos, precios, inversiones, etc.) con el fin de entender las consecuencias en el mercado interior. De todos los diferentes tipos de pagos por capacidad, debieran aplicarse idealmente los que ocasionen las menores distorsiones posibles, siempre que cumplan los objetivos previstos y sean compatibles con el mercado interior de la energía.

En el informe, el CEER señala su preocupación porque, hasta ahora, la coordinación entre los operadores de sistemas vecinos en la definición de las reglas de estos mecanismos puede que no sea suficiente para asegurar la plena compatibilidad de los acuerdos de mercado con los objetivos perseguidos en la consecución del mercado interior de la energía. Estas preocupaciones han llevado a la creación de una línea de trabajo ACER/CEER con el objetivo de evaluar cuidadosamente el impacto de los mecanismos de capacidad en la integración del mercado y, así, proporcionar recomendaciones apropiadas. El CEER se muestra dispuesto a discutir estas preocupaciones y propuestas con la Comisión Europea.

Los fallos de mercado que la CEER declara que pueden mitigarse con mecanismos como los pagos por capacidad (topes a los precios de la energía, tarifas reguladas, ausencia de igualdad de

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condiciones para todas las tecnologías de generación) junto a la limitada interconexión con el resto del mercado europeo, justifican el establecimiento de un mecanismo de pagos por capacidad en el Mercado Ibérico de la Energía, si bien, éste debe ser ortodoxo y distorsionar lo mínimo posible el mercado de la electricidad (p. ej., que no sea discriminatorio). De esta manera, se podrá asegurar la suficiente inversión, es decir, capacidad firme y flexible disponible para garantizar la cobertura de la demanda en todo momento en un mercado con alta penetración de energías renovables.

Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: The birth of a European gas infrastructure market, The Extent of European Power Markets, Making the internal energy market work, Seven recommendations for successfully developing European network codes, A growth package for integrated European infrastructures, 2009-2010 Report on progress in creating the Internal Gas and Electricity Market

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Energy Provider ‐ Delivered. Energy Efficiency

Este informe de la Agencia Internacional de la Energía (IEA) ilustra cómo los proveedores de energía pueden mejorar la eficiencia de los consumidores de gas natural y electricidad. Para ello, en el documento se detallan múltiples casos prácticos sobre eficiencia energética, mostrando iniciativas implantadas por diferentes proveedores de energía de todo el mundo. Por último, el informe concluye con las principales lecciones aprendidas en esta área, útiles para gobiernos, reguladores y proveedores de energía que tengan en mente fijar sus propias políticas en eficiencia energética.

Enlace: Informe "Energy Provider ‐Delivered. Energy Efficiency" de la IEA

Papel de los proveedores de energía en la eficiencia energética

Los proveedores de energía jugarán un papel fundamental en las próximas décadas en la gestión del crecimiento de la demanda energética y la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI). La IEA estima que el sector energético representará hasta dos tercios de la reducción acumulada de emisiones GEI bajo el escenario 450 ppm de estabilización del clima, el escenario más ambicioso de la IEA, mediante el cambio a una generación menos intensiva en carbono, la mejora de la eficiencia operativa y la reducción de la demanda1. De hecho, en este escenario, se espera que la reducción de la demanda eléctrica frente a un escenario tendencial represente en torno a un cuarto de las reducciones de emisiones de GEI hasta 2025 (ver figura 2).

Figura 2: Reducción mundial de CO2 relacionada con la energía por sector en el Escenario 450. Fuente: IEA.

Los proveedores de energía ya desempeñan un papel importante en el suministro de mejoras de eficiencia energética al consumidor final. La IEA ha estimado que en 2011 los proveedores de energía dedicaron casi 12.000 millones de dólares en actividades de ahorro energético: 9.100 en Norteamérica, 2.500 en la UE, 250 en Brasil y 90 en Australia.

La mayor parte de este esfuerzo proviene de los estados y provincias en Norteamérica, donde algunos proveedores de energía dedican hasta un 3% de sus ingresos a la eficiencia energética. En el Reino Unido, el gasto anual de los comercializadores minoristas de energía bajo la obligación de

1 Fuente: Deploying Renewables 2011: Best and Future Policy Practice (IEA, 2011a)

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suministro CERT (Carbon Emissions Reduction Target) ha alcanzado los 1.600 millones de dólares, mientras que el esquema de Certificados Blancos en Italia representó más de 260 millones de dólares anuales en 2010 y 2011. Por otro lado, los proveedores de energía australianos gastaron cerca de 100 millones de dólares, mientras que los brasileños alcanzaron unos 250 millones anuales.

En muchos casos, los gobiernos recurren a los proveedores de energía en materia de eficiencia energética (EE) en la creencia de que éstos:

Tienen una posición estratégica en los mercados energéticos, a menudo actuando como intermediarios entre los productores de energía y los consumidores finales.

Disfrutan de largas relaciones comerciales incluso con los clientes finales domésticos, lo que les permite influir en las actividades de ahorro energético en mercados difusos.

Tienen la capacidad técnica y la infraestructura para la prestación de servicios, gracias a las oficinas e instalaciones con que cuentan en su área de operaciones o territorio de servicio.

Disfrutan del reconocimiento de los clientes finales, y a menudo son vistos como fuentes de información y conocimiento imparciales y objetivas.

Poseen información detallada de los hábitos de consumo de los consumidores de energía, un recurso útil en la prestación de servicios de asesoramiento en ahorro energético.

Generan grandes flujos de ingresos mediante la venta de energía, lo que les permite poder ser una alternativa a los presupuestos públicos como fuente de financiación para la EE.

Principales lecciones aprendidas

Los diferentes casos prácticos muestran cómo los proveedores de energía juegan un papel importante en el desarrollo de la eficiencia energética. En bastantes ocasiones, los proveedores (en algunos casos comercializadores y en otros distribuidores) cumplen con mecanismos regulatorios, tales como las obligaciones de eficiencia energética. Los casos sugieren que la mayoría de los proveedores encuentran formas de convertir en virtud de negocio la necesidad de cumplir la normativa. Así, en Dinamarca, Francia, Italia y Reino Unido, los proveedores de energía han logrado alcanzar sus metas de ahorro energético con programas que han originado nuevas líneas de negocio o contribuido a la retención de clientes. En EE.UU. y Canadá, los proveedores han mejorado la utilización de los activos existentes, evitando tener que añadir nueva capacidad de generación gracias a sus actividades de ahorro energético.

Es destacable que los casos analizados también muestran que los mecanismos regulatorios no son el único motivo por el que los proveedores de energía llevan a cabo actividades de ahorro energético. Así, existen otros factores: mecanismos de mercado, incentivos financieros, fiscalidad, y oportunidades de financiación; acuerdos voluntarios, relaciones comunitarias, y políticas de sostenibilidad corporativa; gestión de la demanda y operación del sistema; y retención y desarrollo de negocio.

La IEA identifica nueve tipos diferentes de actividades de ahorro energético que realizan los proveedores de energía. El más común en los casos prácticos analizados es el asesoramiento y

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asistencia a los consumidores de energía. En casi la mitad de estos casos, los proveedores difunden información, educan a los consumidores y promueven medidas de ahorro energético. En alrededor de un tercio de los casos analizados, el proveedor de energía ofrece ayuda para acceder a incentivos económicos. Por último, otras actividades de ahorro energético incluyen la implementación integral, instalaciones directas, sustitución de equipos, financiación sobre factura, adquisición y/o distribución mayorista, y desarrollo tecnológico.

A través del análisis de los diferentes casos prácticos identificados, se identifican los siguientes elementos:

Los proveedores de energía mejoran la eficacia de sus programas a través de la inclusión de socios locales. Éstos aportan competencias básicas de las que carecen, logran dar un carácter local al proceso y contribuyen a generar beneficios locales.

Los proveedores de energía deben ser estratégicos en la selección del tipo de actividad de ahorro energético que realizan. En particular, deben aprovechar sus competencias básicas y sus conocimientos y tecnologías propias, para así obtener una ventaja competitiva y ahorros en costes en sus programas de eficiencia energética.

La fijación de objetivos de ahorro energético en los proveedores de energía es un marco regulatorio implantado en bastantes países. Sin embargo, los casos sugieren que los acuerdos voluntarios podrían proporcionar otra alternativa de especial interés, que los responsables políticos deberán valorar con mayor detalle.

Los proveedores de energía suelen agrupar bienes, servicios y ofertas de programas para crear oportunidades de ahorro energético atractivas para los clientes. Los responsables políticos deberían trabajar con los proveedores para coordinar incentivos y otras ofertas, y así hacer este proceso de agrupación más eficaz.

Cada vez es más difícil distinguir a los proveedores de energía de las empresas de servicios energéticos (ESEs), puesto que los proveedores ofrecen también servicios energéticos y, en muchos casos, han creado líneas de negocio o filiales en esta área. La integración de ambas actividades fomentará la innovación, pero también complicará la función de los reguladores.

En el informe, junto a las lecciones aprendidas, también se hace especial hincapié en multitud de interrogantes sobre los esquemas de obligaciones de eficiencia energética a los suministradores energéticos. Así, señalan la necesidad de seguir trabajando para analizar la interrelación de este tipo de instrumentos con otras medidas regulatorias de eficiencia energética y de evaluar el coste de conseguir mejoras de eficiencia energética con estas medidas.

El carácter empírico del informe, estructurado en torno a casos prácticos permite identificar las actuaciones llevadas a cabo por suministradores de energía y empresas de servicios energético para mejorar la eficiencia energética bajo sus respectivos marcos normativos. Además, a pesar de no ser un informe de carácter regulatorio, sino una recopilación de la información de las empresas sobre las medidas de eficiencia energética que desarrollan, entre sus recomendaciones se encuentra la necesidad de analizar el coste de las medidas de eficiencia energética realizadas bajo los esquemas de obligaciones planteados y su interacción con otras políticas de eficiencia energética.

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Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Objetivos y normativa en España de la eficiencia energética, Regulación de la eficiencia energética, Eficiencia energética y su potencial, Eficiencia energética, Is Energy Efficiency

Sustainable?, Nueva directiva de eficiencia energética, Nueva Directiva europea de Eficiencia energética, Are companies

under-investing in energy efficiency?, Informe de la Comisión Europea "Energy Efficiency Status Report 2012"

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Reflexiones de interés

Paradigmas de la integración técnica y económica de las energías renovables en el sistema eléctrico

Energía y Sociedad organizó con la Universidad Politécnica de Madrid una jornada sobre los paradigmas de la integración técnica y económica de las energías renovables en el sistema eléctrico. Este foro de encuentro entre los expertos relevantes del sector energético, que tuvo lugar el día 12 de marzo, permitió profundizar en la explotación de las energías renovables y en la necesidad de garantizar su correcta integración en el sistema eléctrico. Presentamos las principales conclusiones alcanzadas en dicha jornada.

Enlace: Programa y presentaciones de la jornada

El pasado 12 de marzo tuvo lugar en la Escuela Técnica Superior de Ingenieros Industriales de la Universidad Politécnica de Madrid (ETSII-UPM) el segundo seminario organizado por la propia ETSII y Energía y Sociedad, bajo el título “Paradigmas de la integración técnica y económica de las energías renovables en el sistema eléctrico”.

Tras la inauguración de la jornada, D. Ricardo Bolado-Lavín (Action Leader, Security of Supply. Institute for Energy, European Commission) expuso su visión respecto a “La política energética en la Unión Europea y la integración de las renovables”. Bolado señaló cómo a nivel comunitario, la política energética y de energías renovables se basa en el paquete de la energía y el clima 20-20-20, que establece tres pilares básicos: (i) reducción de los gases de efecto invernadero (GEI) en un 20% (vinculante, siendo deseable alcanzar el 30%); (ii) incremento del peso de las renovables hasta el 20%; y (iii) ahorro en el consumo energético primario de un 20%. De estos tres pilares, el último es en el que menos se ha logrado avanzar, no existiendo un objetivo vinculante al respecto.

De este modo, existen cinco prioridades en política energética comunitaria: (i) lograr que la UE sea eficiente en energía; (ii) construir un mercado paneuropeo de la energía (lo cual requiere nuevas infraestructuras); (iii) convertir al consumidor en protagonista e incrementar los niveles de seguridad; (iv) extender el liderazgo de la UE en tecnologías de energía e innovación (e.g. smart-grids, smart cities, etc.); y (v) fortalecer la dimensión externa del mercado europeo de la energía.

El incremento de renovables en la UE ha originado la necesidad de una red más robusta e inteligente, con una creciente interacción entre sistemas centralizados y descentralizados. Esto requiere un importante esfuerzo económico para mejorar la red eléctrica existente. El ponente estimó estas inversiones necesarias en 1,3 - 1,7 billones de euros en la UE para el periodo 2011-2050 para la red de distribución, y 0,3 - 0,4 billones de euros para la red de transporte.

Este incremento de las renovables, ligado a los objetivos de reducción de las emisiones de CO2, exigirá diferentes actividades para su correcta integración. Las principales medidas a adoptar son mejorar la capacidad de interconexión entre países, flexibilizar la demanda e incrementar la capacidad de almacenamiento de la energía. Respecto a la primera medida, en el periodo 2010-2025 se establecerán 15 líneas de interconexión transfronteriza, así como un fortalecimiento de las

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interconexiones ya existentes, lo cual implicará fuertes inversiones. Además, se prevé que existirá mayor congestión en las redes internas de transporte y distribución. Como solución, se plantean dos medidas: (i) incrementar el transporte entre países y (ii) flexibilizar la demanda (e.g. aprovechando iniciativas como la recarga inteligente del vehículo eléctrico o la capacidad de almacenamiento por bombeo, para así suavizar los picos de demanda).

A continuación, tuvo lugar un panel sobre “Integración técnica de las energías renovables en el sistema”, en el que participaron D. Ismael Sánchez (Profesor Titular de la Universidad Carlos III de Madrid), D. Juan Rivier Abbad (Responsable de mercados, Iberdrola Renovables), Dña. María Sánchez Llorente (Técnico Superior del Área de Apoyo del Centro de Control Eléctrico, CECOEL, Red Eléctrica de España) y D. Salvador Pineda Morente (Assistant Professor, Department of Electrical Engineering, Technical University of Denmanrk, DTU).

Figura 3: Imágenes de la jornada en la ETSII de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM) el pasado 12 de marzo.

D. Ismael Sánchez señaló la necesidad de una adecuada predicción de la generación eólica, debido a la variabilidad de ésta (con picos de generación superiores al 40%). Para ello, se han desarrollado herramientas de predicción en tiempo real como Sipreólico. No obstante, las predicciones de viento, críticas para la precisión del modelo, suelen ser pobres, de ahí surge la necesidad de combinar varios modelos para mejorar la predicción.

D. Juan Rivier enfocó su exposición en la operación técnica de la energía eólica. Señaló la gran transformación que ha experimentado el sector eólico en los últimos años, habiendo pasado del 2% en 2000 al 17% en 2012 en el mix de generación eléctrica. Esto ha planteado nuevos retos, especialmente teniendo en cuenta la relevancia de esta tecnología (con picos del 60% de cobertura de la demanda y del 40% de forma sostenida) y el aislamiento eléctrico de España (estando casi menos interconectada que Reino Unido). No obstante, el sistema ha sido capaz de funcionar bien en tales circunstancias. Como conclusiones, D. Juan Rivier señaló que (i) la energía eólica no implica cambios dramáticos en la operación del sistema; (ii) el viento no proporciona potencia firme, pero es una fuente de energía fiable; (iii) las rampas no varían significativamente (al menos con niveles de penetración de hasta el 16% o niveles de penetración instantánea de hasta el 64%); (iv) el viento introduce más incertidumbre al sistema, pero esto no es un factor nuevo en el sistema eléctrico; y

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(v) como el caso español ha demostrado, con entendimiento mutuo es posible integrar más renovables.

Dña. María Sánchez expuso su visión desde la perspectiva del operador del sistema (REE), cuya misión es garantizar la continuidad y la seguridad del suministro eléctrico manteniendo en constante equilibrio la generación y el consumo de electricidad, además es el gestor de la red de transporte y actúa como transportista único.

La tarea de adaptar la generación a la demanda en cada momento supone un reto dada (i) la gran variabilidad entre picos y valles en la curva de demanda (máx. de 45 GW y mín. de 19 GW en el último año), (ii) la imposibilidad de almacenar energía eléctrica en cantidades importantes, (iii) el aislamiento eléctrico transfronterizo de España y (iv) la evolución en la capacidad instalada de generación no gestionable especialmente en renovables (el régimen especial representa alrededor del 40% de la capacidad total instalada en enero de 2013).

Para gestionarlo, REE se basa en siete pilares fundamentales: (i) cobertura de la demanda a través de una generación gestionable y flexible; (ii) monitorización de la generación distribuida a través del CECRE; (iii) gestión de las congestiones mediante flujos de carga; (iv) comportamiento ante perturbaciones, para ello, es necesario aumentar la potencia renovable con capacidad de soportar huecos de tensión, (v) viabilidad de los balances de potencia y reducción de la producción de renovables en caso de que el sistema agote la reserva a bajar, (vi) control de tensión continuo a través del CECRE, e (vii) minimizar los errores de previsión gracias a herramientas como Sipreólico o Sipresolar.

Finalmente, D. Salvador Pineda señaló que España es el cuarto país a nivel mundial en potencia eólica instalada (sólo por detrás de China, EE.UU. y Alemania). Esto plantea retos en la operación del sistema y en las redes de transporte y distribución. El ponente indicó que la solución es que el consumidor final conozca el precio de la electricidad en tiempo real, para así adaptar su demanda a dicho precio. Pero esto, a su vez, genera un nuevo reto: una respuesta del consumidor variable en el tiempo, incierta y dinámica. Para poder analizarla y ver sus implicaciones, la Universidad de Dinamarca (DTU) está realizando un proyecto piloto con unos 2.000 clientes en la isla danesa de Bornholm.

Seguidamente, D. Luis Jesús Sánchez de Tembleque (Director de Energía Eléctrica, CNE) moderó el último panel sobre “Integración económica de las energías renovables en el sistema”, en el que participaron D. Antonio Canoyra (Director del Mercado Ibérico de Electricidad, Gas Natural Fenosa), D. Óscar Arnedillo (Director de NERA Economic Consulting en España) y Dña. Carolina García-Martos (Profesora Contratada Doctora de la ETSII de la Universidad Politécnica de Madrid).

D. Antonio Canoyra destacó el éxito español en la integración técnica de las renovables, en parte basado en la flexibilidad de la generación convencional. Sin embargo, señaló que la integración económica no ha sido tan buena y que el objetivo europeo del mercado interior de la energía implica la necesidad de grandes inversiones en infraestructuras para la integración en los próximos años.

La integración económica se ha basado en (i) el precio regulado por la venta de la energía, (ii) el despacho prioritario y (iii) el pago del desvío sobre programación. Este despacho prioritario de las

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renovables, a precio cero, ha originado un desplazamiento de la curva de generación hacia la derecha, ocasionando una caída del precio de la electricidad. Adicionalmente, la generación renovable reduce el hueco térmico, por lo que, las tecnologías convencionales ven reducir su producción, que además, se remunerará a un precio inferior.

Por otro lado, el impacto económico de la integración de las renovables no sólo se debe medir en términos de precio de la energía, sino también considerando costes de transporte y distribución y servicios complementarios.

La situación actual del mercado spot de la electricidad, con (i) una baja demanda por el contexto económico, (ii) una generación insensible al precio en su mayoría y (iii) una generación térmica de respaldo, hace difícil obtener señales de precio eficientes en el mercado. Estas señales son imprescindibles para conseguir el cambio tecnológico en la generación eléctrica.

Finalmente, el ponente destaca que cualquier reforma de la regulación del sector eléctrico debe evitar que se pierdan las ventajas que ofrece el mercado competitivo para alcanzar un sistema energético eficiente.

D. Óscar Arnedillo señaló que, haciendo un análisis estático (suponiendo que no hay reacción por el resto de los agentes), la generación con renovables habría originado una caída en el precio del mercado de unos 55 €/MWh, replicando el modelo de casación de OMIE, y de 65-75 €/MWh, según APPA. No obstante, el director de NERA Economic Consulting en España, defiende que, a medio plazo, el precio del mercado tiende al coste de entrada de la tecnología más eficiente y, por tanto, las renovables hacen que fluctúe más el precio, pero no afectan su nivel medio.

Sin embargo, sí destaca dos reformas que, a su juicio, son aún necesarias: (i) los pagos por capacidad a las térmicas y (ii) la imputación de los costes de intermitencia a las renovables. Por otro lado, señala que sólo serían necesarias primas a las renovables si se quisiese lograr que éstas representasen más del 63% del mix de generación.

En su exposición, también, hizo una referencia al autoconsumo, destacando que el coste de generación con centrales convencionales sigue siendo muy inferior al coste de producir con paneles fotovoltaicos, incluso teniendo en cuenta el valor de las pérdidas de energía en las redes. El actual “espejismo” de la paridad de red surge porque el término de energía de la tarifa de acceso incluye costes que son fijos.

Finalmente, como conclusiones fundamentales, destaca que (i) las renovables no bajan el precio medio de la electricidad, sólo modifican su perfil; (ii) el actual diseño del mercado es compatible con altas penetraciones de renovables; y (iii) es necesario profundizar en la mejora de la flexibilidad de la demanda eléctrica, en las tecnologías de almacenamiento y en las herramientas de previsión de la producción de origen renovable.

Por último, Dña. Carolina García-Martos señaló que la introducción de las renovables ha hecho necesaria una mejor predicción del precio de la electricidad. Para ello, el mayor reto reside en mejorar los modelos de proyección de la energía eólica, lo cual permitiría mejorar la predicción de los precios.

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Por este motivo, Dña. Carolina presentó el desarrollo de un modelo estadístico, combinación de 18 modelos según diferentes variables, en el que se observaban mejoras significativas en las predicciones horarias del precio de la electricidad con respecto a la literatura reciente.

Finalmente, D. Julián Barquín (Departamento de Regulación, Endesa) resumió las principales conclusiones de la jornada, destacando los principales datos e ideas aportados por cada uno de los diferentes ponentes que participaron en este seminario.

Esta jornada puso de manifiesto los importantes retos que plantea la integración de las renovables dentro del sistema eléctrico. El desafío por el incremento del peso de las renovables en el mix de generación (pasando de ser una fuente de energía marginal a una fundamental en la actualidad), se ha superado en su vertiente tecnológica de forma satisfactoria. No obstante, el crecimiento de las primas a las renovables se ha vuelto insostenible en los últimos años desde un punto de vista económico, habiendo aumentado 8% anual hasta 2005 y un 32% desde 2006.

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 4 al 18 de abril) los precios medios del carbón europeo API2 correspondientes a los contratos con vencimiento en mayo de 2013 y en el tercer trimestre de 2013 han ascendido de manera significativa, con valores cercanos al 4,00% en ambos casos.

Los precios medios del petróleo Brent del contrato con vencimiento a 1 y 3 meses han sufrido un significativo descenso, superando en ambos casos el 5,00%. Las cotizaciones medias diarias del gas natural de referencia en el Reino Unido (NBP) han tenido un comportamiento dispar en los dos tipos de contratos analizados, un descenso de un 3,80% en el caso del contrato con vencimiento en mayo de 2013 y un ascenso de un 1,70% en el caso del contrato con vencimiento en el tercer trimestre de 2013. Por su parte, las cotizaciones medias de los derechos de emisión de CO2 (EUAs) han descendido significativamente en un 16,00%, colocándose el contrato EUA-12 en un precio medio de 3,87 €/t durante la quincena analizada.

Los precios negociados en el mercado a plazo de la electricidad en Europa han evolucionado de forma similar con una tendencia descendente, excepto en los contratos con entrega en el Q3 2013 para los mercados de España y Alemania. España ha sufrido un significativo ascenso, de un 13,00%, en los contratos con entrega en el Q3 2013 hasta situarse en los 53,58 €/MWh mientras que la Call-14 ha descendió un 1,50% en el mismo periodo. No se ha producido un descenso significativo en los precios del resto de los contratos de los países europeos analizados, exceptuando el caso del contrato con entrega en el Q3 2013 del mercado francés que ha disminuido un 5,70%.

En este mismo periodo, es destacable, el aumento de los precios medios spot del mercado español y portugués, con incrementos de un 6,91% y un 18,43% respectivamente.

Durante la quincena analizada (del 4 al 8 de abril) los precios medios del petróleo Brent correspondientes a los contratos con vencimiento a uno y tres meses han sufrido un significativo descenso respecto a la quincena anterior, concretamente de un 5,47% y un 5,22% respectivamente, situándose en los 103,03 $/bbl y en los 102,92 $/bbl.

Por otra parte, las cotizaciones medias de los contratos con vencimiento en mayo de 2013 y en el Q3 de 2013 del carbón europeo CIF ARA han sufrido un ascenso cercano al 4% de media, el cual ha sido más pronunciado en el contrato con vencimiento en mayo, cuyo ascenso ha sido de un 4,17% situándose en los 83,65 $/t, mientras que el contrato con vencimiento en el tercer trimestre de 2013 ha ascendido un 3,70% marcando de media 86,18 $/t en el periodo analizado.

Los precios medios del contrato con vencimiento en mayo de 2013 del gas natural NBP de referencia en el mercado británico experimentaron un descenso de un 3,81% durante la quincena analizada respecto a la quincena anterior, situándose de media en 27,17 €/MWh. A su vez, el contrato con vencimiento a 3 meses ha sufrido un ligero ascenso de un 1,71% hasta situarse en los 26,95 €/MWh.

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En el caso del precio de los derechos de emisión de CO2, éstos han sufrido un descenso muy significativo de un 16,05% con respecto a la quincena anterior. Los precios se situaron de media en los 3,87 €/t. Este descenso marca un precedente en la cotización de estos contratos ya que se sitúa en su valor más bajo desde 2009 y desciende de la barrera de los 4,00 €/t que ya había logrado superar a finales del mes de marzo.

Los precios medios spot de los principales mercados eléctricos de Europa evolucionaron de forma dispar, destacando Francia e Italia GME como los únicos que han sufrido un descenso en sus precios de un 12,81% y un 10,06% respectivamente durante la quincena analizada (del 4 al 8 de abril) hasta situarse en los 53,50 €/MWh y en los 61,34 €/MWh. Los precios medios spot de Portugal y Alemania han sido los que han sufrido un mayor crecimiento con un 15% de media en ambos casos hasta situarse en los 13,12 €/MWh y en los 43,20 €/MWh respectivamente.

Por su parte, los mercados de España y Nord Pool también han experimentado un ascenso en sus precios pero no tan significativo como sus vecinos de Portugal y Alemania. En España el precio ha aumentado un 6,91% hasta situarse en los 15,06 €/MWh mientras que en el mercado de Nord Pool ha aumentado un 4,65% hasta alcanzar los 50,47%. A pesar de las subidas experimentadas en sus precios spot de la electricidad, España y Portugal siguen manteniendo unos precios muy bajos en comparación con el resto de los países analizados.

Por otra parte, los precios negociados en el mercado a plazo de la electricidad en España, Francia y Alemania han evolucionado de una manera diferente con una tendencia general decreciente excepto en los casos del mercado de España y Alemania para los contratos con vencimiento en el Q3 2013. En el caso de España, el crecimiento del contrato con entrega el Q3 2013 ha sido de un 13,23% hasta situarse en los 53,58 €/MWh, mientras que la Call-14 ha descendido su precio en un 1,53% con respecto la quincena anterior hasta alcanzar los 50,41%.

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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)

04/04-18/04 20/03-03/04 Variación (%)

España OMIE 15,06 14,08 6,91%

Portugal OMIE 13,12 11,08 18,43%

Francia 53,50 61,35 -12,81%

Alemania 43,20 38,13 13,29%

Italia GME 61,34 68,20 -10,06%

Nord Pool 50,47 48,23 4,65%

Unidades 04/04-18/04 20/03-03/04 Var. (%)

Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 103,03 109,00 -5,47%

Brent entrega a 3 mes (contrato M+3) $/bbl 102,92 108,59 -5,22%

Gas Natural (NBP) entrega en May. 2013 €/MWh 27,17 28,24 -3,81%

Gas Natural (NBP) entrega en Q3 2013 €/MWh 26,95 26,50 1,71%

Carbón API2 ARA entrega en May. 2013 $/t 83,65 80,30 4,17%

Carbón API2 ARA entrega en Q3 2013 $/t 86,18 83,11 3,70%

Derechos de CO2 entrega en Dic. 2013 €/t 3,87 4,61 -16,05%

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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

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

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 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.)

04/04-18/04 20/03-03/04 Variación (%)

España entrega en Q3 2013 53,58 47,32 13,23%

España entrega en 2014 50,41 51,19 -1,53%

Francia entrega en Q3 2013 37,89 40,18 -5,70%

Francia entrega en 2014 44,12 44,61 -1,08%

Alemania entrega en Q3 2013 37,92 36,44 4,05%

Alemania entrega en 2014 40,55 41,19 -1,54%

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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 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 y EEX

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