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MASTER EN GESTIÓN TÉCNICA Y ECONÓMICA EN EL

SECTOR ELÉCTRICO

TESIS DE MASTER

ANÁLISIS DEL MERCADO EUROPEO DE DERECHOS DE EMISIÓN DE CO2

Autor: Pedro Lucas García Madrid, Febrero 2006

Autoriza la entrega de la tesis de master del alumno:

Pedro Lucas García

LOS DIRECTORES

José Marcos González Conejero

Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……

Santiago Falcón de Andrés

Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……

EL TUTOR

Carlos Vázquez Martínez

Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……

Vº Bº del Coordinador de Tesis

Tomás Gómez San Roman

Fdo:…………………………… Fecha: ……/……/……

Master en Gestión Técnica y Análisis del Mercado Europeo de Económica del Sector Eléctrico Derechos de Emisión de CO2

Pedro Lucas García 1

Índice

1. Introducción ........................................................................................................................ 9

2. El Cambio Climático ......................................................................................................... 11

3. Proceso Político................................................................................................................ 18

3.1. La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático .......... 19

3.1.1. Objetivo ............................................................................................................ 19

3.1.2. Componentes .................................................................................................. 20

3.1.3. Instituciones .................................................................................................... 24

3.1.4. Informes y Examen ......................................................................................... 25

3.1.5. Financiación .................................................................................................... 26

3.2. El Protocolo de Kyoto .................................................................................................. 26

3.2.1. Compromisos y Normas Generales .............................................................. 26

3.2.2. Compromisos sobre Emisiones .................................................................... 27

3.2.3. Políticas y Medidas ......................................................................................... 28

3.2.4. Los Mecanismos de Kyoto ............................................................................. 28

3.2.4.1. Ejecución Conjunta .................................................................................... 29

3.2.4.2. Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) ......................................... 29

3.2.4.3. Comercio de derechos de emisión ........................................................... 30

3.2.5. Sumideros ........................................................................................................ 33



3.2.6. Unidades Contables y Seguimiento .............................................................. 33

3.2.7. El Protocolo de Kyoto y la Unión Europea ................................................... 34

3.3. El Libro Verde ............................................................................................................... 35

3.3.1. La Comunidad Europea, el comercio de derechos de emisión y el Protocolo de Kyoto.......................................................................................... 35

3.3.2. Ámbito de aplicación del sistema comunitario de comercio de derechos de emisión ........................................................................................................ 37

3.3.3. Reparto inicial de los derechos de emisión ................................................. 39

3.3.4. Sinergia con otras Políticas y Medidas......................................................... 41

3.3.4.1. Relación con la Reglamentación Técnica ................................................ 41

3.3.4.2. Relación con los Acuerdos Medioambientales ....................................... 42

3.3.4.3. Relación con la fiscalidad energética ....................................................... 43

3.3.5. Cumplimiento y aplicación de compromisos............................................... 43

3.4. La Directiva 2003/87/CE ............................................................................................... 44

3.4.1. Objetivos .......................................................................................................... 45

3.4.2. Solicitud de permisos de emisión ................................................................. 46

3.4.3. Plan Nacional de Asignación y expedición de derechos............................ 47

3.4.4. Presentación, Cancelación y Transferencia de Derechos .......................... 47

3.4.5. Régimen Sancionador .................................................................................... 47

3.4.6. Elementos de flexibilidad ............................................................................... 48

4. Planes Nacionales de Asignación .................................................................................. 49

5. Actividades a las que aplica la directiva ........................................................................ 52

5.1. El Sector Eléctrico........................................................................................................ 52

5.2. Resto de sectores......................................................................................................... 56

5.2.1. Cemento ........................................................................................................... 56

5.2.2. Acero ................................................................................................................ 58

5.2.3. Papel y pasta de papel.................................................................................... 59

6. Coste de Oportunidad de los Derechos de CO2 ............................................................ 60

6.1. Formulación 1: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho ............. 61



6.2. Formulación 2: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 1 ..................................................... 62

6.3. Formulación 3: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 2 ..................................................... 64

6.4. Plan Nacional de Asignación periodo 2008-2012...................................................... 65

7. Descripción del Modelo ................................................................................................... 67

7.1. Consideraciones Generales del Modelo .................................................................... 67

7.2. Datos de entrada .......................................................................................................... 68

7.2.1. Índices .............................................................................................................. 68

7.2.2. Parámetros....................................................................................................... 70

7.2.2.1. Demanda [D(i)] ............................................................................................ 70

7.2.2.2. Energía hidráulica y energía renovable [Ew(i), Er(i)] .............................. 70

7.2.2.3. Costes de combustible [Cc(t), Ccn] .......................................................... 71

7.2.2.4. Costes de operación y mantenimiento [Coym(t), Coymn] ..................... 72

7.2.2.5. Disponibilidad [Dis(t), Disn]....................................................................... 72

7.2.2.6. Factor de Emisión por Tecnología [alfa(t)]............................................... 72

7.2.2.7. Precio de la Multa y Precio del Derecho de Emisión [Pm, Pde]............. 73

7.2.2.8. Potencia Instalada por tecnología [Wn, W(t)] .......................................... 73

7.2.2.9. Derechos gratuitos asignados [PNA(i), PNAc(i)]..................................... 76

7.2.2.10. Capacidad de interconexión [Capl(i,i)] ................................................. 77

7.3. Variables........................................................................................................................ 79

7.4. Ecuaciones.................................................................................................................... 80

7.4.1. Función Objetivo ............................................................................................. 80

7.4.2. Restricciones ................................................................................................... 80

7.4.2.1. Demanda ...................................................................................................... 80

7.4.2.2. Limitación de Potencia............................................................................... 81

7.4.2.3. Limitación de Capacidad de la red............................................................ 81

7.4.2.4. Limitación de derechos gratuitos ............................................................. 81



7.4.2.5. Mercado de derechos de emisión ............................................................. 81

8. Caso Base ......................................................................................................................... 83

8.1. Caso Base Tramo 1 ...................................................................................................... 85

8.2. Caso Base Tramo 2 ...................................................................................................... 95

8.3. Caso Base Tramo 3 ...................................................................................................... 96

9. Análisis de Sensibilidad................................................................................................. 110

9.1. Variación en Demanda ............................................................................................... 110

9.2. Variación en el Precio de Combustibles .................................................................. 116

9.3. Variación en la Potencia Nuclear Instalada ............................................................. 122

10. Conclusiones .............................................................................................................. 129

11. Desarrollos Futuros ................................................................................................... 131

Anexo I: Modelo. Caso Base .................................................................................................. 133

Anexo II: Solución del Modelo. Caso Base........................................................................... 145

Bibliografía:.............................................................................................................................. 148



Índice de Figuras

Figura 1: El Efecto Invernadero................................................................................................... 12

Figura 2: Evolución Temperatura ................................................................................................ 13

Figura 3: Evolución de Gases de Efecto Invernadero................................................................. 14

Figura 4: Evolución de la Temperatura según los distintos modelos.......................................... 15

Figura 5: Evolución del Nivel del Mar según los distintos modelos ............................................ 16

Figura 6: Evolución de distintos parámetros una vez estabilizadas las emisiones .................... 17

Figura 7: Evolución Histórica de la Convención.......................................................................... 19

Figura 8: Países pertenecientes al anexo I................................................................................. 24

Figura 9: Proyectos de Ejecución Conjunta ................................................................................ 29

Figura 10: Mecanismo para un Desarrollo Limpio ...................................................................... 30

Figura 11: Comercio de Derechos de Emisió ............................................................................. 31

Figura 12: Precios medios del mercado en Europa y deficiencias en las interconexiones ........ 53

Figura 13: Intercambio de clientes ente compañías eléctricas en Europa ................................. 55

Figura 14: Producción de Cemento............................................................................................. 57

Figura 15: Función Objetivo Caso Base ..................................................................................... 85

Figura 16: Generación total Europa .......................................................................................... 108

Figura 17: Mercado de derechos .............................................................................................. 109

Figura 18: Análisis de Sensibilidad. Demanda.......................................................................... 111

Figura 19: Análisis de Sensibilidad. Demanda.......................................................................... 112

Figura 20: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa ............................... 113



Figura 23: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión .................. 115

Figura 24: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión .................. 115

Figura 25: Análisis de Sensibilidad. Precio de Combustible..................................................... 117



Figura 26: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible .................................................... 117

Figura 27: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa.......... 119

Figura 28:Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa.

Tramo 1..................................................................................................................... 119

Figura 29: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa.

Tramo 3..................................................................................................................... 120

Figura 30: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Mercado de derechos de emisión.

Tramo 1..................................................................................................................... 121


Tramo 3..................................................................................................................... 121

Figura 32: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada .............................................. 123

Figura 33: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada ............................................. 124

Figura 34: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa. .. 125

Figura 35: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa.

Tramo 1..................................................................................................................... 125

Figura 36: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa.

Tramo 3..................................................................................................................... 126

Figura 37: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión.

Tramo 1..................................................................................................................... 126

Figura 38: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión.

Tramo 3..................................................................................................................... 127



Índice de Tablas

Tabla 1: Países pertenecientes a la Convención........................................................................ 23

Tabla 2: Países pertenecientes al anexo B................................................................................. 33

Tabla 3: Porcentaje de emisiones de CO2 por sectores ............................................................ 37

Tabla 4: Actividades afectadas por la directiva, anexo I ............................................................. 46

Tabla 5: Criterios aplicables a los PNA, anexo III ....................................................................... 50

Tabla 6: Estructura de los mercados nacionales en Europa ...................................................... 54

Tabla 7: Denominación de países en el modelo ......................................................................... 69

Tabla 8: Demanda por país......................................................................................................... 70

Tabla 9: Energías hidráulica y renovable por país...................................................................... 71

Tabla 10: Coste de combustible por tecnología.......................................................................... 71

Tabla 11: Coste de operación y mantenimiento por tecnología.................................................. 72

Tabla 12: Disponibilidad .............................................................................................................. 72

Tabla 13: Factor de emisión........................................................................................................ 73

Tabla 14: Capacidad instalada por tecnología en plantas tradicionales..................................... 74

Tabla 15: Capacidad instalada por tecnología en plantas de cogeneración .............................. 75

Tabla 16: Capacidad total instalada por tecnología.................................................................... 75

Tabla 17: Derechos gratuitos para electricidad y cogeneración ................................................. 76

Tabla 18: Capacidad de interconexión........................................................................................ 78

Tabla 19: Función Objetivo en el Caso Base.............................................................................. 84

Tabla 20: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 1................................................................. 91

Tabla 21: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 1 ................................................. 95

Tabla 22: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 3............................................................... 101

Tabla 23: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 3 ............................................... 105

Tabla 24: Países con diferencias. Generación ......................................................................... 107

Tabla 25: Países con diferencias. Mercado de derechos ......................................................... 108



Tabla 26: Análisis de sensibilidad. Demanda. Casos. .............................................................. 111

Tabla 27: Análisis de sensibilidad. Precio Combustible. Casos. .............................................. 116

Tabla 28: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Casos................................... 123



1. Introducción El mercado de derechos de emisión de CO2 es ya una realidad en la Unión Europea. Dicho

mercado es uno de los resultados finales de un proceso que comenzó hace 34 años, en 1972,

cuando las Naciones Unidas empezaron a cuestionarse las razones de un posible cambio

climático.

En 1997 se redacta el Protocolo de Kyoto. Uno de sus mecanismos, el mercado de derechos

de emisión, se pone en funcionamiento para hacer económicamente eficientes las medidas de

mitigación del cambio climático. Dicho mercado comenzará a funcionar en el año 2008 ya que

el primer periodo de compromiso es 2008 – 2012. Para dicho periodo la Unión Europea se ha

comprometido a reducir sus emisiones globales un 8%. Para adquirir experiencia en el

mercado de emisiones, antes de la fecha de implantación mundial del mismo, la Unión

Europea, a través de la directiva 2003/87/CE, creó un mercado entre los Estados miembro que

empezó a funcionar en el año 2005.

El objetivo de esta tesis es analizar el comportamiento de dicho mercado de derechos de

emisión. Se considerará cómo afecta al sector eléctrico en todos los países de la Unión

Europea, cómo influye en la producción de electricidad, las tecnologías de sustitución, etc. Para

ello se ha desarrollado un modelo de optimización que permite obtener, minimizando los costes

en Europa, la producción de electricidad con tecnologías térmicas en todos los países.

En la primera parte del documento se presenta una justificación científica de por qué se ha

hecho necesario el control de las emisiones de gases de efecto invernadero, considerando

fundamentalmente los resultados del tercer informe de evaluación del grupo internacional de

expertos sobre el cambio climático; se describe el proceso político que ha seguido la protección



del cambio climático, desde 1972, con la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio

Ambiente Humano, hasta la Directiva Europea 2003/87/CE ya mencionada; se definen las

líneas generales de los Planes Nacionales de Asignación realizados por los Estados miembro y

se hace una descripción de los sectores afectados por la directiva.

En la segunda parte se describe el modelo que se ha elaborado, los parámetros, variables,

ecuaciones… Se presentan los resultados detallados obtenidos al resolver el modelo para un

escenario realista y se realiza un análisis de sensibilidad modificando alguno de los parámetros

empleados en el mismo.

Por último se presentan una serie de conclusiones y se comentan algunos desarrollos futuros

que podrían añadirse al modelo.



2. El Cambio Climático

El sistema climático está formado por cinco componentes:

1. Atmósfera (capa gaseosa que envuelve la Tierra)

2. Hidrosfera (agua en estado líquido)

3. Criosfera (agua en estado sólido)

4. Litosfera (el suelo)

5. Biosfera (seres vivos)

El clima es consecuencia de las interacciones entre estos cinco componentes y responde a un

equilibrio entre ellos.

La energía que alimenta el comportamiento y la evolución del sistema en su conjunto viene

dada por el sol en forma de radiaciones de onda corta. Una parte de la energía recibida es

reflejada por la superficie de la tierra en forma de radiaciones de onda larga. El equilibrio se

alcanzaría con una temperatura en la superficie de -18 ºC; sin embargo en la atmósfera existen

ciertos gases que absorben parte de esa energía reflejada, estableciendo el equilibrio a una

temperatura de 15ºC. Este fenómeno natural es conocido como “efecto invernadero”.



Figura 1: El Efecto Invernadero [UNFC04]

Los gases de efecto invernadero, principalmente, son:

- El Dióxido de Carbono (CO2)

- El Metano (CH4)

- Los Óxidos de Nitrógeno (NOx)

- Los Clorofluorocarbonos (CFC)

Existen datos que confirman que a lo largo del último siglo las temperaturas globales en la

superficie del planeta han aumentado (0,6 ± 0,2 ºC). También se ha incrementado la

frecuencia de ciertos fenómenos climáticos extremos; hay retrocesos en la extensión de nieve -

en torno a un 10% - desde finales de la década de 1960, y las mediciones con mareógrafos de

los niveles del mar indican que éste ha sufrido un aumento de entre 0,1 y 0,2 m a lo largo del

último siglo.



Figura 2: Evolución Temperatura [IPCC01]

Se ha analizado que las concentraciones atmosféricas de CO2 se han incrementado un 31%

desde 1750. Las de CH4 se han incrementado un 151% desde la misma fecha - y siguen

subiendo - y las de Oxido Nitroso un 17%.

Por el contrario, desde 1995 las concentraciones de algunos gases carbonados (que también

destruyen la capa de ozono) están incrementándose más lentamente, o incluso descendiendo,

como resultado de los acuerdos de Montreal. El Protocolo de Montreal fue suscrito en 1987 y

propone reducir la emisión de gases CFC, halones y bromuro de metilo, ya que considera su

presencia en la atmósfera como la principal causa del adelgazamiento de la capa de ozono. De

cualquier forma los gases que los sustituyen están incrementándose y son de efecto

invernadero.



Figura 3: Evolución de Gases de Efecto Invernadero [IPCC01]

La influencia de los principales gases de efecto invernadero en el calentamiento mundial es la

siguiente:

- CO2: 50%

- CH4: 18%

- N2O: 6%

En el Tercer Informe de Evaluación del Cambio Climático, realizado en el año 2001 por el

Grupo Intergubernamental de expertos sobre el Cambio Climático, se han desarrollado una

serie de “escenarios” que combinan diferentes evoluciones de los distintos factores

(parámetros climáticos, posible devenir de la sociedad, etc) contemplados hasta 2100. Los

resultados están comprendidos entre dos extremos:



- Aumento de 1,4 ºC en la temperatura media global, 5% de precipitación y 9 cm de

nivel del mar; si la población se estabiliza en 7.000 millones y la humanidad

minimiza sus emisiones de gases de invernadero utilizando la mejor tecnología

disponible.

- Aumento de 5,8 ºC en la temperatura media global, 10% en las precipitaciones y 88

cm, de media, en el nivel del mar; si la población se estabiliza hacia los 10.000 –

12.000 millones y las actividades humanas no se ordenan en cuanto al desarrollo y

a la producción de energía sin emisiones.

Figura 4: Evolución de la Temperatura según los distintos modelos [IPCC01]



Figura 5: Evolución del Nivel del Mar según los distintos modelos [IPCC01]

En el informe los expertos también concluyen que una vez que se hayan estabilizado las

concentraciones de gases de efecto invernadero, las temperaturas medias globales en la

superficie seguirán incrementándose; aunque sólo unas décimas de grado por siglo, en lugar

de los varios previstos en caso de no llegar a dicha estabilización.



Figura 6: Evolución de distintos parámetros una vez estabilizadas las emisiones [IPCC01]



3. Proceso Político

El proceso político de alerta ante la evolución del clima se inicia en 1972 con la Conferencia de

las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente Humano (CNUMAH), con la que se emprenden

las actividades necesarias para mejorar la comprensión de las causas naturales y artificiales de

un posible cambio climático.

La primera Conferencia Mundial sobre el Clima tiene lugar en 1979. Durante el decenio de

1980 la preocupación pública por las cuestiones ambientales va en aumento. En 1988, la

Asamblea General de las Naciones Unidas aprobó la resolución 43/53 en la que se pedía “la

protección del clima para las generaciones actuales y futuras de la humanidad”.

Durante ese mismo año se crea el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio

Climático (IPCC), para orientar y evaluar la información científica sobre este tema. En 1990, el

IPCC publica su primer informe de evaluación, en el que se confirma que la amenaza del

cambio climático es real.

En la segunda Conferencia Mundial sobre el Clima, celebrada también en 1990, se pide la

creación de un tratado mundial; así se ponen en marcha las negociaciones acerca de una

convención sobre el cambio climático.

En junio de 1992, en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre Medio Ambiente y

Desarrollo (o Cumbre de la Tierra) celebrada en Río de Janeiro, la nueva Convención Marco de

las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático se abre a la firma. Ocho años más tarde se

habían adherido a la Convención 188 Estados y la Comunidad Europea.



En mayo de 1994 entró en vigor; desde entonces, las Partes en la Convención (los países que

han ratificado o aceptado el tratado, o se han adherido a él), se han reunido anualmente en la

Conferencia de las Partes. Su objetivo es impulsar y supervisar la aplicación y continuar las

conversaciones sobre la forma más adecuada de abordar el cambio climático.

En la tercera Conferencia de las Partes, celebrada en Kyoto (Japón) en diciembre de 1997 se

aprobó una considerable ampliación de la Convención, en la que se esbozan compromisos

jurídicamente vinculantes. Es el protocolo de Kyoto.

Figura 7: Evolución Histórica de la Convención [UNFC04]

3.1. La Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático

3.1.1. Objetivo

El objetivo último de la convención es “… lograr la estabilización de las concentraciones de

gases de efecto invernadero en la atmósfera a un nivel que impida interferencias antropogenias

peligrosas en el sistema climático…”.



El nivel de concentración propuesto debería lograrse en un plazo suficiente para permitir que

los ecosistemas se adapten naturalmente al cambio climático, asegurar que la producción de

alimentos no se vea amenazada y permitir que el desarrollo económico prosiga de manera

sostenible.

Los principios de la Convención tienen las siguientes bases:

- Equidad y responsabilidades comunes, pero diferenciadas. Los países

industrializados, históricamente, han contribuido más al problema y disponen de

más recursos para resolverlo.

- Un planteamiento basado en la precaución. Hay muchas incertidumbres acerca del

cambio climático, pero si se espera a tener certezas antes de adoptar iniciativas, o

medidas precautorias, se corre el riesgo de llegar demasiado tarde para evitar los

efectos más graves.

- Se reconoce que el desarrollo y el cambio climático están mutuamente

relacionados, y que las pautas de consumo de energía, de aprovechamiento de la

tierra y de crecimiento demográfico son los principales factores del uno y del otro.

En la Convención se considera que el crecimiento económico y el desarrollo

sostenible son fundamentales para abordar el cambio climático.

3.1.2. Componentes

La Convención divide a los países en tres grupos de acuerdo a sus diferentes compromisos:

Partes incluidas en el anexo I

Son los países industrializados que eran miembros de la Organización de Cooperación y

Desarrollo Económicos (OCDE) en 1992, y las Partes en proceso de transición a una economía

de mercado (la Federación de Rusia, los Estados Bálticos y varios Estados de Europa Central y

Oriental).

La Convención otorga “cierto grado de flexibilidad” a las Partes en proceso de transición a una

economía de mercado. Varias de esas partes han hecho uso de esa flexibilidad y han

seleccionado un año de referencia distinto de 1990 para los compromisos específicos.



Partes incluidas en el anexo II

Son los países miembro de la OCDE incluidos en el anexo I, pero no los países en proceso de

transición a una economía de mercado. Deben ofrecer recursos financieros para permitir a los

países en desarrollo emprender actividades de reducción de emisiones y ayudarles a

adaptarse a los efectos negativos del cambio climático. Además, tomarán todas las medidas

posibles para promover el desarrollo y la transferencia de tecnologías a las Partes que son

países en desarrollo y con economías de transición. Dicha financiación se encauza

fundamentalmente a través del mecanismo financiero de la Convención.

Partes no incluidas en el anexo I

Son, en su mayoría, países en desarrollo. Algunos grupos de países son reconocidos por la

Convención como “especialmente vulnerables” a los efectos del cambio climático; en particular

países con zonas costeras bajas o con zonas expuestas a sequía y desertificación, o bien

vulnerables a los efectos adversos de las medidas de respuesta a los cambios climáticos, como

los países cuya economía depende de la producción y exportación de combustibles fósiles.

Los 48 países calificados por las Naciones Unidas como “países menos adelantados” reciben

una consideración especial debido a su limitada capacidad de respuesta al cambio climático y

de adaptación a sus efectos negativos. Se insta a las partes a tomar en cuenta las situaciones

especiales de los países menos adelantados al adoptar medidas respecto a la financiación y la

transferencia de tecnología.

Las partes que forman parte de la Convención aparecen en la siguiente tabla. Figuran en Azul

las que forman parte del anexo I, y marcados con dos asteriscos los que se encuentran en

transición a una economía de mercado.

Afghanistan Albania Algeria

Angola Antigua and Barbuda Argentina

Armenia Australia Austria

Azerbaijan Bahamas Bahrain

Bangladesh Barbados Belarus**

Belgium Belize Benin

Bhutan Bolivia Bosnia and Herzegovina

Botswana Brazil Bulgaria**



Burkina Faso Burundi Cambodia

Cameroon Canada Cape Verde

Central African Republic Chad Chile

China Colombia Comoros

Congo Cook Islands Costa Rica

Côte d'Ivoire Croatia** Cuba

Cyprus Czech Republic** Democratic People's Republic of Korea

Democratic Republic of the Congo Denmark Djibouti

Dominica Dominican Republic Ecuador

Egypt El Salvador Equatorial Guinea

Eritrea Estonia** Etiopía

European Economic Community Fiji Finland

France Gabon Gambia

Georgia Germany Ghana

Greece Grenada Guatemala

Guinea Guinea Bissau Guyana

Haiti Honduras Hungary**

Iceland India Indonesia

Iran (Islamic Republic of) Ireland Israel

Italy Jamaica Japan

Jordan Kazakhstan Kenya

Kiribati Kuwait Kyrgyzstan

Lao People's Democratic Republic Latvia** Lebanon

Lesotho Liberia Libyan Arab Jamahiriya

Liechtenstein Lithuania** Luxembourg

Madagascar Malawi Malaysia

Maldives Mali Malta

Marshall Islands Mauritania Mauritius

Mexico Micronesia (Federated States of) Monaco



Mongolia Morocco Mozambique

Myanmar Namibia Nauru

Nepal Netherlands New Zealand

Nicaragua Niger Nigeria

Niue Norway Oman

Pakistan Palau Panama

Papua New Guinea Paraguay Peru

Philippines Poland Portugal

Qatar Republic of Korea Republic of Moldova

Romania** Russian Federation** Rwanda

Saint Kitts and Nevis Saint Lucia Saint Vincent and the Grenadines

Samoa San Marino Sao Tome and Principe

Saudi Arabia Senegal Serbia and Montenegro

Seychelles Sierra Leone Singapore

Slovakia** Slovenia** Solomon Islands

South Africa Spain Sri Lanka

Sudan Suriname Swaziland

Sweden Switzerland Syrian Arab Republic

Tajikistan Thailand The former Yugoslav Republic of Macedonia

Togo Tonga Trinidad and Tobago

Tunisia Turkey Turkmenistan

Tuvalu Uganda Ukraine**

United Arab Emirates United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland

United Republic of Tanzania

United States of America Uruguay Uzbekistan

Vanuatu Venezuela Viet Nam

Yemen Zambia Zimbabwe

Tabla 1: Países pertenecientes a la Convención



En el siguiente mapa aparecen marcados los países pertenecientes al anexo I:

Figura 8: Países pertenecientes al anexo I

3.1.3. Instituciones

El máximo órgano responsable de la toma de decisiones de la Convención es su Conferencia

de las Partes. Se reúne todos los años y examina la ejecución de la Convención, toma

decisiones acerca del desarrollo de las normas de esta y negocia nuevos compromisos.

Existen otros dos órganos que se reúnen, al menos, dos veces al año para realizar los

preparativos para la Conferencia de las Partes:

- Órgano Subsidiario de Asesoramiento Científico y Tecnológico.

Asesora a la Conferencia de las Partes acerca de materias de carácter científico,

tecnológico y metodológico; en particular, dicta las directrices para mejorar las

normas de las comunicaciones nacionales y los inventarios de emisiones.

- Órgano Subsidiario de Ejecución.

Ayuda a evaluar y examinar la ejecución de la Convención. Se ocupa también de

las cuestiones financieras y administrativas.

Una Secretaría integrada por funcionarios internacionales presta apoyo a todas las

instituciones relacionadas con el proceso del cambio climático. Organiza las reuniones de los

órganos de la Convención, ayuda a las Partes a que cumplan sus compromisos, compila y



divulga datos e información y asegura la coordinación necesaria con los demás órganos

internacionales pertinentes.

Otros dos órganos que ofrecen servicios a la Convención, aunque oficialmente no forman parte

de ella, son:

- El Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM).

Administra el mecanismo financiero de la Convención y encauza fondos hacia los

países en desarrollo en forma de donaciones o préstamos. La Conferencia de las

Partes ofrece orientación normativa periódica al FMAM acerca de sus políticas

sobre cambio climático, prioridades y criterios exigidos para recibir financiación,

mientras que el FMAM informa cada año a la Conferencia de las Partes sobre su

actividad relacionada con el cambio climático.

- El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC).

Cada 5 años publica informes de situación sobre los avances de la ciencia del

cambio climático. Prepara también informes especiales o documentos técnicos

sobre temas específicos.

3.1.4. Informes y Examen Un aspecto relevante del proceso intergubernamental de la Conferencia de las Partes es la

necesidad de compartir, transmitir y responder a la información mediante comunicaciones

nacionales. A través de este medio la Conferencia de las Partes supervisa los progresos de las

partes para lograr los objetivos últimos de la Convención. Ésta presenta las directrices que

deben usar para mostrar la información en dichas comunicaciones.

Las Partes anexo I informan con mayor frecuencia y con mayor detalle. En el caso de las

Partes no anexo I la presentación de informes suele estar condicionada a la recepción de

financiación para sufragar los gastos.

Las comunicaciones nacionales y los inventarios de gases de efecto invernadero de las Partes

anexo I pueden ser objeto de examen por equipos de expertos independientes. El objetivo es

realizar una evaluación técnica exhaustiva de los compromisos de cada una de las Partes y de

las medidas adoptadas para su aplicación.

Desde el año 2003, los inventarios de gases de efecto invernadero presentados por todas las

Partes anexo I se examinan anualmente.



3.1.5. Financiación Desde 1991 el Fondo Fiduciario del Fondo para el Medio Ambiente Mundial ha donado

aproximadamente 1.300 millones de dólares para actividades relacionadas con el cambio

climático en los países en desarrollo.

En los Acuerdos de Marrakech, la Conferencia de las Partes indicó la conveniencia de ampliar

el ámbito de actividades que podrían recibir financiación; por ejemplo, las relativas a la

adaptación y al fomento de la capacidad. En dichos acuerdos se establecieron dos nuevos

fondos:

- Un fondo especial para el cambio climático; encargado de financiar proyectos

relacionados con el fomento de la capacidad, la adaptación, la transferencia de

tecnología, la mitigación del cambio climático y la diversificación económica de los

países que dependen fuertemente de ingresos procedentes de combustibles

fósiles.

- Un fondo para los países menos adelantados; cuyo objetivo es respaldar un

programa especial de trabajo para ayudar a los Países Menos Adelantados.

3.2. El Protocolo de Kyoto Los procesos estipulados en la Convención han evolucionado desde su adopción en 1992.

Esos avances han hecho posible una respuesta más firme de la comunidad mundial ante el

cambio climático.

Un avance paralelo ha sido la adopción en 1997 y el posterior desarrollo del Protocolo de

Kyoto. La adopción en 2001 de los Acuerdos de Marrakech aclaró detalladamente las normas

del protocolo.

3.2.1. Compromisos y Normas Generales Las normas del Protocolo se centran en los siguientes aspectos:

- Compromisos; con la inclusión de objetivos sobre emisiones (jurídicamente

vinculantes) y compromisos generales.

- Ejecución; incluidas las medidas nacionales y tres nuevos mecanismos de

ejecución.

- Reducción al mínimo del impacto en los países en desarrollo; incluida la utilización

del Fondo de Adaptación.



- Contabilidad, información y examen; incluido el examen en profundidad de los

informes nacionales.

- Cumplimiento; incluido un Comité de Cumplimiento para evaluar y ocuparse de los

casos problemáticos.

Además de los objetivos sobre emisiones establecidos para las Partes incluidas en el anexo I,

el Protocolo de Kyoto contiene una serie de compromisos generales que se aplican a todas las

Partes y entre los que se encuentran los siguientes:

- Adoptar medidas para mejorar la calidad de los datos sobre emisiones.

- Organizar programas nacionales de mitigación y adaptación.

- Promover la transferencia de tecnologías ambientalmente sanas.

- Cooperar en la investigación científica y en las redes internacionales de

observación del clima.

- Respaldar las iniciativas de educación, formación, sensibilización y fomento de la

capacidad.

3.2.2. Compromisos sobre Emisiones Los compromisos sobre emisiones equivalen a una reducción agregada, y compartida, entre

las Partes de, al menos, el 5% con respecto a los niveles de 1990, son jurídicamente

vinculantes para los países del anexo I, y dicha reducción debe ser efectiva no mas tarde del

periodo 2008-2012. Todas las Partes anexo I tienen compromisos individuales (enumerados en

el anexo B del protocolo). Los miembros de la Unión Europea acordaron recurrir a un sistema

de cálculo para distribuir entre ellos sus objetivos globales de reducción.

Los gases de efecto invernadero considerados en el Protocolo aparecen en el anexo A del

mismo y son los siguientes:

- Dióxido de carbono (CO2)

- Metano (CH4)

- Óxido Nitroso (N2O)

- Hidrofluorocarbonos (HFC)

- Perfluorocarbonos (PFC)

- Hexafluoruro de Azufre (SF6)

Los seis gases se agrupan en un mismo bloque por razones de contabilidad y se ponderan de

acuerdo a su potencial de calentamiento atmosférico. Este potencial es una medida de la

contribución relativa de una sustancia al calentamiento de la atmósfera durante un determinado

periodo en comparación con el valor de 1 para el CO2.



3.2.3. Políticas y Medidas Para alcanzar los objetivos del Protocolo las Partes incluidas en el anexo I deberán aplicar

políticas y medidas internas que contribuyan a mitigar el cambio climático. Entre las medidas

que podrían alcanzar los efectos deseados figuran las siguientes:

- Fomento de la eficiencia energética

- Promoción de las energías renovables

- Apoyo a la agricultura sostenible

- Recuperación de las emisiones de metano a través de la gestión de desechos

- Fomento de reformas apropiadas en los sectores pertinentes con el fin de reducir

emisiones

- Eliminación de subvenciones y otras deficiencias del mercado

- Protección y mejora de los sumideros de gases de efecto invernadero

- Reducción de las emisiones en el sector del transporte

El Protocolo facilita la cooperación intergubernamental con el fin de mejorar la eficacia de las

políticas relativas al clima. A su vez las Partes han pedido al Órgano Subsidiario de

Asesoramiento Científico y Técnico que emprenda iniciativas con el fin de mejorar la

transparencia, la eficacia y la comparabilidad de las políticas y medidas.

Para ayudar a las Partes anexo I a alcanzar sus objetivos de reducción, se han incorporado

varios mecanismos.

3.2.4. Los Mecanismos de Kyoto

El Protocolo introduce tres mecanismos cuyo objetivo es lograr que las medidas de mitigación

del cambio climático sean eficaces en relación a los costes, ofreciendo a las Partes medios

para reducir las emisiones o incrementar los “sumideros” de carbono. El coste de limitar las

emisiones o de ampliar la absorción varía enormemente de una región a otra, pero el efecto en

la atmósfera es el mismo dondequiera que se realice la acción.

Se teme que los mecanismos permitan a las Partes evitar la adopción de medios de mitigación

del cambio climático en el interior del país, o dar lugar a intercambios de créditos ficticios; lo

que acabaría con los objetivos ambientales del Protocolo. Los Acuerdos de Marrakech

intentaron terminar con esos temores; por eso se pide a las Partes anexo I que adopten

medidas internas para reducir las emisiones. No imponen ningún límite cuantitativo a la

utilización de estos mecanismos para conseguir los objetivos de emisiones, pero las Partes



anexo I deberán facilitar información en la que se compruebe que el uso de los mecanismos es

“suplementario a las medidas nacionales”.

Los tres mecanismos de Kyoto son: Los Proyectos de Ejecución Conjunta, el Mecanismo para

un Desarrollo Limpio y el Comercio de derechos de emisión.

3.2.4.1. Ejecución Conjunta La Ejecución Conjunta permite a las Partes anexo I ejecutar proyectos que reduzcan las

emisiones, o que consigan una mayor absorción empleando sumideros en otros países

pertenecientes al anexo I. Las Unidades de Reducción de Emisiones (URE), generadas por

estos proyectos, pueden ser utilizadas por las Partes inversoras para ayudar a cumplir sus

objetivos de emisión. Para evitar una doble contabilidad se realiza una sustracción

correspondiente a la cantidad atribuida a la Parte de acogida.

Los proyectos de ejecución conjunta deben contar con la aprobación de todas las Partes

implicadas para dar lugar a reducciones y absorciones de emisiones adicionales a las que se

habrían producido en su ausencia.

Línea

Base

EMISIONES REDUCCIÓN DE EMISIONES

País incluido en An exo I (A)

Actividad de Proyecto

URE

COMPROMISO DE EMISIONES (B)

País (B) del Anexo I

EMISIONES

COMPROMISO DE EMISIONES (A)

URE

URE

País (A) del Anexo I

Figura 9: Proyectos de Ejecución Conjunta

3.2.4.2. Mecanismo para un Desarrollo Limpio (MDL) El MDL permite a las Partes anexo I aplicar actividades de proyectos de desarrollo sostenible

que reduzcan las emisiones en Partes no anexo I. Además de ayudar a esas Partes a

promover el desarrollo sostenible y contribuir al objetivo último de la Convención, las



Reducciones Certificadas de las Emisiones (RCE), generadas por esos proyectos, pueden ser

utilizadas por las Partes anexo I para cumplir sus propios objetivos de emisión.

El Mecanismo para un Desarrollo Limpio generará inversiones en los países en desarrollo,

favorecerá la transferencia de tecnologías ambientalmente racionales y promoverá el desarrollo

sostenible en general.

Las normas del MDL establecidas en los Acuerdos de Marrakech prestan especial atención a

los proyectos que reducen emisiones. Deben contar con la aprobación de todas las Partes

implicadas y deben dar lugar a beneficios reales, mensurables y duraderos para el clima, en

forma de reducción o absorción de emisiones, adicionales a las que se habrían producido sin el

proyecto.

Línea Base

EMISIONES

EMISIONES

REDUCCIÓN DE EMISIONES

País no incluido en An exo I

Actividad de Proyecto

CER

COMPROMISO DE EMISIONES

CER

País del Anexo I

Figura 10: Mecanismo para un Desarrollo Limpio

3.2.4.3. Comercio de derechos de emisión El comercio de derechos de emisión permite a las Partes del anexo I adquirir Unidades de la

Cantidad Atribuida (UCA) de otras Partes anexo I que pueden reducir más fácilmente las

emisiones. Permite aprovechar oportunidades más económicas de disminuir las emisiones o

incrementar las absorciones en cualquier lugar en que se presentan, con el fin de reducir el

coste total de mitigación del cambio climático.

Las Partes incluidas en el anexo I pueden adquirir también RCE de proyectos de MDL, URE de

proyectos de implementación conjunta, o Unidades de Absorción (UDA) de actividades

relacionadas con sumideros; de las que se hablará más adelante.



Línea Base

EMISIONES

EMISIONES VERIFICAD AS

BENEFICIO

EMPRES A (A)

URE CER

EMPRESA (B)

URE CER

DERECHOS DE EMISIÓN

EMISIONES VERIFICAD AS

DERECHOS DE EMISIÓN

COSTE

Comercio de Emision es

Figura 11: Comercio de Derechos de Emisió

Sólo las partes incluidas en el anexo B podrán participar en él. Estas partes, y su compromiso

de reducción de emisiones es el siguiente:

Parte Compromiso cuantificado de limitación o reducción de las

emisiones (% del nivel del año o periodo base)

Alemania 92

Australia 108

Austria 92

Bélgica 92

Bulgaria* 92

Canadá 94

Comunidad Europea 92

Croacia* 95

Dinamarca 92

Eslovaquia* 92

Eslovenia* 92

España 92





Estados Unidos de América 93

Estonia* 92

Federación de Rusia* 100

Finlandia 92

Francia 92

Grecia 92

Hungría* 94

Irlanda 92

Islandia 110

Italia 92

Japón 94

Letonia* 92

Liechtenstein 92

Lituania* 92

Luxemburgo 92

Mónaco 92

Noruega 101

Nueva Zelanda 100

Países Bajos 92

Polonia* 94

Portugal 92

Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte 92

República Checa* 92

Rumania* 92

Suecia 92

Suiza 92





Ucrania 100

Tabla 2: Países pertenecientes al anexo B

Los países marcados son aquellos que se encuentran en fase de transición a una economía de

mercado.

3.2.5. Sumideros El cambio climático puede contrarrestarse, en parte, con un coste relativamente bajo

eliminando de la atmósfera gases de efecto invernadero; por ejemplo, plantando árboles o

mejorando la ordenación forestal.

En el Protocolo se tienen en cuenta las emisiones y absorciones de varias actividades del

sector “uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura”, al evaluar si las Partes anexo I

han cumplido sus objetivos de emisiones.

Cada Parte debe dar cuenta de las emisiones y absorciones debidas a las actividades de

forestación, reforestación y deforestación. Por otro lado, los Acuerdos de Marrakech permiten a

las Partes determinar si desean dar cuenta de la ordenación forestal, ordenación de tierras de

cultivo, de pastoreo y reverdecimiento.

Las absorciones de carbono y las reducciones de emisiones, conseguidas como consecuencia

de intervenciones en este sector, pueden ser tenidas en cuenta para calcular si las Partes han

cumplido con sus objetivos de emisiones. Esto se hace expidiendo las llamadas unidades de

absorción (UDA). De cualquier forma durante el primer periodo este tipo de medidas están

limitadas por una serie de topes.

3.2.6. Unidades Contables y Seguimiento Los mecanismos están basados en unidades contables que deben controlarse y registrarse

mediante registros nacionales establecidos y mantenidos por las Partes anexo I.

Los Proyectos de ejecución conjunta dan lugar a Unidades de Reducción de Emisiones (URE),

los Proyectos del Mecanismo para un Desarrollo Limpio generan Reducciones Certificadas de

Emisiones (RCE), en los casos del comercio de derechos de emisión, las Partes pueden

intercambiar Unidades de Cantidad Atribuida (UCA) y las reducciones de emisiones obtenidas



a través del sector “uso de la tierra, cambio de uso de la tierra y silvicultura” dan lugar a

Unidades de Absorción (UDA).

Cada una de las unidades corresponde a una tonelada métrica de CO2 equivalente (calculada

empleando los potenciales de calentamiento atmosférico) y cada unidad tiene un número de

serie exclusivo y localizable.

La base de datos de recopilación y contabilidad registrará las emisiones de las Partes; tal como

constan en los inventarios anuales, junto con el total de sus transacciones anuales de UCA,

URE, RCE y UDA. El diario de transacciones, mantenido por la secretaría, será un instrumento

adicional de vigilancia. Un sistema informatizado de registros se ocupa del seguimiento de las

transacciones de unidades.

Los registros nacionales serán el cauce para las transacciones entre las Partes o entre las

personas jurídicas titulares de cuentas. El registro del MDL contendrá cuentas de RCE para las

Partes no anexo I que participan en el registro del MDL. La secretaría establecerá y mantendrá

el diario de transacciones para verificar las transacciones de UCA, RCE, URE y UDA en la

forma propuesta; incluidas su expedición, transferencias y adquisiciones entre registros,

cancelación y retirada. Si una transacción no es procedente cada registro debe detenerla.

3.2.7. El Protocolo de Kyoto y la Unión Europea Conforme al Protocolo, la UE se ha comprometido a reducir sus emisiones de gases de efecto

invernadero en un 8% durante el primer periodo de compromiso (2008-2012). El 31 de mayo de

2002 la UE y todos sus Estados miembros ratificaron el protocolo.

La piedra angular del trabajo de la Comisión para aplicar el Protocolo de Kyoto es el “Programa

Europeo sobre el Cambio Climático” (PECC), puesto en marcha en marzo del año 2000. El

objetivo del PECC es definir y formular medidas eficaces y poco costosas que ayuden a la UE

a alcanzar su objetivo de Kyoto.

Uno de los pilares de la estrategia comunitaria sobre el cambio climático es el plan de

intercambio interno de emisiones de gases de efecto invernadero dentro de la UE. Para

alcanzar este objetivo la comisión aprobó en marzo de 2000 un Libro Verde para mejorar la

comprensión de la compraventa de derechos de emisión entre instalaciones.



3.3. El Libro Verde

El objetivo del libro es iniciar un debate sobre la comercialización de los derechos de emisión

de gases de efecto invernadero en la UE y sobre la relación entre la comercialización de los

derechos y las políticas y medidas para hacer frente al cambio climático.

En el Protocolo de Kyoto se establecen límites a las emisiones de gases de efecto invernadero

de los países industrializados. La Comunidad Europea, como se comentó anteriormente, se ha

comprometido a reducir sus emisiones en un 8% durante el periodo 2008-2012 en comparación

con los niveles de 1990.

Como se ha mencionado con anterioridad, en el Protocolo se introducen tres “Mecanismos de

Flexibilidad”: los Mecanismos de Desarrollo Limpio, los Proyectos de Aplicación Conjunta y el

Comercio de los Derechos de Emisión.

Un problema importante es asegurar la complementariedad y compatibilidad entre este

comercio de derechos de emisión y el resto de medidas y políticas nacionales encaminadas a

combatir el cambio climático.

El comercio de derechos de emisión dentro de la UE, y entre ésta y el resto del mundo, será

una herramienta importante para la aplicación del Protocolo de Kyoto. En el Libro Verde se

pretende iniciar un debate sobre la dimensión comunitaria del comercio de derechos de

emisión. La participación de las empresas planteará problemas relacionados con las ayudas

estatales y la libre competencia, por eso hay que asegurar que las distintas iniciativas de los

Estados miembros no creen barreras a la libertad de establecimiento en el mercado interior.

3.3.1. La Comunidad Europea, el comercio de derechos de emisión y el Protocolo de Kyoto

En el artículo 4 del Protocolo se indica que la UE puede redistribuir sus objetivos entre los

Estados miembros siempre que el resultado final del reparto sea una reducción global del 8%

para toda la UE. En Junio de 1998 se alcanza un acuerdo conocido como “Acuerdo de reparto

de la carga”. Al ratificar el Protocolo, tanto la Comunidad Europea como los Estados miembros

deberán notificar a la Secretaría de la Convención los objetivos resultantes de la redistribución.

En junio de 1998 la Comisión anunció que “la Comunidad podría crear su propio régimen

interno de comercio de derechos de emisión de aquí a 2005”. Este régimen permitiría a la

comunidad estar mejor preparada para iniciar el comercio internacional de derechos de emisión

en 2008.



A partir de 2008 este sistema podría seguir existiendo a condición de que sea compatible con

el mecanismo internacional, por tanto es importante elaborar desde el principio un sistema que

se preste a una amplia acción de otras áreas geográficas, sectores económicos y tipos de

gases.

Cuanto más desarrollado esté el sistema, mayor será la variación de los costes de

cumplimiento de las empresas individuales y mayor el potencial global de reducción de costes.

Esto favorece elaborar un sistema en el que participen todos los Estados y que sea aplicable

para los 6 gases de efecto invernadero, a los sumideros y a todas las fuentes de emisión. Pero

existen problemas técnicos y administrativos complejos para plantear un sistema así. Por tanto,

inicialmente se limitará a las grandes fuentes fijas de CO2.

El ahorro potencial, obtenido mediante el comercio de los derechos de emisión, aumenta con la

ampliación del ámbito del sistema. Un sistema comunitario de intercambio daría lugar al

establecimiento de un precio único para las cuotas intercambiadas entre las empresas

participantes en el plan.

Este sistema no debe crear obstáculos al comercio, ni distorsiones de la competencia que

dañarían el mercado interior. Es necesario garantizar que en cada Estado miembro las

empresas nacionales y las extranjeras reciban un trato equitativo; al igual que las empresas

comparables establecidas en estados miembros diferentes. No obstante, es necesario conciliar

el requisito de un tratamiento equitativo, con el deseo de los Estados miembros de mantener

una mayor autonomía.

Conceptualmente el comercio de derechos de emisión en la UE podría organizarse a diversos

niveles y con grados de intervención distintos por parte de la Comunidad. Pueden ir desde la

introducción de un sistema de intercambio gestionado por cada Estado miembro, hasta la

creación de un plan comunitario armonizado. Una solución intermedia sería desarrollar un plan

comunitario, pero dejando a los Estados una cierta libertad para elegir su grado de

participación.

Conviene tener en cuenta lo siguiente:

- ¿Cómo garantizar que empresas comparables establecidas en Estados miembro

distintos estén obligadas a realizar un esfuerzo equivalente, de modo que se reduzcan

las distorsiones de la competencia en el mercado interior?

- El modo de repartir los derechos de emisión, de forma que se evite la discriminación

indirecta y se reduzcan las distorsiones de la competencia.

- La forma de obtener la máxima sinergia con la normativa medioambiental vigente.



- La forma de garantizar la eficacia en el seguimiento, la información, la verificación y la

aplicación.

- La manera de garantizar la compatibilidad con el sistema de comercio internacional de

derechos de emisión previsto por el Protocolo de Kyoto.

3.3.2. Ámbito de aplicación del sistema comunitario de comercio de derechos de emisión

Para definir los sectores a los que se aplicará el sistema de comercio de derechos de emisión,

deben tenerse en cuenta una serie de criterios como la eficacia medioambiental y económica,

los efectos potenciales sobre la competencia, la viabilidad desde el punto de vista

administrativo y las posibles políticas y medidas alternativas.

Un objetivo debería ser aplicar el sistema de intercambio a un número relativamente pequeño

de sectores económicos y fuentes que contribuyan significativamente a las emisiones totales.

Las directivas sobre grandes instalaciones de combustión (88/609/CEE, modificada por

94/66/CEE) y sobre la prevención y el control integrados de la contaminación (96/61/CEE),

suponen un punto de partida para definir los sectores. Estas directivas no abarcan todos los

sectores, ni las fuentes más pequeñas de los sectores cubiertos. Las distorsiones de la

competencia, derivadas de la omisión de algún sector, pueden limitarse a condición de que se

impongan políticas y medidas equivalentes a los sectores y fuentes que no participan.

Sector Porcentaje de

emisiones de CO2 en la UE-15

Producción de electricidad y calor 29,9%

Siderurgia 5,4%

Refino 3,6%

Productos químicos 2,5%

Cristal, cerámica y materiales de construcción (incluido el cemento) 2,7%

Papel e imprentas (incluida pasta de papel) 1,0%

Total 45,1%

Tabla 3: Porcentaje de emisiones de CO2 por sectores

Del cuadro se desprende que aproximadamente el 45% de las emisiones de CO2 de la UE

provienen de un reducido número de sectores. En los sectores de la siderurgia, el refino, la



química inorgánica y la pasta de papel, prácticamente todas las instalaciones son grandes

fuentes de emisión. En la industria del cemento, teniendo en cuenta el reducido número de

cementeras existentes en la UE, debería ser posible incluir todas las instalaciones en el

sistema de comercio de derechos. En cuanto a las centrales termoeléctricas, el sistema

debería aplicarse a todas las instalaciones con una capacidad térmica superior a los 50 MW.

La clave para limitar los riesgos de distorsión entre las grandes y las pequeñas fuentes

puntuales, y entre las fuentes que participan en el sistema de intercambio y las que no lo

hacen, consiste en aplicar políticas y medidas rigurosas a estas últimas, dejando siempre

abierta la posibilidad de formar parte, voluntariamente, del sistema de comercio de derechos.

Un sistema de comercialización, cuyo ámbito se hubiera acordado a nivel comunitario, crearía

las condiciones óptimas para una competencia con igualdad de oportunidades entre los

participantes de los diferentes Estados miembro, y garantizaría transparencia y seguridad

jurídica a todas las empresas; además, permitiría lograr economías de escala significativas.

Para lograrlo es necesario tomar una decisión a título comunitario acerca de los sectores

afectados por dicho sistema.

Hasta la fecha de publicación del documento, los distintos Estados miembro habían mostrado

diferentes grados de interés en el mecanismo. Pueden considerarse dos opciones, la

asociación voluntaria y la disociación:

- La asociación consistiría en un sistema común al que podrían adherirse los Estados

miembros discrecionalmente. Esto podría funcionar en la fase transitoria, los sectores

económicos de los Estados miembros podrían adherirse gradualmente al sistema

común.

Sería indispensable garantizar la equidad de condiciones de competencia para las

empresas de los distintos Estados. La Comunidad debería desempeñar una función

más activa en el seguimiento de las acciones de los diferentes Estados miembro y de la

evaluación de los efectos sobre la competencia entre empresas similares que operen

en Estados miembro distintos.

- La disociación sería un plan por el que la Comunidad estableciese de común acuerdo

todos los sectores a los que se aplicaría, en principio, el sistema; concediendo a los

Estados miembro la posibilidad de disociarse del acuerdo parcialmente respecto a

sectores determinados, o completamente y por un periodo de tiempo limitado. La

ventaja de esta opción es su mayor sencillez y transparencia.

La ampliación gradual del sistema de comercialización de los derechos de emisión a otras

áreas geográficas también supone un aspecto importante. En virtud del artículo 4 del Protocolo



de Kyoto, en caso de ampliación de la UE, el acuerdo de reparto de la carga no variaría

durante el primer periodo de compromiso (2008-2012). No obstante, a través de un

reconocimiento mutuo de los sistemas nacionales, podría incluirse a nuevos Estados miembro

en un sistema comunitario durante el periodo transitorio. En un periodo de compromiso a partir

de 2012, los nuevos Estados miembro podrían integrarse en la “burbuja comunitaria”.

Por último, habría que tener también en cuenta la situación particular de los países del espacio

económico europeo que no pertenecen a la UE, que podrían disponer de un sistema propio de

comercialización de derechos de emisión o decidir adherirse al sistema comunitario.

3.3.3. Reparto inicial de los derechos de emisión El reparto inicial de los derechos de emisión puede efectuarse a tres niveles:

- Entre los sectores económicos que participan en el sistema y los que no.

- Entre los sectores que participan en el sistema.

- Entre las empresas.

Es esencial realizar un reparto equitativo entre los sectores o agentes que participan en el

sistema respecto a los que permanecen al margen.

Durante el periodo 2008-2012 los Estados que desarrollen un sistema propio de

comercialización de derechos de emisión, deberán decidir las toneladas de emisiones que se

incluirán en dicho sistema y cuántas se reducirán mediante otras políticas o medidas. Incluso

un sistema comunitario de comercialización de derechos de emisión aplicable a algunos

sectores antes de 2008, debería servir para predeterminar el número de cuotas incluidas en el

sistema de comercialización de derechos de emisión de cada Estado. Después de 2008 los

Estados miembro deberían convenir las cuotas que se asignarían a los sectores nacionales

sujetos al régimen de comercialización y la parte de la reducción de emisiones que se cubriría

mediante otras políticas y medidas.

Asignación de los derechos de emisión a las empresas por parte de los Estados miembro

En el Libro Verde se indicaba que la forma en que se asignasen los derechos no afectaría al

resultado medioambiental, pero las negociaciones sobre la asignación de los derechos de

emisión no serían fáciles y algunos Estados podrían pretender dar prioridad a ciertos sectores

o empresas.



De acuerdo al derecho comunitario, estos temas están sujetos a disposiciones vigentes sobre

ayudas estatales, ya que implican intervenciones que falsean la competencia a favor de los

sectores o empresas mencionados.

Un elemento fundamental son los métodos de asignación de las cuotas que son,

fundamentalmente, dos: la subasta y la asignación gratuita.

La asignación gratuita, conocido como grandfathering, consiste en la asignación de derechos

de emisión calculados en función de criterios históricos. Un derecho “grandfathering” es un

derecho heredado que no está relacionado con el concepto de asignación gratuita de un activo

realizable, si no con un derecho histórico de hacer algo.

La subasta periódica trata de forma equitativa y correcta a todas las empresas, dándoles la

oportunidad de adquirir derechos de emisión de forma transparente. Los ingresos que obtiene

el Estado de esta forma pueden volver a utilizarse. Evita la necesidad de tomar decisiones

difíciles y políticamente delicadas.

No obstante, las empresas podrían alegar que el sistema de subastas les obliga a pagar

anticipadamente por algo que hasta ahora era gratuito. Con el sistema de cálculo de cuotas

atendiendo a criterios históricos, la concesión es gratuita y corresponde a un valor

determinado. Aunque una estrategia basada en las mediciones de las emisiones efectuadas en

el pasado, premiaría a las empresas más contaminantes en el periodo de referencia.

Una versión perfeccionada del sistema de asignación a través de criterios históricos, consistiría

en la asignación gratuita de las cuotas atendiendo a las normas contra la contaminación, o a

valores de referencia como las toneladas equivalentes de CO2 por tonelada de acero producida

en un determinado año.

Una cuestión fundamental es si la Comunidad debe imponer uno de los sistemas o dejar

libertad a los Estados miembro para optar por uno de ellos.

Nuevas empresas en competencia

Existe un problema cuando entran en el mercado nuevas empresas. En el caso de la

asignación de derechos a través de criterios históricos, las empresas que no obtuvieron cuotas

gratuitas al principio deberían poder obtenerlas fácilmente cuando entren al mercado. Los

Estados miembro deben garantizar que los derechos de emisión sean accesibles en

condiciones de equidad a las empresas competidoras; para lograrlo, deberían otorgarse

derechos de emisión a las nuevas empresas en condiciones similares a las aplicadas a las

empresas existentes.



De cualquier forma, la sensación de los nuevos entrantes de estar discriminados no está

siempre justificada. Desde el punto de vista medioambiental no hay diferencia entre una

empresa existente, que produce más emisiones al incrementar su producción y una nueva

empresa. En ambos casos aumentan las emisiones, pero las nuevas empresas no han

efectuado inversiones antes de la introducción del plan de comercialización, no tienen que

soportar los costes de “activos bloqueados”.

Otro aspecto importante relacionado con la entrada en el mercado de nueva empresas es el

“coste de oportunidad”. Las empresas existentes pueden recibir asignaciones atendiendo a

criterios históricos; pero la utilización de las mismas no es gratuita. Si una empresa decide

consumir las cuotas renuncia a los ingresos que podría haber recibido vendiéndolas, luego

debería incluir ese lucro cesante en sus costes de producción. Desde este punto de vista, la

asignación de las cuotas atendiendo a criterios históricos no debe traducirse forzosamente en

una ventaja competitiva para las empresas existentes.

Por último, un sistema caracterizado por un número muy reducido de empresas de un único

sector se prestaría a maniobras de mercado. Este peligro se puede reducir aumentando el

numero de participantes en el sistema de comercialización.

3.3.4. Sinergia con otras Políticas y Medidas Esta pendiente de clarificar el grado en el que la reglamentación técnica, la fiscalidad y los

acuerdos medioambientales pueden sustituir o complementar un nuevo instrumento de

comercialización de los derechos de emisión.

3.3.4.1. Relación con la Reglamentación Técnica

La reglamentación técnica es el instrumento de política medioambiental más difundido en la

UE. En la actualidad se refiere principalmente a sustancias contaminantes distintas al CO2. Un

sistema de comercialización de los derechos de emisión de CO2 no afectaría a la

reglamentación técnica sobre las demás sustancias.

Reglamentación relativa a las emisiones de las instalaciones (“fuentes puntuales”)

Las directivas sobre grandes instalaciones de combustión, LCP (88/609/CEE, modificada por

94/66/CEE), y sobre la prevención y el control integrados de la contaminación, IPPC

(96/61/CEE), son algunos de los instrumentos más importantes de reglamentación técnica

sobre instalaciones. Las normas técnicas se basan en las “mejores técnicas disponibles” (BAT).



La Directiva IPPC se centra en las sustancias contaminantes dañinas para la salud y el medio

ambiente, pero también contempla los gases de efecto invernadero. Las autoridades

competentes conceden permisos atendiendo, entre otras cosas, al consumo de materias

primas y a la eficiencia energética. La introducción de un régimen de comercialización de

derechos de emisión obligará a clarificar su relación con las normas y procedimientos

incorporados a la Directiva IPPC. En la actualidad esta directiva no permite la transferencia de

permisos.

Otra alternativa es mantener la comercialización de los derechos de emisión separada de los

reglamentos técnicos en vigor mencionados. Todas las normas técnicas permanecerían en

vigor. Las normas relativas a los gases de efecto invernadero podrían considerarse requisitos

mínimos y el concepto de “mejores técnicas disponibles” podría ser útil en el proceso inicial de

asignación.

Normas sobre los productos (“fuentes difusas”)

Los reglamentos técnicos sobre los productos continuarán desempeñando una función

importante en cualquier política climática prescindiendo de la existencia, o inexistencia, de un

sistema de comercialización de derechos de emisión. Esto es cierto especialmente en las

emisiones generadas por los sectores residencial y transporte, que no estarían cubiertos por el

régimen de comercialización, al menos en un primer momento.

3.3.4.2. Relación con los Acuerdos Medioambientales

Los Acuerdos Medioambientales ofrecen a la industria una solución más flexible respecto a la

reglamentación técnica y evitan el riesgo de pérdida de competitividad como consecuencia de

la imposición unilateral de impuestos elevados sobre el consumo de energía.

Un tema concreto que hay que resolver es si es posible, o no, dar cabida en los acuerdos al

intercambio de derechos de emisión y en qué condiciones.

Hay dos cuestiones fundamentales:

Responsabilidad al nivel del sector o de la empresa

Debe haber una asignación clara y transparente de las responsabilidades de las diferentes

partes interesadas. Hay dos alternativas para el empleo conjunto de un sistema de

comercialización de derechos de emisión y de acuerdos de medioambiente: o el acuerdo

medioambiental del sector especifica el compromiso exacto de cada empresa - de forma que

cada una conozca las condiciones en que puede entrar en el mercado -, o bien, el organismo



que representa a la totalidad del sector se constituye en personalidad jurídica, de forma que

pueda participar en la comercialización a título representativo.

Objetivos en materia de eficiencia energética y de emisiones de carbono

Los acuerdos medioambientales celebrados hasta la fecha no garantizan el logro de un

resultado medioambiental si la producción registra un aumento superior al previsto. El comercio

de los derechos de emisión se basa en la asignación de una cuota de derechos a cada agente,

que corresponde a un “objetivo de reducción de carbono” y se expresa en toneladas

equivalentes de CO2. El objetivo de reducción de carbono negociado con un sector puede

considerarse como un elemento útil del debate inicial sobre la asignación de las emisiones.

3.3.4.3. Relación con la fiscalidad energética

Cada vez más Estados miembro amplían el ámbito de los impuestos energéticos para que

abarquen, además de los aceites minerales, otras fuentes energéticas como la electricidad, y

aumentan los niveles mínimos de imposición sobre los aceites minerales a nivel nacional.

Los impuestos energéticos y el sistema de comercialización deberían concebirse de forma tal

que funcionen como instrumentos complementarios aplicables a todos los tipos de emisiones.

Los impuestos adicionales (disposiciones comunitarias en vigor relativas a la fiscalidad de los

aceites minerales) se podrían centrar en las fuentes menores o en las móviles. Los impuestos

energéticos pueden también centrarse en emisiones no directamente relacionadas con la

producción.

Por otra parte, la comercialización de derechos de emisión podría aplicarse en mayor medida a

las emisiones relacionadas con la producción de bienes en sectores expuestos a una fuerte

competencia internacional.

3.3.5. Cumplimiento y aplicación de compromisos La solidez e integridad de un sistema de comercialización de los derechos de emisión

dependerá de las disposiciones de cumplimiento correspondientes, y de la rigurosidad del

régimen de aplicación. El objetivo de un cumplimiento y una aplicación estrictos, es fomentar la

confianza en el sistema de comercialización y hacer que funcione de forma eficaz.

Es necesario disponer de un sistema adecuado de supervisión, seguimiento e información. La

verificación y el control de los datos debe permitir determinar los casos de incumplimiento que

implicarán medidas coercitivas. La existencia de sanciones severas debe tener un efecto

disuasorio que induzca a evitar incumplimientos.



Las sanciones deben ser previsibles y superar con creces el coste de cumplimiento (podría

figurar la expulsión del sistema).

En la UE, en general, el control y la vigilancia del cumplimiento, por parte de las empresas, de

la legislación medioambiental comunitaria serán llevados a cabo por los Estados miembro. Se

propone que en el mecanismo de comercio de derechos de emisión esto siga siendo así. Las

empresas tendrían que medir sus emisiones reales, informar a las autoridades nacionales y

hacer un seguimiento de las cuotas de emisión intercambiadas. Los resultados globales se

comunicarán a la Comisión.

Hay varias opciones para facilitar la tarea y optimizar resultados: los Estados miembros podrían

emplear auditores del sector privado en el proceso de verificación; también podría introducirse

una verificación a nivel comunitario.

Un sistema comunitario debería prever las sanciones mínimas que los Estados miembro deben

aplicar a las empresas que incumplan las normas. Es importante evitar que las empresas

situadas en mas de un Estado miembro intercambien cuotas entre fuentes ubicadas en

distintos Estados miembro.

En la actualidad, para evaluar el cumplimiento de las obligaciones del Convenio y del

Protocolo, la Comunidad se basa en la decisión de seguimiento (93/389/CEE y 1999/296/CE)

que establece que las emisiones tienen que ser objeto de seguimiento a nivel comunitario a

través de los datos agregados relativos a cada Estado miembro.

El tratado de la CE establece que la Comunidad tiene el derecho y la obligación de intervenir

contra un Estado miembro en caso de incumplimiento de una norma. La Comisión puede iniciar

un procedimiento de infracción. Un Estado también puede demandar a otro, y si el caso no se

resuelve satisfactoriamente, acudir al Tribunal Europeo de Justicia.

3.4. La Directiva 2003/87/CE Sobre la base de los trabajos del Libro Verde, la Comisión presentó en el Consejo de Ministros

de la UE, en octubre de 2001, la propuesta de directiva sobre el comercio de derechos de

emisión de gases de efecto invernadero. Después de dos años de intensas negociaciones se

adoptó la “Directiva 2003/87/CE de 13 de octubre por la que se establece un régimen para el

comercio de derechos de emisión de gases de efecto invernadero en la Comunidad y por la

que se modifica la directiva 96/61”.



3.4.1. Objetivos El objetivo de la Directiva es establecer un régimen para el comercio de derechos de emisión

de gases de efecto invernadero en el interior de la comunidad, y de esta forma:

- Ayudar a cumplir con las obligaciones derivadas de la Convención Marco del Cambio

Climático y el Protocolo de Kyoto.

- Ser una herramienta complementaria al conjunto de políticas y medidas que conforman

la respuesta de la UE frente al cambio climático.

- Disminuir los costes de reducción de emisiones, el mayor esfuerzo se realizará allí

donde sea más económico realizarlo.

- Garantizar el buen funcionamiento del mercado interior y prevenir la distorsión de la

competencia.

- Adquirir experiencia en el funcionamiento del mercado de derechos de emisión antes

del año 2008; año en que entrará en funcionamiento el mecanismo del comercio de

derechos de emisión internacional.

El régimen comenzó a funcionar en el año 2005 y, en un primer momento, cubre simplemente

las emisiones de CO2 procedentes de grandes instalaciones industriales y de producción de

energía. De cualquier forma se deja abierta la posibilidad de incluir otros gases de efecto

invernadero, u otros sectores, mediante el uso de procedimientos de revisión establecidos en la

propia Directiva.

Las actividades a las que se aplica la directiva aparecen en el anexo I de la misma:

Actividades

Actividades Energéticas

- Instalaciones de combustión con Ptérmica > 20 MW

- Refinerías de hidrocarburos

- Coquerías

Producción y transformación de metales férreos

- Instalaciones de calcinación o sinterización de minerales

metálicos incluido el mineral sulfurado.

- Instalaciones para la producción de arrabio o acero, incluidas las

instalaciones de colada continua con capacidad superior a 2,5

ton/h



Actividades

Industrias minerales

- Instalaciones de fabricación de cemento sin pulverizar ("clinker")

en hornos rotatorios con una capacidad de producción superior a

500 ton/día, o de cal en hornos rotatorios con una capacidad de

producción superior a 50 ton/día, o en hornos de otro tipo con una

capacidad de producción superior a 50 ton/día.

- Instalaciones de fabricación de vidrio incluida la fibra de vidrio,

con una capacidad de fusión superior a 20 ton/día.

- Instalaciones para la fabricación de productos cerámicos

mediante horneado - en particular de tejas, ladrillos, ladrillos

refractarios, azulejos, gres cerámico o porcelanas - con una

capacidad de producción superior a 75 ton/día, y/o una capacidad

de horneado de más de 4 m3 y de más de 300 kg/m3 de densidad

de carga por horno.

Otras actividades

- Instalaciones industriales destinadas a la fabricación de.

a) pasta de papel a partir de madera o de otras materias fibrosas;

b) papel y cartón con una capacidad de producción de más de 20 ton/día.

Tabla 4: Actividades afectadas por la directiva, anexo I

3.4.2. Solicitud de permisos de emisión Las instalaciones contempladas bajo el ámbito de aplicación de la directiva presentarán ante la

autoridad nacional competente del Estado miembro una solicitud de permiso de emisión de

gases de efecto invernadero.

Los permisos no son transferibles y son privativos de cada instalación, en ellos se fijan los

requisitos de seguimiento y notificación de las emisiones, y la obligación de presentar

anualmente un número de derechos de emisión equivalente a las emisiones totales de la

instalación en dicho año. Los derechos de emisión (derecho a emitir una tonelada equivalente

de CO2) si son transferibles.



3.4.3. Plan Nacional de Asignación y expedición de derechos Los responsables de elaborar el Plan Nacional de Asignación son los Estados miembro. En el

se determina la cantidad total de derechos de emisión que se prevé asignar para cada uno de

los periodos de la Directiva y su procedimiento de asignación.

El Plan debe elaborarse sobre la base de criterios objetivos y transparentes y se deberán tener

en cuenta las observaciones del público. Los Estados miembro asignarán gratuitamente, al

menos, el 95% de los derechos de emisión en el periodo 2005-2007 y, al menos, el 90% en el

segundo periodo (2008-2012).

En el apartado 4 se analizará con mayor profundidad este tema.

3.4.4. Presentación, Cancelación y Transferencia de Derechos Anualmente los titulares de las instalaciones deberán presentar a la autoridad nacional un

número de derechos equivalente a las emisiones de sus instalaciones en el año anterior. Si el

titular de la instalación puede reducir sus emisiones, el exceso de derechos de emisión podrá

ser objeto de compraventa en el mercado comunitario.

Las transferencias de derechos se podrán realizar entre personas, tanto físicas como jurídicas,

dentro de la UE, y entre personas de la Comunidad y personas de terceros países con los que

se hayan firmado acuerdos de reconocimiento mutuo de derechos.

Los derechos de emisión son validos durante el periodo para el que hayan sido expedidos y se

pueden cancelar a petición de su titular en cualquier momento.

Cada Estado miembro establecerá un registro nacional para controlar la expedición, titularidad,

transferencia y cancelación de derechos. La Comisión creará también un Registro

independiente para controlar las transacciones y evitar irregularidades.

3.4.5. Régimen Sancionador Para los casos de incumplimiento, por no presentar anualmente derechos de emisión

suficientes, se ha fijado una multa de 40 € por tonelada excedida durante el primer periodo, y

de 100 € por tonelada para el segundo. El pago de la multa no exime al titular de la instalación

de la obligación de presentar un numero de derechos equivalente a las emisiones en exceso.



3.4.6. Elementos de flexibilidad Entre los elementos de flexibilidad que contempla la Directiva destacan los siguientes:

- La posibilidad de excluir de manera temporal instalaciones durante el primer periodo,

las instalaciones excluidas deben cumplir ciertas condiciones:

o Deben limitar sus emisiones de la misma forma que lo harían bajo el ámbito de

la Directiva.

o Deben cumplir con requisitos similares de seguimiento, notificación y

verificación de emisiones.

o Deben estar sujetas a sanciones equivalentes a las contempladas en la

Directiva.

- Procedimientos de inclusión unilateral de actividades y gases adicionales por los

Estados miembro a partir de 2008. Durante el primer periodo se permitirá incluir

instalaciones que lleven a cabo una de las actividades objeto de la directiva, pero que

están por debajo del umbral establecido.

- Se permite la agrupación de instalaciones de una misma actividad para cumplir con las

obligaciones establecidas. Los titulares de las instalaciones nombrarán a un

administrador fiduciario sobre el que recaerán todas las obligaciones de la directiva;

excepto las de seguimiento y notificación de emisiones de cada instalación.

- Para el primer periodo, los Estados miembro podrán solicitar a la Comisión que se

asignen derechos de emisión adicionales a determinadas instalaciones en caso de

fuerza mayor.

- La directiva reconoce la utilización de créditos procedentes de los mecanismos

basados en proyectos del Protocolo de Kyoto.



4. Planes Nacionales de Asignación

Tal y como se ha comentado anteriormente, cada Estado Miembro debe elaborar un Plan

Nacional de Asignación. En el anexo III de la Directiva se enumeran una serie de criterios

aplicables para la redacción de los Planes Nacionales de Asignación, además la Comisión ha

elaborado unas “Orientaciones para la aplicación de los criterios de dicho anexo” con el fin de

facilitar a los estados miembros la aplicación de la directiva.

ANEXO III: Criterios aplicables a los PNA

1. La cantidad total de derechos de emisión que se asigne para un periodo determinado

debe ser compatible con la obligación del Estado miembro de limitar sus emisiones,

también será coherente con el programa nacional relativo al Cambio climático. La

cantidad total de derechos no será superior a la cantidad que probablemente resulte

necesaria para aplicar estrictamente los criterios del presente anexo.

2. Será coherente con las evaluaciones del progreso real y previsto hacia el

cumplimiento de las contribuciones de los Estados miembros a los compromisos de la

Comunidad.

3. Serán coherentes con el potencial de reducción de las emisiones de las actividades

sujetas al presente régimen. Los estados miembros podrán basar su distribución de

derechos de emisión en el promedio de las emisiones de gases por producto en cada

sector y en los progresos alcanzables en cada actividad.

4. Será coherente con los demás instrumentos legislativos y políticos comunitarios.



ANEXO III: Criterios aplicables a los PNA

5. No distinguirá entre empresas o sectores de forma que se favorezca indebidamente

ciertas empresas o actividades.

6. Incluirá información sobre la manera en que los nuevos entrantes podrán comenzar a

formar parte del régimen comunitario.

7. Podrá contener medidas tempranas.

8. Incluirá información sobre la manera en que se tendrán en cuenta las tecnologías

limpias.

9. Incluirá disposiciones sobre la formulación de observaciones por parte del público y

como serán tenidas estas en cuenta.

10. Contendrá una lista de las instalaciones cubiertas por la presente directiva con mención

de las cifras de derechos de emisión que se prevé asignar a cada una.

11. Podrá contener información sobre el modo en que se tendrá en cuenta la competencia

de países o entidades exteriores a la UE.

Tabla 5: Criterios aplicables a los PNA, anexo III

Los Planes Nacionales de Asignación presentados por los países son analizados por la

comisión que toma una decisión al respecto.

El 7 de julio de 2004 la Comisión terminó de evaluar la primera serie de planes, aprobó

incondicionalmente cinco (Dinamarca, Irlanda, Países Bajos, Eslovenia y Suecia) y rechazó

parcialmente tres (Austria, Alemania y Reino Unido).

El 20 de octubre de 2004 la Comisión finaliza la evaluación de una segunda serie, esta vez

acepta incondicionalmente seis (Bélgica, Estonia, Letonia, Luxemburgo, Eslovaquia y Portugal)

y con condiciones otros dos (Finlandia y Francia).

A finales de diciembre de 2004 acepta otros cuatro planes incondicionalmente (Chipre,

Hungría, Lituania y Malta) y aprueba con condiciones el PNA español.



El 8 de marzo de 2005 la Comisión aprueba condicionalmente el plan de Polonia y el 12 de

abril el de la Republica Checa. El 25 de Mayo de 2005 se acepta de forma condicional el plan

de Italia. Por último el 20 de junio del año 2005 fue aceptado sin condiciones el último Plan

Nacional de Asignación, el correspondiente a Grecia.

En cada una de las aprobaciones condicionadas la Comisión indica las medidas que deben ser

tomadas para que el plan sea aceptado en su totalidad. En muchos casos, como por ejemplo el

español, dichas medidas consistían simplemente en incluir en el listado de instalaciones alguna

instalación que no aparecía en el listado inicial. En estos casos la comisión exige que el

número total de derechos asignados gratuitamente no sea modificado.

La Comisión ha puesto de manifiesto tres problemas de carácter general:

- Que la asignación determinada por un estado miembro para el periodo de comercio de

derechos de emisión 2005 – 2007 ponga en peligro la realización de sus objetivos de

Kyoto (asignación excesiva).

Esto puede ser debido a tres causas:

o Que el Estado miembro no explique como se cumplirá el objetivo de Kyoto

durante el periodo 2008 – 2012, si no que deja una laguna que debe llenarse

con medidas que se determinarán más adelante.

o Que el Estado miembro declare su intención de adquirir créditos de Kyoto, pero

no presente medidas creíbles para llevar a cabo las adquisiciones.

o Que el Estado miembro base su plan en previsiones incoherentes y excesivas

respecto a las estimaciones de crecimiento oficiales del mismo Estado o de

otras fuentes imparciales.

- Que el volumen de derechos de emisión correspondiente al periodo de comercio de

derechos comprendido entre 2005 y 2007 no sea coherente con la evaluación de los

progresos en la consecución del objetivo de Kyoto, es decir, la asignación supera las

emisiones previstas.

- Que un Estado miembro pretenda llevar a cabo “ajustes posteriores” a las

asignaciones, de esta forma se podría intervenir en el mercado una vez realizada la

asignación, esto es incompatible con el marco jurídico, perturbaría el mercado y

provocaría incertidumbre en las empresas.



5. Actividades a las que aplica la Directiva

En el punto 3.4.1. se han enumerado las actividades a las que afecta la Directiva 2003/87/CE

tal y como aparecen en el anexo I de la misma. Por un lado están las actividades energéticas,

que incluyen las instalaciones de combustión con una Potencia térmica superior a 20 MW, las

refinerías de hidrocarburos y las Coquerias. Por otro lado el sector industrial, que afecta a la

producción y transformación de metales férreos, la producción del cemento, el vidrio y la

cerámica y el sector del papel y la pasta de papel.

A continuación pasan a describirse alguno de los sectores más afectados por la directiva. Los

sectores a los que no se hace referencia en el presente Capitulo son aquellos de los que no se

ha encontrado una información suficientemente estructurada o adecuada al alcance del

Capítulo. De cualquier modo las particularidades específicas de dichos sectores no afectan a

las conclusiones obtenidas en esta tesis de master.

5.1. El Sector Eléctrico La Unión Europea ha decidido introducir competencia en el mercado eléctrico gradualmente,

para ello se ha desarrollado una directiva al respecto, la 2003/54/CE, con la que pretende crear

el mayor mercado integrado de electricidad del mundo.

El objetivo de la apertura del mercado no es unir 25 mercados nacionales distintos, si no crear

un único mercado de electricidad. En este momento el grado de integración es todavía

insuficiente, debido fundamentalmente a dos factores:



- Existen diferencias importantes entre los precios de la electricidad en los distintos

países.

- Hay pocas transacciones entre países.

Cuando el comercio es fácil en un mercado integrado la competencia resultante en Europa

mantiene unos precios similares en la Unión Europea, o al menos ente los países adyacentes,

pero este no es aun el caso en el mercado eléctrico. La diferencia del precio de la electricidad

para clientes industriales es de más de un 100% en algunos casos, aunque por otro lado, los

precios del mercado han empezado a convergir entre algunos países vecinos.

Por otro lado la capacidad de interconexión entre muchos Estados miembro es claramente

insuficiente para permitir la integración de los mercados. En el año 2002 la Comisión Europea

se propuso el objetivo de que todos los Estados miembro deberían alcanzar una capacidad de

interconexión equivalente, al menos, al 10% del consumo nacional, dicho objetivo no ha sido

aun alcanzado a día de hoy.

En la siguiente figura se presentan las diferencias en el precio del mercado entre los distintos

países europeos y las deficiencias más importantes en red de interconexión europea:

Figura 12: Precios medios del mercado en Europa y deficiencias en las interconexiones [EURO05A]



Ante la ausencia de una competencia entre países bien desarrollada, la estructura de la

industria dentro de los mercados nacionales es muy importante. La apertura del mercado en

muchos países partió de una estructura de mercado monopolística u oligopolística. La

introducción de la competencia en Europa pretendía finalizar con esta situación exponiendo a

las empresas a dicha competencia.

El número de nuevos entrantes es muy limitado y la competencia creada viene

fundamentalmente de empresas de otros Estados miembro que entran en uno concreto a

través de grandes adquisiciones.

En la siguiente Tabla se puede observar la estructura del mercado en los distintos países

pertenecientes a la Unión Europea:

Tabla 6: Estructura de los mercados nacionales en Europa [EURO05A]

Existe también una tendencia a la integración vertical entre la generación y las actividades de

aprovisionamiento, lo que llevará a una disminución de la liquidez de los mercados mayoristas



afectados. Además se han dado casos de empresas de gas y de electricidad que pretenden

fusionarse, estas fusiones pueden reducir los incentivos de empresas competidoras a invertir

en nuevas centrales de gas natural.

Otro indicador de la existencia de competencia es el número de clientes que cambian de

suministrador. Si dicho número es pequeño, es probable que exista algún problema con el

funcionamiento del mercado.

Mientras que el número de grandes consumidores que cambian de suministrador sigue

aumentando, los pequeños negocios y los clientes domésticos siguen sin ejercer su derecho a

cambiar de suministrador en muchos Estados miembro. Hay varios factores que contribuyen a

esta situación. Las ofertas de la competencia a menudo son inexistentes o no suponen

realmente una mejora, por otro lado posiciones dominantes o una separación de actividades

insuficiente, principalmente en la distribución, siguen siendo razones que hacen ver el cambio

de suministrador como un riesgo.

En la siguiente gráfica se ve la diferencia entre el grado de consecución en los distintos

Estados miembro:

Figura 13: Intercambio de clientes ente compañías eléctricas en Europa [EURO05A]



A pesar de que las empresas eléctricas han limitado sus inversiones en capacidad de reserva

en respuesta a la introducción de competencia en el sector, la adecuación entre la generación y

la demanda se ha desarrollado favorablemente en la Unión Europea desde la apertura del

mercado.

La energía primaría empleada en la Unión Europea procede fundamentalmente de las

importaciones. Parcialmente puede apoyarse en energías renovables o en combustibles cuyo

mercado internacional se encuentre un poco más diversificado (Carbón o Uranio), pero en el

caso del gas, la globalización del mercado y por tanto, la diversificación de las importaciones es

más difícil de lograr. Actualmente casi todo el gas importado en la Unión Europea procede solo

de 3 países – Rusia, Noruega y Argelia. Con las reservas de gas propias disminuyendo y el

consumo mundial de gas aumentando significativamente, la actual dependencia de dichos

países debe ser superada, en particular maximizando el uso de fuentes de energía propias y

existentes en la Unión Europea.

Por otro lado, la energía nuclear supone más de un tercio de la producción de electricidad en la

Unión Europea, algunos Estados miembro han decidido seguir invirtiendo en este tipo de

tecnología, por ejemplo Francia y Finlandia, estas políticas, además de no generar emisiones

de CO2 implica incrementar la seguridad de suministro de la Unión Europea.

5.2. Resto de sectores Las industrias más intensivas en energía son las que emiten una mayor cantidad de gases de

efecto invernadero. Entre las afectadas por la directiva, estas son cemento, papel y pasta de

papel y la transformación de metales férreos. Los productos de estas industrias se venden en

un mercado internacional y pueden verse afectados por la restricción del coste de derechos de

emisión en Europa. Además si los precios de la energía aumentan debido al mercado de

derechos de emisión, es probable que sufran un descenso de demanda a favor de sustitutivos

que requieran menos energía en su ciclo productivo.

A continuación se pasa a describir los métodos productivos y los mercados internacionales de

estas industrias.

5.2.1. Cemento Se estima que la producción de cemento implica un 2% del consumo de energía primaria a

nivel mundial y contribuye aproximadamente con el 3% de las emisiones de CO2 de origen

antropogénico de la Unión Europea. Producir una tonelada de cemento genera

aproximadamente entre 0.6 y 0.9 toneladas de CO2 dependiendo del proceso empleado y de la

mezcla y aditivos usados. La producción de cemento es una fuente de emisiones tan grande



debido fundamentalmente al tipo de combustible que se emplea, fundamentalmente carbón en

muchos casos, pero además en el proceso productivo se emite CO2 durante la fase de

calcinado. En la figura se muestra el proceso fundamental de producción de cemento.

Figura 14: Producción de Cemento [REIN05]

Debido a la importancia del cemento como material de construcción y a la abundancia de las

materias primas empleadas, junto con el hecho de que su coste de producción es muy bajo y el

de transporte muy elevado, el cemento se produce prácticamente en todos los países del

mundo.

China es el mayor mercado potencial de cemento del mundo con un consumo de 640 Mt en el

2002, casi seis veces más que el siguiente consumidor, Estados Unidos. De cualquier forma

China sigue siendo considerado un mercado menor para los grandes productores europeos

que tienen a los Estados Unidos como su mayor mercado, debido fundamentalmente a las

limitaciones que impone el gobierno chino a la entrada de inversores extranjeros.

Por último cabe mencionar que el cemento es un producto muy estandarizado, hay muy pocos

tipos de cemento y además son bastante sustituibles unos por otros, por lo tanto el precio es el

parámetro de ventas más importante seguido por el servicio al cliente, los premios a la calidad

existen, pero de forma muy limitada.



5.2.2. Acero Existen actualmente dos procesos de producción de acero que son los empleados

prácticamente en todo el mundo, horno de oxigeno básico (BOF) (o plantas integradas) y horno

de arco eléctrico.

El proceso BOF es el más intensivo en capital y consiste en la producción de hierro líquido a

partir del mineral de hierro, coque y piedra caliza, el hierro líquido se transforma en acero en el

horno de oxigeno básico. Este proceso implica el 60% de la producción en la Unión Europea de

los 15. En el proceso la chatarra se añade en la fase del oxigeno básico para reducir las

emisiones de CO2. La producción de acero a través de este proceso es muy intensiva en

capital, los volúmenes de escala son muy elevados y las inversiones necesarias muy

específicas, por lo tanto existen importantes barreras de entrada y la integración vertical es

habitual. Varios productores controlan gran parte de la obtención de materias primas y se

integran controlando la cadena completa de producción, incluida la distribución y la fabricación

de productos primarios.

La producción a través de hornos de arco eléctrico tiene diversas ventajas frente a la

comentada anteriormente, la principal es la flexibilidad en las cantidades producidas en función

de la demanda y la capacidad de fabricar productos específicos en función de los mercados

finales. Como se trata, habitualmente, de unidades pequeñas, alimentadas por chatarra,

pueden estar localizadas cerca del usuario final, al contrario que la producción con oxigeno

básico que normalmente se sitúan cerca de grandes puertos o accesos del ferrocarril debido a

sus requisitos de abastecimiento de materias primas. De hecho, el coste de una planta de arco

eléctrico puede ser la mitad de la de una planta integrada por tonelada de acero producido.

Hasta hace poco la tecnología de arco eléctrico era usada fundamentalmente para productos

de menor calidad (como los empleados en la industria de la construcción). Las plantas eran

incapaces de producir acero de una mayor calidad debido fundamentalmente a limitaciones

técnicas y a la falta de una chatarra con la limitación de impurezas necesaria. Recientes

avances han permitido a diversos productores aumentar su rango de productos.

China ha sido la llave del crecimiento del sector durante los últimos cuatro años, lo que sucede

en China tiene repercusiones en la producción de acero del mundo entero. Es el mayor

productor y el mayor consumidor de acero de todo el mundo, produjo casi el 25% del acero

crudo mundial y su consumo de acero como producto final durante el año 2003 fue aun

superior. La dependencia del mercado mundial del desarrollo de China puede ser un problema

en el futuro, la capacidad de transporte esta empezando a saturarse y, una vez que China vea

satisfecha su demanda interna, puede convertirse en exportador inundando el mercado

internacional.



5.2.3. Papel y pasta de papel Europa representa un cuarto de la producción y el consumo global de papel y pasta de papel

en el mundo. En Europa se producen anualmente 90 millones de toneladas de papel y 40

millones de toneladas de pasta de papel.

La industria del papel europea se caracteriza por su gran variedad de materias primas,

productos y procesos productivos. Se trata de una industria intensiva en capital y con un

mercado muy competitivo internacionalmente.

En 25 años el número de máquinas de papel en Europa se ha visto reducido aproximadamente

en un 60% mientras que la capacidad se ha doblado. Muchas empresas han crecido invirtiendo

en capacidad nueva, pero también consolidando y manteniendo un cierto número de pequeñas

fabricas.

Esta industria se ve sujeta a variaciones de precio importantes, estas variaciones no son

iguales para los productos del papel y de la pasta. Cuanto más cerca se encuentre la empresa

del consumidor final, menores serán dichas fluctuaciones en el precio del producto, el precio de

la pasta de papel es mucho más volátil que el de los pañuelos de papel.



6. Coste de Oportunidad de los Derechos de CO2

Como se comentó en el Capítulo 1 de la presente Tesis de Master, el objetivo de la misma es

analizar el comportamiento del mercado de derechos de emisión de CO2. Este mercado esta

formado por dos elementos fundamentales: una asignación inicial de derechos gratuitos para

cada instalación y el propio mercado que fija el precio de cada tonelada de CO2 (derecho de

emisión).

El objetivo de este capítulo es estudiar la interacción entre ambos elementos. Más

concretamente, se trata de analizar hasta qué punto los derechos que han sido asignados

gratuitamente se comportarán en el mercado de acuerdo con sus costes de adquisición (nulos),

o lo harán conforme a un hipotético valor económico del derecho; a este valor se le conoce

como coste de oportunidad del derecho. El capítulo estudia los elementos de diseño del

mercado de emisiones, incluyendo algunos detalles relevantes de implantación, para

determinar cuál es realmente el valor significativo de dichos costes de oportunidad.

En los capítulos anteriores se ha explicado el funcionamiento del mercado de derechos de

emisión de CO2 en la Unión Europea y cómo cada Estado miembro debe preparar un Plan

Nacional de Asignación en el que se conceden gratuitamente una serie de derechos de emisión

a las distintas instalaciones afectadas por la Directiva. El mecanismo del mercado de derechos

de emisión de CO2 pretende hacer más eficiente económicamente la reducción de emisiones,

de tal forma que apliquen medidas de reducción aquellas empresas a las que les resulte más

barato y las demás puedan comprar sus derechos en el mercado.



A continuación, se expone un ejemplo del funcionamiento del mercado [EURO05B].

Supongamos que existen dos empresas A y B que emiten 100.000 toneladas de CO2 cada una

anualmente. El gobierno concede a cada una 95.000 derechos de emisión, por lo tanto ninguna

tiene cubiertas completamente sus emisiones. Las empresas, si deciden mantener su

producción, deben compensar el exceso de 5.000 toneladas de CO2 y tienen dos formas de

hacerlo. Pueden reducir sus emisiones en 5.000 toneladas, o bien comprar 5.000 derechos de

emisión en el mercado. Para decidir por qué opción inclinarse, compararán lo que les cuesta

reducir sus emisiones en 5.000 toneladas de CO2 con el precio del mercado de derechos de

CO2.

Dado un precio del mercado de derechos de 10 € por tonelada de CO2, si se supone que los

costes de reducción de emisiones de la empresa A son 5 € por tonelada (inferiores al precio del

mercado), ésta reducirá sus emisiones porque le resulta más barato que acudir al mercado.

Podría incluso reducir más sus emisiones, en 10.000 toneladas por ejemplo. En la empresa B

tal vez ocurra lo contrario y sus costes de reducción sean 15 € (superiores al precio del

mercado), por lo que preferiría comprar derechos en lugar de reducir emisiones.

La empresa A invierte 50.000 € en reducir 10.000 toneladas sus emisiones a un coste de 5 €

por tonelada y recibe 50.000 € por la venta de 5.000 derechos a un precio de 10 €. Si no

existiera el mercado de derechos de emisión habría incurrido en unos costes de 25.000 € para

reducir sus emisiones. La empresa B invierte 50.000 € en comprar 5.000 derechos a un precio

de 10 €. Sin el mercado de derechos de emisión hubiera tenido que invertir 75.000 €.

Una tercera opción, de clara aplicación en el sector eléctrico, sería la de no invertir nada en la

reducción de emisiones y dejar de producir parte de la energía. El precio del MWh lo marca un

mercado, y el precio de los derechos de emisión otro distinto; si en un momento dado el

negocio del CO2 es más rentable que el de la producción de electricidad, una empresa podría

decidir reducir su producción para vender un supuesto excedente de derechos de emisión.

6.1. Formulación 1: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho Considerar el coste de oportunidad de no usar el derecho de emisión supone que, cuando la

empresa busca maximizar sus beneficios (ingresos menos costes), la función objetivo es:

( )[ ]PdeECPdeEE ⋅⋅−+⋅⋅−⋅ ααπmax

Donde:

- E: Energía generada

- π : Precio de la energía en el mercado



- α : Factor de emisión, es decir tonelada de CO2 emitida por MWh

- Pde: Precio del derecho de emisión en el mercado

- C: Costes de producción (combustible, operación y mantenimiento, etc)

- α⋅E : volumen de derechos gratuitos recibido

Para lograr las condiciones de optimalidad hay que derivar respecto a la variable energía e

igualar a cero.

( )( ) 0=∂∂

−⋅−=∂

⋅⋅−+⋅⋅−⋅∂ECPde

EPdeECPdeEE απααπ

ECPde∂∂

+⋅= απ

En primer lugar cabe mencionar que se ha considerado que la producción de electricidad tiene

una influencia nula en el precio; es decir, existe competencia perfecta, y por eso no existe un

término con la derivada del precio respecto a la producción.

En la ecuación del precio de la energía, el primer término es el coste de oportunidad del

derecho y el segundo son los costes marginales de producción.

Como se puede observar el efecto producido por el mercado de derechos de emisión es que

los costes de producción se incrementan en el precio del derecho. Según esto no se debería

producir si el precio de la energía no supera, además de los costes de producción, el coste del

derecho de emisión. Precisamente esto es lo que define el coste de oportunidad del derecho de

emisión, el comportamiento óptimo es no producir si no pagan el derecho de emisión, aunque

éste fue concedido gratuitamente.

6.2. Formulación 2: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 1

Sin embargo, siguiendo el ejemplo y el modelo descrito, se puede argumentar que no se tiene

en cuenta el hecho de que, tal y como está planteada la Directiva, no se pueden acumular

derechos entre un periodo y otro. Es decir, una reducción en las emisiones durante el primer

periodo (2005-2007), no implica el disponer de un mayor número de derechos para la venta en

el periodo siguiente. Si en el ejemplo mencionado anteriormente la empresa A redujese sus

emisiones 15.000 toneladas y no vendiese todo el excedente en el periodo, dichos derechos de

emisión se perderían, lo que implicaría unas pérdidas de 25.000 € (invertidos en reducir 5.000



toneladas las emisiones y que no han podido ser vendidos en el mercado). En todo caso, este

efecto es poco significativo a la hora de considerar el coste de oportunidad.

De cualquier forma, todo el razonamiento anterior está basado en que la asignación de

derechos es independiente del comportamiento de los agentes; pero si esto no ocurre así, todo

el razonamiento anterior no resulta valido. En el momento de la realización del modelo no se

conocían los criterios que iban a ser empleados para la asignación de derechos en el segundo

periodo, pero un criterio admisible parecía ser el de emplear la información existente del

periodo anterior. Si se considera el coste de oportunidad, hay que tener en cuenta también el

coste que supondrá la asignación posterior de derechos en el segundo periodo (2008-2012), y

cómo puede afectar a la misma el consumo de derechos durante el primer periodo.

Si consideramos la asignación posterior y la intentamos internalizar en el modelo, como una

parte más del coste de oportunidad del derecho de emisión de CO2, la expresión a maximizar

sería:

( ) ( )[ ][ ]1max

+⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅

ppPdeEPdeECPdeEE αααπ

Donde:

- p: Es el periodo actual (2005-2007)

- p+1: Es el periodo siguiente (2008-2012)

Se pueden plantear distintas hipótesis acerca de la asignación de derechos gratuitos que se

realizará en el segundo periodo, aunque, como se ha mencionado, parece razonable suponer

que dicha asignación dependa de los derechos necesarios en el primer periodo. De esta forma,

si suponemos que la asignación en el segundo periodo coincide exactamente con los derechos

consumidos en el primero, es decir:

( ) ( )ppPdeEPdeE ⋅⋅=⋅⋅

+αα

1

Entonces al derivar con respecto a la energía nos encontramos con que:

( )[ ][ ]( ) 0=∂∂

−=∂

⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅∂EC

EPdeEPdeECPdeEE παααπ

Por lo tanto, si se diese dicha asignación:



EC∂∂

=π

Es decir, en este caso, el precio de la energía es independiente del precio del derecho de

emisión en el mercado y solo depende de los costes de producción. El comportamiento óptimo

de un agente que siguiese este criterio sería producir energía siempre que el precio del

mercado superase sus costes de producción.

6.3. Formulación 3: Función objetivo con coste de oportunidad del derecho, incluida la asignación en posteriores periodos. Opción 2

Una segunda opción que tiene en cuenta la asignación de derechos gratuitos en periodos

posteriores, en la que además existe un criterio claro de eficiencia medioambiental, es la

siguiente:

La asignación de derechos gratuitos para el periodo (p+1) coincide exactamente con los

derechos consumidos en el periodo (p), siempre que estos sean menores a los asignados en

dicho periodo. En caso contrario la asignación de derechos en el periodo (p+1) no se vería

modificada con respecto al periodo (p). Es decir:


+αα

1 Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅<⋅⋅ αα


+αα

1 Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅≥⋅⋅ αα

Siguiendo este criterio:

Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅<⋅⋅ αα la función a maximizar es:

( )[ ][ ]PdeEPdeECPdeEE ⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅ αααπmax

Lo que coincide con el segundo modelo propuesto, es decir:

EC∂∂

=π

Si ( ) ( )pp PdeEPdeE ⋅⋅≥⋅⋅ αα la función a maximizar es:



( )[ ][ ]PdeEPdeECPdeEE ⋅⋅−⋅⋅−+⋅⋅−⋅ αααπmax

Expresión muy similar a la del primer modelo planteado y que nos lleva a la misma conclusión,

es decir:

ECPde∂∂

+⋅= απ

Hasta ahora muchos Estados miembro han empleado criterios históricos para realizar la

asignación de derechos gratuitos por instalación - por ejemplo Austria, Bélgica, Francia, Italia o

España - y, por otro lado, la propia naturaleza de la Directiva indica que deben cumplirse unos

ciertos objetivos globales de emisiones, lo que tiende a reducir, o al menos no incrementar, en

un periodo concreto las emisiones con respecto al anterior. Debido a estas razones, este último

criterio (formulación 3) ha sido el empleado a la hora de realizar el modelo de análisis del

mercado.

6.4. Plan Nacional de Asignación periodo 2008-2012

En diciembre de 2005, una vez había sido finalizado el modelo desarrollado en la Tesis, la

Comisión ha publicado una nueva guía para realizar los Planes Nacionales de Asignación para

el periodo 2008-2012 [EURO05C]. En la misma se responde a alguna de las incertidumbres

mencionadas que impedían modelar con exactitud el coste de oportunidad del derecho.

En el punto 14 de la misma se indica que el “cap” - o tope de emisiones de la primera fase -

debe suponer un punto de inicio en la definición de la cantidad total de derechos gratuitos en el

segundo periodo; tanto para la Unión Europea como para cada uno de los Estados miembros.

Alguno de los Estados tendrá que reducir dicho límite superior para cumplir con el compromiso

de Kyoto, otros sin embargo podrán mantener el límite superior impuesto en el primer periodo.

Por lo tanto, globalmente, el “cap” del Mercado Europeo de Derechos de Emisión de CO2 será

inferior al existente en el primer periodo. Esto se ajusta bastante a la línea de las hipótesis

planteadas en el tercer modelo.

Por otro lado, en el punto 27, en el que se hace mención a la asignación por instalación, la

Comisión considera que no deben basarse en las emisiones del primer periodo para realizar la

asignación. De otra forma, las instalaciones que hayan realizado inversiones para reducir sus

emisiones en el primer periodo se encontrarían en desventaja para la nueva asignación de

derechos. Lo que favorece un enfoque basado en el primer modelo, en contra del adoptado en

este estudio.



Sin embargo, en el punto 31 se indica que un análisis exhaustivo y comparativo

(“Benchmarking”) del entorno europeo no es un método suficientemente maduro para ser

empleado como criterio de asignación en el segundo periodo. De cualquier forma los Estados

miembros pueden encontrar adecuado emplear un análisis nacional para la asignación por

instalación en ciertos sectores y para los nuevos entrantes. Estos casos serán analizados en

profundidad por la Comisión una vez recibido el Plan Nacional de Asignación. En la

terminología europea benchmarking se ha empleado como un sinónimo de una metodología

objetiva que puede ser ajena al comportamiento pasado de los agentes y que se basa en un

estándar general. Al no aceptar los criterios del benchmarking la Comisión está aceptando

implícitamente el uso de procedimientos basados en el comportamiento de los agentes.

Teniendo en cuenta todo lo anterior se considera que, a día de hoy, el modelo más adecuado

para analizar el mercado de derechos de emisión sigue siendo el tercero propuesto en el

presente capítulo.

Obviamente, cabe esperar que los Planes Nacionales de Asignación vayan evolucionando

progresivamente y que esto implique cambios en el funcionamiento del mercado. A medida que

empiecen a conocerse los Planes Nacionales de Asignación del segundo periodo y su relación,

tanto con los Planes del periodo anterior como con las emisiones del mismo, es posible que las

condiciones del mercado vayan cambiando y que sea necesario reformular el modelo para

recoger los nuevos criterios que se desprendan de los cambios regulatorios.



7. Descripción del Modelo

Para analizar el comportamiento del mercado de derechos de emisión y su influencia dentro del

mercado eléctrico se ha desarrollado un modelo. El lenguaje empleado para la programación

ha sido el GAMS (General Algebraic Modeling System), debido a que se trata de un lenguaje

especialmente diseñado para la resolución de problemas de optimización [BROO98]. El GAMS

sirve de interfaz con algoritmos de optimización, tales como CPLEX, PATH, OSL2, BDMLP… El

algoritmo empleado para la resolución del modelo ha sido el BDMLP.

7.1. Consideraciones Generales del Modelo El modelo desarrollado minimiza los costes en Europa de la generación de energía eléctrica.

Considera los 25 países que están afectados por la directiva del mercado de derechos de

emisión. En el Capítulo 6, todos los desarrollos realizados han sido enfocados desde la

perspectiva de la maximización del beneficio, sin embargo, “la teoría marginalista demuestra

que en competencia perfecta el comportamiento del mercado se puede representar

teóricamente a través de un único problema de optimización basado en la minimización de los

costes de todo el sistema necesarios para el suministro de la electricidad demandada”

[VENT05].

La variable principal es la energía generada anualmente por tecnología (la hidráulica y las

renovables son consideradas como parámetros). La energía térmica anual producida define, a

través del factor de emisión de cada una de las tecnologías, si un país es excedente, o

deficitario, de derechos de emisión.

Los costes considerados para definir la energía producida por cada tecnología en cada país

son: el de combustible, el de operación y mantenimiento y los costes de emisión (el coste del



derecho en el mercado, o la multa en caso de exceder la cantidad asignada y no poder

comprar los derechos necesarios).

Se ha tenido en cuenta la red eléctrica de interconexión europea, de tal forma que, un país que

produzca una energía muy barata, podrá exportarla en caso de que exista una interconexión

con los países limítrofes. Al tratarse de un modelo que da resultados de energía anual, no se

ha considerado la capacidad real de interconexión ni se han aplicado las leyes de Kirchoff para

definir los flujos de energía; se han tomado valores realistas de energía transferida anualmente

entre los países y se ha creado una matriz permitiendo dichos flujos de energía, aunque no se

ha evaluado si la aparición del mercado de emisiones podría alterar sustancialmente estos

flujos, ya que no parece que esto pueda ocurrir.

Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión, se consideran solo los países

como compradores o vendedores de derechos. No se consideran las empresas propietarias de

las centrales y sus posibles comportamientos estratégicos.

Tampoco se han considerado los demás sectores afectados por la directiva. Por un lado, se

trata de sectores con poca capacidad de cambio tecnológico (al menos a medio plazo) - por lo

tanto el mercado de derechos de CO2 no va a modificar su estructura productiva -, y por otro no

se dispone de información acerca de la producción y la demanda de dichos sectores, ni de la

elasticidad de los mismos, ni de la relación entre la producción del sector y sus emisiones de

CO2.

7.2. Datos de entrada

7.2.1. Índices Los índices (denominados “sets” en el lenguaje GAMS) definen la dimensión del problema a

resolver. En este caso son:

- i: País

Como se ha comentado anteriormente, el modelo se aplica a los 25 países de la UE

para los que existe mercado de derechos de emisión. En la siguiente tabla se presenta

el índice con el que se conocerá a cada uno de ellos dentro del modelo:

Austria AT

Bélgica BE

Alemania DE



Dinamarca DK

España ES

Finlandia FI

Francia FR

Inglaterra UK

Grecia GR

Irlanda IE

Italia IT

Letonia LV

Países Bajos NL

Portugal PT

Suecia SE

Chipre CY

Republica Checa CZ

Estonia EE

Hungría HU

Lituania LT

Luxemburgo LU

Polonia PL

Eslovenia SI

Eslovaquia SK

Malta MT

Tabla 7: Denominación de países en el modelo

- t: Tecnología de producción

Se trata solo de las tecnologías térmicas, excluida la nuclear. La hidráulica y las

renovables serán consideradas como parámetro, y la nuclear es tratada como una

variable aparte, ya que no produce emisiones y, por lo tanto, no le afecta el mercado de

CO2.



Las tecnologías consideradas, tipificadas a través de la fuente de energía primaria, son:

Carbón, Fuel, Gases Derivados (Gas) y Gas Natural.

7.2.2. Parámetros

7.2.2.1. Demanda [D(i)] La demanda de cada país, en MWh, implementados para el caso base es la siguiente:

Austria 63.600.000Bélgica 88.200.000Alemania 558.000.000Dinamarca 36.200.000España 269.100.000Finlandia 89.500.000Francia 481.000.000Inglaterra 393.000.000Grecia 61.200.000Irlanda 26.900.000Italia 330.900.000Letonia 6.700.000Países Bajos 111.900.000Portugal 52.000.000Suecia 148.400.000Chipre 4.400.000Republica Checa 62.700.000Estonia 7.300.000Hungría 42.200.000Lituania 10.100.000Luxemburgo 6.100.000Polonia 128.200.000Eslovenia 14.000.000Eslovaquia 27.900.000Malta 2.200.000

Tabla 8: Demanda por país [EURO05D]

7.2.2.2. Energía hidráulica y energía renovable [Ew(i), Er(i)] La energía hidráulica y la energía renovable producidas anualmente en cada país, como ya se

ha comentado, serán consideradas parámetros.

La tabla de valores, en MWh, implementados para el caso base es la siguiente:



Hidráulica Renovable Austria 37.500.000 2.100.000Bélgica 1.300.000 1.500.000Alemania 28.000.000 34.800.000Dinamarca 0 7.200.000España 37.200.000 22.200.000Finlandia 13.000.000 11.200.000Francia 73.500.000 7.600.000Inglaterra 7.500.000 11.000.000Grecia 5.200.000 1.200.000Irlanda 1.200.000 1.900.000Italia 45.300.000 14.900.000Letonia 2.800.000 100.000Países Bajos 100.000 3.600.000Portugal 11.900.000 3.400.000Suecia 65.500.000 7.700.000Chipre 0 0Republica Checa 2.200.000 700.000Estonia 0 200.000Hungría 200.000 200.000Lituania 700.000 0Luxemburgo 800.000 100.000Polonia 4.000.000 400.000Eslovenia 3.500.000 0Eslovaquia 4.300.000 200.000Malta 0 0

Tabla 9: Energías hidráulica y renovable por país [EURO05D]

7.2.2.3. Costes de combustible [Cc(t), Ccn] Existen dos parámetros distintos (Cc(t) y Ccn) ya que, como se mencionó anteriormente, la

producción nuclear está definida como una variable aparte por no producir emisiones de CO2.

Esto mismo sucederá en diversos parámetros.

Los datos empleados en el caso base, en €/MWh, se han tomado de los modelos analizados

en la asignatura de Modelos de Sistemas Eléctricos del Master en Gestión Técnica y

Económica del Sector Eléctrico.

Nuclear 3,5Carbón 19,9Fuel 42,0Gas 36,0Gas Natural 26,0

Tabla 10: Coste de combustible por tecnología [BAIL05]



7.2.2.4. Costes de operación y mantenimiento [Coym(t), Coymn]

Los datos empleados en el caso base, en €/MWh, se han tomado de los modelos analizados

en la asignatura de Modelos de Sistemas Eléctricos del Master en Gestión Técnica y

Económica del Sector Eléctrico.


Tabla 11: Coste de operación y mantenimiento por tecnología [BAIL05]

7.2.2.5. Disponibilidad [Dis(t), Disn] Se trata de la disponibilidad anual de los distintos tipos de tecnología de generación. Hay

tecnologías que estarían generando el 100% de las horas del año si se atiende solo a criterios

económicos; sin embargo, hay que tener en cuenta que existen indisponibilidades por multitud

de factores (recarga de combustible en el caso de las nucleares, problemas de mantenimiento

de planta…). Este parámetro define, precisamente, dicha disponibilidad.

Los datos han sido obtenidos del informe mensual de Red Eléctrica de España y se ha

considerado que el factor puede generalizarse a todas las centrales de una tecnología

concreta. Se han tomado los valores interanuales de los informes de diciembre de los años

2004, 2003, 2002, 2001, 2000 y 1999, así como el acumulado en el año 2005. Los valores

obtenidos son :


Tabla 12: Disponibilidad [REE99], [REE00], [REE01], [REE02], [REE03], [REE04], [REE05]

7.2.2.6. Factor de Emisión por Tecnología [alfa(t)] Se trata de las toneladas de CO2 emitidas por MWh producido con una tecnología concreta.



Carbón 0,94Fuel 0,70Gas 0,70Gas Natural 0,36

Tabla 13: Factor de emisión

7.2.2.7. Precio de la Multa y Precio del Derecho de Emisión [Pm, Pde] El precio de la multa por no entregar una cantidad de derechos de emisión equivalentes a las

emisiones reales de una planta, durante el primer periodo (2005-2007), es de 40 €/ton. En el

segundo periodo pasará a ser de 100 €/MWh.

El precio del derecho de emisión, para hacer el modelo lineal, será considerado parámetro,

pero en realidad es una de las variables resultado del modelo. El precio del derecho de emisión

siempre será superior a cero e inferior al valor de la multa; por lo tanto está acotado el valor del

mismo. Como se verá mas adelante, si resolvemos el modelo dando valores al precio del

derecho, veremos que sólo para algunos valores existe mercado y hay tecnologías que

modifican su producción.

7.2.2.8. Potencia Instalada por tecnología [Wn, W(t)] Define la potencia máxima que puede estar generando una determinada tecnología en un país

concreto. Como se ha mencionado anteriormente, en el modelo planteado los resultados

obtenidos son en forma de energía anual; sin embargo, se define una restricción en la que,

suponiendo que durante todo el año una central produce energía con una potencia media,

dicha potencia debe ser siempre inferior a la máxima instalada.

En el modelo se va a tener en cuenta la cogeneración, ya que hay países que han asignado

derechos gratuitos a la misma y supone un elemento más para hacer frente a la demanda de

energía.

Se conocen los datos de la capacidad de cogeneración instalada por tecnología. Para

simplificar el problema van a ser directamente añadidos a la potencia instalada total de cada

tecnología en cada país. El error que se está asumiendo es que el coste de operación y

mantenimiento de la cogeneración, y el de una planta de generación normal, en el modelo será

el mismo; cuando en realidad no es así. Por otro lado, una vez obtenidos los resultados, no

sabremos que porcentaje de generación corresponde a la cogeneración o a la generación

tradicional.



Los valores, en MW, empleados en el caso base son los que aparecen en las siguientes tablas:

Nuclear Carbón Fuel Gas Natural Gas

Austria 0 1.520 340 3.520 280 Bélgica 5.801 1.959 518 5.695 501 Alemania 20.303 48.744 6.546 22.569 1.940 Dinamarca 0 5.622 0 3.867 0 España 7.601 11.307 8.076 17.654 0 Finlandia 2.671 4.734 1.360 2.629 0 Francia 63.200 7.200 8.500 5.000 900 Inglaterra 11.850 28.200 3.350 27.900 700 Grecia 0 4.800 2.370 1.582 0 Irlanda 0 1.199 1.255 2.425 0 Italia 0 8.880 16.330 36.510 1.045 Letonia 0 0 33 520 0 Países Bajos 449 4.176 0 14.497 500 Portugal 0 1.776 2.869 2.161 0 Suecia 9.040 130 4.690 320 140 Chipre 0 0 1.118 0 0 Republica Checa 3.471 9.515 123 342 419 Estonia 0 2.189 10 207 18 Hungría 1.760 1.038 408 4.114 0 Lituania 1.183 0 373 2.115 0 Luxemburgo 0 0 0 350 0 Polonia 0 28.481 0 934 0 Eslovenia 670 970 143 228 0 Eslovaquia 2.460 1.305 91 1.400 0 Malta 0 0 571 0 0

Tabla 14: Capacidad instalada por tecnología en plantas tradicionales [EURO05D]

Carbón Fuel Gas Natural

Austria 1.150 1.080 2.880Bélgica 54 99 1.331Alemania 7.318 2.884 10.132Dinamarca 563 0 3.867España 81 1.825 4.264Finlandia 3.449 1.306 2.244Francia 2.015 794 2.790Inglaterra 350 1.150 3.800Grecia 745 153 78Irlanda 0 18 125Italia 5.883 2.318 8.145Letonia 7 33 520Países Bajos 1.358 500 6.768Portugal 261 680 387Suecia 2.430 830 320



Carbón Fuel Gas Natural

Chipre 0 0 0Republica Checa 3.300 130 420Estonia 9 289 17Hungría 0 91 807Lituania 0 148 21Luxemburgo 0 4 86Polonia 6.912 0 934Eslovenia 103 0 0Eslovaquia 612 91 737Malta 0 0 0

Tabla 15: Capacidad instalada por tecnología en plantas de cogeneración [EURO05D]

Nuclear Carbón Fuel Gas Natural Gas

Austria 0 2.670 1.420 6.400 280 Bélgica 5.801 2.013 617 7.026 501 Alemania 20.303 56.062 9.430 32.701 1.940 Dinamarca 0 6.185 0 7.734 0 España 7.601 11.388 9.901 21.918 0 Finlandia 2.671 8.183 2.666 4.873 0 Francia 63.200 9.215 9.294 7.790 900 Inglaterra 11.850 28.550 4.500 31.700 700 Grecia 0 5.545 2.523 1.660 0 Irlanda 0 1.199 1.273 2.550 0 Italia 0 14.763 18.648 44.655 1.045 Letonia 0 7 66 1.040 0 Países Bajos 449 5.534 500 21.265 500 Portugal 0 2.037 3.549 2.548 0 Suecia 9.040 2.560 5.520 640 140 Chipre 0 0 1.118 0 0 Republica Checa 3.471 12.815 253 762 419 Estonia 0 2.198 299 224 18 Hungría 1.760 1.038 499 4.921 0 Lituania 1.183 0 521 2.136 0 Luxemburgo 0 0 4 436 0 Polonia 0 35.393 0 1.868 0 Eslovenia 670 1.073 143 228 0 Eslovaquia 2.460 1.917 182 2.137 0 Malta 0 0 571 0 0

Tabla 16: Capacidad total instalada por tecnología [EURO05D]



7.2.2.9. Derechos gratuitos asignados [PNA(i), PNAc(i)] Se trata de los derechos que asigna gratuitamente cada país; por un lado al sector eléctrico, y

por otro, a las cogeneraciones.

Los datos han sido obtenidos de los distintos Planes Nacionales de Asignación presentados

por los distintos países a la Comisión.

Para el caso base se han tomado los valores asignados al año 2005; considerando que hay

países que conceden valores distintos para cada uno de los años del periodo, y otros que

conceden un numero de derechos para el trienio a repartir por igual en los distintos años. En el

caso de la cogeneración se considera solo para aquellos países que hacen mención específica

a la misma, es decir, por ejemplo no se consideran aquellos con un apartado de “Otros

combustión”. Los valores empleados, medidos en Toneladas de CO2, son:

Electricidad CogeneraciónAustria 9.208.702Bélgica 25.642.300Alemania 363.600.000Dinamarca 32.826.111España 84.560.000 11.110.000Finlandia 9.500.000 8.620.000Francia 33.073.118 1.703.728Inglaterra 132.200.000Grecia 52.066.457Irlanda 14.373.689 148.800Italia 137.800.000Letonia 2.936.358 23.865Países Bajos 44.313.078Portugal 19.909.428 2.604.025Suecia 13.000.000Chipre 3.790.141Republica Checa 66.930.000 1.550.000Estonia 14.273.676Hungría 15.856.269Lituania 7.237.000Luxemburgo 1.280.361Polonia 142.736.000 4.011.000Eslovenia 6.488.128Eslovaquia 5.398.830Malta 2.085.602

Tabla 17: Derechos gratuitos para electricidad y cogeneración [AUST04], [BELG04], [ALEM04],

[DINA04], [ESPA04], [FINL04], [FRAN04], [REIN04], [GREC04], [IRLA04], [ITAL04],

[LETO04], [PAIS04], [PORT04], [SUEC04], [CHIP04], [REPU04], [ESTO04], [HUNG04],

[LITU04], [LUXE04], [POLO04], [ESLO04A], [ESLO04B], [MALT04]



7.2.2.10. Capacidad de interconexión [Capl(i,i)] Se trata de la capacidad de interconexión entre dos países. Como se ha mencionado

anteriormente los datos usados no son la capacidad máxima permitida por las líneas de

interconexión, si no que se han tomado datos de las transferencias reales realizadas para

definir la capacidad.

Para la mayoría de los países se han tomado datos de la organización ETSO, la tabla

empleada ha sido “Indicative Values for Net Transfer Capacities (NTC) in Europe Summer

2005”, pero en dicha tabla hay 4 países de los que no existe información: Estonia, Lituania,

Letonia y Luxemburgo. Para dichos países se han tomado datos del informe de Euroelectric

“Statistics and prospects for the european electricity sector (1980-1990, 2000-2020),

EUROPROG2005”, de las exportaciones e importaciones estimadas en el 2005. Por otro lado

se ha visto los países con los que tienen frontera y se ha dividido el valor “realista” entre las

horas del año y los países frontera para definir una capacidad de interconexión.

La matriz de valores resultantes, medidos en MW, es la siguiente:



MT

SK

SI

PL

LU

LT

HU

EE

CZ

CY

SE

PT

NL

LV

IT

IE

GR

UK

FR

FI

ES

DK

DE

BE

AT

650

350

860

1600

AT

105

1900

1900

BE

1200

105

2300

600

3900

2100

1750

1400

DE

1760

1350

DK

800

1200

ES

2000

FI

105

2850

2000

500

5600

2500

FR

120

2000

UK

500

GR

330

IE

330

2400

200

IT

140

140

LV

3900

2000

NL

850

PT

1600

2190

600

SE

CY

800

1620

900

600

CZ

500

70

EE

1100

500

HU

70

LT

250

250

250

LU

750

900

550

1000

PL

330

650

SI

750

400

1800

SK

MT

Tabla 18: Capacidad de interconexión [ETSO05], [EURO05]



7.3. Variables La variable z es el coste total del sistema. Es la variable que se minimizará en el modelo.

Se definen variables para la energía generada por cada tecnología en cada país, se han tenido

que realizar diversas consideraciones:

- Como la energía nuclear no está afectada por el mercado de derechos de emisión será

considerada aparte. Sólo le afecta el coste del combustible y el de operación y

mantenimiento dentro de la función objetivo.

- Se tratarán por separado la energía generada en un país que será consumida dentro

del mismo y la que será exportada.

- Por otro lado la energía total generada será dividida en 3 partes. Una estará sólo

afectada por el coste del combustible y la operación y mantenimiento - esta coincide

con aquella que tiene derechos gratuitos -; otra que además tiene asociado el coste del

derecho de emisión en el mercado; y una tercera que ya no ha podido ser adquirida en

el mercado y por lo tanto tiene asociado el coste de la multa.

Teniendo en cuenta todo lo anterior las variables del modelo son las siguientes:

- z: Coste total del sistema

- E1(i,t): Energía con derechos gratuitos consumida en el país por tecnología y país

- E2(i,t): Energía con derechos comprados en el mercado, consumida en el país por

tecnología y país

- E3(i,t): Energía con derechos que pagan multa consumida en el país, por tecnología y

país

- E1exp(i,j,t): Energía con derechos gratuitos exportada del país i al j por tecnología

- E2exp(i,j,t): Energía con derechos comprados en el mercado exportada del país i al j

por tecnología - E3exp(i,j,t): Energía con derechos que pagan multa exportada del país i al j por

tecnología

- N(i): Energía nuclear generada y consumida en el país i

- Nexp(i,j,t): Energía nuclear exportada de i a j



7.4. Ecuaciones

7.4.1. Función Objetivo

( ) ( )

( )

( )

( )

( )∑∑∑

∑∑

∑∑∑

∑∑

∑∑∑∑∑

∑∑∑

⋅⋅++

+⋅⋅++

+⋅⋅++

+⋅⋅++

+⋅++⋅+

+⋅++⋅+=

i j t

i t

i j t

i t

i j ti t

i ji

tiEtPmtCoymtCc

tiEtPmtCoymtCc

tiEtPdetCoymtCc

tiEtPdetCoymtCc

tiEtCoymtCctiEtCoymtCc

jiNCoymnCcniNCoymnCcnz

),exp(3)()()(

),(3)()()(

),exp(2)()()(

),(2)()()(

),exp(1)()(),(1)()(

),exp()()()(

α

α

α

α

En la función objetivo aparece toda la energía que se produce multiplicada por su coste de

combustible, operación y mantenimiento y, si aplica, coste de los derechos de emisión.

7.4.2. Restricciones

7.4.2.1. Demanda La energía generada en un país, mas la energía importada, menos la energía exportada, es

igual a la demanda del país.

En la restricción no aparece la resta de la energía exportada ya que en realidad “Ei” es la

energía generada en el país que es consumida en él, si se exporta energía, ésta forma parte de

la variable “Eexp”. La restricción se puede leer “la energía generada en un país y que es

consumida en él mas la energía importada es igual a la demanda.

Considerando las variables del modelo, esta ecuación queda de la siguiente forma:

( )

[ ] ( )⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡+++

++++++=

∑∑∑

∑

j tj

t

tijEtijEtijEijNijConexsi

tiEtiEtiEiNiEriEwiD

),,exp(3),,exp(2),,exp(1),exp(;),(

),(3),(2),(1)()()()(



7.4.2.2. Limitación de Potencia Como en todo momento hablamos de energía anual, esta restricción lo que hace es limitar a

que el valor medio de la potencia a lo largo del año siempre sea inferior, o igual a la potencia

instalada.

Con el parámetro de la disponibilidad se consigue el efecto de que una central concreta no esté

nunca produciendo las 8.760 horas del año con su potencia máxima.

Existen 2 ecuaciones distintas, una para la energía nuclear, y otra para el resto de tecnologías.

8760)(),exp()( ⋅⋅≤+∑ DisniWnjiNiNj

( )

8760)(),(

),,(3),,exp(2),,exp(1),(3),(2),(1

⋅⋅≤

≤+++++ ∑tDistiW

tjiEtjiEtjiEtiEtiEtiEj

7.4.2.3. Limitación de Capacidad de la red Las importaciones y exportaciones están limitadas por la capacidad de la red. Como ya se ha

comentado anteriormente esta capacidad viene definida por valores realistas de flujos de

energía intercambiados entre países.

( ) ),(),,exp(3),,exp(2),,exp(1),exp( jiCapltjiEtjiEtjiEjiNt

≤+++∑

7.4.2.4. Limitación de derechos gratuitos

Cada país solo puede generar energía E1 (sin pagar derechos) de tal forma que las emisiones

producidas por dicha energía sean inferiores o iguales a los derechos asignados gratuitamente

en el Plan Nacional de Asignación de su país.

)()()(),,exp(1)(),(1 iPNAiPNAettjiEttiE cj tt

+≤⋅+⋅ ∑∑∑ αα

7.4.2.5. Mercado de derechos de emisión



La suma total de las emisiones producidas por las energías E1 y E2, y las de la cogeneración,

deben ser menores o iguales a la suma total de derechos gratuitos asignados por todos los

países.

Las emisiones producidas por la energía E3 quedan fuera de mercado y deberán pagar la

multa correspondiente.

( ) ( )

( )∑

∑∑∑∑∑+≤

≤⋅++⋅+

i

i j ti t

iPNAciPNAe

ttjiEtjiEttiEtiE

)()(

)(),,exp(2),,exp(1)(),(2),(1 αα



8. Caso Base

Resuelto el modelo empleando los parámetros que han sido planteados anteriormente los

valores que toma la función objetivo para los distintos precios del derecho de emisión en el

mercado son los siguientes:

Precio Derecho (€) z (k€) 1 38.976.4562 39.126.2903 39.276.1254 39.425.9595 39.575.7936 39.725.6287 39.875.4628 40.025.2969 40.175.130

10 40.324.96511 40.448.96512 40.448.96513 40.448.96514 40.448.96515 40.448.96516 40.448.96517 40.448.96518 40.448.96519 40.448.96520 40.448.96521 40.448.96522 40.448.96523 40.448.96524 40.448.96525 40.448.96526 40.448.965



Precio Derecho (€) z (k€) 27 40.448.96528 40.448.96529 40.448.96530 40.448.96531 40.448.96532 40.448.96533 40.448.96534 40.448.96535 40.448.96536 40.448.96537 40.448.96538 40.448.96539 40.448.96540 40.448.965

Tabla 19: Función Objetivo en el Caso Base

Si se observa la serie de datos se pueden definir tres tramos:

- En el primero z aumenta una cantidad constante entre un valor y el anterior, es decir

todas las variables toman el mismo valor y la diferencia entre uno y otro es producida

por el incremento en el coste del derecho.

Dicho tramo comprende los valores del precio del derecho de emisión desde 0 € hasta

9 € (marcados en azul en la tabla 19).

- En un segundo tramo se ve que dicha diferencia cambia para cada valor del precio del

derecho de emisión, es decir, en función del precio del derecho el mix de tecnologías

de generación cambia, hay mercado.

Dicho tramo está entre los 9 € y los 11 € (marcados en amarillo en la tabla 19).

- En el último tramo la diferencia entre los valores es nula, es decir, la función objetivo

toma un valor concreto independientemente del precio del derecho de emisión. Esto

solo puede suceder cuando no hay venta de derechos de emisión.

El tramo es desde los 11 € en adelante (marcados en azul en la tabla 19).



Función Objetivo - Precio del derecho

38.800.000

39.000.000

39.200.000

39.400.000

39.600.000

39.800.000

40.000.000

40.200.000

40.400.000

40.600.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Precio del derecho (€)

Func

ión

Obj

etiv

o (k

€)

Figura 15: Función Objetivo Caso Base

A continuación se presentan los resultados para cada tramo, poniendo en relieve las

diferencias entre unos y otros:

8.1. Caso Base Tramo 1 Datos de Generación

Los datos que aparecen en la tabla son:

- Energía generada: Es la energía generada en el país, tanto para consumo propio

como para exportar.

- Energía Importada: Es la suma de las energías exportadas de todos los demás países

hacia el país.

- Energía Exportada: Es la suma de las energías que el país exporta al extranjero.

- Balance Energía: Para comprobar si el modelo ha cumplido la restricción de demanda

se hace la operación (Energía generada + Energía Importada – Energía Exportada)

- Demanda País: El resultado de la operación anterior debe ser igual a esta demanda.

- Energía máxima permitida: Este valor es el resultado de multiplicar la potencia

máxima permitida de cada tecnología por la disponibilidad y las horas totales del año,

la energía generada en el país debe ser siempre inferior a esta cantidad.



Energía Generada para consumo propio

Energía Importada

Energía Exportada

Balance Energía Demanda Pais

Energía máxima permitida

Nuclear 0 14.016.000 0 14.016.000 0

Carbon 9.796.490 7.291.000 7.103.490 9.984.000 21.518.064

Fuel 0 0 0 0 9.329.400

Gas 0 0 0 0 2.084.880

CCGT 0 0 0 0 47.654.400

Hidraulica 37.500.000 37.500.000

Renovable 2.100.000 2.100.000

AT

Total 49.396.490 21.307.000 7.103.490 63.600.000 63.600.000 80.586.744

Nuclear 47.767.800 16.644.000 1.296.800 63.115.000 47.767.754

Carbon 16.223.000 0 16.223.000 0 16.223.170

Fuel 0 0 0 0 4.053.690

Gas 0 0 0 0 3.730.446

CCGT 21.365.000 919.800 0 22.284.800 52.315.596

Hidraulica 1.300.000 1.300.000

Renovable 1.500.000 1.500.000

BE

Total 88.155.800 17.563.800 17.519.800 88.199.800 88.200.000 124.090.656

Nuclear 167.183.000 18.396.000 78.840.000 106.739.000 167.183.023

Carbon 379.986.000 13.734.200 5.256.000 388.464.200 451.816.908

Fuel 0 0 0 0 61.954.934

Gas 0 0 0 0 14.445.240

CCGT 0 0 0 0 243.492.170

Hidraulica 28.000.000 28.000.000

Renovable 34.800.000 34.800.000

DE

Total 609.969.000 32.130.200 84.096.000 558.003.200 558.000.000 938.892.275

Nuclear 0 21.741.200 0 21.741.200 0

Carbon 34.921.000 0 27.662.200 7.258.800 49.846.152

Fuel 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 57.587.364

Hidraulica 0 0

Renovable 7.200.000 7.200.000

DK

Total 42.121.000 21.741.200 27.662.200 36.200.000 36.200.000 107.433.516

Nuclear 62.590.000 10.512.000 7.446.000 65.656.000 62.589.674

Carbon 91.778.000 0 0 91.778.000 91.778.170

Fuel 0 0 0 0 65.049.570

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 46.131.000 6.135.000 0 52.266.000 163.201.428

Hidraulica 37.200.000 37.200.000

Renovable 22.200.000 22.200.000

ES

Total 259.899.000 16.647.000 7.446.000 269.100.000 269.100.000 382.618.842




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 21.994.000 17.520.000 0 39.514.000 21.994.082

Carbon 25.786.000 0 0 25.786.000 65.948.434

Fuel 0 0 0 0 17.515.620

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 36.284.358

Hidraulica 13.000.000 13.000.000

Renovable 11.200.000 11.200.000

FI

Total 71.980.000 17.520.000 0 89.500.000 89.500.000 141.742.494

Nuclear 486.186.000 0 86.286.000 399.900.000 520.414.080

Carbon 0 0 0 0 74.266.601

Fuel 0 0 0 0 61.062.388

Gas 0 0 0 0 6.701.400

CCGT 0 0 0 0 58.003.878

Hidraulica 73.500.000 73.500.000

Renovable 7.600.000 7.600.000

FR

Total 567.286.000 0 86.286.000 481.000.000 481.000.000 720.448.348

Nuclear 97.578.000 17.520.000 0 115.098.000 97.577.640

Carbon 230.090.000 1.051.200 0 231.141.200 230.090.160

Fuel 0 0 0 0 29.565.000

Gas 0 0 0 0 5.212.200

CCGT 28.261.000 0 0 28.261.000 236.038.200

Hidraulica 7.500.000 7.500.000

Renovable 11.000.000 11.000.000

UK

Total 374.429.000 18.571.200 0 393.000.200 393.000.000 598.483.200

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 44.688.000 0 0 44.688.000 44.688.264

Fuel 0 0 0 0 16.576.110

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 10.112.000 0 0 10.112.000 12.360.360

Hidraulica 5.200.000 5.200.000

Renovable 1.200.000 1.200.000

GR

Total 61.200.000 0 0 61.200.000 61.200.000 73.624.734

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 9.663.000 0 1.051.200 8.611.800 9.662.981

Fuel 0 0 0 0 8.363.610

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 15.188.000 0 0 15.188.000 18.987.300

Hidraulica 1.200.000 1.200.000

Renovable 1.900.000 1.900.000

IE

Total 27.951.000 0 1.051.200 26.899.800 26.900.000 37.013.891




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 0 21.024.000 0 21.024.000 0

Carbon 118.978.000 4.642.800 0 123.620.800 118.975.545

Fuel 0 0 0 0 122.519.017

Gas 0 0 0 0 7.781.070

CCGT 126.060.000 0 0 126.060.000 332.497.825

Hidraulica 45.300.000 45.300.000

Renovable 14.900.000 14.900.000

IT

Total 305.238.000 25.666.800 0 330.904.800 330.900.000 581.773.457

Nuclear 0 1.226.400 0 1.226.400 0

Carbon 56.414 1.226.400 0 1.282.814 56.414

Fuel 0 0 0 0 433.620

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 1.290.800 0 0 1.290.800 7.743.840

Hidraulica 2.800.000 2.800.000

Renovable 100.000 100.000

LV

Total 4.247.214 2.452.800 0 6.700.014 6.700.000 8.233.874

Nuclear 3.697.200 35.460.800 0 39.158.000 3.697.246

Carbon 44.599.800 16.223.000 0 60.822.800 44.599.613

Fuel 0 0 0 0 3.285.000

Gas 0 0 0 0 3.723.000

CCGT 8.219.100 0 0 8.219.100 158.339.190

Hidraulica 100.000 100.000

Renovable 3.600.000 3.600.000

NL

Total 60.216.100 51.683.800 0 111.899.900 111.900.000 213.644.048

Nuclear 0 7.446.000 0 7.446.000 0

Carbon 16.413.800 0 0 16.413.800 16.416.590

Fuel 0 0 0 0 23.316.930

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 18.972.000 0 6.135.000 12.837.000 18.972.408

Hidraulica 11.900.000 11.900.000

Renovable 3.400.000 3.400.000

PT

Total 50.685.800 7.446.000 6.135.000 51.996.800 52.000.000 58.705.928

Nuclear 74.439.200 0 32.253.200 42.186.000 74.438.976

Carbon 13.829.800 24.440.000 5.256.000 33.013.800 20.631.552

Fuel 0 0 0 0 36.266.400

Gas 0 0 0 0 1.042.440

CCGT 0 0 0 0 4.765.440

Hidraulica 65.500.000 65.500.000

Renovable 7.700.000 7.700.000

SE

Total 161.469.000 24.440.000 37.509.200 148.399.800 148.400.000 137.144.808




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 4.400.000 0 0 4.400.000 7.345.260

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0

Hidraulica 0 0

Renovable 0 0

CY

Total 4.400.000 0 0 4.400.000 4.400.000 7.345.260

Nuclear 28.582.000 11.934.600 7.884.000 32.632.600 28.581.602

Carbon 33.078.000 17.148.400 23.059.000 27.167.400 103.278.648

Fuel 0 0 0 0 1.662.210

Gas 0 0 0 0 3.119.874

CCGT 0 0 0 0 5.673.852

Hidraulica 2.200.000 2.200.000

Renovable 700.000 700.000

CZ

Total 64.560.000 29.083.000 30.943.000 62.700.000 62.700.000 142.316.186

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 8.326.400 0 1.226.400 7.100.000 17.714.122

Fuel 0 0 0 0 1.964.430

Gas 0 0 0 0 134.028

CCGT 0 0 0 0 1.667.904

Hidraulica 0 0

Renovable 200.000 200.000

EE

Total 8.526.400 0 1.226.400 7.300.000 7.300.000 21.480.484

Nuclear 14.493.000 9.636.000 0 24.129.000 14.492.544

Carbon 8.365.400 4.380.000 0 12.745.400 8.365.450

Fuel 0 0 0 0 3.278.430

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 4.926.000 0 0 4.926.000 36.641.766

Hidraulica 200.000 200.000

Renovable 200.000 200.000

HU

Total 28.184.400 14.016.000 0 42.200.400 42.200.000 62.778.190

Nuclear 9.741.300 0 1.226.400 8.514.900 9.741.295

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 0 0 0 0 3.422.970

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 885.100 0 0 885.100 15.904.656

Hidraulica 700.000 700.000

Renovable 0 0

LT

Total 11.326.400 0 1.226.400 10.100.000 10.100.000 29.068.921




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 0 4.380.000 0 4.380.000 0

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 0 0 0 0 26.280

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 1.739.800 0 919.800 820.000 3.246.456

Hidraulica 800.000 800.000

Renovable 100.000 100.000

LU

Total 2.639.800 4.380.000 919.800 6.100.000 6.100.000 3.272.736

Nuclear 0 28.032.000 0 28.032.000 0

Carbon 114.804.900 0 19.036.900 95.768.000 285.239.266

Fuel 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 13.909.128

Hidraulica 4.000.000 4.000.000

Renovable 400.000 400.000

PL

Total 119.204.900 28.032.000 19.036.900 128.200.000 128.200.000 299.148.394

Nuclear 5.517.000 0 0 5.517.000 5.517.048

Carbon 6.902.300 971.490 2.890.800 4.982.990 8.647.522

Fuel 0 0 0 0 939.510

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 1.697.688

Hidraulica 3.500.000 3.500.000

Renovable 0 0

SI

Total 15.919.300 971.490 2.890.800 13.999.990 14.000.000 16.801.768

Nuclear 20.256.600 0 20.256.600 0 20.256.624

Carbon 5.743.500 20.613.900 2.957.400 23.400.000 15.449.486

Fuel 0 0 0 0 1.195.740

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 15.912.102

Hidraulica 4.300.000 4.300.000

Renovable 200.000 200.000

SK

Total 30.500.100 20.613.900 23.214.000 27.900.000 27.900.000 52.813.952

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 2.200.000 0 0 2.200.000 3.751.470

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0

Hidraulica 0 0

Renovable 0 0

MT

Total 2.200.000 0 0 2.200.000 2.200.000 3.751.470




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 1.040.025.100 235.489.000 235.489.000 1.040.025.100 1.074.251.590

Carbon 1.214.029.804 111.722.390 111.722.390 1.214.029.804 1.695.213.110

Fuel 6.600.000 0 0 6.600.000 482.877.590

Gas 0 0 0 0 47.974.578

CCGT 283.149.800 7.054.800 7.054.800 283.149.800 1.542.897.309

Hidraulica 345.700.000 345.700.000

Renovable 132.200.000 132.200.000

TOTAL

Total 3.021.704.704 354.266.190 354.266.190 3.021.704.704 3.021.700.000 4.843.214.176

Tabla 20: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 1

Datos de Derechos de emisión

Los datos que aparecen en la tabla son:

- Derechos Necesarios: Es el resultado de multiplicar la energía generada en el país

por el factor de emisión correspondiente.

- Derechos Gratuitos: Es la suma de los derechos gratuitos eléctricos y de

cogeneración asignados en el PNA.

- Derechos Comprados: Es la suma de las variables E2 de un país multiplicadas por su

factor de emisión correspondiente.

- Derechos no adquiridos: Es la suma de las variables E3 de un país multiplicadas por

su factor de emisión correspondiente.

- Posibilidad de venta de derechos: Si la suma de los derechos comprados por un

país mas los asignados gratuitamente es mayor que los derechos necesarios, podrá

vender dicho excedente.



Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados

Derechos No Adquiridos

Posibilidad de venta de derechos

Carbon 9.208.701 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

AT

Total 9.208.701 9.208.702 0 0 1

Carbon 15.249.620 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 7.691.400 0 0

BE

Total 22.941.020 25.642.300 0 0 2.701.280

Carbon 357.186.840 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

DE

Total 357.186.840 363.600.000 0 0 6.413.160

Carbon 32.825.740 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

DK

Total 32.825.740 32.826.111 0 0 371

Carbon 86.271.320 18.318.720 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 16.607.160 0 0

ES

Total 102.878.480 95.670.000 18.318.720 0 11.110.240

Carbon 24.238.840 14.739.200 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

FI

Total 24.238.840 18.120.000 14.739.200 0 8.620.360

Carbon 0 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

FR

Total 0 34.776.846 0 0 34.776.846

Carbon 216.284.600 94.263.200 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 10.173.960 0 0

UK

Total 226.458.560 132.200.000 94.263.200 0 4.640



Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados



Carbon 42.006.720 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 3.640.320 0 0

GR

Total 45.647.040 52.066.457 0 0 6.419.417

Carbon 9.083.220 177.275 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 5.467.680 0 0

IE

Total 14.550.900 14.522.489 177.275 0 148.864

Carbon 111.839.320 19.419.460 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 45.381.600 0 0

IT

Total 157.220.920 137.800.000 19.419.460 0 0

Carbon 53.029 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 464.688 0 0

LV

Total 517.717 2.960.223 0 0 2.442.506

Carbon 41.923.812 569.452 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 2.958.876 0 0

NL

Total 44.882.688 44.313.078 569.452 0 0

Carbon 15.428.972 143.632 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 6.829.920 2.208.600 0

PT

Total 22.258.892 22.513.453 2.352.232 0 2.606.793

Carbon 13.000.012 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

SE

Total 13.000.012 13.000.000 0 0 0

Carbon 0 0 0

Fuel 3.080.000 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

CY

Total 3.080.000 3.790.141 0 0 710.141



Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados



Carbon 31.093.320 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

CZ

Total 31.093.320 68.480.000 0 0 37.386.680

Carbon 7.826.816 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

EE

Total 7.826.816 14.273.676 0 0 6.446.860

Carbon 7.863.476 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 1.773.360 0 0

HU

Total 9.636.836 15.856.269 0 0 6.219.433

Carbon 0 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 318.636 0 0

LT

Total 318.636 7.237.000 0 0 6.918.364

Carbon 0 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 626.328 0 0

LU

Total 626.328 1.280.361 0 0 654.033

Carbon 107.916.606 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

PL

Total 107.916.606 146.747.000 0 0 38.830.394

Carbon 6.488.162 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

SI

Total 6.488.162 6.488.128 0 0 0

Carbon 5.398.890 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

SK

Total 5.398.890 5.398.830 0 0 0



Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados



Carbon 0 0 0

Fuel 1.540.000 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

MT

Total 1.540.000 2.085.602 0 0 545.602

Carbon 1.141.188.016 147.630.939 0

Fuel 4.620.000 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 101.933.928 2.208.600 0

TOTAL

Total 1.247.741.944 1.270.856.666 149.839.539 0 172.955.985

Tabla 21: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 1

8.2. Caso Base Tramo 2 El tramo 2 se caracteriza por que en él el mix de generación varía según el precio del derecho

de emisión, precisamente por esa razón no se puede presentar una tabla análoga a la del

tramo 1.



8.3. Caso Base Tramo 3

Datos de generación


Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 0 14.016.000 0 14.016.000 0

Carbon 9.796.490 7.291.000 7.103.490 9.984.000 21.518.064

Fuel 0 0 0 0 9.329.400

Gas 0 0 0 0 2.084.880

CCGT 0 0 0 0 47.654.400

Hidraulica 37.500.000 37.500.000

Renovable 2.100.000 2.100.000

AT

Total 49.396.490 21.307.000 7.103.490 63.600.000 63.600.000 80.586.744

Nuclear 47.767.800 16.644.000 1.296.800 63.115.000 47.767.754

Carbon 16.223.000 0 16.223.000 0 16.223.170

Fuel 0 0 0 0 4.053.690

Gas 0 0 0 0 3.730.446

CCGT 21.365.000 919.800 0 22.284.800 52.315.596

Hidraulica 1.300.000 1.300.000

Renovable 1.500.000 1.500.000

BE

Total 88.155.800 17.563.800 17.519.800 88.199.800 88.200.000 124.090.656

Nuclear 167.184.000 18.396.000 67.014.000 118.566.000 167.183.023

Carbon 381.886.000 0 5.256.000 376.630.000 451.816.908

Fuel 0 0 0 0 61.954.934

Gas 0 0 0 0 14.445.240

CCGT 0 0 0 0 243.492.170

Hidraulica 28.000.000 28.000.000

Renovable 34.800.000 34.800.000

DE

Total 611.870.000 18.396.000 72.270.000 557.996.000 558.000.000 938.892.275

Nuclear 0 15.171.000 0 15.171.000 0

Carbon 33.013.000 0 19.184.000 13.829.000 49.846.152

Fuel 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 57.587.364

Hidraulica 0 0

Renovable 7.200.000 7.200.000

DK

Total 40.213.000 15.171.000 19.184.000 36.200.000 36.200.000 107.433.516

Nuclear 62.589.400 10.512.000 3.813.400 69.288.000 62.589.674

Carbon 58.641.000 0 0 58.641.000 91.778.170

Fuel 0 0 0 0 65.049.570

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 81.771.000 0 0 81.771.000 163.201.428

Hidraulica 37.200.000 37.200.000

Renovable 22.200.000 22.200.000

ES

Total 262.401.400 10.512.000 3.813.400 269.100.000 269.100.000 382.618.842




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 21.994.000 17.520.000 0 39.514.000 21.994.082

Carbon 374.260 0 0 374.260 65.948.434

Fuel 0 0 0 0 17.515.620

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 25.412.000 0 0 25.412.000 36.284.358

Hidraulica 13.000.000 13.000.000

Renovable 11.200.000 11.200.000

FI

Total 71.980.260 17.520.000 0 89.500.260 89.500.000 141.742.494

Nuclear 486.186.000 0 86.286.000 399.900.000 520.414.080

Carbon 0 0 0 0 74.266.601

Fuel 0 0 0 0 61.062.388

Gas 0 0 0 0 6.701.400

CCGT 0 0 0 0 58.003.878

Hidraulica 73.500.000 73.500.000

Renovable 7.600.000 7.600.000

FR

Total 567.286.000 0 86.286.000 481.000.000 481.000.000 720.448.348

Nuclear 97.578.000 17.520.000 0 115.098.000 97.577.640

Carbon 67.575.000 1.051.200 0 68.626.200 230.090.160

Fuel 0 0 0 0 29.565.000

Gas 0 0 0 0 5.212.200

CCGT 190.780.000 0 0 190.780.000 236.038.200

Hidraulica 7.500.000 7.500.000

Renovable 11.000.000 11.000.000

UK

Total 374.433.000 18.571.200 0 393.004.200 393.000.000 598.483.200

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 44.688.000 0 0 44.688.000 44.688.264

Fuel 0 0 0 0 16.576.110

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 10.112.000 0 0 10.112.000 12.360.360

Hidraulica 5.200.000 5.200.000

Renovable 1.200.000 1.200.000

GR

Total 61.200.000 0 0 61.200.000 61.200.000 73.624.734

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 9.357.300 0 1.051.200 8.306.100 9.662.981

Fuel 0 0 0 0 8.363.610

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 15.494.000 0 0 15.494.000 18.987.300

Hidraulica 1.200.000 1.200.000

Renovable 1.900.000 1.900.000

IE

Total 27.951.300 0 1.051.200 26.900.100 26.900.000 37.013.891




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 0 21.024.000 0 21.024.000 0

Carbon 85.497.000 4.642.800 0 90.139.800 118.975.545

Fuel 0 0 0 0 122.519.017

Gas 0 0 0 0 7.781.070

CCGT 159.540.000 0 0 159.540.000 332.497.825

Hidraulica 45.300.000 45.300.000

Renovable 14.900.000 14.900.000

IT

Total 305.237.000 25.666.800 0 330.903.800 330.900.000 581.773.457

Nuclear 0 1.226.400 0 1.226.400 0

Carbon 56.414 1.226.400 0 1.282.814 56.414

Fuel 0 0 0 0 433.620

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 1.290.800 0 0 1.290.800 7.743.840

Hidraulica 2.800.000 2.800.000

Renovable 100.000 100.000

LV

Total 4.247.214 2.452.800 0 6.700.014 6.700.000 8.233.874

Nuclear 3.697.200 35.460.800 0 39.158.000 3.697.246

Carbon 43.618.000 16.223.000 0 59.841.000 44.599.613

Fuel 0 0 0 0 3.285.000

Gas 0 0 0 0 3.723.000

CCGT 9.201.000 0 0 9.201.000 158.339.190

Hidraulica 100.000 100.000

Renovable 3.600.000 3.600.000

NL

Total 60.216.200 51.683.800 0 111.900.000 111.900.000 213.644.048

Nuclear 0 3.813.400 0 3.813.400 0

Carbon 13.914.000 0 0 13.914.000 16.416.590

Fuel 0 0 0 0 23.316.930

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 18.972.000 0 0 18.972.000 18.972.408

Hidraulica 11.900.000 11.900.000

Renovable 3.400.000 3.400.000

PT

Total 48.186.000 3.813.400 0 51.999.400 52.000.000 58.705.928

Nuclear 74.439.000 0 37.509.000 36.930.000 74.438.976

Carbon 13.830.000 24.440.000 0 38.270.000 20.631.552

Fuel 0 0 0 0 36.266.400

Gas 0 0 0 0 1.042.440

CCGT 0 0 0 0 4.765.440

Hidraulica 65.500.000 65.500.000

Renovable 7.700.000 7.700.000

SE

Total 161.469.000 24.440.000 37.509.000 148.400.000 148.400.000 137.144.808




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 4.400.000 0 0 4.400.000 7.345.260

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0

Hidraulica 0 0

Renovable 0 0

CY

Total 4.400.000 0 0 4.400.000 4.400.000 7.345.260

Nuclear 28.582.000 9.148.600 7.884.000 29.846.600 28.581.602

Carbon 33.078.000 19.934.400 23.059.000 29.953.400 103.278.648

Fuel 0 0 0 0 1.662.210

Gas 0 0 0 0 3.119.874

CCGT 0 0 0 0 5.673.852

Hidraulica 2.200.000 2.200.000

Renovable 700.000 700.000

CZ

Total 64.560.000 29.083.000 30.943.000 62.700.000 62.700.000 142.316.186

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 8.326.400 0 1.226.400 7.100.000 17.714.122

Fuel 0 0 0 0 1.964.430

Gas 0 0 0 0 134.028

CCGT 0 0 0 0 1.667.904

Hidraulica 0 0

Renovable 200.000 200.000

EE

Total 8.526.400 0 1.226.400 7.300.000 7.300.000 21.480.484

Nuclear 14.493.000 9.636.000 0 24.129.000 14.492.544

Carbon 8.365.400 4.380.000 0 12.745.400 8.365.450

Fuel 0 0 0 0 3.278.430

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 4.926.000 0 0 4.926.000 36.641.766

Hidraulica 200.000 200.000

Renovable 200.000 200.000

HU

Total 28.184.400 14.016.000 0 42.200.400 42.200.000 62.778.190

Nuclear 9.741.300 0 1.226.400 8.514.900 9.741.295

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 0 0 0 0 3.422.970

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 885.100 0 0 885.100 15.904.656

Hidraulica 700.000 700.000

Renovable 0 0

LT

Total 11.326.400 0 1.226.400 10.100.000 10.100.000 29.068.921




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 0 4.380.000 0 4.380.000 0

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 0 0 0 0 26.280

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 1.739.800 0 919.800 820.000 3.246.456

Hidraulica 800.000 800.000

Renovable 100.000 100.000

LU

Total 2.639.800 4.380.000 919.800 6.100.000 6.100.000 3.272.736

Nuclear 0 28.032.000 0 28.032.000 0

Carbon 114.804.900 0 19.036.900 95.768.000 285.239.266

Fuel 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 13.909.128

Hidraulica 4.000.000 4.000.000

Renovable 400.000 400.000

PL

Total 119.204.900 28.032.000 19.036.900 128.200.000 128.200.000 299.148.394

Nuclear 5.517.000 0 0 5.517.000 5.517.048

Carbon 6.902.300 971.490 2.890.800 4.982.990 8.647.522

Fuel 0 0 0 0 939.510

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 1.697.688

Hidraulica 3.500.000 3.500.000

Renovable 0 0

SI

Total 15.919.300 971.490 2.890.800 13.999.990 14.000.000 16.801.768

Nuclear 20.256.700 0 17.470.600 2.786.100 20.256.624

Carbon 5.743.400 20.613.900 5.743.400 20.613.900 15.449.486

Fuel 0 0 0 0 1.195.740

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 15.912.102

Hidraulica 4.300.000 4.300.000

Renovable 200.000 200.000

SK

Total 30.500.100 20.613.900 23.214.000 27.900.000 27.900.000 52.813.952

Nuclear 0 0 0 0 0

Carbon 0 0 0 0 0

Fuel 2.200.000 0 0 2.200.000 3.751.470

Gas 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0

Hidraulica 0 0

Renovable 0 0

MT

Total 2.200.000 0 0 2.200.000 2.200.000 3.751.470




Energía Importada

Energía Exportada



Nuclear 1.040.025.400 222.500.200 222.500.200 1.040.025.400 1.074.251.590

Carbon 955.689.864 100.774.190 100.774.190 955.689.864 1.695.213.110

Fuel 6.600.000 0 0 6.600.000 482.877.590

Gas 0 0 0 0 47.974.578

CCGT 541.488.700 919.800 919.800 541.488.700 1.542.897.309

Hidraulica 345.700.000 345.700.000

Renovable 132.200.000 132.200.000

TOTAL

Total 3.021.703.964 324.194.190 324.194.190 3.021.703.964 3.021.700.000 4.843.214.176

Tabla 22: Caso Base. Tabla de Generación, tramo 3



Datos de derechos de emisión

Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados



Carbon 9.208.701 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

AT

Total 9.208.701 9.208.702 0 0 1

Carbon 15.249.620 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 7.691.400 0 0

BE

Total 22.941.020 25.642.300 0 0 2.701.280

Carbon 358.972.840 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

DE

Total 358.972.840 363.600.000 0 0 4.627.160

Carbon 31.032.220 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

DK

Total 31.032.220 32.826.111 0 0 1.793.891

Carbon 55.122.540 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 29.437.560 0 0

ES

Total 84.560.100 95.670.000 0 0 11.109.900

Carbon 351.804 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 9.148.320 0 0

FI

Total 9.500.124 18.120.000 0 0 8.619.876

Carbon 0 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

FR

Total 0 34.776.846 0 0 34.776.846

Carbon 63.520.500 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 68.680.800 0 0

UK

Total 132.201.300 132.200.000 0 0 0



Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados



Carbon 42.006.720 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 3.640.320 0 0

GR

Total 45.647.040 52.066.457 0 0 6.419.417

Carbon 8.795.862 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 5.577.840 0 0

IE

Total 14.373.702 14.522.489 0 0 148.787

Carbon 80.367.180 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 57.434.400 0 0

IT

Total 137.801.580 137.800.000 0 0 0

Carbon 53.029 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 464.688 0 0

LV

Total 517.717 2.960.223 0 0 2.442.506

Carbon 41.000.920 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 3.312.360 0 0

NL

Total 44.313.280 44.313.078 0 0 0

Carbon 13.079.160 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 6.829.920 0 0

PT

Total 19.909.080 22.513.453 0 0 2.604.373

Carbon 13.000.200 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

SE

Total 13.000.200 13.000.000 0 0 0

Carbon 0 0 0

Fuel 3.080.000 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

CY

Total 3.080.000 3.790.141 0 0 710.141



Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados



Carbon 31.093.320 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

CZ

Total 31.093.320 68.480.000 0 0 37.386.680

Carbon 7.826.816 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

EE

Total 7.826.816 14.273.676 0 0 6.446.860

Carbon 7.863.476 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 1.773.360 0 0

HU

Total 9.636.836 15.856.269 0 0 6.219.433

Carbon 0 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 318.636 0 0

LT

Total 318.636 7.237.000 0 0 6.918.364

Carbon 0 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 626.328 0 0

LU

Total 626.328 1.280.361 0 0 654.033

Carbon 107.916.606 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

PL

Total 107.916.606 146.747.000 0 0 38.830.394

Carbon 6.488.162 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

SI

Total 6.488.162 6.488.128 0 0 0

Carbon 5.398.796 0 0

Fuel 0 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

SK

Total 5.398.796 5.398.830 0 0 34



Derechos Necesarios

Derechos Gratuitos

Derechos Comprados



Carbon 0 0 0

Fuel 1.540.000 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 0 0 0

MT

Total 1.540.000 2.085.602 0 0 545.602

Carbon 898.348.472 0 0

Fuel 4.620.000 0 0

Gas 0 0 0

CCGT 194.935.932 0 0

TOTAL

Total 1.097.904.404 1.270.856.666 0 0 172.955.578

Tabla 23: Caso Base. Tabla de Derechos de emisión, tramo 3

Se puede observar claramente que entre el tramo 1 y el tramo 3 hay diferencias en 12 países:

- Alemania

- Dinamarca

- España

- Finlandia

- Reino Unido

- Irlanda

- Italia

- Países Bajos

- Portugal

- Suecia

- Republica Checa

- Eslovaquia

La diferencia radica fundamentalmente en una mayor generación con gas natural en detrimento

del carbón según se incrementa el precio del derecho de emisión. Por otro lado esto modifica

en algunos casos las exportaciones e importaciones de energía, siendo globalmente mayor el

intercambio de energía cuando el precio del derecho de emisión es más caro.

En las siguientes tablas se presentan estas diferencias país por país para todas las tecnologías

térmicas:



Energía Generada Energía Exportada Energía Importada

Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3

Nuclear 167.183.000 167.184.000 18.396.000 18.396.000 78.840.000 67.014.000

Carbon 379.986.000 381.886.000 13.734.200 0 5.256.000 5.256.000

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0 0

DE

Total 609.969.000 611.870.000 32.130.200 18.396.000 84.096.000 72.270.000

Nuclear 0 0 21.741.200 15.171.000 0 0

Carbon 34.921.000 33.013.000 0 0 27.662.200 19.184.000

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0 0

DK

Total 42.121.000 40.213.000 21.741.200 15.171.000 27.662.200 19.184.000

Nuclear 62.590.000 62.589.400 10.512.000 10.512.000 7.446.000 3.813.400

Carbon 91.778.000 58.641.000 0 0 0 0

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 46.131.000 81.771.000 6.135.000 0 0 0

ES

Total 259.899.000 262.401.400 16.647.000 10.512.000 7.446.000 3.813.400

Nuclear 21.994.000 21.994.000 17.520.000 17.520.000 0 0

Carbon 25.786.000 374.260 0 0 0 0

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 0 25.412.000 0 0 0 0

FI

Total 71.980.000 71.980.260 17.520.000 17.520.000 0 0

Nuclear 97.578.000 97.578.000 17.520.000 17.520.000 0 0

Carbon 230.090.000 67.575.000 1.051.200 1.051.200 0 0

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 28.261.000 190.780.000 0 0 0 0

UK

Total 374.429.000 374.433.000 18.571.200 18.571.200 0 0

Nuclear 0 0 0 0 0 0

Carbon 9.663.000 9.357.300 0 0 1.051.200 1.051.200

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 15.188.000 15.494.000 0 0 0 0

IE

Total 27.951.000 27.951.300 0 0 1.051.200 1.051.200

Nuclear 0 0 21.024.000 21.024.000 0 0

Carbon 118.978.000 85.497.000 4.642.800 4.642.800 0 0

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 126.060.000 159.540.000 0 0 0 0

IT

Total 305.238.000 305.237.000 25.666.800 25.666.800 0 0



Energía Generada Energía Exportada Energía Importada

Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3

Nuclear 3.697.200 3.697.200 35.460.800 35.460.800 0 0

Carbon 44.599.800 43.618.000 16.223.000 16.223.000 0 0

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 8.219.100 9.201.000 0 0 0 0

NL

Total 60.216.100 60.216.200 51.683.800 51.683.800 0 0

Nuclear 0 0 7.446.000 3.813.400 0 0

Carbon 16.413.800 13.914.000 0 0 0 0

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 18.972.000 18.972.000 0 0 6.135.000 0

PT

Total 50.685.800 48.186.000 7.446.000 3.813.400 6.135.000 0

Nuclear 74.439.200 74.439.000 0 0 32.253.200 37.509.000

Carbon 13.829.800 13.830.000 24.440.000 24.440.000 5.256.000 0

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0 0

SE

Total 161.469.000 161.469.000 24.440.000 24.440.000 37.509.200 37.509.000

Nuclear 28.582.000 28.582.000 11.934.600 9.148.600 7.884.000 7.884.000

Carbon 33.078.000 33.078.000 17.148.400 19.934.400 23.059.000 23.059.000

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 0 0 0 0 0 0

CZ

Total 64.560.000 64.560.000 29.083.000 29.083.000 30.943.000 30.943.000

Nuclear 456.063.400 456.063.600 161.554.600 148.565.800 126.423.200 116.220.400

Carbon 999.123.400 740.783.560 77.239.600 66.291.400 62.284.400 48.550.200

Fuel 0 0 0 0 0 0

Gas 0 0 0 0 0 0

CCGT 242.831.100 501.170.000 6.135.000 0 6.135.000 0

TOTAL

Total 2.028.517.900 2.028.517.160 244.929.200 214.857.200 194.842.600 164.770.600

Tabla 24: Países con diferencias. Generación



Las diferencias, totalizadas para Europa, se ven claramente en la siguiente gráfica:

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Ener

gía

(MW

h)

Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural EnergíaIntercambiada

Tecnología

Generación por tecnología

Tramo 1 Tramo 3

figura 16: Generación total Europa

Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión, observando país por país, hay

varios países que en ambos tramos tienen un número de derechos necesarios similar y para

los que por lo tanto, el comportamiento en el mercado en ambos tramos es muy similar. Otros

sin embargo necesitan un número de derechos superior en el primer tramo y se ven obligados

a comprar una parte en el mercado de derechos. Las diferencias país a país se ven en la

siguiente tabla:

Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos No adquiridos

Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3 Tramo 1 Tramo 3

DE 357.186.840 358.972.840 6.413.160 4.627.160 0 0 0 0

DK 32.825.740 31.032.220 371 1.793.891 0 0 0 0

ES 102.878.480 84.560.100 11.110.240 11.109.900 18.318.720 0 0 0

FI 24.238.840 9.500.124 8.620.360 8.619.876 14.739.200 0 0 0

UK 226.458.560 132.201.300 4.640 0 94.263.200 0 0 0

IE 14.550.900 14.373.702 148.864 148.787 177.275 0 0 0

IT 157.220.920 137.801.580 0 0 19.419.460 0 0 0

NL 44.882.688 44.313.280 0 0 569.452 0 0 0

PT 22.258.892 19.909.080 2.606.793 2.604.373 2.352.232 0 0 0

SE 13.000.012 13.000.200 0 0 0 0 0 0

CZ 31.093.320 31.093.320 37.386.680 37.386.680 0 0 0 0

TOTAL 1.026.595.192 876.757.746 66.291.108 66.290.667 149.839.539 0 0 0

Tabla 25: Países con diferencias. Mercado de derechos



Se puede observar como en los países donde son más pronunciadas las diferencias en los

derechos necesarios, es decir España, Finlandia, Reino Unido, Italia y Portugal, dicha

diferencia coincide en gran medida con los derechos comprados por el país. Por otro lado se

puede observar como globalmente el número de derechos existentes en el mercado no ha

variado prácticamente, sin embargo, redistribuyendo el mix de generación en Europa de una

forma adecuada no es necesario recurrir al mercado, eso si, se encarece la generación de

electricidad.

A continuación se presentan estos resultados en una gráfica:

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Der

echo

s

Derechos Necesarios Derechos en mercado Derechos Comprados Derechos no adquiridos

Mercado de derechos de emisión

Tramo 1 Tramo 3

figura 17: Mercado de derechos



9. Análisis de Sensibilidad

En el análisis de sensibilidad se presentarán los resultados que se obtendrían si alguno de los

parámetros introducidos tomase otro valor.

9.1. Variación en Demanda Se analizarán los casos para los que la demanda se incrementa un 5% y un 10% con respecto

al caso base, así como aquellos para los que la demanda disminuye un 5%. Los casos

analizados son los siguientes:

Demanda - 5% Caso Base Demanda + 5% Demanda + 10% AT 60.420.000 63.600.000 66.780.000 69.960.000 BE 83.790.000 88.200.000 92.610.000 97.020.000 DE 530.100.000 558.000.000 585.900.000 613.800.000 DK 34.390.000 36.200.000 38.010.000 39.820.000 ES 255.645.000 269.100.000 282.555.000 296.010.000 FI 85.025.000 89.500.000 93.975.000 98.450.000 FR 456.950.000 481.000.000 505.050.000 529.100.000 UK 373.350.000 393.000.000 412.650.000 432.300.000 GR 58.140.000 61.200.000 64.260.000 67.320.000 IE 25.555.000 26.900.000 28.245.000 29.590.000 IT 314.355.000 330.900.000 347.445.000 363.990.000 LV 6.365.000 6.700.000 7.035.000 7.370.000 NL 106.305.000 111.900.000 117.495.000 123.090.000 PT 49.400.000 52.000.000 54.600.000 57.200.000 SE 140.980.000 148.400.000 155.820.000 163.240.000 CY 4.180.000 4.400.000 4.620.000 4.840.000 CZ 59.565.000 62.700.000 65.835.000 68.970.000 EE 6.935.000 7.300.000 7.665.000 8.030.000 HU 40.090.000 42.200.000 44.310.000 46.420.000



Demanda - 5% Caso Base Demanda + 5% Demanda + 10% LT 9.595.000 10.100.000 10.605.000 11.110.000 LU 5.795.000 6.100.000 6.405.000 6.710.000 PL 121.790.000 128.200.000 134.610.000 141.020.000 SI 13.300.000 14.000.000 14.700.000 15.400.000 SK 26.505.000 27.900.000 29.295.000 30.690.000 MT 2.090.000 2.200.000 2.310.000 2.420.000

Tabla 26: Análisis de sensibilidad. Demanda. Casos.

Análisis de Sensibilidad Demanda

35.000.000

37.000.000

39.000.000

41.000.000

43.000.000

45.000.000

47.000.000

49.000.000

51.000.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Precio del derecho de emisión (€)

Cos

te to

tal E

urop

a (k

€)

Base - 5% Base Base + 5% Base + 10%

figura 18: Análisis de Sensibilidad. Demanda

En la figura anterior se muestra el valor de la función objetivo, es decir el coste de generación

total europeo, frente al precio del derecho de emisión en el mercado, para todos los casos de

demanda analizados.

Para mostrar mejor las variaciones en el modelo al modificar el parámetro, se presenta a

continuación una gráfica análoga a la anterior pero presentada en tanto por uno, es decir, para

cada caso se toma el valor inicial de la función objetivo como el 100% y el resto de valores

toman este como referencia.



Análisis de sensibilidad Demanda

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

1,040

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45



Figura 19: Análisis de Sensibilidad. Demanda

En las figuras 18 y 19 se observa como en todos los casos se pueden definir los mismos

tramos existentes en el caso base y que estos están delimitados por los mismos precios del

derecho de emisión.

En todos los casos se observa que en un primer tramo existe comercio de derechos, es decir,

hay países que necesitan comprar derechos de emisión a otros países, si bien dicho tramo se

caracteriza por que el número de derechos adquiridos no se modifica sea cual sea el precio de

los mismos. La pendiente en este primer tramo es distinta para cada caso debido a que el

número de derechos comprados es diferente.

En un segundo tramo, y también para todos los casos, el mix de generación va evolucionando

en función del precio del derecho en el mercado.

En el tercer tramo hay ciertas diferencias entre los casos analizados, para el caso base y para

el caso con una demanda un 5% inferior se puede observar que la función objetivo toma el

mismo valor para cualquier precio del derecho de emisión, esto significa que ningún país

compra derechos a otro, la generación se ha adaptado para que cada país consuma solamente

los derechos que le han sido asignados gratuitamente; por otro lado en los otros dos casos,

con demandas un 5% y un 10% superiores a las del caso base esto no es posible, y en algunos

países es necesario comprar una serie de derechos, evidentemente esta cantidad es la menor

posible, pero puede observarse como al aumentar la demanda dicha cantidad aumenta.



A continuación se presentan una serie de gráficas que analizan tanto la generación global

europea como el mercado de derechos de emisión para los distintos casos.

Analisis de Sensibilidad Demanda

0

500.000.000

1.000.000.000

1.500.000.000

2.000.000.000

2.500.000.000

3.000.000.000

Base - 5%Tramo 1

Base Tramo1

Base + 5%Tramo 1

Base + 10%Tramo 1

Base - 5%tramo 3

Base tramo3

Base + 5%tramo 3

Base + 10%tramo 3

Ener

gía

tota

l Eur

opa

(MW

h)

Nuclear Carbon Fuel Gas Gas Natural

figura 20: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Generación Total Europa

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Ener

gía

Tota

l Eur

opa

(MW

h)


Analisis de Sensibilidad Demanda Tramo 1





0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

Ener

gía

Tota

l Eur

opa

(MW

h)


Analisis de Sensibilidad Demanda Tramo 3



De las gráficas anteriores (figuras de la 20 a la 22) los aspectos más significativos que se

pueden comentar son los siguientes:

- Se observa claramente que la generación nuclear se mantiene más o menos constante

en todos los casos, si bien existe un pequeño incremento según aumenta la demanda.

- Comparando la energía producida con carbón en los tramos 1 y 3, se observa que en

el tramo 1 es mucho mayor. La disminución en el tramo 3 se ve compensada por un

incremento en la generación con gas natural, esta tecnología tiene un coste de

combustible mayor al del carbón pero sus emisiones son mucho menores, lo que la

hace ventajosa al incrementarse el precio del derecho de emisión.

- Las otras 2 tecnologías, fuel y gas, se emplean lo menos posible por ser más costosas

y no se ven modificadas prácticamente en los distintos casos.

- Un detalle a comentar es la evolución de la generación con carbón en el tramo 1 (figura

21). Se observa un incremento en la generación entre el caso con una demanda

inferior al caso base y dicho caso base, pero una disminución cuando la demanda

aumenta más todavía. Esto es debido a que, tal y como se ha comentado, las

emisiones producidas por el carbón son muy altas y con valores tan altos de

generación serían necesarios en Europa más derechos de los asignados

gratuitamente en los Planes Nacionales de Asignación. Se ve claramente como está

disminución de la generación con carbón se ve compensada con una mayor

generación con gas natural.



Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión:

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Der

echo

s de

em

isió

n


Análisis de Sensibilidad Demanda Tramo 1


figura 23: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Der

echo

s de

em

isió

n


Análisis de Sensibilidad Demanda Tramo 3


figura 24: Análisis de Sensibilidad. Demanda. Mercado de derechos de emisión

- El número de derechos necesarios aumenta según lo hace la demanda. Sin embargo

en los escenarios de mayor demanda, en el tramo donde el coste del derecho es

menor, se alcanza un valor límite de derechos necesarios (figura 23). Este valor es el



número total de derechos asignados gratuitamente en toda Europa, en el caso de que

se superase dicha cantidad de derechos necesarios, alguno de los Estados miembro

debería hacer frente a una multa por exceso de emisiones.

- Los derechos en el mercado disminuyen en todos los casos, debido a que según

aumenta la demanda los países hacen mayor uso de los permisos que tienen

asignados gratuitamente y disponen de menos derechos para vender.

- Los derechos comprados en el tramo 1 siguen una pauta análoga a la de la generación

con carbón que ya se ha comentado anteriormente.

- En el tramo 3, para los dos primeros casos no hace falta que ningún país compre

derechos, sin embargo en los dos siguientes la demanda existente exige que algún

país haga uso del mercado de derechos.

- En ninguno de los casos analizados es necesario que se haga uso de las multas por no

disponer de derechos de emisión suficientes.

Se ha analizado como varían los resultados del modelo al cambiar el parámetro demanda, en

realidad el efecto provocado al modificar dicho parámetro es el mismo que se obtendría al

modificar la energía hidráulica generada o la energía renovable. La variación de dichos

parámetros, sin modificar ningún otro, obligaría al sistema a modificar la generación con las

distintas tecnologías, de igual forma a como lo ha hecho la variación del parámetro demanda.

9.2. Variación en el Precio de Combustibles Al analizar el caso base se ha observado que la generación con energía nuclear se mantiene

más o menos constante, en un valor muy elevado, en los distintos escenarios, las tecnologías

basadas en fuel y en gas tampoco se ven modificadas, si bien, en este caso, su uso se ve muy

limitado. Son el carbón y el gas natural las tecnologías que ven más modificaciones en su

producción entre los distintos escenarios.

En el caso base el precio del carbón es de 19,9 €/MWh y el del gas natural es de 26 €/MWh.

En este apartado se analizará la diferencia en los resultados cuando estos valores son

modificados. Los casos analizados son los siguientes:

Diferencia 8 € Caso Base Diferencia 4 € Diferencia 2 € Carbón 19,00 19,90 21,00 22,00 Gas Natural 27,00 26,00 25,00 24,00

Tabla 27: Análisis de sensibilidad. Precio Combustible. Casos.



El valor de la función objetivo para los distintos casos frente al precio del derecho de emisión

de CO2, tanto en valor absoluto, como en porcentaje respecto al valor mínimo de cada uno de

los casos es:

Análisis de Sensibilidad Precio del Combustible

35.000.000

36.000.000

37.000.000

38.000.000

39.000.000

40.000.000

41.000.000

42.000.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45


Cos

te to

tal E

urop

a (k

€)

Diferencia 8 € Base Diferencia 4 € Diferencia 2 €

Figura 25: Análisis de Sensibilidad. Precio de Combustible

Análisis de sensibilidad Precio del Combustible

0,990

1,000

1,010

1,020

1,030

1,040

1,050

1,060

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45



Figura 26: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible



Se observa que al variar el precio del combustible siguen existiendo los distintos tramos, pero

se observa que para los distintos escenarios los precios del derecho de emisión que los limitan

varían.

Los tramos son análogos a los descritos en el caso base; en el primero, con precios bajos de

derecho de emisión, existe una compra de derechos por parte de algún país y en el tercero no

hay venta de derechos para ninguno de los casos analizados. Los precios del derecho que

limitan el tramo 2, para los distintos escenarios son:

- Diferencia de 8 €: Entre 13 € y 15 €

- Caso Base: Entre 9 € y 11 €



El desplazamiento de los tramos es debido a la diferencia del precio del combustible, según

dicha diferencia se va haciendo más pequeña el punto de inflexión en el que empieza a ser

más rentable producir con gas natural frente al carbón, se da para precios del derecho de

emisión menores. Es decir, si la diferencia de precios de los combustibles es pequeña, el

hecho de que las emisiones con las tecnologías de gas natural sean mucho menores, hacen

que utilizar las mismas se haga rentable para precios del derecho menores.

Se observa también que las diferentes curvas son paralelas, esto significa que la generación

con las distintas tecnologías es igual, en valores totales, en todos los casos (figura 27).



A continuación se presentan los datos totales de Europa de los diferentes casos:

Analisis de Sensibilidad Precio de Combustible

0

500.000.000

1.000.000.000

1.500.000.000

2.000.000.000

2.500.000.000

3.000.000.000

Diferencia 8€ tramo 1

Base Tramo1




Base tramo3



Ener

gía

tota

l Eur

opa

(MW

h)


Figura 27: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Ener

gía

Tota

l Eur

opa

(MW

h)


Analisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 1


Figura 28:Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa. Tramo 1



0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

Ener

gía

Tota

l Eur

opa

(MW

h)


Analisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 3


Figura 29: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Generación Total Europa. Tramo 3

En las gráficas anteriores se observa que para todos los escenarios la estructura de generación

es la misma. Se genera con tecnología nuclear tanto como es posible, con Fuel y Gas hay muy

poca generación y la generación con carbón y gas natural depende del precio del derecho de

emisión. Si las emisiones son baratas se genera con carbón (figura 28), emite mucho, pero su

combustible es más barato, en el momento en que los derechos de emisión incrementan su

precio (figura 29), es más barato generar energía con gas natural y se produce el cambio de

tecnología.



0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Der

echo

s de

em

isió

n


Análisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 1


Figura 30: Análisis de Sensibilidad. Precio del Combustible. Mercado de derechos de emisión. Tramo 1

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

Der

echo

s de

em

isió

n


Análisis de Sensibilidad Precio del CombustibleTramo 3



Tramo 3

Como la estructura de generación es la misma en todos los escenarios, el mercado de

derechos de emisión se comporta igual en todos ellos. Como se puede apreciar el número de

derechos necesarios es un poco superior en el tramo 1 debido a que la generación con carbón



es mayor, sin embargo el número de derechos en el mercado es aproximadamente igual para

todos los escenarios en ambos tramos. Por último, y tal y como ya se ha comentado, en el

tramo 1 existe una venta de derechos de emisión en algunos países mientras que en el tramo 3

no es así.

9.3. Variación en la Potencia Nuclear Instalada En los últimos tiempos se esta volviendo a discutir acerca de lo adecuado, o no, de invertir en

energía nuclear. Como se ha comentado anteriormente, diversos países han optado por seguir

invirtiendo en este tipo de tecnología, es el caso de Francia o Finlandia, otros países sin

embargo nunca invirtieron o bien pretenden no invertir más en esta tecnología, sustituyéndola

por otras una vez se vaya cumpliendo la vida útil de las centrales existentes.

Teniendo estos datos en cuenta a continuación se presentan una serie de escenarios en los

que la potencia instalada de esta tecnología es modificada con respecto al caso base. Se ha

optado por aplicar una modificación porcentual a la potencia instalada en cada país de cara a

ver los resultados obtenidos en el mix de generaciones y en el mercado de emisiones, si bien

esta claro que estos casos no son realistas, ya que los incrementos o disminuciones de

potencia instalada deberían responder en realidad a la instalación de nuevas plantas completas

o al cierre de alguna existente. Los casos analizados son:

Base + 10% Caso Base Base - 10% Base - 20% AT 0 0 0 0 BE 6.381 5.801 5.221 4.641 DE 22.333 20.303 18.273 16.242 DK 0 0 0 0 ES 8.361 7.601 6.841 6.081 FI 2.938 2.671 2.404 2.137 FR 69.520 63.200 56.880 50.560 UK 13.035 11.850 10.665 9.480 GR 0 0 0 0 IE 0 0 0 0 IT 0 0 0 0 LV 0 0 0 0 NL 494 449 404 359 PT 0 0 0 0 SE 9.944 9.040 8.136 7.232 CY 0 0 0 0 CZ 3.818 3.471 3.124 2.777 EE 0 0 0 0 HU 1.936 1.760 1.584 1.408 LT 1.301 1.183 1.065 946 LU 0 0 0 0 PL 0 0 0 0 SI 737 670 603 536



Base + 10% Caso Base Base - 10% Base - 20% SK 2.706 2.460 2.214 1.968 MT 0 0 0 0

Tabla 28: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Casos

Se presentan a continuación las gráficas de la función objetivo presentadas en los anteriores

análisis de sensibilidad:

Análisis de Sensibilidad Nuclear Instalada

35.000.000

36.000.000

37.000.000

38.000.000

39.000.000

40.000.000

41.000.000

42.000.000

43.000.000

44.000.000

45.000.000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45


Cos

te to

tal E

urop

a (k

€)

Base + 10% Base Base - 10% Base - 20%

Figura 32: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada



Análisis de sensibilidad Nuclear Instalada

0,995

1,000

1,005

1,010

1,015

1,020

1,025

1,030

1,035

1,040

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45



Figura 33: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada

Como se puede observar el efecto obtenido es el mismo que en el análisis de sensibilidad de la

demanda. En aquel caso se modificaba la demanda y como consecuencia, era necesario

incrementar la generación con tecnologías que emiten CO2. En este caso la demanda se

mantiene constante, pero al limitar la generación nuclear - que no produce emisiones -,

obligamos a generar con otras tecnologías que si emiten.

Por otro lado se observa que el coste global europeo aumenta según disminuye la potencia

nuclear instalada, esto es debido a que la generación nuclear es la más barata. Es destacable

el hecho de que, tomando como referencia el escenario base, aumentar la potencia instalada

nuclear un 10% no supone una disminución del coste global europeo análoga al incremento de

coste obtenido al disminuir la potencia nuclear instalada un 10%. El salto es cuantitativamente

mucho mayor al disminuir la potencia instalada un 20%. La razón es la necesidad de producir

energía con tecnologías cada vez más caras para compensar la falta de producción nuclear.



La generación global en Europa queda representada en las siguientes gráficas:

Analisis de Sensibilidad Nuclear Instalada

0

500.000.000

1.000.000.000

1.500.000.000

2.000.000.000

2.500.000.000

3.000.000.000

Base + 10%Tramo 1

Base Tramo1

Base - 10%Tramo 1

Base - 20%Tramo 1

Base + 10%Tramo 3

Base tramo3

Base - 10%Tramo 3

Base - 20%Tramo 3

Ener

gía

tota

l Eur

opa

(MW

h)


Figura 34: Análisis de Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa.

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Ener

gía

Tota

l Eur

opa

(MW

h)


Analisis de Sensibilidad Nuclear Instalada Tramo 1


Figura 35: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa. Tramo 1



0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

Ener

gía

Tota

l Eur

opa

(MW

h)


Analisis de Sensibilidad Nuclear InstaladaTramo 3


Figura 36: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Generación Total Europa. Tramo 3

En cuanto al mercado de derechos de emisión de CO2:

0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Der

echo

s de

em

isió

n


Análisis de Sensibilidad Nuclear InstaladaTramo 1


Figura 37: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión. Tramo 1



0

200.000.000

400.000.000

600.000.000

800.000.000

1.000.000.000

1.200.000.000

1.400.000.000

Der

echo

s de

em

isió

n


Análisis de Sensibilidad Nuclear InstaladaTramo 3


Figura 38: Análisis Sensibilidad. Potencia Nuclear Instalada. Mercado de derechos de emisión. Tramo 3

Si se observa caso a caso se ve como la diferencia fundamental entre el tramo 1 y el tramo 3

consiste en una mayor generación con gas natural y un descenso en la generación con carbón

(figuras 35 y 36). Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión, de forma

general, en el tramo 3 son necesarios menos derechos que en el tramo 1 para todos los

escenarios y los derechos en el mercado son, mas o menos, iguales para ambos tramos en

todos los escenarios (figuras 37 y 38). Por otro lado los derechos comprados en el tramo 1 son

mayores que en el tramo 3, para el que, en el caso base y en el caso con mayor potencia

instalada nuclear no es necesaria la compra de derechos, y en los casos con una potencia

nuclear instalada inferior a la del caso base, el número de derechos comprados es muy

pequeño.

Si se comparan los distintos escenarios, se observa como la energía que no se puede generar

con la tecnología nuclear pasa a incrementar las de carbón y gas natural.

Con la generación de carbón en el tramo 1 (figura 35), para los casos de potencia nuclear

instalada inferior al caso base, sucede lo mismo que en el análisis de sensibilidad de la

demanda. Si para los escenarios con menor potencia nuclear instalada se generase más

potencia con carbón, se superarían los derechos concedidos gratuitamente y debería pagarse

la multa por parte de algún país, lo que no sería económicamente eficiente. Por esa razón, en

esos casos la energía generada con gas natural es aún mayor.



En el tramo 3 (figura 36) se ve claramente un incremento en las tecnologías de carbón y gas

natural a medida que la potencia nuclear instalada disminuye.

Desde el punto de vista del mercado de derechos de emisión de CO2 cabe comentar que

cuanta menos potencia nuclear instalada hay, menor es el número de derechos en el mercado,

ya que cada país hace más uso de los derechos asignados gratuitamente.



10. Conclusiones A partir del modelo propuesto, lo que ha quedado demostrado es que, con la asignación de

derechos gratuitos existente para el año 2005, se puede cumplir la restricción de demanda sin

necesidad de recurrir a las multas por emisiones. En ninguno de los escenarios analizados ha

habido que recurrir a las mismas y una reestructuración de la generación ha sido suficiente.

Por otro lado, es cierto que la asignación de los Planes Nacionales de Asignación para este

periodo es generosa, según ha reconocido la propia Comisión Europea, y en algunos casos no

permitiría cumplir con los compromisos de Kyoto de mantenerse durante el periodo 2008-2012.

En el documento “Orientaciones Complementarias para los Planes Nacionales de Asignación

del Periodo 2008-2012 en el ámbito del Régimen de Comercio de Derechos de Emisión de la

UE” [EURO05C] la Comisión indica que un número considerable de Estados miembro, en

particular, Austria, Bélgica, Dinamarca, Finlandia, Alemania, Irlanda, Italia, Luxemburgo, Países

Bajos, Portugal, Eslovenia y España, no van bien encaminados respecto a sus objetivos de

Kyoto.

La tecnología de sustitución del carbón, desde el punto de vista de los costes, es el gas natural.

En ninguno de los escenarios análizados se ha hecho necesario incrementar la producción con

fuel o con gas.

El modelo también muestra que en Europa, si se reduce la potencia nuclear instalada, al

menos en los límites definidos por los escenarios analizados (hasta un 20%), sin grandes

alteraciones en el mercado de derechos de emisión, salvo por que se estrecha el mercado. Eso

tiene dos consecuencias inmediatas: por un lado se incrementan las emisiones de CO2, y por

otro se incrementan de manera muy apreciable los costes de generación de energía eléctrica

en Europa.



Los resultados del modelo muestran que las líneas de interconexión entre diversos países

europeos parecen ser insuficientes; muchas de las líneas están saturadas para todos los

escenarios analizados. Es decir, hay países para los que, desde el punto de vista de los costes,

sería económicamente más eficiente importar una mayor cantidad de energía de la que le

permite la red de interconexión con sus países vecinos.



11. Desarrollos Futuros El modelo desarrollado tiene diversas opciones para desarrollos futuros, a continuación se

describen algunas de las consideradas más interesantes:

- Tal y como se expuso en el Capítulo 6, el coste de oportunidad de los derechos de

emisión asignados gratuitamente, ha sido tratado de una forma concreta en el modelo,

asumiendo una serie de consideraciones acerca de la asignación en periodos futuros.

A medida que los Planes Nacionales de Asignación del segundo periodo vayan

evolucionando y se conozca su relación con los Planes del primer periodo y con las

emisiones del mismo, es posible que sea necesario reformular el modelo para recoger

los nuevos criterios.

- En el modelo descrito se considera solamente el sector eléctrico de cara al mercado de

derechos de emisión de CO2. En realidad este mercado afecta a una serie de sectores

industriales que podrían ser incluidos en un desarrollo posterior. Para ello habría que

analizar la estructura de costes de cada uno de ellos, así como su demanda, y conocer

los factores de emisión para cada producto, y por tanto la sustituibilidad de dichos

productos.

- El modelo planteado es un modelo de minimización de costes pero, en realidad, la

Unión Europea está compuesta por Estados miembro. El sector eléctrico dentro de

cada uno de ellos está compuesto por una serie de empresas que en la mayor parte de



los casos se encuentran en competencia. Por lo tanto un modelo más realista debería

tener en cuenta dicha competencia y la estructura de generación de cada una de las

empresas nacionales.

- En el modelo, tanto la energía renovable como la hidráulica, se introducen como

parámetros. La energía renovable, cuando hay recurso disponible, produce (viento, sol,

etc). Pero con la hidráulica se puede hacer una gestión del agua de acuerdo a los

intereses de la empresa. Para introducir esta mejora habría que cambiar el horizonte

temporal y conocer, o al menos estimar, las aportaciones hidráulicas y analizar en cada

periodo concreto que cantidad de agua interesa turbinar. Si los periodos elegidos lo

permiten, otra mejora sería incluir los costes de arranque y parada de las centrales.

- Otra fuente de mejora es la red de interconexión europea; sólo se han considerado los

países pertenecientes a la Unión Europea. En realidad alguno de estos países tiene

fronteras físicas y, por tanto, está interconectado, con países que no pertenecen a la

misma. Estas interconexiones no han sido tenidas en cuenta.

- Por último, otra mejora aplicable al modelo, sería investigar en profundidad el parque

generador de los distintos países. En el modelo todas las centrales de una tecnología

concreta son iguales, tienen los mismos costes de operación y mantenimiento, el

mismo rendimiento, la misma disponibilidad, etc, y en la realidad, obviamente, esto no

es así.



Anexo I: Modelo. Caso Base

A continuación se presenta la formulación del modelo con los datos empleados en el caso

base:

Sets

i Pais

/AT,

BE,

DE,

DK,

ES,

FI,

FR,

UK,

GR,

IE,

IT,

LV,

NL,

PT,

SE,

CY,

CZ,



EE,

HU,

LT,

LU,

PL,

SI,

SK,

MT/

t Tecnologia /Carbón, Fuel, gas, CCGT/ ;

ALIAS (i,j);

sets

pp(i,i) Nudos unidos por linea ;

Scalars

Ccn Coste del combustible nuclear

/0.0035/

Coymn Coste de operacion y mantenimiento nuclear

/0.0012/

Disn Disponibilidad de central nuclear

/0.94/

Pm Precio de la multa

/0.04/

Pde Precio del derecho de emision (euros por tonelada CO2);

Parameters

D(i) Demanda Pais (MWh)



/AT 63600000

BE 88200000

DE 558000000

DK 36200000

ES 269100000

FI 89500000

FR 481000000

UK 393000000

GR 61200000

IE 26900000

IT 330900000

LV 6700000

NL 111900000

PT 52000000

SE 148400000

CY 4400000

CZ 62700000

EE 7300000

HU 42200000

LT 10100000

LU 6100000

PL 128200000

SI 14000000

SK 27900000

MT 2200000/

Ew(i) Energia hidraulica (pais)

/AT 37500000

BE 1300000

DE 28000000

DK 0

ES 37200000

FI 13000000

FR 73500000

UK 7500000

GR 5200000

IE 1200000

IT 45300000



LV 2800000

NL 100000

PT 11900000

SE 65500000

CY 0

CZ 2200000

EE 0

HU 200000

LT 700000

LU 800000

PL 4000000

SI 3500000

SK 4300000

MT 0/

Er(i) Energia renovable (pais)

/AT 2100000

BE 1500000

DE 34800000

DK 7200000

ES 22200000

FI 11200000

FR 7600000

UK 11000000

GR 1200000

IE 1900000

IT 14900000

LV 100000

NL 3600000

PT 3400000

SE 7700000

CY 0

CZ 700000

EE 200000

HU 200000

LT 0

LU 100000

PL 400000

SI 0



SK 200000

MT 0/

Cc(t) Coste del Combustible [keuros por MWh] (tecnologia)

/Carbón 0.0199

Fuel 0.0420

Gas 0.0360

CCGT 0.0260/

Coym(t) Coste de operacion y mantenimiento

/Carbon 0.0016

Fuel 0.0012

Gas 0.0020

CCGT 0.0012/

Dis(t) Disponibilidad

/Carbón 0.92

Fuel 0.75

Gas 0.85

CCGT 0.85/

Wn(i) Potencia instalada nuclear por pais (MW)

/AT 0

BE 5801

DE 20303

DK 0

ES 7601

FI 2671

FR 63200

UK 11850

GR 0

IE 0

IT 0

LV 0

NL 449

PT 0



SE 9040

CY 0

CZ 3471

EE 0

HU 1760

LT 1183

LU 0

PL 0

SI 670

SK 2460

MT 0/

PNAe(i) Derechos gratuitos para electricidad por País

/AT 9208702

BE 25642300

DE 363600000

DK 32826111

ES 84560000

FI 9500000

FR 33073118

UK 132200000

GR 52066457

IE 14373689

IT 137800000

LV 2936358

NL 44313078

PT 19909428

SE 13000000

CY 3790141

CZ 66930000

EE 14273676

HU 15856269

LT 7237000

LU 1280361

PL 142736000

SI 6488128

SK 5398830

MT 2085602/



PNAc(i) Derechos gratuitos para cogeneracion por pais

/AT 0

BE 0

DE 0

DK 0

ES 11110000

FI 8620000

FR 1703728

UK 0

GR 0

IE 148000

IT 0

LV 23865

NL 0

PT 2604025

SE 0

CY 0

CZ 1550000

EE 0

HU 0

LT 0

LU 0

PL 4011000

SI 0

SK 0

MT 0 /

alfa(t) Factor de emision por tecnologia (ton por MWh)

/Carbón 0.94

Fuel 0.70

Gas 0.70

CCGT 0.36/;

table W(i,t) Potencia instalada (MW) (tecnologia y pais)

Carbon Fuel Gas CCGT

AT 2670 1420 280 6400

BE 2013 617 501 7026



DE 56062 9430 1940 32701

DK 6185 0 0 7734

ES 11388 9901 0 21918

FI 8183 2666 0 4873

FR 9215 9294 900 7790

UK 28550 4500 700 31700

GR 5545 2523 0 1660

IE 1199 1273 0 2550

IT 14763 16648 1045 44655

LV 7 66 0 1040

NL 5534 500 500 21265

PT 2037 3549 0 2548

SE 2560 5520 140 640

CY 0 1118 0 0

CZ 12815 253 419 762

EE 2189 299 18 224

HU 1038 499 0 4921

LT 0 521 0 2136

LU 0 4 0 436

PL 35393 0 0 1868

SI 1073 143 0 228

SK 1917 182 0 2137

MT 0 571 0 0 ;

Table capl(i,j) Capacidad de interconexion entre los paises

AT BE DE DK ES FI FR UK GR

AT 1400

BE 2500

DE 1600 1350 5600

DK 1750

ES 500

FI

FR 1900 2100 1200 2000

UK 2000

GR

IE 120

IT 2850 500

LV

NL 1900 3900



PT 800

SE 600 1760 2000

CY

CZ 860 2300

EE

HU 350

LT

LU 105 105 105

PL 1200

SI 650

SK

MT

+

IE IT LV NL PT SE CY CZ EE

AT 200 600

BE 2000

DE 3900 600 900

DK 2190

ES 850

FI 1600

FR 2400

UK 330

GR

IE

IT

LV 70

NL

PT

SE

CY

CZ

EE 140

HU

LT 140

LU

PL 1620 500

SI 330

SK 800



MT

+

HU LT LU PL SI SK MT

AT 500 650

BE 250

DE 250 1000

DK

ES

FI

FR 250

UK

GR

IE

IT 330

LV 70

NL

PT

SE 550

CY

CZ 900 1800

EE

HU 400

LT

LU

PL 750

SI

SK 1100 750

MT

;

Variables

E1(i,t) Energia con derechos gratuitos por tecnologia y pais

E2(i,t) Energia derechos comprados por tecnologia y pais

E3(i,t) Energia con multa por tecnologia y pais

N(i) Energia nuclear por pais

Nexp(i,j) Energia Nuclear exportada de i a j

E1exp(i,j,t) Energia 1 exportada de i a j





z Coste total de produccion de electricidad;

Positive variables E1(i,t), E2(i,t), E3(i,t),N(i), Nexp(i,j),

E1exp(i,j,t),E2exp(i,j,t), E3exp(i,j,t);

Equations

Coste funcion objetivo

Demanda(i) restriccion de demanda en cada pais

lim(i,j) Limite por la linea

PotTer(i,t) potencia maxima por tecnologia y pais

PotNuc(i) potencia nuclear maxima

Derechos Balance de derechos

LimDer(i) Limite de derechos gratuitos por pais;

coste..

z=e=sum(i,N(i)*(Ccn+Coymn))+

sum((i,t),E1(i,t)*(Cc(t)+Coym(t)))+

sum((i,t),E2(i,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pde))+

sum((i,t),E3(i,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pm))+

sum((i,j),Nexp(i,j)*(Ccn+Coymn))+

sum((i,j,t),E1exp(i,j,t)*(Cc(t)+Coym(t)))+

sum((i,j,t),E2exp(i,j,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pde))+

sum((i,j,t),E3exp(i,j,t)*(Cc(t)+Coym(t)+alfa(t)*Pm));

Demanda(i)..

n(i)+sum(t,E1(i,t))+sum(t,E2(i,t))+sum(t,E3(i,t))+Ew(i)+Er(i)

+sum(j$pp(j,i),Nexp(j,i))+sum((j,t)$pp(j,i),E1exp(j,i,t))+

sum((j,t)$pp(j,i),E2exp(j,i,t))+

sum((j,t)$pp(j,i),E3exp(j,i,t))=e= D(i);

PotTer(i,t)..

((E1(i,t)+E2(i,t)+E3(i,t))+sum(j,E1exp(i,j,t))+

Sum(j,E2exp(i,j,t))+sum(j,E3exp(i,j,t)))=L=

W(i,t)*Dis(t)*8760;



PotNuc(i)..

(N(i)+sum(j,Nexp(i,j))) =L= Wn(i)*Disn*8760;

Derechos..

sum((i,t),(E1(i,t)+E2(i,t))*alfa(t))

+sum((i,j,t),(E1exp(i,j,t)+E2exp(i,j,t))*alfa(t))

=l= sum(i,PNAe(i)+PNAc(i));

Limder(i)..

Sum(t,E1(i,t)*alfa(t))+sum((j,t),E1exp(i,j,t)*alfa(t))=L=

PNAe(i) ;

Lim(i,j)..

Nexp(i,j)+sum(t,E1exp(i,j,t)+E2exp(i,j,t)+E3exp(i,j,t))=L=

capl(i,j)*8760;

Model despacho /all/;

pp(i,j)$capl(i,j)=YES;

for (Pde=0 to 0.04 by 0.001, Solve despacho using lp minimizing z);



Anexo II: Solución del Modelo. Caso Base

A continuación se presenta una solución del modelo con el caso base, se trata de una de las

soluciones pertenecientes al tramo 1. Se presentan solamente aquellas variables cuyo valor es

distinto de 0:

Variable E1:

AT Carbón 2.693.000BE CCGT 21.365.000DE Carbón 374.730.000DK Carbón 7.258.800

Carbón 72.290.000ES CCGT 46.131.000

FI Carbón 10.106.000Carbón 129.810.000UK CCGT 28.261.000Carbón 44.688.000GR CCGT 10.112.000Carbón 8.611.800IE CCGT 15.188.000Carbón 98.319.000IT CCGT 126.060.000Carbón 56.414LV CCGT 1.290.800Carbón 43.994.000NL CCGT 8.219.100Carbón 16.261.000PT CCGT 12.837.000



SE Carbón 8.573.800CY Fuel 4.400.000CZ Carbón 10.019.000EE Carbón 7.100.000

Carbón 8.365.400HU CCGT 4.926.000

LT CCGT 885.100LU CCGT 820.000PL Carbón 95.768.000SI Carbón 4.011.500SK Carbón 2.786.100MT Fuel 2.200.000

Variable E2:

ES Carbón 19.488.000FI Carbón 15.680.000UK Carbón 100.280.000IT Carbón 20.659.000NL Carbón 605.800PT Carbón 152.800

Variable E3: No tiene ninguna variable con valor distinto de 0.

Variable N:

BE 46.471.000DE 88.343.000ES 55.144.000FI 21.994.000FR 399.900.000UK 97.578.000NL 3.697.200SE 42.186.000CZ 20.698.000HU 14.493.000LT 8.514.900SI 5.517.000

Variable E1 exp:

IT Carbón 1.752.000HU Carbón 4.380.000AT SI Carbón 971.490

BE NL Carbón 16.223.000DE SE Carbón 5.256.000



DE Carbón 8.478.200DK SE Carbón 19.184.000IE UK Carbón 862.610SE DE Carbón 5.256.000

AT Carbón 7.291.000CZ SK Carbón 15.768.000

EE LV Carbón 1.226.400LU BE CCGT 919.800

CZ Carbón 14.191.000PL SK Carbón 4.845.900

SI IT Carbón 2.890.800SK CZ Carbón 2.957.400

Variable E2exp:

IE UK Carbón 188.590PT ES CCGT 6.135.000

Variable E3exp: No tiene ninguna variable con valor distinto de 0.

Variable Nexo:

BE NL 1.296.800AT 14.016.000DK 11.826.000NL 34.164.000CZ 7.884.000LU 2.190.000

DE

PL 8.760.000ES PT 7.446.000

BE 16.644.000DE 18.396.000ES 10.512.000UK 17.520.000IT 21.024.000

FR

LU 2.190.000DK 9.915.200FI 17.520.000SE PL 4.818.000

CZ PL 7.884.000LT LV 1.226.400

CZ 4.050.600HU 9.636.000SK PL 6.570.000



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