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23 de marzo de 2010 Número 26
Boletín de Energía y Sociedad
Número 26, 23 de marzo de 2010 www.energiaysociedad.es
CONTENIDO Novedades en el sector p. 2 El gobierno del Reino Unido publica la “Estrategia para la Gestión Energética en los
Hogares”.p. 2
Reflexiones de interés p. 5 El futuro de las infraestructuras de distribución de electricidad y la transformación
del sector eléctrico.p. 5
Análisis de la dinámica de la industria global del Gas Natural Licuado (GNL). p. 8
Evolución de los mercados energéticos p. 12
EN ESTE NÚMERO… ...revisamos en el apartado de novedades la estrategia del gobierno del Reino Unido para optimizar la gestión de energía en los hogares en el largo plazo, con el objetivo de hacer frente al reto de reducir las emisiones de CO2 de los consumidores domésticos en un 29% en 2020. La estrategia implica que en 2020 se hayan implementado mejoras sustantivas en el aislamiento y en la utilización de energías renovables en 7 millones de hogares, con especial atención a los hogares económicamente más vulnerables.
En el apartado de reflexiones, analizamos una presentación de la compañía Southern California Edison al Harvard Electricity Policy Group en la que se analiza cómo ha ido cambiando y sofisticándose con el tiempo el concepto de “smart grids”, hasta englobar aspectos relacionados con la respuesta de la demanda, la integración de las energías renovables, el desarrollo de generación distribuida o el desarrollo de los vehículos eléctricos.
Además, revisamos un artículo reciente de S. Rueste en el que se analiza la evolución del mercado global del Gas Natural Licuado (GNL) en las últimas décadas, tanto en términos de las inversiones realizadas en capacidad de licuefacción y regasificación, como en la evolución observada en los marcos contractuales y las características de los contratos de largo plazo.
El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses se situó durante el período del 9 al 22 de marzo en 79,50 $/bbl y 80,99 $/bbl, respectivamente, lo que supone un aumento aproximado del 2% respecto a los precios medios de la quincena anterior. Los precios del carbón y del gas natural mantienen una tendencia descendente mientras que los precios de los derechos de emisión de CO2 se mantuvieron estables. Los precios de la electricidad en España y Portugal aumentaron situándose por encima de los 24 €/MWh.
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Novedades en el sector
El gobierno del Reino Unido publica la “Estrategia para la Gestión Energética en los Hogares”.
El gobierno del Reino Unido acaba de publicar un documento que describe su estrategia para optimizar la gestión de energía en los hogares y, de esta manera, hacer frente al reto de reducir las emisiones de CO2 de los consumidores domésticos en un 29% en 2020. La estrategia implica que en 2020 se hayan implementado mejoras sustantivas en el aislamiento y en la utilización de energías renovables en 7 millones de hogares y que en 2030 todos los hogares se beneficien de medidas para mejorar la eficiencia energética de sus hogares, manteniendo en todo el proceso una especial atención a los hogares económicamente más vulnerables.
Enlaces: Gobierno del Reino Unido, “Warm Homes, Greener Homes: A Strategy for Household Energy Management”; marzo de 2010.
La estrategia del gobierno británico para incrementar la eficiencia energética de los hogares en el largo plazo tiene como triple objetivo (a) reducir las emisiones contaminantes, de acuerdo con el Low Carbon Transition Plan, (b) reducir la demanda de combustibles sólidos y (c) generar puestos de trabajo en los sectores de fabricación e instalación de aislamientos y de tecnologías renovables y con bajas emisiones. La “Estrategia para la Gestión Energética en los Hogares” supone una continuación de las medidas implementadas por el gobierno británico desde hace años. Así, programas como el Objetivo de Reducción de Emisiones de CO2 (CERT)
1 han supuesto desde 2002, a través de obligaciones legales impuestas sobre las compañías eléctricas, la implementación de medidas de ahorro energético financiadas, total o parcialmente, para 7,5 millones de hogares, con un ahorro medio anual por hogar de unos 50 €.
La estrategia de continuación de las políticas de eficiencia energética del programa CERT, que expira a finales de 2012, se implementará en dos fases. En una primera fase, hasta 2015, se fomentará la aplicación de medidas básicas de aislamiento en aquellas viviendas donde sea factible y en el lanzamiento de programas de actualización completa de viviendas en el ámbito de las viviendas sociales. A partir de 2015 las medidas se centrarán en la instalación masiva de aislamientos y sistemas de calefacción avanzados.
Las cuatro líneas de actuación básicas serán: (a) fomentar una mayor participación de las autoridades locales, (b) desarrollar estándares universales para el sector de la vivienda en alquiler, (c) desarrollar programas de financiación específicos y (d) desarrollar programas de apoyo y asesoramiento a los consumidores.
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1 Carbon Emissions Reduction Target. Vea más información sobre este programa aquí.
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Según el gobierno británico, el programa CERT ha demostrado que los resultados más efectivos en términos de implementación de medidas de eficiencia energética en los hogares (aislamientos en las paredes y sistemas de calefacción comunitaria) se obtienen cuando las empresas energéticas colaboran con las autoridades locales y con organizaciones no gubernamentales locales. A partir de enero de 2013, las empresas de energía deberán hacer frente a una nueva obligación de ayudar a los hogares a ahorrar energía. Para ello, estarán obligadas a coordinar sus esfuerzos con las autoridades locales y con organizaciones privadas y no gubernamentales.2 Con el objetivo de promover el desarrollo de sistemas de calefacción comunitarios, el gobierno británico pondrá en marcha medidas concretas orientadas a ofrecer asesoramiento y apoyo financiero a todos los agentes e instituciones involucrados, como la creación de un Foro para el Mercado de la Calefacción (“Heat Market Forum”), un Mapa Nacional de Calefacción (“National Heat Map”), códigos de conducta para sistemas de calefacción, etc.
Una segunda línea de actuación está relacionada con el mercado de alquiler. Debido a que los dueños de los inmuebles son quienes generalmente incurren en los gastos para mejorarlos mientras que los arrendatarios son quienes se benefician de ellos al pagar una menor factura energética, el gobierno británico cree que debe desarrollarse regulación que incentive las inversiones en mejoras de eficiencia energética de las viviendas.3 Para ello, desarrollará nuevos estándares para las viviendas alquiladas, junto con la entidad regulatoria del alquiler social (“Tenant Services Authority”), facilitará la canalización de fondos hacia los propietarios para que financien las mejoras de los hogares, incentivará el desarrollo de esquemas del tipo “paga mientras ahorras” (“Pay As You Save”)4 e impondrá obligaciones concretas de mejoras de aislamientos, etc., para todas las viviendas alquiladas a partir del año 2015. Por otra parte, desarrollará estándares de “Hogares Climatizados” (“Warm Homes”) para las viviendas sociales que complementen programas existentes de estándares (p. ej., “Decent Homes”).
Un aspecto esencial para el éxito de la estrategia de ahorro energético en los hogares es el acceso a la financiación. Aunque los beneficios de las mejoras previstas podrían inducir ahorros de hasta 420 €/año para un hogar, el coste de la actualización de una vivienda media podría estar en torno a los 11.000 €. Para facilitar la financiación de estas inversiones, el gobierno británico propone que las empresas energéticas se hagan cargo de una parte de los costes, a través de obligaciones de reducción de emisiones anuales que les obliguen a invertir en medidas de eficiencia energética en los hogares y fuertes penalizaciones por incumplimientos.5 Una segunda fuente de financiación 2 En el caso de que las autoridades locales establezcan planes de reducción de emisiones, las empresas de energía deberán asegurarse de que sus acciones para incrementar la eficiencia energética de los hogares sean consistentes con ellos. Las autoridades locales podrían, incluso, establecer programas de incentivos concretos a las medidas de ahorro energético (p. ej., descuentos en las tasas o impuestos locales). 3 A pesar de que esta medida de eficiencia energética puede ser rentable, se produce una importante barrera para su desarrollo por la existencia de un problema denominado “agente‐principal”: En este caso, el agente que incurre en el gasto de aislar las viviendas (el arrendador) es distinto del agente que se beneficia de esta medida (arrendatario). 4 Vea más información sobre este programa aquí.
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5 Debido a que, inicialmente y hasta que se desarrolle a gran escala la industria de aislamientos en el hogar, las inversiones son más eficientes en bloques de viviendas, el gobierno británico enfocará las obligaciones de las empresas especialmente, aunque no
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relevante serían los programas “Pay As You Save”, que permitirían financiar las mejoras en aislamientos, etc., con cargo al flujo esperado de ahorros en el futuro. Una manera de incrementar la confianza de las instituciones financieras en estos programas sería ligar el coste de las mejoras a las viviendas, en vez de a los propietarios concretos.
El último pilar de la estrategia del gobierno británico consiste en incrementar la información de los consumidores y de los agentes involucrados en los programas de gestión energética en los hogares. El gobierno británico prevé poner en marcha sistemas de información y asesoramiento (“Home Energy Advice”), desarrollar los mecanismos de certificación de las mejoras en los hogares y de las empresas que proveerán los servicios y las instalaciones relacionados con las mejoras de eficiencia energética y nuevos esquemas de protección de los consumidores. Finalmente, se han puesto en marcha proyectos para investigar las medidas y combinaciones técnicamente más eficientes6.
El impacto esperado de todas estas medidas es significativo. Así, hacia 2015, se espera que todas las viviendas donde pueda implementarse aislamiento de doble pared tengan este tipo de aislamiento. En 2020, todos los hogares deberían tener instalado un contador inteligente y unos 7 millones de viviendas deberían estar completamente actualizadas (sistemas de aislamiento y calefacción avanzados, contadores inteligentes, etc.) Además, se extenderá significativamente el uso de calefacción urbana (“district heating”) y mejorará significativamente la eficiencia energética de las viviendas de alquiler. Finalmente, se desarrollará la industria de servicios de eficiencia energética en los hogares, con una previsión de creación neta de empleo de unos 65.000 puestos de trabajo (instaladores, fabricantes de materiales y equipos, asesores, etc.)
El plan estratégico de largo plazo para mejorar la eficiencia energética de los hogares que acaba de publicar el gobierno británico ofrece un buen ejemplo de las dificultades, los retos y las medidas de calado que supondrá la transformación energética de nuestra economía. En el caso de los hogares, la magnitud de las acciones que deberán implementarse supone la necesidad de priorizar medidas y planificar adecuadamente las fases de aplicación de las mismas, para maximizar la eficiencia de los programas y facilitar el desarrollo de la industria de servicios de eficiencia energética en los hogares. Entre los aspectos del plan del gobierno británico que más destacan se encuentran el apoyo a los hogares económicamente vulnerables, la identificación de esquemas de financiación innovadores (p. ej., “pay as you save”) y las propuestas de desarrollo de esquemas de certificación para la industria de servicios de eficiencia energética. En España, el gobierno debe aún desarrollar una estrategia integral y detallada de eficiencia energética que aúne, dentro de un esquema consistente y de largo plazo, las medidas ya adoptadas (p. ej., en materia de eficiencia energética de los nuevos edificios, etc.) y otras medidas aprobadas, pero sin desarrollar, como las que se incluyen en el Anteproyecto de Ley de Economía Sostenible. Debe asimismo señalarse que las expectativas de ahorros energéticos, así como la reducción de emisiones en relación con estos programas del Reino Unido están centrados en el consumo del gas, que supone el combustible por excelencia para usos de exclusivamente, en las viviendas sociales, previendo que hasta 3 millones de hogares en situación vulnerable se vean beneficiados por estas medidas.
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6 Por ejemplo, el proyecto “Rethinking Housing Refurbishment”.
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climatización en aquel país. Por ello, las iniciativas británicas y el análisis de la experiencia sólo resultan parcialmente extrapolables al caso español.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Eficiencia económica y protección a clientes vulnerables, Mecanismos de protección de los consumidores de electricidad y gas natural en España.
Reflexiones de interés
El futuro de las infraestructuras de distribución de electricidad y la transformación del sector eléctrico.
En una reciente presentación preparada para el Harvard Electricity Policy Group, Jim Kelly, vicepresidente de la unidad de distribución y transporte de la compañía eléctrica californiana Southern California Edison (SCE)7, revisa la evolución de los conceptos e ideas comúnmente aceptados sobre el desarrollo de redes inteligentes (“smart grids”8). De acuerdo con la visión de Kelly, el concepto de “smart grids” ha ido cambiando y sofisticándose con el tiempo, englobando aspectos relacionados con la respuesta de la demanda, la integración de las energías renovables, el desarrollo de generación distribuida o el desarrollo de los vehículos eléctricos.
Enlace: J. Kelly, “Distribution infrastructure and electricity transformation”, SCE, 25 de febrero de 2010.
Hace unos cinco años, según Kelly, el término “smart grids” hacía referencia a infraestructuras de distribución de electricidad muy centradas en el desarrollo de aplicaciones para los consumidores, incluyendo contadores inteligentes, equipamiento doméstico inteligente, sistemas de control del consumo energético doméstico y mecanismos orientados a facilitar la respuesta de la demanda, la eficiencia energética y el ahorro energético. Posteriormente, el concepto de “smart grids” se extendió hasta abarcar también los problemas relacionados con la arquitectura y la operación de las redes de transporte y distribución en un contexto de elevada penetración de tecnologías renovables y los retos que suponen las políticas de apoyo a estas tecnologías.
En los últimos tiempos, además de los aspectos anteriores, se estudia con más detenimiento el impacto que sobre las “redes inteligentes” de distribución puede tener el crecimiento esperado de la generación distribuida y de los vehículos eléctricos (VEs), tanto los híbridos enchufables como los impulsados exclusivamente por baterías recargables. El desarrollo de los vehículos eléctricos
7 Southern California Edison es una de las principales empresas eléctricas de California, con más de 14 millones de clientes en un área de distribución en el centro y sur de California que abarca unos 130.000 km2.
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8 Vea más información sobre “smart grids” en la presentación de Energía y Sociedad “SMART GRIDS. Redes eléctricas inteligentes”.
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introduce una cierta incertidumbre sobre la evolución futura de las redes de distribución, debido a la dificultad de prever la adopción de esta tecnología por los consumidores y la distribución espacial de los consumos y otros aspectos técnicos y regulatorios (protocolos de carga, impacto de las tarifas eléctricas, etc.)
La presentación de Kelly revisa a continuación las políticas regulatorias en California que tendrán un impacto directo sobre el desarrollo de las redes de distribución. En cuanto al desarrollo de las energías renovables, destaca el objetivo de alcanzar un 20% de generación renovable en 2010 y la propuesta de alcanzar un 33% en 20209, con el trasfondo de la Ley AB32, que obliga a alcanzar las emisiones de 1990 en el año 2025, lo que supondría una reducción del 25% respecto de los niveles actuales. Por otra parte, el desarrollo previsto de los vehículos eléctricos enchufables alcanzaría 100.000 unidades en 2015 y 400.000 unidades en 2020. Además, los objetivos de eficiencia energética implican alcanzar 7,3 TWh de ahorro de energía en el periodo 2012‐2020, un 100% de nuevas viviendas energéticamente autosuficientes (“zero energy homes”) en 202010 y hasta 1.000 MW de respuesta de la demanda en 2015 a través de contadores inteligentes. Además, acaba de implementarse un nuevo diseño de mercado con precios marginales locales (MRTU), plenamente operativo en 2010, y está previsto el desarrollo de un mercado para fuentes alternativas en 2015.
Kelly argumenta que, dado que los sistemas de distribución no fueron diseñados para acomodar flujos de energía e información en dos sentidos, el reto de (a) integrar la generación distribuida y resolver los problemas de calidad del flujo de energía, y (b) acomodar los procesos de recarga de baterías de VEs, implica la necesidad de tomar decisiones rápidas sobre el diseño de las nuevas redes, pese a la incertidumbre sobre cuál es la solución óptima, debido al elevado coste de diseñar las redes una vez haya comenzado el despliegue de instalaciones de generación distribuida y VEs.
En concreto, el autor de la presentación hace hincapié en la incertidumbre que supone, para empresas eléctricas, reguladores y empresas automovilísticas el desarrollo de la industria de VEs en California, con una fase inicial (hasta 2015) en la que se irán desarrollando la normativa y los estándares en un contexto de incertidumbre y crecimiento relativamente modesto del parque de vehículos y una segunda fase (2015 en adelante) con mayor conocimiento sobre el comportamiento de los consumidores y su impacto sobre las redes, una mayor relevancia de la gestión de la demanda y un parque móvil que podría alcanzar, en el escenario más optimista, 1 millón de VEs. Otra fuente de incertidumbre está ligada al impacto de los “equipamientos inteligentes” de los
9 Además, California ha planteado el objetivo de alcanzar una potencia instalada fotovoltaica en tejados de edificios de 500 MW en 2016 y ha puesto en marcha un programa (California Solar Initiative) para instalar hasta 3.000 MW de instalaciones fotovoltaicas.
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10 La iniciativa "Building America Zero Energy Homes", impulsada por el Departamento de Energía de los EE.UU. junto con el NREL y otras instituciones, consistió en construir prototipos de viviendas energéticamente eficientes en el norte de California entre 2002 y 2004. Vea más información. En 2008, el regulador energético californiano (CPUC) aprobó un plan estratégico de eficiencia energética de largo plazo que incluía entre sus objetivos alcanzar un 100% de nuevas viviendas energéticamente autosuficientes.
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hogares. SCE estima que en 2020 habrá más de 10 millones de equipos inteligentes11 conectados a sus redes, recibiendo y enviando información y respondiendo a señales de precios y de operación.
A continuación, Kelly identifica los factores que permitirán desarrollar las redes inteligentes en el futuro, incluyendo (1) vehículos eléctricos que permitan comunicaciones en dos sentidos, (2) desarrollo de tecnologías de almacenamiento de energía en los niveles de transporte y distribución, (3) nuevos diseños de circuitos de distribución que faciliten la participación de los consumidores en los mercados y que integren de forma efectiva la generación distribuida intermitente, (4) productos y equipamientos comerciales basados en códigos y estándares seguros y abiertos, (5) infraestructura de telecomunicaciones que permita asimilar la información proveniente de millones de equipos y que produzca señales que permitan operar eficientemente las redes y (6) trabajadores con capacidad y conocimiento para diseñar, construir, operar y mantener redes en las que se inserten tecnologías de información complejas y variadas.
De acuerdo con Kelly, el diseño de las redes de distribución evolucionará asumiendo más características de las redes de transporte, como los sistemas de control, protección y comunicación. El elevado puntos de conexión e interconexión, en comparación con las redes de transporte, obligará a innovar en el diseño, de tal manera que puedan gestionarse de manera segura los flujos de energía. El sistema de operación de las redes también deberá evolucionar hacia sistemas dinámicos con múltiples agentes y micro‐transacciones integradas, que gestionen adecuadamente la información proveniente de las decisiones de participación en el mercado de los agentes.
En los próximos años, los reguladores se enfrentarán a retos relacionados con la eficiencia en las decisiones de diseño y de regulación de apoyo a tecnologías concretas (p. ej., ¿cuáles deben ser las prioridades de inversión?, ¿debe desarrollarse una infraestructura sólida antes de regular las nuevas condiciones de participación en los mercados?), la definición de límites eficientes de optimización en el diseño de las redes, asumiendo un nivel de inestabilidad en las redes razonable, y la eficiencia en los cambios que se implementen en las redes y en los equipos para permitir la participación en el mercado de hasta 20 millones de “agentes” (consumidores y equipamientos). Kelly termina su presentación indicando que, al igual que en el caso de otros sectores de la economía de los EE.UU., el desarrollo de la industria energética (y, por ende, de los “smart grids”) dependerá de las políticas de subsidios cruzados, con lo una cuestión que deberá resolverse en el futuro es cómo delimitar la frontera entre los costes compartidos y los costes asumidos por cada agente a través de la regulación, las tarifas, etc. Todas estas cuestiones regulatorias y tecnológicas, en última instancia, se resolverán a lo largo de un proceso que, al igual que otras “revoluciones” recientes (ordenadores personales, telefonía móvil, internet), durará más de 20 años.
La presentación de Jim Kelly muestra que el desarrollo de “redes inteligentes” abarcará un amplio espectro de cuestiones y decisiones regulatorias, tecnológicas, de información y de incentivos. La integración en las redes de nuevas tecnologías de generación distribuida y renovable, el desarrollo
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11 Entre los equipos inteligentes se incluyen contadores avanzados, equipamiento doméstico inteligente, otros equipamientos de control y respuesta del consumo, vehículos eléctricos, elementos inversores y tecnologías de almacenamiento de energía.
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de redes seguras y la participación activa de la demanda a través de nuevos equipamientos requerirá avances tecnológicos, de ingeniería y de diseño que requerirán, para materializarse de forma eficiente, un fuerte impulso político y regulatorio. Una de las implicaciones de esta visión de los “smart grids” es que, en el caso del sistema eléctrico español, con objetivos muy ambiciosos en materia de energías renovables y de penetración de vehículos eléctricos, deberán darse pasos decididos y rápidos de apoyo a esta industria en cuestiones relacionadas con las tecnologías de referencia y con los incentivos a la inversión en infraestructuras.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Smart grids, Actividades reguladas, Las tarifas reguladas.
Análisis de la dinámica de la industria global del Gas Natural Licuado (GNL).
El artículo de Sophia Ruester, de la Universidad de Dresde, analiza la evolución del mercado global del Gas Natural Licuado (GNL) en las últimas décadas, que se ha caracterizado por las elevadas inversiones realizadas en capacidad de regasificación y licuefacción ante las perspectivas de elevados crecimientos de la demanda global de gas natural. Ruester analiza también los cambios registrados tanto en las relaciones entre empresas de países importadores y exportadores como en las relaciones contractuales, poniendo de manifiesto la tendencia a evolucionar desde contratos a largo plazo con rígidas cláusulas “take or pay” hacia relaciones contractuales más flexibles.
Enlaces: Sophia Ruester, “Recent dynamics in the global liquefied natural gas industry”, Resource Markets Working Paper, Dresden University of Technology, enero de 2010.
El objetivo del artículo de Ruester es analizar la evolución de la industria global del gas natural licuado12 (GNL) en los últimos años, tanto en lo relativo a las infraestructuras como en lo relativo a las relaciones entre empresas exportadoras e importadoras o la evolución del marco contractual.
En la actualidad, el gas natural representa aproximadamente el 24% de la energía primaria mundial. En el año 2008, el 28% del gas exportado se realizó en forma de GNL. Las perspectivas futuras del gas natural como combustibles son positivas. Así, la Agencia Internacional de la Energía predice que el gas natural tendrá un papel destacado en el futuro. Concretamente, en su escenario de referencia, la AIE asume una tasa media anual de crecimiento de la demanda del 1,5% hasta el año 2030. Desde el año 2000, el volumen negociado de GNL ha aumentado a una tasa anual del 7%, generando la entrada de nuevos agentes y el desarrollo de nuevas formas de negociación.
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12 El gas natural licuado (GNL) es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. El proceso de licuefacción supone el enfriamiento del gas natural hasta una temperatura de ‐161ºC aproximadamente a presión atmosférica, lo que permite reducir el volumen de gas transportado en unas 600 veces sin necesidad de comprimirlo.
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La licuefacción del gas natural permite el transporte del mismo a largas distancias y hacia regiones en las que no es posible, o es muy costoso, que lleguen gasoductos. Aunque el transporte de gas natural en forma de GNL requiere importantes inversiones iniciales, sus costes variables se reducen con la distancia de manera apreciable, de forma que se estima que a partir de distancias superiores a 2.500 km es rentable transportar el gas en forma de GNL en vez de a través de gasoductos. Asimismo, el sector ha conseguido generar economías de escala, y la capacidad media de las plantas de licuefacción registra una tendencia creciente, superando en la actualidad los 5 millones de toneladas por año (mtpa). De hecho, los últimos mega‐trenes de licuefacción de Qatar tienen una capacidad de 7 mtpa.
La tecnología necesaria para la licuefacción de gas natural para su posterior transporte es conocida desde hace más de 40 años, sin embargo los elevados costes de transporte hicieron que los mercados de gas natural mantuvieran un carácter regional hasta los años 90 del siglo pasado.
En esta primera etapa, los contratos eran típicamente bilaterales de largo plazo, muy inflexibles, con cláusulas “take or pay”13 y cláusulas de destino que permitían a los países exportadores asegurarse la financiación de inversiones en infraestructuras muy intensivas en capital y permitía a los compradores dependientes del GNL, como Japón y Corea del Sur, obtener un suministro seguro.
Con anterioridad a los años 90 del siglo pasado, la estructura del negocio de los proyectos de licuefacción (exportación) se basaba en un modelo de “joint venture” entre una empresa estatal (de capital público) del país de origen y una empresa privada extranjera. Aunque por el lado del comprador (importador), podía ser un monopolio en el país de destino o una empresa privada, en la mayoría de los países importadores no se fomentaba la competencia minorista, de forma que las empresas compradoras eran empresas verticalmente integradas muy reguladas.
En la última década, las inversiones en infraestructura en el sector de GNL han aumentado considerablemente por las perspectivas de incrementos de la demanda de gas natural. Entre los años 1999 y 2009, la capacidad de regasificación mundial aumentó desde los 251 mtpa hasta los 462 mtpa en 2009 (incremento del 84%), la capacidad de licuefacción aumentó des de los 108 mtpa hasta los 229 mtpa (incremento del 112%), y durante ese mismo periodo el número de buques de GNL pasó de 106 a 337 (+218%).
Los tres países con mayor capacidad de regasificación en la cuenca atlántica son EE.UU., (con 8 plantas y una capacidad de 88,7 mtpa), España (con 6 plantas de regasificación y una capacidad de 33,5 mtpa) y Reino Unido (con tres plantas y una capacidad de 20 mtpa). Japón y Corea del Sur son los países con mayor capacidad de regasificación en el mundo, 176,3 mtpa (23 plantas) y 53,6 mtpa (4 plantas), respectivamente.
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13 Una cláusula “take or pay” implica que el gas se debe pagar independientemente de que se consuma o no.
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Uno de los aspectos que ha cobrado mayor relevancia en los últimos años en la industria global del GNL es el papel de la producción de gas no convencional14 en EE.UU. Tal y como se señala en el artículo, en los primeros años de esta década las perspectivas en EEUU eran un incremento de las importaciones de GNL, tanto por las propias perspectivas de incremento de demanda, como por el inicio de las exportaciones de GNL de Trinidad y Tobago, así como por el marco regulatorio establecido por la FERC que facilitó el incremento de los planes de desarrollo de capacidad de regasificación. Sin embargo, tal y como se señala en el propio artículo, el descubrimiento y desarrollo de un volumen significativo de gas natural no convencional (especialmente en Tejas y Lousiana) en los últimos años, ha alterado la situación y perspectivas del mercado del gas natural tanto en EE.UU. como en el ámbito global.
Las perspectivas sobre el papel que el gas no convencional puede tener en los próximos años dependen de la evolución de los precios del gas natural y de los costes de producción. Tal y como señala el artículo, las estimaciones de algunos autores sitúan los precios mínimos a los que es rentable producir el gas no convencional entre los 3,75 $/MMBtu y los 4,5 $/MMBtu15, aunque los costes varían en función de las características geológicas de cada yacimiento16. Una de las principales incertidumbres existentes a medio plazo es si el nivel de producción de gas natural no convencional puede mantenerse en niveles inferiores a los 5 $/MMBtu17.
La caída de la demanda por la crisis económica, las elevadas inversiones en licuefacción y regasificación realizadas en los últimos años y el desarrollo de la tecnología de extracción de gas natural no convencional en EE.UU. han generado un desacoplamiento entre los precios del gas natural de corto plazo y los precios del petróleo, con una caída importante de los primeros.
La estructura tradicional de los contratos de gas se ha caracterizado por ser contratos de largo plazo, con cláusulas rígidas “take‐or pay” en las que el comprador se obliga a aceptar un nivel mínimo de gas natural, próximo al 90% de los volúmenes nominales contratados. En estos contratos los precios se forman a través de fórmulas de indexación18, normalmente relacionada con precios del petróleo y/o de derivados del petróleo. Este tipo de contratos solían incluir asimismo cláusulas
14 Se consideran formas de gas natural no convencional cuando el gas es difícil o económicamente poco rentable de extraer. Entre los tipos de gas natural no convencional podemos encontrar el gas natural procedente de formaciones de pizarra y esquistos con muy baja permeabilidad (“shale gas”), el metano en capas de carbón (“coalbed methane”) o el gas en arenas de baja permeabilidad (“tight sand gas accumulations”). 15 Equivale a 0,93 y 1,11 c€/kWh, respectivamente, con un tipo de cambio considerado de 1,38 $/€. 16 Los principales yacimientos son los de “Barnett Shale” y “Eagle Ford” ambos en Tejas y el de “Haynesville Shale” en Luisiana. Las estimaciones de precios mínimos se situarían en 3,88 $/MMBtu en Eagle Ford, 3,74 $/MMBtu en Marcellus (Pennsylvania), 4,49$/MMBtu en Haynesville y 5,18 $/MMBtu en Barnett. 17 Equivale a 1,24 c€/kWh, con un tipo de cambio considerado de 1,38 $/€..
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18 Mientras las cláusulas de indexación al petróleo o sus derivados son importantes en Europa continental y en Japón y Corea del Sur, los mercados de EEUU y de Reino Unido, los precios en los contratos de gas de largo plazo guardan una mayor relación con los precios del gas natural en los mercados de corto plazo (“gas‐to‐gas competition”).
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de destino19. Bajo este esquema contractual el comprador asume el riesgo de volumen mientras el vendedor asume el riesgo de precio.
El desarrollo del mercado global de GNL ha ido acompañado de cambios en las relaciones entre las empresas, de manera que los contratos de largo plazo tradicionales han ido abriendo paso a una mayor relevancia de la negociación de corto plazo. Así, tal y como señala la autora, existe una tendencia a modificar la estructura de los contratos de largo plazo, dotándoles de mayor flexibilidad, por ejemplo, a través de la reducción de las duraciones y los volúmenes medios de los contratos, la reducción de los requisitos exigidos al comprador a través de las cláusulas “take or pay”, la eliminación de las cláusulas de destino, y el interés de los compradores por contratar el GNL en origen bajo cláusulas FOB (“free on board”) que permiten al comprador redirigir los buques de GNL hacia el mercado con mejores precios, lo que permite realizar arbitraje entre mercados.
Por tanto, aunque en las fases iniciales de la industria del GNL, la mayor parte de las infraestructuras de licuefacción se encontraban bajo control público y la industria se caracterizaba por contratos bilaterales, de largo plazo, con elevados niveles de inflexibilidad provocadas por las cláusulas de “take or pay” y de destino, el mercado actual de GNL, está registrando cambios en la estructura de los contratos de largo plazo de manera que están apareciendo formas de negociación más flexibles con un incremento de la importancia relativa de las transacciones de corto plazo y spot, así como en las estrategias de las empresas produciéndose una mayor integración de actividades “aguas arriba” (exploración, extracción y licuefacción) y “aguas abajo” (regasificación y comercialización).
La consecución de un mix de generación de energía eléctrica diversificado y bajo en emisiones, supone el incremento del peso relativo de las energías renovables en dicho mix. Sin embargo, debido al carácter estocástico que caracteriza la producción de energía eléctrica mediante fuentes renovables, todo mercado eléctrico requiere de una capacidad de reserva, gestionable y flexible que permita acomodar la producción renovable en un contexto de seguridad de suministro. Por tanto, la generación térmica mediante ciclos combinados, tiene un papel muy relevante en un mix de generación bajo en emisiones. Sin embargo, la existencia de mecanismos de aprovisionamiento de gas natural inflexibles, asociados a contratos de largo plazo en el que el volumen adscrito a cláusulas de “take or pay” sea elevado, puede dificultar no tan sólo la operación y la rentabilidad económica de los ciclos combinados en entornos de baja demanda y elevada penetración de energías renovables, sino el propio desarrollo de las energías renovables.
Enlaces a fichas de “Energía y Sociedad” relacionadas: Inversión y seguridad de suministro en un mercado liberalizado, El cambio climático y el protocolo de Kioto.
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19 Las “cláusulas de destino” impiden al comprador redirigir los buques hacia mercados alternativos y aprovechar los diferenciales de precios entre mercados a través de operaciones de arbitraje.
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Evolución de los mercados energéticos
El precio medio de los contratos Brent a 1 y 3 meses se situó durante el período del 22 al 9 de marzo en 79,50 $/bbl y 80,99 $/bbl, respectivamente, lo que supone un aumento aproximado del 2% respecto a los precios medios de la quincena anterior. En este periodo, las cotizaciones del Brent a corto plazo oscilan alrededor del nivel de los 80 $/bbl.
El mercado de carbón (contrato con entrega en Europa, API2 ARA), siguiendo una tendencia opuesta a la del crudo, continúa decreciendo tras el máximo alcanzado a principios de año, a pesar de lo cual se mantiene por encima de los 70 $/. El precio medio en la quincena analizada es un 2,5% inferior al precio medio registrado en la quincena anterior. Por su parte, los contratos de gas natural (NBP) prosiguen con su tendencia descendente en los precios a corto y medio plazo. En el mercado de derechos de emisión, el precio medio del contrato con vencimiento en 2010 se situó en 13,07 €/t.
Los precios spot medios de electricidad en España y Portugal se mantienen por debajo de los precios de todos los mercados europeos analizados.
Durante el período analizado (del 8 al 22 de marzo), los precios medios de los contratos sobre el Brent con entrega a uno y tres meses aumentaron alrededor del 2%, situándose en 79,50 $/bbl y 80,99 $/bbl, respectivamente. Las variaciones del tipo de cambio $/€, motivadas por la incertidumbre existente en la UE respecto a la financiación del plan de rescate griego, han contaminado a los mercados de “commodities” afectando a la volatilidad de las cotizaciones del Brent.
Los precios medios de los contratos a plazo del carbón API2 ARA decrecieron, situando el contrato con vencimiento en abril de 2010 en un precio medio quincenal de 73,54 $/t y el contrato con vencimiento en el segundo trimestre de 2010 en 74,30 $/t. En el caso de los precios de gas natural negociados en el Reino Unido (National Balancing Point, NBP) prosiguen su tendencia descendente, tanto en los contratos con entrega en abril (‐6,11% respecto la semana anterior) como en los contratos con entrega en el segundo trimestre (‐6,41%), situándose en un valor medio del periodo analizado de 11,17 €/MWh y 11,00 €/MWh, respectivamente. El precio de referencia del gas natural en los EE.UU. (Henry Hub) experimenta un descenso algo más acusado (caídas superiores al 8%) en entregas para abril. Por otra parte, el precio medio de los derechos de emisión de CO2 con entrega en diciembre de 2010 descendió ligeramente (‐0,5%) respecto al periodo anterior, situándose en los 13,07€/t.
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Los precios spot medios de los mercados eléctricos europeos sufren crecimientos generalizados (salvo en Nord Pool) tras los descensos en la quincena anterior. Estos crecimientos se acusaron en mayor medida en España y Portugal, donde el descenso en la producción hidráulica y eólica motiva que el pool se sitúen en niveles de 24 €/MWh. La subida del precio en Francia es también importante (+34%), recuperándose así de la caída sufrida en la quincena anterior.
23 de marzo de 2010 Número 26
Tabla 1. Evolución de los precios spot de la electricidad en Europa
Precio medio spot (€/MWh)
09/03‐22/03 23/02‐08/03 Variación (%)
España OMIE 24,16 15,28 +58,11%
Portugal OMIE 24,37 15,03 +62,09%
Francia Powernext 52,11 38,89 +33,99%
Alemania EEX 42,03 37,10 +13,29%
Italia GME 66,56 59,72 +11,45%
Nord Pool 56,47 74,64 ‐24,34%
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMIE.
Gráfico 1. Evolución de los precios medios spot semanales de la electricidad en Europa.
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OMEL (España) Nord Pool Powernext GME EEX OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
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Gráfico 2. Evolución de los precios medios spot diarios de la electricidad en Europa.
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OMEL (España) Nord Pool Powernext GME EEX OMEL (Portugal)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de GME, EEX, Powernext, Nord Pool y OMEL.
Tabla 2. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles (petróleo, gas y carbón) y de los derechos de emisión de CO2.
Unidades 09/03‐22/03 23/02‐08/03 % Var.
Brent entrega a 1 mes (contrato M+1) $/bbl 79,50 78,24 +1,60%
Brent entrega a 3 meses (contrato M+3) $/bbl 80,99 79,05 +2,46%
Gas natural (NBP) entrega en Abr.‐10 €/MWh 11,17 11,89 ‐6,11%
Gas natural (NBP) entrega en Q2‐2010 €/MWh 11,00 11,75 ‐6,41%
Carbón API2 ARA entrega en Abr.‐10 $/t 73,54 75,39 ‐2,46%
Carbón API2 ARA entrega en Q2‐2010 $/t 74,30 75,82 ‐2,01%
Derechos de CO2 entrega en Dic‐2010 €/t 13,07 13,14 ‐0,49%
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Fuente: Elaboración propia a partir de datos de EEX, Reuters y European Climate Exchange.
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Gráfico 3. Evolución de las cotizaciones a plazo de los combustibles con entrega al mes siguiente y de los derechos de emisión de CO2 (medias semanales).
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Brent futuro a 1 mes ($/bbl , eje i zqdo.) Carbón API2 ARA futuro a 1 mes ($/t, eje i zqdo.)
Gas natura l NBP futuro a 1 mes (€/MWh, eje dcho.) CO2 Dic‐2010 (€/t, eje dcho.)
Fuente: Elaboración propia a partir de las siguientes fuentes: EEX, Reuters y European Climate Exchange.